Гражданский кодекс часть 1

о признании недействительным решение № 52-17-18/408-2р от 12.08.2011 г. в части, об обязании возвратить излишне уплаченную сумму налога, пени, штрафа в размере 211.794.569,05 руб.,

в судебное заседание явились:

от заявителя – ФИО1, доверенность от 09.12.2011г., ФИО2, доверенность от 01.12.2011г. (после перерыва не явка), ФИО3, доверенность от 01.12.2011г., ФИО4, доверенность от 12.01.2012г., ФИО5, доверенность от 12.12.2011г.,

от ответчика – ФИО6, доверенность от 15.11.2011г. № 156 (после перерыва не явка); ФИО7, доверенность от 17.01.2012г. № 7; ФИО8, доверенность от 20.03.2012г. № 29; ФИО9, доверенность от 21.09.2011г. № 136,

УСТАНОВИЛ:

Открытое акционерное общество «Саратовнефтегаз» (далее – заявитель, Общество) обратилось в Арбитражный суд г.Москвы к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службе по крупнейшим налогоплательщикам № 1 (далее – налоговый орган, инспекция) с заявлением о признании недействительным решения от 12.08.2011г. № 52-17-18/408-2р о привлечении к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения в части начисления налога на добычу полезных ископаемых за 2008г. в размере 82.383.384 руб., за 2009г. в размере 57.731.472 руб. (пункт 2.1 мотивировочной части решения, пункт 3.1 резолютивной части решения); привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 НК РФ в виде штрафа по НДПИ в сумме 28.022.971 руб. (пункт 1 резолютивной части решения); начисления пени по НДПИ в размере 39.880.648, 56 руб. (пункт 2 резолютивной части решения); обязании произвести возврат излишне взысканных сумм налога, пени, штрафа в размере 211.794.569, 05 руб. путем зачета, из них: НДПИ в размере 140.114.856 руб., пени по НДПИ в размере 43.656.742, 05 руб., штраф по НДПИ в размере 28.022.971 руб.

Заявитель в судебном заседании требования поддержал в полном объеме, указывал, что решение Налогового органа не соответствует законодательству, нарушает права и законные интересы Общества.

Налоговый орган заявленные требования не признал по доводам, изложенным в оспариваемом решении, отзыве (т.13 л.д.56) и письменных пояснениях, указав, что налогоплательщик ненадлежащим образом осуществляет налоговый учет по полезным ископаемым.

Рассмотрев материалы дела, выслушав представителей лиц, участвующих в деле, исследовав письменные доказательства, суд установил, что заявленные требования не подлежат удовлетворению по следующим основаниям:

Из материалов дела следует, что в период с 29.03.2010г. по 28.03.2011г. Налоговым органом в отношении Общества проведена выездная налоговая проверка по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты (удержания, перечисления) всех налогов и сборов, а также страховых взносов на обязательное пенсионное страхование за период с 01.01.2008г. по 31.12.2009г., по результатам которой составлен акт проверки № 52-17-18/246а от 30.05.2011г. (т.1 л.д.29).

По итогам рассмотрения материалов налоговой проверки, а также возражений Общества от 28.06.2011г., Налоговым органом вынесено решение № 52-17-18/408-2р от 12.08.2011г. «О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения» (т.2 л.д.1).

В соответствии с указанным решением Общество привлечено к ответственности по п.1 ст.122 НК РФ за неуплату налога на прибыль за 2009 год в виде штрафа в размере 18 126 руб., налога на добычу полезных ископаемых за 2008-2009гг. в размере 28 022 971 руб., а также транспортного налога за 2009 год – в размере 230 руб. (п.1 резолютивной части решения); налогоплательщику начислены пени по состоянию на 12.08.2011г. по налогу на прибыль в размере 6 504,69 руб., по налогу на добычу полезных ископаемых – 39 880 648,56 руб., по транспортному налогу – 8,36 руб. (п.2 резолютивной части решения), а также предложено уплатить недоимку по налогу на прибыль в размере 664 466 руб., по налогу на добычу полезных ископаемых – 140 114 856 руб., по транспортному налогу – 1 150 руб. (п.3 резолютивной части решения).

Общество, не согласившись с решением Инспекции № 52-17-18/408-2р от 12.08.2011г. обратилось в ФНС России с апелляционной жалобой (т.2 л.д.122), рассмотрев которую вышестоящий налоговый орган решением от 03.11.2011г. № ЯК-4-9/18409@ (т.3 л.д.1) оставил решение Налогового органа без изменения в полном объеме.

На основании вступившего в силу решения № 52-17-18/408-2р от 12.08.2011г. Налоговым органом в адрес Общества выставлены требования № 140, № 140/1, № 140/2 об уплате налога, сбора, пени, штрафа по состоянию на 11.11.2011г. (т.3 л.д.13) и № 140 от 01.12.2011г.

Общество оспаривает решение Налогового органа в части начисления налога на добычу полезных ископаемых за 2008г. в размере 82.383.384 руб., за 2009г. в размере 57.731.472 руб. (пункт 2.1 мотивировочной части решения, пункт 3.1 резолютивной части решения); привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 НК РФ в виде штрафа по НДПИ в сумме 28.022.971 руб. (пункт 1 резолютивной части решения); начисления пени по НДПИ в размере 39.880.648, 56 руб. (пункт 2 резолютивной части решения).

Суд, изучив основания вынесения оспариваемого решения Инспекции, установил следующее:

Основанием для начисления налога на добычу полезных ископаемых (далее - НДПИ) послужил вывод Межрегиональной инспекции о том, что в проверяемом периоде Общество осуществляло добычу нефти и природного газа; доводило до государственных стандартов качества добытые нефть и природный газ; применяло измерительные приборы и устройства для определения количества полезных ископаемых - нефти и природного газа; осуществляло реализацию нефти и природного газа; газовый конденсат не является продуктом разработки месторождений и не доводится до соответствующего стандарта качества; у Общества отсутствуют утвержденные в установленном порядке нормативы потерь полезных ископаемых в отношении газового конденсата. Газовый конденсат не был реализован как отдельный вид углеводородного сырья в целях соблюдения положения статьи 340 Кодекса, для определения стоимости полезного ископаемого исходя из цен реализации.

В свою очередь Заявитель указывает, что нефть и газовый конденсат разделены для целей исчисления и обложения НДПИ как отдельные виды добытых полезных ископаемых (разные виды углеводородного сырья), для которых установлен разный порядок исчисления НДПИ. Газовый конденсат добыт на участке недр, предоставленном Обществу в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации. Добытый газовый конденсат содержится в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье.

Газовый конденсат проходит первичную промысловую подготовку, в проектах разработки месторождений определены операции, проходящие на сборных пунктах: сепарация (первая и вторая ступени первичной полготовки газа и конденсата), сбор, откачка и процесс термохимической подготовки (для нефти). Газовый конденсат по своему качеству соответствует технологическому стандарту предприятия ТС-08-2008 «Нестабильный конденсат» и является объектом налогообложения.

Реализация газового конденсата в смеси с нефтью, а не как отдельного продукта, не может быть причиной непризнания газового конденсата объектом налогообложения по НДПИ.

В обоснование своей позиции Заявитель также отмечает, что наличие газового конденсата и его добыча подтверждается лицензиями, технологическими проектами разработки месторождений, ежемесячными отчетами о добыче газового конденсата по скважинам, данными о списании запасов полезных ископаемых с государственного баланса запасов полезного ископаемого.

По мнению Заявителя, согласно пункту 1 статьи 340 Кодекса, исходя из сложившихся за соответствующий налоговый период цен реализации добытого полезного ископаемого, ОАО «Саратовнефтегаз» правомерно применило в соответствии со статьей 342 Кодекса ставку 17,5% при добыче газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья.

Суд не принимает доводы заявителя в связи со следующим:

Согласно подпункту 1 пункта 1 статьи 336 Кодекса объектом обложения налога 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.

Полезным ископаемым является продукция горнодобывающей промышленности, содержащаяся в фактически добытом из недр минеральном сырье, первая по своему качеству соответствующая применяемым в Российской Федерации стандартам (национальному, региональному, международному), а в случае отсутствия названных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (пункт 1 статьи 337 Кодекса).

Исходя из 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.

Относя углеводородное сырье к видам добытого полезного ископаемого, Кодекс признает в качестве такового как нефть обезвоженную, обессоленную и стабилизированную, так и газовый конденсат после прохождения технологии промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку (подпункт 3 пункта 2 статьи 337 Кодекса). При этом под переработкой газового конденсата указанной нормой Кодекса признается отделение гелия, сернистых и других компонентов и примесей, получение стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки.

Понятие "промысловая подготовка" раскрывается в Методических указаниях по контролю за технической обоснованностью расчетов платежей при пользовании недрами N РД-07-261-98, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 10.12.1998 N 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.

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

В соответствии с пунктом 2 статьи 339 НК РФ технический проект разработки месторождения полезных ископаемых является документом, на основании которого определяется технология добычи полезного ископаемого и, как следствие, метод определения количества полезного ископаемого, используемый при исчислении НДПИ.

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.

Следовательно, для каждого конкретного месторождения полезного ископаемого необходимо учитывать продукцию, которая в техническом проекте разработки данного месторождения полезного ископаемого определена как результат указанной разработки.

В соответствии с пунктом 7 статьи 339 НК РФ количество добытого в налоговом периоде полезного ископаемого определяется как количество полезного ископаемого, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций по добыче полезного ископаемого, предусмотренных проектом разработки месторождения полезного ископаемого.

Технологический процесс добычи полезного ископаемого определяется в техническом проекте разработки каждого месторождения полезных ископаемых и включает в себя:

операции по извлечению минерального сырья из недр;

комплекс технологических операций (процессов), осуществляемых, как правило, в границах горного отвода, по доведению фактически извлеченного минерального сырья до соответствующего стандарта качества.

Помимо этого п. 1 ст. 337 НК РФ также устанавливает, что добытое полезное ископаемое признается таковым в целях налогообложения в тот момент, когда оно впервые соответствует государственному стандарту Российской Федерации (ГОСТу), стандарту отрасли (ОСТу), региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).

Также, исходя из положений ст. 338 НК РФ, налоговая база по НДПИ определяется как стоимость добытых полезных ископаемых, за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья.

Стоимость добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 340 НК РФ. Согласно указанной статьи оценка стоимости добытых полезных ископаемых определяется налогоплательщиком самостоятельно одним из следующих способов:

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

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

- исходя из расчетной стоимости добытых полезных ископаемых.

Таким образом, для признания газового конденсата полезным ископаемым согласно п. 2 ст. 337 НК РФ, а также для определения налоговой базы в целях возможности дальнейшего исполнения налоговых обязательств необходимо выполнение следующих условий:

- газовый конденсат как вид углеводородного сырья должен пройти технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения;

- газовый конденсат для признания данного продукта полезным ископаемым должен соответствовать ГОСТу, ОС Ту, а в случае их отсутствия ТУ или стандарту организации;

- в случае определения налоговой базы исходя из цен реализации (как это делает ОАО «Саратовнефтегаз») газовый конденсат должен быть передан на переработку либо реализован как отдельный вид углеводородного сырья в целях соблюдения положения пп.2 п.1 ст. 340 НК РФ.

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

Согласно материалам выездной налоговой проверки Общество в представленных налоговых декларациях по налогу на добычу полезных ископаемых аз 2008-2009г.г. отразило отдельно объем газового конденсата в количестве 131 331 тонны от добычи нефти и применило к нему ставку 17,5% от стоимости добытого полезного ископаемого в соответствии с подпунктом 2 ст. 342 НК РФ.

Межрегиональной инспекцией в ходе выездной налоговой проверки установлено, что ОАО «Саратовнефтегаз» в проверяемом периоде осуществляло добычу и реализацию нефти и природного газа, о чем свидетельствуют данные счета 62. Иные виды углеводородного сырья Обществом не реализовывались, что подтверждается регистрами налогового учета, первичными документами (акты приема-сдачи нефти, баланс нефти и газа, акты инвентаризации нефти в технологических аппаратах, акты инвентаризации нефти в резервуарах, акты налива нефти с приложенным паспортом качества нефти и др.). Отдельно добытого полезного ископаемого как газовый конденсат в данных первичных документах не выделено, также газовый конденсат на счетах бухгалтерского и налогового учета как полезное ископаемое не отражен.

Межрегиональной инспекцией установлено, что в соответствии с пунктом 3.4.6 Положения о налоговой политике ОАО «Саратовнефтегаз» на 2008 год (приказ от 29.12.2007 № 0/762) количество добытой нефти определяется прямым методом. Аналогичная норма указана в пункте 3.4.6. Положения о налоговой политике ОАО «Саратовнефтегаз» на 2009 год (приказ от 26.12.2008 № 0/745).

Прямой метод, применяемый Обществом, основан на применении точного определения количества продукции (путем применения измерительных средств и устройств), первой по своему качеству соответствующей стандарту. Данный метод соответствует Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, Инструкции по учету нефти в ОАО «Саратовнефтегаз».

При применении данного метода Межрегиональной инспекцией на основании первичной документации, а именно, реестров актов приема-сдачи нефти, ежедневных актов приема-сдачи нефти по СИКН, актов приема-передачи нефти, актов снятия натуральных остатков нефти на начало месяца рассчитан объем добытой в 2006, 2007 годах нефти.

Полученный расчетным путем объем добытой нефти соответствует количеству нефти по данным исполнительных балансов нефти Общества и, следовательно, данное количество нефти является первым продуктом, соответствующим стандарту, как того требует статья 337 Кодекса.

Таким образом, спорный объем извлеченного из недр углеводородного сырья, определенный ОАО «Саратовнефтегаз» как газовый конденсат, в действительности учитывался Обществом как объем добытой нефти, был доведен до требований ГОСТа Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» и реализован покупателям в качестве нефти.

Согласно «Положению о раздельном учете добычи нефти из введенных в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях», утвержденному Министерством топливной энергетики 10.12.1999 № К-10439, первичным документом оперативной отчетности по добыче полезных ископаемых - нефти, газа, газового конденсата в ОАО «Саратовнефтегаз» является месячный эксплуатационный рапорт (МЭР), формируемый в цехах по добыче нефти, газа, газового конденсата.

Как следует из МЭРов за 2008-2009, добыча полезного ископаемого, определяемого Обществом как газовый конденсат, производилась ОАО «Саратовнефтегаз» на Мечеткинском нефтегазоконденсатном месторождении, Васнецовском месторождении, Лимано-Грачевском месторождении, Пограничном лицензионном участке, Западно-Степновском нефтегазовом месторождении, Разумовском лицензионном участке, Тамбовском лицензионном участке.

Технологический процесс добычи полезного ископаемого закреплен 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» (утвержденного Минтопэнерго Российской Федерации 23.09.1996) является основным документом, но которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контроль за процессом разработки.

В проектах разработки указанных месторождений технологический процесс по добыче и промысловой подготовке газового конденсата и комплекса технологических операций по доведению извлеченного газового конденсата до соответствующего стандарта качества не описан и не отражен, не содержатся ссылки, подтверждающие добычу газового конденсата по своему качеству согласно какого-либо ГОСТа, ОСТа, а в случае их отсутствия техническим условиям (ТУ) Общества.

Из анализа описания, приведенной в проектах разработки месторождений, принципиальной технологической схемы добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции следует, что термин конденсат применятся не для отнесения добытой смеси к поименованному виду полезного ископаемого, а в качестве обозначения агрегатного состояния добытой смеси прошедшей сепарацию.

Из позиции ВАС РФ, изложенной в Постановлении от 20.09.2011г. № 18530/10, следует, что согласно подпункту 1 пункта 1 статьи 336 Кодекса объектом обложения 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.

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 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 - то есть 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.

Аналогичная правовая позиция изложена в Постановлении Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 18.12.2007 № 64, которым "разъяснено положение пункта 1 статьи 337 Кодекса о том, что добытым полезным ископаемым признается продукция, которая содержится в минеральном сырье и отвечает определенным стандартам, означает: вывод о наличии в добытом минеральном сырье полезного ископаемого может быть сделан только в случае, когда в названном сырье содержится продукция, характеризуемая определенными физическими свойствами (либо иными существенными природными свойствами) и (или) химическим составом, предусмотренными соответствующим стандартом.

Полезным ископаемым в результате разработки указанных выше месторождений, т.е. продукцией, первой по своему качеству соответствующей стандарту, является газ - ОСТ 51.40-93 и нефть - ГОСТ Р 51858-2002.

Как следует из материалов дела, Обществом разработан технический стандарт ТС-08-2008 «Нестабильный конденсат» (далее - ТС), который регламентирует качество нестабильного конденсата, добываемого на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» и ЗАО «Саратов-Бурение», прошедшего первичную промысловую подготовку на сборных пунктах месторождений, вышеуказанных предприятий.

В разделе 2 «Общие технические требования» ТС определены контрольные показатели, определяющие качество нестабильного конденсата. Одним из контрольных показателей является давление насыщенных паров выше (нормы) 93 335 Па (700 мм ртутного столба).

Согласно разделу 5 «Правила приемки» ТС качество нестабильного конденсата достигается при соблюдении оптимального режима оборудования, согласно технологическому регламенту, паспортам на оборудование. Контроль осуществляется анализом оперативных проб, отобранных в замерных емкостях, на выходе с газовых сепараторов и с насосов откачки нестабильного конденсата на сборных пунктах.

Продукт считается кондиционным при получении результатов испытаний, соответствующих нормам по всем показателям раздела 2 ТС.

При получении неудовлетворительного результата хотя бы по одному из показателей раздела 2 ТС или при возникновении отклонения от рабочего технологического режима, продукт проходит дополнительную подготовку путем гравитационного отстоя с удалением воды и механических примесей.

Из анализа показателей журнала регистрации анализов конденсата (далее -Журнал), представленного Обществом в ходе выездной налоговой проверки и в материалы дела, в котором зафиксированы показатели давления насыщенных паров, судом установлено, что показатели давления насыщенных паров, отраженные в Журнале не соответствуют (ниже) контрольного показателя давления насыщенных паров согласно техническому стандарту ТС-08-2008.

В соответствии с требованиями раздела 5 ТС, продукт считается не кондиционным, так как не соответствует по одному из показателей норм Технического стандарта, разработанного самим Обществом.

Кроме того, отраженные показатели давления в Журнале, также ниже показаний давления насыщенных паров указанных в ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Техническая классификация», т.е не соответствуют требованиям перечисленных стандартов.

Так как ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Техническая классификация» введен в действие, следовательно, газовый конденсат должен соответствовать техническим требованиям данного стандарта.

Кроме того, суд отмечает, что нормативы технологических потерь добычи газового конденсата на разрабатываемых Обществом месторождениях не утверждались.

В обоснование своей позиции Заявитель также ссылается на данные статистической отчетности по форме № 6-гр, лицензии, лицензионные соглашения, акты списания полезных ископаемых. Указанные документы не могут служить доказательством добычи Обществом газового конденсата для целей налогообложения.

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.

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

Из анализа форм статистической отчетности следует, что добытым полезным ископаемым для целей недропользования является стабильный газовый конденсат, в том числе: в графе 4 формы № 6-гр по газу указывается текущее содержание стабильного конденсата, а по конденсату - начальное/текущее содержание стабильного конденсата. В пункте 62 Инструкции по заполнению формы федерального государственного наблюдения за эксплуатацией газовых скважин (форма № 2 - ТЭК (газ)), утвержденной Постановлением Госкомстата России от 29.05.1996 № 44, указано, что по строке «Ресурсы газового конденсата в добываемом газе при текущем пластовом давлении» показываются ресурсы стабильного газового конденсата (С5+) в извлекаемом на поверхность газе при текущем пластовом давлении.

При этом состав видов полезных ископаемых, подлежащих налогообложению отличается от полезных ископаемых учитываемых для целей недропользования и списываемых с Госбаланса.

В соответствии с ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Техническая классификация» в основу классификации газовых конденсатов входят: давление насыщенных паров, содержание серы в газовых конденсатах и в его фракциях, содержание ароматических углеводородов в бензиновой фракции с концом кипения 200 град. С, содержание н-алкановых углеводородов во фракции дизельного топлива (200 - 320 градусов С) и возможность получения реактивного и дизельного топлива с депарафинизацией и без нее, фракционный состав (температура конца кипения), совокупность значений которых дает представление о физико-химическом характере того или. иного газового конденсата с определением эффективного направления переработки его и квалифицированного использования.

Согласно пункту 1.2 ОСТ 51.58-79 в зависимости от давления насыщенных паров газовые конденсаты делятся на два рода: нестабильные (Д_1) и стабильные (Д_2). К нестабильным (деэтанизированным) относятся газовые конденсаты с давлением насыщенных паров выше 93325 Па (700 мм ртутного столба), которые содержат в своем составе углеводороды СЗ, С4, С5+В и частично С2. К стабильным (дебутанизированным) относятся газовые конденсаты с давлением "насыщенных паров не выше 93325 Па, которые состоят из углеводородов С5+В.

Проекты разработки месторождений, эксплуатируемых Обществом, также подтверждают, что учитывается на Госбалансе и определяется добыча (косвенным (расчетным) методом) именно стабильного газового конденсата.

Стабильный газовый конденсат, учитываемый для целей статистической отчетности и недропользования, согласно требованиям пункта 2 статьи 337 Кодекса не может быть признан полезным ископаемым для целей налогообложения по НДПИ.

Из вышеизложенного следует, что форма № 6-ГР содержит данные о стабильном газовом конденсате, то есть о продукции, полученной в результате переработки углеводородного сырья.

Отчеты о добыче нефти, газа и газового конденсата не могут служить доказательством добычи газового конденсата, поскольку данный учет ведется для целей недропользования без учета специфики разработки месторождения и определения качества, указанных в них видов полезных ископаемых.

Таким образом, для признания газового конденсата полезным ископаемым в соответствии с пунктом 1 и 2 статьи 337 Кодекса необходимо выполнение следующих условий:

- проведение промысловой подготовки газового конденсата в соответствии с техническим проектом разработки месторождений до направления его на переработку;

- газовый конденсат должен соответствовать ГОСТУ, ОСТУ, ТУ или стандарту организации для признания данного продукта полезным ископаемым, который впоследствии реализуется как отдельный вид углеводородного сырья.

В рассматриваемом случае данные условия не выполняются, то есть не происходит промысловая подготовка и переработка газового конденсата как отдельного вида полезного ископаемого, газовый конденсат не соответствует стандартам ГОСТу, ОСТу, ТС для признания его полезным ископаемым.

Следовательно, Общество неправомерно исчислило налог на добычу полезных ископаемых в отношении добытой в объеме 131 331 тонны нефти по ставке 17,5 процентов, предусмотренной для добычи газового конденсата.

Довод ОАО «Саратовнефтегаз», что согласно лицензиям на право пользования недрами на месторождениях газовый конденсат является отдельным объектом разработки, не подтверждает факт его добычи Обществом для целей налогообложения.

Согласно статье 2 Федерального закона от 08.08.2001 № 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. Кроме того, в лицензиях: СРТ №12543 НЭ (Лимано-Грачевское месторождение), СРТ№10609 НЭ (Мечеткинское месторождение) нет указаний на добычу газового конденсата. Если рассматривать остальные лицензии: СРТ №12536НЭ (Васнецовское месторождение), СРТ №12531 НЭ (Западно-Степное месторождение), СРТ №00404 НЭ (Пограничный участок), СРТ №00406 НЭ (ФИО10 участок), СРТ №00387 НЭ (Тамбовский участок), то в статье 1 «Определения» лицензионных соглашений к данным лицензиям содержится указание, что конденсат - это природная смесь, состоящая из легких углеводородных соединений (С5 и выше), получаемых при добычи Природного Газа и находящихся в жидком состоянии в наземных условиях. Однако, согласно стандарту ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Техническая классификация», соединения углеводородов (С5 и выше) не соответствуют требованиям нестабильного газового конденсата, который содержит в своем составе углеводороды СЗ, С4, С5 и выше, частично С2.

В статье 4 «Право на ведение работ и распоряжение добытыми ресурсами» лицензионных соглашений установлено, что учет добываемой продукции ведется на узле учета, установленном на конечном пункте выхода продукции с лицензионного участка (узел учета должен соответствовать требованиям, предъявляемым к коммерческим узлам учета).

В соответствии со статьей 8 «Обязательства предприятия» лицензионных соглашений общество осуществляет разработку месторождения в пределах лицензионного участка согласно проектным документам, утвержденным в установленном порядке.

В статье 15, 16 «Уровни добычи нефти, газа, конденсата» лицензионных соглашений установлено, что уровни добычи нефти, конденсата на весь период разработки месторождения будут определяться Проектом разработки. Таким образом, в лицензиях указывается, что разведка, разработка, добыча полезных ископаемых производится в соответствии с проектом разработки месторождения, в котором содержится технологический процесс выполняемых работ.

Проекты разработки месторождений ОАО «Саратовнефтегаз» предусматривают техническую возможность сбора продукции скважин, подготовку транспортировки для доставки на пункты подготовки для доведения до соответствующего ГОСТа, ОСТа. На месторождениях Общества и пунктах сбора добываемым сырьем является газ и нефтегазоконденсатная жидкость, транспортируемые далее на пункт подготовки нефти. В проектах разработки указывается только на подготовку газа, который после прохождения технического процесса на сборных пунктах транспортируется в газопровод, на газокомпрессорные станции и потребителям. Остальная нефтегазоконденсатная жидкость в виде смеси нефти, газа, конденсата или каждая по отдельности, отделяется от газа в результате его подготовки. Полученная жидкость транспортируется от сборных пунктов на пункты подготовки нефти, где только там и доводится до ГОСТ 51858-2002. В проектах разработки месторождений не содержится конкретного описания технологического процесса, предусматривающий подготовку газового конденсата на сборных пунктах и доведения его до состояния товарной продукции, тем более нет упоминания, что газовый конденсат должен соответствовать техническому стандарту ТС-08-2008 «Нестабильный конденсат», на который ссылается в своем заявление Общество.

В соответствии с техническими проектами разработки указанных месторождений система промысловой подготовки продукции скважин происходит следующим образом: продукция скважин в виде газоконденсатной смеси поступает в приемные сепараторы первой ступени, где происходит первичное отделение конденсата от газа. Затем газовый конденсат поступает на вторую ступень подготовки, где отделяется в оставшейся жидкости растворенный газ. Данные лабораторных анализов соответствия полученной продукции взятых в точке выхода со второй ступени сепарации или замерного сепаратора фиксируются в журнале анализов, но отдельного документа - (паспорта качества или соответствия ОСТу, стандарту предприятия ТС-08-2008) не выписывается, т.к. отдельно газовый конденсат не реализуется. После прохождения 2-ой ступени сепарации газовый конденсат смешивается с нефтью, для дальнейшей транспортировки. Вся работа сборных пунктов, в том числе и по подготовке конденсата определена технологическими регламентами по их эксплуатации.

Согласно пункту 4 ответа ОАО «Саратовнефтегаз» от 15.03.2011 № 37-09/307 на требование о представлении документов (информации) от 01.03.2011 №13, следует, что паспорта качества газового конденсата, акты сдачи и иные, документы, подтверждающие реализацию газового конденсата, как отдельно добытого полезного ископаемого за 2008-2009г. у Общества отсутствуют. В ходе судебного разбирательства обратного не доказано.

В соответствие с технологическими проектами разработки Разумовского, Тамбовского, Васнецовского, Мечеткинского, Пограничного, Лимано-Грачевского месторождений технологический процесс по добыче и промысловой подготовке газового конденсата и комплекса технологических операций по доведению извлеченного газового конденсата до соответствующего стандарта качества не отражен. Согласно проектным технологическим документам Общества на разработку месторождений добытый газовый конденсат проходит дальнейшую подготовку не в качестве отдельного вида полезного ископаемого, а в смеси с нефтью и в целях получения товарной нефти, отвечающей требованиям ГОСТа Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».

Следовательно, газовый конденсат как отдельный вид углеводородного сырья технологию промысловой подготовки для получения нестабильного газового конденсата как товарной продукции не проходит, а техническими проектами разработки месторождений предусматривается подготовка на различных установках Общества извлеченного из недр углеводородного сырья исключительно в целях получения товарной нефти.

Так, например, Лимано-Грачевское месторождение: в соответствии с пунктом 2.1. «Технологического регламента по эксплуатации пункта подготовки нефти на Степновских головных сооружениях (ТР-ППН-01Л-2007 со сроком действия с 01.06.2007 до 31.05.2012), утвержденного ОАО «Саратовнефтегаз» в 2007: «Исходным сырьем настоящей установки является сырая нефть, поступающая по нефтепроводам с Лимано-Грачевского, Васнецовского, Тамбовского, Мечеткинского (и других) месторождений».

Согласно абзаца 2 пункта 3: «Технологического регламента по эксплуатации пункта подготовки нефти на Степновских головных сооружениях (ТР-ППН-01Л-2007 со сроком действия с 01.06.2007 до 31.05.2012) в 2007: «Нефтяная эмульсия Мечеткинского месторождения и газовый конденсат с Васнецовского месторождения подаются в сырьевой резервуар Р-101». Далее, после замера в узле учета сырой нефти, производится отстой нефтяной эмульсии с периодическим дренажом в бетонный пруд-накопитель. После предварительного разгазирования в сепараторах С-201 Д1600 и обезвоживания, сырая нефть подвергается нагреву для уменьшения вязкости, облегчения разделения нефтяной эмульсии. Затем, нагретая сырая нефть поступает в отстойники 1 ступени ОБН 101, где и происходит разделение нефтяной эмульсии на нефть и воду. После первой ступени отстоя обезвоженная нефть подается в каплеобразователь КО-101 на промывку для удаления растворенных солей и подается в отстойники ОБН-102 и ОВД-102, где происходит окончательное отделение воды и получение товарной нефти с содержанием воды не более 0.5%. Товарная нефть из отстойников 11 ступени подается в теплообменники в концевую сепарационную установку КСУ-102, где газ полностью отделяется от нефти, и поступает в резервуары товарной нефти Р-105 -Р-107. Оттуда товарная нефть насосами подается по нефтепроводу на пункт налива нефти на ст. Наливная для отправки железнодорожным транспортом, вывоза автотранспортом».

Перед отгрузкой нефть подвергается химическому анализу на соответствие требованиям ГОСТ Р 51858-2002, о чем свидетельствуют акты сдачи-приемки нефти и паспорт качества нефти, где газовый конденсат как отдельно добытое полезное ископаемое не определено.

В ходе судебного разбирательства, из представленных доказательств и пояснений представителей Заявителя судом установлено, что добытый газовый конденсат фактически использовался для улучшения качества нефти.

Довод налогоплательщика о том, что ОАО «Саратовнефтегаз» скважинами газового фонда не осуществлялось одновременная добыча нефти и газового конденсата из газовых и газоконденсатных залежей, а также ссылка на письмо Управления Федеральной службы по надзору в сфере природопользования (Росприроднадзора) по Саратовской области № 592/БС от 16.03.2012 года не применимы в данном случае в связи с нижеследующим:

Согласно вышеуказанному письму, ОАО «Саратовнефтегаз» осуществляло добычу газового конденсата на Разумовском, Тамбовском, Васнецовском, Мечеткинском, Лимано-Грачевском, Пограничном, Западно-Степном месторождениях в 2008-2009 гг. в общем количестве 131 331 тонн и не осуществляло добычу нефти на Разумовском, Васнецовском, Тамбовском месторождениях. Данные сведения основаны на гостатотчетности по форме 6-ГР, отраслевой статистической отчетности по выполнению недропользователями лицензионных соглашений.

Указанные документы не могут служить доказательством добычи конденсата в целях налогообложения, т.к. данный учет ведется для целей недропользования без специфики разработки месторождения и определения качества, указанных в них видов полезных ископаемых.

В подтверждение своей правовой позиции Общество ссылается на следующие документы:

- 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) за 2008-2009 годы;

- формы № 1-ЛС «Сведения о выполнении условий пользования недрами при добыче углеводородного сырья» (далее - форма 1-ЛС) за 2008-2009 годы;

В то же время указанные налогоплательщиком документы являются документами статистической отчетности.

В отношении данного довода Инспекция указывает, что с Государственного баланса списываются полезные ископаемые в «чистом виде», т.е. полученные в результате глубокой переработки углеводородного сырья.

Так, в частности, Постановлением Госкомстата РФ от 18.06.1999 № 44 «Об утверждении годовых форм федерального государственного статистического наблюдения за запасами полезных ископаемых и их рациональным использованием» утверждена форма федерального государственного статистического наблюдения № 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.

Указанное утверждение подтверждается также 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.

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.

Относительно формы № 1-ЛС, утвержденной Постановлением Госкомстата РФ от 01.12.2003 № 106 и постановлением Росстата от 04.06.2007 № 43, то она 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.

Таким образом, 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. (Постановление ФАС Московского округа от 13.02.2012 по делу NА40-29434/11-75-119).

Также суд принимает довод Инспекции об отсутствии утвержденных Обществом соответствующих технологических потерь добычи газового конденсата на разрабатываемых Обществом месторождениях.

В соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 342 НК РФ полезные ископаемые в части нормативных потерь полезных ископаемых облагаются НДПИ по налоговой 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 Российской Федерации.

В соответствии с пунктом 2 Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденными постановлением Правительства РФ от 29.12.2001 N 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 (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.

Для месторождений, которые содержат несколько видов полезных ископаемых, нормативы потерь утверждаются по каждому виду полезных ископаемых, имеющему промышленное значение и числящемуся на государственном балансе запасов полезных ископаемых (пункт 6 Правил).

Приказами Минэнерго России № 280 от 29.06.2009г, №145 от 12.05.2009г, № з28 от 20.07.2009г, № 194/1 от 18.11.2008г, № 194 от 18.11.2008г, № 218 от 05.05.2008г, № 32 от 28.01.2008г, № 569 от 25.12.07г по нефтяным, нефтегазовым и нефтегазоконденсатным месторождениям ОАО «Саратовнефтегаз» нормативы технологических потерь по газовому конденсату не утверждались.

Обществом при определении налоговой базы по газовому конденсату использована цена реализации полезного ископаемого - нефти.

В соответствии с п. 3.4.6. «Положения о налоговой политике ОАО «Саратовнефтегаз» на 2008 год» (Приказ № 0/762 от 29.12.2007года): «Оценка стоимости 1 тонны газового конденсата производится исходя из выручки от реализации нефти с газовым конденсатом, как отношение выручки от реализации добытого полезного ископаемого. Количество добытого газового конденсата определяется прямым методом».

В соответствии с п. 3.4.6. «Положения о налоговой политике ОАО «Саратовнефтегаз» на 2009 год (Приказ № 0/745 от 26.12.2008года): «Налоговая база Обществом определяется самостоятельно, в соответствии с установленной налоговой ставкой. Количество добытого газового конденсата определяется прямым методом».

Прямой же метод, применяемый Обществом, основан на применении точного определения количества продукции (путем применения измерительных средств и устройств), первой по своему качеству соответствующей стандарту.

При применении прямого метода, определенного Обществом, у Инспекции получилось такое же количество нефти, как и у налогоплательщика по данным Исполнительных балансов нефти и данное количество нефти является первым продуктом, соответствующим стандарту, как того требует статья 337 НК РФ.

Так, количество добытых нефти и газового конденсата согласно налоговым декларациям Общества по НДПИ составило:

за 2008 год количество добытой нефти -1 020 524,000 тонн, добытого газового конденсата -71 794,000 тонны;

за 2009 год количество добытой нефти - 866 045,000 тонн, добытого газового конденсата-59 537,000 тонн.

Согласно же исполнительных (товарных) балансов нефти ОАО «Саратовнефтегаз» количество добытой нефти составило:

за 2008 год 1 092 318,000 тонн (1 020 524,000 + 71 794,000);

за 2009 год 925 582 тонн (866 045,000+ 59 537,000).

Данное обстоятельство обусловлено тем, что промысловой подготовки газового конденсата Обществом не производилось, а нефтегазоконденсатная водяная эмульсия, добытая из газовых скважин, фактически смешивалась с нефтегазосодержащей водяной эмульсией, добытой из нефтяных скважин в межпромысловой системе трубопроводов и шлейфов. Соответственно, фактически Общество не осуществляло добычу газового конденсата как отдельного вида полезного ископаемого для целей, указанных с подпункте 3 п. 2 ст. 337 НК РФ не производило, и как следствие неправомерно учитывала газовый конденсат как добытое полезное ископаемое для целей налогообложения.

Представленные Обществом документы, а также доводы, изложенные в тексте заявления, письменных объяснениях (пояснениях) и возражениях на отзыв ответчика не могут быть приняты судом, поскольку подтверждают факт извлечения из недр углеводородного сырья, качество которого в результате промысловой подготовки отвечало только стандарту ГОСТ Р 51858-2002, и которое, 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.

Кроме того, судом установлено, что в проверяемом периоде Общество осуществляло реализацию нефти и природного газа, о чем свидетельствуют данные счета №62. Иные виды углевородного сырья налогоплательщиком не реализовывались, что подтверждается регистрами налогового учета, первичными документами (акты приема-сдачи нефти, баланс нефти и газа, акты инвентаризации нефти в технологических аппаратах, акты инвентаризации нефти в резервуарах, акты налива нефти с приложенным паспортом качества нефти и др.). Отдельно добытого полезного ископаемого как газовый конденсат в данных первичных документах не выделено.

Такое полезное ископаемое как газовый конденсат на счетах бухгалтерского и налогового учета не отражен. Данный факт Заявителем не оспорен.

В соответствии с п. 6 ст. 3 НК РФ при установлении налогов должны быть определены все элементы налогообложения. Одним из таких элементов согласно ст. 17 НК РФ является налоговая база.

В соответствии с п. 3 ст. 340 НК РФ оценка стоимости полезного ископаемого производится отдельно по каждому виду добытого полезного ископаемого исходя из цен реализации соответствующего добытого полезного ископаемого.

Стоимость добытого полезного ископаемого определяется как произведение количества добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со статьей 339 НК РФ, и стоимости единицы добытого полезного ископаемого, определяемой в соответствии с данным пунктом.

Стоимость единицы добытого полезного ископаемого рассчитывается как отношение выручки от реализации добытого полезного ископаемого, определяемой в соответствии с данным пунктом, к количеству реализованного добытого полезного ископаемого.

Таким образом, оценка Обществом стоимости газового конденсата (определение налоговой базы) исходя из цены реализации нефти противоречит основным началам законодательства о налогах и сборах, а также порядку определения налоговой базы, установленному в Главе 26 НК РФ.

На основании изложенного, суд считает, что исключение объемов нефти, определенных Обществом как газовый конденсат, из общего количества нефти подлежащего налогообложению в силу положений статей 336, 337, 338, 339 НК РФ неправомерно.

Кроме того, в рамках дела А40-62640/09-151-457 судами было установлено, что полезным ископаемым в результате разработки Разумовского и других месторождений, то есть продукцией, первой по своему качеству соответствующей стандарту, является ГАЗ – ОСТ 51.40-93 и Нефть – ГОСТ Р 51858-2002, а, следовательно, в соответствии со ст. 338, п. 2 ст. 340 НК РФ Общество обязано рассчитывать НДПИ исходя из цен реализации Газа ОСТ 51.40-93 и Нефти – ГОСТ Р 51858-2002 (Постановление ФАС МО 26.05.2010г.).

С учетом вышеизложенного, суд приходит к выводу об отсутствии оснований для удовлетворения требования заявителя о признании недействительным решения от 12.08.2011г. № 52-17-18/408-2р о привлечении к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения в части начисления налога на добычу полезных ископаемых за 2008г. в размере 82.383.384 руб., за 2009г. в размере 57.731.472 руб. (пункт 2.1 мотивировочной части решения, пункт 3.1 резолютивной части решения); привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 НК РФ в виде штрафа по НДПИ в сумме 28.022.971 руб. (пункт 1 резолютивной части решения); начисления пени по НДПИ в размере 39.880.648, 56 руб. (пункт 2 резолютивной части решения).

Поскольку суд пришел к выводу о правомерности доначисленных ОАО «Саратовнефтегаз» по решению от 12.08.2011г. № 52-17-18/408-2р налогов, пеней, штрафов в оспариваемой части, требование об обязании возвратить сумму налога, пени, штрафа в размере 211.794.569, 05 руб. путем зачета, из них: НДПИ в размере 140.114.856 руб., пени по НДПИ в размере 43.656.742, 05 руб., штраф по НДПИ в размере 28.022.971 руб., как излишне взысканных, - также не подлежит удовлетворению.

Судебные расходы подлежат отнесению на сторон в порядке, установленном ст.110 АПК РФ.

Учитывая изложенное и руководствуясь ст.ст. 137-139 Налогового кодекса Российской Федерации, ст.ст. 102, 110, 167-170, 180, 181, 198-201 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд

РЕШИЛ:

Требования ОАО «Саратовнефтегаз» к Межрегиональной Инспекции ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам № 1

- о признании недействительным решения от 12.08.2011г. № 52-17-18/408-2р о привлечении к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения в части начисления налога на добычу полезных ископаемых за 2008г. в размере 82.383.384 руб., за 2009г. в размере 57.731.472 руб. (пункт 2.1 мотивировочной части решения, пункт 3.1 резолютивной части решения); привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 НК РФ в виде штрафа по НДПИ в сумме 28.022.971 руб. (пункт 1 резолютивной части решения); начисления пени по НДПИ в размере 39.880.648, 56 руб. (пункт 2 резолютивной части решения);

- обязании произвести возврат излишне взысканных сумм налога, пени, штрафа в размере 211.794.569, 05 руб. путем зачета, из них: НДПИ в размере 140.114.856 руб., пени по НДПИ в размере 43.656.742, 05 руб., штраф по НДПИ в размере 28.022.971 руб. -

оставить без удовлетворения.

Решение может быть обжаловано в течение месяца со дня принятия в Девятый арбитражный апелляционный суд.

Судья Шудашова Я.Е.