Гражданский кодекс часть 1

рассмотрев 08.12.2010, 14.12.2010 в открытом судебном заседании дело по заявлению Общества с ограниченной ответственностью «МНКТ», г. Казань к Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан о признании незаконными пунктов 2, 3 решения №1-7 от 25.06.2010 (в части перечисления налога на прибыль за 2008 год, налога на имущество за 2008 год, налога на добавленную стоимость за март 2007 года на общую сумму 9848690 руб., пеней за несвоевременную уплату налога на прибыль за 2008 год, налога на имущество за 2008 год на общую сумму 353001 руб.),

с участием:

от заявителя – ФИО1, по доверенности от 11.10.2010, ФИО2, по доверенности от 01.11.2010, ФИО3, по доверенности от 24.08.2010, ФИО4, по доверенности от 11.10.2010 (после перерыва),

от ответчика – ФИО5, по доверенности от 23.06.2010, ФИО6, по доверенности от 08.10.2010 (после перерыва не явился), ФИО7, по доверенности от 14.09.2010 (после перерыва),

от третьего лица – ФИО8, по доверенности от 12.02.2010,

У С Т А Н О В И Л:

Общество с ограниченной ответственностью «МНКТ», г. Казань (далее – заявитель, Общество, ООО «МНКТ») обратилось в суд с заявлением к Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан (далее – ответчик, налоговый орган, Инспекция) о признании незаконными пунктов 2, 3 решения №1-7 от 25.06.2010 (в части перечисления налога на прибыль за 2008 год, налога на имущество за 2008 год, налога на добавленную стоимость за март 2007 года на общую сумму 9848690 руб., пеней за несвоевременную уплату налога на прибыль за 2008 год, налога на имущество за 2008 год на общую сумму 353001 руб.).

Определением Арбитражного суда Республики Татарстан от 13 сентября 2010 года в качестве третьего лица было привлечено Управление Федеральной налоговой службы по Республике Татарстан, г. Казань (далее – третье лицо).

Представитель заявителя заявил ходатайство об уточнении предмета заявленных требований, просил признать незаконным п. 2, 3 решения Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан № 1-7 от 25.06.2010 (в части начисления и уплаты налога на прибыль за 2008г. в сумме 9.696.859 руб., налога на имущество за 2008г. в сумме 145.590 руб., налога на добавленную стоимость за март 2007г. в сумме 6.241 руб., пеней за несвоевременную уплату налога на прибыль за 2008г. в сумме 341.050 руб., пеней за несвоевременную уплату налога на имущество за 2008г. в сумме 11.951 руб.).

Уточнение предмета заявленных требований судом принято на основании ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации (далее – АПК РФ).

Представители заявителя заявленные требования поддержали, в отношении ходатайства об отложении возражали, представили письмо от 01.11.2010, которое приобщено к материалам дела.

Представитель ответчика заявил ходатайство об отложении судебного заседания, ходатайство об отложении обосновал, требования заявителя не признал.

В удовлетворении ходатайство судом отказано ввиду необоснованности.

Представитель третьего лица требования заявителя не признал.

В судебном заседании 08 декабря 2010 года по инициативе суда в соответствии со статьей 163 АПК РФ объявлен перерыв до 13 час. 00 мин. 14 декабря 2010 года (информация опубликована на сайте Арбитражного суда Республики Татарстан).

14 декабря 2010 года в 13 час. 00 мин. судебное заседание продолжено.

Представители заявителя заявленные требования поддержали, представили письменные пояснения, письмо Минфина России от 14.12.2010, которые приобщены к материалам дела.

Представитель ответчика письменно заявил ходатайство об отложении судебного заседания, требования заявителя не признал.

В удовлетворении ходатайство судом отказано ввиду необоснованности.

Представитель третьего лица требования заявителя не признал.

Как установлено материалами дела, ответчиком была проведена выездная налоговая проверка Общества с ограниченной ответственностью «МНКТ» (правопреемника ООО «Татнефть-МНКТ», реорганизованного 01.12.2009 путем присоединения к ООО «МНКТ») по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты (удержания, перечисления) налогов и сборов: налога на прибыль, налога на добавленную стоимость (далее – НДС), налога на имущество организации, единого социального налога (далее – ЕСН), единого налога на вмененный доход, налога на добычу полезных ископаемых, водного налога, транспортного налога, земельного налога, налога на доходы физических лиц.

По результатам выездной налоговой проверки составлен акт №1-7 от 27.05.2010 (том 2, л.д. 1-20).

Рассмотрев акт выездной налоговой проверки и возражения, ответчиком было принято решение №1-7 от 27.06.2010 об отказе в привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения (том 2, л.д. 21-46).

Указанным решением отказано в привлечении к налоговой ответственности, налогоплательщику предложено уплатить недоимку по налогу на прибыль (в бюджет РФ) в размере 2.626.233 руб., по налогу на прибыль (в бюджет РТ) в размере 7.070.626 руб., по НДС в размере 6.241 руб., по налогу на имущество в размере 145.590 руб. и пени за несвоевременную уплату налогов в сумме 363.002 руб.

Общество, не согласившись с указанным решением налогового органа, в порядке, предусмотренном статьями 101.2, 137, 139 НК РФ, обратилось в Управление ФНС России по Республике Татарстан с апелляционной жалобой. Управление ФНС России по Республике Татарстан решением №572 от 27.08.2009 оставило решение ответчика№1-7 от 27.06.2010 без изменения, а апелляционную жалобу Общества - без удовлетворения, утвердив решение ответчика (том 2, л.д. 53-54).

Заявитель не согласился с решением ответчика в обжалуемой части, в связи с чем обратился с заявлением в суд о признании его недействительным (с учетом уточнения).

Исследовав материалы дела, выслушав представителей сторон и третьего лица, суд находит заявление подлежащим удовлетворению частично по следующим основаниям.

По пунктам 1.1.1, 1.3 решения.

Основанием для доначисления налога на прибыль, налога на имущество послужил вывод налогового органа о занижении налоговой базы по налогу на прибыль и по налогу на имущество по произведенной реконструкции скважины №85, в связи с чем налогоплательщик, по мнению налогового органа, обязан был увеличить первоначальную стоимость основного средства и исчислять амортизацию, при этом, налогоплательщик не имел права на единовременное списание расходов.

Заявитель в обоснование своих требований указал, что работы по зарезке бокового ствола скважины являются капитальным ремонтом, а не реконструкцией, в связи с чем данные расходы учитываются в том налоговом периоде, в котором они были произведены.

Суд, исследовав доказательства по делу, оценив доводы сторон, находит выводы инспекции о неправомерности отнесения затрат заявителя на оплату работ по зарезке бокового ствола на расходы, уменьшающие налогооблагаемую базу по налогу на прибыль, законными и обоснованными, а доводы заявителя неправомерными исходя из следующего.

Как видно из материалов дела и следует из решения налогового органа, Общество в проверяемом периоде - 01 марта 2008 года заключило с ОАО «Азнакаевский горизонт» договор №66 по капитальному ремонту скважины №85 Актанышского месторождения (том 1, л.д. 43-47), согласно которому Заказчик (Общество) поручает, а Подрядчик (ОАО «Азнакаевский горизонт») принимает на себя обязательства выполнить работы по капитальному ремонту на скважине №85 Актанышского месторождения ООО «МНКТ» на основании технического проекта, план-заказа, геолого-технической документации, выданной Заказчиком на весь объем работ, в соответствии с планом работ, составленным Подрядчиком и согласованным с Заказчиком, графиком работ, согласованном Сторонами в следующем объеме: извлечение аварийных НКТ, вырезание «окна» в заданном интервале; капитальный ремонт скважины протяженностью – 321м. (ориентировочно).

Согласно п.1.2 договора данные работы включают в себя работы по извлечению аварийных НКТ «2,5», удалению части эксплуатационной колонны или вырезанию «окна» в заданном интервале, ремонту скважины, освоению скважины, геологическому, геофизическому и технологическому обеспечению ремонта скважины, выполнение транспортных, монтажных, пусконаладочных и иных, неразрывно связанных с предметом договора, работ. В силу п. 1.4 договора срок выполнения работ - начало работ 15 марта 2008г. и окончание 31 мая 2008г.

Согласно приложению №2 к договору № 66 от 01.03.2008 был составлен график капитального ремонта скважины №85 Актанышского месторождения ООО «МНКТ».

ОАО «Азнакаевский горизонт» были выполнены работы на сумму 11.215.656 руб. 45 коп., что подтверждается актом о приемке выполненных работ от 23.05.2008 (том 1, л.д. 55-59).

В нарушение пункта 2 статьи 257, пункта 5 статьи 270 Налогового кодекса Российской Федерации Общество включило в состав прочих расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль, затраты на реконструкцию основных средств в виде зарезки бокового ствола скважины.

Пунктом 5 статьи 270 НК РФ установлено, что при определении налоговой базы не учитываются расходы, осуществленные в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения объектов основных средств.

В соответствии с пунктом 2 статьи 257 НК РФ первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации соответствующих объектов и по иным аналогичным основаниям. К реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.

Таким образом, нормой пункта 2 статьи 257 НК РФ прямо установлен закрытый перечень критериев, при наличии которых налогоплательщик обязан отнести затраты на работы по реконструкции объектов основных средств (в том числе, скважин) на увеличение первоначальной стоимости этих объектов. В этом случае данные расходы также будут учтены в целях налогообложения прибыли, но в установленном законодательством порядке - равномерно путем начисления амортизации. Указанный перечень включает в себя: изменение устройства объекта основных средств; повышение технико-экономических показателей объекта основных средств; наличие проектных документов на проведение работ; целью проведения работ является увеличение мощностных характеристик объекта основных средств. Следовательно, положениями статьи 257 НК РФ установлены все необходимые условия для отнесения в целях налогообложения прибыли организаций затрат на работы по зарезке боковых стволов скважин к расходам на реконструкцию данных основных средств.

Согласно ст.374 НК РФ объектом налогообложения для российских организаций признается движимое и недвижимое имущество (включая имущество, переданное во временное пользование), учитываемое на балансе в качестве объектов основных средств в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета.

Как следует из Положения по бухгалтерскому учету «Учет основных средств» ПБУ 6/01, утвержденного приказом Минфина России от 30.03.2001г. №26, посредством ремонта, модернизации и реконструкции осуществляется восстановление объекта основных средств. Затраты на модернизацию и реконструкции после их окончания увеличивают первоначальную стоимость объекта основных средств, если в результате улучшаются первоначально принятые нормативные показатели функционирования (срок полезного использования, мощность, качество применения и т.д.) этого объекта (пункты 14, 20, 26, 27).

Работы по зарезке боковых столов, проведенные ОАО «Азнакаевский горизонт» в отношении скважины №85, полностью отвечают всем указанным выше четырем критериям реконструкции в целях налогообложения:

1. изменение устройства объекта основных средств - произошло строительство нового ствола с установкой дополнительного оборудования и прекращение использования старого ствола путем установления в нем цементного ликвидационного моста, что подтверждается представленным Обществом в рамках проведения выездной налоговой проверки и в материалы дела проектом на капитальный ремонт скважины №85;

2. повышение технико-экономических показателя объекта основных средств - произошло увеличение основного технико-экономического показателя — дебита по нефти (согласно п.17 акта на передачу скважины в эксплуатацию из бурения от 30 ноября 1996г. первоначальный дебит нефти составлял 3 м3 /сут. – нефти в сутки).

Судом установлено, что в материалах дела имеются 2 Акта на передачу скважины в эксплуатацию из бурения от 30 ноября 1996 года.

Первоначально на проверку заявителем был представлен Акт на передачу скважины в эксплуатацию из бурения от 30 ноября 1996 года (Т.2, л.д. 101-102). После проверки заявителем при рассмотрении материалов выездной налоговой проверки был представлен иной Акт на передачу скважины в эксплуатацию из бурения от 30 ноября 1996 года (Т.2, л.д. 106-107), в котором свободный суточный дебет нефти не содержится.

Поскольку второй акт не опровергает первый акт в части количества дебета нефти, суд находит состоятельным довод заявителя о том, что первоначальный дебит нефти составлял 3 м3 /сут. (нефти в сутки).

Более того, суд обращает внимание на то, что с апреля 2005г. скважина бездействовала и находилась в бездействующем фонде (эксплуатационная карточка по скв. №85), т.е. до даты проведения работ по боковой зарезке ствола (до мая 2008г.). После проведения работ с 20.03.2008г. по 20.05.2008г. по боковой врезке ствола скважины №85 в июне получено 34 тонны, в октябре 2008 г. получено 197 тонны нефти (геологические отчеты по добычи нефти (ТатАсу), эксплуатационная карточка по скважине №85).

3 наличие проектных документов для проведения работ - оформлен проект на капитальный ремонт скважины №85 (согласованный гл.геологом ООО «МНКТ» ФИО9 и утвержденный гл.геологом ОАО «Азнакаевский горизонт» ФИО10).

Следовательно, затраты на работы по зарезке боковых стволов на скважине №85 являются расходами на реконструкцию и должны быть отнесены на увеличение стоимости объектов основных средств.

Довод заявителя о том, что затраты на работы по зарезке боковых стволов являются капитальным ремонтом на скважины №85, что также подтверждается письмом №25120/06 от 29.10.2010 Приволжским управлением ФИО11, заключением Института проблем экологии и недропользования АН РТ №183/01 от 24.05.2010, письмом Актанышского отдела Управления Федеральной службы государственной регистрации, кадастра и картографии по Республике Татарстан №04-19-44/680 от 31.08.2010, судом отклоняются на основании следующего.

Как указано выше, работы по зарезке боковых столов, проведенные ОАО «Азнакаевский горизонт» в отношении скважины №85, полностью отвечают всем четырем критериям реконструкции в целях налогообложения.

В силу пункта 1 статьи 11 НК РФ институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства Российской Федерации, используемые в НК РФ, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено НК РФ. Следовательно, если в НК РФ предусмотрено отличное от установленного ведомственным нормативным правовым актом значение определенного правового института, понятия или термина, то в целях налогообложения применяется значение, предусмотренное именно НК РФ.

Неустранимых сомнений, противоречий и неясностей норма пункта 2 статьи 257 НК РФ не содержит.

Таким образом, даже если в нормативных правовых актах исполнительных органов власти работы по зарезке боковых стволов скважин указаны в качестве работ по капитальному ремонту, в любом случае в целях налогообложения данные работы в силу пункта 2 статьи 257 НК РФ при наличии вышеуказанных критериев являются реконструкцией объектов основных средств.

Доводя заявителя о том, что название договора указывает на капитальный ремонт, также судом не принимается по вышеуказанным основаниям.

Кроме того, в пункте 4.1.1. «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03» (обязательны при проектировании, строительстве, реконструкции, эксплуатации, консервации и ликвидации производственных объектов), утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 № 56, указано на работы, связанные с необходимостью проводки нового ствола скважины с последующим изменением ее конструкции как на реконструкцию скважины.

В соответствии с пунктом 4.7 данных Правил «Требования к ведению работ по реконструкции скважин» зарезка бокового ствола прямо отнесена к работам по реконструкции, а в пункте 4.6 «Требования к ведению работ по ремонту скважин» указание на работы по зарезке бокового ствола отсутствует. Таким образом, данный нормативный правовой акт подтверждает позицию Инспекции.

Не может быть принята во внимание ссылка Заявителя на «Классификатор ремонтных работ в скважинах» (РД 153-39.0-088-01), так как в данном документе произведена квалификация работ на скважинах лишь с целью отнесения конкретного вида работ к капитальному или текущему ремонту, а понятие «реконструкция» положениями РД 153-39.0-088-01 вообще не учитывается. То есть «Классификатор ремонтных работ в скважинах» изначально не может быть применим для квалификации отдельных работ как реконструкции или капитального ремонта. Кроме того, согласно пункту 4.1 РД 153-39.0-088-01 к капитальному ремонту относится и консервация скважин (КР11-1), и даже их ликвидация (КР11-2), что не отвечает самому понятию «капитальный ремонт», установленному пунктом 5.1 Ведомственных строительных нормативов ВСН 58-88(р) «Положение об организации и проведении реконструкции, ремонта и технического обслуживания зданий, объектов коммунального и социально-культурного назначения», утвержденных приказом Госкомархитектуры России при Госстрое СССР от 23.11.1988 № 312, в соответствии с которыми капитальный ремонт должен включать устранение неисправностей всех изношенных элементов, восстановление или замену (кроме полной замены каменных и бетонных фундаментов, несущих стен и каркасов) их на более долговечные и экономичные, улучшающие эксплуатационные показатели ремонтируемых зданий (сооружений).

Также является необоснованной ссылка Общества и на «Правила охраны недр», утвержденные постановлением Госгортехнадзора от 06.06.2003 № 71, поскольку в соответствии с пунктом 2 данного документа его требования являются обязательными для организаций и индивидуальных предпринимателей, осуществляющих составление и реализацию проектов по добыче и переработке полезных ископаемых, использованию недр в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, а также производство маркшейдерских и геологических работ на территории Российской Федерации и в пределах ее континентального шельфа и морской исключительной экономической зоны Российской Федерации. Следовательно, положения этого подзаконного акта не устанавливают обязательные правила для осуществляющих добычу полезных ископаемых организаций, к которым относится заявитель.

Заявитель также ссылается на положения «Методических указаний о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23.04.2007 № 279 (РД-13-07-2007).

Указанный ведомственный акт распространяет свое действие на правоотношения, возникающие именно при обследовании организаций, производящих работы по реконструкции и ремонту, а не при проведении указанных работ, поскольку в соответствии с приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23.04.2007 № 279, Методические указания РД-13-07-2007 утверждены «в целях совершенствования надзорной деятельности», их положения «обязательны для государственных инспекторов, осуществляющих надзор за текущим, капитальным ремонтом и реконструкцией скважин, а также могут быть использованы работниками служб производственного контроля, специалистами служб надзора предприятий, подконтрольных органам Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору». Данный документ относит к капитальному ремонту ликвидацию скважин (пункт 15), что противоречит приведенному выше понятию «капитальный ремонт». Следовательно, «Методические указания о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин», не подлежат применению при квалификации работ по зарезке боковых стволов скважин.

Также необходимо учитывать, что в соответствии с подпунктом II пункта 80 «Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», утвержденных приказом Министерства природных ресурсов РФ от 21.03.2007 № 61, указано, что расчеты налогов и платежей должны осуществляться в соответствии с действующим налоговым законодательством. Подпунктом III «Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат» этого же пункта «Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» установлено, что в данном разделе обосновываются среднерегиональные показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат в соответствии с таблицей 31. «Исходные данные для расчета экономических показателей». В подпункте 3.1 «Эксплуатационное бурение скважин» пункта 3 «Капитальные вложения» таблицы 31 указывается размер затрат на зарезку бокового ствола (млн. руб.).

В соответствии с пунктом 14 статьи 1 Градостроительного кодекса Российской Федерации реконструкция - это изменение параметров объектов капитального строительства, их частей (высоты, количества этажей, площади, показателей производственной мощности, объема) и качества инженерно-технического обеспечения.

Минфин РФ в письме от 23.11.2006 № 03-03-04/1/794 указал, что при определении терминов «капитальный ремонт» и «реконструкция» следует руководствоваться:

· Положением о проведении планово-предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений МДС 13-14.2000, утвержденным постановлением Госстроя СССР от 29.12.1973 № 279.

· Ведомственными строительными нормативами (ВСН) № 58-88 (Р) «Положение об организации и проведении реконструкции, ремонта и технического обслуживания зданий, объектов коммунального и социально-культурного назначения», утвержденными приказом Госкомархитектуры при Госстрое СССР от 23.11.1988 № 312. Согласно пункту 5.2 Ведомственных строительных нормативов (ВСН) № 58-88 (Р) при реконструкции зданий (объектов), исходя из сложившихся градостроительных условий и действующих норм проектирования, помимо работ, выполняемых при капитальном ремонте, осуществляется изменение планировки помещений, возведение надстроек, встроек, пристроек, а при наличии необходимых обоснований - их частичная разборка.

В подпунктах 3.11 - 3.17 и 3.26 Положения о проведении планово-предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений МДС 13-14.2000 перечислены работы, которые не могут осуществляться в рамках капитального ремонта, то есть должны учитываться как капитальные вложения, в том числе, затраты по надстройке зданий и различным пристройкам к существующим зданиям и сооружениям.

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

В целях интенсификации добычи нефти можно построить другую скважину, но это будет менее рентабельно. При зарезке бокового ствола нет необходимости в понесении затрат на создание таких приспособлений как: оборудование устья скважины; направление; кондуктор; часть эксплуатационной колонны до той отметки, где происходит вырезка «окна», так как эти приспособления уже сооружены при первоначальном строительстве скважины.

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

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

Таким образом, происходит именно существенное изменение конструкции объекта основных средств - реконструкция скважины, так как к ней достраивается дополнительный боковой ствол, из которого и осуществляется добыча полезного ископаемого в более интенсивном режиме. Часть скважины, находящаяся ниже вырезанного в эксплуатационной колонне окна, в работе более не используется. Добыча нефти и, следовательно, получение дохода связано исключительно с эксплуатацией нового ствола.

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

Согласно пунктам 4.1.1. и 4.1.2. «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 № 56, реконструкция скважин при проводке нового ствола связана с последующим изменением конструкции скважины и ее назначения (доразведка месторождения, извлечение запасов из экранированных ловушек и т.п.).

Данными Правилами не предусмотрена обязательность замены эксплуатационной колонны, изменение ее диаметра и толщины стенки при реконструкции скважины.

Следовательно, реконструкция скважины не обязательно связана с проведением данных работ. Ни «Правилами охраны недр», утвержденных постановлением Госгортехнадзора от 06.06.2003 № 71, ни «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 № 56, не предусмотрена обязательность полной замены эксплуатационной колонны скважины при ее реконструкции.

Кроме того, в соответствии с пунктом 14 указанной выше «Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03» боковой ствол скважины обсаживается эксплуатационной колонной (хвостовиком) диаметром 144.3, 101.6 или 89 мм. Новая эксплуатационная колонна в виде «хвостовика» подвешивается и цементируется в оставшейся части «старой» эксплуатационной колонны. Таким образом, при зарезке бокового ствола происходит замена эксплуатационной колонны в части: колонна скважины ниже вырезанного окна не используется (ликвидируется) и достраивается новая часть эксплуатационной колонны в виде хвостовика.

Обществом в рамках проведения выездной налоговой проверки и в материалы дела представлены документы, подтверждающие возникновение новых качеств у скважины, на которой проведены работы по зарезке бокового ствола, т.к. к ней достраивается дополнительный боковой ствол, часть скважины, находящаяся ниже вырезанного в эксплуатационной колонне окна, в работе более не используется.

Капитальный ремонт скважин - это комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин, продуктивного пласта различными технологическими операциями и повышению нефтеотдачи.

Капитальный ремонт скважин включает в себя работы по восстановлению или замене отдельных частей скважин или целых конструкций, деталей и инженерно-технического оборудования на более долговечные и экономичные, улучшающие их эксплуатационные показатели по повышению нефтеотдачи пластов, изменению объекта эксплуатации скважин.

Реконструкция скважин определяется как комплекс работ (в том числе проходка новых стволов в законсервированных или ликвидированных скважинах) по восстановлению работоспособности бездействующего фонда скважин, связанный с существенным изменением их конструкции.

Ни целью, ни результатом проведения указанных работ не являются замена изношенных и подтвержденных поломке комплектующих на новые, устранение неисправностей в элементах сооружения. Следовательно, затраты на зарезке бокового ствола не могут быть учтены как расходы на капитальный ремонт.

С учетом вышеизложенного следует, что произошло изменение устройства скважины в строительстве нового ствола с установкой дополнительного оборудования и цементного ликвидационного моста в старом стволе.

Помимо этого, критериями реконструкции скважины является письмо (ответ) Российского Государственного Университета нефти и газа им. Губкина от 16.09.2008г. (запрос №10-01-14/015397 от 18.09.2008г.): проводка (забуривание) нового ствола из уже пробуренной скважины (действующей, временно простаивающей, законсервированной или ликвидированной) всегда является изменением первоначальной конструкции скважины, то есть реконструкцией.

Следовательно, как следует из ответа, проводка (забуривание) нового ствола из уже пробуренной скважины (действующей, временно простаивающей, законсервированной или ликвидированной) является изменением первоначальной конструкции скважины, то есть ее реконструкцией. Операция «по забуриванию новых ответвлений (стволов), в том числе с горизонтальным приложением» в состав комплекса работ по капитальному ремонту скважин не входит.

Письмо Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан №20941/06 от 29.10.2008г. (ответ на запрос №10-01-14/015396 от 18.09.2008г.): в следует, 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».

Заявитель на стр.3 заявления ООО «МНКТ» подтверждает, что конструкция скважины изменена частично.

С учетом вышеизложенного следует, что в результате данных работ происходит именно существенное изменение конструкции объекта основных средств – реконструкция скважины, так как к ней достраивается дополнительный боковой ствол, из которого и осуществляется добыча полезного ископаемого. Часть скважины, находящаяся ниже вырезанного в эксплуатационной колонне окна, в работе более не используется.

Так же следует обратить внимание на то, что если учесть позицию налогоплательщика, что основной целью проводимых на скважине работ – являлся вывод скважины из бездействия и перевод ее в действующий фонд (стр.4 заявления), то данные работы в соответствии с РД 08-625-03 Инструкцией по безопасности производства работ при восстановлении бездействующего нефтегазовых скважин методом строительства наклонно направленного или горизонтального ствола скважины, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 27.12.2002г. №69, производятся методом строительстваствола скважины , а не в результате капитального ремонта скважины.

Обязанность доказывания указанных обстоятельств и обстоятельств, послуживших основанием для принятия оспариваемого акта, лежит на органе, принявшем акт (часть 5 статьи 200 АПК РФ). Вместе с тем, в соответствии со статьей 65 АПК РФ, каждое лицо, участвующее в деле, должно доказать обстоятельства, на которые оно ссылается, как на основание своих требований и возражений.

Таким образом, лицо, оспаривающее этот акт, не лишено права доказывать наличия факта нарушенных оспариваемым актом законных прав.

По данному эпизоду решения налогового органа такие обстоятельства заявителем не доказаны.

Таким образом, затраты общества на работы по зарезке бокового ствола на скважине являются расходами на реконструкцию и должны быть отнесены на увеличение стоимости объектов основных средств, которая включается в расходы по налогу на прибыль путем амортизационных отчислений.

Поэтому требования заявителя в данной части не подлежат удовлетворению.

Согласно представленному заявителем ответа Ростехнадзора от 29.10.2010 №25120/06 Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003г. №56) забуривание новых ответвлений (стволов) в том числе с горизонтальным проложением и т.п., также отнесено к капитальному ремонту скважин (п.4.1.1).

Также налоговым органом представлен ответ на запрос №10-01-14/015396 от 18.09.2008г. в «Управление по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан», из ответа №20941/06 от 29.10.2008г. следует, 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».

Таким образом, в материалах дела имеются два противоположных ответа Ростехнадзора со ссылкой на п.4.1.1 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности: 1. забуривание нового (бокового) ствола является реконструкцией; 2. забуривание новых ответвлений отнесено к капитальному ремонту скважин.

Поэтому из ответов Ростехнадзора не представляется возможным определить, к какому же виду работ - к реконструкции или к капитальному ремонту отнесено забуривание новых ответвлений (стволов).

Также суд не может трактовать представленный на запрос суда как доказательство по делу ответ Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан, согласно которому спорные действия были классифицированы как капитальный ремонт, ввиду противоречия с иным ответом Управления.

Ссылка заявителя на решение АС РТ по делу №А65-8031/2007-СА2-41 суд находит несостоятельной, поскольку согласно данному судебному акту судом сделан вывод о том, что отнесение налоговым органом повышения дебита нефти по скважине (иной скважине) в результате проведения работ к повышению производственных мощностей и технико-экономических показателей скважины неправомерно, поскольку основной целью проведенных на скважине работ было избежать вывод скважины из эксплуатации в бездействие в результате прорыва нижних вод , не поддающихся изоляции, а не увеличить дебит нефти .

Более того, суд обращает внимание на то, что с 2008-2009 года сложилась судебная практика по именно аналогичному вопросу отнесения действий по зарезке бокового ствола к реконструкции, а не к капитальному ремонту.

Данная правовая позиция суда соответствует позиции, изложенной в Постановлениях Федерального арбитражного суда Московского округа от 11 мая 2010 г. N КА-А40/3807-10-2 по делу N А40-7640/09-115-26, Девятого арбитражного апелляционного суда от 7 мая 2010 г. N 09АП-3577/2010, Девятого арбитражного апелляционного суда от 2 февраля 2010 г. N 09АП-25288/2009, 09АП-25474/2009, Девятого арбитражного апелляционного суда от 2 февраля 2010 г. N 09АП-25474/2009, 09АП-25288/2009, Девятого арбитражного апелляционного суда от 30 апреля 2009 г. NN 09АП-5990/2009, 09АП-6155/2009, решении АС г.Москвы от 09.02.2010 по делу №А40-74739/08-127-372 и т.д.

Ссылку заявителя на Постановление ФАС Поволжского округа от 26.06.2009г. №А65-23087/2008 суд находит необоснованной, поскольку в данном деле рассматривался вопрос о переводе скважин из добывающих в нагнетательные (перевод скважины на другой способ эксплуатации является видом текущего ремонта скважин). Ссылка на Постановление ФАС Московского округа от 09.02.2010 № КА-А40/191-10 по делу № А40-12621/09-76-42 и постановление Одиннадцатого ААС от 24.08.2010 по делу №А65-7118/2009 судом также не принимается, так как в данном деле рассматривалась иная ситуация, а именно, по данным делам налоговый орган не учел дебит нефти на дату ввода в эксплуатацию (налоговый орган указал дебит нефти до проведения работ по зарезке бокового ствола и после проведения работ). В данном же случае при проведении проверки заявителя налоговым органом на стр. 40 решения указано на дебит нефти на дату 30 ноября 1996 г. (на дату ввода в эксплуатацию).

По пункту 1.1.2 решения.

Как следует из текста оспариваемого решения, основанием для доначисления 7.171.649 руб. налога на прибыль за 2008 год послужило неправомерное, по мнению ответчика, применение к основной норме амортизации основных средств, непосредственно задействованных в процессе нефтедобычи, специального коэффициента 2.

По мнению ответчика, нефтяные объекты (скважины, насосы, штанги, арматуры), используемые в процессе нефтедобычи, соответствуют государственным стандартам его производства и эксплуатации, следовательно, использование нефтяных объектов в агрессивной среде является обычной рабочей средой; заявителем документально не подтвержден факт эксплуатации нестандартного, не предназначенного для эксплуатации в опасной производственной среде, оборудования, либо факт его эксплуатации в режиме, не предусмотренном технической документацией производителя.

Кроме того, налоговый орган считает, что рабочая среда оборудования, используемого в процессе нефтедобычи на Актанышском месторождении заявителя, независимо от концентрации содержащихся в ней обычных активных веществ (серы, сероводорода, углекислого газа) не содержат принципиально новых агрессивных компонентов, которые могли бы существенно повлиять на безопасность процесса нефтедобычи либо значительно снизить срок службы используемого оборудования.

Указанные выводы налогового органа суд находит несостоятельными по следующим основаниям:

Согласно п.7 ст.259 НК РФ (в ред. Федерального закона от 29.05.2002 N 57-ФЗ) в отношении амортизируемых основных средств, используемых для работы в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, к основной норме амортизации налогоплательщик вправе применять специальный коэффициент, но не выше 2. Данные положения не распространяются на основные средства, относящиеся к первой, второй и третьей амортизационным группам, в случае, если амортизация по данным основным средствам начисляется нелинейным методом.

Налогоплательщики, использующие амортизируемые основные средства для работы в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, вправе использовать специальный коэффициент, указанный в настоящем пункте, только при начислении амортизации в отношении указанных основных средств. В целях настоящей главы под агрессивной средой понимается совокупность природных и (или) искусственных факторов, влияние которых вызывает повышенный износ (старение) основных средств в процессе их эксплуатации. К работе в агрессивной среде приравнивается также нахождение основных средств в контакте с взрыво-, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой, которая может послужить причиной (источником) инициирования аварийной ситуации.

По смыслу указанной нормы основанием для применения повышающего коэффициента являются два различных фактора: воздействие агрессивной среды, под которой понимается совокупность природных и (или) искусственных факторов, влияющих на основные средства, и воздействие агрессивной технологической среды, т.е. нахождение основных средств в контакте с взрыво-, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой.

Следовательно, в целях применения п. 7 ст. 259 НК РФ степень изначальной (по техническим параметрам) адаптированности основного средства к воздействию агрессивной технологической среды значения не имеет.

Как установлено судом, в соответствии с п.7 ст.259 НК РФ был издан приказ директора ООО «Татнефть-МНКТ» № 14 от 29.12.2007г. «Об утверждении положений по учетной и налоговой политике на 2008 год». Согласно приказу предприятие в налоговом периоде 2008г. применило к основной норме амортизации основных средств, непосредственно задействованных в процессе нефтедобычи, специальный коэффициент 2. Этим приказом был закреплен в учетной политике для целей налогообложения линейный метод начисления амортизации. Данный метод не изменялся в связи с применением коэффициента ускоренной амортизации, т.к. этот коэффициент применялся к уже определенной предприятием по линейному методу норме амортизации. Применение специального коэффициента 2 является не изменением метода амортизации, а реализацией предусмотренного п.7 ст.259 НК РФ ускоренного порядка начисления уже существующей нормы амортизации – увеличения суммы расходов текущего налогового периода с учетом коэффициента.

Приказом директора заявителя № 15 от 29.12.2007г. «Об установлении перечня основных средств» был установлен перечень основных средств, работающих в контакте с агрессивной средой, по которым в налоговом учете применяется коэффициент 2, в который были включены следующие группы: Система добычи и сбора нефти; Система поддержания пластового давления (ППД); Система подготовки, переработки и передачи нефти, нефтепродуктов, газа и воды.

Судом установлено, что Общество применило коэффициент ускоренной амортизации не ко всему оборудованию, включенному в эти группы, а только к непосредственно контактирующему с агрессивной средой – нефтесодержащей жидкостью (нефтью и пластовой водой). В бухгалтерском учете основные средства, входящие в вышеуказанные группы, сведены в группу основных средств (согласно государственного реестра опасных производственных объектов с приложением, выданных Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан А 43-04391 от 17.04.2006г.), а именно:

- площадка Дожимной насосной станции ДНС-1 Ак вместе с УПСВ (установкой предварительного сброса воды),

- площадка Дожимной насосной станции - ДНС-2Ак,

-Фонд скважин (включая эксплуатационный фонд нефтяных скважин, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин, экологическая, наблюдательная скважины).

Согласно положениям абз. 2 п. 7 ст. 259 НК РФ налогоплательщик применяет специальный коэффициент в связи с тем, что основное средство находится в контакте с взрыво-, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой, которая является причиной (источником) инициирования аварийной ситуации.

Суд приходит к выводу о том, что заявитель обоснованно применил коэффициент ускоренной амортизации 2 к нефтедобывающим скважинам (штангам насосным, штангам, трубам НКТ, арматуре устьевой, арматуре качалок, пакерам) как к нефтепромысловому оборудованию, непосредственно контактирующему с нефтью, которая является взрыво-, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой, более того, которая может послужить причиной (источником) инициирования аварийной ситуации.

Нефтедобывающие скважины (штанги насосные, штанги, трубы НКТ, арматура устьевая, арматура качалок) заявителем (шестая амортизационная группа) отнесены к опасным производственным объектам согласно:

1. свидетельства о регистрации производственного объекта в государственном реестре опасных производственных объектов с приложением, выданных Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан А 43-04391 от 17.04.2006г. сроком действия до 08.04.2011г., и карте учета объекта в государственном реестре опасных производственных объектов (Приложение № 1 к свидетельству о регистрации, (том 1, л.д. 93-96)). Согласно карты учета объекта в Государственном реестре опасных производственных объектов в этот реестр включен объект - Фонд скважин Актанышского месторождения - 87 единиц (в т.ч. нефтедобывающие скважины - 70 единиц. Признаки опасности объекта:

А) получение, использование, переработка, образование, хранение, транспортирование, уничтожение опасных производственных объектов, указанных в приложении № 1 к Федеральному закону 116-ФЗ от 21.07.1997г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;

Б) использование оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа.

2. Технологической схемой разработки Актанышского местрождения нефти, утвержденной Роснедра письмом исх. № ПС-03-31/1459 от 14.03.2006г., подтверждается работа нефтедобывающих скважин в режиме высокого давления (свыше 0,07 МПа) - 3,5-4,2 мПа.

3. Согласно ГОСТ 51858-2002 «НЕФТЬ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ. ГОСТ Р 51858-2002" (утв. Постановлением Госстандарта РФ от 08.01.2002 N 2-ст) (ред. от 16.08.2005) нефть является природным жидким токсичным продуктом (п.6.1.), нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса по ГОСТ 19433 (п.6.6). Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров нефти с воздухом - IIА-Т3 по ГОСТ 51330.11. Температура самовоспламенения нефти согласно ГОСТ Р 51330.5 выше 250 С.

4. нефтедобывающие скважины работают в круглосуточном режиме (отчеты за авг.2008г. Татинтек (правопреемник ТатАСУнефть) графа 21. Время работы (час) - 744 часа в месяц, т.е. 24 часа в сутки).

Согласно письму Министерства финансов РФ от 13.02.2007г. № 03-03-06/1/78: «В отношении Опасных производственных объектов, эксплуатируемых в условиях повышенной сменности, необходимо учитывать следующее: сроки полезного использования по основным средствам согласно Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы, утвержденной Постановлением Правительства РФ от 01.01.2002 № 1, установлены исходя из режима нормальной работы оборудования в 2 смены. Следовательно, при 3-х сменной или круглосуточной работе организация вправе использовать повышенный коэффициент амортизации к основной норме, но не выше 2».

5. в Актанышском филиале ООО Росгосстрах-Татарстан застрахован риск ответственности за причинение вреда третьим лицам и окружающей природной среде. Объект страхования - Фонд скважин Актанышского месторождения нефти - 87 ед. (в т.ч. 70 нефтедобывающих скважин) (согласно требований п.1. ст.9 Федерального Закона 116-ФЗ от 21.07.1997г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

6. для профилактики возникновения аварийных ситуаций и готовности по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов на эксплуатируемых (нефтедобывающих) и скважинах ППД (поддержания пластового давления, т.е. нагнетательных) ООО «Татнефть-МНКТ» заключен договор № 07\16 от 27.11.2007г. сроком действия до с 01.01.2008 до 31.12.2008 с Альметьевским военизированным отрядом - филиалом ФГУ «Аварийно-спасательное формирование «Северо-Восточная противофонтанная часть» МЧС России (основание: п.10 ст.24 Закона РФ от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» и ст.10 Федерального Закона 116-ФЗ от 21.07.1997 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Суд считает, что заявитель обоснованно применил коэффициент ускоренной амортизации 2 к площадке дожимной насосной станции ДНС-1 Ак вместе с УПСВ (входит емкостное оборудование: ОГ-100П, Д-1600, КДФ-1, ЕП-16 с насосом, РВС-2000, БКНС, отстойник ОГ-100П, газосепаратор, Емкости Е-15, Е-16, Е-17, резервуар Е-18, а также факельный оголовок ДУ-100мм, установка для подачи реагента на ДНС-1, путевой подогреватель ПНПТ, путевой подогреватель ПП, насосная технологическая, подпорная насосная станция), площадке дожимной насосной станции ДНС-2 Ак (входит емкостное оборудование: Аппарат 1-100-1.0 (буферная емкость БЕ-1), Аппарат 1-100-1.0 (буферная емкость БЕ-2), конденсаторосборник, насос мультифазный), как к нефтепромысловому оборудованию, непосредственно контактирующему с нефтью, пластовой водой, которые являются взрыво-, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой, которая может послужить причиной (источником) инициирования аварийной ситуации. На площадке дожимной насосной станции ДНС-1 Ак с УПСВ и площадке дожимной насосной станции ДНС-2 Ак происходит отделение нефтесодержащей добываемой жидкости на нефть и пластовую воду. Далее нефть идет на подготовку, компаундирование и поступает в систему магистральных нефтепроводов ОАО АК Транснефть, а пластовая вода – закачивается обратно в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления.

Документами, которыми подтверждается, что площадка дожимной насосной станции ДНС-1 Ак с УПСВ и площадка дожимной насосной станции ДНС-2 Ак (пятая амортизационная группа) являются опасными производственными объектами:

1. свидетельство о регистрации производственного объекта в государственном реестре опасных производственных объектов с приложением, выданных Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан № А43-04391 от 17.04.2006г. сроком действия до 08.04.2011г., и карта учета объекта в государственном реестре опасных производственных объектов (Приложение № 1 к свидетельству ФЗ «О промышленной Безопасности опасных производственных объектов»). В карту учета объектов в Государственном реестре опасных производственных объектов включены объекты: площадка дожимной насосной станции ДНС-1 Ак рег. № А43-04391-002 и площадка дожимной насосной станции ДНС-2 Ак рег. № А43-04391-003. (Признаки опасности объекта: получение, использование, переработка, образование, хранение, транспортирование, уничтожение опасных производственных объектов, указанных в приложении № 1 к Федеральному закону 116-ФЗ от 21.07.1997г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»; использование оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа).

2. в Актанышском филиале ООО Росгосстрах-Татарстан застрахован риск ответственности за причинение вреда 3-м лицам и окружающей природной среде. Объект страхования - площадка дожимной насосной станции ДНС-1 Ак рег. № А43-04391-002 и площадка дожимной насосной станции ДНС-2 Ак рег. № А43-04391-003. (согласно требований п.1. ст.9 Федерального Закона 116-ФЗ от 21.07.1997г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;

3. Оборудование на площадке дожимной насосной станции ДНС-1 Ак рег. № А43-04391-002 и площадке дожимной насосной станции ДНС-2 Ак рег. № А43-04391-003 работает в круглосуточном режиме. Во-первых: исходя из круглосуточного режима работы нефтяных и нагнетательных скважин (согласно отчетов за авг.2008г. ТатАСУнефть графа 21. Время работы (час) - 744 часа в месяц, т.е. 24 часа в сутки), на подготовку поступает круглосуточно добываемая нефтесодержащая жидкость, происходит отделение нефти от пластовой воды, ежесуточно закачивается в нагнетательные скважины пластовая вода. Во-вторых: согласно графиков выхода на работу операторов ДНГ ЦДНГ ОАО «МНКТ» в авг.2008г., табелем учета рабочего времени от 28.08.2008г., разделом 5 правил внутреннего трудового распорядка ОАО «МНКТ», утвержденных приказом генерального директора ОАО «МНКТ», договором возмездного оказания услуг № 95 от от 01.01.2008г. (операторы ДНГ ЦДНГ ОАО «МНКТ» оказывали операторские услуги ООО «Татнефть-МНКТ»), режим работы операторов круглосуточный.

Также в письме Министерства финансов РФ от 13.02.2007г. № 03-03-06/1/78 указано, что перечень основных средств, которые могут быть отнесены к категории основных средств, работающих в условиях агрессивной среды, определяется налогоплательщиком самостоятельно. В отношении ОПО, эксплуатируемых в условиях повышенной сменности, необходимо учитывать следующее. Сроки полезного использования по основным средствам согласно Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы, утвержденной Постановлением Правительства РФ от 01.01.2002 № 1, установлены исходя из режима нормальной работы оборудования в 2 смены. Следовательно, при 3-х сменной или круглосуточной работе организация вправе использовать повышенный коэффициент амортизации к основной норме, но не выше 2.

Агрессивность среды, в непосредственном контакте с которой работают нефтедобывающие скважины (штанги насосные, штанги, трубы НКТ, арматура устьевая, арматура качалок, пакеры) и площадка дожимной насосной станции ДНС-1 Ак с УПСВ, площадка дожимной насосной станции ДНС-2Ак Актанышского месторождения была подтверждена исследованиями следующих научно-исследовательских институтов:

1. Протокол испытаний № 560-1 от 28.09.2007г. ОАО «Волжский научно-исследовательский институт углеводородного сырья» (ОАО «ВНИИУС») в рамках договора № 143/7-У на оказание услуг по исследованию проб нефти Актанышского месторождения от 06.09.2007г. Содержание серы в нефти Актанышского месторождения составляет 2,7 %. Согласно Табл.1 раздела 4. ГОСТ 51858-2002 «НЕФТЬ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ. ГОСТ Р 51858-2002" (утв. Постановлением Госстандарта РФ от 08.01.2002 N 2-ст) (ред. от 16.08.2005) нефть Актанышского месторождения относится к высокосернистой нефти.

2. Экспертная оценка института ТатНИПИнефть от 09.06.2010 на запрос ООО «МНКТ» исх.№ 280 от 14.05.2010г. «Продукция скважин Актанышского месторождения, транспортируемая по трубопроводу, содержит нефть, газ и пластовую воду. К коррозионно-активным элементам, содержащимся в нефти Актанышского месторождения, отнесены: сера, содержание которой колеблется в интервале от 2,65% массовых до 4,3 % массовых, пластовая вода, двуокись углерода в попутном нефтяном газе от 0,96 % до 4,76 % (двуокись углерода, содержащаяся в газе, растворяясь в воде, образует угольную кислоту)». В заключении сделан вывод: «По ГОСТ 51858-2002 «НЕФТЬ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ» нефть Актанышского месторождения ООО «МНКТ» относится к классу 3 – высокосернистая нефть, что подтверждает наряду с вышеуказанными высокими содержаниями коррозионно-активных компонентов в газе повышенный уровень агрессивности среды.

Таким образом, вопреки мнению налогового органа о том, что использование нефтяных объектов в агрессивной среде является обычной рабочей средой, заключениями подтверждено, что нефть Актанышского месторождения относится к высокосернистой нефти, а сера относится к коррозионно-активным элементам. Кроме того, нефть Актанышского месторождения содержит газ и пластовую воду, которые также относятся к коррозионно-активным элементам. Таким образом, заявителем (правопреемник ООО «Татнефть-МНКТ») подтвержден факт работы нефтепромыслового оборудования в условиях повышенной сменности (круглосуточно) и повышенного уровня агрессивности среды, которая может послужить причиной (источником) инициирования аварийной ситуации.

Довод налогового органа о том, что нефтепромысловое оборудование заявителя изначально имеет определенную степень защиты для работы в условиях агрессивной среды, поскольку заявитель применял ингибиторы коррозии, уменьшающие коррозионную активность продукции, судом не принимаются по следующим основаниям.

Судом установлено, что нефтепромысловое оборудование заявителем было приобретено согласно действующим ГОСТ, ТУ (технических условий). На запросы заявителя (правопреемник ООО «Татнефть-МНКТ») представлены ответы Поставщиков, что нефтепромысловое оборудование, поставленное согласно ГОСТу, ТУ, не имело специального антикоррозионного покрытия, т.к. покрытие устанавливается отдельно на основании письменной заявки Покупателя. Заявитель в производственной деятельности использовал трубы насосно-компрессорные трубы (НКТ) производства ОАО «Первоуральский новотрубный завод». Согласно сертификата качества № НК – 705932/04 от 31.10.2008, выданного ОАО «Первоуральский новотрубный завод», трубы НКТ соответствуют ГОСТ 633-80 исполнение А.

Согласно п.2.11. ГОСТ 633-80 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним» по требованию потребителя допускается изготовление труб и муфт без окраски или с покрытием нейтральной смазкой. По требованию потребителя трубы исполнения А должны изготовляться с защитными покрытиями внутренней поверхности, предотвращающими отложения парафина и коррозию. Покрытия выполняют в соответствии с технической документацией, утвержденной в установленном порядке.

Ответами поставщиков подтверждается отсутствие письменных требований со стороны потребителя – ООО «Татнефть-МНКТ» на изготовление и поставку нефтепромыслового оборудования со специальным защитным покрытием внутренней поверхности, предотвращающим коррозию.

Согласно Акту лабораторных исследований ОАО «НИИнефтепромхим» защитного действия ингибиторов коррозии марки СНПХ в пластовой воде Актанышского месторождения ООО «Татнефть-МНКТ» от 14.12.2006 ингибиторы коррозии существенно снижают агрессивность пластовой воды, но полностью защиту нефтепромыслового оборудования не обеспечивают (защитный эффект при удельных расходах 30-50 г/ м3 СНПХ-6030Б 87-90 %, СНПХ-6201Б 85-90%).

Эксплуатация в нефтегазодобывающей отрасли основных средств, имеющих контакт с нефтью, осуществляется также в условиях контакта с коррозийно-агрессивными веществами, что подтверждается «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» утвержденными Постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003г. № 56, согласно которым: «Технологическое оборудование и трубопроводы, предназначенные для эксплуатации в условиях контакта с коррозионно-агрессивными веществами, должны быть оснащены приборами иустройствами для контроля за коррозией и коррозионным растрескиванием (п. 3.3.19); трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому воздействию. Трубопроводы, транспортирующие коррозионно-агрессивные агенты, должны быть в коррозионностойком исполнении (п. 3.5.4.177); оборудование, аппаратура, трубопроводы, а также внутрискважинное оборудование, бурильные, обсадные и лифтовые трубы, подверженные воздействию сероводорода, должны выбираться с учетом параметров технологических процессов и характеристики коррозионно-агрессивной среды (п. 6.7.3); для защиты от коррозии технологического оборудования и трубопроводов систем добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и конденсата, эксплуатационной и лифтовой колонн, внутрискважинного и другого оборудования, эксплуатируемого в условиях воздействия сероводорода, должны применяться ингибиторы коррозии, специальные покрытия и технологические методы уменьшения коррозионной активности продукции (п. 6.7.6).

Таким образом, суд соглашается с доводом заявителя о том, что нефтепромысловое оборудование заявителя (нефтедобывающие скважины Актанышского месторождения (штанги насосные, штанги, трубы НКТ, арматура устьевая, арматура качалок, пакеры), площадка дожимной насосной станции ДНС-1 Ак с УПСВ; площадка дожимной насосной станции ДНС-2Ак) изначально не имело определенную степень защиты; действующими ГОСТ и ТУ не предусмотрена работа нефтепромыслового оборудования исключительно в условиях агрессивной среды. Более того, если бы оборудование заявителя изначально имело степень защиты от коррозии, то предприятию не было необходимости дополнительно приобретать ингибиторы коррозии для его антикоррозионной защиты, которые полную защиту от коррозии нефтепромыслового оборудования они не обеспечивают. Следовательно, такое основное средство работает в агрессивной среде, и наличие повышенного износа (старения) основного средства в процессе его эксплуатации в качестве обязательного условия в таком случае закон также не предусматривает. Основным условием в таком случае является угроза возникновения аварийной ситуации.

Из представленных в материалы дела доказательств следует, что, применяя специальный коэффициент в отношение основных средств, заявителем соблюдены требования НК РФ. Обратное налоговым органом не доказано.

Таким образом, налоговый орган необоснованно доначислил заявителю (правопреемник ООО «Татнефть-МНКТ») налог на прибыль за 2008г. в размере 6 859 071 руб. (28 579 464,49 х 24 %) и пени за несвоевременную уплату налога на прибыль за 2008г.

По п.1.1.3 решения налогового органа.

Как следует из текста оспариваемого решения, в ходе проведения выездной налоговой проверки Инспекцией установлено, что заявитель необоснованно применил повышающий коэффициент к норме амортизации по оборудованию (сооружениям), используемым в процессе нефтедобычи, ссылаясь на агрессивный характер рабочей среды (добываемая нефтесодержащая жидкость), указанной в соответствующем «Заключении об агрессивном характере сред, контактирующих с основными средствами ООО «Татнефть-МНКТ», утвержденном генеральным директором заявителя от 29 декабря 2007г. № б/н. В указанном перечне оборудования (сооружений) перечислены также объекты, которые не имеют непосредственного контакта с в нефтесодержащей жидкостью, а именно: нагнетательные и пьезометрические скважины.

Налоговый орган считает, что нагнетательные скважины №№ 97, 123, 120, 103, экологическая 3а, наблюдательная 4а не имеют контакта с данной нефтесодержащей жидкостью, а именно, добыча нефти по ним не осуществляется, а также при нагнетании на данных скважинах используется сточная вода, очищенная от нефти и механических примесей, следовательно, применение коэффициента 2 (как использование в агрессивной среде) необоснованно. Ввиду чего налоговый орган делает вывод, что заявитель (как правопреемник ООО «Татнефть-МНКТ») допустил нарушение п.п.1 п.1 ст.23 и ст.287 НК РФ, выразившееся в неполной уплате налога на прибыль за 2008г. в размере 312 578 руб. (1 302 412,04 х 24 %) вследствие занижения налоговой базы по налогу на прибыль в результате нарушения п.7 ст.259 НК РФ.

Согласно п.1.2.6. «Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (утверждены Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.1984 № 44 п.IV) «нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих».

Таким образом, нагнетательные скважины очень схожи по своей структуре и назначению с добывающими, участвуют в едином технологическом процессе добычи нефти; в данном случае входят в единый Фонд скважин Актанышского месторождения.

Исследовав представленные в материалы дела документы, суд приходит к выводу о том, что заявитель обоснованно применил коэффициент ускоренной амортизации 2 к вышеуказанным скважинам, относящимся к шестой амортизационной группе, как к оборудованию, являющемуся опасным производственным объектом, на основании следующих документов:

1. Согласно свидетельства о регистрации производственного объекта в государственном реестре опасных производственных объектов с приложением, выданных Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан № А43-04391 от 17.04.2006 сроком действия до 08.04.2011, и карте учета объекта в государственном реестре опасных производственных объектов (Приложение № 1 к свидетельству о регистрации) к опасным производственным объектам отнесен объект - Фонд скважин Актанышского месторождения - 87 единиц (в т.ч. нагнетательные скважины - 7 единиц, экологическая 3а, наблюдательная 4а). Признаки опасности объекта:

Б) использование оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа.

2. Работа нагнетательных скважин в режиме высокого давления подтверждается:

- технологической схемой разработки Актанышского местрождения нефти, утвержденной Роснедра письмом исх.№ ПС-03-31/1459 от 14.03.2006г. (давление 9,3-9,7 МПа);

- отчетом о работе нагнетательных скважин за авг.2008г. по данным ТатАСУнефть. Графа 18. Давление на устье скважин – 31-71 атм., что соответствует 3,7 – 7,1 мПа.

3. нагнетательные скважины работают в круглосуточном режиме (отчеты ТатАСУнефть за авг. 2008г. Графа 21. Время работы (час) - 744 часа в месяц, т.е. 24 часа в сутки).

Согласно письму Минфина РФ от 13.02.2007 № 03-03-06/1/78 в отношении опасных производственных объектов, эксплуатируемых в условиях повышенной сменности, необходимо учитывать следующее. Сроки полезного использования по основным средствам согласно Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы, утвержденной Постановлением Правительства РФ от 01.01.2002 № 1, установлены исходя из режима нормальной работы оборудования в 2 смены. Следовательно, при 3-х сменной или круглосуточной работе организация вправе использовать повышенный коэффициент амортизации к основной норме, но не выше 2.

4. в Актанышском филиале ООО «Росгосстрах-Татарстан» застрахован риск ответственности за причинение вреда 3-м лицам и окружающей природной среде. Объект страхования - Фонд скважин Актанышского местрождения нефти - 87 ед. (в т.ч. нагнетательные скважины 97, 123, 120, 103, экологическая 3а, наблюдательная 4а), согласно требований п.1. ст.9 Федерального Закона 116-ФЗ от 21.07.1997 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

5. для профилактики возникновения аварийных ситуаций и готовности по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов на эксплуатируемых (нефтедобывающих) и скважинах ППД (поддержания пластового давления, т.е. нагнетательных скважинах) ООО «Татнефть-МНКТ» заключен договор № 07\16 от 27.11.2007г. сроком действия до с 01.01.2008г. до 31.12.2008г. с Альметьевским военизированным отрядом - филиалом ФГУ «Аварийно-спасательное формирование «Северо-Восточная противофонтанная часть» МЧС России (основание: п.10 ст.24 Закона РФ от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» и ст.10 Федерального Закона 116-ФЗ от 21.07.1997г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Заявитель обоснованно определил рабочую среду в вышеуказанных скважинах как агрессивную на основании исследований следующих научно-исследовательских институтов:

1. Заключение института ТатНИПИнефть о физико-химическом составе и агрессивности пластовых и закачиваемых вод от 09.06.2010г. на запрос ООО «МНКТ» исх.№ 280 от 14.05.2010, согласно которому «Пластовые воды Актанышского месторождения, попутно добываемые с нефтью, являются высокоминерализованными рассолами с содержанием растворенных солей 274-277 г/дм3, содержащими агрессивные компоненты H2S и CO2 в количестве до 194 мг/дм3. Растворенный кислород отсутствует. Скорость коррозии достигает значения 0,419 мм в год. В пластовых водах содержится до 125 мг/ дм3 нефти и до 35 мг/ дм3 механических примесей. Закачиваемые воды Актанышского месторождения, отделяемые от нефти и используемые для закачки в пласт через нагнетательные скважины, также являются высокоминерализованными рассолами с содержанием агрессивных компонентов H2S и CO2 до 135 мг/дм3. Растворенный кислород отсутствует. Скорость коррозии достигает значений 0,358 и 0,370 мм в год. В закачиваемых водах содержится до 60 мг/дм3 нефти и до 25 мг/дм3 механических примесей. Согласно ранее проводимым исследованиям физико-химический состав и агрессивность пластовых вод в течение 5 лет не изменилась. На основе проведенных исследований следует, что пластовые и закачиваемые воды согласно приложению Ж ГОСТ Р 51161-2002, стр. 43, относятся к высококоррозионной группе (Ж.З).

2. Акт лабораторных исследований ОАО «НИИнефтепромхим» защитного действия ингибиторов коррозии марки СНПХ в пластовой воде Актанышского месторождения ООО «Татнефть-МНКТ» от 14.12.2006 на запрос заявителя исх. № 444/1 от 17.11.2006. Цель испытаний: оценка агрессивности пластовой воды и лабораторный подбор ингибиторов коррозии марки СНПХ для сред Актанышского месторождения. Данным актом установлено, что пластовая вода Актанышского месторождения является агрессивной и обработка ее ингибитором коррозии необходима.

Заключениями подтверждено, что указанные скважины находятся в непосредственном контакте с пластовыми и закачиваемыми водами Актанышского месторождения. Пластовые и закачиваемые воды Актанышского месторождения являются высокоминерализованными рассолами с содержанием агрессивных компонентов H2S и CO2, относятся к высококоррозионной группе. Кроме того, пластовые воды содержат в своем составе механические примеси и агрессивный компонент – высокосернистую нефть.

Налоговым органом не доказано, что скважины 97, 123, 120, 103, 3а, 4а изначально имели определенную степень защиты, как и не доказано, что вышеуказанное оборудование не имеет непосредственный контакт с взрыво-, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой, т.к. это оборудование само является опасным производственным объектом, работающим под высоким давлением (свыше 0,07 Мпа) и в условиях повышенной сменности (круглосуточно), в непосредственном контакте с агрессивной средой - пластовой водой, отделяемой от нефти и используемой для закачки в пласт через нагнетательные скважины.

Таким образом, суд приходит к выводу о том, заявителем подтвержден факт работы вышеуказанного нефтепромыслового оборудования в условиях агрессивной среды и повышенной сменности, правомерно применена норма, предусмотренная п.7 ст.259 НК РФ. Налоговый орган необоснованно доначислил заявителю (правопреемник ООО «Татнефть-МНКТ») налог на прибыль за 2008г. в размере 312 578 руб. (1 302 412 х 24 %) и пени за несвоевременную уплату налога на прибыль за 2008. Поэтому требования заявителя в данной части подлежат удовлетворению.

Обоснованность применения налогоплательщиками ускоренной амортизации к оборудованию, непосредственно контактирующему с агрессивной средой, подтверждается и сложившейся судебной практикой (Постановление ФАС Московского округа от 25.10.2010 N КА-А40/12648-10 по делу N А40-159430/09-126-1313, ФАС Московского округа от 28.09.2010 N КА-А40/11099-10 по делу N А40-161930/09-115-1169, ФАС Московского округа от 17.09.2010 N КА-А40/10975-10 по делу N А40-174205/09-20-1350, ФАС Московского округа от 17.09.2010 N КА-А40/10816-10 по делу N А40-175280/09-35-1355, ФАС Московского округа от 09.09.2010 N КА-А40/10220-10 по делу N А40-161292/09-116-939, ФАС Поволжского округа от 23.06.2009г. по делу № А-65-24482/2007, ФАС Московского округа от 03.09.2008 № КА-А40/8028-08 по делу № А40-63848/07-140-365).

По пунктам 1.2.1 решения.

Как следует из оспариваемого решения, основанием для доначисления 6.241 руб. налога на добавленную стоимость послужило неправомерное применение заявителем налоговой ставки в размере 18 % по услугам таможенного брокера.

Заявитель в обоснование своих доводов сослался на то, что услуги, оказанные таможенным брокером согласно п. 3 ст. 164 НК РФ, подлежат обложению НДС по ставке 18%, а позиция заявителя подтверждается письмами Минфина России.

Ответчик возражает против требований заявителя по доводам, изложенным в заявлении, ссылается на то, что оказанные посреднические услуги в таможенном деле непосредственно связаны с реализацией товаров, вывезенных в режиме экспорта, а налогообложение реализации этих услуг должно осуществляется по ставке 0%, что в данном вопросе сложилась единообразная судебная практика, а ссылка на Письма Минфина некорректна.

Из материалов дела следует, что между Обществом («Комитент») и ЗАО «ВТО «Роснефтегазэкспорт» («Комиссионер») заключен договор комиссии от 19.12.2006г. № 2007-92, согласно которому Комиссионер по поручению Комитента за вознаграждение реализует нефть экспортного качества на внешнем рынке.

В соответствии с п.3.7 договора Комиссионер принимает на себя обязательства по таможенному оформлению товара. Оплата таможенных платежей для оформления грузовой таможенной декларации производится на основании п.1.4 договора. В соответствии с п.1.4. все расходы, связанные с экспортом товара, в том числе услуги по перевалке товара в портах, услуги таможенных брокеров, агентов, экспедиторов и другие расходы, связанные с экспортом оплачиваются Комиссионером по письменному поручению и за счет Комитента.

Таможенное оформление документов для ЗАО «ВТО Роснефтегазэкспорт» осуществило ЗАО «Инвестприбор», в соответствии с чем данная организация в адрес ЗАО «ВТО Роснефтегазэкспорт» выставила счет-фактуру №332 от 26.02.2007, где сумма расходов по оказанию услуг по таможенному оформлению товара, принадлежащего заявителю, составила 40 914,15 руб. (в том числе НДС 18% - 6 241,14 руб.).

На основании данного счета-фактуры ЗАО «ВТО Роснефтегазэкспорт» перепредъявило данные расходы Комитенту, выставив в адрес заявителя счет-фактуру №ТР 332 Д от 26.02.2007 на сумму 40 914,15 руб. (в том числе НДС 18% - 6 241,14 руб.).

Данный счет-фактура отражен в книге покупок заявителя за март 2007 г. и, соответственно, сумма предъявленного НДС (18%) в размере 6 241,14 руб. принята к вычету в марте 2007 г.

Следовательно, в рамках реализации нефти на экспорт были осуществлены расходы на таможенное оформление экспорта.

В соответствии с подпунктом 2 пункта 1 статьи 164 НК РФ налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов при реализации работ (услуг), непосредственно связанных с производством и реализацией товаров, вывезенных в таможенном режиме экспорта, а также товаров, помещенных под таможенный режим свободной таможенной зоны, при условии представления в налоговые органы документов, предусмотренных ст. 165 настоящего Кодекса.

Положение настоящего подпункта распространяется на работы (услуги) по организации и сопровождению перевозок, перевозке или транспортировке, организации, сопровождению, погрузке и перегрузке вывозимых за пределы территории Российской Федерации товаров, выполняемые (оказываемые) российскими организациями или индивидуальными предпринимателями (за исключением российских перевозчиков на железнодорожном транспорте), и иные подобные работы (услуги), а также на работы (услуги) по переработке товаров, помещенных под таможенный режим переработки на таможенной территории.

В соответствии со статьями 123, 124 Таможенного кодекса Российской Федерации перемещаемые через таможенную границу товары подлежат декларированию путем заявления таможенному органу в таможенной декларации или иным предусмотренным этим Кодексом способом сведений о товарах, их таможенном режиме и других сведений, необходимых для таможенных целей.

Вывоз товаров за пределы таможенной территории Российской Федерации в таможенном режиме экспорта невозможен без осуществления процедуры декларирования. Названная процедура непосредственно связана с реализацией товара на экспорт и является обязательным условием легальности экспорта.

Поэтому суд считает обоснованным довод инспекции о неправомерности применения вычета указанных сумм НДС.

Утверждение общества о том, что отсутствие посреднических услуг в перечне работ (услуг), указанных в пп.2 п. 1 ст. 164 НК РФ, рассматривается как основание для невозможности применения ставки 0% по НДС, является некорректным.

По смыслу и буквальному содержанию подпункта 2 пункта 1 статьи 164 Кодекса перечень подпадающих под его действие услуг не является исчерпывающим и не ограничен только услугами по организации и осуществлению перевозочного процесса.

Основным содержательным критерием, позволяющим отнести услуги к услугам, облагаемым налогом на добавленную стоимость по налоговой ставке 0 процентов, является их непосредственная связь с производством и реализацией товаров, вывезенных в таможенном режиме экспорта.

При этом для целей налогообложения не имеет правового значения, до или после физического вывоза конкретного товара допускается или предписывается производить его декларирование по таможенным правилам.

Данная правовая позиция отражена в Постановлениях Президиума Высшего Арбитражного Суда РФ от 19.02.2008 № 12371/07, от 20.05.2008 № 12010/07, а также в постановлении ФАСПО от 12 августа 2010 года по делу № А65-37205/2009, Постановлении Президиума ВАС РФ от 20.05.2008 N 12010/07 по делу N А40-48454/06-118-331.

Общество в судебном заседании не опровергло факты оказания услуг в отношении экспортируемого товара, факт экспорта товара общество не отрицало ни в ходе проведения выездной проверки, ни в ходе судебного заседания.

С учетом изложенного, Инспекция сделала правильный вывод о том, что услуги таможенного брокера по таможенному оформлению товара непосредственно связаны с реализацией товаров, вывезенных в таможенном режиме экспорта, и, соответственно, подлежат обложению НДС по ставке 0%.

Ссылку Заявителя на письмо ИФНС №35 по г.Москве исх.334/032849 от 02.06.2010, в котором сообщается, что услуги, оказываемые российской организацией по договору комиссии организации, реализующей товары на экспорт, облагаются НДС по ставке в размере 18%, суд находит несостоятельной по следующим основаниям.

Из представленных документов (ответа ИФНС №35 по г.Москве №16.-10/053392@ от 04.10.2010, запроса ЗАО ВТО «РОСНЕФТЕГАЗЭКСПОРТ» исх.№089 от 29.04.2010г. и ответа инспекции №07-24/032849 от 02.06.2010г.) следует, что ИФНС №35 по г.Москве в письме №07-24/032849 от 02.06.2010, направленного в адрес ЗАО ВТО «РОСНЕФТЕГАЗЭКСПОРТ», указало, что «оно имеет информационно-разъяснительный характер и не препятствует руководствоваться нормами законодательства о налогах и сборах в понимании, отличающемся от трактовки, изложенной в настоящем письме. В соответствии с письмом Минфина РФ от 06.05.2005 №03-03-07/1-116 должностными лицами, уполномоченными излагать официальную позицию Минфина России в письменных разъяснениях по вопросам применения законодательства РФ о налогах и сборах, являются Министр финансов РФ, его заместители, директор Департамента налоговой и таможенно-тарифной политики и его заместители». В связи с чем, было предложено обратиться за разъяснениями в Министерство финансов РФ».

Из содержания запроса ЗАО ВТО «Роснефтегазэкспорт» исх.№089 от 29.04.2010г. суд установил, что имеется ссылка на решение Межрайонной инспекции ФНС по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми, г. Сыктывкар, поэтому данный запрос не касается заявителя, так как Общество состоит на учете у ответчика и оспариваемое Обществом решение вынесено им же.

Судом не может быть принята во внимание ссылка Заявителя на письмо от 17.12.2010 №784 и ответ Минфина РФ от 03-08-08/363 от 14.12.2010 в связи с тем, что запрос заявителя сформулирован некорректно, отсутствует ссылка на предоставление услуг таможенными брокерами, соответственно и ответ Минфином РФ дан в соответствии с поставленным перед ним вопросом. Согласно Письма Минфина РФ от 14.12.2010г. №03-07-08/363 следует, что направляемое мнение имеет информационно – разъяснительный характер и не препятствует руководствоваться нормами законодательства о налогах и сборах в понимании, отличающемся от трактовки, изложенной в настоящем письме.

Следовательно, письмо Минфина РФ исх.№03-07-08/363 от 14.12.2010 не может быть принято как доказательство по делу.

Учитывая изложенное, требования заявителя в данной части не подлежат удовлетворению.

Следовательно, требования заявителя подлежат удовлетворению частично.

Согласно ст.110 АПК РФ (с учетом п.7 информационного письма №139 от 11 мая 2010 года Высшего Арбитражного суда Российской Федерации) расходы по уплате 2.000 руб. государственной пошлины возмещаются заявителю за счет ответчика.

Руководствуясь ст.ст.110, 112,167-169, 176, 201 АПК РФ, Арбитражный суд Республики Татарстан

Р Е Ш И Л :

Заявление Общества с ограниченной ответственностью «МНКТ», г. Казань удовлетворить частично.

Признать незаконным решение Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан №1-7 от 25.06.2010 в части взыскания налога на прибыль в размере 7.171.649 руб., соответствующих ему пеней, как несоответствующее требованиям Налогового кодекса Российской Федерации.

Обязать Межрайонную инспекцию Федеральной налоговой службы России по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан устранить допущенные нарушения прав и законных интересов Общества с ограниченной ответственностью «МНКТ», г. Казань.

В остальной части заявления отказать.

Взыскать с Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан в пользу Общества с ограниченной ответственностью «МНКТ», г. Казань 2.000 (две тысячи) руб. расходов по уплате государственной пошлины.

Решение может быть обжаловано в месячный срок со дня принятия в Одиннадцатый Арбитражный апелляционный суд (г. Самара).

Судья А.Р. Хасанов