Гражданский кодекс часть 1

Открытого акционерного общества «Оренбургнефть» (ОГРН 1025601802357, ИНН 5612002469, дата регистрации 30.07.2002 г., 461040, г. Бузулук, ул. Магистральная, д.2)

Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 1, (ОГРН 1047702057765 ИНН 7710305514, дата регистрации 23.12.2004 г., расположена по адресу: 129223, г. Москва, проспект Мира, ВВЦ, стр. 194)

признании частично недействительным ненормативного акта

при участии:

от заявителя – Конькова Л.А. доверенность от 17.12.2012 г., от налогового органа – Аршинцева М.О. доверенность от 06.06.2013 г., Князева О.Н. доверенность от 09.08.2013 г.

У С Т А Н О В И Л:

Открытое акционерное общество «Оренбургнефть» обратилось в суд с заявлением о признании недействительным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 1 от 30.06.2011 года №52-22-18/328-1р «О привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения» в части:

Пункта 1 резолютивной части решения о привлечении к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату налога на прибыль в федеральный бюджет в общей сумме 499 162 рублей, в том числе: за 2008 год - 250 290 рублей, за 2009 год 248 872 рублей;

Пункта 1 резолютивной части решения о привлечении к налоговой ответственности по п.1 ст. 122 НК РФ за неуплату налога на прибыль в региональный бюджет в общей сумме 58 738 рублей, в том числе: за 2008 год 13 421 рублей, за 2009 год 45 317 рублей;

Пункта 1 резолютивной части решения о привлечении к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату налога на имущество в общей сумме 290 878 рублей, в том числе: за 2008 год 29 707 рублей, за 2009 год 261 171 рублей;

Пункта 2 резолютивной части решения о начислении пеней по состоянию на 30.06.2011 года в общей сумме 146 866 рублей, в том числе: по налогу на прибыль в федеральный бюджет в размере 71 998 рублей, по налогу на прибыль в региональный бюджет в размере 10 129 рублей, по налогу на имущество в размере 64 739 рублей;

Пункта 3.1.1. резолютивной части решения о предложении уплатить недоимку по налогу на прибыль в общей сумме 25 794 311 рублей, в том числе: за 2008 год 7 635 712 рублей, за 2009 год 18 158 599 рублей;

Пункта 3.1.2. резолютивной части решения о предложении уплатить недоимку по налогу на имущество в общей сумме 1 454 391 рублей, в том числе: за 2008 год 148 536 рублей, за 2009 год 1 305 855 рублей;

Пункта 3.2. резолютивной части решения о предложении уплатить штрафы в размере 848 778 рублей;

Пункта 3.3. резолютивной части решения о предложении уплатить пени в размере 146 866 рублей;

Пункта 5.1. резолютивной части решения об уменьшении предъявленного к возмещению из бюджета в завышенных размерах налога на добавленную стоимость за 1 квартал 2009 года в сумме 865 992 рублей.

Свое требование заявитель обосновывает тем, что ненормативный акт налогового органа, оспариваемый им в части, противоречит действующему законодательству и нарушает его права и законные интересы.

Межрегиональная инспекция Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 1 требование заявителя не признала по основаниям, указанным в письменном отзыве на заявление и письменных пояснениях по делу.

Суд, выслушав представителей сторон, исследовав материалы дела, приходит к выводу, что требование заявителя подлежит частичному удовлетворению по следующим основаниям:

В судебном заседании установлено, что Межрегиональной инспекцией Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 1 проведена выездная налоговая проверка ОАО «Оренбургнефть» по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты всех налогов за период с 01.01.2008 по 31.12.2009 года.

По результатам выездной налоговой проверки составлен акт выездной налоговой проверки от 15.04.2011 г. № 52-22-18/189а и вынесено решение №52-22-18/328-1 р от 30.06.2011 «О привлечении общества к ответственности за совершение налогового правонарушения». В соответствии с указанным решением налогоплательщику предложено уплатить налоги на общую сумму 37 915 591 рублей, пени в общей сумме 238 196 рублей, штраф в общей сумме 1 996 676 рублей, а также уменьшить предъявленный к возмещению из бюджета в завышенных размерах НДС по операциям, осуществляемым на территории РФ, в сумме 865 992 рублей.

В соответствии с пунктом 5 статьи 101.2 Налогового кодекса РФ решение о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения или решение об отказе в привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения может быть обжаловано в судебном порядке только после обжалования этого решения в вышестоящем налоговом органе. В случае обжалования такого решения в судебном порядке срок для обращения в суд исчисляется со дня, когда лицу, в отношении которого вынесено это решение, стало известно о вступлении его в силу.

18.07.2011 года общество обратилось в Федеральную налоговую службу с апелляционной жалобой на Решение №52-22-18/328-1 р от 30.06.2011 «О привлечении общества к ответственности за совершение налогового правонарушения».

В соответствии с пунктом 2 статьи 101.2 Налогового кодекса РФ решение о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения или решение об отказе в привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения, не вступившее в силу, может быть обжаловано в апелляционном порядке путем подачи апелляционной жалобы. В случае, если вышестоящий налоговый орган, рассматривающий апелляционную жалобу, изменит решение нижестоящего налогового органа, решение нижестоящего налогового органа, с учетом внесенных изменений, вступает в силу с даты принятия соответствующего решения вышестоящим налоговым органом.

По результатам рассмотрения апелляционной жалобы общества Федеральной налоговой службой принято решение от 22.12.2011 №СА-4-9/21940@, о вынесении которого обществу стало известно 06.01.2012 года.

Согласно решению ФНС России от 22.12.2011 №СА-4-9/21940@ Решение инспекции №52-22-18/328-1 р от 30.06.2011 о привлечении общества к ответственности за совершение налогового правонарушения оставлено без изменения, жалоба общества - без удовлетворения. Также названным решением было утверждено решение налогового органа и признано вступившим в силу.

По пункту 1.4. решения на стр. 77-91 (п. 2.1.5.1., стр. 81-89 акта проверки) судом установлено следующее:

По мнению налогового органа, обществом, в нарушение п. 1 ст.252 НК РФ, пп.8 п.1 ст.265 НК РФ неправомерно включена в состав внереализационных расходов стоимость ликвидированных объектов незавершенного капитального строительства в размере 44 079 087 руб. В связи с данным нарушением обществу доначислен налог на прибыль за 2009 год в сумме 7 052 654 руб.

Суд не согласен с выводами налогового органа по следующим основаниям:

В соответствии с п.1 ст.252 НК РФ в целях главы 25 НК РФ налогоплательщик уменьшает полученные доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270 НК РФ).

Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных статьей 265 НК РФ, убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком.

Под обоснованными расходами понимаются экономически оправданные затраты, оценка которых выражена в денежной форме.

Под документально подтвержденными расходами, понимаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в соответствии с законодательством Российской Федерации, либо документами, оформленными в соответствии с обычаями делового оборота, применяемыми в иностранном государстве, на территории которого были произведены соответствующие расходы, и (или) документами, косвенно подтверждающими произведенные расходы (в том числе таможенной декларацией, приказом о командировке, проездными документами, отчетом о выполненной работе в соответствии с договором). Расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

Обществом были включены в состав расходов по налогу на прибыль в 2009 году по оспариваемому эпизоду затраты на создание объектов капитального строительства, по которым принято решение о ликвидации, в том числе:

На создание проектной документации на строительство скважин на Никифоровском, Воробьевском и Новособолевском месторождениях, по которым общество отказалось от лицензий на право пользование недрами;

На строительство скважин, по которым принято решение о ликвидации;

На ремонт скважин, который не дал результат по причине нарушения эксплуатационной колонны и бесперспективности проведения зарезки бокового ствола;

На строительство скважин, дальнейшее бурение которых отменено по геологическим причинам;

На создание проектно-сметной документации на проведение поисково-разведочного бурения на подземные воды в связи с изменением программы геолого-разведочных работ;

На создание проектно-сметной документации на строительство и реконструкцию объектов нефтеподготовки, утилизации попутного газа, переработки отходов, признанной несоответствующей требованиям промышленной безопасности и Градостроительного кодекса РФ;

На создание проектно-сметной документации на реконструкцию отдельных установок, признанной морально устаревшей, или к строительству которых общество не смогло приступить.

Налоговым органом в оспариваемом решении подтверждается факт обоснованности затрат на проведение ликвидации объекта незавершенного строительства, однако расходы на создание ликвидированных объектов инспекция не относит к категории расходов, на которые может быть уменьшена налоговая база. Перечень необоснованных, по мнению налогового органа, расходов приведен в таблице № НП-12 оспариваемого решения на страницах 78-79.

Расходы в зависимости от их характера, а также условий осуществления и направлений деятельности налогоплательщика подразделяются на расходы, связанные с производством и реализацией, и внереализационные расходы (п.2 ст. 252 НК РФ).

В соответствии с пп. 8 п. 1 ст. 265 НК РФ в состав внереализационных расходов включаются любые обоснованные затраты, непосредственно не связанные с производством и (или) реализацией, включая расходы на ликвидацию выводимых из эксплуатации основных средств, на списание нематериальных активов, включая суммы недоначисленной в соответствии с установленным сроком полезного использования амортизации, а также расходы на ликвидацию объектов незавершенного строительства и иного имущества, монтаж которого не завершен (расходы на демонтаж, разборку, вывоз разобранного имущества), охрану недр и другие аналогичные работы.

Таким образом, возможность отнесения в расходы в целях исчисления налога на прибыль не только расходов на ликвидацию, но и собственно стоимость самого ликвидируемого имущества.

Сложившаяся судебная практика, учитывая открытый перечень оснований для включения во внереализационные расходы (п.п. 20 п. 1 ст. 265 НК РФ), а также общий принцип равенства налогообложения (п. 1 ст. 3 НК РФ), сформировала однозначный вывод о правомерности включения в расходы и стоимости объектов незавершенного строительства, которые не были приняты к учету в качестве основных средств, при условии соблюдения требований экономической оправданности затрат на тот момент, когда они были произведены.

Например, в определении от 20.01.2011 № ВАС-18063/10 об отказе в передаче дела в Президиум ВАС РФ коллегия судей, отказывая налоговому органу в пересмотре судебных актов, прямо отметила, что позиция судов о правомерности учета стоимости объекта незавершенного строительства при его ликвидации в составе внереализационных расходов корреспондирует закрепленному в п.п. 8 п. 1 ст. 265 НК РФ положению, допускающему при ликвидации основного средства включение в состав расходов его остаточной стоимости. Тем самым, был поддержан вывод ФАС Волго-Вятского округа (постановление от 07.09.2010 по делу № А38-7141/2009), признавшего, что обоснованность расходов в целях применения главы 25 НК РФ должна оцениваться с учетом обстоятельств, свидетельствующих о намерениях налогоплательщика получить экономический эффект в результате реальной предпринимательской деятельности, и не должна зависеть от результата такой деятельности.

В Постановлении ФАС Волго-Вятского округа от 03.09.2007 № А28-11054/2006-320/23 указана правомерность отнесения расходов на строительство ликвидированного объекта. При этом рассматривался вопрос о полном выбытии объекта незавершенного строительства, а не о его части. Суд указал, что ст. 265 НК РФ содержит не исчерпывающий перечень внереализационных расходов, а запрет на отнесение налогоплательщиком данных затрат к расходам поставил бы его в неравное положение с лицом, которое выводит основные средства из эксплуатации и имеет право на включение в расходы суммы недоначисленной амортизации (пп. 1 п.1 ст.265 НК РФ), что противоречит принципу равенства налогообложения, предусмотренному в статье 3 НК РФ.

В постановлении ФАС Московского округа от 06.06.2013 по делу №А40-120176/12-140-734 указано на правомерность отнесения обществом в расходы затрат на бурение ликвидированных поисково-оценочных скважин, поскольку для целей признания в расходах стоимости объекта имущества, как завершенного (в виде недоначисленной амортизации), так и незавершенного строительства, имеет значение лишь то обстоятельство, насколько экономически обоснованны были затраты на его создание, были ли они связаны с производством и присутствовала ли цель извлечения дохода при осуществлении данного вида расходов. При этом причины проведения ликвидации значения не имеют, поскольку речь идет не о затратах на ликвидацию, а о расходах на создание ликвидируемого объекта, которые и должны подвергаться оценке с точки зрения экономической оправданности.

При этом, по расходам, произведенным обществом, основным видом деятельности которого является добыча полезного ископаемого, существуют специальные положения по отнесению в расходы затрат на создание ликвидированного имущества, участвующего в разработке месторождения.

В спорной ситуации по данному эпизоду налоговым органом не учтены положения ст. 325 НК РФ относительно ликвидированных скважин и расходов по участкам, разработка которых признана бесперспективной и осуществлен отказ от лицензии на право пользования недрами.

В соответствии с п. 3, 5 ст. 325 НК РФ, в случае, если осваиваемый участок (часть территории осваиваемого участка) признается налогоплательщиком бесперспективным либо продолжение его освоения признается нецелесообразным, суммы расходов, осуществленные налогоплательщиком по освоению данного участка, включаются в состав прочих расходов в общем порядке, предусмотренном статьей 261 НК РФ; в случае если скважина оказалась (признана) непродуктивной, то расходы налогоплательщика, осуществляемые по ликвидации такой скважины, относятся также в состав расходов, учитываемых по данному объекту в налоговом учете, в порядке, установленном ст. 261 НК РФ; общая сумма расходов, отраженных в налоговом учете по данному объекту, включается в состав прочих расходов в соответствии с порядком, предусмотренным ст. 325 НК РФ.

Ст. 253 НК РФ определено, что расходы, связанные с производством и реализацией, включают в себя расходы на освоение природных ресурсов (материальные расходы), суммы амортизационных отчислений и прочие расходы.

Перечень расходов на освоение природных ресурсов приведен в п.1 ст. 261 НК РФ. К ним относятся расходы налогоплательщика на геологическое изучение недр, разведку полезных ископаемых, работы подготовительного характера.

Порядок проведения работ, связанных с поиском, оценкой и разработкой полезных ископаемых, геологоразведочных работ, регламентируется Временным положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ, утвержденным приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 07.02.2001 N 126.

В соответствии с указанным положением все скважины, бурящиеся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений или залежей, независимо от источников финансирования подразделяются на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисково-оценочные, разведочные, эксплуатационные, специальные (пункт 2 положения). Эксплуатационные скважины бурят для извлечения нефти и газа из залежи.

Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устоев и стволов, утвержденной постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 22.05.2002 N 22, регулирующей вопросы ликвидации скважин, создаваемых в процессе освоения природных ресурсов, определено, что скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, подлежат ликвидации.

Таким образом, из анализа положений статей 261 и 325 НК РФ, а также содержания нормативных правовых актов, регулирующих порядок создания и ликвидации скважин, следует, что действующее законодательство предусматривает возможность признания расходов на освоение природных ресурсов в качестве расходов, уменьшающих налогооблагаемую базу при исчислении налога на прибыль, и включает в себя расходы налогоплательщика на строительство и ликвидацию всех скважин, связанных с проведением геологоразведочных работ, в том числе и эксплуатационных скважин.

Налоговый кодекс предусматривает, что в случае, если расходы налогоплательщика, осуществленные в составе расходов на освоение природных ресурсов, непосредственно связаны со строительством объектов, которые в дальнейшем по решению налогоплательщика могут стать постоянно эксплуатируемыми объектами основных средств (в том числе скважин), указанные расходы учитываются по каждому создаваемому объекту основных средств. При этом такие объекты амортизируются на основании и в порядке, установленном статьями 256, 257, 259 НК РФ.

Однако в случае, когда скважина не вводится в эксплуатацию в силу причин объективного характера, в отношении упомянутого объекта, учитывая специфику деятельности по освоению природных ресурсов, подлежит применению порядок учета расходов, определенный статьей 261 НК РФ.

Такой подход отражен в постановлении Президиума ВАС РФ от 15.12.2009 №10592/09, постановлении Президиума ВАС РФ от 09.03.2010 №14754/09, определении ВАС РФ от 22.12.2010 №ВАС-17141/10 и постановлении ФАС Восточно-Сибирского округа от 19.08.2010 по делу №АЗЗ-15047/2009, постановлении ФАС Московского округа от 24.02.2011 по делу №А40-26609/10-20-195, постановлении ФАС Московского округа от 27.02.2012 по делу №А40-1164/11-99-7.

Учитывая тот факт, что все виды объектов, создание и строительство которых было начато обществом в целях разработки месторождений и добычи нефти, и соответственно, получения прибыли, то ликвидация указанных объектов по причинам, отраженным в таблице № НП-13 на страницах 80-83 оспариваемого решения, не может являться основанием для отказа в отнесении расходов на создание таких объектов в порядке, установленном пп. 8 п.1 ст. 265, п.п. 20 п.1 ст. 265, п. 4 ст. 261, п. 3 и 5 ст. 325 НК РФ.

На основании вышеизложенного, суд считает выводы налогового органа о неправомерном включении в состав расходов по налогу на прибыль в 2009 году затрат в сумме 44 079 087 руб. являются необоснованными, а доначисление налога на прибыль в сумме 7 052 654 руб., пеней и штрафа по ст. 122 НК РФ незаконным.

По пункту 2.1. решения на стр. 91-102 (п. 2.2.1., стр. 92-97 акта проверки), судом установлено следующее:

По мнению налогового органа, обществом в нарушение п.2 и абз.1 и 2 п.6 ст. 171 НК РФ, п.5 ст. 172 НК РФ включены в состав налоговых вычетов суммы налога на добавленную стоимость по ликвидированным объектам незавершенного капитального строительства в размере 865 992 руб. Инспекция полагает, что право на вычет у общества не возникло, поскольку среди операций, являющихся объектов налогообложения НДС (ст. 146 НК РФ), ликвидация объектов незавершенного капитального строительства не упомянута.

Суд считает выводы налогового органа неправомерными по следующим основаниям:

В соответствии с переходными положениями п. 1 ст. 3 Федерального закона от 22.07.2007 № 119-ФЗ и п. 5 ст. 172 НК РФ (в редакции до 01.01.2006) вычет сумм НДС, предъявленных налогоплательщику подрядными организациями (заказчиками застройщиками) и уплаченные им при проведении капитального строительства, которые не были приняты к вычету до 01 января 2005 года, подлежат вычету по мере постановки на учет соответствующих объектов завершенного капитального строительства (основных средств) с момента, указанного в пункте в абзаце 2 п. 2 ст. 259 НК РФ (с учетом разъяснений Минфина России, доведенных в письмах ФНС России от 14.02.06 № ММ-6-03/157@, от 28.04.08 № ШС-6-3/318).

В Постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда РФ от 28.04.2009 № 17070/08 высшая судебная инстанции при рассмотрении налогового спора, связанного с применением вычета НДС, уплаченного при строительстве разведочной скважины, пришла к выводу о неправомерности позиции нижестоящих судов об отсутствии у налогоплательщика права на налоговый вычет в связи с непостановкой на учет разведочной скважины, как основного средства и неначислением по ней амортизации. Несмотря на ликвидацию разведочной скважины, признанной непродуктивной и ликвидированной без ввода ее в эксплуатацию, высшая судебная инстанция пришла к выводу о правомерности заявления к вычету НДС, предъявленного налогоплательщику, поскольку строительство разведочной скважины являлось необходимым условием для получения налогоплательщиком геологической информации для освоения (разработки) отведенного участка недр и добычи на нем полезных ископаемых. Не проведя эти работы, организация не смогла бы осуществлять добычу и реализацию полезных ископаемых на принадлежащем ей лицензионном участке (облагаемых НДС операций).

В Постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда РФ от 25.09.2007 № 829/07 высшая судебная инстанция при рассмотрении другого налогового спора, связанного с применением положений ст. 171 и ст. 172 НК РФ пришла к выводу, что момент возникновения права на применение налогового вычета по объекту капитального строительства связан не с подачей документов на государственную регистрацию прав на объект и документальным подтверждением данного факта, а начиная с 1 числа месяца, следующего за месяцем, в котором это объект был введен в эксплуатацию.

В Постановлениях Президиума Высшего Арбитражного Суда РФ от 03.05.2006 №14996/05, от 20.03.2007 № 16086/06, Определениях Высшего Арбитражного Суда РФ об отказе в передаче дела в Президиум ВАС РФ от 11.06.08 № 7390/08, от 14.05.08 № 5970 высшая судебная инстанция пришла к выводу о правомерности применения заявленных налоговых вычетов по НДС в соответствии с положениями статей 171 - 172 НК РФ при отсутствии у налогоплательщика в налоговом периоде операций по реализации товаров (работ, услуг), облагаемых НДС.

В Постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда РФ от 15.12.2009 № 10592/09 высшая судебная инстанция пришла к выводу о правомерности учета налогоплательщиком в уменьшение налоговой базы по налогу на прибыль затрат при строительстве эксплуатационной скважины, ликвидированной налогоплательщиком до ввода ее в эксплуатацию. Согласно выводам суда, то обстоятельство, что часть произведенных работ на участке недр не принесла реального финансового результата (непродуктивная скважина была ликвидирована до ввода ее в эксплуатацию) не может лишать налогоплательщика права на признание понесенных им расходов в качестве экономически обоснованных и оправданных затрат.

Принимая во внимание, что высшей судебной инстанцией признается правомерным применение налогоплательщиком вычета НДС по расходам на строительство основных средств вне зависимости от факта их использования в конкретных облагаемых НДС операциях и начисления амортизации по объектам, Общество считает правомерным применения вычета НДС по спорным объектам.

Ликвидация объектов общества как до, так и после их постановки на учет в качестве объектов завершенного строительства (основных средств) в соответствии с положениями главы 21 НК РФ, по мнению организации, не влияет на возможность применения налогоплательщиком вычета НДС при его документальном подтверждении, поскольку подобные ограничения к возможности применения вычета в НК РФ и переходных положениях ст. 3 Федерального закона от 22.07.2007 № 119-ФЗ отсутствовали в периоде заявления вычета - 1 квартал 2009 года (отсутствуют и в настоящее время).

В отношении сумм НДС, предъявленных обществом по объектам капитального строительства, начиная с 01.01.2006 г., подлежат применению положения п.6 ст.171 и п.5 ст. 172 НК РФ, в редакции федерального закона от 22.07.2005 №119-ФЗ.

Так, в соответствии с п.6 ст.171 НК РФ вычетам подлежат суммы налога, предъявленные налогоплательщику подрядными организациями (заказчиками-застройщиками) при проведении ими капитального строительства, сборке (монтаже) основных средств, суммы налога, предъявленные налогоплательщику по товарам (работам, услугам), приобретенным им для выполнения строительно-монтажных работ, и суммы налога, предъявленные налогоплательщику при приобретении им объектов незавершенного капитального строительства.

Согласно п.5 ст. 172 НК РФ указанные вычеты производятся в порядке, установленном абзацами первым и вторым п.1 ст. 172 НК РФ, т.е. в общем порядке в периоде принятия работ, услуг к учету, наличия счета-фактуры, первичных документов.

Таким образом, никаких иных условий, в том числе указаний на использование объектов капитального строительства в операциях, облагаемых НДС, в данных нормах не содержится.

В свою очередь, налогоплательщик представил полный пакет документов, подтверждающий право на применение налогового вычета по НДС по соответствующим объектам, и налоговым органом не оспаривается правильность документального оформления данных операций.

Арбитражная практика по аналогичным спорам отмечает: ФАС ДВО в Постановлении от 01.03.2011 № ФОЗ-460/2011 по аналогичной ситуации отметил следующее. Судом было установлено, что в соответствии с лицензией обществом были проведены геологические работы: бурение скважины, геологические исследования и испытания. В связи с бесперспективностью работ по геологическому изучению недр, работы были прекращены, поисковая скважина ликвидирована. Выполнение геологоразведочных работ в связи с освоением природных ресурсов, их оплата контрагентам инспекцией не оспаривается. Недостатки по счетам-фактурам и иным документам, представленным налогоплательщиком в подтверждение обоснованности применения налоговых вычетов, инспекцией не выявлены. Ссылки налогового органа на то, что месторождение, по которому велось геологическое изучение, не было открыто; скважина в производстве продукции (работ, услуг) не использовалась; геологическая информация, сформированная и полученная по результатам изучения недр, обществом не реализована, подлежат отклонению, поскольку геологические работы, такие как бурение скважин, геологическое исследование, испытания, в том числе в части непродуктивных скважин, являются необходимой составляющей освоения природных ресурсов, в связи с чем выполнение данных работ относится к операциям, признаваемым в соответствии с главой 21 НК РФ объектом обложения НДС.

ФАС МО в своем Постановлении от 29.05. 2009 № КА-А40/4495-09 отметил, что «суммы НДС, предъявленные налогоплательщику подрядчиками при разведке, бурении и строительстве скважины N..., предназначенной для геологической разведки полезных ископаемых, а также суммы налога, предъявленные поставщиками оборудования для строительства и бурения указанной скважины, за период с 2002 по 2006 г. г. могли включаться в состав налоговых вычетов только после завершения капитального строительства скважины N 3 или ее ликвидации».

Постановления ФАС ДВО от 13.12.2010 № ФОЗ-9163/2010, от 01.12.2010 № Ф03-8339/2010;ФАС МО от 15.04.2011 № КА-А40/2838-11, от 27.10.2010 № КА-А40/11434-10-2 (принято по аналогичному эпизоду по проверке ОАО «Оренбургнефть» за 2006-2007 годы) содержат аналогичные выводы.

Таким образом, общий порядок применения вычетов по НДС, установленный НК РФ, может также применяться в случае ликвидации объектов. Обоснованность и документальное подтверждение ликвидации соответствующих объектов общества в решении и акте проверки налоговым органом не оспаривались.

Также, суд считает, что у общества отсутствует обязанность восстановить к уплате ранее принятый к вычету НДС, по следующим основаниям:

Согласно п.6 ст.171 НК РФ суммы налога, предъявленные налогоплательщику при проведении подрядчиками капитального строительства объектов недвижимости (основных средств), при приобретении недвижимого имущества (за исключением воздушных, морских судов и судов внутреннего плавания, а также космических объектов), принятые к вычету в порядке, предусмотренном главой 21 Налогового кодекса РФ, подлежат восстановлению в случае, если указанные объекты недвижимости (основные средства) в дальнейшем используются для осуществления операций, указанных в п. 2 ст. 170 Налогового кодекса РФ, за исключением основных средств, которые полностью самортизированы или с момента ввода которых в эксплуатацию у данного налогоплательщика прошло не менее 15 лет.

В соответствии с пп. 1 п. 3 ст. 170 Налогового кодекса РФ восстановлению подлежат суммы налога, ранее принятые к вычету при передаче имущества в качестве вклада в уставной (складочный) капитал хозяйственных товариществ и обществ и товариществ.

В соответствии с пп. 2 п. 3 данной статьи восстановлению подлежат принятые к вычету суммы налога при дальнейшем использовании приобретенных товаров, работ, услуг для осуществления операций, не облагаемых налогом в соответствии с п.2 ст. 170 Налогового кодекса.

Таким образом, и в п.6 ст.171, и в п. 3 ст. 170 НК РФ отсутствуют положения об обязанности налогоплательщика восстановить ранее принятые к вычету суммы НДС по списанным капитальным вложениям.

Как следует из положений абзаца 4 пп.2 п. 3 ст. 170 НК РФ восстановление к уплате сумм налога производится в том налоговом периоде, в котором основные средства были переданы или начинают использоваться налогоплательщиком для осуществления операций, указанных в п. 2 настоящей статьи.

Капитальные вложения основными средствами не являются. При списании капитальных вложений условие о передаче или использовании их в необлагаемых НДС операциях в соответствии с п. 2 ст. 170 НК РФ не выполняется.

Ликвидация объектов незавершенного строительства не поименована в перечне ситуаций, когда ранее правомерно принятый к вычету НДС подлежит восстановлению.

Согласно пункту 1 Постановления Пленума Высшего Арбитражного Суда РФ от 12.10.2006 № 53 судебная практика разрешения налоговых споров исходит из презумпции добросовестности налогоплательщика и иных участников правоотношений в сфере экономики. В связи с этим предполагается, что действия налогоплательщика, имеющие своим результатом получение налоговой выгоды, экономически оправданны, а сведения, содержащиеся в налоговой декларации и бухгалтерской отчетности, - достоверны.

Под налоговой выгодой для целей Постановления № 53 понимается уменьшение размера налоговой обязанности вследствие, в частности, уменьшения налоговой базы, получения налогового вычета, налоговой льготы, применения более низкой налоговой ставки, а также получения права на возврат (зачет) или возмещение налога из бюджета.

Представление налогоплательщиком в налоговый орган всех надлежащим образом оформленных документов, предусмотренных законодательством о налогах и сборах, в целях получения налоговой выгоды является основанием для ее получения, если налоговым органом не доказано, что сведения, содержащиеся в этих документах, неполны, недостоверны и (или) противоречивы.

В пунктах 3-5, 8, 10 Постановления № 53 приведены обстоятельства, которые, согласно выводам высшей судебной инстанции могут свидетельствовать о необоснованности получения налогоплательщиком налоговой выгоды. Обязанность по доказыванию необоснованности получения налогоплательщиком налоговой выгоды возложена на налоговый орган (пункт 2 Постановления № 53).

Суд отмечает, что налоговый орган в решении не привел ни одного доказательства, подтверждающего необоснованное применение организацией вычета спорных сумм НДС по выполненным работам с учетом руководящих разъяснений ВАС РФ, сделанных в Постановлении № 53.

На основании вышеизложенного, суд считает выводы налогового органа о неправомерном применении вычетов по НДС по ликвидированным объектам незавершенного капитального строительства в размере 865 992 руб. незаконными и необоснованными.

По пунктам 1.1 и 4.1 мотивировочной части решения инспекции, судом установлено следующее:

Пунктом 1.1 мотивировочной части решения инспекцией установлено неправомерное включение ОАО «Оренбургнефть» в состав расходов, учитываемых при формировании налоговой базы по налогу на прибыль за 2008-2009 гг., расходов на восстановление скважин методом зарезки вторых (боковых) стволов, увеличивающих первоначальную стоимость основных средств (скважин).

Пунктом 4.1 мотивировочной части решения инспекцией установлено неправомерное занижение обществом налоговой базы по налогу на имущество организаций за 2008—2009 гг. на сумму произведенных затрат по ЗБС скважин № 200 Родинского месторождения, № 1622 Докучаевского месторождения, что привело к неуплате налога на имущество организаций за 2008-2009 гг.

В ходе проведения выездной налоговой проверки общества за 2008-2009 гг. налоговым органом установлено, что в проверяемом периоде налогоплательщиком с привлечением подрядных организаций осуществлялись работы по зарезке вторых (боковых) стволов скважин (далее по тексту - ЗБС), в том числе на скважинах: № 200 Родинского месторождения, № 1622 Докучаевского месторождения.

Сумма расходов налогоплательщика в 2008-2009 гг. на комплекс работ, связанных с ЗБС 2 спорных скважин, составила в том числе: по скважине № 200 Родинского месторождения - 28 446 441,61 руб.; по скважине № 1622 Докучаевского месторождения - 28 741 266,76 руб.

В результате анализа совокупности данных, содержащихся в документах, представленных налогоплательщиком по требованиям налогового органа в рамках выездной налоговой проверки общества и дополнительных мероприятий налогового контроля, назначенных на основании решения заместителя начальника Инспекции от 30.05.2011 № 52-22-18/252р, МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам № 1 пришла к выводу, что выполненные в 2008-2009 гг. на 2 спорных скважинах работы по ЗБС относятся к работам по их реконструкции. Следовательно, согласно пункту 2 статьи 257 НК РФ расходы на такие работы увеличивают первоначальную стоимость спорных скважин как объектов основных средств.

Принимая оспариваемое заявителем решение и квалифицируя выполненные обществом в 2008-2009 гг. на 2 спорных скважинах работы по ЗБС в качестве работ по их реконструкции, суд руководствовался положениями Налогового кодекса Российской Федерации, согласно которым:

Первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации соответствующих объектов и по аналогичных основаниям. К работам по 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 (пункт 2 статьи 257 НК РФ);

При определении налоговой базы по налогу на прибыль организаций не учитываются расходы, осуществленные в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения объектов основных средств (пункт 5 статьи 270 НК РФ), а также учитывал постановление Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 01.02.2011 № 11495/10, которым сформирована правовая позиция по вопросу квалификации работ по зарезке вторых (боковых) стволов на скважинах в зависимости от причин проведения указанных работ и от состояния скважин по фондам.

В постановлении от 01.02.2011 № 11495/10 Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации указал, что: «…работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах следует признать относящимися к реконструкции. Также следует отнести к реконструкции буровые работы, проведенные в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды в отдельные пласты и скважины в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения (раздел 3.4 Правил разработки месторождений).

Работы, проведенные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, следует признать капитальным ремонтом».

При этом согласно правовой позиции Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, в качестве капитального ремонта ЗБС проводят в случаях, «если применение методов ремонтно-изоляционных работ <...> технически невозможно» или если техническая неисправность скважины повлекла «невозможность ее эксплуатации <...>», а также если «предельная обводненность пласта» возникла «по причине, не зависящей от недропользователя».

Таким образом, согласно правовой позиции Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации во всех случаях, когда технически возможно провести ремонтно-изоляционные работы, техническая неисправность скважины не повлекла невозможность ее эксплуатации в принципе, а также если обводненность вызвана действиями налогоплательщика или скважина бездействовала, то работы по ЗБС следует квалифицировать как работы по реконструкции скважины как объекта основного средства.

На странице 17 заявления ОАО «Оренбургнефть» со ссылкой на положения пункта 2 статьи 257 НК РФ указывает, что основными признаками реконструкции являются:

Проведение работ по переустройству основного средства для
усовершенствования производства и повышения технико-экономических показателей
основного средства;

Работы проводятся по проекту реконструкции основного средства;

Цель проведения работ - увеличение производственных мощностей,
улучшение качества и изменение номенклатуры продукции.

При этом заявитель на указанной странице отмечает, что «при определении <...> первого признака реконструкции необходимо иметь в виду, что конструкция скважины характеризуется числом спущенных обсадных колонн, их размерами (наружный диаметр и длина) и местоположением интервалов цементирования пространства за колоннами».

В связи с этим, общество на странице 17 своего заявления приводит довод, что «…в решении налоговый орган не указал, каким образом (в количественном эквиваленте) в результате переустройства объекта основных средств - скважины, состоящей из обсадных колонн, увеличилось или уменьшилось количество обсадных колонн, которое повлекло усовершенствование производства…». По мнению заявителя, «налоговым органом не установлено существенного изменения конструкций эксплуатационных колон скважин, на которых осуществлялись операции по бурению боковых стволов…»; «спорные скважины остались прежними, количество и состав конструктивных элементов не изменился, добыча производится из разведанного пласта через одно входное отверстие» (страница 18 заявления).

Суд считает указанный довод заявителя неправомерным, по следующим основаниям:

Исходя из строительных норм и правил (ГЭСН 81-02-04-2001, утверждены постановлением Госстроя РФ от 12.01.2001 № 7), конструкция скважины состоит из пробуренного ствола скважины и обсадных труб. Техническими характеристиками скважины являются параметры, характеризующие обсадные трубы, а именно: глубина спуска обсадных труб, их количество, диаметр и толщина стенок. Данные технические характеристики скважины отражаются в техническом паспорте скважины.

Основными элементами скважины являются: устье скважины - пересечение трассы скважины с дневной поверхностью; забой скважины - дно скважины; стенки скважины - боковые поверхности скважины; ствол скважины - пространство в недрах, занимаемое скважиной; обсадные колонны - колонные соединения между собой обсадных труб.

При строительстве скважины пробуренный ствол скважины ввиду неустойчивости горных пород и наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), находящихся под различным давлением, необходимо крепить и разобщать (изолировать) пласты. Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных стальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами, которые при бурении скважины нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, обводнения продуктивных пластов и т.п. Для исключения данного рода явлений, а также осыпей, обвалов и т.д. кольцевое пространство между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом. Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты, которые готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Данный процесс разобщения пластов называют цементированием.

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции, которая, как указано выше, состоит из пробуренного ствола скважины и обсадных труб.

Совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, а также интервалах цементирования, о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом входят в понятие конструкции скважины и отражаются во всех документах, содержащих сведения о скважине. Кроме того, сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках стали обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонные входят в понятие конструкции обсадной колонны и, следовательно, в понятие конструкции самой скважины.

В ходе выездной налоговой проверки ОАО «Оренбургнефть» за 2008-2009 гг. Инспекцией установлено, что до проведения работ по ЗБС все спорные скважины имели один пробуренный ствол, конструкция всех спорных скважин включала направление, кондуктор,1 техническую и эксплуатационную колонны (акты на передачу скважин из бурения в эксплуатацию). После проведения работ по ЗБС конструкция всех спорных скважин изменилась - все спорные скважины были оборудованы вторыми (дополнительными боковыми) стволами. То есть фактически конструкция спорных скважин после проведения на них работ по ЗБС включает две эксплуатационные колонны (в основном (материнском) стволе скважины, пробуренном при строительстве скважины, и в построенном дополнительном (боковом) стволе этой же скважины). Соответственно, если до проведения работ по ЗБС техническими характеристиками спорных скважин являлись технические характеристики кондуктора и одной эксплуатационной колонны, то после ЗБС и ориентированного углубления технические характеристики спорных скважин дополнились техническими характеристиками второй эксплуатационной колонны (хвостовика). Следовательно, в результате выполненных на спорных скважинах работ по ЗБС скважины оказались устроены по иному, по другой схеме, закрепленной в программах работ по ЗБС. То есть конструкция спорных скважин в результате работ по ЗБС изменилась, что свидетельствует о переустройстве данных скважин как объектов основных средств.

Вывод суда об изменении первоначальной конструкции спорных скважин как объектов основных средств в результате произведенных обществом работ по ЗБС основан, в том числе, на разъяснениях кандидата технических наук, доцента РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Балабы Владимира Ивановича, который в ответ на запрос МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам № 1 от 02.02.2010 № 52-20-10/02628 о предоставлении информации в письме от 03.02.2010 № 905-375/01-20 указал следующие:

«Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о диаметрах и глубинах спуска обсадных колонн, которыми крепится скважина, о диаметрах долот для бурения под эти колонны, интервалы подъема тампонирующего раствора за обсадными колоннами, интервалы перфорации эксплуатационной колонны .

Фактическая конструкция скважины, построенной по конкретному рабочему проекту, фиксируется документально в паспорте скважины и при приемке ее нефтегазодобывающим, предприятием от бурового подрядчика. Именно скважине с этой конструкцией присваивается идентификационный номер, и она ставится на учет как основное средство недропользователя.

Таким образом, если впоследствии изменяется хотя бы один из указанных параметров скважины, то это реконструкция, то есть изменение конструкции.

Именно такая трактовка термина «реконструкция» приведена в Градостроительном кодексе РФ (статья 1) - изменение параметров объектов капитального строительства, их частей (высоты, количества этажей), площади, показателей производственной мощности, объема и качества инженерно-технического обеспечения.

Бурение бокового горизонтального ствола из эксплуатационной скважины включает: вывод призабойного участка скважины из эксплуатации путем установки ликвидационного моста; вырезание в крепи скважины окна (участка крепи скважины); забуривание и бурение бокового ствола, конечный участок которого является горизонтальным; оснащение бокового ствола функциональными элементами, обеспечивающими его герметичность и извлечение пластовой продукции. В результате выполнения этих операций конструкция скважины изменяется: уменьшается длина основного ствола, достраивается новый (боковой) ствол. Таким образом, по завершении строительства бокового ствола фактическая конструкция скважины не соответствует первоначальной, зафиксированной в паспорте скважины и в акте приемки законченной строительством скважины от бурового подрядчика.

Аналогичная ситуация имеет место и при углублении (добуривании) скважины, находящейся в эксплуатации, так как в этом случае, как минимум изменяется (увеличивается) длина ствола скважины.

Что касается того, значительно ли изменяется конструкция скважины, то однозначного ответа на этот вопрос нет, поскольку нет критерия такой оценки. Формально изменение длины ствола скважины на 1м это изменение конструкции по сравнению с исходной. При этом если рассматривать это удлинение в сравнении с длиной ствола скважины (несколько тысяч метров), то его можно признать незначительным. Если же толщина дренируемой части пласта составляет 3 м, а в результате добуривания она увеличилась до 4 м, то это существенно».

Таким образом, переустройство спорных скважин, что является одним из оснований для квалификации работ по ЗБС в качестве реконструкции объекта основных средств как в соответствии с положениями статьи 257 НК РФ, так и в соответствии с ведомственными нормативными актами, в оспариваемом заявителем решении установлено.

Данный вывод подтверждаются судебно-арбитражной практикой.

Так в постановлении ФАС Поволжского округа от 07.07.2011 по делу № А65-20407/2010 суд кассационной инстанции отметил следующее: «Согласно письму (ответу на запрос) Российского Государственного Университета нефти и газа им. Губкина от 16.09.2008 № 1-14/015397 проводка (забуривание) нового ствола из уже пробуренной скважины (действующей, временно простаивающей, законсервированной или ликвидированной) всегда является изменением первоначальной конструкции скважины, то есть реконструкцией. Операция «по забуриванию новых ответвлений (стволов), в том числе с горизонтальным приложением» в состав комплекса работ по капитальному ремонту скважин не входит.

В письме (ответ на запрос) Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан от 29.10.2008 N 20941/06 указано, что: «п. 4.1.1 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 предполагает, что в результате проводки (забуривания) нового (бокового) ствола происходит изменение конструкции скважины и ее назначение».

Налогоплательщик на странице 18 заявления приводит довод, что «…единственный критерий, который указан в оспариваемом решении налогового в качестве основания для отнесения произведенных обществом работ к реконструкции -это изменение (увеличение) технико-экономического показателя скважины, за который налоговый орган принимает показатель дебита скважины».

На этой же странице заявитель отмечает, что при этом инспекцией не установлено «…изменения показателей дебита нефти (тонн в сутки) до проведения зарезки бокового ствола скважины и после, на основе анализа дебита нефти в течение периода функционирования скважины…», а также не установлена взаимосвязь выполненных работ по ЗБС спорных скважин с изменением их дебита по нефти после ЗБС.

По мнению заявителя, «произведенное инспекцией сравнение показателей дебита скважин непосредственно на дату ввода, до проведения ремонтных работ и после этих операций нельзя признать правильным, так как такое сравнение не дает представления о реальном улучшении работы скважины по отношению к тому, которое существовало в процессе предыдущей эксплуатации».

Более того, по мнению общества, применение параметров технологического режима работы скважины, в том числе дебит по жидкости (воды, нефти и газу), обводненность продукции, типоразмеры установленного оборудования, режим и время его работы и т.п., в качестве ее технико-экономических показателей как объекта основных средств необоснованно, поскольку может привести к ежемесячному изменению таких показателей (страница 19 заявления).

Указанные доводы заявителя суд считает неправомерными по следующим основаниям:

МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам № 1 письмом от 02.02.2010 № 52-20-10/02628 обратилась за разъяснениями по вопросу квалификации работ по ЗБС и углублению скважин к доценту РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, кандидату технических наук Балабе Владимиру Ивановичу. Отвечая на вопрос «Происходит ли изменение технико-экономических показателей скважин в случае проведения работ по зарезке боковых стволов скважин или углублению скважин на нижележащий пласт?» Балаба В.И. в письме от 03.02.2010 № 905-375/01-20 отмечает, «…что изменение технико-экономических показателей скважины в результате ее реконструкции путем бурения бокового горизонтального ствола определяется и новым технологическим режимом эксплуатации скважины, который характеризуется следующими основными параметрами: пластовым, забойным и устьевым давлениями; дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором; типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.)».

Таким образом, применение налоговым органом таких параметров технологического режима работы скважины, как дебит скважины по жидкости (по нефти и воде) и обводненность продукции, в качестве технико-экономических показателей работы скважины обоснованно и в полной мере соответствует общепринятой в нефтедобывающей отрасли терминологии.

Связь переустройства спорных скважин, произошедшего в результате проведенных на них работ по ЗБС, с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей очевидна, поскольку общеизвестно, что ни одно предприятие не будет работать себе в убыток. В случае с нефтедобывающим предприятием, основным видом деятельности которого является добыча и реализация природных углеводородов, совершенствование производства и повышение его ТЭП (применительно к процессу добычи углеводородов) - это повышение эффективности разработки месторождений, то есть обеспечение добычи в соответствии с проектом разработки с наибольшим коэффициентом извлечения углеводородов с наименьшими затратами. То есть проводимые нефтедобывающим предприятием организационно-технические мероприятия (в том числе восстановление числа работающих (главным образом, добывающих) скважин) должны обеспечивать рост прибыли предприятия при наименьших затратах и выполнении утвержденных проектных показателей.

Суд отмечает, что бурение новых скважин по сравнению с ЗБС скважин - процесс дорогостоящий и именно ЗБС скважин позволяет нефтедобывающим предприятиям уменьшить объем бурения новых скважин, и как следствие, снизить затраты на разработку месторождений и увеличить прибыль.

Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденным Постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 № 56, (далее по тексту - Правила) забуривание новых (боковых) стволов позволяет решать, в том числе такие задачи, как: вскрытие дополнительных продуктивных мощностей путем проводки ответвлений; увеличение дебита скважины за счет вскрытия продуктивных горизонтов дополнительным стволом; вовлечение в разработку ранее не дренируемых запасов; ввод бездействующих (не эксплуатируемых) скважин; уменьшение объема бурения новых скважин; сокращение капитальных вложений на разработку месторождений и т.д. Таким образом, неся затраты на ЗБС нефтедобывающее предприятие решает многочисленные задачи, связанные с разработкой месторождения. И делает это нефтедобывающее предприятие в целях именно повышения эффективности разработки месторождения, то есть наиболее полного извлечения из недр природных углеводородов, соответственно, в целях совершенствования производства и повышения его ТЭП.

При этом, нефтедобывающее предприятие руководствуется еще одним общеизвестным принципом - получение максимальной прибыли с наименьшими затратами. То есть, для того, чтобы максимально полно выработать извлекаемые из недр запасы природных углеводородов, нефтедобывающее предприятие, в первую очередь, задействует уже имеющиеся в его распоряжении ресурсы. В рассматриваем деле в качестве таких ресурсов налогоплательщик использовал бездействующие, в том числе в связи с истощением запасов в зоне дренирования, обводненные нагнетаемой водой, а также нагнетательные скважины. В результате выполненных работ по ЗБС указанные не добывающие углеводородное сырье скважины перешли в нефтяной добывающий фонд и возобновили (начали) добычу нефти. Соответственно, переустройство спорных скважин в результате ЗБС позволило налогоплательщику увеличить работающий (добывающий) фонд скважин и, как следствие, повысить объем добываемой нефти, что, в свою очередь, не могло не отразиться на технико-экономических показателях производства Заявителя.

В соответствии с положениями РД 08-625-03 (Выпуск 12) строительство дополнительных стволов из обсаженных эксплуатационной колонной малодебитных и бездействующих скважин производится в целях повышения дебита или восстановления и ввода их в фонд действующих (пункт 1.1). То есть, основные задачи ЗБС - повышение дебита малодебитных скважин и возврат скважин из бездействия в добывающий фонд, то есть достижение прироста добычи нефти на месторождении при минимальных (оптимальных) затратах. При этом, новые стволы из ранее пробуренных скважин должны буриться на хорошо изученных участках нефтяных месторождений (пункт 2.1). Кроме того, при определении скважин, подлежащих восстановлению, должна быть произведена тщательная геологическая и экономическая оценка этих работ исходя из величины извлекаемых запасов и предельного начального дебита (пункт 2.2). После проведения геофизических исследований определяется экономическая целесообразность метода восстановления индивидуально для каждой конкретной скважины (пункт 2.4). Соответственно, нефтедобывающими предприятиями еще до проведения работ по ЗБС производятся соответственные экономические расчеты от проведения таких работ, в том числе расчет срока окупаемости и экономический эффект от прироста добычи, то есть возврат инвестиций. Если бы не было положительного эффекта, то ни одно нефтедобывающее предприятие не стало бы нести затраты на указанные работы. Такими расчетами (технико-экономическими обоснованиями) по заданию нефтяных компаний, как правило, занимаются НИИ, НИПИ и другие институты. Следует также отметить, что на практике об успешности ЗБС принято говорить только в первые месяцы после выполнения работ, когда дебит скважин по нефти по сравнению с предыдущим (низким или иссякшим) резко возрастает. Нередко через 1 или 1,5 года боковой ствол также глушат в связи с обводненностью и т.п.

Таким образом, ЗБС позволяет нефтедобывающим предприятиям повысить эффективность разработки месторождений, достичь проектные показатели добычи углеводородного сырья (с учетом допустимых отклонений, как правило, в пределах +/-20 %) с наименьшими затратами и увеличить прибыль. Следовательно, переустройство спорных скважин, произошедшее в результате выполненных на них работ по ЗБС, напрямую связано с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей.

В отношении направленности переустройства спорных скважин на увеличение производственных мощностей и улучшение качества продукции следует отметить, что согласно отраслевым руководящим документам, в частности Методическим указаниям по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-110-01, утвержденным Приказом Минэнерго РФ от 05.02.2002 № 29, под продукцией скважин понимается добываемая скважиной жидкость, то есть смесь нефти, газа и воды, а под обводненностью продукции скважины, согласно разделу 5.2.3 Методических указаний, понимается весовой процент воды в добываемой скважиной жидкости. Таким образом, добываемую скважиной жидкость следует рассматривать как продукцию скважины, а процент обводненности такой жидкости как показатель качества продукции скважины. Следовательно, уменьшение весового процента воды в добываемой скважиной жидкости свидетельствует об улучшении качества продукции скважины.

При этом следует отметить, что правовое значение в соответствии с положениями пункта 2 статьи 257 НК РФ имеет сам факт направленности выполнения работ по ЗБС скважин на снижение процента воды в добываемой жидкости и увеличение дебита скважин по нефти, а не результат таких работ, поскольку, как указано выше, априори все организационно технические мероприятия, проводимые нефтедобывающим предприятием, направлены на совершенствование производства и повышение его ТЭП (повышение эффективности разработки месторождений, обеспечение добычи в соответствии с проектом разработки с наибольшим коэффициентом извлечения углеводородов с наименьшими затратами).

Указанная позиция по данному вопросу подтверждается правовой позицией Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенной в постановлении Президиума от 15.12.2009 № 10592/09, согласно которой «обоснованность расходов в целях применения главы 25 НК РФ должна оцениваться с учетом обстоятельств, свидетельствующих о намерениях налогоплательщика получить экономический эффект <...>, и не зависеть от результата такой деятельности».

Кроме того, суд обращает внимание на то обстоятельство, что рост процента обводненности продукции скважины, то есть увеличение весового процента воды в добываемой скважиной жидкости, неизбежен и зависит, в том числе, от продолжительности разработки месторождения, является допустимым и предусматривается в проекте разработки месторождения. Следует также отметить, что даже новые скважины добывают не только нефть, но и воду, и иногда весовой процент воды даже на начальных этапах разработки достаточно высок и достигает 80-90 процентов.

Рассматривать дебит скважины по жидкости, а главным образом, по нефти (количество тонн нефти, добываемых скважиной за определенный период времени (сутки, месяц, год)), в качестве показателя мощности скважины в целях налогового законодательства, по мнению суда, логично, поскольку именно данный показатель работы добывающей скважины (дебит скважины по нефти) является определяющим при решении вопроса об эффективности работы такой скважины и об экономической целесообразности ее дальнейшей эксплуатации.

На страницах 19-20 заявления общество указывает на неправильную квалификацию налоговым органом в оспариваемом решении совокупности оформленных на выполнение работ по ЗБС спорных скважин документов, а именно: программ работ и технических заданий, геолого-технических нарядов на бурение боковых стволов (далее по тексту - БС) из скважин и т.д., в качестве проектной документации на реконструкцию. По мнению налогоплательщика, данные документы следует рассматривать в качестве документов на капитальный ремонт спорных скважин.

Данный вывод заявителя суд считает неправомерным и необоснованным, поскольку исходить следует не столько из правовой формы документов, сколько из их содержания (требование приоритета содержания перед формой).

Факт не оформления проекта реконструкции спорных скважин методом ЗБС не свидетельствует о правомерности отнесения данных работ к капитальному ремонту.

В соответствии с пунктом 4.3.4 Правил работы по реконструкции скважин должны проводится по рабочему проекту. Согласно пункту 4.3.5 Правил проектная документация на реконструкцию скважин дополнительно к требованиям, предъявляемым к рабочим проектам на строительство скважин (раздел 2.2. Правил), должна содержать:

Существующую и проектную конструкцию скважин;

Результаты исследований состояний скважин (наличие заколонных перетоков, межколонных давлений, состояние крепи и т.д.) и проектные решения по нормализации условий ведения работ по реконструкции скважины;

Интервал установки цементного моста, отсекающего нижнюю часть ствола, и порядок его испытания на прочность и герметичность;

Интервал зарезки нового ствола;

Технические средства для зарезки нового ствола из эксплуатационной (промежуточной) колонны;

Порядок работы с вырезающим устройством и контроля за процессом зарезки нового ствола;

Параметры пространственного проложения нового ствола и способы контроля за их реализацией;

Характеристики технических средств по спуску хвостовиков в пробуренный ствол, подвески спущенных труб и их герметичного сочленения с существующей колонной обсадных труб.

Кроме того, в соответствии с положениями раздела 2 РД 08-625-03, устанавливающего требования к технологии строительства дополнительного ствола скважины, строительство дополнительного ствола осуществляется по рабочему проекту (пункт 2.1).

Таким образом, реконструкция скважин методом ЗБС проводятся по рабочему проекту.

В этой связи, суд обращает внимание на наличие соответствующих проектных документов для проведения работ по ЗБС на всех 5 спорных скважинах, в том числе: программа работ на бурение БС, включающая краткую программу спуска 102 мм обсадной колонны («хвостовика»), проектный профиль БС, а также детализацию графика бурения; техническое задание на бурение БС; геолого-технический наряд настроительство БС; прогноз траектории; план работ на подготовку и крепление скважины «хвостовиком» 102 мм; учетная карточка по креплению 102 мм. «хвостовика»; акт готовности скважины к спуску хвостовика; акт о проведении работ по спуску и цементированию хвостовика; акт об опрессовке 102 мм «хвостовика», а также иные документы, в которых предусмотрены все необходимые проектные показатели.

Так, например, программы работ на бурение БС из спорных скважин содержат, в том числе, следующую информацию:

Общую информацию по скважине включая сведения о существующей конструкции скважине и проектные параметры БС;

Геологический прогноз в интервале бурения БС;

Комплекс ГИРС;

Краткую программу спуска 102 мм хвостовика; сведения о буровых растворах;

Краткое описание программы бурения БС, начиная с монтажа буровой установки и противовыбросного оборудования, включая операции по бурению, опрессовке и шаблонировке БС, заключительные ТИС; спуск, цементирование и опрессовку хвоствоика, заканчивая подъемом бурильного инструмента и демонтажом БУ и ПВО, а также передачей БС в освоение;

Пошаговое описание работ по мобилизации БУ и бурению БС, включая описание возможных осложнений и рекомендаций на случай их возникновения;

Рекомендации и ограничения при зарезке и бурении БС;

Сведения по компановкам низа бурильной колонны (КНБК) при расширении и подбуривании, бурении и шаблонировке БС скважины (долота, УКС, БК, ДРУ, НУБТ, УБТ, опрессовочные устройства) и порядок работ по их сборке и спуску и т.д.;

Детализацию графика бурения по видам работ и общую продолжительность строительства БС;

Проектный профиль;

Проектный режим бурения по видам технологических операций, способам и режимам бурения;

Краткую программу по использованию забойных двигателей;

Положения по охране труда и технике безопасности, а также информация по защите недр и окружающей среды при бурении скважины.

Технические задания на бурение БС спорных скважин содержат сведения:

Геолого-техническую характеристику и конструкцию скважины, включая информацию об интервалах перфорации и состоянии цементного камня, контактов цемент-колонна и цемент-порода в интервале вырезки «окна» по данным проведенных исследований;

Характеристику продуктивного объекта, в том числе сведения о проектном пласте, интервалах залегания, пластовом давлении и т.п.;

Характеристику работы скважины до остановки (по пласту), включая данные о дебитах скважины по нефти и жидкости, проценте обводненности и приемистости (для ППД);

Данные по ожидаемому дебиту по нефти (после ЗБС);

Технические характеристики скважины, включая данные по инклинометрии, сведения о подземном оборудовании, состоянии скважины и ее готовности к зарезке;

Геологический прогноз разреза в интервале бурения БС (по пластам и интервалам залегания) (литология);

Сведения об интервалах возможных осложнений (обвалы, осыпи, поглощения);

Проектные параметры БС, включая цель бурения, проектный пласт, глубину зарезки по старому стволу и глубину (длину) по БС, радиус круга допуска, отход от старого ствола; диаметр «хвостовика» и его компановка, сведения об опрессовке БС;

Параметры промывочной жидкости (по интервалам бурения и типам растворов;

Краткий обзор работ по бурению БС, начиная с монтажа буровой установки (БУ) и противовыбросного оборудования (ПВО), включая операции по бурению, опрессовке и шаблонировке БС, заключительные ГИС; спуск, цементирование и опрессовку хвоствоика, заканчивая подъемом бурильного инструмента и демонтажом БУ и ПВО, а также передачей БС в освоение;

Программа привязочного ГИС (по интервалам бурения и методам исследования).

Геолого-технический наряд на строительство БС из спорных скважин содержит сведения:

О БУ и бурильном инструменте, режимах бурения по интервалам;

О конструкции скважины;

О стратографии и литологии, интервалах возможных осложнений;

Об электрометрических работах и параметрах промывочной жидкости;

О возможных осложнениях при бурении и мерах по их устранению.

Из выше изложенного следует, что документы, оформленные налогоплательщиком на выполнение работ по ЗБС 5 спорных скважин, в своей совокупности позволяют квалифицировать их в качестве проектных на реконструкцию, поскольку содержат все необходимые данные, установленные правилами.

Согласно пункту 1.3.3. Правил разработка проектной документации (в том числе на строительство, реконструкцию, консервацию и ликвидацию опасных производственных объектов) производится на основании задания на проектирование, выдаваемого пользователем недр (заказчиком) проектной организации. По договору подряда на выполнение проектных работ заказчик обязан передать подрядчику исходные данные, необходимые для составления проектной (технической) документации.

Пунктом 1.3.4 Правил установлено, что разработанная проектная документация подлежит экспертизе промышленной безопасности в соответствии с Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности, утвержденными Госгортехнадзором России. Экспертизу промышленной безопасности проводят организации, имеющие лицензии на проведение указанной экспертизы.

В соответствии с пунктом 1.3.5 Правил проектная документация утверждается недропользователем (заказчиком). Наличие положительного заключения экспертизы промышленной безопасности, утвержденного Госгортехнадзором России или его территориальным органом, является обязательным условием утверждения проектной документации.

Суд отмечает что несоблюдение нефтегазодобывающими предприятиями требований законодательства о проведении экспертизы промышленной безопасности разработанной проектной документации на выполнение работ по зарезке вторых (боковых) стволов не может быть основанием для освобождения их от ответственности за нарушение положений налогового законодательства.

Из выше изложенного следует, что налоговым органом в ходе выездной налоговой проверки установлена совокупность всех критериев, предусмотренных пунктом 2 статьи 257 НК РФ, и позволяющих отнести работы по зарезке вторых (боковых) стволов, выполненные на 5 спорных скважинах в 2008-2009 гг., к работам по реконструкции указанных скважин как объектов основных средств.

О том, что работы по ЗБС 5 спорных скважин в целях налогообложения прибыли следует квалифицировать в качестве работ по их реконструкции, в том числе с учетом правовой позиции Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенной в постановлении Президиума от 01.02.2011 № 11495/10, свидетельствует также следующее.

В ответ на требование налогового органа о предоставлении документов (информации) от 30.05.2011 № 41, выставленное в рамках назначенных решением заместителя начальника инспекции от 30.05.2011 № 52-22-18/252р дополнительных мероприятий налогового контроля, налогоплательщик представил письменные пояснения, в которых назвал следующие причины и цели проведения работ по ЗБС каждой из 5 спорных скважин:

В отношении скважины № 1622 Докучаевского месторождения общество указало, что скважина находилась в остановленном фонде по причине обводнения пластовой водой в связи с продвижением водонефтяного контакта по мере выработки запасов, в данной ситуации использовать скважину по своему назначению (добыче нефти) не представлялось возможным; зарезка бокового ствола проведена с целью отвода ствола скважины от фронта продвижения воды в нефтяную зону недренируемых запасов;

В отношении скважины № 200 Родинского месторождения общество указало, что скважина находилась в бездействующем фонде по причине аварийного состояния (в скважине находился заклинивший ЭЦН). Отчет о капитальном ремонте приложен в паспорте скважины. Попытки извлечь аварийное оборудование не дали положительного результата. Необходимость зарезки бокового ствола была вызвана отсутствием альтернативных вариантов запуска скважины в эксплуатацию (ППД). По результатам ГИС, а также испытания в колонне (после зарезки бокового ствола) целевой пласт был определен как нефтенасыщенный, и в целях довыработки приконтурых запасов скважина была запущена в отработку на нефть (в случае запуска скважины в ППД без отработки на нефть данные запасы были бы потеряны, в связи с оттеснением их за пределы залежи закачиваемой водой). По иелевому назначению (закачка воды в пласт) скважина запущена 29.01.2010;

Кроме того, по результатам анализа данных об уровне обводненности добываемой спорными скважинами продукции (процент (весовой и объемный) содержания воды в добываемой жидкости), содержащихся в представленных налогоплательщиком эксплуатационных карточках, инспекцией установлено, что динамика обводненности спорных скважин оставалась относительно линейной с тенденцией к возрастанию. Резких скачков в уровне обводненности у скважин не наблюдалось, из чего следует вывод, что прорывов пластовых вод в зоне дренирования спорных скважин не было.

Дополнительно в отношении скважины № 200 Родинского месторождения, суд отмечает:

Суд, проанализировав представленные обществом письменные пояснения по требованию от 30.05.2011 № 41, пришла к следующим выводам. В ходе изучения дела и паспорта вышеуказанной скважины было установлено, что данные документы не содержат отчета о капитальном ремонте, на который общество ссылается в пояснениях. Более того, дело и паспорт вышеуказанной скважины не содержат ни одного документа, свидетельствующего о факте нахождения скважины в аварийном состоянии, также не зафиксированы факты «попыток извлечь аварийное оборудование».

В соответствии Федеральным законом от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» скважина является опасным производственным объектом. Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана вести учет аварий и инцидентов на нем и представлять в федеральный орган исполнительной власти в области промышленной безопасности или в его территориальный орган информацию о количестве аварий и инцидентов, причинах их возникновения и принятых мерах (пункт 1 статьи 9 Закона № 116-ФЗ). Должностные лица федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности, при исполнении своих должностных обязанностей имеют право осуществлять проверку правильности проведения технических расследований инцидентов на опасных производственных объектах, а также проверку достаточности мер, принимаемых по результатам таких расследований (пункт 4 статьи 16 Закона № 116-ФЗ). В положении о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах, утвержденном постановлением Госгортехнадзора России от 08.06.1999 № 40 установлен порядок расследования причин аварий и инцидентов. В обоих случаях предусмотрено составление акта расследования с полной информацией об аварии или инциденте (пункт 3.1 и 5.4). Соответственно, надлежащим доказательством повреждения скважины в результате как аварии, так и любого инцидента может быть только указанный акт, который отсутствует в рамках настоящего спора.

В рамках представления пояснений (исх. от 27.06.2011 б/н, вх. от 27.06.2011 № 17075) к протоколу № 128 рассмотрения возражений (объяснений) налогоплательщика и материалов проверки по акту выездной налоговой проверки обществом был представлен отчет о капитальном ремонте скважины на 1 листе. Данный документ не содержит номера и даты, подписей сотрудников Общества, подписей иных лиц, на документе не проставлены печати и штампы Общества и иных организаций, что не позволяет определить, кем и когда составлен данный документ, кем осуществлялся ремонт. Более того, из текста данного документа следует, что в период с 28.08.2008 по 08.09.2008 проводился ремонт нагнетательной скважины № 200 Родинского месторождения, тогда как скважина № 200 Родинского месторождения перешла в разряд нагнетательных только с 29.01.2010. Согласно данным эксплуатационной карточки скважина с момента ввода ее в эксплуатацию в 1973 году по 2010 год являлась нефтяной.

Дополнительно инспекцией был проведен анализ карточки скважины № 200 Родинского месторождения, содержащейся в деле скважины, в ходе которого установлено следующее. В период с августа 1979 по июнь 2006 года на данной скважине использовался механизированный способ добычи посредством штангового насоса. В период с июля по декабрь 2006 года скважина находилась в бездействии. В период с января 2007 по февраль 2009 года находилась в бездействии за исключением одного месяца - января 2007 года, в котором был использован иной способ добычи -механизированный способ добычи посредством электроцентробежного насоса и скважина проработала со следующими показателями: добыча нефти -7 т, время эксплуатации - 144 часа, обводненность весовая - 99,26%. Как видно из приведенных данных, скважина проработала в условиях высокой обводненности. При этом ранее, в период использования штангового насоса, данная скважина работала с показателями обводненности в диапазоне от 5% до 28,41%. В сложившихся условиях Обществом было принято решение о ЗБС с переходом на новый пласт эксплуатации (до ЗБС использовался пласт Б2 Бобриковского горизонта, после - пласт Т1 Турнейского яруса). При этом, если руководствоваться основанием, указанным Обществом в пояснениях -возникновение аварийной ситуации, «заклинивший ЭЦН», становится неясной причина перехода на новый пласт эксплуатации. Ведь в целях устранения аварии и запуска скважины в эксплуатацию достаточно было бы пробурить новый ствол с использованием прежнего пласта эксплуатации. Из представленных Обществом пояснений следует, что ЗБС позволила перейти на целевой нефтенасыщенный пласт и довыработать приконтурные запасы.

Ссылка общества, что причиной проведения ЗБС на данной скважине явилось обводнение скважины пластовой водой, образовавшейся в результате продвижения водонефтяного контакта, в нарушение статьи 65 АПК РФ не подтверждена доказательствами в материалах дела; связи работ по ЗБС скважины № 200 Родинского месторождения исключительно с восстановлением бездействующего фонда скважин и эксплуатацией нового ствола и обстоятельства технической исправности скважины.

Довод заявителя о наличии аварии на указанной скважине ДО принятия решения о проведении ЗБС и проведение на скважине ремонтных работ, которые не привели к положительным результатам, в связи с чем и было принято решение провести зарезку бокового ствола, в нарушение статьи 65 АПК РФ не подтвержден доказательствами в материалах дела;

По мнению заявителя, «…инспекцией необоснованно в целях налогового учета квалифицированы работы, проведенные как до, так и после зарезки бокового ствола скважин, в качестве работ по зарезке бокового ствола и отнесены к переустройству» (страница 3 заявления и страница 1 письменных пояснений).

Суд отмечает, что под такими работами заявитель понимает, в частности следующие работы (услуги):

Геофизические исследования (ГИС) и работы (ГФР) (ГИРС) в скважинах при бурении (при зарезке боковых стволов); глушение скважин, а также завоз (вывоз)/утилизация жидкостей глушения; тампонажные услуги; освоение, в то числе свайбированием, азотной установкой; обработка призабойной зоны скважины (ОПЗ); проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП); супервайзерские услуги при зарезке боковых стволов; сервисное оказание услуг автотранспортом и специальной техникой на скважинах при ЗБС; сопровождение буровых работ при аварии.

По мнению заявителя, выше указанные работы и услуги не относятся к созданию или переоборудованию основного средства.

В этой связи суд считает необходимым отметить следующее:

Суд считает, что все спорные работы непосредственно связаны с проведенными зарезками боковых стволов спорных скважин; в ряде случаев обусловлены исключительно результатами ЗБС; необходимы для дальнейшей эксплуатации скважин в связи с их переустройством; представляют собой доведение основного средства до состояния, в котором оно пригодно для использования; в соответствии с пунктами 1 и 2 статьи 257 НК РФ изменяют первоначальную стоимость спорных скважин по следующим основаниям.

Строительство бокового ствола скважины - технологический комплекс работ по восстановлению малодебитных и бездействующих скважин путем зарезки и бурения (строительства) дополнительного (бокового) ствола из обсаженных эксплуатационной колонной скважин, включающий в себя следующие этапы:

I этап - подготовка скважины под ЗБС (ПР ЗБС);

II этап - зарезка и бурение (строительство) БС;

III этап - освоение БС скважины после строительства (ЗР ЗБС).

На первом этапе строительства БС в процессе подготовки скважины под зарезку и забуривание второго (бокового) ствола на скважине, главным образом, выполняются работы по извлечению внутрискважинного оборудования и отсечению части эксплуатационной колонны, расположенной ниже запланированного участка вырезки «окна», путем установки цементного моста или пакера. Кроме того, на данном этапе строительства на скважине должны быть проведены соответствующие исследования, и главным образом, исследования технического состояния ЭК на износ, качества ее крепления (ОТСЭК) с применением соответствующих методов и оборудования в интервале от устья до точки забуривания БС. В случае выявления высокого износа ЭК и низкого качества крепления, принимается решение о ремонте скважины или о прекращении подготовки скважины к бурению БС. ГИС, необходимые для уточнения технического состояния скважины, проводятся по плану геофизических работ. На основании геофизических данных исследования скважины выбираются интервалы установки цементных мостов для изоляции продуктивных горизонтов скважины. Работы по оценке технического состояния скважины состоят из испытания обсадной колонны на герметичность избыточным давлением, а также снижением уровня жидкости в скважине до расчетного динамического уровня при эксплуатации скважины. На обводненных скважинах также проводятся исследования по определению профиля притока и определению источника обводнения (ОНО), а на скважинах нагнетательных -дополнительно исследования по определению профиля приемистости (ОПП).

Строительство БС скважины (II этап) - комплекс работ, включающий в себя: вырезку «окна», установку клина-отклоните ля; бурение БС с помощью породоразрушающего инструмента, бурового раствора, навигационного оборудования с последующим спуском подвески хвостовика с герметизирующими устройствами, самого хвостовика и его крепления методом распакеровки и/или цементирования; иные работы.

Иногда вырезка «окна» и установка клина-отклонителя выполняются на этапе подготовительных работ под ЗБС (ПР ЗБС).

На этапе освоения БС скважины, являющемуся, по своей сути, завершающей частью цикла строительства БС и направленному на испытание завершенного строительством второго ствола и вызов притока, а также на вывод скважины на режим, выполняются, в том числе, следующие виды работ: подготовительные работы, перфорационные работы пласта в заданном интервале (интервалах), очистку и обработку призабойной зоны (ОПЗ), ГРП (если это предусмотрено проектом), прочие ГИРС, спуск подземного (внутрискваженного) оборудования (насосного оборудования), запуск скважины и другие работы, связанные с выводом скважины на режим.

Таким образом, все работы и исследования, проводимые на этапах подготовки скважины к зарезке и бурению БС, а также на этапе освоения БС после его строительства, непосредственно связаны со строительством БС скважин, осуществляются в хронологическом порядке и являются частью цикла работ по строительству БС в целом. Соответственно, расходы по данным операциям следует учитывать в составе стоимости самих скважин.

Изложенное выше в полной мере соответствует положениям:

Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03 (утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 27.12.2002 № 69);

Пунктов 20 Методических указаний о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции нефтяных и газовых скважин РД-13-07-2007 (утверждены Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23.04.2007№ 279) и 4.7.13 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 № 56), которыми установлено, что приемка в эксплуатацию реконструированной скважины производиться в порядке, установленном для приемки вновь построенных скважин;

Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных Коллегией Миннефтепрома СССР 15.10.1984 № 44, согласно которым строительство скважины включает в себя следующие этапы (раздел 5 Правил 44): проектирование скважины, бурение, вскрытие продуктивного пласта бурением, вскрытие продуктивного пласта перфорацией, освоение скважины, передача скважины в эксплуатацию.

Строительство скважины считается законченным после выполнения всех работ, предусмотренных техническим проектом на строительство и планом освоения скважины (пункт 5.5.11 Правил 44).

Скважина считается освоенной, если в результате проведенных работ определена продуктивность пласта и получен приток жидкости, характерный для данного интервала опробования. При отрицательных результатах освоения устанавливаются их причины и утверждается дальнейший план работ (пункт 5.5.9 Правил 44).

Таким образом, в соответствии с Правилами 44, последним этапом строительства скважины перед вводом скважины в эксплуатацию является освоение, которое признается завершенным в момент получения планового притока нефти.

Аналогичным образом освоение скважины рассматривает Типовая инструкция по безопасности и освоению нефтяных и газовых скважин, утвержденная Приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 12.07.1996 № 178, в пункте 3.1.3 которой указано, что к освоению скважины относится комплекс работ по перфорации эксплуатационной колонны и вызову притока жидкости (газа) из пласта, в случае необходимости - интенсификации скважины и очистке ее призабойной зоны от загрязнения и, в конечном счете, получению промышленного притока углеводородов.

Все спорные работы входят в процесс строительства скважин и имеют своей целью доведение скважин до состояния, в котором они пригодны для использования с целью получения планового промышленного притока нефти.

Указанная позиция подтверждается данными, содержащимися не только в проектной и рабочей документации по ЗБС спорных скважин, но и положениями договоров подряда на выполнение соответствующих работ (оказание соответствующих услуг) и актами сдачи-приемки выполненных работ (оказанных услуг) по ним, а также данными неунифицированных форм распределения входящих услуг, приобщенных Заявителем в материалы дела ходатайствами от 01.10.2012 № 142/1006и-ТБ (т. 3 л.д. 149), от 03.10.2012 № 142/1007и-ТБ (т. 6 л.д. 146), от 10.12.2012 № 142/1195и-ТБ (т. 11 л.д. 46) и от 11.12.2012 № 142/1198и-ТБ (т. 14 л.д. 141); от 01.02.2013 № 142/38и-ТБ (т. 18 л.д. 9-10).

Так, например, в материалах дела имеется акт от 30.04.2008 сдачи-приемки выполненных работ за апрель 2008 г. по договору № 69 от 25.01.2008 на сервисное оказание услуг автотранспортом и специальной техникой при зарезке вторых стволов (т. 4 л.д. 23), согласно которому заказчик (НГДУ «Бузулукнефть» филиал ОАО «Оренбургнефть») и исполнитель (ООО БУСТ») составили настоящий акт о том, что согласно вышеуказанному договору за период с 01.04.2008 по 30.04.2008 Исполнителем оказаны услуги по зарезке вторых стволов на скважинах №№ 688 и 216 Покровского месторождения согласно реестру № 1 на сумму 33 156,15 руб. (без НДС).

Согласно неунифицированной форме № 49 распределения входящих услуг (т. 4 л.д. 25) стоимость услуг по выше означенному акту в размере 33 156,15 руб. (без НДС) распределена по коду затрат 3204010300 «Зарезка вторых стволов» следующим образом: по скважине 688 - 17 284,55 руб. (без НДС) и по скважине 216 -15 871,80 руб. (без НДС).

В материалах дела имеются также, например, договор от 16.03.2007 № 254 с компанией Шлюмберже Лоджелко Инк. на выполнение работ по ГРП, кислотной обработке и операций с использованием ГНКТ (гибкие насосно-компрессорные трубы) (т. 4 л.д. 30-150), счет-фактура к нему от 30.06.2008 № SLI-YAL-81-0992 на сумму 260 657,75 долл.США (без НДС) (т. 5 л.д. 2), акт от 30.06.2008 № 134 сдачи-приемки выполненных согласно реестру от июня 2008 г. № 134 работ на сумму 260 657,75 долл.США (без НДС) за июнь 2008 г. по договору от 30.04.2007 № 254 на проведение работ по ГРП на лицензионном участке недр ОАО «Оренбургнефть» (т. 5 л.д. 3) и реестр от июня 2008 г. № 134 (т. 5 л.д. 4), согласно которому на скважинах 216 и 688 Покровского месторождения 04.06.2008 и 09.06.2008 соответственно компанией Шлюмберже Лоджелко Инк. выполнены 2 операции по ГРП стоимостью 155 953,50 (скважина 216) и 104 704,25 (скважина 688) долл.США.

Согласно неунифицированной форме № 49 распределения входящих услуг (т. 5 л.д. 5) стоимость услуг по счету-фактуре от 30.06.2008 № SLI-YAL-81-0992 в размере 260 657,75 долл.США (без НДС) распределена по коду затрат 3204010300 «Зарезка вторых стволов» следующим образом: по скважине 688 - 104 704,25 долл.США (без НДС) и по скважине 216 - 155 953,50 долл.США (без НДС).

В материалах дела имеются аналогичные документы, в том числе реестры и неунифицированные формы № 49 распределения входящих услуг по коду затрат 3204010300 «Зарезка вторых стволов» и в отношении иных спорных видов сопутствующих работ (услуг), в том числе: проведение работ с использованием ГНКТ и промывка после ГРП и освоение азотом (см., например, т. 5 л.д. 6-9), ремонтно-изоляционные работы (РИР) (см., например, т. 5 л.д. 62-67, т. 15 л.д. 29, 31), услуги по инженерно-технологическому сопровождению зарезки боковых стволов (см., например, т. 6 л.д. 31-34), тампонажные услуги (см., например, т. 6 л.д. 87-90), ГИРС при бурении (при ЗБС) (в том числе по видам: АКЦ, ПТС, каротаж, ИО, 01111, привязка инструмента и долота, ИННК, отбивка забоя, ликвидация инцидента, привязка репера, свайбирование и др.) (см., например, т. 7 л.д. 62-92, т. 16 л.д. 100, 103-104), работы по сопровождению буровых растворов (см., например, т. 8 л.д. 77-79, т. 16 л.д. 130-131), технологическое сопровождение отработки долот при ЗБС на скважинах (см., например, т. 9 л.д. 89-92, т. 14 л.д. 55), завоз-утилизация жидкости глушения и глушение скважин (см., например, т. 9 л.д. 119-142, т. 15 л.д. 57-58, т. 15 л.д. 49, 51-54); супервайзерские услуги при ЗБС (см., например, т. 14 л.д. 84); оказание сервисных услуг по воздействию химическим способом на призабойную зону (ОПЗ) (см., например, т. 14 л.д. 132-133, 137 и 139); услуги по инженерно-техническому сопровождению (ИТС) пакерно-якорного хозяйства (см., например, т. 15 л.д. 123, 125); услуги по цементированию скважин при ЗБС (см., например, т. 16 л.д. 65,67); освоение, в том числе азотной установкой и свайбированием (см., например, т. 15 л.д. 88-89, 90-92, 96).

Услуги по освоению скважин свайбированием согласно неунифицированной форме № 49 распределяются также по коду затрат 3204010400 «Сопутствующие операции» (см., например, т. 10 л.д. 80-88).

Таким образом, все затраты на работы, выполняемые на скважинах в период проведения на них работ по строительству БС спорных скважин, в том числе в период подготовки скважин к зарезке и бурению БС и освоению после ЗБС, подлежат капитализации, поскольку априори такие работы носят комплексный характер и без выполнения тех или иных мероприятий (в том числе по глушению скважин, ремонтно-изоляционным работам и установке цементных мостов; монтажу/демонтажу противовыбросного оборудования (ПВО), буровых установок (БУ) и иного бурильного оборудования; проведения разного рода исследований в процессе строительства БС скважины; работ по цементированию и перфорации; работ по вызову притока жидкости в построенном БС, а также ликвидации осложнений, возникающих в период проведения самих работ по ЗБС и т.п.) проведение ЗБС невозможно.

В письменных пояснениях от 05.10.2012 № 142/1014и-ТБ (т. 11 л.д. 29-38) заявитель указывает, что часть работ (услуг), которые инспекция, по его мнению, неправомерно относит к работам по строительству БС спорных скважин, проведены после окончания бурения БС.

Так, в частности, заявитель указывает на странице 3 своих пояснений, что работы по ГРП на скважине № 216 Покровского месторождения проводились 04.06.2008, а работы с использованием ГНКТ по промывке скважины после ГРП и освоение азотом проводились 11.06.2008, то есть после окончания работ по ЗБС (12.04-28.04.2008).

Однако суд обращает внимание на следующие обстоятельства:

Заявитель подменяет понятие (и процесс) «строительство» бокового ствола скважины, которое, как указано выше включает в себя 3 этапа, понятием (процессом) «бурение» БС, которое представляет собой подэтап строительства БС скважины в целом как технологического комплекса работ по восстановлению работоспособности малодебитных и бездействующих по различным причинам скважин;

Указанные работы на спорной скважине проведены обществом на этапе освоения скважины после зарезки и бурения БС и являются завершающим этапом строительства БС, то есть, по своей сути это работы по доведению скважины до состояния, в котором она пригодна для эксплуатации.

Тем более что данные работы проведены на скважине № 216 Покровского месторождения до её ввода после строительства БС в эксплуатацию (см. эксплуатационную карточку скважины).

По мнению заявителя, письмо кандидата технических наук Балабы В.И. от 03.02.2010 № 905-375/01-20 с разъяснениями по вопрос квалификации работ по ЗБС не может служить основанием для установления и оценки факта совершения налогового правонарушения как полученное вне рамок проведения выездной налоговой проверки, поскольку решение о проведении выездной налоговой проверки ОАО «Оренбургнефть» с одновременной проверкой его обособленных подразделений принято инспекцией и получено налогоплательщиком 23.04.2010 (страницы 3-4 письменных пояснений заявителя от 05.10.2012 № 142/1014и-ТБ (т. 11 л.д. 29-38)). При этом заявитель квалифицирует данное письмо в качестве экспертного заключения или заключения специалиста в рамках статей 95 и 96 НК РФ.

Однако суд обращает внимание, что упомянутое выше письмо кандидата технических наук Балабы В.И. от 03.02.2010 № 905-375/01-20 не упоминается ни по тексту Акта проверки, ни по тексту оспариваемого налогоплательщиком решения.

Более того, данное письмо не позиционируется судом по настоящему делу ни в качестве заключения специалиста, ни в качестве экспертного заключения.

В отношении разъяснений кандидата технических наук, доцента РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Балабы Владимира Ивановича по вопросам ЗБС скважин, данных Инспекции в письме от 03.02.2010 № 905-375/01-20, Налоговый орган особо отмечает, что ссылка на указанные разъяснения и их цитирование по тексту отзыва Инспекции от 25.07.2012 № 52-05-10/13574 (т. 3 л.д. 47-88) приведены наряду с иными источниками (в том числе специальной литературой, ведомственными (отраслевыми) нормативными актами) и судебно-арбитражной практикой в обоснование правомерности позиции налогового органа по отдельным вопросам, возникающим при квалификации работ по ЗБС скважин в качестве работ по капитальному ремонту скважин или их реконструкции исходя из положений статьи 257 НК РФ и правовой позиции Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, выраженной в постановлении Президиума от 01.02.2011 № 11495/10.

Вывод налогового органа в решении о неправомерности действий ОАО «Оренбургнефть» по единовременному включению в состав расходов, учитываемых в целях налогообложения прибыли за 2008-2009 гг., затрат на строительство БС спорных скважин, увеличивающих первоначальную стоимость данных скважин как объектов основных средств, основан на документах, представленных зпявителем по требованиям инспекции в ходе выездной налоговой проверки и дополнительных мероприятий налогового контроля.

Таким образом, с учетом доводов инспекции, изложенных выше по тексту настоящих письменных пояснений, а также дополнительно с учетом положений ведомственных (отраслевых) нормативных актов и руководящих документов, в соответствии с которыми строительство бокового ствола скважины - комплекс работ по его проектированию, бурению, испытанию и освоению с выводом на режим, выполненный на спорных скважинах в соответствии с проектной документацией комплекс работ по строительству боковых стволов является реконструкцией данных скважин.

Соответственно, решение инспекции в части установления факта неправомерного включения ОАО «Оренбургнефть» в состав расходов, учитываемых в целях налогообложения прибыли за 2008-2009 гг., расходов на ЗБС спорных скважин, увеличивающих их первоначальную стоимость, а также в части установления факта нарушения налогоплательщиком положений пункта 1 статьи 375 НК РФ, пунктов 14, 27 ПБУ 6/01, пункта 42 раздела III Методических указаний по бухгалтерскому учету основных средств, утвержденных Приказом Минфина России от 13.10.03 № 91н, является законным и обоснованным; требования заявителя о признании недействительным решения налогового органа в части пунктов 1.1 и 4.1 мотивировочной части и начислении соответствующих сумм налогов, пени и штрафа -неправомерными.

По пункту 1.2 мотивировочной части решения инспекции (страницы 57-71 решения и страницы 21-28 заявления общества), судом установлено следующее:

Пунктом 1.2 мотивировочной части решения инспекцией установлено неправомерное включение ОАО «Оренбургнефть» в состав прочих расходов за 2008-2009 гг. сумм таможенных сборов за таможенное оформление товаров по полной таможенной декларации в размере 25 320 ООО руб.

При проведении проверки налоговым органом установлено, что ОАО «Оренбургнефть» по договору комиссии от 24.04.2006 № ТВ Х-0317/06/907 осуществляло реализацию нефтепродуктов на экспорт согласно грузовым таможенным декларациям.

При этом Комиссионером в отношении одних и тех же реализуемых товаров были оформлены сначала временная, а в дальнейшем - постоянная грузовые таможенные декларации.

Исходя из данных документа «Отчет по фактическим затратам» (форма № 3) следует, что ОАО «ТНК-BP Холдинг» (Комиссионер) в период с 01.10.2007 по 25.02.2009 представило в таможенный орган временные таможенные декларации для таможенного оформления поставок на экспорт нефтепродуктов, принадлежащих ОАО «Оренбургнефть» (Комитент), уплатив таможенные сборы за таможенное оформление товаров в общей сумме 25 320 000 руб.

В отношении тех же товаров Комиссионером в таможенные органы в период с 11.01.2008 по 24.03.2009 были представлены полные таможенные декларации и уплачены таможенные сборы в сумме 27 668 945 руб.

Согласно статье 252 НК РФ налогоплательщик уменьшает полученные доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270 НК РФ). Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных статьей 265 НК РФ, убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. Расходы в зависимости от их характера, а также условий осуществления и направлений деятельности налогоплательщика подразделяются на расходы, связанные с производством и реализацией и внереализационные расходы.

Таможенный сбор за таможенное оформление является индивидуальным возмездным платежом, взимаемым за совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением перемещаемых через таможенную границу товаров, в том числе при периодическом временном декларировании российских товаров, вывозимых с таможенной территории Российской Федерации согласно пункту 1 статьи 138 Таможенного Кодекса РФ.

На основании Постановления Президиума Высшего Арбитражного суда Российской Федерации от 08.07.2008 № 4574/08 установленная п.7 Постановления от 28.12.2004 № 863 обязанность по повторной уплате таможенного сбора не может быть распространена на случаи подачи полной таможенной декларации при периодическом временном декларировании.

В соответствии со статьей 60, подпункта 21 пункта 1 статьи 11, статьи 123, статьи 138 Таможенного Кодекса РФ периодическое временное декларирование, как упрощенный порядок таможенного оформления вывозимых за рубеж российских товаров, в отношении которых не могут быть представлены точные сведения, необходимые для таможенного оформления начинается в момент представления в таможенный орган временной таможенной декларации, а завершается представлением в таможенный орган полной и надлежащим образом заполненной таможенной декларации. Таким образом, представление временной таможенной декларации, хотя и требует уплаты таможенного платежа за таможенное оформление, однако не может рассматриваться как окончательный процесс таможенного оформления.

По смыслу п. 1 ст. 137 ТК РФ, применение упрощенного порядка декларирования (в том числе периодическое временное декларирование) является правом декларанта, реализация которого не должна приводить ни к освобождению от уплаты таможенных платежей, причитающихся к уплате в соответствии с общим порядком декларирования, ни к возложению на декларантов, избравших упрощенный порядок, дополнительных фискальных обременении.

В соответствии с Определением Конституционного суда РФ от 07.11.2008 № 631-О-О представление декларантом в таможенный орган как временной, так и полной таможенной декларации производится в рамках единого комплекса отношений -процедуры периодического таможенного декларирования.

Формулируя данный вывод, Конституционный Суд Российской Федерации исходил из смысла статьи 60 ТК РФ в системной взаимосвязи с подпунктом 21 пункта 1 статьи 11, статей 123 и 138 ТК РФ.

Конституционный Суд Российской Федерации, проверяя в процессе конституционного судопроизводства, соответствует или не соответствует Конституции Российской Федерации оспариваемый нормативный акт, оценивает как буквальный смысл этого нормативного акта, так и смысл, придаваемый ему официальным и иным толкованием или сложившейся правоприменительной практикой, а также исходя из его места в системе правовых актов (статья 125 Конституции Российской Федерации, статьи 3 и 74 Федерального конституционного закона «О Конституционном Суде Российской Федерации»).

В соответствии со статьей 79 Федерального конституционного закона «О Конституционном Суде Российской Федерации» решение Конституционного Суда Российской Федерации окончательно, не подлежит обжалованию и вступает в силу немедленно после его провозглашения.

Таким образом, уплата таможенного сбора за таможенное оформление товаров при подаче временной таможенной декларации является оплатой действий таможенных органов по таможенному оформлению товара в рамках периодического временного декларирования данных товаров и исключает повторную уплату таможенных сборов при представлении полной таможенной декларации.

После фактического вывоза товаров с таможенной территории Таможенного союза декларант обязан подать полную и надлежащим образом заполненную таможенную декларацию на все товары, вывезенные за пределы таможенной территории Таможенного союза (ч. 5 ст. 214 Закона № 311-ФЗ).

Временная таможенная декларация, как правило, подается на товар, предполагаемый к вывозу с территории РФ. При этом уплачиваются соответствующие таможенные платежи. И лишь по фактическому товару, вывезенному с территории РФ, подается полная декларация, на основании которой можно достоверно определить сумму доначисления (уменьшения) таможенных платежей.

Следовательно, доначисления (уменьшения) таможенных пошлин в целях налогообложения прибыли отражаются в составе доходов (расходов) того налогового периода, в котором они произведены, то есть в периоде подачи полной таможенной декларации.

При этом, сумма доначисления таможенной пошлины, полученная в результате соответствующей корректировки обязательств по уплате таможенной пошлины за таможенное оформление в связи со сдачей полной грузовой таможенной декларации, на основании пп. 1 п. 1 ст. 264 НК РФ, относится к прочим расходам, связанным с производством и реализацией, датой осуществления которых признается дата начисления (пп. 1 п. 7 ст. 272 НК РФ).

Данный вывод находит свое подтверждение в Письме Минфина России от 06.04.2011 № 03-03-06/1/218.

Таким образом, Комиссионер, действующий от имени ОАО «Оренбургнефть», должен был подать полную декларацию в целях корректировки уплаченной суммы за таможенное оформление и, соответственно, доплатить разницу в суммах таможенных пошлин, рассчитанных по полной таможенной декларации.

То есть, в данном случае, имеет место своего рода увеличение либо уменьшение необходимой суммы таможенных сборов, а не повторная уплата денежных средств по полной таможенной декларации. В любом случае, лицо обязано скорректировать подлежащую уплате сумму, которая должна быть начислена по фактически вывезенной нефти в большую либо в меньшую сторону. Возврат же излишне уплаченных таможенных сборов производится на основании статьи 355 ТК РФ.

О неправомерности повторной уплаты таможенных сборов при подаче полной таможенной декларации свидетельствует сложившаяся судебная практика. Данный вывод содержится в Постановлении ФАС Волго-Вятского округа от 23.11.2011 по делу № А82-471/2011, в котором суд также отметил, что так как правоотношения по уплате таможенных пошлин возникли до вступления в силу изменений, внесенных в подпункт 1 пункта 1 статьи 357.7 ТК РФ, применять при разрешении спора пункт 7.1 Постановления № 863 неправомерно. Аналогичные выводы содержат Постановление ФАС Московского округа от 27.03.2012 по делу № А40-31061/11-154-224, Постановление ФАС Северо-Западного округа от 28.03.2011 по делу № А05-10171/2010 (Определением ВАС РФ от 21.07.2011 № ВАС-9475/11 отказано в передаче дела № А05-10171/2010 в Президиум ВАС РФ для пересмотра в порядке надзора данного постановления).

На странице 26 заявления заявитель указывает на неустранимые сомнения, противоречия и неясности актов законодательства о налогах и сборах до установления в Таможенном кодексе РФ в 2009 прямой нормы по применяемым ставкам для расчета таможенного сбора как при подаче временной, так и полной таможенных деклараций.

Суд считает доводы заявителя необоснованными.

Конституционный Суд Российской Федерации в определении от 07.11.2008 № 631-0-0 сформировал вывод о том, что предоставление декларантом в таможенный орган как временной, так и полной таможенной декларации производится в рамках единого комплекса отношений - процедуры периодического таможенного декларирования.

Суд отмечает, что в качестве основания для отказа в принятии к рассмотрению запроса о проверке конституционности подпункта 1 пункта 1 статьи 357.7 и пункта 1 статьи 357.10 ТК РФ Конституционный Суд Российской Федерации указал на отсутствие неопределенности в вопросе о соответствии подпункта 1 пункта 1 статьи 357.7 и пункта 1 статьи 357.10 ТК РФ, с учетом их истолкования Высшим Арбитражным Судом Российской Федерации в Постановлении Президиума от 8 июля 2008 года № 4574/08, статьям 19 (часть 1) и 57 Конституции Российской Федерации (уплата таможенного сбора за таможенное оформление товаров при подаче временной таможенной декларации является оплатой действий таможенных органов по таможенному оформлению товара в рамках периодического временного декларирования данных товаров и исключает повторную уплату таможенных сборов при представлении полной таможенной декларации).

Таким образом, в определении от 07.11.2008 № 631-0-0 Конституционный Суд РФ указал на отсутствие оснований для вывода о том, что подпункт 1 и пункта 1 статьи 357.10 Таможенного кодекса РФ, с учетом их истолкования Высшим Арбитражным Судом Российской Федерации, не может рассматриваться как предполагающий возможность взимания с лиц, перемещающих товары через таможенную границу с использованием процедуры периодического временного декларирования, таможенного сбора за таможенное оформление в двойном размере.

Кроме того, суд обращает внимание на аналогичную правовую позицию, изложенную в постановлении президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 08.07.2008 № 4574/08, где указано: «Статьей 357.10 ТК РФ предусмотрено, что ставки таможенных сборов за таможенное оформление устанавливаются Правительством Российской Федерации».

В соответствии с названной статьей Таможенного кодекса Постановлением от 28.12.2004 № 863 определены ставки таможенных сборов.

Пункт 7 указанного Постановления содержит положение о том, что в случае повторной подачи таможенной декларации на одни и те же товары при заявлении одного и того же таможенного режима (за исключением подачи полной таможенной декларации при периодическом временном декларировании) таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются в размере 500 рублей.

По делу о признании недействующим пункта 7 Постановления от 28.12.2004 № 863 Верховный Суд Российской Федерации в решении от 24.05.2006 № ГКПИ06-495 и определении кассационной коллегии от 03.08.2006 № КАС06-267 отметил: подача полной таможенной декларации по своей природе не может быть приравнена к подаче повторной таможенной декларации - и указал на отсутствие оснований для вывода о том, что оспариваемым пунктом регулируются условия и размер оплаты таможенного сбора при подаче полной таможенной декларации.

С учетом данного вывода установленная пунктом 7 Постановления от 28.12.2004 № 863 обязанность по повторной уплате таможенного сбора не может быть распространена на случаи подачи полной таможенной декларации при периодическом временном декларировании.

Кроме того, в проверяемый период (2008-2009 г.г.) таможенное законодательство исключало повторную уплату таможенных сборов при представлении полной таможенной декларации, о чем указано выше.

В заявлении общество указывает (страница 26), что уплата таможенных сборов, при оформлении временных и полных таможенных деклараций основана на требованиях таможенного органа, неисполнение которых повлекло бы для налогоплательщика неблагоприятные последствия.

Как следует из подпункта 31 пункта 1 статьи 11 ТК РФ, к таможенным сборам относится платеж, уплата которого является одним из условий совершения таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением товаров.

Согласно статье 60 ТК РФ при вывозе товара таможенное оформление начинается в момент представления таможенной декларации и завершается совершением таможенных операций, необходимых в соответствии с ТК РФ для применения к товарам таможенных процедур, для помещения товаров под таможенный режим или для завершения действия этого режима, если такой таможенный режим действует в течение определенного срока, а также для исчисления и взимания таможенных платежей.

Следовательно, представление временной и полной таможенных деклараций в совокупности с другими необходимыми таможенными операциями составляет таможенное оформление товара как единую таможенную процедуру.

В связи с этим уплата таможенного сбора за таможенное оформление товаров при подаче временной таможенной декларации является оплатой всех действий таможенных органов по таможенному оформлению товара в рамках периодического временного декларирования данных товаров и исключает повторную уплату таможенных сборов при представлении полной таможенной декларации.

Соответственно, таможенное законодательство не содержало требования об уплате таможенных сборов дважды, как при подаче временной, так и при подаче полной декларации. Более того, как указано выше, оплата таможенного сбора за таможенное оформление товаров при подаче временной таможенной декларации является оплатой всех действий таможенных органов по таможенному оформлению товара в рамках его периодического временного декларирования и исключает повторную оплату таможенных сборов при представлении полной таможенной декларации, что подтверждается судебной практикой, в частности Постановлением ФАС Московского округа от 27.03.2012 по делу № А40-31061/11-154-224, Постановлением ФАС Волго-Вятского округа от 23.11.2011 по делу № А82-471/2011, Постановлением ФАС Северо-Кавказского округа от 10.08.2011 по делу № А32-13220/2010, Постановлением ФАС Северо-Западного округа от 09.08.2011 по делу № А26-8249/2010, Постановление ФАС Центрального округа от 05.05.2011 по делу № А08-11196/2009-26-17.

Письмо же Федеральной таможенной службы РФ от 06 апреля 2009 № 01-11/1475, на которое ссылается налогоплательщик, не имело и не имеет статуса акта таможенного законодательства (пункт 3 статьи 2 ТК РФ, пункт 1 статьи 3 Таможенный кодекс Таможенного союза).

Суд также отмечает, что все расходы производимые обществом (или, как минимум, расходы, учитываемые для определения налоговой базы по налогу на прибыль) должны отвечать основополагающему принципу права - принципу законности, то есть расходы организации, уменьшающие налоговую базу по налогу на прибыль, по своей сути не должны противоречить российскому законодательству. Иными словами любой расход общества (даже если он экономически обоснован, документально подтвержден и направлен на получение дохода, то есть соответствует положениям ст.252 НК РФ) не уменьшает налоговую базу по налогу на прибыль, если он произведен в нарушение законодательства РФ.

В связи с тем, что таможенный сбор за подачу полной ГТД не являлся в проверяемый период (2008-2009 г.г.) законно установленным, соответственно не отвечает положениям ст. 252 и пп.1 п. 1 ст. 264 НК РФ, а значит, не может быть признан расходом для целей налогообложения.

Приведенный в заявлении (стр. 24) довод о необходимости применения пункта 7.1 Постановления Правительства РФ от 28.12.2004 № 863, предусматривающий, что при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование, таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются при подаче как временной, так и полной таможенной декларации, несостоятелен и противоречит действующему в период подачи временной и полной таможенных деклараций законодательству.

В соответствии с п. 1 ч. 1 ст. 357.7 ТК РФ (в первоначальной редакции) таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются при декларировании товаров.

Законом № 207-ФЗ в приведенную норму внесены изменения, а именно пункт 1 части 1 статьи 357.7 ТК РФ дополнен словами «в том числе при подаче в таможенный орган неполной таможенной декларации, периодической таможенной декларации, временной таможенной декларации, полной таможенной декларации». Названные изменения вступили в законную силу и подлежат применению с 01.10.2009.

При таких обстоятельствах, до внесения соответствующих изменений в пп. 1 п. 1 ст. 357.7 ТК РФ пункт 7.1 Постановления Правительства РФ от 28.12.2004 № 863 не подлежал применению.

В силу части 1 статьи 4 ТК РФ акты таможенного законодательства, указы Президента Российской Федерации и постановления и распоряжения Правительства Российской Федерации применяются к отношениям, возникшим после введения их в действие, и не имеют обратной силы, за исключением случаев, предусмотренных пунктом 2 названной статьи.

В связи с тем, что соответствующие изменения порядка уплаты таможенных сборов при периодическом декларировании товаров, а именно необходимость уплаты таможенных сборов дважды, вступили в силу с 01.10.2009, то есть после подачи Обществом временной таможенной декларации, они не подлежат применению к спорным правоотношениям. Таким образом, ОАО «Оренбургнефть» делает ошибочный вывод о необходимости уплаты в исследуемый период таможенных сборов как при подаче временной, так и при подаче полной декларации.

Поскольку, как установлено в ходе выездной налоговой проверки, налогоплательщик начислил и отнес на расходы по налогу на прибыль организаций за текущие периоды с 01.01.2008 по 24.03.2009 суммы таможенных сборов за единый процесс таможенного оформления за один и тот же объект дважды, при наличии установленной обязанности скорректировать уплаченную сумму таможенных сборов по временной грузовой таможенной декларации при подаче полной таможенной декларации, следовательно, включение затрат по добровольной уплате не установленных законом таможенных сборов в расходы с одного и того же объекта повторно неправомерно.

По пункту 1.3 решения мотивировочной части решения инспекции (страницы 71-77 Решения и страницы 28 - 29 заявления Общества), судом установлено следующее:

Пунктом 1.3 мотивировочной части решения инспекцией установлено неправомерное включение ОАО «Оренбургнефть» в состав расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль организаций за 2009 год, суммы начисленной амортизации, а также расходы на капитальные вложения в размере 30% первоначальной стоимости основных средств, введенных в эксплуатацию в декабре 2009 года, в сумме 799 743 руб., что повлекло неуплату налога на прибыль организаций за 2009 г. в размере 127 959 руб.

В ходе проведения выездной налоговой инспекцией проверки установлено, что 28 декабря 2009 г. общество ввело в эксплуатацию следующие объекты основных средств: скважина - колодец № 712 Боголюбовского м/р, инв. № 0409_3-335; скважина - колодец № 3923 Кодяковского м/р, инв. № 0409_3-334; скважина - колодец № 711 Боголюбовского м/р, инв. № 0409_3-336.

В соответствии с пунктом 4 статьи 259 НК РФ начисление амортизации по объектам амортизируемого имущества начинается с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором этот объект был введен в эксплуатацию.

Поскольку указанные объекты основных средств введены в эксплуатацию в декабре 2009 года, что подтверждается Актами (форма №ОС-1а) о приеме-передаче здания (сооружения) от 28.12.2009 №334, от 28.12.2009 № 335, от 28.12.2009 № 336, Инвентарными карточками учета объекта основных средств (форма № ОС-6) от 28.12.2009 №0409_3-334, от 28.12.2009 № 0409_3-335, от 28.12.2009 № 0409_3-336, начисление амортизации должно производиться с января 2010 года.

В силу абзаца 2 пункта 3 статьи 272 НК РФ расходы в виде капитальных вложений, предусмотренные пунктом 9 статьи 258 НК РФ, признаются в качестве косвенных расходов того отчетного (налогового) периода, на который в соответствии с главой 25 НК РФ приходится дата начала амортизации (дата изменения первоначальной стоимости) основных средств, в отношении которых были осуществлены капитальные вложения.

Таким образом, амортизационная премия признается в качестве расходов того отчетного (налогового) периода, на который в соответствии с главой 25 НК РФ приходится дата начала начисления амортизации.

ОАО «Оренбургнефть» в заявлении от 19.03.2012 исх. №142/628и-ТБ (от 26.03.2012 вх. №07695) указывает на ввод скважин № 711, 712, 3923 в эксплуатацию на основании приказов от 31.08.2009 № 0553 и от 30.11.2009 № 0747.

При этом, согласно актам о приеме-передачи здания (сооружения) от 28.12.2009г. № 334, № 335, № 336 скважина - колодец № 3923 Кодяковского м/р, имеющая инвентарный. № 0409_3-334, скважина - колодец № 711 Боголюбовского м/р, имеющая инвентарный № 0409_3-336, скважина - колодец № 712 Боголюбовского м/р имеет инв. № 0409_3-335 были введены в эксплуатацию приказом от 21.12.2009 № 0804.

Амортизируемое имущество для целей исчисления налога на прибыль распределяется по амортизационным группам в соответствии со сроками его полезного использования. Сроком полезного использования признается период, в течение которого объект основных средств или объект нематериальных активов служит для выполнения целей деятельности налогоплательщика. Порядок определения срока полезного использования амортизируемого имущества установлен ст. 258 НК РФ. Согласно п. 1 указанной статьи срок полезного использования определяется налогоплательщиком самостоятельно на дату ввода объекта в эксплуатацию с учетом классификации основных средств, утверждаемой Правительством Российской Федерации.

Ввод в эксплуатацию объекта основных средств осуществляется на основании приказа руководителя и акта приема-передачи объекта недвижимости (форма ОС-1а, утвержденная Постановлением Госкомстата России от 21.01.2003 № 7 «Об утверждении унифицированных форм первичной учетной документации по учету основных средств»).

Принятые объекты основных средств учитывают в инвентарных карточках по формам: № ОС-6, № ОС-ба (для группы объектов).

Таким образом, заявитель факт ввода объектов основных средств в эксплуатацию подтверждается именно Актами (форма № ОС-1а) о приеме-передаче здания (сооружения) от 28.12.2009 № 334, от 28.12.2009 № 335, от 28.12.2009 № 336, и только с этой даты налогоплательщик был вправе начислять амортизацию и списывать амортизационную премию. Акт на передачу НГДУ «Сорочинскнефть» скважины № 711 Боголюбовского месторождения, законченной бурением и освоением от 01.11.2009, акт на передачу НГДУ «Сорочинскнефть» скважины № 3923 Кодяковского месторождения, законченной бурением и освоением от 01.11.2009, Акт на передачу НГДУ «Сорочинскнефть» скважины № 712 Боголюбовского месторождения, законченной бурением и освоением от 31.08.2009 не являются первичными документами, подтверждающими ввод в эксплуатацию скважины - колодца №712 Боголюбовского м/р, инв. № 0409_3-335, скважины - колодца № 3923 Кодяковского м/р, инв. № 0409_3- 334, скважины - колодца №711 Боголюбовского м/р, инв. № 0409_3-336. Данные документы лишь свидетельствуют о том, что спорные объекты построены в соответствии с проектом, отвечает соответствующим требованиям, то есть могут быть использованы по назначению и могут быть введены в эксплуатацию.

Аналогичный вывод содержится в Постановлении ФАС Уральского округа от 05.08.2010 № Ф09-9955/09-СЗ.

Для организации бухгалтерского учета и обеспечения контроля за сохранностью основных средств каждому инвентарному объекту основных средств должен присваиваться при принятии их к бухгалтерскому учету соответствующий инвентарный номер (П. 11 Приказ Минфина РФ от 13.10.2003 № 91н «Об утверждении Методических указаний по бухгалтерскому учету основных средств») Инвентарный номер, присвоенный инвентарному объекту основных средств, сохраняется за ним на весь период его нахождения в данной организации.

Таким образом, суд считает довод общества о том, что скважины № 3923 Кодяковского м/р Инв. № 0409_3-332, № 711 Боголюбовского м/р Инв. № 0409_3-331 были переданы на основании актов от 01.11.2009 г. НГДУ «Сорочинскнефть», и скважина № 712 Боголюбовского м/р Инв. № 04093-176 была передана НГДУ «Сорочинскнефть» на основании аналогичного акта от 31.08.2009 несостоятелен, так как вместе с объектом передается и его инвентарная карточка, где делаются записи о перемещении основных средств, в том числе и при передаче другой организации, и инвентарные номера объектов основных средств были бы закреплены за скважинами-колодцами №№711, 712, 3923.

Налоговым органом по решению от 30.06.2011 №52-22-18/р выявлено неправомерное начисление амортизации и амортизационной премии по иным объектам, зарегистрированных у налогоплательщика под другими инвентарными номерами, так скважина - колодец № 712 Боголюбовского м/р имеет инв. № 0409_3- 335, скважина - колодец № 3923 Кодяковского м/р, имеет инв. № 0409_3-334, у скважины - колодца № 711 Боголюбовского м/р инв. № 0409_3-336.

На странице 28 заявления общество указывает на то, что по причине ошибочного неначисления амортизации по скважинам №№ 711, 712, 3923 с первого числа месяца, следующего за месяцем ввода объектов в эксплуатацию, как это установлено НК РФ, обществом была начислена амортизация за сентябрь и декабрь 2009 года, а также применена амортизационная премия.

Ссылаясь на акты от 31.08.2009, 08.11.2009 б/н на передачу НГДУ «Сорочинскнефть» скважин, законченных бурением и освоением, утверждает, что рассматриваемые объекты основных средств были введены в эксплуатацию ранее декабря 2009 года в составе скважин нефтяных.

Суд, анализируя представленные документы, делает вывод о несостоятельности доводов заявителя, так как ни акты на передачу нефтяных скважин, законченных бурением и освоением, ни приложенные к актам технические характеристики на объекты основных средств не содержат информацию о комплектации нефтяных скважин скважинами-колодцами. Более того, в технических характеристиках, приложенных к вышеуказанным актам, содержится информация о виде основного средства: «0100031001 Скважины нефтяные», а также о количестве основных средств: «1 шт.».

Кроме того, при сопоставлении представленных на проверку документов становится очевидным вывод о том, что основные средства (скважина № 3923 Кодяковского м/р, скважина № 711 Боголюбовского м/р, скважина № 712 Боголюбовского м/р) и основные средства (скважина - колодец № 712 Боголюбовского м/р имеет инв. № 0409_3-335, скважина - колодец № 3923 Кодяковского м/р, имеет инв. № 0409_3-334, у скважины - колодца № 711 Боголюбовского м/р инв. № 0409_3-336) являются различными объектами (несовпадения можно выявить как по датам, так и по отдельным характеристикам, в том числе по показателям направлений скважин и наличию колон.

Таблица № 1

Название объекта,

Скважина № 3923

Скважина-колодец № 3923

Характеристика

Кодяковского м/р

Инвентарный номер

№ 0409_3-332

№ 0409_3-334

(в соответствии с актом от 28.12.2009 №334)

Дата выпуска (постройки)

30.08.2009

01.06.2009

(согласно технической

(согласно инвентарной карточке

характеристике на объект

учета объекта основных средств и

основного средства) Окончание бурения

технической характеристике, акту от 28.12.2099 №334)

скважины-29.07.2009,

окончание работ по освоению-

30.08.2009.

(согласно акту на передачу

скважины)

Дата ввода

отсутствует

28.12.2009

в эксплуатацию

(на основании акта ОС-1 № 334)

Срок полезного

120 месяцев (10 группа)

240 месяцев (8 группа)

использования

(в соответствии с технической

характеристикой)

характеристикой и инвентарной карточкой)

Направление

426 мм.-20,9м.

245 мм-11,5 м.

(в соответствии с актом на

(в соответствии с технической

передачу скважины и

характеристикой и инвентарной

технической характеристикой на объект основных средств)

карточкой)

Фильтровая колона

отсутствует

168 мм.-97 м.

(в соответствии с технической характеристикой и инвентарной

карточкой)

Кондуктор

324 мм.-380м.

(в соответствии с актом на передачу скважины и технической характеристикой на объект основных средств)

отсутствует

Техническая колона

245 мм.-1270м.

(в соответствии с актом на передачу скважины и технической характеристикой на объект основных средств)

отсутствует

Эксплуатационная колона

168 мм.-2880м.

(в соответствии с актом на передачу скважины и технической характеристикой на объект основных средств)

отсутствует

Начальная стоимость

58 426 051 руб.

850 341,78 руб.

Таблица №2

Название объекта

Скважина №711 Боголюбовского м/р

Скважина - колодец № 711 Боголюбского м/р

Характеристика

Инвентарный номер

№ 0409_3-331

№ 0409_3-336

(в соответствии с актом от 28.12.2009 №336)

Дата выпуска (постройки)

08.10.2009

(согласно технической характеристике на объект основных средств) Окончание бурения скважины-12.09.2009, окончание работ по освоению-08.10.2009. (согласно акту на передачу скважины)

07.08.2009

(согласно инвентарной карточке учета

объекта основных средств и технической характеристике, акту от 28.12.2009 №336)

Дата ввода в эксплуатацию

отсутствует

28.12.2009

(на основании акта ОС-1 № 336)

Срок полезного использования

120 месяцев (10 группа) (в соответствии с технической характеристикой)

240 месяцев (8 группа) (в соответствии с технической характеристикой и инвентарной карточкой)

Направление

426 мм.-22,5м.

(в соответствии с актом на передачу скважины и технической характеристикой на объект основных средств)

324 мм-20 м.

(в соответствии с технической характеристикой и инвентарной карточкой)

Фильтровая колона

отсутствует

168 мм.-120 м.

(в соответствии с технической характеристикой и инвентарной карточкой)

Кондуктор

324 мм.-201м.

отсутствует

(в соответствии с актом на передачу скважины и технической характеристикой на объект основных средств)

Техническая колона

245 мм.-1288м.

(в соответствии с актом на передачу скважины и технической характеристикой на объект основных средств)

отсутствует

Эксплуатационная колона

168 мм.-2882м.

(в соответствии с актом на передачу скважины и технической характеристикой на объект основных средств)

отсутствует

Начальная стоимость

43 879 206,08 руб.

850 341,78 руб.

Таблица №3

Название объекта Характеристика

Скважина №712 Боголюбовского м/р

Скважина - колодец № 712 Боголюбского м/р

Инвентарный номер

№ 0409_3-176

№ 0409_3-335

(в соответствии с актом от 28.12.2009 №335)

Дата выпуска (постройки)

08.08.2009

(согласно технической характеристике на объект основных средств) Окончание бурения скважины-11.07.2009, окончание работ по освоению-08.08.2009. (согласно акту на передачу скважины от 31.08.2009)

26.05.2009

(согласно инвентарной карточке учета объекта основных средств и технической характеристике, акту от 28.12.2009 №335)

Дата ввода в эксплуатацию

отсутствует

28.12.2009

(на основании акта ОС-1 № 335)

Срок полезного использования

120 месяцев(10 группа) (в соответствии с технической характеристикой)

240 месяцев (8 группа) (в соответствии с технической характеристикой и инвентарной карточкой)

Направление

426 мм.-20м.

(в соответствии с актом на передачу скважины и технической характеристикой на объект основных средств)

324 мм-20 м.

(в соответствии с технической характеристикой и инвентарной карточкой)

Фильтровая колона

отсутствует

168 мм.-120 м.

(в соответствии с технической характеристикой и инвентарной карточкой)

Кондуктор

324 мм.-200м.

(в соответствии с актом на передачу скважины и технической характеристикой

отсутствует

на объект основных средств)

Техническая колона

245 мм.-1291м.

(в соответствии с актом на передачу скважины и технической характеристикой на объект основных средств)

отсутствует

Эксплуатационная колона

168 мм.-2887м.

(в соответствии с актом на передачу скважины и технической характеристикой на объект основных средств)

отсутствует

Начальная стоимость

48 692 337, 17 руб.

850 341, 78 руб.

В связи с чем, суд считает довод ОАО «Оренбургнефть» о доукомплектации (разукомплектации) скважин № 3923 Кодяковского м/р, № 711 Боголюбовского м/р, №712 Боголюбовского м/р скважинами-колодцами № 712 Боголюбовского м/р № 3923 Кодяковского м/р, № 711 Боголюбовского м/р не соответствует действительности, так как скважины-колодцы были выпущены (построены) задолго не только до окончания бурения скважин (нефтяных), но даже и окончания работ по освоению данных скважин и начала бурения (так по скважине №712 Боголюбского м/р дата начала бурения - 11.07.2009, а дата постройки скважины-колодца №712 Боголюбовского м/р. - 26.05.2009).

Что касается нефтяных скважин, которые признаются недвижимым имуществом и должны проходить соответствующую процедуру государственной регистрации (даже по документам налогоплательщика, в частности, в технической характеристике на объект основных средств - скважина № 3923 Кодяковского м/р, скважина № 711 Боголюбовского м/р, № 712 Боголюбовского м/р указано, что данные основные средства относятся к недвижимому имуществу, которое подлежит государственной регистрации). Из анализа статей 256, 258, 259 НК РФ следует, что до включения в состав соответствующей амортизационной группы имущество не может амортизироваться, даже если оно уже введено в эксплуатацию. Поэтому для начала начисления амортизации по основному средству, право собственности на которое подлежит государственной регистрации, необходимо выполнение двух условий: включение данного основного средства в амортизационную группу (наличие документально подтвержденного факта подачи документов на регистрацию указанных прав), а также его ввод в эксплуатацию. Таким образом, по объектам недвижимости, которые не зарегистрированы, но введены в эксплуатацию, начисление амортизации следует производить с момента подачи документов на государственную регистрацию. (Постановление ФАС Западно-Сибирского округа от 27.02.2012 по делу № А27-6735/2011)

В дополнение к вышеизложенному, суд считает, что на основании статьи 1 Федерального закона «О государственной регистрации прав на недвижимое имущество и сделок с ним» №122-ФЗ от 21.07.1997 скважины относятся к недвижимому имуществу и права на них подлежат государственной регистрации, поскольку данные объекты основных средств связаны с землей так, что их перемещение без несоразмерного ущерба их назначению невозможно.

Инспекция в целях установления факта регистрации права собственности на спорные объекты основных средств в требовании от 02.06.2011 № 42 запросила у общества документы, подтверждающие подачу документов на государственную регистрацию права собственности, а также свидетельства о государственной регистрации права.

В ответ на указанное требование были представлены письменные пояснения (от 17.06.11 б/н), в которых Общество сообщило, что документы на государственную регистрацию по скважинам № 712, № 711 Боголюбовского месторождения и № 3923 Кодяковского месторождения не подавались.

В соответствии с пунктом 11 статьи 258 НК РФ основные средства, права на которые подлежат государственной регистрации в соответствии с законодательством Российской Федерации, включаются в состав соответствующей амортизационной группы с момента документально подтвержденного факта подачи документов на регистрацию указанных прав.

Таким образом, суд считает, что поскольку заявка на государственную регистрацию права собственности в отношении спорных объектов не подавалась, оснований для включения в состав расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль организаций за 2009 г., сумм начисленной амортизации, а также расходов на капитальные вложения в размере 30% первоначальной стоимости основных средств, у общества не имелось.

Указанный вывод поддерживается и позицией Минфина России, изложенной в письмах от 04.03.2011 № 03-03-06/1/116 Письмо Минфина России от 31.12.2010 № 03-03-06/1/817, от 14.02.2011 № 03-03-06/1/96, от 20.09.2010 № 03-03-06/1/598.

На основании изложенного, суд считает, что налоговый орган правомерно исключил из состава расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль организаций за 2009 год суммы начисленной амортизации, а также расходы на капитальные вложения в размере 30% первоначальной стоимости скважины - колодца № 712 Боголюбовского м/р с инв. № 0409_3-335, скважины - колодца № 3923 Кодяковского м/р, с инв. № 0409_3-334, скважины - колодца № 711 Боголюбовского м/р с инв. № 0409_3-336, введенных в эксплуатацию в декабре 2009 года.

При изложенных обстоятельствах, суд считает, что требование заявителя подлежит частичному удовлетворению.

Расходы по оплате госпошлины суд распределяет в порядке ст. 110 АПК РФ.

Руководствуясь ст.ст. 137-138 НК РФ, в соответствии со ст.ст. 167-170, 201 АПК РФ, суд

Р Е Ш И Л:

Признать решение Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 1 от 30.06.2011 года №52-22-18/328-1р «О привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения» недействительным в части доначисления недоимки по налогу, пени и штрафа по правоотношениям связанным с неправомерным включением в состав внереализационных расходов стоимость ликвидированных объектов незавершенного строительства (п. 1.4 решения), уменьшения налоговых вычетов по НДС на сумму НДС по ликвидированным объектам незавершенного капитального строительства (п. 2.1 решения) как несоответствующее требованиям НК РФ, в удовлетворении остальной части требования отказать.

Взыскать с Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 1 в пользу Открытого акционерного общества «Оренбургнефть» 2 000 (две тысячи) руб.

Решение может быть обжаловано в апелляционную инстанцию в течение 1-го месяца со дня принятия, в кассационную инстанцию – ФАС МО в течение 2-х месяцев со дня вступления решения в законную силу.

Судья: И.О. Петров