Гражданский кодекс часть 1

Открытое акционерное общество «Удмуртторф», г. Ижевск (далее ОАО «Удмуртторф») обратилось в арбитражный суд с требованием о признании незаконным решения Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Удмуртской Республике (далее МРИ ФНС по КН по УР) № 12-75/84 от 30.08.2007г. об отказе в привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения.

ОАО «Удмуртторф» заявило об уточнении заявленных требований от 14.01.2008г. (т. 2 л.д. 30), согласно которому решение налоговой инспекции оспаривается в части доначисления налога на добычу полезных ископаемых (далее НДПИ) в сумме 5488430 руб. Судом заявление ОАО «Удмуртторф» на основании ст. 49 АПК РФ принято.

Решение ответчика оспаривается заявителем по основаниям, изложенным в заявлении и в письменных пояснениях (т. 1 л.д. 78-81).

Ответчик требования заявителя не признал по основаниям, изложенным в отзыве на заявление (т. 1 л.д. 39-42) и в письменных пояснениях (т. 2 л.д. 13-15).

Изучив материалы дела, выслушав объяснения сторон, арбитражный суд установил:

ОАО «Удмуртторф» в силу ст. 334 Налогового кодекса Российской Федерации (далее НК РФ) является плательщиком налога на добычу полезных ископаемых.

27.03.2007г. общество представило налоговую декларацию по НДПИ за февраль 2007г., согласно которой налогоплательщиком исчислен НДПИ с применением коэффициента Кв=0,5 в сумме 14088492 руб., в т.ч. по Якшур-Бодьинскому месторождению 5616486 руб., по Южно-Лиственскому и Покровскому месторождению 8472006 руб.

МРИ ФНС по КН по УР проведена камеральная налоговая проверка налоговой декларации ОАО «Удмуртторф» по НДПИ за февраль 2007г.

По результатам проверки ответчиком составлен акт налоговой проверки № 12-77/71 от 06.07.2007г. По акту проверки налогоплательщиком возражения не представлены.

После рассмотрения акта проверки налоговым органом вынесено решение № 12-75/84 от 30.08.2007г. об отказе в привлечении налогоплательщика к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения.

Согласно решению налогоплательщику доначислен НДПИ по сроку уплаты 26.03.2007г. по Якшур-Бодьинскому месторождению в сумме 5616486 руб. В связи с наличием переплаты по состоянию на 26.03.2007г. в сумме 5700900 руб. в привлечении к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения отказано.

Основанием для доначисления налога послужил вывод налогового органа об отсутствии у налогоплательщика права при исчислении НДПИ на использование коэффициента, характеризующего степень выработанности конкретного участка недр (Кв), предусмотренного п. 4 ст. 342 НК РФ. Согласно технологической схеме добычи нефти нефть, извлекаемая на поверхность из эксплуатационных скважин, по трубопроводам поступает на групповую замерную установку, где производится учет количества поступившей (добытой нефти). Учет поступившей нефти в разрезе месторождений отсутствует. Налогоплательщиком не обеспечен прямой метод учета количества добытого полезного ископаемого на конкретном участке недр, поскольку при расчете добычи нефти используются средние значения показателей (обводненности, плотности нефти), рассчитанные на основе выборочных проб и замеров. Применение прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого является, по мнению налоговой инспекции, в данном случае невозможным, поскольку на УПН «Киенгоп», принадлежащем ОАО «Удмуртнефть», производится подготовка и доведение до ГОСТа нефти, поступающей с нескольких месторождений.

Решение налогового органа было обжаловано в Управление Федеральной налоговой службы по Удмуртской Республике. Решением от 01.11.2007г. № 24-12/13934 жалоба ОАО «Удмуртторф» оставлена без удовлетворения (т. 2 л.д. 10-12).

Несогласие налогоплательщика с решением налогового органа в оспариваемой части послужило основанием для его обращения в арбитражный суд.

В обоснование заявленных требований заявитель указал, что обществом осуществляется прямой учет количества добытого полезного ископаемого, поскольку при выкачке нефти из скважины ее объем измеряется на основании данных СКЖ (счетчик камерный). На основании данных, полученных на СКЖ, заполняется отчетность по форме 6-ГР, налоговая декларация по НДПИ, Геологический отчет по эксплуатации скважин. Общество не имеет технической возможности самостоятельно доводить до ГОСТа добытую нефть. Доведение нефти до ГОСТа осуществлялось по договору ОАО «Удмуртнефть». При непосредственной добыче нефти из скважины объем добытой нефти измеряется с помощью СКЖ. Затем нефть, добытая из скважин Якшур-Бодьинского месторождения, собирается в общий коллектор. На ДНС (дожимная насосная станция) посредством резервуаров марки РВС-400 нефть измеряется по мерным линейкам, после этого перекачивается через УУН (узел учета нефти) на дальнейшую подготовку в ОАО «Удмуртнефть» с составлением ежесуточных актов приема-передачи нефти. Таким образом, на всех этапах движения нефти осуществляется ее непосредственное измерение с помощью соответствующих измерительных установок, т.е. осуществляется прямой учет добытого полезного ископаемого. Налоговое законодательство не связывает возможность применения коэффициента Кв с тем, осуществляется ли доведение добытой нефти до ГОСТа самим налогоплательщиком или другой организацией на основании договора. Доказательств того, что степень выработанности по Якшур-Бодьинскому месторождению не находится в рамках установленного интервала, налоговым органом не представлено. Количество добытой нефти подсчитано на основании измерительных приборов, составило по данным геологического отчета 5940 т. Указанное количество добытой нефти налоговым органом не оспаривается. Заявителем при расчете коэффициента Кв использовался показатель V – начальные извлекаемые запасы нефти 1572 тыс.т., утвержденный Протоколом от 28.02.2003г. №261 Заседания Центральной комиссии МПР РФ по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых по Якшур-Бодьинскому месторождению. Коэффициент Кв с учетом признания заявителем необходимости его округления до четвертого знака составляет 0, 5114. Налоговый орган неправомерно при расчете использовал показатель V, равный 1726 тыс.т., руководствуясь Приложением к Письму Управления по недропользованию по УР от 18.06.2007г. Данный показатель не утверждался МПР РФ, следовательно, не может применяться.

Налоговый орган, возражая против заявленных требований, указал, что применение формулы, указанной в п. 4 ст. 342 НК РФ, возможно только при условии наличия прямого учета количества добытой нефти на конкретном участке недр. Если налогоплательщиком не выполняется данное условие, то коэффициент Кв применяется равным 1. Из содержания технологической схемы разработки Якшур-Бодьинского месторождения следует, что при расчете добычи нефти заявителем используются средние значения показателей (обводненности, плотности нефти), рассчитанные на основе выборочных проб и замеров. Указанный метод определения количества добытого полезного ископаемого является косвенным. Исходя из буквального толкования статьи 342 НК РФ, при использовании понижающего коэффициента при расчете НДПИ должна учитываться не нефтесодержащая жидкость на устье скважины, а продукция, прошедшая первичную переработку и доведенная до установленного стандарта качества. При этом продукция должна быть учтена отдельно от нефти, добываемой на других участках недр. Это возможно только там, где пункт подготовки нефти обрабатывает нефть одного участка недр. Технологическая схема, утвержденная налогоплательщиком, предусматривает, что добытая смесь с нескольких скважин поступает в единый очистной комплекс. После смешения определить объем нефти, добытой из каждой скважины, можно только косвенным способом - на основе объема добычи жидкости и доли нефти в добываемом сырье. С учетом того, что подготовка и доведение нефти до ГОСТа производится на УПН «Киенгоп», принадлежащему ОАО «Удмуртнефть», передаваемая с Якшур-Бодьинского месторождения нефть является добытым полезным ископаемым в целях применения главы 26 НК РФ только после подготовки на УПН «Киенгоп». Поскольку налогоплательщиком не обеспечен прямой метод учета нефти на конкретном участке недр, право на применение коэффициента Кв у налогоплательщика отсутствует.

Оценив представленные доказательства по делу, суд считает требования заявителя необоснованными и не подлежащими удовлетворению по следующим основаниям.

Порядок исчисления и уплаты налога на добычу полезных ископаемых установлен главой 26 НК РФ.

Статьей 56 НК РФ установлено, что льготами по налогам и сборам признаются предоставляемые отдельным категориям налогоплательщиков предусмотренные законодательством о налогах и сборах преимущества по сравнению с другими налогоплательщиками, включая возможность не уплачивать налог либо уплачивать его в меньшем размере.

В соответствии с подпунктом 3 пункта 1 статьи 21 НК РФ налогоплательщик имеет право использовать налоговые льготы только при наличии оснований и в порядке, установленном законодательством о налогах и сборах. Доказательства, подтверждающие правомерность использования льготы по налогу, должен представить налогоплательщик.

В силу п. 1 ст. 336 НК РФ объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.

При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельно добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия) (п. 1 ст. 337 НК РФ).

Согласно п. 2 ст. 337 НК РФ одним из видов полезных ископаемых является углеводородное сырье: нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.

В соответствии со ст. 338 НК РФ налоговая база определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого как стоимость добытых полезных ископаемых, за исключением попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья. Стоимость добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 340 НК РФ.

На основании ст. 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетным, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. В случае если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.

Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого.

Согласно п. 4 ст. 342 НК РФ коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр (Кв), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.

В случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле:

Кв = 3,8 - 3,5 x ---,

где N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых утвержденного в году, предшествующем году налогового периода;

V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.

Таким образом, определение коэффициента Кв осуществляется в соответствии со ст. 342 НК РФ, если степень выработанности запасов конкретного участка недр больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, и количество добытой нефти определяется с использованием прямого метода.

Суд считает, что налогоплательщиком документально право на льготу не подтверждено, поскольку не представлены доказательства применения прямого метода при определении количества добытого полезного ископаемого.

Технологический процесс по добыче полезного ископаемого на конкретном месторождении полезных ископаемых определяется в техническом проекте разработки месторождения полезных ископаемых.

В соответствии с проектом разработки Якшур-Бодьинского месторождения нефти (т. 4 л.д. 72-73) определена система сбора и промысловой подготовки продукции скважин, в соответствии с которой бурение добывающих скважин осуществлено с двух кустовых площадок. На месторождении реализована следующая схема сбора и подготовки нефти. Газожидкостная смесь из скважин поступает на ГЗУ-1 и ГЗУ-2, расположенные на кустовых площадках 1 и 2, соответственно. После замера дебитов, обводненности продукции и газосодержания, газоводонефтяная эмульсия от этих кустов по трубопроводу поступает на площадку сбора и выдачи нефти (ДНС). В сепараторе-газоотделителе происходит сепарации нефти от газа. Попутный газ (50%) сжигается на факеле. Остальные 50% газа используются для нагрева водонефтяной эмульсии. Далее, разгазированная водонефтяная эмульсия поступает в две емкости (по 400 м³- каждая), где из-за разности плотностей происходит разделение этой эмульсии на нефть и воду. Обезвоженная нефть из резервуаров по магистральному нефтепроводу перекачивается на ДНС Южно-Киенгопского месторождения, а пластовая вода поступает на очистные сооружения. После очистки попутная вода сбрасывается в поглощающую скв.8.

Согласно пояснениям представителей налогового органа, данным в судебном заседании 15.02.2008г., и пояснениям заявителя от 15.02.2008г. технологический процесс осуществляется в соответствии с проектом разработки Якшур-Бодьинского месторождения нефти.

Из проекта разработки Якшур-Бодьинского месторождения нефти следует, что технологический процесс по добыче полезного ископаемого включает в себя помимо самой операции по извлечению минерального сырья из недр комплекс технологических операций (процессов) по доведению фактически извлеченного минерального сырья до стандарта качества.

Измерительные приборы, применяемые налогоплательщиком, установлены на начальном этапе технологического процесса – при извлечении минерального сырья из недр. На других этапах измерительные приборы отсутствуют.

После извлечения минерального сырья - водонефтяной эмульсии налогоплательщиком берутся пробы (с регулярностью, определенной проектом), и расчетным путем определяются данные о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр минеральном сырье.

Применяемые налогоплательщиком измерительные приборы по своему назначению и техническим характеристикам не могут служить средством измерения добытого полезного ископаемого - нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а служат для измерения водонефтяной эмульсии.

Исходя из руководства по эксплуатации СКЖ 30М5.00.000 РЭ «СЧЕТЧИКИ ЖИДКОСТИ СКЖ» (т. 3 л.д. 82) счетчики предназначены для измерения массы жидкости, поступающей из скважин, на объектах добычи нефти и узлах оперативного контроля учета нефти. Область применения счетчиков – объекты добычи нефти и узлы оперативного контроля ее в технологических установках нефтедобывающих предприятий, а также системы сбора данных, контроля и регулирования технологических процессов в других отраслях промышленности. Счетчик состоит из преобразователя расхода камерного и вычислителя масс массы счетчика СКЖ, по заказу потребителя в комплект может входить устройство обогрева счетчика.

Согласно разделу 1.4 руководства по эксплуатации СКЖ 30М5.00.000 РЭ «СЧЕТЧИКИ ЖИДКОСТИ СКЖ» преобразователи работают следующим образом. Нефтегазоводяная смесь подается во входной коллектор, затем через сопло в измерительную камеру. Преобразование числа опрокидываний измерительной камеры в электрические импульсы осуществляется посредством воздействия магнита, закрепленного к камере. БЭСКЖ-2 обрабатывает по специальному алгоритму сигнал, поступающий из преобразователя, вычисляет и отображает показания на цифровом индикаторе значение массы жидкости в кг.

Исходя из руководства по эксплуатации ПДРК 611136.030РЭ «УСТАНОВКА АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ГРУППОВАЯ СО СЧЕТЧИКОМ СКЖ ТИПА «СПУТНИК» (т. 3 л.д. 97) установка предназначена для периодического измерения количества жидкости, добываемой из малодебитных нефтяных скважин. согласно разделу 4 руководства по эксплуатации ПДРК 611136.030РЭ из переключателя скважин продукция одной из скважин через фильтр направляется для измерения в камерный преобразователь счетчика нефти СКЖ. Продукция остальных скважин из переключателя ПСМ направляется в общий трубопровод. Жидкость, измеренная преобразователем, также направляется в общий трубопровод через задвижку. Преобразователь выдает импульсы на блок электронный БЭСКЖ, где они преобразуются в единицу массы – килограммы, и накапливаются для передачи значений массы на диспетчерский пульт. Управление переключателем скважин осуществляется блоком управления и индикации по установленной программе. Длительность измерения определяется установкой реле времени в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи и др.

С учетом требований проекта разработки Якшур-Бодьинского месторождения нефти используемые заявителем измерительные приборы необходимы для проведения комплекса гидродинамических, промыслово-геофизических исследований скважин по контролю за разработкой месторождения (т. 4 л.д. 78-79), чем и обусловлена периодичность их использования.

Следовательно, из представленных по делу доказательств следует, что налогоплательщиком применяется косвенный метод при расчете количества добытого полезного ископаемого, т. е. расчетным путем определяется содержание нефти в извлекаемой из недр водонефтяной эмульсии.

Ссылки заявителя на Рекомендации по определению массы нефти не обоснованы, поскольку относятся к учетным операциям с применением систем измерений количества и показателей качества нефти (СИКН). Указанные системы налогоплательщиком для определения количества нефти не использовались. Наличие основных средств измерения и оборудования, устанавливаемого на технологической части СИКН (п. 5.2 указанных Рекомендаций), заявителем документально не подтверждено. Учитывая, что у налогоплательщика отсутствует оборудование по доведению водонефтяной эмульсии до государственного стандарта и соответствующие измерительные приборы, то оно не имеет возможности прямым методом измерить количество добытой нефти, соответствующей стандарту.

В связи с изложенным общество в целях налогообложения неправомерно применило коэффициент, установленный ст. 342 НК РФ.

Согласно ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации и с учетом принятого решения расходы по уплате государственной пошлины относятся на заявителя.

Руководствуясь ст. ст. 167-170, 201 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Арбитражный суд Удмуртской Республики

Р Е Ш И Л:

1. В удовлетворении заявления о признании незаконным решения Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Удмуртской Республике № 12-75/84 от 30.08.2007г. об отказе в привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения, вынесенного в отношении Открытого акционерного общества «Удмуртторф», г. Ижевск, в части доначисления налога на добычу полезных ископаемых в сумме 5488430 руб., отказать.

2. Решение может быть обжаловано в порядке апелляционного производства в Семнадцатый арбитражный апелляционный суд г. Пермь в месячный срок со дня его принятия (изготовления в полном объеме), а также в порядке кассационного производства в Федеральный арбитражный суд Уральского округа г. Екатеринбург в течение двух месяцев со дня вступления решения в законную силу путем подачи жалобы через Арбитражный суд Удмуртской Республики.

Информацию о времени, месте и результатах рассмотрения апелляционной или кассационной жалобы можно получить соответственно на интернет-сайтах Семнадцатого арбитражного апелляционного суда www.17aas.arbitr.ru или Федерального арбитражного суда Уральского округа www.fasuo.arbitr.ru.

Судья Н. Г. Зорина