Гражданский кодекс часть 1

В соответствии со ст. 179 ч. 3 АПК РФ, арбитражный суд по своей инициативе или по ходатайству лица, участвующего в деле, вправе исправить допущенные опечатки без изменения содержания судебного акта.

Учитывая изложенное, и руководствуясь ст.ст. 179, 184-186 АПК РФ,

ОПРЕДЕЛИЛ:

Исправить допущенную опечатку в решении суда от 04.06.2013 г. по делу № А40- 129184/12-140-865:

В мотивировочной части решения суда со страницы 23 вместо:

«По мнению налогового органа, в нарушение положений ст. 342 НК РФ ОАО «НК Роснефть» завысило фактические потери полезных ископаемых при добыче нефти, облагаемые по ставке 0%, сверх нормативов, утвержденных Министерством энергетики РФ, что привело к неуплате НДПИ за 2008 - 2009 гг. в размере 4 867 094 руб. По лицензиям ХМН 02034 НЭ и НРМ 00642 HP применены завышенные нормативы потерь, в связи с неприменением в июне 2009 г. новых нормативов потерь, утвержденных Приказом Министерства энергетики РФ от 29.06.2009 г. № 280.

Нормативы потерь, на которые ссылается в решении налоговый орган и которые были использованы им при определении сумм недоплаты НДПИ, были утверждены Приказом Министерства энергетики РФ от 29.06.2009 г. № 280.

Указанный приказ не был зарегистрирован в Минюсте, а также не был официально опубликован. Минэнерго России официально уведомило Общество об утверждении новых нормативов потерь лишь в июле 2009 г. письмом от 03.07.2009 г. № 08-548, следовательно, в июне 2009 г. у Общества отсутствовали вновь утвержденные нормативы потерь, в связи с чем, Общество применило нормативы потерь, утвержденные ранее (в 2005 г.).

Применение доведенных до Общества письмом Минэнерго России от 03.07.2009 г. Л» 08-548 нормативов потерь соответствует положениям ст.339, 342 НК РФ.

В силу п.1 и 2 ст. 44 НК РФ обязанность по уплате конкретного налога или сбора возлагается на налогоплательщика и плательщика сбора с момента возникновения установленных законодательством о налогах и сборах обстоятельств, предусматривающих уплату данного налога или сбора.

В силу положений п. 1 ст. 336, п. 1 и пп. 3 п. 2 ст.337 НК РФ объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых (далее - НДПИ) является добытое из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации, углеводородное сырье - нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.

В п. 2 и 3 ст. 338 НК РФ установлено, что налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении в соответствии со ст. 339 НК РФ

В силу п. 1 ст. 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. Количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто. В целях настоящей главы массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.

В пункте 2 ст. 339 НК РФ указано, что 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 соответствии с п. 3 ст. 339 НК РФ, 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.

В соответствии с положениями ст. 341 НК РФ, налоговым периодом признается календарный месяц.

Согласно п. 1 ст. 343 НК РФ сумма налога по нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной исчисляется как произведение соответствующей налоговой ставки и величины налоговой базы.

В соответствии со ст. 344 НК РФ сумма налога, подлежащая уплате по итогу налогового периода, уплачивается не позднее 25-го числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом.

В силу п. 1, 2 ст. 345 НК РФ налоговая декларация по НДПИ представляется налогоплательщиком в налоговые органы по месту нахождения (месту жительства) налогоплательщика не позднее последнего числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом.

Согласно положениям пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых налогообложение производится по натоговой ставке 0 процентов (0 рублей в случае, если в отношении

добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со статьей 338 настоящего Кодекса как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении).

При этом 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.

Абзацем третьим пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ (в редакции Федерального закона от 27.07.2006 г. № 151-ФЗ) установлено, 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, определяемом Правительством Российской Федерации, а по вновь разрабатываемым месторождениям применяются нормативы потерь, установленные техническим проектом.

На основании ст. 342 НК РФ Постановлением Правительства РФ от 29.12.2001 г. №921 были утверждены Правила утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения (далее - Правила).

В соответствии с п. 5 Правил нормативы потерь углеводородного сырья рассчитываются по каждому конкретному месту образования потерь на основании принятой схемы и технологии разработки месторождения, проекта обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин (если участок недр предоставлен для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых, осуществляемых по совмещенной лицензии) и ежегодно утверждаются Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Федеральным агентством по недропользованию.

Министерство энергетики Российской Федерации направляет сведения об утвержденных нормативах потерь в Федеральную налоговую службу в 10-дневный срок со дня их утверждения.

Порядок подачи документов, а также сроки и последовательность действий Минэнерго России по утверждению нормативов потерь углеводородного сырья детализированы в Административном регламенте Министерства энергетики Российской Федерации исполнения государственной функции по утверждению нормативов технологических потерь углеводородного сырья, утв. Приказом Минэнерго России от 22.04.2009 г. № 121 (далее – Административный регламент, опубликован в «Бюллетени нормативных актов федеральных органов исполнительной власти», № 36, 07.09.2009 г.).

В соответствии с п. 35 Административного регламента исполнение государственной функции включает в себя прием и регистрацию представленных заявителем документов; проверку комплектности (достаточности) представленных заявителями документов, а также проверку полноты и достоверности содержащейся в указанных документах информации; принятие решения об утверждении или отказе в утверждении Нормативов потерь; согласование приказа об утверждении Нормативов потерь с Роснедра; уведомление заявителя о результатах рассмотрения и согласования Нормативов потерь.

Далее, в пункте 44 Административного регламента установлено, что в случае соответствия представленных заявителем материалов принятой схеме и технологии разработки месторождения, документальной обоснованности неизбежности потерь, а также показателей состава и состояния углеводородного сырья, полученных посредством инструментальных замеров и применяемых в расчетах технологических потерь по каждому объекту потерь и виду потерь, директор Департамента принимает решение о направлении в установленном порядке проектов приказов Минэнерго

России об утверждении Нормативов потерь на согласование в Роснедра. В пункте 45 Административного регламента установлено, что в случае согласования Роснедрами проекта приказа Минэнерго России об утверждении Нормативов потерь Минэнерго России утверждает его в пятидневный срок.

Уведомление об утвержденных Нормативах потерь Минэнерго России в десятидневный срок со дня их утверждения направляет заявителю, а также направляет в Федеральную налоговую службу копию приказа Минэнерго России об утверждении Нормативов потерь с сопроводительным письмом (п.46 Административного регламента).

Следовательно, Административным регламентом предусмотрена обязанность Минэнерго России по информированию недропользователя (путем направления уведомления) об утвержденных нормативах потерь в десятидневный срок со дня их утверждения; стадией утверждения нормативов потерь исполнение государственной функции по утверждению нормативов технологических потерь углеводородного сырья не оканчивается.

В связи с вышеизложенным в случае, если по состоянию на 25 февраля 2009 г. у налогоплательщика отсутствовали утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год (2009 г.), впредь до утверждения Минэнерго России, получения налогоплательщиком и относимости нормативов потерь нефти к законченному налоговому периоду подлежали применению нормативы потерь, утвержденные ранее в порядке, установленном в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2001 г. № 921 «Об утверждении правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения».

Законодательство не предусматривает перерасчет по НДПИ в случае утверждения нормативов потерь, имеющих отличие (в ту или иную сторону) от предыдущих (Письмо Минэкономразвития от 07.11.2006 г. № 16542-КА/Д07 «О применении положений Федерального закона от 27.07.2006 г. №151-ФЗ»).

Обоснованность позиции налогоплательщика подтверждается сложившейся судебной арбитражной практикой (Постановление ФАС Западно-Сибирского округа от 11.05.2010 г. по делу №А27-18053/2009, от 26.04.2010 г. по делу №А27-18052/2009, от 18.03.2010 г. по делу №А27-11373/2009, ФАС Восточно-Сибирского округа от 07.09.2009 г. по делу №А78-6156/08, Постановление ФАС Московского округа от 07.07.2010 по делу №КА-А40/6852-10).

Нормативы технологических потерь нефти являются элементом налогообложения - налоговой базы по НДПИ, в связи с чем, на акт государственного органа, устанавливающего их размер (Приказ Минэнерго России от 29.06.2009 г. № 280), распространяются правила вступления в силу актов законодательства о налогах и сборах.

В соответствии с п.1 ст. 3 НК РФ каждое лицо должно уплачивать законно установленные налоги и сборы. В пункте 6 ст. 3 НК РФ указано, что при установлении налогов должны быть определены все элементы налогообложения. Акты законодательства о налогах и сборах должны быть сформулированы таким образом, чтобы каждый точно знал, какие налоги (сборы), когда и в каком порядке он должен платить.

В силу п.1 ст. 17 НК РФ налог считается установленным лишь в том случае, когда определены налогоплательщики и элементы налогообложения, а именно: объект налогообложения; налоговая база; налоговый период; налоговая ставка; порядок исчисления налога; порядок и сроки уплаты налога.

С учетом положений ст. 339, пп. 1 п. 1 ст. 342, п. 1 ст. 343 НК РФ утверждаемый Минэнерго России норматив технологических потерь нефти влияет на размер нормативных потерь, уменьшающих/увеличивающих количество нефти, облагаемой по «обычной» ставке и увеличивающих/уменьшающих соответственно количество нефти, облагаемой по «пониженной», фактически «льготной» ставке - 0 руб., что в итоге

влияет на конечную сумму подлежащего уплате в бюджет НДПИ. Иными словами, чем больше утвержденный Минэнерго России процентный норматив технологических потерь нефти, тем больше облагаемые по ставке 0 руб. нормативные фактические потери нефти в составе общего количества добытой нефти, налоговой базы (пп. 1 п. 1 ст. 342, 339 НК РФ).

Таким образом, поскольку в общее количество полезного ископаемого включаются нормативные потери, рассчитанные на основе норматива Минэнерго России, норматив технологических потерь нефти является элементом налога на добычу полезных ископаемых - налоговой базы, в связи с чем, на порядок его установления и применения распространяются все принципы налогообложения, установленные Конституцией РФ и Налоговым Кодексом РФ.

Согласно ст.57 Конституции РФ каждый обязан платить законно установленные налоги и сборы. Законы, устанавливающие новые налоги или ухудшающие положение налогоплательщиков, обратной силы не имеют.

В силу п.1 ст. 5 НК РФ акты законодательства о налогах вступают в силу не ранее чем по истечении одного месяца со дня их официального опубликования и не ранее 1- го числа очередного налогового периода по соответствующему налогу, за исключением случаев, предусмотренных настоящей статьей.

В силу п. 2 ст.5 НК РФ акты законодательства о налогах и сборах, устанавливающие новые налоги и (или) сборы, повышающие налоговые ставки, размеры сборов, устанавливающие или отягчающие ответственность за нарушение законодательства о налогах и сборах, устанавливающие новые обязанности или иным образом ухудшающие положение налогоплательщиков или плательщиков сборов, а также иных участников отношений, регулируемых законодательством о налогах и сборах, обратной силы не имеют.

В силу п. 5 ст. 5 НК РФ положения, предусмотренные настоящей статьей, распространяются также на нормативные правовые акты о налогах и сборах федеральных органов исполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органов местного самоуправления.

В соответствии с п.1, 2, 3 Правил подготовки нормативных правовых актов федеральных органов исполнительной власти и их государственной регистрации, утв. Постановлением Правительства РФ от 13.08.1997 г. № 1009 нормативные правовые акты федеральных органов исполнительной власти издаются на основе и во исполнение федеральных конституционных законов, федеральных законов, указов и распоряжений Президента Российской Федерации, постановлений и распоряжений Правительства Российской Федерации, а также по инициативе федеральных органов исполнительной власти в пределах их компетенции. Нормативные правовые акты издаются федеральными органами исполнительной власти в виде постановлений, приказов, распоряжений, правил, инструкций и положений. Нормативный правовой акт может быть издан совместно несколькими федеральными органами исполнительной власти или одним из них по согласованию с другими.

Проект нормативного правового акта подлежит согласованию с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти, если такое согласование является обязательным в соответствии с законодательством Российской Федерации, а также если проект нормативного правового акта содержит положения межотраслевого значения или предусматривает совместную деятельность федеральных органов исполнительной власти.

Согласно п. 17 Правил опубликования акт, признанный Министерством юстиции Российской Федерации не нуждающимся в государственной регистрации, подлежит опубликованию в порядке, определяемом федеральным органом исполнительной власти, утвердившим акт. При этом порядок вступления данного акта в силу также определяется федеральным органом исполнительной власти, издавшим акт.

В соответствии с п. 2 Разъяснений о применении Правил подготовки нормативных правовых актов федеральных органов исполнительной власти и их государственной

регистрации, утв. Приказом Министерства юстиции РФ от 04.05.1997г. № 88, при подготовке нормативных правовых актов рекомендуется использовать Постановление Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации от 11.11.1996 г. № 781-II ГД «Об обращении в Конституционный Суд Российской Федерации», в котором приводятся определения нормативного правового акта и правовой нормы: «Нормативный правовой акт -это письменный официальный документ, принятый (изданный) в определенной форме правотворческим органом в пределах его компетенции и направленный на установление, изменение или отмену правовых норм. В свою очередь, под правовой нормой принято понимать общеобязательное государственное предписание постоянного или временного характера, рассчитанное на многократное применение».

В соответствии с п.1 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утв. Постановлением Правительства РФ от 28.05.2008 г. № 400 Министерство энергетики Российской Федерации (Минэнерго России) является федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в том числе по вопросам электроэнергетики, нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, газовой, угольной, сланцевой и торфяной промышленности, магистральных трубопроводов нефти, газа и продуктов их переработки, возобновляемых источников энергии, освоения месторождений углеводородов на основе соглашений о разделе продукции, и в сфере нефтехимической промышленности, а также функции по оказанию государственных услуг, управлению государственным имуществом в сфере производства и использования топливно-энергетических ресурсов.

Согласно 4.2.5. Положения о Минэнерго России, Минэнерго России на основании и во исполнение Конституции Российской Федерации, федеральных конституционных законов, федеральных законов, актов Президента Российской Федерации и Правительства Российской

Федерации самостоятельно принимает нормативные правовые акты: нормативы технологических потерь углеводородного сырья.

Согласно п.9.10 Положения Министр Минэнерго России издает приказы, имеющие нормативный характер.

Таким образом, с учетом того, что Приказ Минэнерго России №280 от 29.06.2009г.:

- был принят на основе и во исполнение положений п.5 Постановления Правительства РФ от 29.12.2001 «Об утверждении Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения» и п.4.2.5 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утв. Постановлением Правительства РФ от 28.05.2008г. №400 Министерство энергетики Российской Федерации;

- быт согласован с Федеральным агентством по недропользованию (Роснедра России) во исполнение п.5 Постановления Правительства РФ от 29.12.2001 «Об утверждении Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения;

- обличен в письменную форму официального документа - приказа, как формы фиксации правовых норм;

- издан Минэнерго России, как уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере нефтедобывающей промышленности;

- направлен на установление для недропользователей новых (на 2009 г.) нормативов потерь углеводородного сырья (нефти), то есть фактически на изменение/отмену действующих нормативов потерь на 2005 г.

- нормативы потерь углеводородного сырья на 2009г. направлены на многократное применение (исходя из ст.339, пп.1 п.1 ст.342 НК РФ в течение каждого налогового периода);

- предписание (нормативы потерь) носят временный характер в связи с тем, что потери утверждаются Минэнерго России ежегодно (п.5 Постановления Правительства РФ от 29.12.2001 № 921 «Об утверждении Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения»).

Приказ Минэнерго России №280 от 29.06.2009г. об утверждении потерь углеводородного сырья на 2009г. носит нормативный характер, и фактически им является.

В соответствии с правовой позицией Конституционного суда РФ, выраженной в Определении от 01.07.1999 № 111-0, от 07.02.2002 г. № 37-0, положения закона не могут иметь обратной силы и не применяются к длящимся правоотношениям, возникшим до дня официального опубликования нового регулирования. Это обусловлено выводимыми из статей 8 (часть 1), 15 (части 1 и 3), 34 (часть 1) и 57 Конституции Российской Федерации началами обеспечения стабильных правовых условий хозяйствования, предполагающими поддержание доверия участников хозяйственной деятельности к закону и действиям государства, в том числе в сфере налоговых отношений, соблюдение принципов справедливости и разумной стабильности правового регулирования соответствующих отношений и недопустимость внесения произвольных изменений в действующую систему норм с распространением этих изменений на ранее возникшие длящиеся налоговые отношения.

В силу ст. 55 НК РФ под налоговым периодом понимается календарный год или иной период времени применительно к отдельным налогам, по окончании которого определяется налоговая база и исчисляется сумма налога, подлежащая уплате.

Налоговым периодом признается календарный месяц (ст.341 НК РФ).

В связи с этим налоговые правоотношения носят длящийся в течение налогового периода характер и на приказ Минэнерго России, как нормативного правового акта, устанавливающего размеры нормативных технологических потерь, распространяются правила о законности установления налога, с вытекающими из него гарантиями незаконности придания обратной силы и действия с периода официального опубликования.

В соответствии с п. 2 и 3 Порядка опубликования и вступления в силу актов Министерства энергетики Российской Федерации, признанных Министерством юстиции Российской Федерации не нуждающимися в государственной регистрации, утв. Приказом Минэнерго России от 08.10.2008 г. № 116 акты Министерства энергетики Российской Федерации, признанные Министерством юстиции Российской Федерации не нуждающимися в государственной регистрации, подлежат опубликованию в «Информационном бюллетене Министерства энергетики Российской Федерации» с одновременным размещением на официальном сайте Министерства энергетики Российской Федерации в сети «Интернет». Опубликование в «Информационном бюллетене Министерства энергетики Российской Федерации» актов Министерства энергетики Российской Федерации является их официальной публикацией.

В силу п. 4 «Порядка опубликования» акты Министерства энергетики РФ, подлежащие опубликованию в соответствии с настоящим Порядком, вступают в силу со дня их подписания, если самими актами не установлен иной порядок вступления их в силу.

Таким образом, приказ Минэнерго России от 29.06.2009 №280 вступил в силу со дня его подписания, с 29.06.2009г.

В связи с этим с учетом нормы п.1 ст.5 НК РФ утвержденные Приказом Минэнерго России от 29.06.2009 №280 нормативы технологических потерь нефти

подлежат применению с 01.07.2009 г, то есть с учетом ст.ст.341, 344, 345 НК РФ с расчета НДПИ за июль 2009г.

Данные выводы соответствуют арбитражной практике (Постановление ФАС Московского округа от 30.03.2012 по делу № А40-34389/10-129-191).

Таким образом, суд считает правомерным применение в июне 2009г. по лицензиям ХМН 02034 НЭ и НРМ 00642 HP нормативов потерь, утвержденных Приказом Минпромэнерго России от 17.03.2005 г.; доначисление налоговым органом НДПИ по указанным лицензиям в общей сумме 4 867 094 руб. неправомерным.

По мнению налогового органа, с учетом измененной ФНС России оспариваемого решения, ОАО «НК «Роснефть» не представило документы, подтверждающие, что нестабильный газовый конденсат соответствует ОСТ 51.58.-79 «Конденсаты газовые» в момент завершения промысловой подготовки; конденсат на Северо-Западно-Афипском, Терноватом, Сладковском, ЮМГ месторождениях проходит промысловую подготовку совместно с нефтью, таким образом, нестабильный газовый конденсат нельзя признавать полезным ископаемым в целях налогообложения НДПИ.

В соответствии с лицензиями на право пользования недрами, выданными Обществу на спорные месторождения, определено строго целевое назначение и виды работ возможные на участках недр:

- Лицензия ЮСХ 000819 НЭ - добыча газа и конденсата газоконденсатного месторождения Усть-Эвай;

- Лицензия ЮСХ 00824 НЭ - добыча газа и конденсата газоконденсатного месторождения Усть-Томи;

- Лицензия КРД 03240 НЭ - газа и конденсата по Северско-Западно-Афипскому газоконденсатному месторождению;

- Лицензия КРД 03225 НЭ - добыча газа и конденсата на Кузнецовском нефтегазоконденсатного месторождении;

- Лицензия КРД 03241 HP - добыча нефти и газа Славянско-Темрюкского участка (газокондесатные месторождения ЮМГ, Терноватое, Сладковское).

В соответствии с соглашениями об условиях разработки месторождения, которые являются неотъемлемой частью указанных лицензий ОАО «НК «Роснефть» были предоставлены в пользование газоконденсатные залежи с установлением ставок платежей за право добычи газа и конденсата.

Согласно данным Территориальных управлений Роснедра, содержащихся в протоколах заседаний об утверждении технологических схем разработки спорных местрождений. и технологическим схемам разработки месторождений Усть-Томи, Усть-Эвай, ЮМГ. Кузнецовское, Терноватое в качестве запасов числящихся на государственном балансе по указанным месторождениям указаны только газ и газовый конденсат.

Как указано в статье 337 НК РФ, полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров (если иное не предусмотрено пунктом 3 настоящей статьи), содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая национальному стандарту, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту организации.

В пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ в качестве вида добытого полезного ископаемого указан газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку.

10.12.1998 № 76, из содержания которых усматривается, что поднятые на поверхность нефть, газ и газовый конденсат подвергаются первичной обработке (подготовке), заключающейся в проведении технологических операций по обезвоживанию, обессоливанию, сепарации, предусмотренных проектом обустройства месторождений.

Технологические схемы подготовки газа на установке подготовки газа (далее - УПГ) месторождений предусматривают направление поднятой из газовых скважин на

поверхность газоконденсатной смеси на установки низкотемпературной сепарации, где происходит отделение от газа механических примесей, насыщенного метанола и конденсата газа (данный факт налоговым органом не отрицается).

Согласно принятых на каждом месторождении локальных актов (регламентов), контрольное измерение давления насыщенных паров в добываемом газовом конденсате и его фракционный анализ, производится один раз в месяц.

При этом в рамках осуществления ежемесячных контрольных измерений, состав газового конденсата, получаемого на установках низкотемпературной сепарации каждого из месторождений, соответствует параметрам, приведенным в п. 1.2. абз.2 ОСТ 51-58-79 «Конденсаты газовые. Технологическая классификация» и определяется как нестабильный (деэтанизированный) конденсат, который содержит в своем составе углеводороды СЗ, С4, С5+ выше и частично С2 с давлением насыщенных паров выше 93 325 Па и является первым по своему качеству продуктом разработки месторождений.

Технологическая схема подготовки газа на установках подготовки газа по каждому месторождению выглядит следующим образом.

Месторождение Усть-Эвай.

В соответствии с Технологической схемой разработки месторождения газожидкостная смесь со скважин месторождения Усть-Эвай поступает на УПГ, где происходит разделение газа и жидкости. Далее конденсат по трубопроводу поступает на УКПГ Мирзоева, где производится замер объема конденсата и отбор проб газового конденсата для испытания по показателям качества. Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) месторождения им. Мирзоева предназначена для подготовки газа методом низкотемпературной сепарации до требований ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые по магистральным газопроводам» и стабилизации конденсата. Разделение газожидкостной смеси происходит на сепараторах установки низкотемпературной сепарации. Полезное ископаемое - нестабильный газовый конденсат, соответствующий ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые», образуется после разделения газожидкостной смеси в сепараторах УКПГ. Замер количества конденсата производится в соответствии с временной инструкцией по учету газового конденсата, устанавливающей порядок учета добычи газового конденсата.

После замера количества газовый конденсат, соответствующий ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые», откачивается на Установку сбора нефти «Мирзоева» для смешения с нефтью.

Месторождение Усть-Томи.

Согласно Технологической схеме разработки месторождения Усть-Томи, продукция скважин поступает на установку подготовки газа (УПГ) месторождения Монги. УПГ предназначена для подготовки газа методом низкотемпературной сепарации до требований ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые по магистральным газопроводам» и стабилизации конденсата. Разделение газожидкостной смеси происходит на сепараторах установки низкотемпературной сепарации. Полезное ископаемое - нестабильный газовый конденсат, соответствующий ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые», образуется после разделения газожидкостной смеси в сепараторах УПГ. После замера количества конденсата в тарированной емкости V-100 мЗ, газовый конденсат откачивается на Установку сбора нефти «Монги» для смешения с нефтью.

Газовый конденсат месторождений Усть-Эвай и Усть-Томи по своим качественным характеристикам соответствует ОСТ 51-58-79 «Конденсаты газовые.

Технологическая классификация». На основании проведенных лабораторных испытаний газового конденсата, в соответствии с п. 1.2 ОСТ 51-58-79 относится к роду нестабильных газовых конденсатов по показателю качества ДНП выше 700 мм рт.ст.

Газоконденсатные месторождения Кузнецовское, Северско-Западно-Афипское, Терноватое, Сладковское, ЮМГ.

На месторождениях Кузнецовское, Северско-Западно-Афипское при проведении замера продукции скважины, смесь газа с нестабильным газовым конденсатом и пластовой водой поступает соответственно на групповую замерную установку ГУ «Кузнецовское» и ГУ-26, где в газовом двухфазном сепараторе происходит разделение жидкости и газа. Газ из газового сепаратора, проходит через узел учёта количества газа и подаётся в газосборный коллектор для транспорта потребителю. Жидкость (нестабильный газовый конденсат, пластовая вода), отделяемая в газовых сепараторах, поступает в сборную тарированную ёмкость, в которой метрштоком с использованием водочувствительной пасты производится измерение уровней жидкости и границы раздела фаз. По измеренному уровню с помощью градуировочной таблицы определяют количество нестабильного газового конденсата и воды. Из сборной емкости жидкость (газовый конденсат, пластовая вода) вывозится автоцистернами на пункты подготовки нефти - ППП «Асфальтовая гора», ППН «Смоленский» и ППН «Нефтегорский».

На месторождениях Терноватое, Сладковское, ЮМГ продукция со скважин поступает на групповую замерную установку (далее - ГЗУ). Газожидкостная смесь поступает в сепаратор ГЗУ, где происходит разделение жидкости и газа. Газ из газового сепаратора, проходит через узел учёта количества газа и подаётся в сборный коллектор. Жидкость (нестабильный газовый конденсат, пластовая вода), отделяемая в газовых сепараторах, поступает в сборную тарированную ёмкость, в которой метрштоком с использованием водочувствительной пасты производится измерение уровней жидкости и границы раздела фаз. По измеренному уровню с помощью градуировочной таблицы определяют количество нестабильного газового конденсата и воды. Из сборной емкости жидкость (газовый конденсат, пластовая вода) насосами откачивается в сборный нефтепровод для дальнейшей подготовки на Установке подготовки, перекачки нефти УППНиВ «Троицкий».

В соответствии с утвержденными графиками, из сборных емкостей на замерных установках, производится отбор проб газового конденсата для проведения испытаний по показателям качества для определения параметров индексации, в соответствии с п. 1.1. ОСТ 51-58-79 «Конденсаты газовые». На основании проведенных лабораторных испытаний газового конденсата, в соответствии с п. 1.2 ОСТ 51-58-79 конденсат газоконденсатных месторождений Кузнецовское, Северо-Западно-Афипское, Терноватое, Сладковское, ЮМГ ООО «РН-Краснодарнефтегаз» относится к роду нестабильных газовых конденсатов с ДНП выше 700 мм рт.ст.

Таким образом, описание технологических процессов подготовки газа, приведенных в принципиальных технологических схемах подготовки газа на УПГ месторождений, свидетельствует о добыче газового конденсата из этого месторождения и наличие его промысловой подготовки и соответствие требованиям ОСТ 51.58- 79.

Технологическими проектными документами на разработку спорных месторождений не предусмотрены совместная добыча, сбор, промысловая подготовка нестабильного газового конденсата и нефти как видов минерального сырья для получения продукции, удовлетворяющей по качеству требованиям стандарта ГОСТ 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».

Фактически нефть и газовый конденсат не смешиваются ни до промысловой подготовки газового конденсата, ни во время подготовки. Газовый конденсат проходит промысловую подготовку отдельно, как самостоятельный вид углеводородного сырья.

Учитывая, что нестабильный газовый конденсат сам по себе не является товарной продукцией (нестабилизированный газовый конденсат впоследствии не реализуется), в дальнейшем, после его промысловой подготовки, производится его смешение

(компаундирование) с нефтью, добытой на других месторождениях, на установке подготовки нефти для повышения потребительских свойств добытой нефти, однако, эта операция происходит за пределами промысловой подготовки добытого газового конденсата и не может быть идентифицирована как добыча нефти.

Таким образом, ОАО «НК «Роснефть» производило промысловую подготовку газового конденсата как отдельного вида полезного ископаемого для целей, указанных в пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ.

Налоговый орган и ФНС России, в качестве одного из доводов, обосновывающих налогообложение добытого газового конденсата по ставке нефти, приводит факты смешения газового конденсата и нефти в процессе подготовки.

В решении, в частности, указано, что согласно проектным технологическим документам Общества добытый газовый конденсат проходит дальнейшую подготовку не в качестве отдельного вида полезного ископаемого, а в смеси с нефтью и в целях получения товарной нефти.

Вместе с тем, налоговым органом не учтено то обстоятельство, что технологическими схемами разработки спорных месторождений, не только не предусмотрена совместная подготовка нефтегазоконденсатной жидкости, но и отсутствует необходимое для этого оборудование. Смешение нестабильного газового конденсата с нефтью находится за пределами промысловой подготовки добытого газового конденсата и не может быть идентифицирована как добыча нефти.

Вид полезного ископаемого, являющийся объектом налогообложения НДПИ, установлен законодательством в соответствии со ст. 337 НК РФ как газовый конденсат, из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку. Для целей статьи 337 НК РФ переработкой газового конденсата является отделение гелия, сернистых и других компонентов и примесей при их наличии, получение стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки. Применительно к рассматриваемому делу, полезным ископаемым для целей НДПИ является газовый конденсат, прошедший промысловую подготовку (сепарирование) в соответствии с технологическими схемами разработки месторождений, и соответствующий требованиям ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Технологическая Ф классификация» как - нестабильный газовый конденсат.

Полученный по окончании промысловой подготовки нестабильный газовый конденсат, имеет неустойчивое с физико-химической точки зрения состояние, характеризуется повышенной взрывоопасностью, вызванной давлением насыщенных паров.

В таком состоянии, т.е. без дальнейших операций по его переработке, которыми могут являться либо стабилизация (на спорных месторождениях газ не стабилизировался), либо смешение с нефтью, нестабильный газовый конденсат не может служить конечным товарным продуктом, хотя и определен законодателем как вид добытого полезного ископаемого, т.е. для конечного потребления данный вид полезного ископаемого должен быть подвергнут дальнейшей переработке.

Соответственно проектными документами в отсутствие процесса стабилизации добытого нестабильного газового конденсата на спорных месторождениях, после завершения его промысловой подготовки, предусмотрено его дальнейшее смешение с нефтью для улучшения качества последней. Непосредственно процесс добычи нестабильного газового конденсата закачивается операциями его промысловой подготовки.

Таким образом, ОАО «НК «Роснефть» обоснованно определило вид добытого полезного ископаемого как нестабильный газовый конденсат, который классифицируется Отраслевым стандартом ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Технологическая классификация».

ФНС России, изменяя оспариваемое решение, в своем решении на апелляционную

жалобу указывает, что Технологическими схемами разработки месторождений

«Усть-Эвай», «Усть-Томи» и «Кузнецовское» предусмотрено, что промысловая подготовка добытого на данных месторождениях полезного ископаемого заканчивается до смешения полученного продукта с нефтью. На конечном этапе подготовки конденсата УКПГ имени М. Мирзоева, УПГ «Монги» и ГГУ «Кузнецовская» он стабилизируется.

Вместе с тем, технологическими документами общества предусмотрено промысловая разработка только нестабильного газового конденсата. Последующего процесса стабилизации газа технологические схемы не предусматривают.

Доказательств того, что полученный газовый конденсат классифицируется и имеет характеристики стабильного газового конденсата, налоговым органом не представлено, равно как и нет ссылок на доказательства (документы и т.п.), на основании чего налоговый орган сделал такой вывод.

Как отмечено в пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ в качестве вида полезного ископаемого указан газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой обработки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку.

Стабильный газовый конденсат не является видом добытого полезного ископаемого, а представляет собой продукт переработки добытого полезного ископаемого, а равно не является объектом обложения НДПИ, соответственно, и цена его реализации в силу закона не может использоваться при расчете НДПИ.

Аналогичные выводы сделаны в Постановлении ФАС МО от 24.02.2011 г. № А40- 26609/10-20-195, от 30.09.2009 г. № А40-91919/08-87-457.

Более того, ОАО «НК «Роснефть» не осуществляла реализацию стабильного газового конденсата как товарной продукции полученной в результате добычи с данных месторождений, а полученный после окончания промысловой подготовки нестабильный газовый конденсат смешивался (компаундировался) с нефтью, добытой на других месторождениях, на установке подготовки нефти для повышения потребительских свойств добытой нефти. Операция смешения (компаундирования) происходила после окончания промысловой подготовки добытого газового конденсата и за пределами спорных месторождений.

Как указано в п. 4 Постановления Пленума ВАС РФ от 18.12.2007 г. № 64, оценка стоимости полезного ископаемого исходя из сложившихся у налогоплательщика цен реализации возможна только в случае реализации налогоплательщиком продукции, признаваемой в соответствии со ст. 337 НК РФ полезным ископаемым. Соответственно, если реализация данной продукции не осуществлялась, определять налоговую базу надлежит на основе расчетной стоимости добытого полезного ископаемого.

Учитывая, что в соответствии со ст. 337 НК РФ добытым полезным ископаемым является нестабильный газовый конденсат и налоговой базой для исчисления НДПИ по добытому нестабильному газовому конденсату является его стоимость, определяемая в соответствии с п. 4 ст. 340 НК РФ исходя из его расчетной стоимости, т.к. нестабильный газовый конденсат не реализовывался ОАО «НК «Роснефть», налогоплательщик правомерно произвел расчет налоговой базы по НДПИ исходя из расчетных цен на нестабильный газовый конденсат.

Таким образом, ФНС России в решении на апелляционную жалобу необоснованно квалифицировала полученный газовый конденсат на месторождениях «Усть-Эвай», «Усть-Томи» и «Кузнецовское» как стабильный, и впоследствии произвела перерасчет НДПИ исходя из цен реализации на стабильный газовый конденсат.

Читать:

«В ходе выездной налоговой проверки Инспекцией установлено, что Общество в нарушение статьи 342 Кодекса завысило фактические потери полезных ископаемых при добыче нефти, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения в целях налогообложения по ставке 0 % над утвержденными Министерством энергетики Российской Федерации нормативами. Данное нарушение

привело к неуплате в бюджет налога на добычу полезных ископаемых за июнь 2009 года в размере 4 867 094 рублей. Основанием для начисления указанных сумм налога явились выводы Инспекции о том, что в соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 342 Кодекса, применение вновь утвержденных нормативов потерь связывается с их утверждением на момент наступления срока уплаты налога, а не с окончанием налогового периода.

Общество считает, что по причине отсутствия утвержденных и доведенных до него в установленном порядке нормативов потерь на конец спорного налогового периода (июнь 2009 года) к данному периоду подлежали применению нормативы потерь, утвержденные ранее.

Суд считает данный довод необоснованным по следующим основаниям.

В соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 342 НК РФ налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов (0 рублей в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со статьей 338 НК РФ как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) 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.

Таким образом, применение вновь утвержденных нормативов потерь непосредственно связано с их утверждением на момент наступления срока уплаты налога, а не с окончанием налогового периода.

Согласно статье 344 НК РФ сумма налога, подлежащая уплате по итогу налогового периода, уплачивается не позднее 25-го числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом.

Согласно пункту 2 статьи 345 НК РФ налоговая декларация представляется не позднее последнего числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом.

Следовательно, срок уплаты налога за июнь 2009 года – не позднее 25 июля 2009 года, а срок подачи налоговой декларации – не позднее 31 июля 2009 года.

Минэнерго России приказом от 29.06.2009 №280 утвердило нормативы потерь, которые действуют с момента их утверждения, то есть в рассматриваемом случае с 29.06.2009.

Поскольку в соответствии со статьей 341 НК РФ налоговым периодом по налогу на добычу полезных ископаемых признается календарный месяц, а из положений подпункта 1 пункта 1 статьи 342 НК РФ прямо следует, что нормативы потерь полезных ископаемых обязательны к применению с момента их утверждения, то применяться новые нормативы потерь должны начиная с расчета налога за июнь 2009 года. Такой подход был поддержан судами в деле №А40-95715/08-80-381, где ФАС МО сделал вывод, что новые нормативы потерь должны применяться для исчисления НДПИ за месяц, в котором они утверждены (приложение №2).

Кроме того, Высший арбитражный суд РФ в Постановлении от 19.02.2013 №12232/12 по делу № А19-16360/2011 (приложение №1) указал, что «только в случае несвоевременного утверждения нормативов потерь на очередной год впредь до их утверждения на текущий год допускается применение нормативов потерь, утвержденных ранее в установленном порядке, что и предусмотрено в подпункте 1 пункта 1 статьи 342 Кодекса».

Кроме того, Минэнерго России официально уведомило ОАО «НК «Роснефть» об утверждении новых нормативов потерь письмом от 03.07.2009, то есть по состоянию на 03 июля 2009 года, до окончания срока уплаты налога на добычу полезных ископаемых, по итогам налогового периода (июнь 2009 года), налогоплательщик располагал информацией о вновь утвержденных нормативах технологических потерь.

Судебная практика, на которую ссылается налогоплательщик в обоснование своей позиции, не относится к настоящему делу, так как основана на иных фактических обстоятельствах и содержит иные выводы. Так, в Постановлениях ФАС Западно- Сибирского округа от 11.05.2010 по делу №А27-18053/2009, от 26.04.2010 по делу №А27-18052/2009, от 18.03.2010 по делу №А27-11373/2010, Постановлении ФАС Восточно-Сибирского округа от 07.09.2009 по делу №А78-6156/08, Постановлении ФАС Московского округа от 07.07.2010 по делу №А40-123349/09-114-877 суды указывают, что отсутствие утвержденных нормативов потерь на момент наступления срока уплаты налога не лишает налогоплательщика права применения нулевой ставки НДПИ самого по себе, а также права подачи уточненных налоговых деклараций с применением действующих на тот момент нормативов потерь. Однако суды не отрицают наличие у налогоплательщика обязанности применять нормативы потерь, утвержденные на момент наступления срока уплаты налога. Кроме того, указанными судебными актами опровергается вывод налогоплательщика о невозможности перерасчета НДПИ в случае утверждения нормативов потерь, имеющих отличие (в ту или иную сторону) от предыдущих.

Постановление ФАС Московского округа от 30.03.2012 по делу № А40- 34389/10-129-191, на которое ссылается налогоплательщик, основано на иных фактических обстоятельствах. В рамках указанного дела судом установлено, что у налогоплательщика отсутствовали утвержденные нормативы потерь полезных ископаемых не только на момент окончания налогового периода, но и на момент наступления срока уплаты налога, в связи с чем он правомерно применил ранее утвержденные нормативы потерь. Судом не отрицается, что налогоплательщик обязан применять нормативы потерь полезных ископаемых, если они утверждены на момент окончания срока уплаты налога. Однако в рамках настоящего дела фактические обстоятельства отличаются: на момент наступления срока уплаты налога (25.07.2009) нормативы потерь были утверждены (29.06.2009) и доведены до налогоплательщика (03.07.2009). Следовательно, у налогоплательщика имелась обязанность применять данные нормативы потерь при исчислении и уплате НДПИ за июнь 2009 года.

Исходя из вышеизложенного, ОАО «НК «Роснефть» при расчете потерь по лицензионным участкам № ХМН 02034 НЭ и № НРМ 00642 НР в июне 2009 года должно было руководствоваться нормативом технологических потерь, которые утверждены приказом Минэнерго России от 29.06.2009, в связи с тем, что данные нормативы технологических потерь были утверждены до наступления срока подачи налоговой декларации и срока уплаты по НДПИ за июнь 2009 года и налогоплательщик об этом своевременно был проинформирован.

Общество указывает на то, что нормативы технологических потерь нефти являются элементом налогообложения – налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых, в связи с чем, на акт государственного органа, устанавливающего их размер (Приказ Минэнерго России от 29.06.2009 № 280), распространяются правила вступления в силу актов законодательства о налогах и сборах.

Суд считает, что довод Общества о том, что нормативы технологических потерь нефти являются элементом налогообложения – налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых, в связи с чем, на акт государственного органа, устанавливающего их размер, распространяются правила вступления в силу актов законодательства о налогах и сборах является необоснованным.

В пункте 1 статьи 17 НК РФ перечислены следующие элементы налогообложения: налоговая база, налоговый период, налоговая ставка, порядок исчисления налога, порядок и сроки уплаты налога. В пункте 2 данной статьи указано, что в необходимых случаях при установлении налога в акте законодательства о налогах и сборах могут также предусматриваться налоговые льготы и основания для их использования налогоплательщиком.

По мнению Президиума ВАС РФ, изложенного в постановлении от 19.07.2005 № 3788/05, нулевая ставка по налогу на добычу полезных ископаемых по своей

природе – налоговая льгота. Данная позиция последовательно проводится в судебных актах арбитражных судов (Определение ВАС РФ от 05.08.2010 N ВАС-10153/10 по делу N А40-107825/09-107-785, Определение ВАС РФ от 02.04.2012 N ВАС-3568/12 по делу N А26-9972/2010, Постановление ФАС Северо-Западного округа от 21.10.2011 по делу N А26-9972/2010, Постановление ФАС Северо-Западного округа от 28.02.2011 по делу N А26-6370/2010, Постановление ФАС Северо-Кавказского округа от 24.08.2011 по делу N А53-23837/2010, Постановление ФАС Уральского округа от 23.05.2011 N Ф09-2822/11-С3 по делу N А50-36156/09).

Более того, ставка 0% по НДПИ, применяемая к полезным ископаемым в части нормативных потерь, прямо определяется судами как налоговая льгота (Постановление ФАС Западно - Сибирского округа от 26.04.2010 по делу N А27-18052/2009, Постановление ФАС Западно - Сибирского округа от 11.05.2010 по делу N А27- 18053/2009, Постановление ФАС Западно-Сибирского округа от 26.09.2011 по делу N А27-16788/2010).

Таким образом, нормативы технологических потерь нефти не являются частью элемента налогообложения – налоговой базы по налогу на прибыль, данные нормативы могут быть частью только налоговой льготы как элемента налога.

Таким образом, нормативы технологических потерь нефти нельзя рассматривать как обязательный элемент налогообложения, так как налоговые льготы не являются обязательными элементами налога, норма пункта 2 статьи 17 НК РФ определяет налоговую льготу как факультативный элемент налога, устанавливаемый законодателем в необходимых случаях.

Такой же позиции придерживается Конституционный суд РФ в Определениях от 05.07.2001 N 162-О, от 07.02.2002 N 37-О, от 24.02.2011 N 197-О-О, от 15.05.2012 N 809-О.

Кроме того, нормативы технологический потерь углеводородного сырья при добыче, нормативно-правовым актом не являются, так как разрабатываются и обязательны для конкретного месторождения и не распространяют свое действие на неопределенный круг лиц.

Как указано в пункте 9 Постановления Пленума ВАС РФ № 48 от 29.11.2007 «О практике рассмотрения судами дел об оспаривании нормативных правовых актов полностью или в части», существенными признаками, характеризующими нормативный правовой акт, являются: издание его в установленном порядке управомоченным органом государственной власти, органом местного самоуправления или должностным лицом, наличие в нем правовых норм (правил поведения), обязательных для неопределенного круга лиц, рассчитанных на неоднократное применение, направленных на урегулирование общественных отношений либо на изменение или прекращение существующих правоотношений.

Кроме того, в соответствии с пунктом 1 статьи 1 НК РФ, законодательство Российской Федерации о налогах и сборах состоит из Кодекса и принятых в соответствии с ним федеральных законов о налогах и сборах.

В соответствии с пунктом 1 статьи 5 НК РФ, на который ссылается Заявитель, установлен порядок вступления в силу актов законодательства о налогах и сборах. Приказ Минэнерго России об утверждении нормативных потерь не является ни актом законодательства о налогах и сборах, ни, как указано выше, нормативным правовым актом (пункт 5 статьи 5 Кодекса).

Таким образом, официального опубликования Приказа об утверждении нормативных потерь не требуется.

На основании изложенного, в соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 342 Кодекса, вновь утвержденные нормативы потерь действуют с момента их утверждения, соответственно, с этого момента у налогоплательщика возникает обязанность по их применению.

По пункту 1.10 Решения.

Согласно пункту 4.1 Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, утвержденной Министерством нефтяной промышленности 01.12.1981г., «учет нефти (сноска 3) представляет собой упорядоченный сбор, регистрацию и обобщение информации в натуральном выражении о количестве добываемой... нефти путем документирования».

Сноска 3 в пункте 4.1 Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 определяет следующее: «здесь и далее по тексту под термином "нефть" понимается не только нефть, но и газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений, добываемый как сопутствующий продукт и поступающий в систему сбора вместе с нефтью, газом и водой в пункт подготовки нефти. В этом случае масса добытого газового конденсата определяется косвенным методом (расчетным путем - по результатам измерений на скважинах) и в балансе нефти отражается "в том числе" в составе нефти.

Если проектом разработки и обустройства месторождений предусмотрены операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей добытого газового конденсата, то учет газового конденсата должен вестись независимо от учета нефти».

Таким образом, разный учет газового конденсата (отдельно или в качестве нефти) в соответствии с данной Инструкцией поставлен в зависимость от содержания проектов разработки месторождений, а именно: если проектными документами предусматриваются операции по промысловой подготовке газового конденсата, то учет ведется отдельно от нефти, если нет – то газовый конденсат учитывается в составе нефти (иными словами, как нефть).

Данный принцип закреплен и в Налоговом кодексе РФ:

- в соответствии с п. 1 ст. 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).

- в соответствии с п. 2 ст. 337 НК РФ видом добытого полезного ископаемого является газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку.

То есть, в соответствии с положениями налогового законодательства газовый конденсат как объект налогообложения НДПИ должен пройти стадии промысловой подготовки в качестве самостоятельного продукта месторождения до достижения первого качества, соответствующего утвержденному на данный вид продукции стандарту, а совместная подготовка газового конденсата в смеси с нефтью на единых установках исключает квалификацию газового конденсата в качестве вида добытого полезного ископаемого.

Кроме того, статьей 22 Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 года № 2395-1 «О недрах» (с изменениями и дополнениями) предусмотрено, что пользователь недр должен соблюдать требования технических проектов, планов и схем развития горных работ.

Технологический процесс добычи полезного ископаемого подлежит закреплению в проекте разработки участка недр, который в соответствии с пунктом 1.12 "Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96" (утв. Минтопэнерго РФ 23.09.1996) является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю над процессом разработки.

Таким образом, промысловая подготовка газового конденсата и установление технологии ее проведения в проектах разработки месторождений является обязательным и определяющим критерием, без соблюдения которого газовый конденсат не может быть признан добытым полезным ископаемым в целях налогообложения НДПИ.

Аналогичные выводы изложены также в Постановлении ВАС РФ от 20.09.2011 № 18530/10, где Судом было указано, что «газовый конденсат как вид углеводородного сырья признается видом добытого полезного ископаемого в случае, если он проходит технологию промысловой подготовки для получения нестабильного газового конденсата как товарной продукции либо последующего его направления на переработку с целью получения стабильного газового конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки».

Общество указывает на то, что извлекаемый из недр нестабильный газовый конденсат не является товарной продукцией, поскольку не подлежит реализации: «Учитывая, что нестабильный газовый конденсат сам по себе не является товарной продукцией (нестабилизированный газовый конденсат впоследствии не реализуется)…» (заявление от 19.09.2012 в Арбитражный суд г.Москвы по делу № А40-129184/12-140-865, стр. 30; заявление от 24.12.2012 в Арбитражный суд г.Москвы по делу № А40-171823/12-20-780, стр. 3). Отсутствие реализации Обществом нестабильного газового конденсата в проверяемых периодах также установлено в ходе выездной налоговой проверки.

Также нестабильный газовый конденсат с рассматриваемых месторождений не направляется на переработку для получения стабильного газового конденсата, поскольку в проектах разработки соответствующих операций не предусмотрено, равно как не предусмотрено и операций по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей добытого газового конденсата. Фактически по всем рассматриваемым месторождениям, где налоговым органом в качестве объекта налогообложения НДПИ была определена «нефть», из поднимаемой на поверхность газожидкостной смеси методом сепарации осуществляется отделение газа природного. Остающийся после этого газовый конденсат лишь замеряется Обществом на предмет определения его количества, но никаких операций, связанных уже с его промысловой подготовкой не осуществляется вплоть до смешения газового конденсата с нефтью.

Таким образом, обстоятельства дела, рассмотренного Высшим Арбитражным Судом РФ по вопросу определения вида добытого полезного ископаемого, а также выводы, выраженные в Постановлении от 20.09.2011 № 18530/10, полностью совпадают с обстоятельствами настоящего дела.

Доводы Общества, что в рассмотренном в ВАС РФ деле по заявлению ОАО «Оренбургнефть» добыча осуществлялась из нефтегазоконденсатных месторождений, а согласно выданным ОАО «НК «Роснефть» лицензиям на разработку месторождений данные месторождения являются лишь газоконденсатными (т.е. нефть в принципе отсутствует), не имеет правового значения.

Так, как следует из текста заявления ОАО «Оренбургнефть» о пересмотре судебных актов в порядке надзора по делу № 18530/10, что было также установлено судами трех инстанций и не оспаривалось Инспекцией: «Согласно проектным технологическим документам Общества на разработку месторождений добытый из газоконденсатных пластов через газовые скважины газовый конденсат проходит дальнейшую подготовку вместе с нефтью (добытой через другие скважины) на нескольких установках подготовках нефти и газа…

… В соответствии с положениями раздела 2.2.1. (стр. 2-2, 2-7, 2-8, 2-14, 2-18, 2-28 - 2-30), главы 4 (стр. 4.3.) Авторского надзора в качестве объекта эксплуатации выделены следующие объекты: на нефть пласт Д5-2, на газоконденсат пласт Д4…

… газоконденсатный пласт Д4 выделен в качестве эксплуатационного объекта».

Таким образом, несмотря на то, что ОАО «Оренбургнефть» разрабатывалось нефтегазоконденсатное месторождение, газовый конденсат добывался из

непосредственно газоконденсатного пласта через газовые скважины, а не совместно с нефтью. Смешение происходило только в последующем в межпромысловой системе трубопроводов.

Кроме того, правомерность применения позиции Высшего Арбитражного Суда РФ при рассмотрении споров по вопросу уплаты НДПИ также к газоконденсатным месторождениям (т.е. при отсутствии в недрах нефти), подтверждена в настоящее время ФАС Московского округа в Постановлении от 11.12.2012 по делу № А40- 26133/12-91-127, в соответствии с которым был признан необоснованным довод налогоплательщика о том, что на трех из семи месторождений - ФИО1 и Тамбовский участки и Васнецовское месторождение, в спорный период велась исключительно добыча газового конденсата, добыча нефти не осуществлялась (нефтяные пласты не были введены в эксплуатацию).

Также по упомянутому делу № А40-26133/12-91-127 суды всех инстанций, в том числе ВАС РФ (Определение об отказе в передаче от 08.04.2013 № ВАС-3325/13), пришли к выводу, что поскольку в проектах разработки указано только на подготовку газа, который после прохождения технического процесса на сборных пунктах транспортируется в газопровод, на газокомпрессорные станции и потребителям, остальная нефтегазоконденсатная жидкость отделялась от газа в результате его подготовки, транспортировалась на пункты подготовки нефти, где доводилась до требований ГОСТа Р 51858-2002.

Как указано выше, в проектах разработки рассматриваемых в рамках данного дела месторождений также предусматривалось только отделение из поднятой на поверхность газожидкостной смеси отсепарированного газа и доведение его до соответствующего стандарта качества, и никаких операций в отношении газового конденсата до смешения его с нефтью не производится.

Суд считает ссылку общества в подтверждении своей правовой позиции на следующие документы: копии лицензий на право пользование недрами; формы государственной статистической отчетности по форме 6-гр «Сведения о состоянии изменения запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа» (далее – форма 6-гр); формы № 1-ЛС «Сведения о выполнении условий пользования недрами при добыче углеводородного сырья» (далее – форма 1-ЛС)

является необоснованной в виду следующего. Довод общества о том, что в соответствии с лицензиями на право пользования недрами, выданными Компании на спорных месторождениях, на данных участках осуществляется добыча газа и конденсата не подтверждает факт его добычи для целей налогообложения.

Согласно статье 2 Федерального закона от 08.08.2001 N 128-ФЗ "О лицензировании отдельных видов деятельности" под лицензией понимается специальное разрешение на осуществление конкретного вида деятельности при обязательном соблюдении лицензионных требований и условий, выданное лицензирующим органом юридическому лицу или индивидуальному предпринимателю. Следовательно, лицензии, выданные на разработку и добычу нефти, газа и газового конденсата, подтверждают только право общества на добычу поименованных полезных ископаемых в пределах лицензионного участка недр, но не подтверждает использование обществом данного права для целей налогообложения НДПИ (Постановление ФАС Московского округа от 26.05.2010 N КА-А40/4965-10 по делу N А40-62640/09-151-457;Постановление ФАС Московского округа от 11.12.2012 по делу N А40-26133/12-91-127, Постановление ФАС МО от 11.04.2013 № А40- 37235/10-20-257).

Относительно формы государственной статистической отчетности по форме 6- гр «Сведения о состоянии изменения запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа и формы № 1-ЛС «Сведения о выполнении условий пользования недрами при добыче углеводородного сырья»

Инспекция сообщает, что данные документы являются документами статистической отчетности.

Дополнительно Инспекция обращает внимание, что с Государственного баланса списываются полезные ископаемые в «чистом виде», т.е. полученные в результате глубокой переработки углеводородного сырья.

Постановлением Госкомстата России от 18.06.1999 N 44 "Об утверждении годовых форм федерального государственного статистического наблюдения за запасами полезных ископаемых и их рациональным использованием" утверждена форма федерального государственного статистического наблюдения N 6-ГР "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа". Данная форма в обязательном порядке представляется юридическими лицами, их обособленными подразделениями - пользователями недр, ведущими разведку и разработку месторождений - по объектам недропользования, по нераспределенному фонду месторождений - органу, осуществляющему государственное регулирование в соответствующей отрасли экономики, территориальному органу Госгортехнадзора, территориальному геологическому фонду, Российскому федеральному геологическому фонду МПР России.

Таким образом, форма № 6-ГР является формой статистической отчетности для целей недропользования, соответственно данные указанные в ней не могут быть учтены для целей налогообложения.

Кроме того, виды добытых ископаемых для целей налогообложения отличны от полезных ископаемых для целей недропользования.

Указанное утверждение подтверждается следующим.

С целью упорядочения геолого-экономической информации по полезным ископаемым и подземным водам, обеспечения классификации и кодирования полезных ископаемых и подземных вод, подготовки государственной отчетности о состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации, ведения государственных и территориальных балансов запасов полезных ископаемых и удовлетворения потребностей в информации о полезных ископаемых и подземных водах хозяйствующих субъектов, осуществляющих производственную и коммерческую деятельность в области разведки месторождений полезных ископаемых и подземных вод, постановлением Госстандарта РФ от 25.12.2002 № 503- ст введен Общероссийский классификатор полезных ископаемых и подземных вод ОК 032-2002.

Согласно Общероссийскому классификатору полезных ископаемых и подземных вод топливно-энергетическими полезными ископаемыми, в том числе, являются:

1110	Нефть сырая и газ природный

111011 Нефть сырая и газ нефтяной (попутный)

1110111 Нефть сырая

1110112 Газ нефтяной (попутный)

111013 Сланцы горючие (битуминозные), песок битуминозный и озокерит

1110131 Сланцы горючие (битуминозные)

1110132 Песок битуминозный

1110133 Озокерит

11102 Газ природный и конденсат газовый

111021 Газ природный

1110211 Метан, этан, бутан, пропан

11102111 Метан

11102112 Этан, бутан, пропан

111021121 Этан, бутан, пропан в свободном газе и газовых шапках

111021122 Этан, бутан, пропан в газе, растворенном в нефти

1110212 Гелий

1110213 Сероводород

1110219 Прочий газ природный

11102191 Азот

11102192 Газ углекислый

111022 Конденсат газовый

При этом с Государственного баланса по форме № 6-ГР (газ) метан (природный газ), этан, бутан, пропан, гелий и азот списываются как самостоятельные полезные ископаемые.

Видами полезных ископаемых для целей налогообложения в соответствии с пунктом 2 статьи 337 НК РФ являются, в том числе:

- нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная;

- газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку.

- газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины (далее - попутный газ);

- газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, за исключением попутного газа.

Таким образом, состав видов полезных ископаемых подлежащих налогообложению отличается от полезных ископаемых, учитываемых для целей недропользования и списываемых с Государственного баланса.

В ОСТ 51.58-79 указано, что с целью ликвидации потерь легких углеводородов все конденсаты с давлением насыщенных паров выше 93325 ПА подлежат стабилизации. Полученная при этом широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) содержит пропан, бутан и частично пентан, которые являются ценным сырьем нефтехимической промышленности.

При этом при стабилизации конденсата отделяется не только ШФЛУ (пропан, бутан и пентан), но и гелий, сероводород и другие примеси. Соответственно, для целей статистической отчетности объем каждого из поименованных в разделе топливно-энергетические полезные ископаемые Общероссийского классификатора полезных ископаемых можно определить либо лабораторным путем исходя из процентного содержания в пробе, либо путем дальнейшей переработки ШФЛУ.

Указанное обстоятельство подтверждает, что данные, содержащиеся в статотчетности, не могут быть использованы для исчисления и уплаты налога на добычу полезных ископаемых.

Кроме того, Общероссийский классификатор полезных ископаемых и подземных вод, как и другие отраслевые акты в сфере недропользования, при определении видов полезных ископаемых не содержат условия о необходимости соответствия того или иного полезного ископаемого требованиям определенного стандарта, при том, что Налоговый кодекс РФ соответствие добытого полезного ископаемого требованиям ГОСТа, ОСТа или ТУ определяет как обязательное условие для возникновения объекта налогообложения, что дополнительно свидетельствует о принципиальной невозможности совпадения понятия полезного ископаемого в целях недропользования и в целях налогового учета.

Таким образом, форма N 6-ГР является формой статистической отчетности для целей недропользования, соответственно данные указанные в ней не могут быть учтены для целей налогообложения. Данный вывод также нашел отражение в судебной практике (Постановление ФАС Московского округа от 13.02.2012 по делу N А40-29434/11-75-119, Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 27.08.2012 N 09АП-21920/2012-АК, Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 07.04.2011 N 09АП-5744/2011-АК).

Относительно формы № 1-ЛС, утвержденной Постановлением Госкомстата РФ от 01.12.2003 № 106 и постановлением Росстата от 04.06.2007 № 43 следует отметить, что она также является формой федерального государственного статистического наблюдения для организации МПР России статистического наблюдения за выполнением условий пользования недрами и добыче углеводородного сырья и твердых полезных ископаемых и включает в себя сведения о работах, выполненных на лицензионном участке организациями по договорам или другим условиям.

Исходя из вышеизложенного перечисленные выше документы являются документами статистической отчетности, предусмотренными для учета числящихся на балансе Общества запасов полезных ископаемых, и которые представляются в территориальные и геологические фонды, а также в органы государственной статистики, а данные, указанные в них, не могут быть учтены для целей налогообложения.

Таким образом, газовый конденсат, как вид добытого полезного ископаемого должен пройти технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения в целях получения нестабильного газового конденсата как товарной продукции, в результате которой углеводородное сырье достигает требований стандарта.

Все перечисленные выше требования НК РФ для признания газового конденсата в качестве добытого полезного ископаемого должны быть выполнены налогоплательщиком одновременно и подтверждены документально. При этом все перечисленные выше требования НК РФ Обществом выполнены не были.

Ссылка заявителя на Решение Арбитражного суда г. Москвы по делу А40- 171823/12 является некорректной, поскольку по указанному делу имелись иные обстоятельства, которые не тождественны с настоящим делом, а именно предметом рассмотрения вышеуказанного спора явился тот факт, что обществу было отказано в осуществлении возврата сумм излишни уплаченного налога по уточненным налоговым декларациям в связи с пропуском установленного ст. 78 НК РФ трехлетнего срока, более того в рамках данного дела не исследовался вопрос о том какой именно вид добытого полезного ископаемого является объектом обложения НДПИ.

Кроме того, в силу абзаца 3 статьи 16 Федерального конституционного закона от 28.04.1995 N 1-ФКЗ "Об арбитражных судах в Российской Федерации", п. 61.9 Постановления Пленума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 05.06.1996 N 7 "Об утверждении Регламента арбитражных судов" обязательными для арбитражных судов Российской Федерации являются Постановления Пленумов Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, а также позиция Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации по отдельным вопросам судебной практики.

В ходе выездной налоговой проверки установлены следующие фактические обстоятельства.

Северско-Западно-Афипское месторождение

Согласно лицензии на право пользования недрами КРД № 03240 НЭ Обществу предоставлен участок недр с назначением добычи газа и конденсата по Северско-Западно-Афипскому газоконденсатному месторождению.

Из Технологической схемы разработки Северско-Западно-Афипского месторождения следует, что продукция скважин по шлейфам поступает на групповую установку. В газосепараторе из продукции удаляется жидкость. Газ направляется в газопровод на Смоленскую ГКС и далее потребителям Северского района. Жидкость из газосепаратора через конденсатосборник направляется в нефтяное ГУ-26 Восточно- Северского месторождения, откуда с продукцией нефтяных скважин откачивается на производство по подготовке нефти, где проходит окончательную подготовку.

Согласно пункту 6.3 Требований и рекомендаций к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин Главы 6 Проекта разработки Восточно-Северского месторождения, система сбора, подготовки и транспорта продукции скважин

Восточно-Северского месторождения является составной частью общегрупповой системы, которая предназначена для сбора и подготовки продукции Азовского, Северско-Западно-Афипского, Восточно-Северского, Калужского и Новодмитриевского месторождений. В таблице 6.3.2 (Сведения об объемах добычи продукции за 2008 год и ресурсах месторождений по состоянию на 01.01.2009) Проекта разработки по Северско-Западно-Афипскому месторождению одной строкой указано количество добываемой нефти и конденсата.

В соответствии с пунктом 1 Краткая характеристика систем сбора, подготовки и внутрипромыслового транспорта нефти Разработки нормативов технологических потерь по месторождениям ОАО «НК «Роснефть» на 2008 год, конденсат Северско- Западно-Афипского месторождения по трубопроводу совместно с нефтью других месторождений поступает на Смоленскую УПСН. Далее конденсат готовится в смеси с нефтью. На УПСН производится предварительная подготовка нефти и конденсата совместно с нефтью. Водонефтяная смесь поступает в технологические резервуары, в которых имеют место потери от испарения. Подготовленная нефть откачивается на Карскую ЛПДС.

Технологический процесс промысловой подготовки газового конденсата, комплекс технологических операций по доведению извлеченного газового конденсата до надлежащего стандарта качества в проектах разработки месторождений не отражен.

Заявитель указывает, что после процесса сепарации жидкость (нестабильный газовый конденсат, пластовая вода) поступает в сборную тарированную ёмкость, в которой определяется количество нестабильного конденсата и воды. В данных сборных ёмкостях производится отбор проб газового конденсата для проведения испытаний на соответствие ОСТ 51.58-79. Однако, указанное утверждение Заявителя не нашло документального подтверждения в представленных к выездной налоговой проверке документах. Из представленных протоколов исследования конденсата следует, что место отбора газового конденсата – ГУ № 26 месторождение Северско-Западно- Афипское. Однако из указанных выше документов следует, что на ГУ №26 (групповая установка) жидкость из газосепаратора Северско-Западно-Афипского месторождения смешивается с продукцией нефтяных скважин. Следовательно, в месте отбора проб находилась нефтяная эмульсия, а не газовый конденсат.

Славянско-Темрюкское месторождение.

Согласно лицензии на право пользования недрами КРД № 03241 НР Обществу предоставлен участок недр с назначением геологическое изучение (поиск и оценка месторождений), добыча нефти и газа Славянско-Темрюкского участка. В состав Славянско-Темрюкского участка входят Терноватое, Сладковское, ЮМГ месторождения.

Как следует из Технологической схемы разработки Терноватого месторождения, пластовая смесь из скважин Терноватого месторождения по выкидным линиям поступает на распределительную гребёнку ГЗУ-2, предназначенную для замера продукции (по газу и жидкости скважин) и сбора продукции скважин в один коллектор для транспорта на подготовку на Славянскую установку стабилизации нефти и подготовки газа (далее УСН и ПГ). Пропускная способность ГЗУ-2 по нефти составляет 400 тонн в сутки, по газу – 4000 тысяч м. куб. в сутки.

Также указано, что система сбора и промысловой подготовки продукции Терноватого месторождения является составной частью системы сбора и подготовки Сладковско-Морозовской группы месторождений, в которую также входят Восточно- Черноерковское, Западно-Беликовское, Варавенское, Западно-Мечетское, Западно- Морозовское, Морозовское, Южно-Морозовское Сладковское и ориентирована на Славянскую установку стабилизации нефти и подготовки газа (далее - УСН и ПГ). Поэтому систему сбора и подготовки продукции Терноватого месторождения необходимо рассматривать в контексте с единой системой, связывающей эти месторождения.

Славянская УСН и ПГ представляет собой комплекс технологических установок, где осуществляется сепарация пластовой нефти, поступающей с групповых замерных установок, подготовка нефтеэмульсии для перекачки жидкой продукции на пункт подготовки товарной нефти, а также подготовка и переработка отсепарированного нефтяного попутного газа.

В соответствии с Технологической схемой разработки Сладковского месторождения, система сбора месторождения Сладковского и Южно- Сладковского является составной частью существующей системы сбора Сладковско-Морозовской группы месторождений ФНГДП 4 ООО «РН- Краснодарнефтегаз».

Продукция от скважин Сладковского и Южно-Сладковского месторождений в виде газожидкостной смеси поступает на гребёнку нефтегазосепаратора, расположенного на участке скважины № 9 Сладковского месторождения. В нефтегазосепараторе осуществляется одноступенчатая сепарация продукции на газ сепарации и на нестабильный конденсат. Поступившая жидкость из нефтегазосепаратора замеряется в одной из емкостей объемом 60,0 м. куб. Вывоз жидкости из накопительных емкостей осуществляется автоцистернами на Славянскую УСН и ПГ, откуда подается на Троицкое производство по подготовке нефти и воды.

Исходя из вышесказанного следует, что технологический процесс промысловой подготовки газового конденсата, комплекс технологических операций по доведению извлеченного газового конденсата до надлежащего стандарта качества в проектах

разработки

месторождений

не

отражен.

Согласно Технологической схеме разработки месторождения ЮМГ, продукция скважины газоконденсатная смесь по шлейфу поступает на блок распределительной гребёнки замерной установки Чумаковского месторождения и далее следует по сборному трубопроводу совместного транспорта на СлавянскуюУСН и ПГ.

В указанных выше технологических схемах разработки Терноватого, Сладковского, ЮМГ месторождений отсутствует информация о том, на каком этапе разработки добываемое углеводородное сырье соответствует стандартам качества, как вид полезного ископаемого.

Технологическими схемами разработки месторождений Северско-Западно- Афипское, Терноватое, Сладковское, ЮМГ предусмотрено, что жидкость из газосепарторов смешивается с нефтью и промысловую подготовку проходит совместно с нефтью на установках подготовки нефти в целях получения товарной нефти отвечающей требованиям ГОСТа Р51858-2002.

В соответствии с технической документацией углеводородное сырье, добываемое на спорных месторождениях, смешивается в системе трубопроводов и проходит совместную промысловую подготовку и переработку на установках подготовки нефти и газа и стабилизации нефти.

Утверждение налогоплательщика о том что, «добытое на спорных месторождениях углеводородное сырье соответствует отраслевому стандарту ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Технологическая классификация» и определяется как нестабильный газовый конденсат, подлежащий обложению НДПИ» является неправомерным.

Для квалификации некой жидкости как соответствующей такому виду полезного ископаемого как газовый конденсат необходимо установить целый ряд физико-химических свойств. Отраслевой стандарт ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Технологическая классификация» физико-химические свойства газового конденсата не устанавливает, являясь лишь классификатором газовых конденсатов и

поэтому не позволяет идентифицировать добытое углеводородное сырье в виде отдельного вида полезного ископаемого, подлежащего обложению НДПИ.

В подтверждение позиции налогового органа ОАО «НК «Роснефть» в заявлении указывает, что: «В дальнейшем, учитывая, что нестабильный газовый конденсат сам по себе не является товарной продукцией, производилось его смешение (компаундирование) с нефтью, добытой на других месторождениях, на установке подготовки нефти для повышения потребительских свойств добытой нефти».

В рамках проведения дополнительных мероприятий налогового контроля ОАО «НК «Роснефть» было выставлено требование от 17.01.2012 №37 по которому налогоплательщиком представлены протоколы испытаний газового конденсата по всем спорным месторождениям.

В целях классификации газовые конденсаты подвергают анализу по следующим показателям и методам, указанным в пункте 1.10 ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Технологическая классификация»:

Давление насыщенных паров Па (мм рт.ст.);

Массовая доля серы в газовом конденсате и дистиллятных топливах, %;
Фракционный состав (температура конца кипения) газового конденсата,

С;
Массовая доля ароматических углеводородов, %;
Массовая доля н-алканов, %;
Температура застывания, С.

В представленных налогоплательщиком протоколах испытаний газового конденсата по спорным месторождениям отсутствует ряд показателей, указанных в пункте 1.10 ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Технологическая классификация»:

Массовая доля ароматических углеводородов, %;
Массовая доля н-алканов, %;
Температура застывания, С.

Таким образом, представленные документы не могут подтвердить соответствие добытой газоконденсатной смеси отраслевому стандарту ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Технологическая классификация».

Из представленных протоколов испытаний также следует, что давление насыщенных паров измеряется по методу испытаний, предусмотренным ГОСТ 1756- 2000.

Пунктом 1 ГОСТа 1756-2000 «Определение давления насыщенных паров»

установлено, что «настоящий стандарт устанавливает метод определения абсолютного давления пара летучей сырой нефти и летучих невязких нефтепродуктов, кроме сжиженных нефтяных газов».

Следовательно, показатель давления насыщенных паров не может

применяться для газового конденсата и соответственно по нему нельзя квалифицировать добытую газоконденсатную смесь в качестве продукции соответствующей определенному стандарту.

В обоснование своей позиции налогоплательщик также указывает на то, что «Направление добытого нестабильного газового конденсата на дальнейшую переработку (получение стабильного газового конденсата), либо на смешение добытого нестабильного газового конденсата с товарной нефтью не может являться процессом добычи нефти для целей 26 главы НК РФ в силу прямого указания пп.3п.2 ст. 337 НК РФ, где сказано, что добытым полезным ископаемым, применительно к газовому конденсату, является «газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку».

Данное утверждение является ошибочным в виду следующего:

Как установлено выше и подтверждается позицией налогоплательщика, добытый газовый конденсат не является товарной продукцией.

Из положений подпункта 3 пункта 2 статьи 337 Кодекса следует, что газовый конденсат как вид углеводородного сырья признается видом добытого полезного ископаемого в случае, если он проходит технологию промысловой подготовки для получения газового конденсата как товарной продукции либо последующего его направления на переработку с целью получения продуктов, являющихся результатом переработки и не признаваемых в силу требований абзаца второго пункта 1 статьи 337 Кодекса объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых как вид добытого полезного ископаемого.

По смыслу положений данной нормы результатом переработки нестабильного газового конденсата как вида добытого полезного ископаемого должно являться получение продукции обрабатывающей промышленности, а не иного вида углеводородного сырья, признаваемого объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых в соответствии с подпунктом 3 пункта 2 статьи 337 Кодекса.

Таким образом, общество осуществляло добычу углеводородного сырья, качество которого в результате промысловой подготовки отвечало только стандарту ГОСТ Р 51858-2002, и которое, как следствие, подлежало отражению в налоговых декларациях по налогу на добычу полезных ископаемых в качестве объекта налогообложения - "нефть". Промысловой подготовки газового конденсата как отдельного вида полезного ископаемого для целей, указанных в подпункте 3 пункта 2 статьи 337 Кодекса, общество не производило.

По месторождениям «Усть-Эвай», «Усть-Томи», «Кузнецовское» Инспекция пояснила следующее.

В соответствии с пунктом 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, в целях главы 26 НК РФ указанные в пункте 1 статьи 336 НК РФ полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом 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 национальному стандарту, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту организации.

Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.

Пунктом 7 статьи 339 НК РФ предусмотрено, что при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь).

При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.

Таким образом, исходя из пункта 1 статьи 337 и пункта 7 статьи 339 НК РФ, добытым полезным ископаемым признается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций

(процессов) по его добыче из недр, предусмотренный техническим проектом разработки месторождения (Постановление ВАС РФ от 20.09.2011 № 18530/10).

Указанный правовой подход неоднократно применялся арбитражными судами при рассмотрении налоговых споров. В частности, в Определении ВАС РФ от 20.06.2012 № ВАС-7798/12 по делу № А40-129782/09-112-965 отмечено: «В силу подпункта 3 пункта 2 статьи 337 и пункта 7 статьи 339 Кодекса добытым полезным ископаемым признается углеводородное сырье, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по его добыче из недр, предусмотренный техническим проектом разработки месторождения.

Судами по настоящему делу исследован весь технологический цикл сбора и подготовки нефти по разрабатываемым обществом месторождениям и исходя из технических проектов разработки месторождений определен момент завершения комплекса операций по добыче нефти из недр до соответствия ее стандартам сдачи в систему компании "Транснефть"».

Аналогичный подход применен также в делах № А40-43834/08-140-136 и № А40- 13655/12-99-68 (Постановление ФАС МО от 23.07.2009 и от 12.02.2013 соответственно): «… судами сделан обоснованный вывод о том, что определение количества фактически добытого полезного ископаемого производится по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого, а к фактическим потерям относятся потери, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения в рамках комплекса технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения…

… судами при рассмотрении дела установлено, что технологический цикл по добыче полезного ископаемого считается завершенным на Белозерском ЦТП…

С учетом установленных при рассмотрении дела обстоятельств, являются обоснованными выводы судебных инстанций о правильном определении заявителем налоговой базы по НДПИ (в том числе и по размеру фактических потерь) по завершении технологического цикла по добыче нефти на Белозерском ЦТП, а не как ошибочно рассчитано налоговым органом при проведении проверки на ЦПС Хохряковского и Ершовского месторождений» (т.е. в месте, где добытое полезное ископаемое впервые соответствует требованиям ГОСТа).

Данный вывод подтвержден в настоящее время и Конституционным Судом РФ в Определении от 25.02.2013 № 189-О, в котором указано, что возникновение объекта обложения налогом на добычу полезных ископаемых связывается не с моментом добычи собственно минерального сырья, а с моментом завершения всех технологических операций по извлечению из него полезного ископаемого и доведению его качества до определенного стандарта.

На основании вышеизложенного следует, что для целей налогового законодательства под добычей полезного ископаемого следует понимать комплекс технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения по извлечению из недр минерального сырья, в котором содержится полезное ископаемое, и доведению его до качества соответствующего ГОСТ, стандарту отрасли и т.д.

Окончание процесса добычи полезного ископаемого налоговое законодательство связывает с достижением полезным ископаемым показателей требованиям стандарта, при этом должен быть выполнен весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.

Все сказанное также подтверждается порядком утверждения нормативов потерь добываемых на месторождениях полезных ископаемых. Так, согласно пункту 5 Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденных постановлением Правительства РФ от 29.12.2001 № 921, нормативы потерь углеводородного сырья рассчитываются по каждому конкретному месту образования

потерь на основании принятой схемы и технологии разработки месторождения, проекта обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин и ежегодно утверждаются Минэнерго России. При этом под местом образования потерь понимается конкретный участок недр (месторождение). То есть нормативы потерь углеводородного сырья утверждаются по каждому месту их образования на протяжении всех предусмотренных технологической схемой операций (этапов) по разработке месторождения, и непосредственно влияют на определение количества подлежащего налогообложению в общеустановленном порядке полезного ископаемого, а соответственно, и на вид добываемого полезного ископаемого.

Согласно подпункту 3 пункта 2 статьи 337 НК РФ видом полезного ископаемого является в том числе, газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку.

Понятие «промысловая подготовка» раскрывается в Методических указаниях по контролю за технической обоснованностью расчетов платежей при пользовании недрами № РД-07-261-98 , утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 10.12.1998 № 76, из содержания которых усматривается, что поднятые на поверхность нефть, газ и газовый конденсат подвергаются первичной обработке (подготовке), заключающейся в проведении технологических операций по обезвоживанию, обессоливанию, сепарации, предусмотренных проектом обустройства месторождения, в результате осуществления которых углеводородное сырье достигает требуемого стандарта качества.

Управление горного надзора Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору письмом от 08.02.2006 № 13-03-06/213 «О налогообложении газового конденсата» разъяснило, что: «в случае если техническим проектом разработки месторождения предусмотрена на площади горного отвода подготовка добываемого углеводородного сырья до стадии стабильного газового конденсата, то включаемым в исходные данные для расчета налога на добычу полезного ископаемого добытым полезным ископаемым следует считать стабильный газовый конденсат.

Учитывая многообразие горно-геологических условий и применяемых технологий, целесообразно принимать решения о достоверности исходных данных для расчета НДПИ по конкретным месторождениям углеводородного сырья по результатам рассмотрения проектной и иной разрешительной документации».

Согласно пункту 1.2 отраслевого стандарта ОСТ 51.58-79 газовые конденсаты в зависимости от давления насыщенных паров делятся на два рода: нестабильные (Д1) и стабильные (Д2).

При этом, НК РФ признает в качестве добытого полезного ископаемого именно газовый конденсат без разделения его на стабильный и нестабильный.

На основании изложенного, газовый конденсат, как вид добытого полезного ископаемого должен пройти технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения, в результате которой углеводородное сырье достигает требований стандарта.

Технологическими схемами разработки месторождений «Усть-Эвай», «Усть- Томи», «Кузнецовское» предусмотрено, что промысловая подготовка добытого на данных месторождениях полезного ископаемого заканчивается до смешения полученного продукта с нефтью. На конечном этапе подготовки конденсата УКПГ имени Мирзоева, УПГ «Монги» и «Кузнецовска» он стабилизируется.

При этом необходимо отметить, что судебными инстанциями (в т.ч. ВАС РФ) неоднократно отмечалось, что продуктом обрабатывающей промышленности не может выступать иное полезное ископаемое. Операции по стабилизации газового конденсата предусматриваются в проектах разработки соответствующих месторождений и, соответственно, связаны с добывающей промышленностью. Поэтому стабильный

газовый конденсат, в рассматриваемом случае, нельзя называть продуктом переработки нестабильного газового конденсата, поскольку это просто разные агрегатные состояния одного и того же вещества.

Также Инспекция считает необходимым указать, что в целях 26 главы 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 (подпункт 1 пункта 342 НК РФ).

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

Согласно пункту 5 указанных Правил, как отмечено выше, нормативы потерь углеводородного сырья рассчитываются по каждому конкретному месту образования потерь на основании принятой схемы и технологии разработки месторождения, проекта обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин и ежегодно утверждаются Министерством энергетики Российской Федерации.

Под нормативными потерями полезных ископаемых при добыче понимаются фактические потери в пределах устанавливаемых по согласованию с органами Госгортехнадзора России нормативов потерь. В соответствии со статьей 41 Закона Российской Федерации «О недрах» стоимость нормативных потерь в налогооблагаемую базу не включается (пункт 17 Методических указаний).

Согласно заключительному отчету «Разработка нормативов технологических потерь углеводородного сырья по месторождениям ОАО НК «Роснефть» на 2008 год («Усть-Томи», «Усть-Эвай», «Кузнецовское») стабильный конденсат – жидкость, состоящая при стандартных условиях из пентанов и вышекипящих углеводородов (С5+в) с примесью (до 3% масс) пропан-бутановой фракции (стр.4).

При этом технологические потери утверждены именно на стабильный конденсат, а именно, суммарные потери конденсата (углеводородов С5+в), связанные с современным развитием техники и технологии и качеством эксплуатации технологического оборудования и установок в целом.

Таким образом, для целей исчисления НДПИ определение налоговой базы и исчисление технологических потерь следует производить по завершении всего технологического цикла по добыче и подготовке полезного ископаемого.

Налогоплательщик в ходе судебных заседаний по делу заявляет, что в любом случае на конечном этапе разработки спорных месторождений отсутствует стабильный газовый конденсат, а фраза в технологических схемах о том, что «газовый конденсат стабилизируется», не означает, что он доводится до предусмотренных соответствующим стандартом требований на стабильный газовый конденсат.

Данное утверждение Общества не соответствуют фактическим обстоятельствам дела.

Так, в своем заявление от 24.12.2012 в Арбитражный суд г.Москвы по делу № А40-171823/12-20-780 ОАО «НК «Роснефть» на стр. 3 указывает, что «… в целях исчисления НДПИ налогоплательщик определял в качестве добытого полезного ископаемого – стабильный газовый конденсат…

… При определении стоимости добытого полезного ископаемого, определенного в порядке пп. 2 ст. 337 НК РФ как стабильный газовый конденсат, налогоплательщиком использовалась цена его реализации за соответствующий налоговый период…».

Также в ответе от 22.04.2011 № 23-06/1420 на требование Инспекции от 01.04.2011 № 29, выставленное в ходе проведения выездной налоговой проверки налогоплательщика за 2008-2009, Общество по пункту 16 Требования пояснило, что определение количества нестабильного газового конденсата производилось путем

сложения объема стабильного газового конденсата, указанного в отчете оператора, с утвержденными долями содержания фракций С2-С4 в нестабильном газовом конденсате, отделяющихся при его стабилизации.

Следовательно, «стабилизация» нестабильного газового конденсата, предусмотренная проектами разработки трех месторождений, означает не придание газовому конденсату более стабильного состояния, а включает в себя осуществление операций по отделению легких фракций углеводородов и получение стабильного газового конденсата в соответствии с классификацией ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Технологическая классификация», разделяющей стабильный и нестабильный газовый конденсат именно в зависимости от присутствия/отсутствия фракций углеводородов С2-С4.

Усть-Эвай.

Согласно лицензии на право пользования недрами ЮСХ № 00819 НЭ Обществу предоставлен участок недр с назначением добычи газа и конденсата газоконденсатного месторождения Усть-Эвай.

Из Технологической схемы разработки газоконденсатного месторождения «Усть-Эвай» следует, что подготовка газа на установке подготовке газа (далее – УПГ) «Усть-Эвай» осуществляется методом низкотемпературной сепарации. Газ из скважин по шлейфам поступает на площадку входных ниток, где редуцируется, собирается в общий коллектор и направляется в газосепараторы ЦРС (центрабежного регулируемого сепаратора), где происходит отделение от газа механических примесей, насыщенного метанола и конденсата газа. Газовый конденсат из газосепараторов ЦРС автоматически сбрасывается в конденсатопровод. Отделенный конденсат по конденсатопроводу подается на установку комплексной подготовки газа (далее - УКПГ) месторождения имени М.Мирзоева, где происходит его дальнейшая подготовка и транспортировка.

Как следует из Технологического регламента ведения технологического процесса на УКПГ М.Мирзоева данная установка, предназначена для подготовки газа методом низкотемпературной сепарации с доведением его до требований ОСТа и стабилизации конденсата. Подготовленный газ поступает в магистральный газопровод, а газовый конденсат в нефтепарк.

Общий замер откачиваемого конденсата предусмотрен как на УПГ месторождения «Усть-Эвай» (Технологический регламент ведения технологического процесса на УПГ месторождения «Усть-Эвай»), так и на УКПГ имени М.Мирзоева (Технологический регламент ведения технологического процесса на УКПГ М.Мирзоева).

В представленной технологической схеме отсутствует информация о том, на каком этапе разработки добываемый конденсат соответствует стандартам качества, как вид полезного ископаемого.

Довод заявителя, о том, что «после разделения газожидкостной смеси в сепараторах УКПГ, полезное ископаемое – нестабильный газовый конденсат соответствует ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые», не подтвержден документально, так как ни из одного представленного Обществом документа невозможно установить на какой стадии технологического процесса проводились исследования конденсата. Из представленных протоколов исследования конденсата также невозможно установить источник изъятия проб жидкости для проведения анализа (скважины № 16, 32 Усть-Эвай или УКПГ Мирзоева, ЦДГ).

Конечным продуктом разработки месторождения является именно стабильный газовый конденсат.

Усть-Томи.

Согласно лицензии на право пользования недрами ЮСХ № 00824 НЭ Обществу предоставлен участок недр с назначением добычи газа и конденсата газоконденсатного месторождения Усть-Томи.

Из Дополнения к технологической схеме разработки газоконденсатного месторождения Усть-Томи следует, что продукция скважин месторождения Усть- Томи поступает по индивидуальным трубопроводам до УПГ «Монги». На УПГ газ проходит несколько ступеней сепарации, после чего газ поступает в магистральный газопровод Даги-Оха, а конденсат и насыщенный влагой метанол из сепараторов С-1, С-2 и С-3 подается в блок разделения и выветривания В-1, в котором происходит разделение конденсата и метанольной воды. Остаточный газ направляется на факел, метанол на блок регенерации, а конденсат – через блочно-комплектный подогреватель ТО-2 направляется на блок выветривания второй ступени В-2, а затем на атмосферный блок выветривания третьей ступени В-3. Конденсат из блока В-3 через промежуточную (продувочную) емкость Е-2 направляется в систему нефтесбора месторождения Монги.

Как следует из Дополнения к проекту разработки месторождения «Монги» и Технологического регламента ведения технологического процесса на установке подготовки газа месторождения «Монги», УПГ предназначена для подготовки газа месторождений «Монги» и «Усть-Томи» методом низкотемпературной сепарации с доведением его до требований ОСТ 51.40-93 и стабилизации конденсата. Подготовленный газ поступает в магистральный газопровод, а газовый конденсат поступает по конденсатопроводу на УСН «Монги». Из данных документов также следует, что на УПГ предусмотрен общий замер откачиваемого конденсата.

Также в соответствии с Временной инструкцией по учету газового

конденсата на УПГ «Монги» НГДУ «Катанглинефтегаз», оперативный учет суточной добычи газового конденсата с месторождений «Усть-Томи» и «Монги» производится в 100 м. куб. резервуаре на УПГ «Монги».

Довод Заявителя о том, что «после разделения газожидкостной смеси в сепараторах УПГ, полезное ископаемое – нестабильный газовый конденсат соответствует ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые», не подтвержден документально, так как ни из одного представленного Обществом документа невозможно установить на какой стадии технологического процесса проводились исследования конденсата. Из представленных протоколов исследования конденсата также невозможно установить источник изъятия проб жидкости для проведения анализа (скважина № 26 или ЦДГ «Монги»).

Кузнецовское.

Согласно лицензии на право пользования недрами КРД № 03225 НЭ Обществу предоставлен участок недр с назначением добычи газа и конденсата на Кузнецовском нефтегазоконденсатном месторождении.

Из Технологической схемы разработки Кузнецовского месторождения следует, что промысловая подготовка продукции скважин включает снижение давления газа до рабочего, достаточного для дальнейшего транспорта, очистку газа от жидкости и твёрдых механических примесей и стабилизацию (дегазацию) конденсата для отправки к потребителям.

Продукция скважин (смесь газа с газовым конденсатом) по шлейфам, через гребенку поступает в газовые двухфазные сепараторы газовой групповой установки (ГГУ) «Кузнецовская». Отсепарированный природный газ подаётся в магистральный газопровод потребителям, а отделённая в газосепараторах жидкость (конденсат с конденсационной водой) направляется в узел разгазирования для стабилизации (С-1, 2, 3). Затем конденсат вывозится автотранспортом на Северо-Асфальтовая УПН где смешивается с нефтью и далее конденсат готовиться в смеси с нефтью (пункт 1 расчета норматив технологических потерь углеводородного сырья по месторождениям за 2008 год).

На основании изложенного, технологическими схемами разработки месторождений «Усть-Эвай, «Усть-Томи» и «Кузнецовское» предусмотрено, что промысловая подготовка добытого на данных месторождениях полезного ископаемого заканчивается до смешения полученного продукта с нефтью. На конечном этапе подготовки конденсата УКПГ имени М. Мирзоева, УПГ «Монги» и ГГУ «Кузнецовская» он стабилизируется. В дальнейшем конденсат смешивается с нефтью других месторождений и проходит подготовку совместно с нефтью. Из представленных протоколов исследования газового конденсата невозможно установить на каком этапе подготовки взяты пробы.

В соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» разработка месторождений полезных ископаемых и пользование недрами в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, осуществляется в соответствии с утвержденными техническими проектами.

Пунктом 1.12 Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007- 96), утвержденных Минтопэнерго Российской Федерации от 23.09.1996 определено, что проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки.

В соответствии с пунктом 8.7 РД 153-39-007-96 установлено, что в проектных документах на разработку обосновываются, в том числе требования к системам сбора и промысловой подготовке продукции скважин.

Как усматривается из технологических схем разработки месторождений «Усть-Эвай, «Усть-Томи» и «Кузнецовское» и из иных документов перечисленных выше, промысловая подготовка на данных месторождениях заканчивается получением стабильного газового конденсата. Таким образом, руководствуясь подпунктом 3 пункта 2 статьи 337 Кодекса, п.3 Постановления Пленума ВАС РФ от 18.12.2007 N 64. на перечисленных выше месторождениях объектом налога на добычу полезных ископаемых является стабильный газовый конденсат. Из представленных Обществом в ходе выездной налоговой проверки документов не следует, что данный стабильный конденсат является продуктом переработки.

Более того, согласно Постановлению ВАС РФ от 20.09.2011 №18530/10 результатом переработки нестабильного газового конденсата как вида добытого полезного ископаемого должно являться получение продукции обрабатывающей промышленности, а не иного вида углеводородного сырья, признаваемого объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых в соответствии с подпунктом 3 пункта 2 статьи 337 Кодекса. Стабильный газовый конденсат не является продуктом обрабатывающей промышленности, следовательно, стабилизация газового конденсата не является процессом переработки нестабильного газового конденсата, а является этапом добычи, предусмотренным проектными документами, в результате которой по прошествию комплексных мероприятий по промысловой подготовке добытым полезным ископаемым является стабильный газовый конденсат.

Кроме того, в заключительных отчетах «Разработка нормативов технологических потерь углеводородного сырья по месторождениям ОАО «НК «Роснефть» на 2008 год» утверждены нормативы технологических потерь конденсата по месторождениям «Усть-Томи», «Усть-Эвай», «Кузнецовское», где указано, что технологические потери газового конденсата на промысловых установках – это суммарные потери конденсата (углеводородов С5+в), связанные с современным развитием техники и технологии и качеством эксплуатации технологического оборудования и установок в целом. Стабильный конденсат – жидкость состоящая при стандартных условиях из пентанов и вышекипящих углеводородов С5+в с примесью (до 3% масс) пропан - бутановой фракции. Получают путем дегазации или стабилизации сырого (нестабильного) конденсата.

Таким образом, технологические потери газового конденсата на месторождениях «Усть-Томи», «Усть-Эвай», «Кузнецовское» утверждены на стабильный газовый конденсат, как продукта промысловой подготовки.

На основании пункта 1 статьи 340 Кодекса, оценка стоимости добытых полезных ископаемых определяется налогоплательщиком самостоятельно одним из следующих способов:

1) исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации без учета субсидий;

2) исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации добытого полезного ископаемого;

3) исходя из расчетной стоимости добытых полезных ископаемых.

Согласно пункту 4 статьи 340 Кодекса, в случае отсутствия у налогоплательщика реализации добытого полезного ископаемого налогоплательщик применяет способ оценки, указанный в подпункте 3 пункта 1 статьи 340 Кодекса.

Как установлено инспекцией в ходе выездной налоговой проверки, в проверяемый период (2008-2009 годы) Обществом реализовывался стабильный газовый конденсат.

Учитывая вышеизложенное, налоговая база по месторождениям «Усть-Эвай, «Усть-Томи» и «Кузнецовское» должна рассчитываться по ставке 17,5%, исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации добытого полезного ископаемого.

Довод заявителя о нарушении его прав тем, что обжалуемое решение с учетом изменений, внесенных ФНС России, содержит иные выводы, послужившие основанием для доначисления НДПИ, суд считает необоснованным в связи со следующим.

Правомерность деятельности налоговых органов и законность принятых ими решений может быть, среди прочего, проверена в порядке, предусмотренном пунктом 2 статьи 140 Налогового кодекса Российской Федерации, в соответствии с которым по итогам рассмотрения вышестоящим налоговым органом апелляционной жалобы на решение нижестоящего налогового органа может быть изменено решение налогового органа полностью или в части и принято новое решение.

Следовательно, законодатель прямо указал на возможность вышестоящего налогового органа изменять решения нижестоящего налогового органа. Факт изменения решения не является основанием для вывода о нарушении прав налогоплательщика.

Конституционный Суд Российской Федерации в определении от 24.02.2011 № 194-О-О указал, что: «одним из случаев нарушения прав налогоплательщиков является вынесение вышестоящим налоговым органом в апелляционном порядке нового решения, предусматривающего взыскание с налогоплательщика дополнительных налоговых платежей. На это указывает Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, из постановления которого от 28 июля 2009 года № 5172/09 следует: налогоплательщику не могут быть созданы препятствия для свободного волеизъявления в процессе реализации им права на обжалование вынесенного в отношении него решения, а потому, если вышестоящий налоговый орган по итогам

рассмотрения жалобы примет решение о взыскании с него дополнительных налоговых платежей, не взысканных оспариваемым решением налогового органа, это будет означать нарушение прав налогоплательщика».

Таким образом, согласно правовой позиции Конституционного и Высшего Арбитражного судов, в случае вынесения вышестоящим налоговым органом нового решения, права налогоплательщика считаются нарушенными в случае возложения на него дополнительных налоговых платежей (то есть в размере, превышающем доначисления нижестоящего налогового органа).

Следует отметить, что аналогичная позиция изложена в Проекте Постановления Пленума Высшего Арбитражного Суда РФ “О некоторых вопросах, возникающих при применении арбитражными судами части первой Налогового кодекса Российской Федерации” от 14 сентября 2011 года (далее – Проект).

Так, согласно пункту 82 Проекта при рассмотрении жалобы налогоплательщика вышестоящим налоговым органом не может быть принято решение о взыскании с налогоплательщика дополнительных налоговых платежей, пеней, штрафов, не взысканных оспариваемым решением, поскольку иной подход создавал бы налогоплательщику препятствия для свободного волеизъявления в процессе реализации им права на обжалование вынесенного в отношении него решения.

Кроме того, принятие вышестоящим налоговым органом по итогам рассмотрения жалобы налогоплательщика решения о дополнительном взыскании с него указанных сумм фактически означало бы осуществление контроля за деятельностью нижестоящего налогового органа вне процедуры, определенной пунктом 10 статьи 89 НК РФ.

В то же время вышестоящий налоговый орган вправе дополнить и (или) изменить приведенные в обжалуемом решении основания взыскания сумм налогов, пеней, штрафов.

Вышеизложенное свидетельствует о том, что изменение вышестоящим налоговым органом оснований взыскания налогов при отсутствии дополнительных доначислений сумм налогов, не является нарушением прав налогоплательщиков.

В настоящем деле, вышестоящий налоговый орган, принимая новое решение, действовал в рамках предоставленных пунктом 2 статьи 140 Налогового кодекса Российской Федерации полномочий, дополнительные суммы НДПИ начислены не были, следовательно, права налогоплательщика не нарушены.

Заявитель, необоснованно ссылается на нарушение порядка принятия оспариваемого решения (в редакции решения ФНС России), при котором налогоплательщик был лишен права знать об установленных фактах правонарушения, а также представить свои пояснения и возражения на них, считая нарушенными положения пункта 14 статьи 101 Налогового кодекса Российской Федерации.

Высший Арбитражный Суд Российской Федерации в постановлении от 21.09.2010 № 4292/10 указал: «Положения статьи 101 Налогового кодекса, регулирующие порядок вынесения решения по результатам рассмотрения материалов налоговой проверки, не подлежат расширительному толкованию и не могут применяться к процедуре рассмотрения жалобы налогоплательщика вышестоящим налоговым органом, поскольку из норм главы 20 Кодекса возможность подобного применения не следует».

Вместе с тем, необходимо отметить, что ФНС России в рамках рассмотрения апелляционной жалобы Заявителя, оценивались содержащиеся в ней доводы.

По результатам оценки заявленных доводов и материалов выездной налоговой проверки Общества, ФНС России согласилась с налогоплательщиком о том, что видом полезного ископаемого для целей налогообложения на месторождениях «Усть-Томи», «Усть-Эвай» и «Кузнецовское» является не нефть.

Однако, проанализировав Технологические схемы разработки месторождений «Усть-Эвай», «Усть-Томи», «Кузнецовское», ФНС России установлено, что промысловая подготовка добытого на данных месторождениях полезного ископаемого

заканчивается до смешения полученного продукта с нефтью. На конечном этапе подготовки конденсата УКПГ имени Мирзоева, УПГ «Монги» и «Кузнецовска» он стабилизируется.

В связи с чем, руководствуясь пунктом 2 статьи 140 Налогового кодекса Российской Федерации, - проверяя обоснованность решения нижестоящего налогового органа, ФНС России соглашаясь с налогоплательщиком, признала вывод Инспекции о необоснованном исключении из объема добытой нефти газового конденсата по месторождениям «Усть-Эвай», «Усть-Томи», «Кузнецовское» не соответствующим законодательству о налогах и сборах и в данной части изменила решение.

При этом положение налогоплательщика не ухудшилось, напротив - доначисленная Инспекцией сумма НДПИ была уменьшена.

Указанная выше квалификация добытого полезного ископаемого как стабильного газового конденсата соответствует позиции Общества, отраженной в первоначальных налоговых декларациях за 2008-2009 годы, а пересчитанная ФНС России сумма налога - первоначально рассчитанной самим налогоплательщиком, которая (согласно пояснениям Заявителя о причинах подачи уточненных налоговых деклараций) была определена им исходя из цены реализации стабильного газового конденсата.

На основании изложенного, выводы Общества о том, что включение налоговым органом объема добытого газового конденсата в налоговую базу НДПИ по нефти, прямо противоречит пп. 1 п. 1 ст. 336, пп. 3 п. 2 ст. 337, п. 1, 4, 5 ст. 338, п. 1 ст. 339, п. 1 ст. 340, ст. 342, п. 1 ст. 54 НК РФ, а так же вывод о том, что налоговый орган необоснованно квалифицировал полученный газовый конденсат на месторождениях «Усть-Эвай», «Усть-Томи» и «Кузнецовское» как стабильный, и впоследствии произвел перерасчет НДПИ исходя из цен реализации на стабильный газовый конденсат, суд считает неправомерными».

Определение может быть обжаловано в Девятый арбитражный апелляционный суд в течении месяца со дня его вынесения.

СУДЬЯ:

ФИО2

12925683230