Гражданский кодекс часть 1

от заинтересованного лица – Балаба В.И. по дов. от 29.04.2010 №128, Грибкова И.С. по дов. от 09.09.2009 №212, Стручковой Т.С. по дов. от 30.04.2010 №129, Кимбиной Н.Ю. по дов. от 28.04.2010 №127

УСТАНОВИЛ:

ОАО «Самотлорнефтегаз» (далее – общество, заявитель, налогоплательщик) обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением к МИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам №1 (далее – инспекция, заинтересованное лицо, налоговый орган) о признании недействительным решения от 01.10.2007 №52/2205 «О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения» (в редакции решения ФНС России от 30.07.2008 №ММ-26-3/83@) в части пп.1 п.1 и п.3.2 резолютивной части решения в части привлечения к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения, предусмотренной п.1 ст.122 НК РФ (далее – Кодекс) за неуплату налога на прибыль в сумме 7 832 518 руб.; пп.4 п.1 и п.3.2 резолютивной части решения в части привлечения к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения, предусмотренной ст.123 Кодекса за неуплату налога на доходы физических лиц в сумме 7 409 руб.; пп.6 п.1 и п.3.2 резолютивной части решения в части привлечения к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения, предусмотренной п.1 ст.122 Кодекса за неуплату налога на добычу полезного ископаемого в сумме 25 567 734 руб.; пп.1 п.2 и п.3.3 резолютивной части решения в части начисления и предложения уплатить пени по налогу на прибыль в сумме 2 166 970 руб. пп.4 п.2 и п.3.3 резолютивной части решения в части начисления и предложения уплатить пени по налогу на доходы физических лиц в размере 3 977 руб.; пп.6 п.2 и п.3.3 резолютивной части решения в части начисления и предложения уплатить пени по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 35 183 427 руб.; пп.1 п.3.1 резолютивной части решения в части предложения уплатить недоимку по налогу на прибыль организаций в сумме 39 162 590 руб.; пп.3 п.3.1 резолютивной части решения в части предложения уплатить недоимку по единому социальному налогу на сумму 13 404,30 руб.; пп.5 п.3.1 резолютивной части решения в части предложения уплатить недоимку по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 142 785 585 руб., пп.1 п.5 резолютивной части решения в части предложения удержать доначисленную сумму налога на доходы физических лиц в сумме 37 043 руб. (с учетом уточнения заявленных требований в порядке ст.49 АПК РФ).

Решением суда от 29.12.2009 заявленные требования удовлетворены. При этом суд исходил из того, что ненормативный акт инспекции в оспариваемой обществом части является незаконным, нарушает права и законные интересы налогоплательщика.

Не согласившись с принятым решением, заинтересованное лицо обратилось с апелляционной жалобой, в которой просит решение суда отменить, принять по делу новый судебный акт об отказе в удовлетворении заявленных требований, указывая на то, что судом при принятии решения неправильно применены нормы материального права.

Заявитель представил отзыв на апелляционную жалобу, в котором, не соглашаясь с доводами жалобы, просит оставить решение суда без изменения, а апелляционную жалобу инспекции – без удовлетворения.

Законность и обоснованность принятого решения проверены апелляционной инстанцией в порядке ст.ст.266, 268 АПК РФ.

Изучив представленные в деле доказательства, заслушав представителей сторон, рассмотрев доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, суд апелляционной инстанции считает, что решение суда от 29.12.2009 подлежит изменению в части признания недействительным решения инспекции от 01.10.2007 №52/2205 (в редакции решения ФНС России от 30.07.2008 №ММ-26-3/83@) в части пп.1 п.3.1 резолютивной части решения в части предложения уплатить недоимку по налогу на прибыль организаций в сумме10 870 661 руб. (п.1.3 мотивировочной части решения инспекции), в сумме 1 965 105 руб. (п.1.4 мотивировочной части решения инспекции), в сумме 19 322 400 руб. (п.1.5 мотивировочной части решения инспекции) и соответствующих сумм пени, штрафов, а апелляционная жалоба инспекции подлежит частичному удовлетворению, исходя из следующего.

При исследовании обстоятельств дела установлено, что в период с 27.02.2006 по 31.07.2007 инспекцией проведена выездная налоговая проверка общества по вопросам соблюдения налогового законодательства за период с 01.01.2004 по 31.12.2005, по результатам которой составлен акт от 31.07.2007 №52/1590 и вынесено решение от 01.10.2007 №52/2205, в соответствии с которым общество привлечено к налоговой ответственности, предусмотренной п.1 ст.122, 123 Кодекса в виде штрафа в сумме 37 009 305 руб.; начислены пени в сумме 39 219 955 руб.; предложено уплатить недоимку в сумме 199 393 330 руб., внести необходимые исправления в документы бухгалтерского и налогового учета, удержать доначисленную сумму НДФЛ в размере 54 238 руб. непосредственно из доходов налогоплательщика при очередной выплате дохода в денежной форме, представить сведения об удержании и мерах, принятых для удержания сумм налога с доходов иностранных юридических лиц, подлежащих налогообложению у источника выплат в РФ в размере 593 666 руб. из доходов налогоплательщика (иностранного юридического лица) при очередной выплате дохода в денежной форме.

Не согласившись с вынесенным решением, общество обратилось в ФНС России с апелляционной жалобой, по результатам рассмотрения которой ФНС России решением от 30.07.2008 №ММ-26-3/83@ изменило оспариваемое решение инспекции путем отмены в резолютивной части решения начисления НДС в размере 17 390 160 руб. (по п.2.3 мотивировочной части решения инспекции), соответствующих сумм пени и штрафа.

Налог на прибыль.

По п.1.1 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что общество неправомерно относило на расходы по налогу на прибыль организаций взносы, начисленные работникам и перечисленные в Негосударственный пенсионный фонд «ТНК-Владимир» без указания списков сотрудников предприятия, которым предназначаются данные выплаты, что повлекло занижение налоговой базы по налогу на прибыль в 2004г. на 22 386 484,16 руб. и, соответственно, доначисление налога на прибыль в размере 5 372 756 руб.

Данный довод не может быть принят судом и подлежит отклонению.

Материалами дела установлено, что между обществом и Негосударственным пенсионным фондом «ТНК-Владимир» заключен договор от 15.12.2000 №ТНК-2795/00, согласно которому общество (вкладчик) обязан уплачивать фонду регулярные пенсионные взносы в размере 153 долларов США в год на одного работника, предусмотренные положением вкладчика, в рублях по курсу Центрального банка на дату уплаты взноса. Взносы вкладчика зачисляются на солидарный пенсионный счет вкладчика.

В силу пп.«д» п.4 и пп.«е» п.3.3.1 постановления Правительства РФ от 13.12.1999 №1385 применяемые фондами пенсионные схемы должны определять порядок ведения именных и солидарных пенсионных счетов. Условия перечисления средств с солидарного счета вкладчика на именные пенсионные счета участников определяются вкладчиком.

Таким образом, действовавшее в проверяемый период законодательство разрешало перечисление сумм страховых взносов по негосударственному пенсионному страхованию на солидарный счет вкладчика в фонде без идентификации по конкретным участникам (работникам вкладчика). Идентификация сумм пенсионных накоплений осуществлялась на момент назначения пенсии участнику путем перечисления на именной счет.

Налоговое законодательство не связывает обоснованность отнесения указанных расходов с наличием списка работников, которым предназначаются выплаты из фонда. Обязанность представления налогоплательщиком списка работников, которым предназначаются выплаты, для включения пенсионных взносов в состав расходов по налогу на прибыль законодательно не установлена.

При этом взносы носят обезличенный характер и перечисляются по среднесписочной численности работников. Конкретная выплата в пользу работника может быть определена только при наступлении пенсионных оснований, указанных в договоре.

Согласно условиям п.4 и 7 договора от 15.12.2000 №ТНК-2795/00 процедура перечисления взносов в фонд не относится к процедуре выплат негосударственных пенсий.

Тот факт, что указанный договор заключен в пользу работников общества, подтвержден положениями п.2.1 договора, согласно которым вкладчик (и участник по трехстороннему соглашению) обязуется перечислить в фонд пенсионные взносы. Фонд обязуется осуществить выплаты. Стороны принимают на себя обязательства по негосударственному пенсионному обеспечению участников. Негосударственное пенсионное обеспечение является долгосрочной финансовой программой социального обеспечения по старости, осуществляемой фондом за счет аккумулирования добровольных денежных взносов вкладчика и участников, а также средств, полученных фондом от их инвестирования и иных законных поступлений.

Согласно п.1.3 договора от 15.12.2000 №ТНК-2795/00 участниками являются работники общества.

При этом согласно п.3.2.1 и п.3.2.3 договора взносы вкладчика перечисляются на солидарный пенсионный счет вкладчика.

Пункты 3.2.2, 3.2.3 (в части именных пенсионных счетов), 3.2.4 договора, на которые ссылается инспекция, касаются случаев, когда третье лицо заключает трехстороннее соглашение с фондом и вкладчиком; п.7.1 договора, на который также ссылается инспекция, касается выплаты пенсий при наступлении пенсионных оснований.

Ссылка инспекции на положения п.7 ст.1 Федерального закона от 29.12.2004 №204-ФЗ неправомерна, поскольку данный закон вступил в силу с 01.01.2005 и не распространяется на оспариваемые инспекцией расходы, осуществленные обществом в 2004г.

Учитывая изложенное, общество правомерно уменьшило расходы по налогу на прибыль на сумму указанных пенсионных взносов.

По п.1.2 решения.

В апелляционной жалобе инспекция утверждает, что общество неправомерно единовременно отнесло на расходы, уменьшающие доходы, затраты на освоение природных ресурсов па общую сумму 8 158 333 руб. по договорам от 30.12.2004 №СНГ-0148/05 и от 21.11.2005 №СНГ-1251/05, что повлекло неуплату налога на прибыль за 2005г. в размере 1 631 667 руб.

Указанные расходы являются расходами на освоение природных ресурсов, учитываемые равномерно в течение 12 месяцев, начиная с 1-го числа месяца, следующего за месяцем в котором завершены работы (этапы работы).

Данный довод является необоснованным и подлежит отклонению.

Материалами дела установлено, что предметом заключенного с ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» договора от 30.12.2004 №СНГ-0148/05 является проведение ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» обусловленных геологическим заданием работ по теме «Ведение баланса и сопровождение аудита запасов по обществу.

Основанием выдачи геологического задания является ежегодное проведение внутреннего и внешнего аудита.

Предметом заключенного с АНО «Маркгеоаудит и консалтинг» договора от 21.11.2005 №СНГ-1251/05 является проведение экспертизы материалов по подсчету запасав нефти, конденсата, свободного и растворенного газа Самотлорского месторождения.

В соответствии с пп.3 п.1 ст.253 Кодекса расходы на освоение природных ресурсов отнесены к расходам, связанным с производством и реализацией.

Согласно п.1 и 2 ст.261 Кодекса расходами на освоение природных ресурсов признаются расходы налогоплательщика на геологическое изучение недр, разведку полезных ископаемых, проведение работ подготовительного характера.

К расходам на освоение природных ресурсов, в частности, относятся расходы на поиски и оценку месторождений полезных ископаемых (включая аудит запасов), разведку полезных ископаемых и (или) гидрогеологические изыскания, осуществляемые на участке недр в соответствии с полученными в установленном порядке лицензиями или иными разрешениями уполномоченных органов, а также расходы на приобретение необходимой геологической и иной информации у третьих лиц, в том числе в государственных органах;

Указанные расходы включаются в состав расходов равномерно в течение 12 месяцев и учитываются в порядке, предусмотренном ст.325 Кодекса.

Согласно п.3 ст.325 Кодекса текущие расходы на содержание объектов, связанных с освоением природных ресурсов (в том числе расходы на оплату труда, расходы, связанные с содержанием и эксплуатацией временных сооружений, и иные подобные расходы), а также расходы на доразведку месторождения или его участков, находящихся в пределах горного или земельного отвода организации, в полной сумме включаются в состав расходов того отчетного (налогового) периода, в котором они произведены.

При этом к расходам на доразведку относятся расходы, связанные с осуществлением работ по доразведке по введенным в эксплуатацию и промышленно освоенным месторождениям.

Аналогичный порядок признания расходов для целей налогообложения указан в п.5 приложения «Классификация расходов на ОПР...» к Положению об учетной политике общества для целей налогообложения на 2005г.

Материалами дела подтверждено, что спорные расходы произведены обществом в рамках его текущей деятельности на Самотлорском месторождении, введенного в эксплуатацию и промышленно освоенного, что подтверждается представленными в материалы дела документами, в частности, лицензией на «Добычу нефти и газа», а не месторождения, находящегося на стадии освоения (проведения подготовительных работ).

При таких обстоятельствах, довод инспекции о неправомерности единовременного отнесения на расходы, уменьшающие доходы, указанных затрат необоснован, в связи с чем доначисление налога на прибыль за 2005г. в размере 1 631 667 руб. является неправомерным.

По п.1.3 и 1.4 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что общество неправомерно единовременно и в полном объеме включило в состав прочих расходов в целях налогообложения прибыли расходы на выполнение научных исследований и опытно-конструкторских разработок.

Суд апелляционной инстанции, исследовав материалы дела, считает данный довод инспекции обоснованным и соответствующим фактическим обстоятельствам и действующему законодательству.

Удовлетворяя требования общества, суд первой инстанции исходил из того, что спорные расходы не могут быть классифицированы как расходы на научные исследования и (или) опытно-конструкторские разработки, поскольку результатом проведенных работ не является создание новой или усовершенствование производимой продукции (товаров, работ, услуг). Статья 262 Кодекса является общей нормой, в то время как ст.261 Кодекса является специальной нормой, относящей те или иные затраты к расходам на освоение природных ресурсов.

Между тем материалами дела установлено, что между обществом (заказчик) и ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» (исполнитель) заключен договор от 26.12.2001 №ТННЦ-74/02/1557 (т.12 л.д.105-108) на выполнение исполнителем научно-исследовательской работы на тему «Составление уточненного проекта разработки Самотлорского месторождения».

Работа, содержание и объем которой определяются календарным планом, проводится в соответствии с техническим заданием (т.12 л.д.110-112), согласно п.1 и 2 которого предусмотрено выполнение уровней добычи нефти в соответствии с утвержденными ЦКР; применение новых технологий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов; технологическое достижение утвержденных коэффициентов нефтеотдачи пласта.

В проекте разработаны рекомендации по развитию системы разработки Самотлорского месторождения; объему и динамике буровых работ с формированием ковров бурения с указанием местоположения скважин и забоев; объему и динамике геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти; предотвращению прорыва газа.

Объем геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти приводится с детальным расчетом технологических показателей до конца разработки.

В соответствии с п.3 технического задания результаты геологического и гидродинамического моделирования должны быть представлены в виде постоянно действующей гидродинамической модели в соответствии с регламентом РД 153-39.0-047-00.

Согласно п.10 технического задания в научном исследовании учитываются объемы работ, в том числе, по модернизации техники и технологии подъема жидкости на поверхность, а также по реконструкции системы сбора, подготовки и транспорта нефти.

Факт исполнения указанного договора и проведения всех соответствующих работ подтверждается актами сдачи-приемки выполненных работ (т.12 л.д.133-143) и счетом-фактурой (т.12 л.д.131).

Между обществом (заказчик) и Федеральным государственным учреждением «Экспертнефтегаз» (исполнитель) заключен договор от 26.03.2004 №1/СНГ-0517/04 (т. 12 л.д.87-94) на выполнение исполнителем научно-исследовательской работы на тему «экспертиза отчета «Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения».

В соответствии с техническим заданием (т.12 л.д.96) и календарным планом (т.12 л.д.97) в рамках проведения работ в соответствии с РД 153-39-007-96 осуществлены, в том числе, анализ текущего состояния разработки, подготовка гидродинамических моделей, обоснование расчетных вариантов и расчеты технологических показателей, экономический анализ вариантов, окончательная экспертиза.

Факт исполнения договора и проведения всех соответствующих работ подтверждается актами сдачи-приемки выполненных работ и счетом-фактурой от 19.12.2005 №63 (т.12 л.д.100-103).

Обществом (заказчик) и Западно-Сибирский филиал НИУ Института геологии нефти и газа СО РАН (исполнитель) заключен договор от 31.12.2004 №277-05/СНГ-0116/05 (т.15 л.д.28-35) на выполнение исполнителем научно-исследовательской работы на тему «Авторский надзор за утилизацией подтоварных вод на Самотлорском лицензионном участке».

В соответствии с техническим заданием (т.15 л.д.36-37) и календарным планом (т.15 л.д.38-39) в рамках выполнения работы осуществлены: расчеты коэффициентов приемистости и оптимальных дебитов поглощающих скважин, расчет прогноза устьевых давлений, разработка программ работ на 2006г. и 2007г.

Факт исполнения договора и проведения всех соответствующих работ подтверждается актами сдачи-приемки выполненных работ и счетом-фактурой (т.15 л.д.44-47).

Между обществом (заказчик) и ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» (исполнитель) заключен договор от 29.12.2004 №ТННЦ-1433/04/СНГ-0103/05 (т.13 л.д.10-16) на выполнение исполнителем научно-исследовательской работы на тему «Оптимизация работ бездействующего и высокообводненного фонда на Самотлорском месторождении».

В соответствии с техническим заданием (т.13 л.д.17-18) и календарным планом (т.13 л.д.19) в рамках выполнения работы осуществлены подбор скважин и согласование мероприятий по выводу из бездействия скважин добывающего и нагнетательного фонда Самотлорского месторождения, а также мероприятий по возврату и переводу скважин.

Факт исполнения договора и проведения всех соответствующих работ подтверждается актами сдачи-приемки выполненных работ и счетами-фактурами (т.13 л.д.20-27) .

Обществом (заказчик) и ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» (исполнитель) заключен договор от 21.12.2004 №ТННЦ-1446/04/СНГ-0212/05 (т.5 л.д.2-8), на выполнение исполнителем научно- исследовательской работы на тему «Анализ керна и пластовых флюидов».

В соответствии с техническим заданием (т.5 л.д.9) и календарным планом (т.5 л.д.13-15) в рамках выполнения работы осуществлено комплексное лабораторное изучение кернового материала и пластовых флюидов скважин общества, получены фактические данные, необходимые для выполнения проектов и технологических схем разработки.

Факт исполнения договора и проведения всех соответствующих работ подтверждается актами сдачи-приемки выполненных работ и счетами-фактурами (т.5 л.д.20-25).

Обществом (заказчик) и ГП ХМАО НАЦ РН им. В.Т. Шпильмана (исполнитель) заключен договор от 05.05.2005 №321Э/2005/СНГ-0667/05 (т.13 л.д.48-55) на проведение комплексной научно-технической экспертизы и рассмотрение на пленарном заседании Территориального отделения Центральной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений по Ханты-Мансийскому автономному округу работы «Выполнение в 2004г. проектных показателей и мероприятия по реализации проектных работ на 2005г. по Самотлорскому лицензионному участку».

Факт исполнения договора и проведения всех соответствующих работ подтверждается представленным актом сдачи-приемки выполненных работ и счетом-фактурой (т.13 л.д.48-55).

Между обществом (заказчик) и ГП ХМАО НАЦ РН им. В.Т. Шпильмана (исполнитель) заключен договор от 23.08.2005 №24/2005/СНГ-0947/05 (т.13 л.д.58-62) на выполнение исполнителем научно-исследовательской работы на тему «Экспертиза перераспределении добычи нефти с начала разработки в связи с новой корреляцией пластов Самотлорского месторождения».

Факт исполнения договора и проведения всех соответствующих работ подтверждается актом сдачи-приемки выполненных работ и счетом-фактурой (т.13 л.д.64-66).

В соответствии с п.1 ст.262 Кодекса расходами на научные исследования и (или) опытно-конструкторские разработки признаются расходы, относящиеся к созданию новой или усовершенствованию производимой продукции (товаров, работ, услуг), в частности, расходы на изобретательство, а также расходы на формирование Российского фонда технологического развития, иных отраслевых и межотраслевых фондов финансирования научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, зарегистрированных в порядке, предусмотренном Федеральным законом от 23.08.1996 №127-ФЗ «О науке и государственной научно-технической политике».

Согласно абз.2 п.2 ст.262 Кодекса (в редакции, действовавшей в 2004-2005гг.) указанные расходы равномерно включаются налогоплательщиком в состав прочих расходов в течение трех лет при условии использования указанных исследований и разработок в производстве и (или) при реализации товаров (выполнении работ, оказании услуг) с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором завершены такие исследования (отдельные этапы исследований).

Суд первой инстанции указал, что включение в порядке ст.262 Кодекса в состав расходов, уменьшающих доходы, расходов на все научные исследования и опытно-конструкторские разработки противоречило бы положениям п.1 ст.262 Кодекса, указывающим на налоговый учет только тех расходов на научные исследования, результатом несения которых является создание новой или усовершенствование производимой продукции.

Данный вывод суда необоснован, поскольку судом не учтено, что согласно абз.3 п.1 ст.262 Кодекса расходы налогоплательщика на научные исследования и (или) опытно-конструкторские разработки, осуществленные в целях создания новых или совершенствования применяемых технологий, создания новых видов сырья или материалов, которые не дали положительного результата, также подлежат включению в состав прочих расходов равномерно в течение трех лет.

Согласно п.1 ст.769 ГК РФ по договору на выполнение научно-исследовательских работ исполнитель обязуется провести обусловленные техническим заданием заказчика научные исследования, а по договору на выполнение опытно-конструкторских и технологических работ – разработать образец нового изделия, конструкторскую документацию на него или новую технологию, а заказчик обязуется принять работу и оплатить ее.

В силу п.2 раздела I Положения по бухгалтерскому учету «Учет расходов на научно-исследовательские, опытно-конструкторские и технологические работы» ПБУ 17/02, утвержденного приказом Минфина России от 19.11.2002 №115н, к НИОКР относятся работы, связанные с осуществлением научной (научно-исследовательской), научно-технической деятельности и экспериментальных разработок.

Согласно ст.2 Федерального закона №127-ФЗ под научной (научно-исследовательской) деятельностью понимается деятельность, направленная на получение и применение новых знаний, в том числе, фундаментальные научные исследования – экспериментальная или теоретическая деятельность, направленная на получение новых знаний об основных закономерностях строения, функционирования и развития человека, общества, окружающей природной среды; прикладные научные исследования – исследования, направленные преимущественно на применение новых знаний для достижения практических целей и решения конкретных задач.

Научно-техническая деятельность – деятельность, направленная на получение, применение новых знаний для решения технологических, инженерных, экономических, социальных, гуманитарных и иных проблем, обеспечения функционирования науки, техники и производства как единой системы.

Экспериментальные разработки – деятельность, которая основана на знаниях, приобретенных в результате проведения научных исследований или на основе практического опыта, и направлена на сохранение жизни и здоровья человека, создание новых материалов, продуктов, процессов, устройств, услуг, систем или методов и их дальнейшее совершенствование.

Таким образом, ст.262 Кодекса установлен конкретный критерий для квалификации затрат как расходов на НИОКР, при наличии которого налогоплательщик обязан учесть данные расходы равномерно в течение определенного периода времени (в 2004-2005гг. – трех лет). Указанным критерием является направленность работ на совершенствование производимых продукции, товаров, работ, услуг (совершенствование применяемой технологии).

В соответствии с п.5 ст.23 Закона РФ от 21.02.1992 №2395-1 «О недрах» одним из основных требований по рациональному использованию и охране недр является обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых.

Согласно п.17 и 19 раздела II «Правил охраны недр», утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 №71, организация при разработке проектной документации осуществляет технико-экономическое сравнение вариантов размещения объектов, технологических схем и режимов предложений по оптимальному варианту. Объем и состав этих материалов и предложений определяются с учетом сложности горно-геологических и горнотехнических условий и обеспечения рационального, комплексного использования запасов полезных ископаемых, безопасного ведения горных работ, охраны недр и окружающей среды. При этом в проектной документации на разработку месторождений полезных ископаемых в целях предотвращения выборочной отработки месторождения, приводящей к необоснованным потерям запасов полезных ископаемых, преждевременному истощению и обесцениванию запасов месторождения, в случае наличия участков, пластов и залежей промышленных типов и сортов полезных ископаемых, резко различных по качеству, горнотехническим условиям залегания и другим параметрам, обосновывается последовательность (очередность) отработки таких участков, пластов и залежей и долевое участие добычи из отдельных участков, пластов и залежей в общем объеме добычи по годам, увязанное с календарным графиком отработки месторождения и планами развития горных работ.

Таким образом, недропользователю в рамках реализации мероприятий по интенсификации извлечения полезного ископаемого из недр необходимо регулярно усовершенствовать процесс добычи нефти в зависимости от условий ее залегания и других факторов путем применения наиболее эффективных (оптимальных) технологий и их сочетаний.

Из анализа приведенных договоров, технических заданий и календарных планов к ним, актов выполненных работ, а также существа проведенных работ следует, что обществом фактически приобретены результаты научных исследований, которые имели практическое значение для его производственной деятельности, а именно изначально были направлены и привели к совершенствованию производимой работы – к интенсификации добычи нефти.

Учитывая изложенное, спорные работы соответствуют критериям, установленным ст.262 Кодекса, и являются научно-исследовательскими.

Суд первой инстанции пришел к выводу о том, что спорные расходы являются текущими расходами по доразведке (расходами на освоение природных ресурсов) и в силу п.3 ст.325 Кодекса учитываются единовременно.

Данный довод суда отклоняется апелляционным судом.

Согласно п.3 ст.325 Кодекса расходы на доразведку месторождения или его участков, находящихся в пределах горного или земельного отвода организации, в полной сумме включаются в состав расходов того отчетного (налогового) периода, в котором они произведены.

Указанный порядок учета относится к расходам ко всем геолого-поисковым и геолого-разведочным работам.

В соответствии со ст.6 Закона РФ от 21.02.1992 №2395-1 «О недрах» недра предоставляются в пользование, в том числе, для регионального геологического изучения, включающего региональные геолого-геофизические работы, геологическую съемку, инженерно-геологические изыскания, научно-исследовательские, палеонтологические и другие работы, направленные на общее геологическое изучение недр, геологические работы по прогнозированию землетрясений и исследованию вулканической деятельности, созданию и ведению мониторинга состояния недр, контроль за режимом подземных вод, а также иные работы, проводимые без существенного нарушения целостности недр; геологического изучения, включающего поиски и оценку месторождений полезных ископаемых, а также геологического изучения и оценки пригодности участков недр для строительства и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых; разведки и добычи полезных ископаемых.

Пунктами 3.3.3 (поиск залежей) и 4.4 (разведка месторождений) Временного положения об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ, утвержденного приказом Министерства природных ресурсов РФ от 07.02.2001 №126, установлен перечень геолого-поисковых и геолого-разведочных работ. Научно-исследовательские работы в данном перечне не указаны.

Таким образом, научно-исследовательские работы не являются ни геолого-поисковыми, ни геолого-разведочными, т.е. не подпадают под понятие «доразведка».

Указанные выше договоры не содержат обязанности исполнителей провести какие-либо работы по доразведке. Договорами предусмотрено применение новых технологий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов; развитию системы разработки Самотлорского месторождения; модернизации техники и технологии подъема жидкости на поверхность; реконструкции системы сбора, подготовки и транспорта нефти; подготовка гидродинамических моделей.

Таким образом, поскольку геолого-поисковые и геолого-разведочные работы не выполнялись, п.3 ст.325 Кодекса применению не подлежит.

При этом согласно п.1 ст.253 Кодекса расходы на освоение природных ресурсов и расходы на НИОКР являются различными и отдельными группами расходов, т.е. указанная норма с учетом различного срока учета в целях обложения налогом на прибыль организаций расходов в порядке ст.261 и ст.262 Кодекса исключает возможность учета затрат на научные исследования в порядке, предусмотренном для расходов на освоение природных ресурсов.

Кроме того, в соответствии с п.1.7 «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» РД 153-39-007-96 (т.21 л.д.1-3), утвержденного Минтопэнерго России от 23.09.1996, проектирование разработки, как и разработка месторождений, носит стадийный характер.

В соответствии с абз.5 п.2 ст.262 Кодекса, начиная с 01.01.2009, расходы общества на научные исследования и опытно-конструкторские разработки (в том числе не давшие положительного результата) по перечню, установленному Правительством РФ, признаются в том отчетном (налоговом) периоде, в котором они были осуществлены, и включаются в состав прочих расходов в размере фактических затрат с коэффициентом 1,5.

В п.14 Перечня научных исследований и опытно-конструкторских разработок, расходы налогоплательщика на которые в соответствии с п.2 ст.262 Кодекса включаются в состав прочих расходов в размере фактических затрат с коэффициентом 1,5, утвержденного постановлением Правительства РФ от 24.12.2008 №988, указаны, в том числе, разработка и совершенствование технических средств и методик прогнозирования нефтегазоносности недр с учетом современных представлений о геодинамике и термобарическом режиме земной коры.

Таким образом, расходы по указанным работам являются НИОКР с 01.01.2009 включаются в состав прочих расходов в размере фактических затрат с коэффициентом 1,5. До 01.01.2009 действует общий порядок.

При таких обстоятельствах, представленные в материалы дела обществом договоры, технические задания, календарные планы, счета-фактуры и акты выполненных работ свидетельствуют о том, что общество неправомерно единовременно и в полном объеме включило в состав прочих расходов в целях налогообложения прибыли расходы на выполнение научных исследований и опытно-конструкторских разработок.

По п.1.5 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что общество неправомерно отнесло затраты на реконструкцию объектов основных средств к расходам на капитальный ремонт.

Суд апелляционной инстанции, исследовав материалы дела, считает данный довод инспекции обоснованным и соответствующим фактическим обстоятельствам.

Суд первой инстанции, удовлетворяя требования общества, указал на то, что работы по зарезке боковых стволов скважин относятся к капитальному ремонту.

Арбитражный апелляционный суд не согласен с данным выводом суда первой инстанции, исходя из следующего.

Материалами дела установлено, что между обществом (заказчик) и «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» (подрядчик) заключены договоры от 05.03.2005 №СНГ-0516/05 (т.5 л.д.26-42) и от 26.08.2005 №118/05-МФ/СНД-0468/05 (т.20 л.д.102-122) на проведение работ по капитальному ремонту скважин методом зарезки вторых стволов на Самотлорском месторождении, в том числе скважин №12681 куст 1431А, №12718 куст 1335, №40239 куст 1785, №60271 куст 1012Б.

Общество включило в состав прочих расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль, затраты на реконструкцию основных средств в виде зарезки бокового ствола скважины по указанным договорам.

При этом согласно п.5 ст.270 Кодекса при определении налоговой базы не учитываются расходы, осуществленные в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения объектов основных средств.

В соответствии с п.2 ст.257 Кодекса первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации соответствующих объектов и по иным аналогичным основаниям.

К реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.

Таким образом, указанной нормой установлен закрытый перечень критериев, при наличии которых налогоплательщик обязан отнести затраты на работы по реконструкции объектов основных средств (в том числе, скважин) на увеличение первоначальной стоимости этих объектов. В этом случае данные расходы также будут учтены в целях налогообложения прибыли, но равномерно путем начисления амортизации.

Указанный перечень включает в себя изменение устройства объекта основных средств; повышение технико-экономических показателей объекта основных средств; наличие проектных документов на проведение работ; целью проведения работ является увеличение мощностных характеристик объекта основных средств.

Работы по зарезке боковых столов, проведенные «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» в отношении спорных скважин общества, полностью отвечают указанным критериям реконструкции в целях налогообложения.

С учетом регламентов взаимоотношений подрядчика и заказчика при зарезке боковых горизонтальных стволов (т.5 л.д.47-51, т.20 л.д.127-131), являющихся к договорам от 05.03.2005 №СНГ-0516/05 и от 26.08.2005 №118/05-МФ/СНД-0468/05 бурение бокового ствола предусматривает ряд технологических особенностей, приводящих к изменению технических характеристик скважины, установке нового дополнительного оборудования: вырезка окна в колонне, ориентирование и установка клина-отклонителя, изменение диаметра боковой скважины, увеличение длины боковой эксплуатационной колонны, установка новых обсадных колонн измененного диаметра, установка оборудования, спуск и цементирование хвостовика, установка фильтра, пакера.

Таким образом, проводится капиталоемкая работа, в ходе которой в соответствии с договорами от 05.03.2005 №СНГ-0516/05 и от 26.08.2005 №118/05-МФ/СНД-0468/05 произведены работы по подготовке к вырезке окна; вырезание окна в эксплуатационной колонне; бурение бокового ствола заданного профиля; спуск хвостовика и его цементирование; освоение скважины; спуск глубинно-насосного оборудования; вывод скважины на режим с получением притока пластового флюида, характерного для пласта.

Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденным постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 №56, забуривание новых (боковых) стволов позволяет решать такие задачи, как ликвидация сложных аварий; вскрытие дополнительных продуктивных мощностей путем проводки ответвлений; увеличение дебита скважины за счет вскрытия продуктивных горизонтов дополнительным стволом, как наклонно-направленным, так и горизонтальным; вовлечение в разработку ранее не дренируемых запасов; ввод бездействующих скважин, которые не эксплуатировались по техническим причинам; уменьшение объема бурения новых скважин; сокращение капитальных вложений на разработку месторождений.

Таким образом, имеет место существенное изменение эксплуатационных и технических характеристик скважины.

При зарезке бокового ствола отсутствует необходимость в понесении затрат на создание таких приспособлений, как оборудование устья скважины; направление; кондуктор; часть эксплуатационной колонны до той отметки, где происходит вырезка «окна», поскольку эти приспособления уже сооружены при первоначальном строительстве скважины.

Таким образом, данный метод имеет технико-экономические преимущества по сравнению с бурением новых скважин, как за счет меньшей стоимости бурения, так и возможности использования уже существующих на месторождении коммуникаций, в том числе, системы сбора и транспорта нефти.

Кроме того, положительным фактом применения этой технологии является существенное сокращение попутно добываемой воды, что позволяет рассматривать технологию зарезки боковых стволов при организации выработки запасов нефти в слабодренируемых, тупиковых участках залежи, как по площади, так и по разрезу.

Согласно п.5.2 Ведомственных строительных нормативов (ВСН) №58-88 (Р), утвержденных приказом Госкомархитектуры при Госстрое СССР от 23.11.1988 №312, при реконструкции зданий (объектов), исходя из сложившихся градостроительных условий и действующих норм проектирования, помимо работ, выполняемых при капитальном ремонте, осуществляется изменение планировки помещений, возведение надстроек, встроек, пристроек, а при наличии необходимых обоснований – их частичная разборка.

В пп.3.11-3.17 и 3.26 Положения о проведении планово-предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений МДС 13-14.2000, утвержденного Постановлением Госстроя СССР от 29.12.1973 №279, перечислены работы, которые не могут осуществляться в рамках капитального ремонта, т.е. должны учитываться как капитальные вложения, в том числе, затраты по надстройке зданий и различным пристройкам к существующим зданиям и сооружениям.

Так, при проведении работ по зарезке бокового ствола происходит достройка скважины дополнительным боковым стволом, с установкой дополнительного оборудования, что в результате изменяет технико-экономические характеристики скважины, значительно увеличивается максимальный суточный дебит нефти скважины либо нефть добывается с другого горизонта (пласта); как правило, использование для добычи нефти «старого» ствола скважины со «старого» пласта прекращается – оборудование по добыче нефти извлекается из данной части скважины и ниже вырезанного в обсадной колонне окна устанавливается цементный мост.

Таким образом, происходит существенное изменение конструкции объекта основных средств – реконструкция скважины. Добыча нефти и получение дохода связано исключительно с эксплуатацией нового ствола.

Учитывая изложенное, затраты на зарезку боковых стволов скважин не могут быть учтены как расходы на капитальный ремонт.

В результате проведения на спорных скважинах работ по зарезке боковых стволов увеличился их технико-экономический показатель, что подтверждается ежемесячными отчетами по скважинам за 2005г. (т.29 л.д.37-91) – месячными эксплуатационными рапортами (графа «среднесуточный дебит нефти, т/сут»).

Согласно Положению о раздельном учете добычи нефти из введенных в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях, утвержденному Минтопэнерго РФ 10.12.1999 №К-10439 и Минэкономики РФ 01.12.1999, учет нефти осуществляется на основании замеров дебитов скважин по жидкости с помощью групповых замерных установок, массоизмерительных установок или иными методами и способами, оговоренными в лицензии на пользование недрами, с учетом обводненности продукции скважин и отработанного скважинами времени. Нефть, добытая из бездействовавших скважин, по которым отсутствует информация о замерах дебита жидкости и анализам проб, не включается в отчет по добыче нефти.

Дебит скважины по нефти является ее технико-экономическим показателем как объекта основных средств.

Скважины №12681 куст 1431А, №12718 куст 1335, №40239 куст 1785, №60271 куст 1012Б до проведения работ находились в бездействии, дебит по нефти был равен 0 тонн в сутки. После зарезки бокового ствола их технико-экономический показатель составил от 55 до 7553 тонн в сутки.

Общество представило в материалы дела копию Группового рабочего проекта №25-04 на реконструкцию эксплуатационных скважин путем зарезки вторых стволов с горизонтальным окончанием по пластам группы БВ Самотлорского месторождения (т.30 л.д.1-116, т.31 л.д.1-122).

Также в каждом из заданий на бурение второго ствола на скважинах №12681, №12718, №40239, №60271 указано, что работы проводятся на основании Группового рабочего проекта №25-04.

В указанных заданиях на бурение бокового ствола также приведены абсолютные показатели расположения (от уровня моря) кровли, подошвы, горизонтального участка скважин; характеристики вышележащих пластов по скважине; координаты точки входа в пласт при бурении нового ствола.

Таким образом, при подготовке к проведению работ по бурению боковых стволов на скважинах Самотлорского месторождения обществом составлен проект реконструкции основных средств, на необходимость наличия которого указано, в том числе, в п.2 ст.257 Кодекса.

Общество проводило работы по зарезке боковых стволов с целью увеличения производственных мощностей скважин, что подтверждается представленными в рамках проверки графиками выполнения работ по капитальному ремонту скважин методом зарезки вторых стволов на 2005г.

При таких обстоятельствах, работы по зарезке боковых столов, проведенные в отношении спорных скважин общества в 2005г., полностью отвечают всем критериям реконструкции в целях налогообложения, установленным Кодексом.

Кроме того, в соответствии с п.4.7 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 №56, зарезка бокового ствола прямо отнесена к работам по реконструкции, а в п.4.6 указание на работы по зарезке бокового ствола отсутствует.

Ссылка суда первой инстанции на Классификатор ремонтных работ в скважинах (РД 153-39.0-088-01) несостоятельна, поскольку в данном документе произведена квалификация работ на скважинах лишь с целью отнесения конкретного вида работ к капитальному или текущему ремонту, а понятие «реконструкция» положениями РД 153-39.0-088-01 не учитывается.

Кроме того, согласно п.4.1 РД 153-39.0-088-01 к капитальному ремонту относится и консервация скважин (КР11-1), и их ликвидация (КР11-2), что не отвечает самому понятию «капитальный ремонт», установленному п.5.1 Ведомственных строительных нормативов ВСН 58-88(р) «Положение об организации и проведении реконструкции, ремонта и технического обслуживания зданий, объектов коммунального и социально-культурного назначения», утвержденных приказом Госкомархитектуры России при Госстрое СССР от 23.11.1988 №312, в соответствии с которыми капитальный ремонт должен включать устранение неисправностей всех изношенных элементов, восстановление или замену (кроме полной замены каменных и бетонных фундаментов, несущих стен и каркасов) их на более долговечные и экономичные, улучшающие эксплуатационные показатели ремонтируемых зданий (сооружений).

Ссылка суда первой инстанции на Правила охраны недр, утвержденные постановлением Госгортехнадзора от 06.06.2003 №71 также несостоятельна, поскольку его требования являются обязательными для организаций и индивидуальных предпринимателей, осуществляющих составление и реализацию проектов по добыче и переработке полезных ископаемых, использованию недр в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, а также производство маркшейдерских и геологических работ на территории РФ и в пределах ее континентального шельфа и морской исключительной экономической зоны РФ, а не устанавливают обязательные правила для осуществляющих добычу полезных ископаемых организаций, к которым относится общество.

Ссылка суда первой инстанции на положения Методических указаний о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин, утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23.04.2007 №279 (РД-13-07-2007), необоснованна, поскольку данные Методические указания введены в действие только с 25.06.2007, в то время как оспариваемое решение инспекции от 01.10.2007 №52/2205 вынесено в отношении периода 2004-2005гг.

Кроме того, указанные Методические указания распространяют свое действие на правоотношения, возникающие именно при обследовании организаций, производящих работы по реконструкции и ремонту, а не при проведении указанных работ.

Суд первой инстанции указал на необходимость наличия факта полной замены эксплуатационной колонны для квалификации проведенных на скважинах работ по зарезке бокового ствола как реконструкции.

Данный вывод суда является неправомерным, поскольку ни Правилами охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора от 06.06.2003 №71, ни Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 №56, не предусмотрена обязательность полной замены эксплуатационной колонны скважины при ее реконструкции.

Кроме того, в соответствии с п.14 Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03, утвержденной постановлением Госгортехнадзора РФ от 27.12.2002 №69, боковой ствол скважины обсаживается эксплуатационной колонной (хвостовиком) диаметром 144.3, 101.6 или 89 мм. Новая эксплуатационная колонна в виде «хвостовика» подвешивается и цементируется в оставшейся части «старой» эксплуатационной колонны.

Таким образом, при зарезке бокового ствола происходит замена эксплуатационной колонны в части: колонна скважины ниже вырезанного окна не используется (ликвидируется) и достраивается новая часть эксплуатационной колонны в виде хвостовика.

Конструкция скважины, построенной по конкретному рабочему проекту, документально фиксируется при приеме ее нефтедобывающей организацией от бурового подрядчика. Именно скважине с этой конструкцией присваивается идентификационный номер и она принимается на учет как основное средство недропользователя.

Обществом в материалы дела представлены документы, подтверждающие возникновение новых качеств у скважины, на которой проведены работы по зарезке бокового ствола с установлением перфорированного хвостовика, и существенное изменение устройства данной скважины, а именно: Групповой рабочий проект №25-04 на реконструкцию эксплуатационных скважин путем зарезки вторых стволов с горизонтальным окончанием по пластам группы БВ Самотлорского месторождения; договоры на проведение работ по зарезке вторых стволов; задания на бурение вторых стволов на скважинах; акты на производство капитального ремонта методом бурения наклонно-направленного бокового ствола; ежемесячные отчеты по скважинам за 2005г. (месячные эксплуатационные рапорты).

При таких обстоятельствах, общество неправомерно отнесло затраты на реконструкцию объектов основных средств к расходам на капитальный ремонт, что привело к неуплате налога на прибыль организаций за 2005г. в размере 19 322 400 руб.

Единый социальный налог.

По п.3.2 решения.

В апелляционной жалобе инспекция утверждает, что общество неправомерно не включило в налогооблагаемую базу по ЕСН стоимости оплаты проезда работников и членов их семей (Гутуева И.Н., Каримова Р.К, Дудник ГЛ., Павлющенко Н.А., Петренко О.В.) к месту проведения отпуска и обратно в размере 51 555 руб., что повлекло неуплату налога за 2004г. в размере 13 404,3 руб.

Общество неправомерно произвело оплату своим работникам и членам их семей стоимости льготного проезда с вылетом за пределы РФ той части проезда, которая приходится на территорию РФ, по справкам, отражающим действующие авиатарифы до ближайшего пункта пересечения границы РФ, тогда как при следовании работника организации и неработающих членов семьи в льготный отпуск, место проведения которого находится за пределами России самолетом из аэропорта, без промежуточной посадки на территории РФ, местом прохождения работника через Государственную границу является пункт пропуска, установленный в аэропорту.

Данные доводы не могут быть приняты судом и подлежат отклонению.

Согласно пп.9 п.1 ст.238 Кодекса не подлежит налогообложению ЕСН стоимость проезда работников и членов их семей к месту проведения отпуска и обратно, оплачиваемая налогоплательщиком лицам, работающим и проживающим в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях, в соответствии с действующим законодательством.

В соответствии со ст.325 Трудового кодекса РФ и ст.33 Закона РФ от 19.02.1993 №4520-1 «О государственных гарантиях и компенсациях для лиц, работающих и проживающих в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях» подлежат компенсации расходы на оплату стоимости проезда и провоза багажа к месту использования отпуска и обратно лиц, работающих в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях.

Лица, работающие в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях, имеют право на оплачиваемый один раз в два года за счет средств работодателя проезд к месту использования отпуска в пределах территории РФ и обратно любым видом транспорта, в том числе личным (за исключением такси), а также на оплату стоимости провоза багажа весом до 30 килограммов.

В силу ст.41 ТК РФ в коллективном договоре с учетом финансово-экономического положения работодателя могут устанавливаться льготы и преимущества для работников, условия труда, более благоприятные по сравнению с установленными законами, иными нормативными правовыми актами, соглашениями.

Материалами дела установлено, что разделом VII п.7.2.9 коллективного договора общества на 2004г. предусмотрена оплата расходов, связанных с проездом к месту отпуска и обратно, работникам и неработающим членам семьи.

Порядок оплаты определяется Приложением №10 «Положение об оплате стоимости проезда к месту использования отпуска и обратно работников общества», согласно которому при проведении отпуска за пределами РФ оплата работодателем работнику стоимости проезда производится до конечного пограничного пункта РФ и обратно от него по предъявлении проездных документов и справок транспортных организаций о действующих тарифах.

Инспекция определяет пределы территории РФ через понятие пункта пропуска в международном аэропорту вылета.

Согласно ст.67 Конституции РФ территория РФ включает в себя территории ее субъектов, внутренние воды и территориальное море, воздушное пространство над ним.

В соответствии со ст.1 и 9 Федерального закона от 01.04.1993 №4730-1 «О Государственной границе Российской Федерации» под государственной границей понимается линия и проходящая по этой линии вертикальная поверхность, определяющие пределы государственной территории.

Под пунктом пропуска через государственную границу понимается территория в пределах железнодорожного, автомобильного вокзала, станции, морского, речного порта, аэропорта, аэродрома, открытого для международных сообщений (международных полетов), а также иное, специально оборудованное место, где осуществляются пограничный, а при необходимости и другие виды контроля и пропуск через государственную границу лиц, транспортных средств, грузов, товаров и животных.

Воздушные суда пересекают государственную границу по специально выделенным воздушным коридорам пролета с соблюдением правил, устанавливаемых Правительством РФ и публикуемых в документах аэронавигационной информации. При следовании от государственной границы до пунктов пропуска через государственную границу и обратно, а также при транзитном пролете через воздушное пространство РФ воздушным судам установлены определенные запреты.

Согласно п.31 Федеральных правил использования воздушного пространства Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства РФ от 22.09.1999 №1084, пересечение государственной границы РФ воздушными судами при выполнении международных полетов осуществляется по специально выделенным воздушным коридорам пролета. При выполнении международных полетов по воздушной трассе и местной воздушной линии, открытых для международных полетов, специально выделенным воздушным коридором пролета государственной границы РФ является место пересечения участка воздушной трассы и местной воздушной линии с линией государственной границы РФ.

Учитывая изложенное, понятие государственной границы и понятие пункта пропуска через государственную границу не являются тождественными. Лицо, приобретающее авиабилет, оплачивает не стоимость прохождения пункта пропуска государственной границы, а стоимость перелета до границы территории РФ и далее, до места отдыха на территории иностранного государства.

Материалами дела подтверждено, что общество компенсировало своим работникам, проводившим отпуск за пределами РФ, расходы по оплате стоимости проезда и провоза багажа к месту использования отпуска и обратно только в пределах РФ.

Замечаний инспекцией к первичным документам не предъявлено.

Таким образом, начисление инспекцией ЕСН, соответствующих сумм пеней и штрафов на суммы оплаты стоимости проезда работников и членов их семей к месту отпуска за пределами РФ и обратно неправомерно.

Налог на доходы физических лиц.

По п.4.2 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что общество неправомерно не включило в налогооблагаемую базу по налогу на доходы физических лиц стоимость оплаты проезда по льготному отпуску совершеннолетних детей работников организации, обучавшихся по очной форме в учебных заведениях. Положения ст.325 Кодекса, предусматривающей возможность оплаты работодателем стоимости проезда к месту использования отпуска работника и неработающим членам его семьи, не распространяются на совершеннолетних детей работника.

Данный довод является необоснованным и подлежит отклонению.

Согласно п.3 ст.217 Кодекса не подлежат налогообложению (освобождаются от налогообложения) все виды установленных действующим законодательством РФ, законодательными актами субъектов РФ, решениями представительных органов местного самоуправления компенсационных выплат.

Согласно ст.325 ТК РФ работодатели оплачивают стоимость проезда к месту использования отпуска и обратно и провоза багажа неработающим членам его семьи (мужу, жене, несовершеннолетним детям) независимо от времени использования отпуска.

Согласно ст.325 ТК РФ и ст.33 Закона РФ от 19.02.1993 №4520-1 «О государственных гарантиях и компенсациях для лиц, работающих и проживающих в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях» размер, условия и порядок компенсации расходов по оплате стоимости проезда и провоза багажа к месту использования льготного отпуска работников (членов их семей) и обратно в организациях, не относящихся к бюджетной сфере, устанавливаются самостоятельно предприятием в локальных нормативных актах.

В силу п.2 ст.9 Федерального закона от 17.12.2001 №173-ФЗ «О трудовых пенсиях в Российской Федерации» дети, обучающиеся по очной форме в образовательных учреждениях всех типов и видов независимо от их организационно-правовой формы, за исключением образовательных учреждений дополнительного образования, до окончания ими такого обучения, но не дольше, чем до достижения ими возраста 23 лет, признаются нетрудоспособными членами семьи кормильца.

Материалами дела установлено, что в разделе VII п. 7.2.9 коллективного договора общества на 2004-2005гг. предусмотрена оплата расходов, связанных с проездом к месту отпуска и обратно на территории РФ работникам и неработающим членам семьи. К членам семьи работника общества относятся неработающие супруги, несовершеннолетние дети, а также дети – студенты до 23 лет, независимо от регистрации их места жительства, обучающиеся на дневной форме обучения.

Учитывая изложенное, положения указанных норм и коллективного договора общества на 2004-2005гг. распространяются на совершеннолетних детей обучающихся по очной форме в образовательных учреждении и не достигших возраста 23 лет, являющихся иждивенцами работника, в связи с чем расходы по оплате проезда совершеннолетнего ребенка работника общества, не достигшего 23 лет, обучающегося по очной форме в образовательном учреждении и находящегося на иждивении родителей, производимые в соответствии с коллективным договором предприятия, являются компенсационными выплатами и не подлежат налогообложению НДФЛ.

Таким образом, доначисление НДФЛ в размере 37 043 руб. на суммы стоимости проезда неработающих детей необоснованно.

По п.4.3 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что общество неправомерно не включило стоимость оплаты проезда работников и членов их семей по льготному отпуску к месту отдыха за пределами России, что повлекло занижение налоговой базы по НДФЛ в сумме 51 555 руб. и неуплату налога в размере б 702 руб.

Данный довод является необоснованным.

Согласно п.3 ст.217 Кодекса все виды установленных действующим законодательством РФ, законодательными актами субъектов РФ, решениями представительных органов местного самоуправления компенсационных выплат не подлежат налогообложению (освобождаются от налогообложения).

В соответствии с коллективным договором общества предусмотрен порядок компенсации расходов по оплате стоимости проезда к месту использования отпуска и обратно в пределах территории РФ на основании справок транспортных организаций.

Таким образом, доначисление НДФЛ за 2004г. в размере 6 702 руб., а также соответствующие пени и штраф необоснованно.

По п.6.1 решения.

В апелляционной жалобе инспекция утверждает, что судом первой инстанции не указано на принятие или не принятие отказа от иска в части признания незаконным решения инспекции в части доначисления налога с доходов исчисленных иностранной организацией от источников в РФ в сумме 593 666 руб.

Данный довод отклоняется судом, поскольку оспариваемое решение инспекции в указанной части отменено вышестоящим налоговым органом (ФНС России).

Налог на добычу полезных ископаемых.

По п.7.1 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что общество занизило налоговую базу по НДПИ за 2004-2005гг. на количество сверхнормативных потерь в размере 3 534,13 тн. нефти, что повлекло неуплату НДПИ в сумме 5 435 405 руб.

В обоснование своей позиции инспекция ссылается на то, что окончательная подготовка нефти до требований ГОСТа Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» с Самотлорского месторождения общества происходит на ДНС №2, КСП-3, КСП-9, КСП-2, в связи с чем фактические потери нефти, понесенные на центральном товарном парке (ЦТП), куда нефть откачивается после подготовки на ДНС и КСП, для целей налогообложения НДПИ должны облагаться в общеустановленном порядке, а не по налоговой ставке 0 руб.

Данный довод не может быть принят судом и подлежит отклонению.

Инспекцией, исключившей из установленного для общества Минпромэнерго норматива потерь технологические потери, понесенные после ДНС №2, КСП-3, КСП-9, КСП-2, не полностью учтен весь комплекс технологических операций, связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений общества, предусмотренных техническими проектами разработки месторождений; не применены взаимосвязанные положения ст.339, пп.1 п.1 ст.342 Кодекса, постановления Правительства РФ от 29.12.2001 №921, РД 153-39-019-97 «Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний РФ» и РД 153-39-018-97 «Инструкция по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний РФ».

Согласно ст.5 Федерального закона от 08.08.2001 №126-ФЗ налоговая база при добыче нефти определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении в соответствии со ст.339 Кодекса.

В соответствии с п.1, 2, 7 ст.339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно 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. 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».

Материалами дела установлено, что в лицензии общества ХМН 01134 НЭ на поиск и добычу нефти, газа и конденсата в пределах Самотлорского месторождения указано: добыча нефти – процесс, заключающийся в подъеме на поверхность водогазонефтяной смеси из скважин различных категорий, ее первичной, затем ступенчатой подготовке до нефти товарных кондиций в соответствии с ГОСТ 9965-76, поступлении подготовленной товарной нефти на коммерческие узлы учета для реализации с последующей передачей АК «Транснефть».

Технологический процесс по добыче конкретного полезного ископаемого на конкретном месторождении определяется в техническом проекте разработки данного месторождения полезных ископаемых и включает в себя, помимо самой операции по извлечению минерального сырья из недр (отходов, потерь), комплекс технологических операций (процессов), осуществляемых, как правило, в границах горного отвода, по доведению фактически извлеченного минерального сырья до соответствующего стандарта качества.

Комплекс технологических операций (процессов) может в себя включать, в частности, операции по технологической подготовке до получения кондиционного продукта (сортового сырья); операции по отделению попутных компонентов и примесей; операции, необходимые для облегчения транспортировки и хранения товарного продукта; операции, имеющие целью получение товарного продукта, при условии, что они не изменяют основного характера продукта; иные операции, предусмотренные техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых.

В соответствии с п.3 ст.339 Кодекса, 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.

Таким образом, определение количества фактически добытого полезного ископаемого производится по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого.

Поскольку 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, к фактическим потерям полезных ископаемых при добыче нефти относятся потери, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения в рамках комплекса технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения.

Как следует из проектных технологических документов общества, общество разрабатывает и эксплуатирует Самотлорское месторождение.

Добыча и подготовка нефти, газа и воды в обществе осуществляется на Самотлорском месторождении нефтегазодобывающими управлениями СНГДУ-1 и СНГД-2.

Сбор и подготовка нефти на Самотлорском месторождении осуществляется на ДНС-1, 2, 4, 13, 17, 19, 22, 26, 28, 33, 39, КСП-3, 5, 6,9,10, 11, 16, 21, ДНС – «Мыхпай» и на Нижневартовском ЦТП, в т.ч. наСНГДУ-1 на ДНС-1. 2. 4. 17. 19. 22. 27. 28. 39. ДНС – «Мыхпай». КСП-3 .5. 9. 21 и НТП: наСНГДУ-2 на ДНС-13, 26, 33, КСП-6, 10, 11, 16, 23, что подтверждается п.1.1 и 1.2. отчета по договору от 20.12.2004 №СНГ-0113/на оказание услуг по разработке нормативов технологических потерь нефти и газу на 2006г. и определению фактических технологических потерь на 2005г.

Судом апелляционной инстанции исследованы приведенные обществом технологические операции, составляющие схему и технологию разработки каждого месторождения, предусмотренные технологическими проектными документами общества и описанные в технологическом регламенте по эксплуатации Южной части Центрального товарного парка ЦППН-1 общества и отчете «НижневартовскНИПИнефть» по заключенным с ним договорам от 20.12.2004 №СНГ-0113/05, от 01.01.2004 №3112-Д/СНГ-180/04 на оказание услуг по разработке нормативов технологических потерь нефти и газу на 2006г. и 2005г. и определению фактических технологических потерь на 2005г. и 2004г., и установлено, что определение налоговой базы по НДПИ (с учетом потерь) по завершении технологического цикла по добычи нефти на Центральном товарном парке общества, является правильным.

В соответствии с пп.1 п.1 ст.342 Кодекса полезные ископаемые в части нормативных потерь полезных ископаемых облагаются по ставке 0 руб.

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 РФ.

Правила утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения утверждены постановлением Правительства РФ от 29.12.2001 №921, согласно п.5 который нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе связанных с обустройством месторождения, ежегодно утверждаются Министерством энергетики РФ по согласованию с Министерством природных ресурсов РФ и Федеральным горным и промышленным надзором России.

Министерство энергетики РФ направляет сведения об утвержденных нормативах потерь в Министерство РФ по налогам и сборам в 10-дневный срок со дня их утверждения.

В соответствии с положениями Указа Президента РФ от 09.03.2004 №314 «О системе и структуре федеральных органов исполнительной власти» и постановления Правительства РФ от 16.06.2004 №284 «Об утверждении Положения о Министерстве промышленности и энергетики РФ» функции по утверждению нормативов потерь полезных ископаемых при их добыче переданы Минпромэнерго России от Минэнерго России.

Таким образом, обществом вправе обложить НДПИ по ставке 0 руб. фактические потери нефти, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки каждого из месторождений, в пределах нормативов потерь, утвержденных Минпромэнерго.

Согласно п.1.1 РД 153-39-019-97 «Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний РФ» под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.

Технологические потери нефти нормируются по утвержденной в установленном порядке методике.

Нормативные технологические потери нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, а также при установлении платежей за пользование недрами.

Фактические технологические потери нефти (реальные потери в данный момент времени) определяются по источникам потерь нефти на нефтепромысловых объектах в процессах добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти при условиях соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, аппаратов и сооружений.

Согласно п.1.2. РД 153-39-018-97 «Инструкция по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний РФ» установление фактического уровня технологических потерь нефти производится в соответствии с требованиями руководящего документа «Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний РФ».

Разрабатываемые нормативы служат для контроля за фактическим уровнем технологических потерь нефти и списанием учтенных балансовых запасов полезных ископаемых (п.1.5 РД 153-39-018-97).

Согласно РД 153-39-019-97 данные о фактической величине потерь нефти, полученные в результате применения рекомендуемых в РД методов в текущем году, являются исходными для нормирования технологических потерь на следующий год.

При нормировании учитываются все технологические изменения процессов добычи и подготовки нефти, произведенные предприятием в текущем году. Методы определения потерь нефти применимы как в процессе сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти на промыслах, так и при транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам.

Согласно п.1.9, 3.1 РД 153-39-018-97 и п.1.10 РД 153-39-019-97 определение технологических потерь нефти осуществляется территориальными и специализированными научно-исследовательскими институтами, ЦНИИЛ, ЦНИПР на основании научно-исследовательских работ, разработанные нормативы технологических потерь утверждаются руководством Минтопэнерго России.

Для общества установленные уполномоченным государственным органом (Минпромэнерго России) в порядке, предусмотренном постановлением Правительства РФ от 29.12.2001 №921, на 2004г. и 2005г. нормативы потерь при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в целом по Самотлорскому месторождению составили 0,535% (письмо Минпромэнерго от 10.08.2005 №09-1111).

Определение технологических потерь нефти при добыче в 2004-2005гг. для общества производилось научно-исследовательским институтом ОАО «НижневартовскНИПИнефть» по заключенным с ним договорам от 20.12.2004 №СНГ-0113/05 и от 01.01.2004 №3112-Д/СНГ-180/04.

Договором предусматривалось проведение институтом работ по замеру, лабораторному определению и расчету на основании утвержденных методик фактических потерь нефти, газового конденсата и газа в текущем году и расчета на основе фактических потерь, нормативных технологических потерь на следующий календарный год (2004-2005гг.).

Согласно представленным научным исследовательским институтом отчетам о проделанной работе, последний на основе анализа видов и источников технологических потерь, проведенных им промысловых экспериментальных работ и лабораторных исследований определил суммарные фактические технологические потери нефти по Самотлорскому месторождению общества в 2004-2005гг.

Согласно отчету фактические технологические потери нефти не превысили установленных на 2004г. и 2005г. нормативов, согласованных и утвержденных в установленном порядке Минпромэнерго России.

Согласно отчета ОАО «НижневартовскНИПИнефть» потери нефти на ЦТП включены в состав потерь нефти при добыче технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения общества, что инспекцией не оспаривается.

Поскольку потери нефти при добыче, технологически связанные со схемами разработки месторождений, понесенные организацией на ЦТП, рассчитаны компетентным научным институтом и вошли в состав норматива потерь, установленного для организации Минпромэнерго России на 2004-2005гг. (облагались организацией НДПИ по ставке 0 руб.) их исключение из указанного норматива потерь и дополнительное обложение НДПИ является необоснованным.

Довод инспекции о превышении фактических потерь нефти в части, превышающей данные общества, не соответствуют данным контролирующих органов в сфере недропользования об общем количестве, извлеченной из недр нефти (с учетом потерь при добыче) за данный период (изменением балансовых запасов нефти в недрах в результате добычи).

Согласно п.7 Положения о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса запасов, утвержденного приказом МПР России от 09.07.1997 №122, в государственном и территориальных балансах подлежат учету запасы полезных ископаемых, если они удовлетворяют критериям и требованиям, установленным МПР России по геолого-экономической оценке месторождений полезных ископаемых, а их количество и качество подтверждены заключениями органов государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, включающих Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых, Центральную комиссию по запасам полезных ископаемых, территориальные комиссии по запасам полезных ископаемых, в соответствии с их компетенцией.

Запасы полезных ископаемых в государственном и территориальном балансах учитываются по месторождениям (площадям, участкам, залежам, горизонтам и другим объектам учета).

В соответствии с п.10 Положения о запасах полезных ископаемых «постановка месторождений и запасов полезных ископаемых на государственный баланс, их изменение и списание с балансов могут производиться на любой стадии геологического изучения недр по данным геолого-разведочных работ и разработки месторождений на основании заключений и протоколов органов государственной экспертизы запасов, и их территориальных комиссий по запасам полезных ископаемых в соответствии с их компетенцией, с учетом заключений органов Госгортехнадзора России.

Списание запасов полезных ископаемых с государственного баланса по объектам, переданным в установленном порядке пользователям недр, осуществляется на основании актов на списание полезных ископаемых, утвержденных органами МПР России и Госгортехнадзора России и форм государственного федерального статистического наблюдения.

В балансах отражаются сведения о происшедших в отчетном периоде изменениях балансовых и забалансовых запасов полезных ископаемых в результате добычи из недр и потерь при добыче в недрах.

Согласно товарным (исполнительным) балансам нефти общества за 2004г. добыто 20 984 027 тн. нефти, в т.ч. потери нефти – 112 264,132 тн., в 2005г. добыто 23 231 821 тн. нефти, в т.ч. потери нефти – 124 289,469 тн.

Согласно данным раздела 1 «Добыча нефти» сведений по эксплуатации нефтяных скважин по форме 1-ТЭК за 2004г., 2005г. добыча за 2004г. составила 20 984 027 тн., за 2005г. – 23 231 821 тн.

Согласно отчетам общества об исполнении плана горных работ за 2004г., согласованных Ростехнадзором по Тюменской области, объем погашенных балансовых запасов нефти в 2004г. составил 20 984,027 тыс. тн., объем погашенных балансовых запасов нефти в 2005 году – 23 231,821 тыс. тн.

Согласно данным формы государственной статистической отчетности №6-ГР «Сведения о состоянии и изменении запасов нефти (газового конденсата)», утвержденной постановлением Госкомстата России от 22.07.1996 №78 и используемой предприятиями-недропользователями, как это следует из письма Минприроды России от 08.10.1996 №ВБ-61/2594, для государственного учета запасов нефти, обществом в 2004г. добыта нефть в количестве 20 984 тыс. тн., в 2005г. – 23 232 тыс. тн.

По итогам заседания Центральной балансовой комиссии Федерального агентства по недропользованию по рассмотрению государственной статистической отчетности 6-ГР за 2004г. протоколом от 31.08.2005 №518-2005 (м), за 2005г. протоколом от 04.10.2006 №528-2006 (м) утверждено изменение в течение 2004г. в состоянии запасов углеводородного сырья за счет добычи нефти – 20 984 тыс. тн., изменение за 2005г. – 23 222 тыс. тн.

Указанные объемы списаны с государственного баланса полезных ископаемых на основании актов от 22.04.2005 и 20.04.2006 на списание запасов полезных ископаемых за 2004г., 2005г. по обществу, утвержденных Управлением по технологическому и экологическому надзору по Тюменской области, согласованных Территориальным агентством по недропользованию по ХМАО-Югра.

Поскольку из всех указанных документов следует, что иного количества нефти, нежели 20 984 тыстн и 23 232 тыс. тн. (с потерями) обществом в течение 2004г. и 2005г. добыто не было, доначисление НДПИ в размере 5 435 405 руб. является необоснованным.

По п.7.2 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что обществом в результате неправильного определения количества добытого полезного ископаемого (нефти) не в единицах массы «брутто» (масса нефти с балластом), а в единицах массы «нетто», занижена налоговая база по НДПИ по нефти за 2004-2005гг. в размере 41 485 028 тн.

Данный довод необоснован.

В соответствии с пп.1 п.1 ст.336 Кодекса объектом налогообложения НДПИ признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории РФ на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством РФ.

Согласно п.1 ст.337 Кодекса указанные в п.1 ст.336 Кодекса 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 государственному стандарту РФ, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого – стандарту (техническим условиям) организации.

Согласно пп.3 п.2 ст.337 Кодекса видом добытого полезного ископаемого является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.

В п.3.2 ГОСТа Р 51858-2002 «товарная нефть» определена как нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

В п.3.13-3.15 ГОСТа Р 8.595-2004 указано, что «массой брутто товарной нефти» признается масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858; «массой балласта» - общая масса воды, солей и механических примесей в товарной нефти; «массой нетто товарной нефти» - разность массы брутто товарной нефти и массы балласта.

Инспекцией не учтено, что масса «брутто» нефти определяется с учетом массы «балласта» в нефти, состоящей из общей массы воды, солей и механических примесей в добытой товарной нефти, что противоречит пп.3 п.2 ст.337 Кодекса.

Налоговым законодательством не предусмотрено исчисление и уплата НДПИ по массе нефти «брутто» с учетом содержащего в нефти балласта.

Ссылка инспекции на данные Общероссийского классификатора продукции, введенного в действие с 01.07.1994, предусматривающего классификацию «нефти обезвоженной и обессоленной на нефтепромыслах и газоперерабатывающих заводах», как допускающего процентное содержание в обезвоженной и обессоленной нефти воды в размере от «не более 0,2% до более 1% (без ограничений), солей в размере от «не более 40 мг/л до солей свыше 1.800 мг/л (без ограничений)» и т.п. (коды по ОКП с 02 4310 по 02 4315), несостоятельна.

Общероссийский классификатор продукции ОК 005-93 предназначен для обобщения достоверности, сопоставимости и автоматизированной обработки информации о продукции в таких сферах деятельности как стандартизация, статистика, экономика и другие, не входит в систему налогового законодательства и не является подзаконным нормативным правовым актом в сфере налогов и сборов.

В Общероссийском классификаторе продукции не содержится положений об определении видов полезных ископаемых для целей исчисления и уплаты НДПИ (фактически объекта налогообложения).

При этом по коду 02 4315 «нефть, с содержанием воды свыше 1 %, солей свыше 1800 мг/л», на что ссылается инспекция, в Классификаторе не определено верхнего предела содержания воды и соли в добытой нефти.

Отсутствие в Классификаторе предельно допустимого количества воды и солей не позволяет отнести используемое в нем понятие «нефть обезвоженная и обессоленная» к виду добытого полезного ископаемого для целей исчисления НДПИ также в связи с тем, что минеральное сырье с содержанием воды более 1% и солей более 900мг/л не соответствует указанному инспекцией ГОСТ Р 51858-2002.

Таким образом, доначисление налога со ссылкой на положения Классификатора неправомерно.

В соответствии с п.1 ст.337 Кодекса полезным ископаемым признается добытое (извлеченное) из недр (отходов, потерь) минеральное сырье, первое по своему качеству соответствующее государственному стандарту РФ, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого – стандарту (техническим условиям) организации.

Ссылка инспекции на ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» (пункт 4.4.) и ГОСТ Р 8.595-2OO4 «Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» несостоятельна.

Общие требования к методикам выполнения измерения массы нефти и нефтепродуктов установлены в национальном стандарте РФ ГОСТ Р 8.595-2004». «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений». Его действие распространяется на методики выполнения измерений массы товарной нефти и нефтепродуктов в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанные на перечисленных методах прямых и косвенных измерений.

Таким образом, областью применения ГОСТа Р 8.595-2004, на который ссылается инспекция, является обеспечение единства измерения массы товарной нефти, а не метода учета (определения количества) добытого полезного ископаемого (нефти).

Стандарт устанавливает основные требования к методике выполнения измерений массы продукта, обладающего общеродовыми признаками – нефти. Также для целей данного стандарта определяются понятия: «товарной нефти (нефти)» - нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002; «массы брутто товарной нефти» - масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858; «массы балласта» -общая масса воды, солей и механических примесей в товарной нефти; «массы нетто товарной нефти» -разность массы брутто товарной нефти и массы балласта, т.е. без массы примесей соли, воды, и механических примесей.

Таким образом, стандарт не позволяет установить соотношение понятий «нефть», «нефть товарная» и «нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная».

ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» распространяется на нефть для поставки транспортным организациям и предприятиям РФ и для экспорта. Учитывая, что в стандарте определены условия приема товарной нефти в систему магистральных нефтепроводов и последующей оплаты услуг транспортной организации, областью применения ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» является транспортировка товарной нефти. В связи с этим, действующие положения ГОСТ направлены на соблюдение требований технической безопасности транспортировки нефти и применимы для определения технической пригодности минерального сырья к транспортировке.

При этом, в данном ГОСТе отсутствует указание, что качество нефти определяется по массе брутто нефти.

В указанных ГОСТах не содержится требований к качеству нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной как к товарному продукту, таковые установлены ГОСТами для нефти в качестве объекта, подлежащего транспортировке.

Таким образом, ГОСТ, позволяющий определить массу именно «нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной» как массу нетто или брутто, отсутствует.

При исчислении налогоплательщиком налога по массе нефти «нетто», т.е. без учета, содержащегося в ней балласта (воды, солей и механических примесей), организацией правомерно производится определение добытой нефти без учета, содержащейся в ней воды, а также без учета содержащихся в нефти солей.

В стандартах ГОСТа Р 51858-2002 и Р 8.595-2004 предусмотрен порядок определения количества добытой товарной нефти для целей, определенных в стандартах не только по массе нефти «брутто», но и по массе «нетто».

Налоговое законодательство не предусматривает отдельной налоговой ставки для балласта, а также не выделяет балласт (соли, механические примеси и воду) как отдельный вид полезного ископаемого.

Согласно данным, приведенным инспекцией, общее количество обытой в 2004г. и обложенной организацией НДПИ нефти составило 20 984 027 тонн, в 2005г. – 3 231 821 тн.

Применительно к обществу по итогам заседаний Центральной балансовой комиссии Федерального агентства по недропользованию по рассмотрению государственной статистической пчетности 6-ГР за 2004г. и за 2005г. утверждены изменения в балансовых запасах нефти по обществу: за 2004г. – в размере 20 984 тыс.тн. (протокол от 18.04.2005 № 518 - 2005 (м)), за 2005г.- в размере 23 232 тыс. тонн (протокол от 26.04.2006 №528-2006 (м)).

Поскольку из данных протоколов следует, что по обществу произведено списание в течение 2004-2005гг. с балансовых запасов объемов нефти в размерах с количеством добытой нефти «нетто» исчисленной по данным организации, довод инспекции о необходимости обложения налогом «балласта», содержащегося в нефти, исчисленного в большем размере чем фактически добытая организацией нефть (нетто) на 42.167 тонн за 2004г. и на 48.952 тонн за 2005г., необоснован.

Балласт (вода, соли, иные механические примеси), содержащийся в нефти, не учитывается при определении количества нефти, списываемого с государственного баланса полезных ископаемых в результате добычи, поскольку фактически балласт нефтью не является.

В соответствии с п.18 Инструкции по заполнению формы статистической отчетности №1-ТЭК (нефть)(годовая) «Сведения по эксплуатации скважин», утвержденной постановлением Госкомстата России от 29.05.1996 №44, в отчете добытая нефть организацией-недропользователем учитывается в тоннах нетто, т.е. чистая нефть за вычетом отделенной воды, грязи и попутного нефтяного газа, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами, и показывается в целых числах.

По данным Раздела 1 «Добыча нефти» (строка 013) формы №1-ТЭК по обществу добыча нефти организацией за 2004г. составила 20 984 027 тонн, за 2005г. – 23 231 821 тонн.

Количество добытой нефти, отраженной в форме №1-ТЭК, соответствует приведенным данным товарных балансов организации по нефти и налоговых деклараций по НДПИ за 2004-2005гг.

В соответствии с положениями п.5.1 Рекомендаций по метрологии Р 50.2.040-2004 «Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов», принятых и введенных в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23.12.2004 №125-ст, учет нефти в системе магистральных нефтепроводов осуществляется по массе нетто в тоннах, с округлением до целых значений.

Таким образом, определение количества добытой нефти, ее последующую транспортировку по массе нефти «нетто», правомерно.

Кроме того, согласно разъяснения Минфина России №03-06-05-01/39 для определения налоговой базы НДПИ по нефти следует принимать количество нефти «нетто», а не «брутто».

Федеральным законом от 22.07.2008 №158-ФЗ в ст.339 Кодекса внесены изменения, согласно которым количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто.

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.

Указанное положений не устанавливает новый порядок определения количества добытого полезного ископаемого – нефти, а носит уточняющий характер к действующим положениям Кодекса.

Таким образом, доначисление НДПИ за 2004-2005гг. в размере 30 912 154,68 руб. является необоснованным.

На основании изложенного и руководствуясь статьями 110, 266, 268, 269, 270, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Девятый арбитражный апелляционный суд

ПОСТАНОВИЛ:

Решение Арбитражного суда г. Москвы от 29.12.2009 по делу №А40-65770/08-143-304 изменить.

Отменить решение суда о признании недействительным, не соответствующим Налоговому кодексу Российской Федерации, решения МИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам №1 от 01.10.2007 №52/2205 (в редакции решения ФНС России от 30.07.2008 №ММ-26-3/83@) в части пп.1 п.3.1 резолютивной части решения в части предложения ОАО «Самотлорнефтегаз» уплатить недоимку по налогу на прибыль организаций в сумме10 870 661 руб. (п.1.3 мотивировочной части решения инспекции), в сумме 1 965 105 руб. (п.1.4 мотивировочной части решения инспекции), в сумме 19 322 400 руб. (п.1.5 мотивировочной части решения инспекции) и соответствующих сумм пени, штрафов.

Отказать ОАО «Самотлорнефтегаз» в удовлетворении требований о признании недействительным, не соответствующим Налоговому кодексу Российской Федерации, решения МИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам №1 от 01.10.2007 №52/2205 (в редакции решения ФНС России от 30.07.2008 №ММ-26-3/83@) в части пп.1 п.3.1 резолютивной части решения в части предложения ОАО «Самотлорнефтегаз» уплатить недоимку по налогу на прибыль организаций в сумме10 870 661 руб. (п.1.3 мотивировочной части решения инспекции), в сумме 1 965 105 руб. (п.1.4 мотивировочной части решения инспекции), в сумме 19 322 400 руб. (п.1.5 мотивировочной части решения инспекции) и соответствующих сумм пени, штрафов.

В остальной части решение суда оставить без изменения.

Постановление вступает в законную силу со дня его принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления в полном объеме в Федеральном арбитражном суде Московского округа.

Председательствующий судья Л.Г. Яковлева

Судьи: Т.Т. Маркова

М.С. Сафронова

Телефон справочной службы суда – 8 (495) 987-28-00