ГРАЖДАНСКОЕ ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО
ЗАКОНЫ КОММЕНТАРИИ СУДЕБНАЯ ПРАКТИКА
Гражданский кодекс часть 1
Гражданский кодекс часть 2

Решение № А75-948/08 от 02.04.2009 АС Ханты-Мансийского АО

Арбитражный суд

Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

ул. Ленина, 54/1, г. Ханты-Мансийск, 628011, тел. (3467) 33-54-25, сайт http://www.hmao.arbitr.ru

ИМЕНЕМ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РЕШЕНИЕ

г. Ханты-Мансийск

2 апреля 2009 г.

Дело № А75-948/2008

Резолютивная часть решения объявлена 2 апреля 2009 г.

Полный текст решения изготовлен 3 апреля 2009 г.

Арбитражный суд Ханты-Мансийского автономного округа - Югры в составе судьи Кущевой Т.П., при ведении протокола судебного заседания помощником судьи Топычкановой Е.А., рассмотрев в судебном заседании дело по заявлению открытого акционерного общества «Соболь» к Инспекции Федеральной налоговой службы по г. Мегиону Ханты-Мансийского автономного округа–Югры о признании частично недействительным решения от 24.11.2008 № 10/1298,

при участии представителей:

от заявителя: Деев С.А. по доверенности от 14.10.2008

от ответчика: Квитко Н.В.. по доверенности от 02.04.2008, Ермишкина В.А. по доверенности от 03.12.2008, Даукшес В.О.- по доверенности от 16.04.2007,

у с т а н о в и л:

открытое акционерное общество «Соболь» обратилось в арбитражный суд с заявлением к Инспекции Федеральной налоговой службы по г. Мегиону Ханты-Мансийского автономного округа–Югры о признании частично недействительным решения от 24.11.2008 № 10/129.

В ходе судебного разбирательства до вынесения решения судом первой инстанции заявитель в порядке статьи 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации уточнил заявленные требования и просит признать недействительным решение в части доначисления налога на добычу полезных ископаемых, пени и налоговые санкции исчисленные на указанную сумму.

Суд принимает к рассмотрению уточненные требования.

Ответчик с иском не согласен по мотивам, изложенным в отзыве и дополнениях к нему.

Суд, выслушав представителей сторон, исследовав материалы дела, установил.

Как видно из материалов дела, Инспекцией Федеральной налоговой службы по г. Мегиону Ханты-Мансийского автономного округа–Югры (далее – инспекция, налоговый орган, ответчик) на основании решения заместителя руководителя проведена выездная налоговая проверка открытого акционерного общества «Соболь» (далее – общество, заявитель) по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты (удержания, перечисления) налогов и сборов за период с 01.01.2006 по 31.12.2006, а по налогу на доходы физических лиц с 01.01.2006 по 31.12.2007. в ходе, которой выявлено неполная уплата налога на добычу полезных ископаемых в размере 15328475 рублей, что отражено в акте выездной налоговой проверки от 13 октября 2008 года (т. 1 л.д.35-60).

По результатам рассмотрения материалов проверки 14.11.2008 заместитель руководителя Инспекции принял решение № 10/12198 о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения (т. 1 л.д.14-34).

Указанным решением предприятие привлечено к налоговой ответственности в виде штрафа в общей сумме 282800 рублей 40 копеек, начислены пени в размере 3009667 рублей 04 копейки и предложено уплатить недоимку в размере 15328475 рублей.

Не согласившись с решением управления, общество обратилось в арбитражный суд с заявлением о признании его недействительным в указанной части.

Как установлено материалами дела, в проверяемом периоде общество с привлечением ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в рамках договоров об оказании операторских услуг от 22.08.2002 № 22-108 и от 01.07.2006 осуществляло добычу полезных ископаемых на основании лицензии на право пользования недрами от 30.09.2003 серии ХМН №11759 НЭ, выданной Министерством природных ресурсов России с целевым назначением поиск, добыча нефти и газа в пределах Северо-Ореховского лицензионного участка.

Как следует из оспариваемого решения, основанием для доначисления налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) за проверяемый период в сумме 10857609 рублей явилось неправильное, по мнению управления, применение обществом ставки 0 рублей при исчислении налога в части нормативных потерь при добыче полезного ископаемого (нефть). В результате проведенного налоговым органом анализа представленных обществом документов было установлено, что во всех без исключения налоговых периодах, охваченных проверкой, нормативные потери, указанные в налоговых декларациях по НДПИ (т. 1 л.д. 61-132) и актах на списание технологических потерь при подготовке нефти, абсолютно по своему значению совпадают с нормативами потерь, утвержденными обществу Минэнерго России по согласованию с МПР России и Госгортехнадзором России на 2006 г. в размере 0,655 % соответственно. Кроме того, указанные нормативные потери из месяца в месяц независимо от времени года, природно-климатических условий, одинаковы и всегда равны утвержденным нормативам потерь.

В целях проверки правильности определения обществом объема нормативных потерь налоговый орган истребовал у налогоплательщика первичные документы оперативного учета добычи нефти. В ответ на требование ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» были представлены лишь сводные документы – месячные эксплуатационные рапорта и акты на списание технологических потерь при подготовке нефти (т. 2 л.д. 39, 48, 56, 63, 70, 80, 88, 95, 103, 117, 124). Первичные документы, на основании которых были составлены указанные сводные документы, представлены не были.

Согласно пп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации налогообложение производится по налоговой ставке 0 рублей при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.

В целях главы 26 Налогового Кодекса Российской Федерации нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

Согласно статье 11 Налогового кодекса Российской Федерации институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства Российской Федерации, используемые в настоящем Кодексе, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено настоящим Кодексом.

Понятие термина «технологические потери нефти» дано в Инструкции по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации РД 153-39-018-97, утвержденной Минтопэнерго Российской Федерации 16 июня 1997 года, согласованной письмом Госгортехнадзора России от 30 мая 1997 г. № 10-03/284.

В соответствии с пунктом 2 данной Инструкции технологические потери нефти – это количество нефти, которое теряется при применяемой технике и технологии на нефтепромысловых объектах добычи, сбора, подготовки и транспорта.

Фактические технологические потери нефти (в отличие от плановых) – это реальное количество нефти, теряемое в данный момент времени из источников потерь без нарушения технологии производства.

Нормативы технологических потерь нефти - укрупненные нормы, учитывающие общие удельные технологические потери нефти в целом по предприятию. Они могут быть дифференцированы по основным технологическим процессам нефтепромыслового производства и периодам года.

В силу положений пункта 5 Инструкции величина фактических потерь нефти определяется расчетно - экспериментальным методом в соответствии с положениями «Методических указаний по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации». Списание нефти в технологические потери производится по фактической величине потерь, но в пределах установленного норматива, ежемесячно комиссией в составе главного инженера предприятия, бухгалтера, главного технолога, начальника цеха ППН и оформляется актом. В случае, когда фактические потери нефти превышают нормативную величину технологических потерь, к исполнительному балансу представляется объяснительная записка за подписью главного инженера предприятия с указанием принятых конкретных мер по предупреждению сверхнормативных потерь.

Как следует из вводной части Инструкции данная Инструкция предназначена не только для специалистов научно - исследовательских и проектных организаций природоохранного профиля, но и для составителей плановых и исполнительных балансов нефти нефтегазодобывающих предприятий, т.е. для организаций, осуществляющих добычу нефти.

Пунктом 1.4 Методических указаний по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации РД 153-39-019-97, утвержденных Минтопэнерго России 16.06.1997, установлено, что фактические технологические потери нефти (реальные потери в данный момент времени) определяются по источникам потерь нефти на нефтепромысловых объектах в процессах добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти при условиях соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, аппаратов и сооружений.

Таким образом, нормативные потери – это фактические потери нефти при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, которые в зависимости от конкретных условий и схем добычи могут отличаться от утвержденных нормативов потерь, являющихся усредненной единицей, в большую либо меньшую сторону. И определяются фактические потери путем проведения измерений по установленным методикам.

В соответствии с пунктом 1 статьи 54 Налогового кодекса Российской Федерации налогоплательщики-организации исчисляют налоговую базу по итогам каждого налогового периода на основе данных регистров бухгалтерского учета и (или) на основе иных документально подтвержденных данных об объектах, подлежащих налогообложению либо связанных с налогообложением.

В соответствии со статьей 9 Федерального закона от 21.11.1996 № 129-ФЗ «О бухгалтерском учете» все хозяйственные операции должны оформляться оправдательными документами (первичными учетными документами, на основании которых ведется бухгалтерский учет). Согласно статье 10 Закона систематизация и накопление информации, содержащейся в первичных бухгалтерских документах, осуществляется в регистрах бухгалтерского учета, которые ведутся в специальных книгах (журналах), на отдельных листах и карточках, в виде машинограмм, полученных при использовании вычислительной техники, а также на магнитных лентах, дисках, дискетах и иных машинных носителях. В силу статьи 17 Закона организация обязана обеспечивать сохранность первичных учетных документов, регистров бухгалтерского учета и бухгалтерскую отчетность не менее 5 лет.

Согласно статье 22 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» пользователь недр обязан обеспечить ведение геологической, маркшейдерской и иной документации в процессе всех видов пользования недрами и ее сохранность.

В нарушение указанных положений заявитель не представил первичных документов, подтверждающих проведение измерений фактических потерь полезных ископаемых на каждом этапе добычи нефти в проверяемом периоде, т.е. не подтвердил наличие фактических потерь в том размере, который был указан им в разделе 2.1. налоговых деклараций код строки 060 – количество добытого полезного ископаемого, облагаемого по ставке 0 процентов (рублей). Представленные обществом акты на списание технологических потерь нефти при подготовке нефти являются сводными документами, не отражают фактических потерь нефти на всех этапах сбора, транспортировки и подготовки нефти и составлены в пределах утвержденных нормативов потерь. Каких-либо первичных документов, подтверждающих указанные в актах на списание объемы фактических потерь, обществом не представлено.

Заявитель, в обоснование своей позиции ссылается на нормы пункта 3 статьи 339 НК РФ и поясняет, что общество измерений фактических потерь для определения объема нефти, облагаемого по нулевой ставке, не производило, а определяло нормативные потери расчетным методом как разницу между добытым полезным ископаемым с учетом остатка нефти на начало периода и остатком нефти на конец отчетного периода, количеством нефти, сданной на коммерческом узле учета, количеством нефти, отпущенной сторонним организациям. Расчет фактических потерь по указанной методике представлен заявителем в материалы дела (т.6 л.д. 114-115).

Согласно пункту 3 статьи 339 Налогового Кодекса Российской Федерации количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если иное не предусмотрено настоящей статьей. При этом, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.

Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

В соответствии со статьей 31 Закона РФ «О недрах» постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса осуществляются в порядке, установленном федеральным органом управления государственным фондом недр по согласованию с органами государственного горного надзора.

Согласно пунктам 2, 4 Положения о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса запасов, утвержденного приказом МПР России от 09.07.1997 № 122 (в редакции приказа от 28.04.2001 № 378), государственный баланс запасов полезных ископаемых является документом, подготавливаемым Министерством природных ресурсов Российской Федерации (МПР России) в соответствии с Законом Российской Федерации «О недрах» с целью ежегодного учета состояния минерально-сырьевой базы Российской Федерации и субъектов Федерации по важнейшим видам полезных ископаемых. Составление государственного и территориальных балансов запасов полезных ископаемых осуществляется на основе государственной отчетности, представляемой пользователями недр в соответствии с «Порядком представления государственной отчетности предприятиями, осуществляющими разведку месторождений полезных ископаемых и их добычу, в федеральный и территориальные фонды геологической информации», утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 28.02.96 № 215, а также геологической информации, полученной пользователями недр, и данных государственной экспертизы запасов полезных ископаемых.

Государственная отчетность о состоянии и изменении запасов полезных ископаемых (нефть) и их использовании представляется пользователями недр по формам государственного федерального статистического наблюдения № 6-гр.

В силу требований, закрепленных в пункте 5 данного Положения, балансы запасов полезных ископаемых должны содержать, в том числе, сведения о добыче и потерях полезных ископаемых.

В пункте 12 Положения закреплено, что в балансах отражаются сведения о происшедших в отчетном году изменениях запасов полезных ископаемых в результате добычи из недр, а также потерь при добыче в недрах.

Согласно пункту 5 Порядка представления государственной отчетности предприятиями, осуществляющими разведку месторождений полезных ископаемых и их добычу, в федеральный и территориальные фонды геологической информации, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 28.02.96 № 215, государственная отчетность по каждому месторождению полезных ископаемых или иному объекту недропользования должна содержать, в том числе, информацию о количестве и качестве запасов полезных ископаемых и содержащихся в них полезных компонентов, добытых из недр, а также потерянных при добыче.

Согласно пункту 6 данного Порядка государственная отчетность должна быть документированной и соответствовать данным учетной геолого-маркшейдерской документации; заключениям органов государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, а также решениям о постановке запасов полезных ископаемых на учет; актам о списании запасов полезных ископаемых, утверждаемым Федеральным агентством по недропользованию и органами государственного горного надзора с учетом заключений организации, осуществлявшей разведку месторождения этих полезных ископаемых; другим первичным учетным документам о состоянии и изменении запасов полезных ископаемых и их использовании при первичной переработке.

Таким образом, согласно указанных нормативных правовых актов, то расчетное количество полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, в обязательном порядке должно содержать в себе документально подтвержденную информацию, как о добытом полезном ископаемом, так и о потерях полезного ископаемого при добыче. Анализ указанных положений свидетельствует о том, что законодательство не освобождает пользователя недр от измерения и учета фактических потерь нефти, связанных с ее добычей.

Необходимость осуществления пользователем недр измерений фактических потерь прямо следует из разделов VII-VIII Инструкции по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных скважин (Форма № 1-ТЭК (нефть)), утвержденной постановлением Госкомстата от 01.08.2002 № 161. Согласно пункту 95 данной Инструкции по строке «Потери – всего» показываются все нормируемые потери нефти и газового конденсата при сборе, транспортировке и подготовке нефти. В соответствии с пунктом 101 Инструкции по строке «Потери нефти при подготовке» следует показывать фактические потери нефти за год как при подготовке ее в специальных технологических установках, так и при подготовке другими способами. В соответствии с пунктом 97 данной Инструкции показатели этого раздела характеризуют объемы поступившей на подготовку жидкости, подготовленной для сдачи потребителям нефти и потери нефти при подготовке.

Кроме того, на необходимость измерения фактических потерь указывает постановление Правительства Российской Федерации № 921 от 29.12.2001 «Об утверждении Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения», согласно которому нормативы потерь углеводородного сырья рассчитываются по каждому конкретному месту образования потерь на основании принятой схемы и технологии разработки месторождения, проекта обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин (если участок недр предоставлен для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых, осуществляемых по совмещенной лицензии).

Согласно Приказу Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 15 января 2008 г. № 2 «Об утверждении административного регламента исполнения государственной функции по утверждению нормативов потерь углеводородного сырья» для утверждения нормативов потерь недропользователь в обязательном порядке должен представить справку об объемах добычи углеводородного сырья и технологических потерях по видам потерь в отчетном году в соответствии с установленными проектными показателями по каждому месторождению, расчеты технологических потерь по каждому объекту потерь и виду потерь с указанием качественных характеристик углеводородного сырья до и после прохождения каждого объекта сбора и подготовки нефти, с указанием объекта, на котором происходит получение первой по своему качеству нефти, соответствующей государственному стандарту Российской Федерации (при использовании групповых пунктов подготовки нефти (с нескольких месторождений) или пунктов подготовки нефти сторонних организаций, обоснование потерь должно проводиться по каждому месторождению отдельно в разрезе объектов и видов потерь).

Таким образом, довод заявителя об отсутствии у общества установленной обязанности производить замеры фактических потерь, связанных с добычей, сбором, подготовкой нефти, противоречат указанным нормативным правовым актам, обязательным для применения нефтедобывающими организациями.

В соответствии со статьей 338 Налогового кодекса Российской Федерации налоговая база определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого. В отношении добытых полезных ископаемых, для которых установлены различные налоговые ставки либо налоговая ставка рассчитывается с учетом коэффициента, налоговая база определяется применительно к каждой налоговой ставке.

В данном случае общество ни в ходе выездной налоговой проверки, ни в ходе судебного разбирательства не представило первичные учетные документы, подтверждающие величину налоговой базы для применения ставки 0 рублей (объем нормативных потерь), в размере, указанном в налоговых декларациях, не представило доказательства проведения в проверяемом периоде измерений фактических потерь полезных ископаемых, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, следовательно, не подтвердило право на применение нулевой ставки по налогу на добычу полезных ископаемых в указанном в декларациях размере.

При таких обстоятельствах требования заявителя в указанной части удовлетворению не подлежат.

Основанием для доначисления налога на добычу полезных ископаемых в сумме 4470866 рублей явилось занижение обществом объема добытой нефти на узле учета на массу балласта.

Управление доначислило обществу по указанному основанию налог на добычу полезных ископаемых в размере 4470866 рублей, а также привлекло к налоговой ответственности по пункту 1 статьи 122 НК РФ и начислило пени за несвоевременную уплату налога в связи с неправильным определением им объема добытой нефти.

Как следует из оспариваемого решения общество использовало в качестве количественного показателя нефти при ее учете для целей налогообложения показатель чистой нефти – масса нетто, в связи, с чем исключало из налоговой базы массу балласта – допустимых примесей, содержащихся в товарной нефти, что, по мнению управления, повлекло занижение налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых.

Ответчик, ссылаясь на ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия», утвержденный Постановлением Госстандарта России от 08.01.2002 № 2-ст, полагает, что первой продукцией, по своему качеству соответствующей государственному стандарту России, является нефть с допустимым содержанием воды, хлористых солей и механических примесей, т.е. нефть массы брутто.

С данным доводом ответчика нельзя согласиться ввиду следующего.

Подпунктом 1 пункта 1 статьи 336 Налогового кодекса Российской Федерации установлено, что объектом налогообложения НДПИ признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории России на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством.

В соответствии с пунктом 1 статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации 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 отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации.

Согласно подпункту 3 пункта 2 статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации объектом обложения НДПИ признается нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.

Исходя из смысла и содержания данной нормы, полезным ископаемым признается нефть, не содержащая в себе воды, соли и иных примесей (балласта).

Согласно абзацу второму пункта 2 статьи 338 Кодекса налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется как ее количество в натуральном выражении. При этом Налоговый кодекс не раскрывает термин «нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная», не раскрыто это понятие и в ГОСТах.

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

Стандарт устанавливает основные требования к методике выполнения измерений массы продукта, обладающего общими родовыми признаками - нефти.

Для целей данного стандарта определяются понятия: «товарная нефть (нефть)» - нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002; «масса брутто товарной нефти» - масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858; «масса балласта» - общая масса воды, солей и механических примесей в товарной нефти; «масса нетто товарной нефти» - разность массы брутто товарной нефти и массы балласта, т.е. без массы примесей соли, воды, и механических примесей (п. п. 3.12, 3.13, 3.14, 3.15).

Из изложенного следует, что стандарт не позволяет установить соотношение понятий «нефть», «нефть товарная» и «нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная».

Таким образом, в проверяемом периоде существовала правовая неопределенность в вопросе определения массы нефти при определении налоговой базы по НДПИ, которая была устранена Федеральным законом от 22.07.2008 № 158-ФЗ. Так, согласно пункту 1 статьи 339 Кодекса (в редакции Федерального закона № 158-ФЗ, вступившей в силу с 01.01.2009) количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто. В целях настоящей главы массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.

Из материалов дела следует, что общество определяло количество добытой нефти в единицах массы нетто, т.е. не учитывало массу содержащихся в нефти воды, солей, механических примесей.

На основании изложенного, принимая во внимание отсутствие в действовавшем в проверяемом периоде законодательстве правовой определенности в вопросе определения массы нефти, учитывая положения пункта 7 статьи 3 Налогового Кодекса Российской Федерации, а также исходя из ныне действующей редакции статьи 339 Кодекса, которой урегулированы разногласия по вопросу определения массы нефти, суд считает доначисление ответчиком налога на добычу полезных ископаемых по данному основанию неправомерным, решение в указанной части недействительным.

Кроме того, судом принимается во внимание то обстоятельство, что в целях государственного статистического учета в формах статистической отчетности добытая нефть учитывается обществом в тоннах нетто, т.е. чистая нефть за вычетом отделенной воды, грязи и попутного нефтяного газа, а также содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами, что соответствует требованиям Инструкции по заполнению формы статистической отчетности № 1-ТЭК (нефть) (годовая) «Сведения по эксплуатации скважин», утвержденной постановлением Госкомстата России от 29.05.96. По данным раздела 1 «Добыча нефти» формы № 1-ТЭК добыча нефти обществом за 2006 год составила 732398 тонн, что соответствует данным налоговых деклараций общества за 2006 год (т. 1 л.д. 61-133). Также в тоннах нетто добытая обществом нефть списывается с государственного баланса запасов, что соответствует требованиям Положения о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса запасов, утвержденного приказом МПР России от 09.07.1997 № 122. Согласно п. 10 Положения списание запасов полезных ископаемых по объектам, переданным в установленном порядке недропользователям, производится на основании актов на списание полезных ископаемых, утвержденных органами МПР России и Госгортехнадзора и форм государственного федерального статистического наблюдения.

При таких обстоятельствах у налогового органа отсутствовали основания для доначисления НДПИ в сумме 4470866 рублей, начисления на указанную сумму пени и привлечения к ответственности, предусмотренной пунктом 1 статьи 122 Кодекса.

Учитывая изложенное, руководствуясь статьями 9, 16, 64, 65, 71, 167, 168, 169, 170, 171, 201 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Арбитражный суд Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

р е ш и л:

Требования открытого акционерного общества «Соболь» удовлетворить частично.

Признать несоответствующим налоговому законодательству и недействительным решение Инспекции Федеральной налоговой службы по г. Мегиону Ханты-Мансийского автономного округа – Югры от 14.11.2008 № 10/12198 в части доначисления налога на добычу полезных ископаемых за 2006 год в сумме 4470866 рублей, начисления соответствующих сумм пени и привлечения к ответственности в соответствующей части за неполную уплату налога на добычу полезных ископаемых;

В остальной части заявленных требований отказать.

Решение вступает в законную силу по истечении месячного срока со дня его принятия, если не подана апелляционная жалоба. В случае подачи апелляционной жалобы решение, если оно не отменено и не изменено, вступает в законную силу со дня принятия постановления арбитражного суда апелляционной инстанции.

Решение, не вступившее в законную силу, может быть обжаловано в апелляционном порядке в Восьмой арбитражный апелляционный суд. Решение, вступившее в законную силу, может быть обжаловано в кассационном порядке в Федеральный арбитражный суд Западно-Сибирского округа.

Апелляционная жалоба может быть подана в течение месяца после принятия арбитражным судом первой инстанции обжалуемого решения. Кассационная жалоба может быть подана в срок, не превышающий двух месяцев со дня вступления в законную силу обжалуемых решения, постановления арбитражного суда. Апелляционная и кассационная жалобы подаются через Арбитражный суд Ханты-Мансийского автономного округа - Югры.

Судья Т.П. Кущева