Судебные решения, арбитраж
Таможенное декларирование и оформление; Таможенное дело
Обращаем Ваше внимание на то обстоятельство, что данное решение могло быть обжаловано в суде высшей инстанции и отменено
Резолютивная часть постановления объявлена 18.02.2013 г.
Постановление изготовлено в полном объеме 25.02.2013 г.
Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:
Председательствующего судьи С.Н. Крекотнева,
Судей В.Я. Голобородько, Р.Г. Нагаева
при ведении протокола судебного заседания секретарем М.А. Прозоровской
рассматривает в открытом судебном заседании апелляционную жалобу
МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1
на решение Арбитражного суда г. Москвы от 24.10.2012
по делу N А40-5916/12-20-32, принятое судьей А.В. Бедрацкой
по заявлению ООО "СП "Ваньеганнефть"
(ОГРН 1028600943062; 125284, г. Москва, ул. Беговая, д. 3, стр. 1)
к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1
(ОГРН 1047702057765; 129223, г. Москва, проспект Мира, ВВЦ, стр. 194)
о признании недействительным решения в части
при участии в судебном заседании:
от заявителя - Суругин Д.Н. по дов. N 175 от 14.12.2012
от заинтересованного лица - Зверев Е.А. по дов. N 60 от 24.09.2012
установил:
ООО "СП Ваньеганнефть" (далее - общество, заявитель) обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением (с учетом уточнения заявленных требований) о признании недействительным решения МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (далее - инспекция, налоговый орган, заинтересованное лицо) от 31.05.2011 N 52-22-18/259-1 о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в размере 161 947 руб., налога на добычу полезных ископаемых в размере 38 390 640 руб., пени по налогу в размере 7 939 635 руб., штрафа в размере 5 910 029 руб.
Решением Арбитражного суда г. Москвы от 24.10.2012 г. требования заявителя удовлетворены в полном объеме.
Не согласившись с принятым решением, заинтересованное лицо обратилось с апелляционной жалобой, в которой просит отменить решение суда и принять по делу новый судебный акт об отказе в удовлетворении заявленных обществом требований.
Заявитель представил отзыв на апелляционную жалобу, в котором, не соглашаясь с доводами жалобы, просит решение суда первой инстанции оставить без изменения, апелляционную жалобу - без удовлетворения.
Рассмотрев дело в порядке ст. ст. 266, 268 АПК РФ, заслушав объяснения представителя заинтересованного лица, поддержавшего доводы и требования апелляционной жалобы, заявителя, изучив материалы дела, суд апелляционной инстанции не находит оснований к удовлетворению апелляционной жалобы и отмене или изменению решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах и обстоятельствами дела.
Как следует из материалов дела, инспекцией по результатам рассмотрения материалов выездной налоговой проверки ООО "СП "Ваньеганнефть" по вопросам соблюдения законодательства РФ о налогах и сборах за период с 01.01.2008 г. по 31.12.2009 г. с учетом возражений организации (исх. N 17-05/2011-3 от 17.05.2011 г.) на акт выездной налоговой проверки N 52-22-18/181 а от 15.04.2011 г. (т. 2, л.д. 13 - 127), вынесено решение от 31.05.2011 N 52-22-18/259-1 "О привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения" (т. 3, л.д. 3 - 118), которым обществу доначислен: налог на прибыль за 2008 2009 гг. в размере 2 046 711 руб., в т.ч. за 2008 г. в размере 1 627 901 руб., за 2009 г. в размере 418 810 руб.; налог на добычу полезных ископаемых в размере 38 390 640 руб., пени в размере 7 939 635 руб., штраф в размере 5 910 029 руб.; налог на доходы физических лиц в размере 1 138 руб.
Не согласившись с выводами налогового органа, общество обратилось в ФНС России с апелляционной жалобой N 17-05/2011-4 от 22.05.2011 (т. 3, л.д. 119 - 129) на решение инспекции.
По результатам рассмотрения апелляционной жалобы ФНС России вынесено решение N СА-4-9/16137@ от 30.09.2011 (далее - решение ФНС России, т. 3, л.д. 130 - 144)), которым решение инспекции было оставлено без изменения. Одновременно, руководствуясь ст. 101.2 НК РФ ФНС России признало названное решение вступившим в законную силу.
Суд первой инстанции, принимая решение, правомерно отклонил доводы налогового органа, послужившими основанием для принятия решения в обжалуемой части по следующим основаниям.
По пункту 1.1. решения инспекции (стр. 1 - 14 решения) проверкой установлено неправомерное, в нарушение п. 1 ст. 252, п. 1 ст. 264 НК РФ отнесение Обществом на прочие расходы по налогу на прибыль организаций суммы таможенных сборов, уплаченных по полной грузовой таможенной декларации за период с 01.01.2008 по 24.03.2009 в размере 853 962 руб. в том числе за 2008 год - 657 398 руб., за 2009-196 564 руб., что повлекло неуплату налога на прибыль в размере 161 947 руб., в том числе за 2008 г. - 131 480 руб., за 2009 - 30 467 руб. По мнению инспекции, при уплате таможенных сборов за таможенное оформление грузов по временной периодической декларации, таможенные сборы за таможенное оформление этих же грузов по полной грузовой таможенной декларации, являются необоснованными.
Судом установлено, что уплачивая таможенные сборы за таможенное оформление грузов на экспорт по полной грузовой таможенной декларации обществом соблюдены требования действующего законодательства.
Из материалов дела усматривается, что между ООО "СП "Ваньеганнефть" (комитент) и ОАО "ТНК-BP Холдинг" (комиссионер) заключен договор комиссии от 15.03.2007 N ВНН-0122/07/ТВХ-0480/07 (т. 4, л.д. 11 - 18), предметом которого является обязательство комиссионера по поручению Комитента за вознаграждение совершать от своего имени и за счет комитента сделки реализации товарной нефти на экспорт.
В соответствии с п. 2.3. Договора в обязанности Комиссионера входит обеспечение декларирования и таможенного оформления вывоза нефти с таможенной территории РФ.
Согласно п. 3.3. договора комитент возмещает комиссионеру понесенные им в ходе исполнения договора, в том числе в соответствии с контрактом с инопокупателем, расходы в соответствии с условиями, предусмотренными настоящим договором, и выплачивает вознаграждение в размере и сроки, согласованные сторонами в п. 7.2. вышеуказанного договора.
ОАО "ТНК-BP Холдинг" (Комиссионер) в соответствии с вышеуказанным Договором комиссии осуществляло экспорт нефти и нефтепродуктов на основании контрактов, заключенных с иностранными компаниями, а именно: N 1111/06 от 19.12.06 с компанией ТНК Трейд Лимитед (Кипр), N 0576/06 от 15.06.06 с ЗАО "ЛИНИК" (Украина), N 0211/08 от 25.03.08 с ТОО "Санойл" (Республика Казахстан) (т. 4, л.д. 19 - 61).
В 2008 - 2009 гг. вывоз товаров с таможенной территории Российской Федерации Общество осуществляло по процедуре периодического временного декларирования путем подачи временных таможенных деклараций с уплатой сборов за таможенное оформление товаров.
После вывоза товаров декларантом представлялись полные грузовые таможенные декларации, уплачивались сборы за таможенное оформление.
На фактически произведенные расходы, связанные с оплатой таможенных процедур, в том числе таможенных сборов, ОАО "ТНК-BP Холдинг" представляло ООО "СП Ваньеганнефть" отчеты Комиссионера, на основании которых производился расчет и уплата таможенных сборов.
В соответствии с отчетами Комиссионера по договору были понесены расходы на оплату таможенных сборов по временным грузовым таможенным декларациям (ВГТД) и по постоянным грузовым таможенным декларациям (ПГТД) за 2008 - 2009 годы.
Проверкой установлено, что согласно отчетам комиссионера ОАО "ТНК-BP Холдинг" (т. 4, л.д. 62 - 150, т. 5, л.д. 1 - 53), составленным в соответствии с договором комиссии от 15.03.2007 N ВНН-0122/07/ТВХ-0480/07 комиссионером произведены затраты по уплате таможенных сборов, в сумме 853 962 руб. (в том числе за 2008 год 657 398 руб. и за 2009 год 196 564 руб.), которые учтены ООО "СП "Ваньеганнефть" в составе прочих расходов, а также по строке 030 листа 02 налоговой декларации по налогу на прибыль организаций за 2008 и 2009 годы.
Согласно Регистрам налогового учета текущих периодов с 01.01.2008 года по 24.03.2009 года, Общество отнесло на затраты расходы по таможенным сборам по следующим операциям: за совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением перемещаемых через таможенную границу товаров при периодическом временном декларировании российских товаров, вывозимых с таможенной территории Российской Федерации; за совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением перемещаемых через таможенную границу товаров, вывозимых с таможенной территории Российской Федерации, при подаче таможенному органу полной таможенной декларации.
Периоды принятия сумм таможенных сборов в расходы, уменьшающие налоговую базу по налогу на прибыль организаций за период с января 2008 года по апрель 2009 года, отражены в Приложении N 1 НП решения инспекции (стр. 101).
В соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 264 Налогового кодекса Российской Федерации (далее по тексту - НК РФ) к прочим расходам, связанным с производством и реализацией, относятся суммы таможенных пошлин и сборов, начисленные в установленном законодательством Российской Федерации порядке, за исключением перечисленных в статье 270 НК РФ.
Согласно п. 1 ст. 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.
В соответствии с пп. 31 п. 1 ст. 11 Таможенным кодексом РФ (ТК РФ) таможенный сбор - платеж, уплата которого является одним из условий совершения таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением, хранением, сопровождением товаров.
Статья 357.1 ТК РФ установлено, что к таможенным сборам относятся таможенные сборы за таможенное оформление; таможенные сборы за таможенное сопровождение; таможенные сборы за хранение.
Согласно п. 1 ст. 60 ТК РФ таможенное оформление товаров начинается при вывозе товаров - в момент представления таможенной декларации, а в случаях, предусмотренных ТК РФ, - устного заявления либо совершения иных действий, свидетельствующих о намерении лица осуществить таможенное оформление.
Таможенное оформление завершается совершением таможенных операций, необходимых в соответствии с ТК РФ для применения к товарам таможенных процедур, для помещения товаров под таможенный режим или для завершения действия этого режима, если такой таможенный режим действует в течение определенного срока, а также для исчисления и взимания таможенных платежей (п. 2 ст. 60 ТК РФ).
В силу статьи 124 ТК РФ декларирование товаров производится путем заявления таможенному органу в таможенной декларации или иным способом, предусмотренным Таможенным кодексом Российской Федерации, в письменной, устной, электронной или конклюдентной форме сведений о товарах, об их таможенном режиме и других сведений, необходимых для таможенных целей.
При этом пп. 3 п. 1 ст. 149 ТК РФ установлено, что выпуск товаров осуществляется при условии соблюдения необходимых требований и условий для помещения товаров под избранный таможенный режим.
Согласно ст. 357.7 ТК РФ, таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются при декларировании товаров.
Статья 357.6 ТК РФ определяет, что таможенные сборы за таможенное оформление должны быть уплачены до подачи таможенной декларации или одновременно с подачей таможенной декларации.
В соответствии со ст. 138 ТК РФ при вывозе из Российской Федерации товаров, в отношении которых не могут быть представлены точные сведения, необходимые для таможенного оформления, допускается их периодическое временное декларирование путем подачи временной таможенной декларации.
После убытия товаров с таможенной территории Российской Федерации декларант обязан подать полную и надлежащим образом заполненную таможенную декларацию на все вывезенные товары.
Согласно п. 2 ст. 132 ТК РФ неотъемлемым условием принятия таможенной декларации таможенным органом является совершение в отношении декларируемых товаров действий, которые в соответствии с правилами Таможенного кодекса РФ должны совершаться до подачи или одновременно с подачей таможенной декларации.
В соответствии со ст. 357.10 ТК РФ ставки таможенных сборов за таможенное оформление устанавливаются Правительством РФ.
В проверяемый период ставки таможенных сборов за таможенное оформление были установлены Постановлением Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров".
В соответствии с п. 7 названного Постановления Правительства РФ (в редакции Постановления Правительства РФ от 25.12.2006 N 803, действующей до 25.03.2009 г - даты вступления в силу Постановления Правительства РФ от 10.03.2009 N 220) в случае повторной подачи таможенной декларации на одни и те же товары при заявлении одного и того же таможенного режима (за исключением подачи полной таможенной декларации при периодическом временном декларировании) таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются в размере 500 рублей.
Постановлением Правительства РФ от 10.03.2009 N 220 "О внесении изменения в Постановление Правительства Российской Федерации от 28.12.2004 N 863", в Постановление Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 добавлен пункт 7.1 (вступил в силу 25.03.2009), в соответствии с которым при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование, таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются по ставкам, установленным пунктом 1 настоящего Постановления, при подаче как временной таможенной декларации, так и полной таможенной декларации.
Таким образом, указанные нормы, регулирующие уплату таможенных сборов, не содержит разграничений и в равной мере применяется ко всем видам таможенных деклараций независимо от используемой процедуры таможенного оформления.
В Письме от 06.04.2009 г. N 01-11/14751 ФТС России (т. 5, л.д. 96) разъяснило, что "Постановление Правительства РФ от 10.03.2009 N 220 не изменяет положений ТК РФ, устанавливающих необходимость уплаты таможенных сборов при подаче таможенных деклараций. Данное Постановление предусматривает обязанность уплаты таможенных сборов за таможенное оформление при подаче как временной таможенной декларации, так и полной таможенной декларации при применении периодического временного декларирования".
Следовательно, уплачивая таможенные сборы за таможенное оформление товаров Общество, как при временном, так и при полном таможенном декларировании, Общество руководствовалось нормами действующего законодательства (пп. 31 п. 1 ст. 11 Таможенного кодекса РФ, ст. 357.1 ТК РФ, п. 1, п. 2 ст. 60 ТК РФ, 124 ТК РФ, пп. 3 п. 1 ст. 149 ТК РФ, ст. 357.7 ТК РФ, ст. 357.6 ТК РФ, ст. 138 ТК РФ, п. 2 ст. 132 ТК РФ, ст. 357.10 ТК РФ, Постановление Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров", а также разъяснениями уполномоченного государственного органа.
Неуплата таможенных сборов вместе с полной грузовой таможенной декларации повлекло бы нарушение императивных норм Таможенного кодекса, ее непринятие таможенным органом (ст. ст. 357.6, 357.7, п. 2 ст. 132, ст. 138 ТК РФ).
Об указанном также свидетельствуют Правила приема грузовых таможенных деклараций, утв. Приказом ГТК России от 29.11.2002 N 1284 (п. 7, пп. "б" п. 84), Письма ФТС России от 08.10.2008 N 01-11/41807, от 19.05.2009 N 05-12/22581, от 29.12.2004 г. N 01-06/12890 "О таможенных сборах", от 09.02.2006 г. N 01-06/4153 "О направлении обзора правоприменительной практики" (п. 19), Центральной энергетической таможни от 26.02.2009 N 01-21/1024, региональных таможен (письмо Саратовской таможни от 12.12.2008 N 11-01-18/18824, т. 5, л.д. 90 - 100).
Понесенные Обществом расходы по уплате таможенных сборов при оформлении экспортных грузов по полной таможенной декларации являются экономически обоснованными и документально подтвержденными.
В соответствии с п. 1 ст. 252 НК РФ в целях настоящей главы налогоплательщик уменьшает полученные доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270 настоящего Кодекса).
Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных статьей 265 настоящего Кодекса, убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. Под обоснованными расходами понимаются экономически оправданные затраты, оценка которых выражена в денежной форме. Под документально подтвержденными расходами понимаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в соответствии с законодательством Российской Федерации, либо документами, оформленными в соответствии с обычаями делового оборота, применяемыми в иностранном государстве, на территории которого были произведены соответствующие расходы, и (или) документами, косвенно подтверждающими произведенные расходы (в том числе таможенной декларацией, приказом о командировке, проездными документами, отчетом о выполненной работе в соответствии с договором). Расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Из материалов дела усматривается, что основным видом деятельности Общества является разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений; добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализации углеводородного сырья и продуктов ее переработки (п. 2.2. Устава Общества).
Таможенные сборы уплачивались Обществом (по его поручению комиссионером ОАО "ТНК-BP Холдинг") в целях таможенного оформления поставки товаров (нефти и нефтепродуктов) на экспорт, то есть для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Без уплаты таких сборов таможенное оформление поставки на экспорт таможенным органом не производилось бы (непринятие таможенных деклараций, которое, в свою очередь, влечет отказ в выпуске товара на экспорт), что повлекло бы нарушение Обществом условий контрактов и несение дополнительных расходов в виде неустоек, пеней и штрафов, приостановление хозяйственной деятельности Общества. Уплаченные сборы учтены таможенным органом при осуществлении таможенного оформления в проверяемых налоговых периодах.
Претензии к документальной подтвержденности расходов у инспекции отсутствуют.
Поскольку понесенные расходы документально подтверждены, обоснованы, связаны с предпринимательской деятельностью налогоплательщика, то он правомерно отнес спорные затраты (как по ВГТД, так и по ПГТД) в состав расходов в соответствии со ст. ст. 252, 264 НК РФ.
С учетом изложенного, выводы налогового органа о несоответствии требованиям ст. ст. 252, 264 НК РФ произведенных расходов по оплате таможенных сборов незаконны и необоснованны, доначисление налога в сумме 119 668 руб. неправомерно.
По пункту 2.1. 2.2. решения инспекции (стр. 44 - 95) проверкой установлено неправомерное, в нарушение п. п. 1, 2 ст. 337 НК РФ, п. 1 ст. 339 НК РФ занижение Обществом количества добытого полезного ископаемого в 2008 - 2009 гг. на 13 033 т, в том числе в 2008 г. на 8 030 т, в 2009 г на 5 003 т в результате неправомерного уменьшения количества полезного ископаемого (нефть), подлежащего налогообложению НДПИ по ставке нефти, на дебаланс, что повлекло неуплату налога на добычу полезных ископаемых за 2008 - 2009 г. в размере 38 390 640 руб., в т.ч. за 2008 г. - в размере 27 226 133 руб., за 2009 г. - в размере 11 164 507 руб.
По мнению налогового органа, из системного анализа ст. ст. 336, 337, п. 7 ст. 339 НК РФ следует, что окончание процесса добычи нефти налоговое законодательство связывает с достижением нефтью показателей, которые первые по своему качеству соответствуют ГОСТ Р 51858-2002, при этом должен быть выполнен весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
На основании этого, инспекция делает вывод, что на УУН N 802 технологический процесс по подготовке товарной нефти считается завершенным, а нефть соответствует общим техническим условиям нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, первой по своему качеству по ГОСТ Р 51858-2002 (товарная нефть). Следовательно, количество добыто нефти должно определяться на СИКН N 802, а не СИКН N 544, как полагает налогоплательщик.
В соответствии с пунктами 1 и 2 ст. 44 НК РФ обязанность по уплате конкретного налога или сбора возлагается на налогоплательщика и плательщика сбора с момента возникновения установленных законодательством о налогах и сборах обстоятельств, предусматривающих уплату данного налога или сбора.
В силу п. 1 ст. 53 НК РФ налоговая база представляет собой стоимостную, физическую или иную характеристики объекта налогообложения. Налоговая база и порядок ее определения устанавливаются настоящим Кодексом.
Организации, признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством Российской Федерации признаются налогоплательщиками налога на добычу полезных ископаемых (ст. 334 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 РФ (пп. 1 п. 1 ст. 336 НК РФ).
Согласно пункту 1 статьи 337 НК РФ в целях настоящей главы указанные в пункте 1 статьи 336 настоящего Кодекса полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. 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 РФ, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации.
Заявителем указано, что в соответствии с п. 1, 2, 7 ст. 339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно 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. При определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь). При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого".
Технологический процесс по добыче конкретного полезного ископаемого на конкретном месторождении определяется в техническом проекте разработки данного месторождения полезных ископаемых и включает в себя, помимо самой операции по извлечению минерального сырья из недр (отходов, потерь), комплекс технологических операций (процессов), осуществляемых, как правило, в границах горного отвода, по доведению фактически извлеченного минерального сырья до соответствующего стандарта качества.
Комплекс технологических операций (процессов) может в себя включать, в частности: операции по технологической подготовке до получения кондиционного продукта (сортового сырья); операции по отделению попутных компонентов и примесей; операции, необходимые для облегчения транспортировки и хранения товарного продукта; операции, имеющие целью получение товарного продукта, при условии, что они не изменяют основного характера продукта, иные операции, предусмотренные техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых.
В соответствии с п. 3 ст. 339 НК РФ, 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 2008 - 2009 гг. Общество на основе действующих лицензий на поиск и добычу нефти и газа ХМН 11146 НЭ, ХМН 11147 НЭ (т. 8, л.д. 1 - 94) разрабатывало и эксплуатировало Ван-Еганское и Ай-Еганское месторождения.
Технологический процесс подготовки нефти месторождений Общества выглядит следующим образом.
Газожидкостная смесь с кустов Ай-Еганского месторождения поступает на ДНС Ай-Еганского месторождения через устройство предварительного отбора газа (УПОГ), в нефтегазосепараторы (НГС) I ступени сепарации, где происходит частичное разгазирование нефти. Затем через буферную емкость (БЕ) откачивается насосами для дальнейшей подготовки на ЦПС Ван-Еганский, проходя через оперативный узел учета. Газ из УПОГ и НГС I ступени сепарации через газосепаратор (ГС) поступает на Тюменскую КС и далее на Белозерный ГПЗ.
Газожидкостная смесь Ван-Еганского месторождения поступает на Ван-Еганскую ДНС и на ДНС-2 (новую) частично разгазируется в УПОГе и нефтегазосепараторах I ступени сепарации, далее нефть поступает на Ван-Еганскую ЦПС. Отделившийся газ проходит очистку от капельной нефти в газосепараторах, после чего используется как топливо для нагрева нефти в печах, основная часть газа поступает на ГПЗ, остальной газ утилизируется на факел.
На ДНС-2 нефть Ван-Еганского месторождения проходит две ступени сепарации, предварительное обезвоживание и подается на Ван-Еганскую ЦПС. Газ первой ступени подается на Тюменскую КС, а газ второй ступени утилизируется на факел низкого давления.
На Ван-Еганской ЦПС нефть поступает после предварительного разгазирования на I ступени ДНС и ДНС-2. В начале нефть поступает в трехфазный сепаратор (ТС) I ступени, где проходит процесс предварительного отделения газа и воды от нефти. Далее нефть через нагреватели ПТБ-10 поступает в трехфазный сепаратор (ТС) II ступени, где происходит отделение воды и сепарация нефти. Затем для окончательного разгазирования нефть поступает на концевую сепарационную установку (КСУ), где происходит отделение газа от нефти при давлении 0,0001 МПа. После КСУ нефть поступает в резервуары, для получения безводной нефти, динамический отстой в резервуарах ЦПС не осуществляется. После резервуаров нефть насосами через оперативный узел учета нефти (ОУУН) откачивается на ЦТП Белозерный (ОАО "ТНК-Нижневартовск").
В соответствии с п. 2 Технологического регламента Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" (т. 16, л.д. 74 - 150, т. 17, л.д. 1 - 23) Белозерный центральный товарный парк (далее - БЦТП) обеспечивает сбор, дополнительную подготовку, хранение и коммерческую сдачу нефти ОАО "ТНК-Нижневартовск" и нефти сторонних предприятий, входящих в транспортную схему ОАО "ТНК-Нижневартовск". На БЦТП осуществляется прием подготовленной нефти Северной группы месторождений, ее доподготовка и сдача через СИКН-544 в резервуары ОПДС "Самотлор"
Основные задачи БЦТП: качественная доподготовка и строгий учет откачиваемой товарной нефти; качественная подготовка подтоварной воды, учета и откачки ее в систему ППД Северного НГДП ОАО "ТНК-Нижневартовск"; подготовка, учет и сдача попутного нефтяного газа на БГПК; использование попутного нефтяного газа на технологических установках подготовки нефти (п. 2 регламента).
В состав производства БЦТП входят концевые термохимическая установка (ТХУ), в т.ч. концевые сепарационные установки N 1, 3 резервуарный парк, система измерения количества и качества нефти (СИКН N 544, 578, 579), установка по улавливанию легких фракций, очистные сооружения.
На Белозерном центральном товарном парке ОАО "ТНК-Нижневартовск" нефть ООО "СП "ВН" смешивалась с нефтью северной группы месторождений, поступала на термохимическую установку, очищалось от воды деэмульгаторами, нагревалась в печи ПТБ-10 (предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке) и поступала на концевую сепарационную установку N 3 (КСУ-3, сепараторы N 5, 6, 7, 8) для сепарации (окончательного отделения попутного газа от нефти). После окончательного разгазирования нефть поступала в технологические резервуары N 9, 10 V - 20 000 м3 для отстоя, далее в резервуары динамического отстоя N 11, 12 V - 20 000 м3 и насосом через коммерческий узел учета нефти СИКН N 544 (система измерения и количества нефти - СИКН) откачивалась в резервуары линейно-производственной диспетчерской службы (ЛПДС) "Самотлор" Нижневартовского управления магистральных нефтепроводов (НВ УМН) ОАО "Сибнефтепровод" АК "Транснефть". Газ с горячей ступени сепарации КСУ сжигался на факеле. Отделившаяся вода из динамического резервуара сбрасывалась в очистной резервуар.
Такой порядок обусловлен тем, что сдача нефти в систему АК "Транснефть" фактически невозможна без дополнительной подготовки. Технология транспортировки нефти (протяженность трубопроводов более 100 км, прохождение более 1 суток) от объекта подготовки Общества (ЦПС Ван-Еганского месторождения, СИКН N 802) до коммерческого узла учета сдачи нефти в систему АК "Транснефть" (БЦТП, СИКН N 544) не может обеспечить показатели по воде и вязкости (показатели нефти меняются, возможны выбросы воды).
Проведение доподготовки нефти подтверждается сопоставлением физико-химических свойств нефти на входе в БЦТП и на выходе БЦТП (таблица 3.3. и 3.5.). При этом, как следует из текста Регламента различаются понятия товарной нефти и сырья (водо-газо-нефтяной эмульсии) с Северных месторождений, к которым относится спорная нефть ООО "СП ВН".
Вышеприведенные технологические операции, составляющие схему и технологию разработки каждого месторождения ООО "СП "ВН", предусмотрены технологическими проектными документами на разработку Ван-Еганского и Ай-Еганского месторождений - Технологической схемой разработки Ван-Еганского нефтегазоконденсатного месторождения (2007 г., раздел 9.2.1., т. 20, л.д. 90 - 94), Уточненной технологической схемой разработки Ай-Еганского месторождения (2008 г., раздел 9.2.1, т. 17, л.д. 24 - 48), Технологическим регламентом Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" (п. 2, п. 4.1., пп. 3 п. 4.2.1., пп. 1 пункта 4.2.2., п. 4.2.4., п. 4.3.1, 4.3.2., п. 4.4.1, п. 8.3.).
Также заявителем указано, что количество нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной рассчитывается по данным нефти "нетто" при входе в ОАО "АК "Транснефть", в связи с чем технологические потери нефти также должны учитываться до достижения нефтью показателя "нетто" на СИКН N 544, а не нефти на СИКН 504, 505.
Также заявителем указано, что подготовленная на БЦТП нефть не является продуктом переработки нефти, не является нефтепродуктом, БЦТП не является объектом нефтеперерабатывающей промышленности, что исключает возможность применения абз. 2 п. 1 ст. 337 НК РФ.
Пунктом 6.1 Учетной политики Общества для целей налогообложения на 2008 год, утв. Приказом от 29.12.2007 N 451 (т. 14, л.д. 97 - 150, т. 15, л.д. 1 - 17) установлен косвенный метод определения количества добытой нефти; п. 6.1 Учетной политики Общества для целей налогообложения на 2009 г., утв. Приказом от 31.12.2008 N 531 (т. 7, л.д. 72 - 133), установлен прямой метод определения количества добытой нефти.
В соответствии с положениями пункта 1.2 Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 (далее - Инструкция, т. 15, л.д. 18-149, т. 16, л.д. 1 - 43), введенной Приказом Министерства нефтяной промышленности N 677 от 15.12.81 г. валовой добычей нефти считается нефть, сданная организациям Главтранснефти, НПЗ и ГПЗ. израсходованная на выработку ШФЛУ, на производство нефтебитумов и битумных сплавов, отпущенная сторонним организациям, использованная на производственно-технологические нужды предприятий объединения, технологические потери, в пределах утвержденных норм, а также разница в остатках на начало и конец отчетного периода в резервуарных парках, технологических аппаратах установок подготовки нефти и очистки сточных вод, в трубопроводах и амбарах.
В соответствии с п. 1.2 Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 (т. 16, л.д. 44 - 73), п. 14.4 Инструкции по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-BP" от 15.10.2004 г., а также Учетными политиками ООО "СП "ВН" для целей налогообложения на 2008, 2009 г., валовая добыча нефти за определенный период рассчитывается по следующей формуле:
Д = Отранс + Qcn + Рсн + Оисп + П + Н2 - Н1, где
- Д - валовая добыча нефти за рассматриваемый период, т;
- Отранс - это количество нефти, сданное в систему магистральных трубопроводов ОАО "АК "Транснефть" и другим организациям (определяемое по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН N 544);
- Учитывая, что технологические операции (процессы), предусмотренные технологическими проектными документами Общества на разработку месторождения, не ограничиваются Ван-Еганским ЦПС, а заканчиваются на Белозерном ЦТП, Общество определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УУН N 544 (по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН-544 и разделительным актам по СИКН N 544, т. 18, л.д. 2 - 25), а не объемов нефти по данным СИКН N 802, где комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого не заканчивается.
- Qcn - количество нефти, отпущенной сторонним организациям, т;
- Рсн - количество нефти, использованной на собственные нужды, т;
- Оисп - количество нефти, использованной на производство продукции (для переработки на установках стабилизации, на производство битумов и др.), т;
- П - безвозвратные потери (сумма аварийных технологических потерь в пределах, утвержденных Минэнерго, за отчетный период), т;
- Н1 (Н2) - наличие нефти на начало (конец) периода во всех объектах хранения - резервуарных парках, трубопроводах, аппаратах подготовки нефти и другом технологическом оборудовании, т.;
- В п. 1.3 Инструкции определено, что товарная добыча нефти является частью валовой добычи, за исключением технологических потерь и количества нефти, использованной на технологические нужды, и подтверждается соответствующими документами (актами приема-сдачи, списания потерь, отпуска сторонним организациям, отпуска на производственно-технологические нужды и топливо и т.д.).
Таким образом, заявитель ссылается с учетом вышеизложенного на то, что процесс добычи нефти включает в себя, в том числе и сдачу нефти в ОАО "АК "Транснефть".
Сдача нефти, соответствующей ГОСТу, в ОАО "АК "Транснефть" происходит на Белозерном ЦТП (состоит на балансе ОАО "ТНК-Нижневартовск) (далее - БЦТП) согласно заключенным с ОАО "ТНК-Нижневартовск" договору на 2008 год от 10.12.2007 N ТНВ-0184/08/ВНН-13-0132/08 на оказание услуг по транспортировке, сдаче нефти и проведению химического анализа нефти (т. 13, л.д. 54 - 75), договору от 18.12.2007 N ТНВ-0109/09/ВНН-13-0065/09 на оказание услуг по транспортировке, сдаче нефти и проведению химического анализа нефти на 2009 г. (т. 13, л.д. 79 - 96).
Согласно п. 1.1, 3.2.1., 3.2.3., 3.2.4., 3.2.5., 3.2.6. договоров на БЦТП Исполнитель производит сдачу подготовленной нефти Заказчика (соответствующей ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия") через СИКН N 544 БЦТП в систему ОАО "АК "Транснефть" с оформлением распределительных актов приема-сдачи нефти и паспортов качества нефти.
Валовая добычи нефти, как и другие показатели в вышеприведенной формуле, отражались Обществом в ежемесячных исполнительных балансах нефти за 2008 - 2009 г.
В установленном порядке добытая нефть в указанном размере была отражена Обществом в налоговых декларациях за 2008 - 2009 гг. и обложена НДПИ.
Факт о соответствии данных балансов нефти количеству добытой нефти, отраженному ООО "СП "ВН" налоговых декларациях по налоговым периодам 2008 2009 гг. подтвержден со стороны налогового органа.
Инспекцией не оспариваются количественные показатели валовой добычи нефти, за исключением показателя Отранс, вместо которого, по мнению инспекции, Обществом должны были использоваться данные по объемам нефти на СИКН N 802.
Вместе с тем ни Инструкция по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, ни Учетная политика Общества для целей налогообложения на 2008 г., ни Инструкция по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-BP" от 15.10.2004 г., ни положения Налогового кодекса РФ не предусматривают возможности замены показателя Отранс (фактически УУН N 544 на выходе с БЦТП) на какой-либо иной.
Согласно положениям ст. 31 Закона РФ от 21.02.92 N 2395-1 "О недрах" с целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых. Данный баланс содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, в т.ч. добыче и потерях полезных ископаемых.
Постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса (в т.ч. в результате добычи) осуществляются в порядке, установленном федеральным органом управления государственным фондом недр по согласованию с органами государственного горного надзора.
Так, в соответствии с пунктом 5.4.1 Положения о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденному Постановлением Правительства РФ от 17.06.2004 г. N 293, на данный государственный орган возложены функции "по обеспечению в установленном порядке постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса".
Согласно пунктам 5 и 7 Порядка постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списания с государственного баланса, утвержденного Приказом Минприроды России от 15.12.2006 N 286 (действует с 18.02.2007) (далее - Порядок списания запасов 2007), постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс, их изменение и списание с государственного баланса осуществляется по соответствующим пользователям недр по данным геологоразведочных и добычных работ, а также по результатам переоценки запасов в связи с изменением параметров подсчета запасов.
Запасы полезных ископаемых и содержащиеся в них полезные компоненты, учтенные государственным балансом, подлежат списанию с государственного баланса без проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых на основании актов о списании запасов полезных ископаемых, утверждаемых Федеральным агентством по недропользованию и органом государственного горного надзора и данных ежегодной государственной отчетности организаций, осуществляющих добычу полезных ископаемых, в случае добычи запасов полезных ископаемых из недр или их потерь в процессе добычи (пункт 12 Порядка списания запасов 2007).
Применительно к периоду 2008 - 2009 годов до вступления в силу Порядка списания запасов 2007 (18.02.2007) действовало в части, ему (Порядку) не противоречащей, Положение о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса, утвержденное Приказом Минприроды России от 09.07.97 N 122 (далее - Положение о списании запасов 2006), предусматривающее аналогичные положения о списании полезных ископаемых с государственного баланса в результате добычи.
В соответствии с положениями абзаца 5 п. 10 Положения о списании запасов 2006 списание запасов полезных ископаемых с государственного и территориальных балансов по объектам, переданным в установленном порядке пользователям недр, осуществляется на основании актов на списание запасов полезных ископаемых, утвержденных органами МПР России и Госгортехнадзора России и форм государственного федерального статистического наблюдения.
С учетом Положения о Федеральном агентстве по недропользованию (утв. Постановлением Правительства РФ от 17.06.2004 N 293 (п. 5.4.1), Положения о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса запасов, утвержденного Приказом МПР России от 09.07.1997 г. N 122 (п. п. 7, 10, 12) выводы налогового органа об объеме фактически добытой нефти за 2008 - 2009 гг. (с учетом понесенных потерь) в части, превышающей данные Общества, не соответствуют данным контролирующих органов в сфере недропользования об общем количестве, извлеченной из недр нефти (с учетом потерь при добыче) за данный период (изменением балансовых запасов нефти в недрах в результате добычи).
Так согласно балансам нефти Общества за 2008 г. добыто 1 973 276 т в т.ч. потери нефти, в 2009 г. добыто 1 760 303 т, в т.ч. потери нефти (т. 10, л.д. 34 - 87).
Согласно данным раздела 1 "Добыча нефти" Сведений по эксплуатации нефтяных скважин по Форме 1- ТЭК за 2008 - 2009 гг. добыча за 2008 г. составила 1 973 276 т, за 2009 г. - 1 760 303 т (т. 9, л.д. 41 - 56).
Указанные сведения соответствуют данным статистической отчетности 6-Гр за 2008 - 2009 гг. (т. 9, л.д. 54 - 142).
Указанные объемы списаны с государственного баланса полезных ископаемых (т. 9, л.д. 143 - 150, т. 10, л.д. 1 - 27) на основании Актам на списание запасов полезного ископаемого с учета организации по добыче полезного ископаемого за 2008 - 2009 гг. (согласованным Управлением по недропользованию по ХМАО - Югре) списано с учета ООО "СП Ваньеганнефть" нефти (в том числе газа) за 2008 г 1 973 тыс. т, в 2009 г. -1 760 тыс. т (т. 10, л.д. 28 - 33).
Кроме того, нормы НК РФ предписывают также руководствоваться данными государственной статистической отчетности при определении количества добытого полезного ископаемого. Так абз. 2 п. 1 ст. 339 НК РФ содержит следующее положение "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".
В соответствии со ст. 345.1 НК РФ федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий в установленном порядке ведение государственного баланса запасов полезных ископаемых, направляет в налоговые органы данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года.
Заявителем указано, что поскольку из всех указанных документов следует, что иного количества нефти, нежели 3 733 тыс. т (с потерями) Общество в течение 2008 2009 гг. добыто не было (именно данные объемы добычи нефти указаны и в налоговых декларациях по НДПИ, т. 8, л.д. 1 - 94), выводы инспекции об установленной добыче дополнительных 13 033 т нефти за 2008 - 2009 гг. и доначисления с них налога являются ошибочными.
- В соответствии с п. 1 ст. 5 Соглашения о взаимодействии Федеральной налоговой службы и Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, утв. Приказами N САЭ-3-21/471 и N 685 от 27.09.2005 территориальные органы Ростехнадзора на плановой основе информируют территориальные органы ФНС России о выявленных фактах нарушений в сфере недропользования, влияющих на достоверность исходных данных для исчисления налога на добычу полезных ископаемых, в том числе в части занижения объемов добытого полезного ископаемого, включая фактические потери (с распределением выявленной разницы в объемах по календарным месяцам), несоблюдения технологических процессов при добыче полезных ископаемых, предусмотренных проектом разработки месторождения, а также о принятых по результатам контрольных мероприятий мерах - в течение 10 дней после установления соответствующих фактов и (или) принятия решений;
- В соответствии с п. 2 ст. 5 Соглашения по запросам налоговых органов территориальные органы Ростехнадзора информируют территориальные органы ФНС России в том числе о соответствии принятого недропользователем метода учета количества добытого полезного ископаемого комплексу технологических операций, предусмотренному в техническом проекте разработки месторождения;
- Однако инспекция не воспользовалась предоставленным ее правом на истребование у территориального органа Ростехнадзора необходимой документации, информации в порядке ст. 93.1 НК РФ, привлечения эксперта или специалиста в порядке, предусмотренном ст. 95, 96 НК РФ.
Вместе с тем, доказательств предъявления самостоятельных претензий в рамках предоставленных Минэнерго России полномочий инспекцией не представлено.
Заявителем указано, что в соответствии с п. 2.2 заключенных с ОАО "ТНК-Нижневартовск" Договоров на транспортировку, сдачу нефти и проведение химического анализа нефти, все операции по приему, учету и сдаче нефти осуществляются в соответствии с "Рекомендациями по приему по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти", утв. Приказом Министерства промышленности и энергетики РФ N 69 от 31.03.2005, "Инструкцией по эксплуатации СИКН N 802, "Инструкцией по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-BP", согласованной Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России 11.03.2004 письмом N 10-03/268.
Метод определения массы нефти по УУН N 802 должен соответствовать ГОСТ Р 8.595-204 "Государственная система измерения. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений", утв. Приказом Ростехрегулирования от 07.12.2004 г. N 99-ст. Учет сдаваемой нефти ведется по массе нетто (в тоннах) (п. 2.3. договоров).
Согласно с п. 3.1 ГОСТ Р 8.595-204 (т. 20, л.д. 95 - 114) методика выполнения измерений (МВИ) массы продукта: представляет собой совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью). Погрешность измерений массы продукта: обобщенная погрешность всех результатов измерений массы продукта при точном выполнении всех требований МВИ (п. 3.2 ГОСТ Р8.595-204).
Согласно с п. 5.1.2 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти не должны превышать: 0,50% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн; 0,60% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них; 0,35% - при прямом и косвенном методах динамических измерений; 0,60% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 т и более; 0,75% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 т.
Согласно п. 2.4. договоров, количество нефти, сдаваемой заказчиком через СИКН N 544, изменяется на величину технологических потерь нефти на БЦТП ОАО "ТНК-Нижневартовск", определенных на основании проведенных исследований и распределенного по СИКН N 544 дебаланса.
Пунктом 3.1.16 договоров предусмотрена обязанность ООО "СП ВН" по обеспечению эксплуатации УУН N 802 в соответствии с Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти и Инструкцией по эксплуатации коммерческого УНН"; применять средства измерений коммерческого узла учета нефти, аттестованные в установленном порядке.
В обязанности ОАО "ТНК-Нижневартовск" входит обеспечение учета нефти, сдаваемой через СИКН N 544 (п. 3.2.3. договоров); оформление вместе с заказчиком суточных актов приема-сдачи нефти, сданной с УУН Заказчика Исполнителю. Суточное количество сданной нефти Заказчика определяется по акту приема-сдачи, подписанному уполномоченными представителями Заказчика и Исполнителя за минусом распределенного дебаланса и вычетов технологических потерь на БЦТП (п. 3.2.4 договоров); оформление сводных распределительных актов по сдаче нефти на СИКН N 544 за каждый отчетный месяц с указанием количества нефти брутто и нетто по каждому производителю (п. 3.2.5. договоров).
В соответствии с Технологическим регламентом Ван-Еганского ЦПС (утв. 12.05.2005, т. 18, л.д. 26 - 133) для учета откачиваемой на БЦТП нефти в составе ЦПС предусмотрены СИКН N 802, обеспечивающий автоматическое определение количества нефти по массе нетто в соответствии с ГОСТ 26.976-86 и РД 153-39.4-042-99 "Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти". С учетом ручного ввода недостающих показателей качества нефти (солесодержания, мехпримесей и т.д.).
В состав СИКН входит, в том числе, Блок измерительных линий (далее - БИЛ), использующий турбинные преобразователи расхода фирмы "Faure Herman", допустимая погрешность +(-) 0,15%. Суммарная погрешность нефти по массе нетто не более +(-) 0,35% (п. 3.4 Технологического регламента Ван-Еганского ЦПС).
Пунктом 2.1.1, 2.1.2.1 Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти N 802 (т. 18, л.д. 134 - 155, т. 19, л.д. 1 - 30) предусмотрено, что СИКН 802 предназначены для автоматизированного определения количества нейти с погрешностью, не превышающей +(-) 0,25% по массе "брутто", и +(-) 0,35% по массе "нетто", установленных ГОСТ Р 8.595-2002, и показателей качества нефти с нормируемыми погрешностями, поставляемой ООО "СП "ВН" в ОАО "ТНК-Нижневартовск". Блок измерительных линий (БИЛ) использует турбинные преобразователи расхода фирмы "Faure Herman" модель TZN 100-300N, допустимая погрешность +(-) 0,15%.
Методика выполнения измерений массы нефти системой измерений количества и показателей качества нефти N 802 при учетных операциях между ООО "СП ВН" и принимающей стороной - ОАО "ТНК-Нижневартовск" определены Инструкцией "Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качестве нефти N 802 (2004 г.) (далее - Инструкции по МВИ СИКН N 802, т. 19, л.д. 31 - 46).
Пунктами 1 и 2.1.1 Инструкции по МВИ СИКН N 802 предусмотрено, что пределы допускаемой погрешности измерений в соответствии с ГОСТ 26976 должны быть не более +(-) 0,25% по массе "брутто" нефти, +(-) 0,35% по массе "нетто" нефти. При выполнении измерений используются преобразователи расходы жидкостные турбинные со струевыпрямителями HELIFLU TZ 100-300N фирмы "Faure Herman". Измерение массы нефти выполняют косвенным методом динамических измерений (п. 3.1 Инструкции по МВИ СИКН 802). Системы измерений, входящие состав СИКН, должны иметь свидетельства о поверке, быть опломбированы или иметь оттиск поверительных клейм (п. 2.7 Инструкции по МВИ СИКН 802).
Свидетельство об аттестации МВИ N 1102014-04 от 15.12.2004 (т. 19, л.д. 47) подтверждает соответствие МВИ СИКН N 802 предъявляемым к ней метрологическим требованиям с допускаемой предельной погрешностью +(-) 0,35% по массе нефти "нетто".
Калибровочными сертификатами счетчиков, а также свидетельствами о поверке N 6828 от 15.11.2008, N 6513/18 от 09.11.2008, N 6203 от 18.06.2008, N 8311 от 17.06.2009, N 3519 от 29.11.2008, N 6019/18 от 28.10.2009, N 3632 от 11.11.2008, N 36512/18 от 09.11.2009 (т. 19, л.д. 52 - 59) подтверждается соответствие средств измерений (счетчиков-преобразователей) СИКН N 802 предъявляемым к ним метрологическим требованиям с допускаемой предельной погрешностью +(-) 0,15% по массе нефти "нетто".
Аналогичные положения предусмотрены в п. 1, 2.1.1 Инструкции "Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти для узла учета нефти N 544 ОАО "ТНК-Нижневартовск" (2003 г.), Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти для узла учета нефти N 544 ОАО "ТНК-Нижневартовск" (2009 г., т. 19, л.д. 68 - 151, т. 20, л.д. 1 - 66).
Свидетельство об аттестации МВИ N 208/514-03 от 21.08.2003 (т. 20, л.д. 89) подтверждают соответствие МВИ СИКН N 544 предъявляемым к ней метрологическим требованиям с допускаемой предельной погрешностью +(-) 0,35% по массе нефти "нетто".
Пунктом п. 2.1 (стр. 38) Технологического регламента Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" установлено, что в состав СИКН N 544 входит Блок измерительных устройств, использующей турбинный преобразователь расхода фирмы "Faure Herman" модель TZN 150-60 в комплекте со струевыпрямителем, допустимая погрешность +(-) 0,15%.
Заявителем указано, что в проверяемом периоде (2008, 2009 гг.) величина фактического дебаланса не превысила +/-0,70% (0,35% по СИКН N 802 + 0,35% по СИКН N 544), т.е. не выходила за пределы допускаемой относительной погрешности СИКН, установленной ГОСТ Р8.595-204 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений и согласованной федеральными органами - Государственным комитетом Российской Федерации по стандартизации и метрологии и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.
Так согласно расчетам Общества в 2008 году отклонение между показателями сдачи нефти по СИКН N 544 и сдачи нефти по СИКН N 802 составила: в январе 2008 г. - 0,22%, в феврале 2008 г. - 0,34%, в марте 2008 г. - 0,50%, в апреле 2008 г. - 0,48%, в мае 2008 г. - 0,33%, в июне 2008 г. - 0,29%, в июле 2008 г. - 0,45%, в августе 2008 г. - 0,60%, в сентябре 2008 т. - 0,49%, в октябре 2008 г. - 0,45%, в ноябре 2008 г. - 0,48%, в декабре 2008 г. - 0,27%.
Согласно расчетам Общества в 2009 году отклонение между показателями сдачи нефти по СИКН N 544 и сдачи нефти по СИКН N 802 составила: в январе 2009 г. - 0,25%, в феврале 2009 г. - 0,41%, в марте 2009 г. - 0,26%, в апреле 2009 г. - 0,38%, в мае 2009 г. - 0,34%, в июне 2009 г. - 0,32%, в июле 2009 г. - 0,25%, в августе 2009 г. - 0,04%, в сентябре 2009 г. -0,19%, в октябре 2009 г. - 0,26%, в ноябре 2009 г. - 0,33%, в декабре 2009 г. - 0,38%.
В обоснование своих требований заявитель ссылается на то, что использование в расчете показателя погрешности 0,35% не вытекает из фактических обстоятельств дела.
Добытая Обществом нефть проходит через СИКН N 802 (Ван-Еганское ЦПС) и СИКН N 544 (БЦТП). При этом инспекцией установлено и не оспаривается погрешность +- 0,35% каждого из СИКН (N 802, 544), через который нефть проходит при ее подготовке.
Следовательно, при указанной системе сбора, подготовки и подсчета добытой нефти, расчет максимального отклонения дебаланса СИКН N 544 от СИКН N 802 может составлять от -0,35% до +0,35%, что в совокупности отклонений максимальных значений погрешности (диаметрально противоположных) дает 0,7%:
(+0,35%) СИКН N 802 и (+0,35%) СИКН N 544 = + 0,35%
(+0,35%) СИКН N 802 и (-0,35%) СИКН N 544 = 0,7%
(- 0,35%) СИКН N 802 и (-0,35%) СИКН N 544 = - 0,35%
Количество СИКН в цепочке сбора и подготовки нефти не имеет значения.
В частности, при замере 1 000 т на СИКН N 802 возможно получение результата, различающегося на +(-) 0,35%, то есть 996,5 кг или 1 003,5 кг. Далее, при прохождении этого же количества нефти на СИКН N 544 возможно получение результата также различающегося на + (-) 0,35%, то есть 996,5 кг или 1003,5 кг.
Соответственно, максимальное отклонение данных замеров СИКН N 504-996,5 кг от данных замеров СИКН N 544-1 003,5 составляет 7 кг (1003,5 кг - 996,5 кг), что составляет 0,7% (7 / 100 x 996,5 кг = 0,7%).
Вместе с тем, судом установлено, что доводы организации о том, что величина фактического дебаланса не превысила +/-0,70% (0,35% по СИКН N 802 + 0,35% по СИКН N 544) не соответствуют фактическим обстоятельствам спора. При этом довод организации о том, что величина фактического дебаланса должна рассчитываться исходя из допускаемой величины + 0,70% противоречит общеизвестным физическим понятиям.
Действительная величина фактического дебаланса определима исходя из имеющейся формулы в рамках договора от 10.12.2007 N ТНВ-0184/08/ВНН-13-0132/08, заключенного между ООО "СП "Ваньеганнефть" и ОАО "ТНК-Нижневартовск". Согласно указанному договору акты приема-передачи нефти составляются ежесуточно. Величина фактического дебаланса рассчитывается также ежесуточно, при этом исходные данные определить и расчет произвести можно на основании данных актов. Выборочный анализ данных актов и такой же выборочный расчет дает расхождение между показателями на СИКН N 802 и СИКН N 544, превышающее даже 0,70%.
Для примера анализируется февраль 2009 года. Например 27.02.2009 величина дебаланса составляла - (минус) 56 тонн, при этом показатели на СИКН N 802 равнялись 11872 тонн. Указанный дебаланс превышает 1,6%, что явно больше так называемого "норматива" - 0,35%. Указанная картина наблюдается также 02, 06, 07, 10, 11, 12, 13, 15, 16, 18, 19, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 28 февраля. При этом данные обстоятельства прослеживается во всех периодах 2008 и 2009 года.
Вывод относительно возможности удвоения норматива до показателей +0,70% (0,35% по СИКН N 802 + 0,35% О по СИКН N 544) не соотносится с величиной допустимой погрешности прибора - есть величина возможного отклонения фактически измеренного показателя (в данном случае массы нефти) при воспроизведении действий по измерению N-ное число раз (т.е. при измерении одной и той же 1 тонны нефти например 50 раз показатели прибора могут давать установленные ГОСТом отклонения до 3,5 кг в большую или меньшую сторону. Учитывая, что приборы на СИКН N 802 и СИКН N 544 измеряют одну и ту же нефть, указанные измерении не могут превышать установленную ГОСТом величину +0,35%. Суммирование величин +0,35% для каждого из приборов приводит к выводу о том, что чем больше измерительных приборов установлено на пути следования нефти, чем больший показатель погрешности возникает: для 20 установленных приборов показатель будет равен 7%, для 200 - 70% и т.д., т.е. при большем объеме приборов по логике налогоплательщика показатель добытой может быть равен нулю (0), т.к. сумма погрешностей всех измерительных устройств равна (или даже превышает) 100%).
Таким образом, налогоплательщик в принципе не может уменьшать объемы добытого полезного ископаемого для целей налогообложения за исключением случаев специально установленных НК РФ, в том числе и на показатель + 0,35%.
В рамках главы 26 "Налог на добычу полезного ископаемого" НК РФ есть только один законодательно установленный случай уменьшения для целей налогообложения по эффективной (значимой) ставке объема добытого полезного ископаемого - возможность уменьшить объемы добытого полезного ископаемого на фактические потери при добыче в пределах утвержденных нормативов.
В соответствии с п. 3 ст. 339 НК РФ, 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 с п. 1 ст. 342 НК РФ налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов (0 рублей в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со статьей 338 настоящего Кодекса как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) при добыче, в том числе полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.
В целях настоящей главы нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.
В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 "Об утверждении Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения" (далее - Постановление N 921) нормативы потерь твердых полезных ископаемых (включая общераспространенные) рассчитываются по конкретным местам образования потерь при проектировании горных работ и включаются в состав проектной документации (технического проекта, технико-экономического обоснования, проекта обустройства месторождения и иной документации). Эти нормативы (кроме общераспространенных ископаемых) утверждаются Федеральным агентством по недропользованию.
Для ООО "СП "Ваньеганнефть" указанные нормативы потерь были утверждены. В судебном деле содержатся также материалы по обоснованию нормативов потерь нефти, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений на ООО "СП "Ваньеганнефть". Указанное обоснование анализирует причину появления фактических потерь при добыче нефти, а также отдельно определяет места их формирования. Нигде в данном документе не содержится описания такого вида нормативных потерь нефти как дебаланс. Отдельно стоит заметить, что в период 2008 - 2009 год по замечанию комиссии Минпромэнерго из расчета нормативных потерь вообще были исключены какие-либо потери нефти, возникающие на БЦТП, соответствующие расчеты также приведены в указанных обоснованиях нормативов потерь.
Никаких других возможных уменьшений объемов добытого полезного ископаемого НК РФ не содержит, при этом фактически потерянное полезное ископаемое в части превышающей утвержденный норматив (в том числе с учетом этапа образования потерь) подлежит налогообложению по налоговой ставке "нефть".
Тем самым исследуемый в рамках настоящего спора "дебаланс" по сути является фактическими потерями нефти, превышающими утвержденные нормативы потерь, и, как следствие, должны облагаться как сверхнормативные потери по общеустановленной налоговой ставке для полезного ископаемого "нефть".
Кроме того, определяя погрешность при измерении двумя приборами Общество не учитывает, что отрицательная погрешность при сравнении двух СИКН (802 и 544) одновременно является и положительной погрешностью если сравнивать показатели СИКН N 544 с показателями СИКН N 802.
При возможной вероятности наступления события (измерение массы нефти) с точностью как +0,35 так -0,35, при постоянном числе измерений (превышающем 1 (одно) измерение) общий показатель измерений будет давать приближенное к нулю значение. В настоящем случае на протяжении 24 месяцев наблюдается постоянное отклонение в отрицательную сторону (при этом даже превышающее установленное значение 0,35%).
Понятие "дебаланс" есть понятие определенное лишь в договорах между Обществом и ОАО "ТНК-Нижневартовск" предметом, которых являются услуги по транспортировке нефти (от 10.12.2007 N ТНВ-0184/08/ВВН-13-0132/08 и от 18.12.2008 N ТНВ-0109/09/ВНН-13-0065/09). Согласно приложению N 3 к указанным договорам дебаланс - это разница между поступлением нефти на БЦТП и сдачей ее с СИКН сдатчиков. Дебаланс определяется расчетным путем и учитывается при приемосдаточных операциях между узлами учета нефти предприятий сдатчиков и СИКН N 544.
Согласно методике расчета дебаланса по СИКН N 544 в расчете дебаланса участвуют: ОАО "Варьеганнефтегаз"; ОАО "Негуснефть"; ООО "Белые ночи"; ОАО "Варьеганнефть; ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"; ООО СП "Ваньеганнефть"; ООО СП "Черногорское"; ОАО "Корпорация Югранефть"; ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"; ОАО "ТНК-Нижневартовск" и др.
Все использующие в своей деятельности БЦТП организации определяют по отдельным счетчикам количество нефти, соответствующей ГОСТ, для передачи на дальнейшую транспортировку компании ОАО "ТНК-Нижневартовск". Для Общества это будет узел учета СИКН N 802. Именно на этом узле Общество непосредственно измеряет соответствующую ГОСТу нефть, добытую непосредственно на принадлежащих (по лицензии) ему месторождениях. Указанные показатели фиксируются в актах сдачи-приемки нефти.
Затем нефть транспортируется до БЦТП, где происходит смешение всех нефтей, поставленных от всех вышеперечисленных налогоплательщиков, т.е. после БЦТП в принципе невозможно говорить о каких-либо непосредственных измерениях нефти конкретного налогоплательщика, в том числе измерений дебаланса.
Смешанная нефть налогоплательщиков измеряется на СИКН N 544 и показатели пропорционально определяются для каждой организации. Нефти пришедшей на СИКН N 544 после БЦТП всегда меньше (это подтверждается также постоянной отрицательной величиной дебаланса в первичных документах Общества), поэтому возникает отрицательная разница между показаниями счетчиков Общества (N 802) и пропорционально разделенным показателем на СИКН N 544.
Затем пропорционально определяется величина "дебаланса" для каждого из Обществ, пользующихся услугами БЦТП (т.е. фактические потери любого Общества также пропорционально распределяются, в том числе, на ООО "СП "Ваньеганнефть") в расчете на каждые сутки и на размер указываемого дебаланса уменьшается объем фактически добытого полезного ископаемого.
Довод инспекции о пропуске установленного ст. 198 АПК РФ срока на обжалование доначисления НДПИ по пункту 2.1. и 2.2. решения инспекции судом не принимается, поскольку обжалуя доначисление НДПИ по п. 2.1. и 2.2. решения инспекции, Общество обратилось в суд с заявлением в пределах установленного срока, изменило основание иска, что является правом заявителя.
В соответствии с ч. 1 ст. 49 Арбитражного процессуального Кодекса РФ (далее -АПК РФ) истец вправе при рассмотрении дела в арбитражном суде первой инстанции до принятия судебного акта, которым заканчивается рассмотрение дела по существу, изменить основание или предмет иска, увеличить или уменьшить размер исковых требований.
Так, в соответствии с правовой позицией Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации (далее - ВАС РФ), выраженной в п. 3 Постановления от 31.10.1996 г. N 13 "О применении Арбитражного процессуального Кодекса Российской Федерации при рассмотрении дел в суде первой инстанции" изменение предмета иска означает изменение материально-правового требования истца к ответчику.
Изменение основания иска означает изменение обстоятельств, на которых истец основывает свое требование к ответчику.
Налоговый кодекс (п. 5 ст. 101.2, 137, п. 1 и 2 ст. 138, 142 НК РФ), АПК РФ (ст. 197, ч. 1 и 4 ст. 198, пп. 5 ч. 1 ст. 199) и ВАС РФ (п. 48 Постановления Пленума ВАС РФ от 28.02.2001 N 5 "О некоторых вопросах применения части первой Налогового кодекса РФ") предусматривают возможность налогоплательщика на обжалование действий (бездействия) налогового органа, а также ненормативных правовых актов, выносимых ими, в частности, выносимого по результатам выездной налоговой проверки решения о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения, в части или полностью.
При этом, согласно правовой позиции ВАС РФ, выраженной в Постановлении Пленума от 18.12.2007 г. N 65 "О некоторых процессуальных вопросах, возникающих при рассмотрении арбитражными судами заявлений налогоплательщиков, связанных с защитой права на возмещение налога на добавленную стоимость по операциям, облагаемым названным налогом по ставке 0 процентов", налогоплательщик, обращаясь в суд за защитой своих прав самостоятельно выбирает способ защиты и восстановления нарушенных прав - путем предъявления "требования неимущественного характера - об оспаривании решения (бездействия) налогового органа", принимаемого к производству и рассматриваемому судом в соответствии с главой 24 АПК РФ, и (или) "требования имущественного характера - о возврате излишне взысканных на его основе сумм налогов, пени, штрафов" принимаемого к производству и рассматриваемому судом по правилам искового производства с учетом положений главы 22 АПК РФ.
ВАС РФ указывает, что "при принятии к производству заявления налогоплательщика о признании незаконным решения (бездействия) налогового органа судам необходимо иметь в виду, что содержание такого заявления определено положениями части 1 статьи 199 АПК РФ, в силу пунктов 2 и 5 которой формулировка предмета предъявляемого в суд требования ограничивается обозначением оспариваемого решения (бездействия)".
В связи с этим, предмет заявленных требований по настоящему делу является признание недействительным решения инспекции (полностью или в части, независимо от используемых Обществом в просительной части формулировок, таких как признание пунктов резолютивной части решения, указания ли только сумм налогов, пени, штрафов), а основанием заявленных требований - обстоятельства, на которых Общество основывает свое требование к инспекции, а именно: законность отнесения Обществом расходов по уплате таможенных сборов по полным грузовым таможенным декларациям (п. 1.1 решения инспекции), а также законность невключения в налоговую базу по НДПИ объемов (количества) дебаланса нефти (п. 2.1. и 2.2. решения инспекции).
При таких обстоятельствах, суд апелляционной инстанции считает, что анализ представленных в деле доказательств подтверждает правомерность вывода суда первой инстанции о том, что требования заявителя обоснованны и подлежат удовлетворению.
Суд апелляционной инстанции считает, что судом первой инстанции выяснены все обстоятельства дела, правильно оценены доводы заявителя и заинтересованного лица и вынесено законное и обоснованное решение, в связи с чем апелляционная жалоба не подлежит удовлетворению.
Доводы апелляционной жалобы не опровергают выводы суда, положенные в основу решения, и не могут служить основанием для отмены или изменения обжалуемого решения суда первой инстанции.
Поскольку в силу пп. 1.1 п. 1 ст. 333.37 НК РФ (в редакции Федерального закона от 25.12.2008 г. N 281-ФЗ) налоговые органы, выступающие по делам, рассматриваемым в арбитражных судах, в качестве истцов или ответчиков, освобождаются от уплаты государственной пошлины, то государственная пошлина по апелляционной жалобе взысканию не подлежит.
Руководствуясь ст. ст. 110, 176, 266, 267, 268, 269, 271 АПК РФ, арбитражный суд
постановил:
решение Арбитражного суда г. Москвы от 24.10.2012 г. по делу N А40-5916/12-20-32 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения.
Постановление вступает в законную силу со дня его принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления в полном объеме в Федеральный арбитражный суд Московского округа.
Председательствующий
С.Н.КРЕКОТНЕВ
Судьи
Р.Г.НАГАЕВ
В.Я.ГОЛОБОРОДЬКО
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "TMJ.SU | Таможенное дело. Таможенное право" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)
ПОСТАНОВЛЕНИЕ ДЕВЯТОГО АРБИТРАЖНОГО АПЕЛЛЯЦИОННОГО СУДА ОТ 25.02.2013 N 09АП-40296/2012 ПО ДЕЛУ N А40-5916/12-20-32
Разделы:Таможенное декларирование и оформление; Таможенное дело
Обращаем Ваше внимание на то обстоятельство, что данное решение могло быть обжаловано в суде высшей инстанции и отменено
ДЕВЯТЫЙ АРБИТРАЖНЫЙ АПЕЛЛЯЦИОННЫЙ СУД
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 25 февраля 2013 г. N 09АП-40296/2012
Дело N А40-5916/12-20-32
Резолютивная часть постановления объявлена 18.02.2013 г.
Постановление изготовлено в полном объеме 25.02.2013 г.
Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:
Председательствующего судьи С.Н. Крекотнева,
Судей В.Я. Голобородько, Р.Г. Нагаева
при ведении протокола судебного заседания секретарем М.А. Прозоровской
рассматривает в открытом судебном заседании апелляционную жалобу
МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1
на решение Арбитражного суда г. Москвы от 24.10.2012
по делу N А40-5916/12-20-32, принятое судьей А.В. Бедрацкой
по заявлению ООО "СП "Ваньеганнефть"
(ОГРН 1028600943062; 125284, г. Москва, ул. Беговая, д. 3, стр. 1)
к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1
(ОГРН 1047702057765; 129223, г. Москва, проспект Мира, ВВЦ, стр. 194)
о признании недействительным решения в части
при участии в судебном заседании:
от заявителя - Суругин Д.Н. по дов. N 175 от 14.12.2012
от заинтересованного лица - Зверев Е.А. по дов. N 60 от 24.09.2012
установил:
ООО "СП Ваньеганнефть" (далее - общество, заявитель) обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением (с учетом уточнения заявленных требований) о признании недействительным решения МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (далее - инспекция, налоговый орган, заинтересованное лицо) от 31.05.2011 N 52-22-18/259-1 о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в размере 161 947 руб., налога на добычу полезных ископаемых в размере 38 390 640 руб., пени по налогу в размере 7 939 635 руб., штрафа в размере 5 910 029 руб.
Решением Арбитражного суда г. Москвы от 24.10.2012 г. требования заявителя удовлетворены в полном объеме.
Не согласившись с принятым решением, заинтересованное лицо обратилось с апелляционной жалобой, в которой просит отменить решение суда и принять по делу новый судебный акт об отказе в удовлетворении заявленных обществом требований.
Заявитель представил отзыв на апелляционную жалобу, в котором, не соглашаясь с доводами жалобы, просит решение суда первой инстанции оставить без изменения, апелляционную жалобу - без удовлетворения.
Рассмотрев дело в порядке ст. ст. 266, 268 АПК РФ, заслушав объяснения представителя заинтересованного лица, поддержавшего доводы и требования апелляционной жалобы, заявителя, изучив материалы дела, суд апелляционной инстанции не находит оснований к удовлетворению апелляционной жалобы и отмене или изменению решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах и обстоятельствами дела.
Как следует из материалов дела, инспекцией по результатам рассмотрения материалов выездной налоговой проверки ООО "СП "Ваньеганнефть" по вопросам соблюдения законодательства РФ о налогах и сборах за период с 01.01.2008 г. по 31.12.2009 г. с учетом возражений организации (исх. N 17-05/2011-3 от 17.05.2011 г.) на акт выездной налоговой проверки N 52-22-18/181 а от 15.04.2011 г. (т. 2, л.д. 13 - 127), вынесено решение от 31.05.2011 N 52-22-18/259-1 "О привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения" (т. 3, л.д. 3 - 118), которым обществу доначислен: налог на прибыль за 2008 2009 гг. в размере 2 046 711 руб., в т.ч. за 2008 г. в размере 1 627 901 руб., за 2009 г. в размере 418 810 руб.; налог на добычу полезных ископаемых в размере 38 390 640 руб., пени в размере 7 939 635 руб., штраф в размере 5 910 029 руб.; налог на доходы физических лиц в размере 1 138 руб.
Не согласившись с выводами налогового органа, общество обратилось в ФНС России с апелляционной жалобой N 17-05/2011-4 от 22.05.2011 (т. 3, л.д. 119 - 129) на решение инспекции.
По результатам рассмотрения апелляционной жалобы ФНС России вынесено решение N СА-4-9/16137@ от 30.09.2011 (далее - решение ФНС России, т. 3, л.д. 130 - 144)), которым решение инспекции было оставлено без изменения. Одновременно, руководствуясь ст. 101.2 НК РФ ФНС России признало названное решение вступившим в законную силу.
Суд первой инстанции, принимая решение, правомерно отклонил доводы налогового органа, послужившими основанием для принятия решения в обжалуемой части по следующим основаниям.
По пункту 1.1. решения инспекции (стр. 1 - 14 решения) проверкой установлено неправомерное, в нарушение п. 1 ст. 252, п. 1 ст. 264 НК РФ отнесение Обществом на прочие расходы по налогу на прибыль организаций суммы таможенных сборов, уплаченных по полной грузовой таможенной декларации за период с 01.01.2008 по 24.03.2009 в размере 853 962 руб. в том числе за 2008 год - 657 398 руб., за 2009-196 564 руб., что повлекло неуплату налога на прибыль в размере 161 947 руб., в том числе за 2008 г. - 131 480 руб., за 2009 - 30 467 руб. По мнению инспекции, при уплате таможенных сборов за таможенное оформление грузов по временной периодической декларации, таможенные сборы за таможенное оформление этих же грузов по полной грузовой таможенной декларации, являются необоснованными.
Судом установлено, что уплачивая таможенные сборы за таможенное оформление грузов на экспорт по полной грузовой таможенной декларации обществом соблюдены требования действующего законодательства.
Из материалов дела усматривается, что между ООО "СП "Ваньеганнефть" (комитент) и ОАО "ТНК-BP Холдинг" (комиссионер) заключен договор комиссии от 15.03.2007 N ВНН-0122/07/ТВХ-0480/07 (т. 4, л.д. 11 - 18), предметом которого является обязательство комиссионера по поручению Комитента за вознаграждение совершать от своего имени и за счет комитента сделки реализации товарной нефти на экспорт.
В соответствии с п. 2.3. Договора в обязанности Комиссионера входит обеспечение декларирования и таможенного оформления вывоза нефти с таможенной территории РФ.
Согласно п. 3.3. договора комитент возмещает комиссионеру понесенные им в ходе исполнения договора, в том числе в соответствии с контрактом с инопокупателем, расходы в соответствии с условиями, предусмотренными настоящим договором, и выплачивает вознаграждение в размере и сроки, согласованные сторонами в п. 7.2. вышеуказанного договора.
ОАО "ТНК-BP Холдинг" (Комиссионер) в соответствии с вышеуказанным Договором комиссии осуществляло экспорт нефти и нефтепродуктов на основании контрактов, заключенных с иностранными компаниями, а именно: N 1111/06 от 19.12.06 с компанией ТНК Трейд Лимитед (Кипр), N 0576/06 от 15.06.06 с ЗАО "ЛИНИК" (Украина), N 0211/08 от 25.03.08 с ТОО "Санойл" (Республика Казахстан) (т. 4, л.д. 19 - 61).
В 2008 - 2009 гг. вывоз товаров с таможенной территории Российской Федерации Общество осуществляло по процедуре периодического временного декларирования путем подачи временных таможенных деклараций с уплатой сборов за таможенное оформление товаров.
После вывоза товаров декларантом представлялись полные грузовые таможенные декларации, уплачивались сборы за таможенное оформление.
На фактически произведенные расходы, связанные с оплатой таможенных процедур, в том числе таможенных сборов, ОАО "ТНК-BP Холдинг" представляло ООО "СП Ваньеганнефть" отчеты Комиссионера, на основании которых производился расчет и уплата таможенных сборов.
В соответствии с отчетами Комиссионера по договору были понесены расходы на оплату таможенных сборов по временным грузовым таможенным декларациям (ВГТД) и по постоянным грузовым таможенным декларациям (ПГТД) за 2008 - 2009 годы.
Проверкой установлено, что согласно отчетам комиссионера ОАО "ТНК-BP Холдинг" (т. 4, л.д. 62 - 150, т. 5, л.д. 1 - 53), составленным в соответствии с договором комиссии от 15.03.2007 N ВНН-0122/07/ТВХ-0480/07 комиссионером произведены затраты по уплате таможенных сборов, в сумме 853 962 руб. (в том числе за 2008 год 657 398 руб. и за 2009 год 196 564 руб.), которые учтены ООО "СП "Ваньеганнефть" в составе прочих расходов, а также по строке 030 листа 02 налоговой декларации по налогу на прибыль организаций за 2008 и 2009 годы.
Согласно Регистрам налогового учета текущих периодов с 01.01.2008 года по 24.03.2009 года, Общество отнесло на затраты расходы по таможенным сборам по следующим операциям: за совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением перемещаемых через таможенную границу товаров при периодическом временном декларировании российских товаров, вывозимых с таможенной территории Российской Федерации; за совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением перемещаемых через таможенную границу товаров, вывозимых с таможенной территории Российской Федерации, при подаче таможенному органу полной таможенной декларации.
Периоды принятия сумм таможенных сборов в расходы, уменьшающие налоговую базу по налогу на прибыль организаций за период с января 2008 года по апрель 2009 года, отражены в Приложении N 1 НП решения инспекции (стр. 101).
В соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 264 Налогового кодекса Российской Федерации (далее по тексту - НК РФ) к прочим расходам, связанным с производством и реализацией, относятся суммы таможенных пошлин и сборов, начисленные в установленном законодательством Российской Федерации порядке, за исключением перечисленных в статье 270 НК РФ.
Согласно п. 1 ст. 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.
В соответствии с пп. 31 п. 1 ст. 11 Таможенным кодексом РФ (ТК РФ) таможенный сбор - платеж, уплата которого является одним из условий совершения таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением, хранением, сопровождением товаров.
Статья 357.1 ТК РФ установлено, что к таможенным сборам относятся таможенные сборы за таможенное оформление; таможенные сборы за таможенное сопровождение; таможенные сборы за хранение.
Согласно п. 1 ст. 60 ТК РФ таможенное оформление товаров начинается при вывозе товаров - в момент представления таможенной декларации, а в случаях, предусмотренных ТК РФ, - устного заявления либо совершения иных действий, свидетельствующих о намерении лица осуществить таможенное оформление.
Таможенное оформление завершается совершением таможенных операций, необходимых в соответствии с ТК РФ для применения к товарам таможенных процедур, для помещения товаров под таможенный режим или для завершения действия этого режима, если такой таможенный режим действует в течение определенного срока, а также для исчисления и взимания таможенных платежей (п. 2 ст. 60 ТК РФ).
В силу статьи 124 ТК РФ декларирование товаров производится путем заявления таможенному органу в таможенной декларации или иным способом, предусмотренным Таможенным кодексом Российской Федерации, в письменной, устной, электронной или конклюдентной форме сведений о товарах, об их таможенном режиме и других сведений, необходимых для таможенных целей.
При этом пп. 3 п. 1 ст. 149 ТК РФ установлено, что выпуск товаров осуществляется при условии соблюдения необходимых требований и условий для помещения товаров под избранный таможенный режим.
Согласно ст. 357.7 ТК РФ, таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются при декларировании товаров.
Статья 357.6 ТК РФ определяет, что таможенные сборы за таможенное оформление должны быть уплачены до подачи таможенной декларации или одновременно с подачей таможенной декларации.
В соответствии со ст. 138 ТК РФ при вывозе из Российской Федерации товаров, в отношении которых не могут быть представлены точные сведения, необходимые для таможенного оформления, допускается их периодическое временное декларирование путем подачи временной таможенной декларации.
После убытия товаров с таможенной территории Российской Федерации декларант обязан подать полную и надлежащим образом заполненную таможенную декларацию на все вывезенные товары.
Согласно п. 2 ст. 132 ТК РФ неотъемлемым условием принятия таможенной декларации таможенным органом является совершение в отношении декларируемых товаров действий, которые в соответствии с правилами Таможенного кодекса РФ должны совершаться до подачи или одновременно с подачей таможенной декларации.
В соответствии со ст. 357.10 ТК РФ ставки таможенных сборов за таможенное оформление устанавливаются Правительством РФ.
В проверяемый период ставки таможенных сборов за таможенное оформление были установлены Постановлением Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров".
В соответствии с п. 7 названного Постановления Правительства РФ (в редакции Постановления Правительства РФ от 25.12.2006 N 803, действующей до 25.03.2009 г - даты вступления в силу Постановления Правительства РФ от 10.03.2009 N 220) в случае повторной подачи таможенной декларации на одни и те же товары при заявлении одного и того же таможенного режима (за исключением подачи полной таможенной декларации при периодическом временном декларировании) таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются в размере 500 рублей.
Постановлением Правительства РФ от 10.03.2009 N 220 "О внесении изменения в Постановление Правительства Российской Федерации от 28.12.2004 N 863", в Постановление Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 добавлен пункт 7.1 (вступил в силу 25.03.2009), в соответствии с которым при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование, таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются по ставкам, установленным пунктом 1 настоящего Постановления, при подаче как временной таможенной декларации, так и полной таможенной декларации.
Таким образом, указанные нормы, регулирующие уплату таможенных сборов, не содержит разграничений и в равной мере применяется ко всем видам таможенных деклараций независимо от используемой процедуры таможенного оформления.
В Письме от 06.04.2009 г. N 01-11/14751 ФТС России (т. 5, л.д. 96) разъяснило, что "Постановление Правительства РФ от 10.03.2009 N 220 не изменяет положений ТК РФ, устанавливающих необходимость уплаты таможенных сборов при подаче таможенных деклараций. Данное Постановление предусматривает обязанность уплаты таможенных сборов за таможенное оформление при подаче как временной таможенной декларации, так и полной таможенной декларации при применении периодического временного декларирования".
Следовательно, уплачивая таможенные сборы за таможенное оформление товаров Общество, как при временном, так и при полном таможенном декларировании, Общество руководствовалось нормами действующего законодательства (пп. 31 п. 1 ст. 11 Таможенного кодекса РФ, ст. 357.1 ТК РФ, п. 1, п. 2 ст. 60 ТК РФ, 124 ТК РФ, пп. 3 п. 1 ст. 149 ТК РФ, ст. 357.7 ТК РФ, ст. 357.6 ТК РФ, ст. 138 ТК РФ, п. 2 ст. 132 ТК РФ, ст. 357.10 ТК РФ, Постановление Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров", а также разъяснениями уполномоченного государственного органа.
Неуплата таможенных сборов вместе с полной грузовой таможенной декларации повлекло бы нарушение императивных норм Таможенного кодекса, ее непринятие таможенным органом (ст. ст. 357.6, 357.7, п. 2 ст. 132, ст. 138 ТК РФ).
Об указанном также свидетельствуют Правила приема грузовых таможенных деклараций, утв. Приказом ГТК России от 29.11.2002 N 1284 (п. 7, пп. "б" п. 84), Письма ФТС России от 08.10.2008 N 01-11/41807, от 19.05.2009 N 05-12/22581, от 29.12.2004 г. N 01-06/12890 "О таможенных сборах", от 09.02.2006 г. N 01-06/4153 "О направлении обзора правоприменительной практики" (п. 19), Центральной энергетической таможни от 26.02.2009 N 01-21/1024, региональных таможен (письмо Саратовской таможни от 12.12.2008 N 11-01-18/18824, т. 5, л.д. 90 - 100).
Понесенные Обществом расходы по уплате таможенных сборов при оформлении экспортных грузов по полной таможенной декларации являются экономически обоснованными и документально подтвержденными.
В соответствии с п. 1 ст. 252 НК РФ в целях настоящей главы налогоплательщик уменьшает полученные доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270 настоящего Кодекса).
Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных статьей 265 настоящего Кодекса, убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. Под обоснованными расходами понимаются экономически оправданные затраты, оценка которых выражена в денежной форме. Под документально подтвержденными расходами понимаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в соответствии с законодательством Российской Федерации, либо документами, оформленными в соответствии с обычаями делового оборота, применяемыми в иностранном государстве, на территории которого были произведены соответствующие расходы, и (или) документами, косвенно подтверждающими произведенные расходы (в том числе таможенной декларацией, приказом о командировке, проездными документами, отчетом о выполненной работе в соответствии с договором). Расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Из материалов дела усматривается, что основным видом деятельности Общества является разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений; добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализации углеводородного сырья и продуктов ее переработки (п. 2.2. Устава Общества).
Таможенные сборы уплачивались Обществом (по его поручению комиссионером ОАО "ТНК-BP Холдинг") в целях таможенного оформления поставки товаров (нефти и нефтепродуктов) на экспорт, то есть для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Без уплаты таких сборов таможенное оформление поставки на экспорт таможенным органом не производилось бы (непринятие таможенных деклараций, которое, в свою очередь, влечет отказ в выпуске товара на экспорт), что повлекло бы нарушение Обществом условий контрактов и несение дополнительных расходов в виде неустоек, пеней и штрафов, приостановление хозяйственной деятельности Общества. Уплаченные сборы учтены таможенным органом при осуществлении таможенного оформления в проверяемых налоговых периодах.
Претензии к документальной подтвержденности расходов у инспекции отсутствуют.
Поскольку понесенные расходы документально подтверждены, обоснованы, связаны с предпринимательской деятельностью налогоплательщика, то он правомерно отнес спорные затраты (как по ВГТД, так и по ПГТД) в состав расходов в соответствии со ст. ст. 252, 264 НК РФ.
С учетом изложенного, выводы налогового органа о несоответствии требованиям ст. ст. 252, 264 НК РФ произведенных расходов по оплате таможенных сборов незаконны и необоснованны, доначисление налога в сумме 119 668 руб. неправомерно.
По пункту 2.1. 2.2. решения инспекции (стр. 44 - 95) проверкой установлено неправомерное, в нарушение п. п. 1, 2 ст. 337 НК РФ, п. 1 ст. 339 НК РФ занижение Обществом количества добытого полезного ископаемого в 2008 - 2009 гг. на 13 033 т, в том числе в 2008 г. на 8 030 т, в 2009 г на 5 003 т в результате неправомерного уменьшения количества полезного ископаемого (нефть), подлежащего налогообложению НДПИ по ставке нефти, на дебаланс, что повлекло неуплату налога на добычу полезных ископаемых за 2008 - 2009 г. в размере 38 390 640 руб., в т.ч. за 2008 г. - в размере 27 226 133 руб., за 2009 г. - в размере 11 164 507 руб.
По мнению налогового органа, из системного анализа ст. ст. 336, 337, п. 7 ст. 339 НК РФ следует, что окончание процесса добычи нефти налоговое законодательство связывает с достижением нефтью показателей, которые первые по своему качеству соответствуют ГОСТ Р 51858-2002, при этом должен быть выполнен весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
На основании этого, инспекция делает вывод, что на УУН N 802 технологический процесс по подготовке товарной нефти считается завершенным, а нефть соответствует общим техническим условиям нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, первой по своему качеству по ГОСТ Р 51858-2002 (товарная нефть). Следовательно, количество добыто нефти должно определяться на СИКН N 802, а не СИКН N 544, как полагает налогоплательщик.
В соответствии с пунктами 1 и 2 ст. 44 НК РФ обязанность по уплате конкретного налога или сбора возлагается на налогоплательщика и плательщика сбора с момента возникновения установленных законодательством о налогах и сборах обстоятельств, предусматривающих уплату данного налога или сбора.
В силу п. 1 ст. 53 НК РФ налоговая база представляет собой стоимостную, физическую или иную характеристики объекта налогообложения. Налоговая база и порядок ее определения устанавливаются настоящим Кодексом.
Организации, признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством Российской Федерации признаются налогоплательщиками налога на добычу полезных ископаемых (ст. 334 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 РФ (пп. 1 п. 1 ст. 336 НК РФ).
Согласно пункту 1 статьи 337 НК РФ в целях настоящей главы указанные в пункте 1 статьи 336 настоящего Кодекса полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. 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 РФ, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации.
Заявителем указано, что в соответствии с п. 1, 2, 7 ст. 339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно 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. При определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь). При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого".
Технологический процесс по добыче конкретного полезного ископаемого на конкретном месторождении определяется в техническом проекте разработки данного месторождения полезных ископаемых и включает в себя, помимо самой операции по извлечению минерального сырья из недр (отходов, потерь), комплекс технологических операций (процессов), осуществляемых, как правило, в границах горного отвода, по доведению фактически извлеченного минерального сырья до соответствующего стандарта качества.
Комплекс технологических операций (процессов) может в себя включать, в частности: операции по технологической подготовке до получения кондиционного продукта (сортового сырья); операции по отделению попутных компонентов и примесей; операции, необходимые для облегчения транспортировки и хранения товарного продукта; операции, имеющие целью получение товарного продукта, при условии, что они не изменяют основного характера продукта, иные операции, предусмотренные техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых.
В соответствии с п. 3 ст. 339 НК РФ, 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 2008 - 2009 гг. Общество на основе действующих лицензий на поиск и добычу нефти и газа ХМН 11146 НЭ, ХМН 11147 НЭ (т. 8, л.д. 1 - 94) разрабатывало и эксплуатировало Ван-Еганское и Ай-Еганское месторождения.
Технологический процесс подготовки нефти месторождений Общества выглядит следующим образом.
Газожидкостная смесь с кустов Ай-Еганского месторождения поступает на ДНС Ай-Еганского месторождения через устройство предварительного отбора газа (УПОГ), в нефтегазосепараторы (НГС) I ступени сепарации, где происходит частичное разгазирование нефти. Затем через буферную емкость (БЕ) откачивается насосами для дальнейшей подготовки на ЦПС Ван-Еганский, проходя через оперативный узел учета. Газ из УПОГ и НГС I ступени сепарации через газосепаратор (ГС) поступает на Тюменскую КС и далее на Белозерный ГПЗ.
Газожидкостная смесь Ван-Еганского месторождения поступает на Ван-Еганскую ДНС и на ДНС-2 (новую) частично разгазируется в УПОГе и нефтегазосепараторах I ступени сепарации, далее нефть поступает на Ван-Еганскую ЦПС. Отделившийся газ проходит очистку от капельной нефти в газосепараторах, после чего используется как топливо для нагрева нефти в печах, основная часть газа поступает на ГПЗ, остальной газ утилизируется на факел.
На ДНС-2 нефть Ван-Еганского месторождения проходит две ступени сепарации, предварительное обезвоживание и подается на Ван-Еганскую ЦПС. Газ первой ступени подается на Тюменскую КС, а газ второй ступени утилизируется на факел низкого давления.
На Ван-Еганской ЦПС нефть поступает после предварительного разгазирования на I ступени ДНС и ДНС-2. В начале нефть поступает в трехфазный сепаратор (ТС) I ступени, где проходит процесс предварительного отделения газа и воды от нефти. Далее нефть через нагреватели ПТБ-10 поступает в трехфазный сепаратор (ТС) II ступени, где происходит отделение воды и сепарация нефти. Затем для окончательного разгазирования нефть поступает на концевую сепарационную установку (КСУ), где происходит отделение газа от нефти при давлении 0,0001 МПа. После КСУ нефть поступает в резервуары, для получения безводной нефти, динамический отстой в резервуарах ЦПС не осуществляется. После резервуаров нефть насосами через оперативный узел учета нефти (ОУУН) откачивается на ЦТП Белозерный (ОАО "ТНК-Нижневартовск").
В соответствии с п. 2 Технологического регламента Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" (т. 16, л.д. 74 - 150, т. 17, л.д. 1 - 23) Белозерный центральный товарный парк (далее - БЦТП) обеспечивает сбор, дополнительную подготовку, хранение и коммерческую сдачу нефти ОАО "ТНК-Нижневартовск" и нефти сторонних предприятий, входящих в транспортную схему ОАО "ТНК-Нижневартовск". На БЦТП осуществляется прием подготовленной нефти Северной группы месторождений, ее доподготовка и сдача через СИКН-544 в резервуары ОПДС "Самотлор"
Основные задачи БЦТП: качественная доподготовка и строгий учет откачиваемой товарной нефти; качественная подготовка подтоварной воды, учета и откачки ее в систему ППД Северного НГДП ОАО "ТНК-Нижневартовск"; подготовка, учет и сдача попутного нефтяного газа на БГПК; использование попутного нефтяного газа на технологических установках подготовки нефти (п. 2 регламента).
В состав производства БЦТП входят концевые термохимическая установка (ТХУ), в т.ч. концевые сепарационные установки N 1, 3 резервуарный парк, система измерения количества и качества нефти (СИКН N 544, 578, 579), установка по улавливанию легких фракций, очистные сооружения.
На Белозерном центральном товарном парке ОАО "ТНК-Нижневартовск" нефть ООО "СП "ВН" смешивалась с нефтью северной группы месторождений, поступала на термохимическую установку, очищалось от воды деэмульгаторами, нагревалась в печи ПТБ-10 (предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке) и поступала на концевую сепарационную установку N 3 (КСУ-3, сепараторы N 5, 6, 7, 8) для сепарации (окончательного отделения попутного газа от нефти). После окончательного разгазирования нефть поступала в технологические резервуары N 9, 10 V - 20 000 м3 для отстоя, далее в резервуары динамического отстоя N 11, 12 V - 20 000 м3 и насосом через коммерческий узел учета нефти СИКН N 544 (система измерения и количества нефти - СИКН) откачивалась в резервуары линейно-производственной диспетчерской службы (ЛПДС) "Самотлор" Нижневартовского управления магистральных нефтепроводов (НВ УМН) ОАО "Сибнефтепровод" АК "Транснефть". Газ с горячей ступени сепарации КСУ сжигался на факеле. Отделившаяся вода из динамического резервуара сбрасывалась в очистной резервуар.
Такой порядок обусловлен тем, что сдача нефти в систему АК "Транснефть" фактически невозможна без дополнительной подготовки. Технология транспортировки нефти (протяженность трубопроводов более 100 км, прохождение более 1 суток) от объекта подготовки Общества (ЦПС Ван-Еганского месторождения, СИКН N 802) до коммерческого узла учета сдачи нефти в систему АК "Транснефть" (БЦТП, СИКН N 544) не может обеспечить показатели по воде и вязкости (показатели нефти меняются, возможны выбросы воды).
Проведение доподготовки нефти подтверждается сопоставлением физико-химических свойств нефти на входе в БЦТП и на выходе БЦТП (таблица 3.3. и 3.5.). При этом, как следует из текста Регламента различаются понятия товарной нефти и сырья (водо-газо-нефтяной эмульсии) с Северных месторождений, к которым относится спорная нефть ООО "СП ВН".
Вышеприведенные технологические операции, составляющие схему и технологию разработки каждого месторождения ООО "СП "ВН", предусмотрены технологическими проектными документами на разработку Ван-Еганского и Ай-Еганского месторождений - Технологической схемой разработки Ван-Еганского нефтегазоконденсатного месторождения (2007 г., раздел 9.2.1., т. 20, л.д. 90 - 94), Уточненной технологической схемой разработки Ай-Еганского месторождения (2008 г., раздел 9.2.1, т. 17, л.д. 24 - 48), Технологическим регламентом Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" (п. 2, п. 4.1., пп. 3 п. 4.2.1., пп. 1 пункта 4.2.2., п. 4.2.4., п. 4.3.1, 4.3.2., п. 4.4.1, п. 8.3.).
Также заявителем указано, что количество нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной рассчитывается по данным нефти "нетто" при входе в ОАО "АК "Транснефть", в связи с чем технологические потери нефти также должны учитываться до достижения нефтью показателя "нетто" на СИКН N 544, а не нефти на СИКН 504, 505.
Также заявителем указано, что подготовленная на БЦТП нефть не является продуктом переработки нефти, не является нефтепродуктом, БЦТП не является объектом нефтеперерабатывающей промышленности, что исключает возможность применения абз. 2 п. 1 ст. 337 НК РФ.
Пунктом 6.1 Учетной политики Общества для целей налогообложения на 2008 год, утв. Приказом от 29.12.2007 N 451 (т. 14, л.д. 97 - 150, т. 15, л.д. 1 - 17) установлен косвенный метод определения количества добытой нефти; п. 6.1 Учетной политики Общества для целей налогообложения на 2009 г., утв. Приказом от 31.12.2008 N 531 (т. 7, л.д. 72 - 133), установлен прямой метод определения количества добытой нефти.
В соответствии с положениями пункта 1.2 Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 (далее - Инструкция, т. 15, л.д. 18-149, т. 16, л.д. 1 - 43), введенной Приказом Министерства нефтяной промышленности N 677 от 15.12.81 г. валовой добычей нефти считается нефть, сданная организациям Главтранснефти, НПЗ и ГПЗ. израсходованная на выработку ШФЛУ, на производство нефтебитумов и битумных сплавов, отпущенная сторонним организациям, использованная на производственно-технологические нужды предприятий объединения, технологические потери, в пределах утвержденных норм, а также разница в остатках на начало и конец отчетного периода в резервуарных парках, технологических аппаратах установок подготовки нефти и очистки сточных вод, в трубопроводах и амбарах.
В соответствии с п. 1.2 Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 (т. 16, л.д. 44 - 73), п. 14.4 Инструкции по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-BP" от 15.10.2004 г., а также Учетными политиками ООО "СП "ВН" для целей налогообложения на 2008, 2009 г., валовая добыча нефти за определенный период рассчитывается по следующей формуле:
Д = Отранс + Qcn + Рсн + Оисп + П + Н2 - Н1, где
- Д - валовая добыча нефти за рассматриваемый период, т;
- Отранс - это количество нефти, сданное в систему магистральных трубопроводов ОАО "АК "Транснефть" и другим организациям (определяемое по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН N 544);
- Учитывая, что технологические операции (процессы), предусмотренные технологическими проектными документами Общества на разработку месторождения, не ограничиваются Ван-Еганским ЦПС, а заканчиваются на Белозерном ЦТП, Общество определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УУН N 544 (по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН-544 и разделительным актам по СИКН N 544, т. 18, л.д. 2 - 25), а не объемов нефти по данным СИКН N 802, где комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого не заканчивается.
- Qcn - количество нефти, отпущенной сторонним организациям, т;
- Рсн - количество нефти, использованной на собственные нужды, т;
- Оисп - количество нефти, использованной на производство продукции (для переработки на установках стабилизации, на производство битумов и др.), т;
- П - безвозвратные потери (сумма аварийных технологических потерь в пределах, утвержденных Минэнерго, за отчетный период), т;
- Н1 (Н2) - наличие нефти на начало (конец) периода во всех объектах хранения - резервуарных парках, трубопроводах, аппаратах подготовки нефти и другом технологическом оборудовании, т.;
- В п. 1.3 Инструкции определено, что товарная добыча нефти является частью валовой добычи, за исключением технологических потерь и количества нефти, использованной на технологические нужды, и подтверждается соответствующими документами (актами приема-сдачи, списания потерь, отпуска сторонним организациям, отпуска на производственно-технологические нужды и топливо и т.д.).
Таким образом, заявитель ссылается с учетом вышеизложенного на то, что процесс добычи нефти включает в себя, в том числе и сдачу нефти в ОАО "АК "Транснефть".
Сдача нефти, соответствующей ГОСТу, в ОАО "АК "Транснефть" происходит на Белозерном ЦТП (состоит на балансе ОАО "ТНК-Нижневартовск) (далее - БЦТП) согласно заключенным с ОАО "ТНК-Нижневартовск" договору на 2008 год от 10.12.2007 N ТНВ-0184/08/ВНН-13-0132/08 на оказание услуг по транспортировке, сдаче нефти и проведению химического анализа нефти (т. 13, л.д. 54 - 75), договору от 18.12.2007 N ТНВ-0109/09/ВНН-13-0065/09 на оказание услуг по транспортировке, сдаче нефти и проведению химического анализа нефти на 2009 г. (т. 13, л.д. 79 - 96).
Согласно п. 1.1, 3.2.1., 3.2.3., 3.2.4., 3.2.5., 3.2.6. договоров на БЦТП Исполнитель производит сдачу подготовленной нефти Заказчика (соответствующей ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия") через СИКН N 544 БЦТП в систему ОАО "АК "Транснефть" с оформлением распределительных актов приема-сдачи нефти и паспортов качества нефти.
Валовая добычи нефти, как и другие показатели в вышеприведенной формуле, отражались Обществом в ежемесячных исполнительных балансах нефти за 2008 - 2009 г.
В установленном порядке добытая нефть в указанном размере была отражена Обществом в налоговых декларациях за 2008 - 2009 гг. и обложена НДПИ.
Факт о соответствии данных балансов нефти количеству добытой нефти, отраженному ООО "СП "ВН" налоговых декларациях по налоговым периодам 2008 2009 гг. подтвержден со стороны налогового органа.
Инспекцией не оспариваются количественные показатели валовой добычи нефти, за исключением показателя Отранс, вместо которого, по мнению инспекции, Обществом должны были использоваться данные по объемам нефти на СИКН N 802.
Вместе с тем ни Инструкция по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, ни Учетная политика Общества для целей налогообложения на 2008 г., ни Инструкция по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-BP" от 15.10.2004 г., ни положения Налогового кодекса РФ не предусматривают возможности замены показателя Отранс (фактически УУН N 544 на выходе с БЦТП) на какой-либо иной.
Согласно положениям ст. 31 Закона РФ от 21.02.92 N 2395-1 "О недрах" с целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых. Данный баланс содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, в т.ч. добыче и потерях полезных ископаемых.
Постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса (в т.ч. в результате добычи) осуществляются в порядке, установленном федеральным органом управления государственным фондом недр по согласованию с органами государственного горного надзора.
Так, в соответствии с пунктом 5.4.1 Положения о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденному Постановлением Правительства РФ от 17.06.2004 г. N 293, на данный государственный орган возложены функции "по обеспечению в установленном порядке постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса".
Согласно пунктам 5 и 7 Порядка постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списания с государственного баланса, утвержденного Приказом Минприроды России от 15.12.2006 N 286 (действует с 18.02.2007) (далее - Порядок списания запасов 2007), постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс, их изменение и списание с государственного баланса осуществляется по соответствующим пользователям недр по данным геологоразведочных и добычных работ, а также по результатам переоценки запасов в связи с изменением параметров подсчета запасов.
Запасы полезных ископаемых и содержащиеся в них полезные компоненты, учтенные государственным балансом, подлежат списанию с государственного баланса без проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых на основании актов о списании запасов полезных ископаемых, утверждаемых Федеральным агентством по недропользованию и органом государственного горного надзора и данных ежегодной государственной отчетности организаций, осуществляющих добычу полезных ископаемых, в случае добычи запасов полезных ископаемых из недр или их потерь в процессе добычи (пункт 12 Порядка списания запасов 2007).
Применительно к периоду 2008 - 2009 годов до вступления в силу Порядка списания запасов 2007 (18.02.2007) действовало в части, ему (Порядку) не противоречащей, Положение о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса, утвержденное Приказом Минприроды России от 09.07.97 N 122 (далее - Положение о списании запасов 2006), предусматривающее аналогичные положения о списании полезных ископаемых с государственного баланса в результате добычи.
В соответствии с положениями абзаца 5 п. 10 Положения о списании запасов 2006 списание запасов полезных ископаемых с государственного и территориальных балансов по объектам, переданным в установленном порядке пользователям недр, осуществляется на основании актов на списание запасов полезных ископаемых, утвержденных органами МПР России и Госгортехнадзора России и форм государственного федерального статистического наблюдения.
С учетом Положения о Федеральном агентстве по недропользованию (утв. Постановлением Правительства РФ от 17.06.2004 N 293 (п. 5.4.1), Положения о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса запасов, утвержденного Приказом МПР России от 09.07.1997 г. N 122 (п. п. 7, 10, 12) выводы налогового органа об объеме фактически добытой нефти за 2008 - 2009 гг. (с учетом понесенных потерь) в части, превышающей данные Общества, не соответствуют данным контролирующих органов в сфере недропользования об общем количестве, извлеченной из недр нефти (с учетом потерь при добыче) за данный период (изменением балансовых запасов нефти в недрах в результате добычи).
Так согласно балансам нефти Общества за 2008 г. добыто 1 973 276 т в т.ч. потери нефти, в 2009 г. добыто 1 760 303 т, в т.ч. потери нефти (т. 10, л.д. 34 - 87).
Согласно данным раздела 1 "Добыча нефти" Сведений по эксплуатации нефтяных скважин по Форме 1- ТЭК за 2008 - 2009 гг. добыча за 2008 г. составила 1 973 276 т, за 2009 г. - 1 760 303 т (т. 9, л.д. 41 - 56).
Указанные сведения соответствуют данным статистической отчетности 6-Гр за 2008 - 2009 гг. (т. 9, л.д. 54 - 142).
Указанные объемы списаны с государственного баланса полезных ископаемых (т. 9, л.д. 143 - 150, т. 10, л.д. 1 - 27) на основании Актам на списание запасов полезного ископаемого с учета организации по добыче полезного ископаемого за 2008 - 2009 гг. (согласованным Управлением по недропользованию по ХМАО - Югре) списано с учета ООО "СП Ваньеганнефть" нефти (в том числе газа) за 2008 г 1 973 тыс. т, в 2009 г. -1 760 тыс. т (т. 10, л.д. 28 - 33).
Кроме того, нормы НК РФ предписывают также руководствоваться данными государственной статистической отчетности при определении количества добытого полезного ископаемого. Так абз. 2 п. 1 ст. 339 НК РФ содержит следующее положение "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".
В соответствии со ст. 345.1 НК РФ федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий в установленном порядке ведение государственного баланса запасов полезных ископаемых, направляет в налоговые органы данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года.
Заявителем указано, что поскольку из всех указанных документов следует, что иного количества нефти, нежели 3 733 тыс. т (с потерями) Общество в течение 2008 2009 гг. добыто не было (именно данные объемы добычи нефти указаны и в налоговых декларациях по НДПИ, т. 8, л.д. 1 - 94), выводы инспекции об установленной добыче дополнительных 13 033 т нефти за 2008 - 2009 гг. и доначисления с них налога являются ошибочными.
- В соответствии с п. 1 ст. 5 Соглашения о взаимодействии Федеральной налоговой службы и Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, утв. Приказами N САЭ-3-21/471 и N 685 от 27.09.2005 территориальные органы Ростехнадзора на плановой основе информируют территориальные органы ФНС России о выявленных фактах нарушений в сфере недропользования, влияющих на достоверность исходных данных для исчисления налога на добычу полезных ископаемых, в том числе в части занижения объемов добытого полезного ископаемого, включая фактические потери (с распределением выявленной разницы в объемах по календарным месяцам), несоблюдения технологических процессов при добыче полезных ископаемых, предусмотренных проектом разработки месторождения, а также о принятых по результатам контрольных мероприятий мерах - в течение 10 дней после установления соответствующих фактов и (или) принятия решений;
- В соответствии с п. 2 ст. 5 Соглашения по запросам налоговых органов территориальные органы Ростехнадзора информируют территориальные органы ФНС России в том числе о соответствии принятого недропользователем метода учета количества добытого полезного ископаемого комплексу технологических операций, предусмотренному в техническом проекте разработки месторождения;
- Однако инспекция не воспользовалась предоставленным ее правом на истребование у территориального органа Ростехнадзора необходимой документации, информации в порядке ст. 93.1 НК РФ, привлечения эксперта или специалиста в порядке, предусмотренном ст. 95, 96 НК РФ.
Вместе с тем, доказательств предъявления самостоятельных претензий в рамках предоставленных Минэнерго России полномочий инспекцией не представлено.
Заявителем указано, что в соответствии с п. 2.2 заключенных с ОАО "ТНК-Нижневартовск" Договоров на транспортировку, сдачу нефти и проведение химического анализа нефти, все операции по приему, учету и сдаче нефти осуществляются в соответствии с "Рекомендациями по приему по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти", утв. Приказом Министерства промышленности и энергетики РФ N 69 от 31.03.2005, "Инструкцией по эксплуатации СИКН N 802, "Инструкцией по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-BP", согласованной Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России 11.03.2004 письмом N 10-03/268.
Метод определения массы нефти по УУН N 802 должен соответствовать ГОСТ Р 8.595-204 "Государственная система измерения. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений", утв. Приказом Ростехрегулирования от 07.12.2004 г. N 99-ст. Учет сдаваемой нефти ведется по массе нетто (в тоннах) (п. 2.3. договоров).
Согласно с п. 3.1 ГОСТ Р 8.595-204 (т. 20, л.д. 95 - 114) методика выполнения измерений (МВИ) массы продукта: представляет собой совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью). Погрешность измерений массы продукта: обобщенная погрешность всех результатов измерений массы продукта при точном выполнении всех требований МВИ (п. 3.2 ГОСТ Р8.595-204).
Согласно с п. 5.1.2 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти не должны превышать: 0,50% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн; 0,60% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них; 0,35% - при прямом и косвенном методах динамических измерений; 0,60% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 т и более; 0,75% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 т.
Согласно п. 2.4. договоров, количество нефти, сдаваемой заказчиком через СИКН N 544, изменяется на величину технологических потерь нефти на БЦТП ОАО "ТНК-Нижневартовск", определенных на основании проведенных исследований и распределенного по СИКН N 544 дебаланса.
Пунктом 3.1.16 договоров предусмотрена обязанность ООО "СП ВН" по обеспечению эксплуатации УУН N 802 в соответствии с Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти и Инструкцией по эксплуатации коммерческого УНН"; применять средства измерений коммерческого узла учета нефти, аттестованные в установленном порядке.
В обязанности ОАО "ТНК-Нижневартовск" входит обеспечение учета нефти, сдаваемой через СИКН N 544 (п. 3.2.3. договоров); оформление вместе с заказчиком суточных актов приема-сдачи нефти, сданной с УУН Заказчика Исполнителю. Суточное количество сданной нефти Заказчика определяется по акту приема-сдачи, подписанному уполномоченными представителями Заказчика и Исполнителя за минусом распределенного дебаланса и вычетов технологических потерь на БЦТП (п. 3.2.4 договоров); оформление сводных распределительных актов по сдаче нефти на СИКН N 544 за каждый отчетный месяц с указанием количества нефти брутто и нетто по каждому производителю (п. 3.2.5. договоров).
В соответствии с Технологическим регламентом Ван-Еганского ЦПС (утв. 12.05.2005, т. 18, л.д. 26 - 133) для учета откачиваемой на БЦТП нефти в составе ЦПС предусмотрены СИКН N 802, обеспечивающий автоматическое определение количества нефти по массе нетто в соответствии с ГОСТ 26.976-86 и РД 153-39.4-042-99 "Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти". С учетом ручного ввода недостающих показателей качества нефти (солесодержания, мехпримесей и т.д.).
В состав СИКН входит, в том числе, Блок измерительных линий (далее - БИЛ), использующий турбинные преобразователи расхода фирмы "Faure Herman", допустимая погрешность +(-) 0,15%. Суммарная погрешность нефти по массе нетто не более +(-) 0,35% (п. 3.4 Технологического регламента Ван-Еганского ЦПС).
Пунктом 2.1.1, 2.1.2.1 Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти N 802 (т. 18, л.д. 134 - 155, т. 19, л.д. 1 - 30) предусмотрено, что СИКН 802 предназначены для автоматизированного определения количества нейти с погрешностью, не превышающей +(-) 0,25% по массе "брутто", и +(-) 0,35% по массе "нетто", установленных ГОСТ Р 8.595-2002, и показателей качества нефти с нормируемыми погрешностями, поставляемой ООО "СП "ВН" в ОАО "ТНК-Нижневартовск". Блок измерительных линий (БИЛ) использует турбинные преобразователи расхода фирмы "Faure Herman" модель TZN 100-300N, допустимая погрешность +(-) 0,15%.
Методика выполнения измерений массы нефти системой измерений количества и показателей качества нефти N 802 при учетных операциях между ООО "СП ВН" и принимающей стороной - ОАО "ТНК-Нижневартовск" определены Инструкцией "Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качестве нефти N 802 (2004 г.) (далее - Инструкции по МВИ СИКН N 802, т. 19, л.д. 31 - 46).
Пунктами 1 и 2.1.1 Инструкции по МВИ СИКН N 802 предусмотрено, что пределы допускаемой погрешности измерений в соответствии с ГОСТ 26976 должны быть не более +(-) 0,25% по массе "брутто" нефти, +(-) 0,35% по массе "нетто" нефти. При выполнении измерений используются преобразователи расходы жидкостные турбинные со струевыпрямителями HELIFLU TZ 100-300N фирмы "Faure Herman". Измерение массы нефти выполняют косвенным методом динамических измерений (п. 3.1 Инструкции по МВИ СИКН 802). Системы измерений, входящие состав СИКН, должны иметь свидетельства о поверке, быть опломбированы или иметь оттиск поверительных клейм (п. 2.7 Инструкции по МВИ СИКН 802).
Свидетельство об аттестации МВИ N 1102014-04 от 15.12.2004 (т. 19, л.д. 47) подтверждает соответствие МВИ СИКН N 802 предъявляемым к ней метрологическим требованиям с допускаемой предельной погрешностью +(-) 0,35% по массе нефти "нетто".
Калибровочными сертификатами счетчиков, а также свидетельствами о поверке N 6828 от 15.11.2008, N 6513/18 от 09.11.2008, N 6203 от 18.06.2008, N 8311 от 17.06.2009, N 3519 от 29.11.2008, N 6019/18 от 28.10.2009, N 3632 от 11.11.2008, N 36512/18 от 09.11.2009 (т. 19, л.д. 52 - 59) подтверждается соответствие средств измерений (счетчиков-преобразователей) СИКН N 802 предъявляемым к ним метрологическим требованиям с допускаемой предельной погрешностью +(-) 0,15% по массе нефти "нетто".
Аналогичные положения предусмотрены в п. 1, 2.1.1 Инструкции "Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти для узла учета нефти N 544 ОАО "ТНК-Нижневартовск" (2003 г.), Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти для узла учета нефти N 544 ОАО "ТНК-Нижневартовск" (2009 г., т. 19, л.д. 68 - 151, т. 20, л.д. 1 - 66).
Свидетельство об аттестации МВИ N 208/514-03 от 21.08.2003 (т. 20, л.д. 89) подтверждают соответствие МВИ СИКН N 544 предъявляемым к ней метрологическим требованиям с допускаемой предельной погрешностью +(-) 0,35% по массе нефти "нетто".
Пунктом п. 2.1 (стр. 38) Технологического регламента Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" установлено, что в состав СИКН N 544 входит Блок измерительных устройств, использующей турбинный преобразователь расхода фирмы "Faure Herman" модель TZN 150-60 в комплекте со струевыпрямителем, допустимая погрешность +(-) 0,15%.
Заявителем указано, что в проверяемом периоде (2008, 2009 гг.) величина фактического дебаланса не превысила +/-0,70% (0,35% по СИКН N 802 + 0,35% по СИКН N 544), т.е. не выходила за пределы допускаемой относительной погрешности СИКН, установленной ГОСТ Р8.595-204 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений и согласованной федеральными органами - Государственным комитетом Российской Федерации по стандартизации и метрологии и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.
Так согласно расчетам Общества в 2008 году отклонение между показателями сдачи нефти по СИКН N 544 и сдачи нефти по СИКН N 802 составила: в январе 2008 г. - 0,22%, в феврале 2008 г. - 0,34%, в марте 2008 г. - 0,50%, в апреле 2008 г. - 0,48%, в мае 2008 г. - 0,33%, в июне 2008 г. - 0,29%, в июле 2008 г. - 0,45%, в августе 2008 г. - 0,60%, в сентябре 2008 т. - 0,49%, в октябре 2008 г. - 0,45%, в ноябре 2008 г. - 0,48%, в декабре 2008 г. - 0,27%.
Согласно расчетам Общества в 2009 году отклонение между показателями сдачи нефти по СИКН N 544 и сдачи нефти по СИКН N 802 составила: в январе 2009 г. - 0,25%, в феврале 2009 г. - 0,41%, в марте 2009 г. - 0,26%, в апреле 2009 г. - 0,38%, в мае 2009 г. - 0,34%, в июне 2009 г. - 0,32%, в июле 2009 г. - 0,25%, в августе 2009 г. - 0,04%, в сентябре 2009 г. -0,19%, в октябре 2009 г. - 0,26%, в ноябре 2009 г. - 0,33%, в декабре 2009 г. - 0,38%.
В обоснование своих требований заявитель ссылается на то, что использование в расчете показателя погрешности 0,35% не вытекает из фактических обстоятельств дела.
Добытая Обществом нефть проходит через СИКН N 802 (Ван-Еганское ЦПС) и СИКН N 544 (БЦТП). При этом инспекцией установлено и не оспаривается погрешность +- 0,35% каждого из СИКН (N 802, 544), через который нефть проходит при ее подготовке.
Следовательно, при указанной системе сбора, подготовки и подсчета добытой нефти, расчет максимального отклонения дебаланса СИКН N 544 от СИКН N 802 может составлять от -0,35% до +0,35%, что в совокупности отклонений максимальных значений погрешности (диаметрально противоположных) дает 0,7%:
(+0,35%) СИКН N 802 и (+0,35%) СИКН N 544 = + 0,35%
(+0,35%) СИКН N 802 и (-0,35%) СИКН N 544 = 0,7%
(- 0,35%) СИКН N 802 и (-0,35%) СИКН N 544 = - 0,35%
Количество СИКН в цепочке сбора и подготовки нефти не имеет значения.
В частности, при замере 1 000 т на СИКН N 802 возможно получение результата, различающегося на +(-) 0,35%, то есть 996,5 кг или 1 003,5 кг. Далее, при прохождении этого же количества нефти на СИКН N 544 возможно получение результата также различающегося на + (-) 0,35%, то есть 996,5 кг или 1003,5 кг.
Соответственно, максимальное отклонение данных замеров СИКН N 504-996,5 кг от данных замеров СИКН N 544-1 003,5 составляет 7 кг (1003,5 кг - 996,5 кг), что составляет 0,7% (7 / 100 x 996,5 кг = 0,7%).
Вместе с тем, судом установлено, что доводы организации о том, что величина фактического дебаланса не превысила +/-0,70% (0,35% по СИКН N 802 + 0,35% по СИКН N 544) не соответствуют фактическим обстоятельствам спора. При этом довод организации о том, что величина фактического дебаланса должна рассчитываться исходя из допускаемой величины + 0,70% противоречит общеизвестным физическим понятиям.
Действительная величина фактического дебаланса определима исходя из имеющейся формулы в рамках договора от 10.12.2007 N ТНВ-0184/08/ВНН-13-0132/08, заключенного между ООО "СП "Ваньеганнефть" и ОАО "ТНК-Нижневартовск". Согласно указанному договору акты приема-передачи нефти составляются ежесуточно. Величина фактического дебаланса рассчитывается также ежесуточно, при этом исходные данные определить и расчет произвести можно на основании данных актов. Выборочный анализ данных актов и такой же выборочный расчет дает расхождение между показателями на СИКН N 802 и СИКН N 544, превышающее даже 0,70%.
Для примера анализируется февраль 2009 года. Например 27.02.2009 величина дебаланса составляла - (минус) 56 тонн, при этом показатели на СИКН N 802 равнялись 11872 тонн. Указанный дебаланс превышает 1,6%, что явно больше так называемого "норматива" - 0,35%. Указанная картина наблюдается также 02, 06, 07, 10, 11, 12, 13, 15, 16, 18, 19, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 28 февраля. При этом данные обстоятельства прослеживается во всех периодах 2008 и 2009 года.
Вывод относительно возможности удвоения норматива до показателей +0,70% (0,35% по СИКН N 802 + 0,35% О по СИКН N 544) не соотносится с величиной допустимой погрешности прибора - есть величина возможного отклонения фактически измеренного показателя (в данном случае массы нефти) при воспроизведении действий по измерению N-ное число раз (т.е. при измерении одной и той же 1 тонны нефти например 50 раз показатели прибора могут давать установленные ГОСТом отклонения до 3,5 кг в большую или меньшую сторону. Учитывая, что приборы на СИКН N 802 и СИКН N 544 измеряют одну и ту же нефть, указанные измерении не могут превышать установленную ГОСТом величину +0,35%. Суммирование величин +0,35% для каждого из приборов приводит к выводу о том, что чем больше измерительных приборов установлено на пути следования нефти, чем больший показатель погрешности возникает: для 20 установленных приборов показатель будет равен 7%, для 200 - 70% и т.д., т.е. при большем объеме приборов по логике налогоплательщика показатель добытой может быть равен нулю (0), т.к. сумма погрешностей всех измерительных устройств равна (или даже превышает) 100%).
Таким образом, налогоплательщик в принципе не может уменьшать объемы добытого полезного ископаемого для целей налогообложения за исключением случаев специально установленных НК РФ, в том числе и на показатель + 0,35%.
В рамках главы 26 "Налог на добычу полезного ископаемого" НК РФ есть только один законодательно установленный случай уменьшения для целей налогообложения по эффективной (значимой) ставке объема добытого полезного ископаемого - возможность уменьшить объемы добытого полезного ископаемого на фактические потери при добыче в пределах утвержденных нормативов.
В соответствии с п. 3 ст. 339 НК РФ, 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 с п. 1 ст. 342 НК РФ налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов (0 рублей в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со статьей 338 настоящего Кодекса как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) при добыче, в том числе полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.
В целях настоящей главы нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.
В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 "Об утверждении Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения" (далее - Постановление N 921) нормативы потерь твердых полезных ископаемых (включая общераспространенные) рассчитываются по конкретным местам образования потерь при проектировании горных работ и включаются в состав проектной документации (технического проекта, технико-экономического обоснования, проекта обустройства месторождения и иной документации). Эти нормативы (кроме общераспространенных ископаемых) утверждаются Федеральным агентством по недропользованию.
Для ООО "СП "Ваньеганнефть" указанные нормативы потерь были утверждены. В судебном деле содержатся также материалы по обоснованию нормативов потерь нефти, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений на ООО "СП "Ваньеганнефть". Указанное обоснование анализирует причину появления фактических потерь при добыче нефти, а также отдельно определяет места их формирования. Нигде в данном документе не содержится описания такого вида нормативных потерь нефти как дебаланс. Отдельно стоит заметить, что в период 2008 - 2009 год по замечанию комиссии Минпромэнерго из расчета нормативных потерь вообще были исключены какие-либо потери нефти, возникающие на БЦТП, соответствующие расчеты также приведены в указанных обоснованиях нормативов потерь.
Никаких других возможных уменьшений объемов добытого полезного ископаемого НК РФ не содержит, при этом фактически потерянное полезное ископаемое в части превышающей утвержденный норматив (в том числе с учетом этапа образования потерь) подлежит налогообложению по налоговой ставке "нефть".
Тем самым исследуемый в рамках настоящего спора "дебаланс" по сути является фактическими потерями нефти, превышающими утвержденные нормативы потерь, и, как следствие, должны облагаться как сверхнормативные потери по общеустановленной налоговой ставке для полезного ископаемого "нефть".
Кроме того, определяя погрешность при измерении двумя приборами Общество не учитывает, что отрицательная погрешность при сравнении двух СИКН (802 и 544) одновременно является и положительной погрешностью если сравнивать показатели СИКН N 544 с показателями СИКН N 802.
При возможной вероятности наступления события (измерение массы нефти) с точностью как +0,35 так -0,35, при постоянном числе измерений (превышающем 1 (одно) измерение) общий показатель измерений будет давать приближенное к нулю значение. В настоящем случае на протяжении 24 месяцев наблюдается постоянное отклонение в отрицательную сторону (при этом даже превышающее установленное значение 0,35%).
Понятие "дебаланс" есть понятие определенное лишь в договорах между Обществом и ОАО "ТНК-Нижневартовск" предметом, которых являются услуги по транспортировке нефти (от 10.12.2007 N ТНВ-0184/08/ВВН-13-0132/08 и от 18.12.2008 N ТНВ-0109/09/ВНН-13-0065/09). Согласно приложению N 3 к указанным договорам дебаланс - это разница между поступлением нефти на БЦТП и сдачей ее с СИКН сдатчиков. Дебаланс определяется расчетным путем и учитывается при приемосдаточных операциях между узлами учета нефти предприятий сдатчиков и СИКН N 544.
Согласно методике расчета дебаланса по СИКН N 544 в расчете дебаланса участвуют: ОАО "Варьеганнефтегаз"; ОАО "Негуснефть"; ООО "Белые ночи"; ОАО "Варьеганнефть; ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"; ООО СП "Ваньеганнефть"; ООО СП "Черногорское"; ОАО "Корпорация Югранефть"; ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"; ОАО "ТНК-Нижневартовск" и др.
Все использующие в своей деятельности БЦТП организации определяют по отдельным счетчикам количество нефти, соответствующей ГОСТ, для передачи на дальнейшую транспортировку компании ОАО "ТНК-Нижневартовск". Для Общества это будет узел учета СИКН N 802. Именно на этом узле Общество непосредственно измеряет соответствующую ГОСТу нефть, добытую непосредственно на принадлежащих (по лицензии) ему месторождениях. Указанные показатели фиксируются в актах сдачи-приемки нефти.
Затем нефть транспортируется до БЦТП, где происходит смешение всех нефтей, поставленных от всех вышеперечисленных налогоплательщиков, т.е. после БЦТП в принципе невозможно говорить о каких-либо непосредственных измерениях нефти конкретного налогоплательщика, в том числе измерений дебаланса.
Смешанная нефть налогоплательщиков измеряется на СИКН N 544 и показатели пропорционально определяются для каждой организации. Нефти пришедшей на СИКН N 544 после БЦТП всегда меньше (это подтверждается также постоянной отрицательной величиной дебаланса в первичных документах Общества), поэтому возникает отрицательная разница между показаниями счетчиков Общества (N 802) и пропорционально разделенным показателем на СИКН N 544.
Затем пропорционально определяется величина "дебаланса" для каждого из Обществ, пользующихся услугами БЦТП (т.е. фактические потери любого Общества также пропорционально распределяются, в том числе, на ООО "СП "Ваньеганнефть") в расчете на каждые сутки и на размер указываемого дебаланса уменьшается объем фактически добытого полезного ископаемого.
Довод инспекции о пропуске установленного ст. 198 АПК РФ срока на обжалование доначисления НДПИ по пункту 2.1. и 2.2. решения инспекции судом не принимается, поскольку обжалуя доначисление НДПИ по п. 2.1. и 2.2. решения инспекции, Общество обратилось в суд с заявлением в пределах установленного срока, изменило основание иска, что является правом заявителя.
В соответствии с ч. 1 ст. 49 Арбитражного процессуального Кодекса РФ (далее -АПК РФ) истец вправе при рассмотрении дела в арбитражном суде первой инстанции до принятия судебного акта, которым заканчивается рассмотрение дела по существу, изменить основание или предмет иска, увеличить или уменьшить размер исковых требований.
Так, в соответствии с правовой позицией Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации (далее - ВАС РФ), выраженной в п. 3 Постановления от 31.10.1996 г. N 13 "О применении Арбитражного процессуального Кодекса Российской Федерации при рассмотрении дел в суде первой инстанции" изменение предмета иска означает изменение материально-правового требования истца к ответчику.
Изменение основания иска означает изменение обстоятельств, на которых истец основывает свое требование к ответчику.
Налоговый кодекс (п. 5 ст. 101.2, 137, п. 1 и 2 ст. 138, 142 НК РФ), АПК РФ (ст. 197, ч. 1 и 4 ст. 198, пп. 5 ч. 1 ст. 199) и ВАС РФ (п. 48 Постановления Пленума ВАС РФ от 28.02.2001 N 5 "О некоторых вопросах применения части первой Налогового кодекса РФ") предусматривают возможность налогоплательщика на обжалование действий (бездействия) налогового органа, а также ненормативных правовых актов, выносимых ими, в частности, выносимого по результатам выездной налоговой проверки решения о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения, в части или полностью.
При этом, согласно правовой позиции ВАС РФ, выраженной в Постановлении Пленума от 18.12.2007 г. N 65 "О некоторых процессуальных вопросах, возникающих при рассмотрении арбитражными судами заявлений налогоплательщиков, связанных с защитой права на возмещение налога на добавленную стоимость по операциям, облагаемым названным налогом по ставке 0 процентов", налогоплательщик, обращаясь в суд за защитой своих прав самостоятельно выбирает способ защиты и восстановления нарушенных прав - путем предъявления "требования неимущественного характера - об оспаривании решения (бездействия) налогового органа", принимаемого к производству и рассматриваемому судом в соответствии с главой 24 АПК РФ, и (или) "требования имущественного характера - о возврате излишне взысканных на его основе сумм налогов, пени, штрафов" принимаемого к производству и рассматриваемому судом по правилам искового производства с учетом положений главы 22 АПК РФ.
ВАС РФ указывает, что "при принятии к производству заявления налогоплательщика о признании незаконным решения (бездействия) налогового органа судам необходимо иметь в виду, что содержание такого заявления определено положениями части 1 статьи 199 АПК РФ, в силу пунктов 2 и 5 которой формулировка предмета предъявляемого в суд требования ограничивается обозначением оспариваемого решения (бездействия)".
В связи с этим, предмет заявленных требований по настоящему делу является признание недействительным решения инспекции (полностью или в части, независимо от используемых Обществом в просительной части формулировок, таких как признание пунктов резолютивной части решения, указания ли только сумм налогов, пени, штрафов), а основанием заявленных требований - обстоятельства, на которых Общество основывает свое требование к инспекции, а именно: законность отнесения Обществом расходов по уплате таможенных сборов по полным грузовым таможенным декларациям (п. 1.1 решения инспекции), а также законность невключения в налоговую базу по НДПИ объемов (количества) дебаланса нефти (п. 2.1. и 2.2. решения инспекции).
При таких обстоятельствах, суд апелляционной инстанции считает, что анализ представленных в деле доказательств подтверждает правомерность вывода суда первой инстанции о том, что требования заявителя обоснованны и подлежат удовлетворению.
Суд апелляционной инстанции считает, что судом первой инстанции выяснены все обстоятельства дела, правильно оценены доводы заявителя и заинтересованного лица и вынесено законное и обоснованное решение, в связи с чем апелляционная жалоба не подлежит удовлетворению.
Доводы апелляционной жалобы не опровергают выводы суда, положенные в основу решения, и не могут служить основанием для отмены или изменения обжалуемого решения суда первой инстанции.
Поскольку в силу пп. 1.1 п. 1 ст. 333.37 НК РФ (в редакции Федерального закона от 25.12.2008 г. N 281-ФЗ) налоговые органы, выступающие по делам, рассматриваемым в арбитражных судах, в качестве истцов или ответчиков, освобождаются от уплаты государственной пошлины, то государственная пошлина по апелляционной жалобе взысканию не подлежит.
Руководствуясь ст. ст. 110, 176, 266, 267, 268, 269, 271 АПК РФ, арбитражный суд
постановил:
решение Арбитражного суда г. Москвы от 24.10.2012 г. по делу N А40-5916/12-20-32 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения.
Постановление вступает в законную силу со дня его принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления в полном объеме в Федеральный арбитражный суд Московского округа.
Председательствующий
С.Н.КРЕКОТНЕВ
Судьи
Р.Г.НАГАЕВ
В.Я.ГОЛОБОРОДЬКО
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "TMJ.SU | Таможенное дело. Таможенное право" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)