АРБИТРАЖНЫЙ СУД РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН
Республика Башкортостан г.Уфа, ул.Октябрьской революции, 63а
Именем Российской Федерации
Р Е Ш Е Н И Е
г. Уфа
20.05.2008г. А07 – 19121/19123/07-А -КРФ
Резолютивная часть решения обьявлена 15.05.2008г.
Полный текст решения изготовлен 20.05.2008г.
Судья Арбитражного суда Республики Башкортостан Р.Ф. Кулаев,
при ведении протокола судебного заседания судьей Р.Ф. Кулаевым
рассмотрел в судебном заседании дело по заявлению
ООО «Зирган»
к Межрайонной инспекции ФНС России № 25 по РБ
о признании недействительными решений налогового органа
при участии в заседании:
от заявителя – ФИО1, представитель по доверенности № 3 от 15.07.07г.; ФИО2, представитель по доверенности от 16.01.08г.;
от ответчика – ФИО3, начальник юр. отдела по доверенности № 01д от 09.01.08г.; ФИО4, госналогинспектор по доверенности № 1003 от 29.12.07г.; ФИО5, госналогинспектор по доверенности № 11д от 05.0508г.;
от третьих лиц: ФИО6, специалист ИФНС РФ по Советскому району г. Уфы по доверенности № 005-14/46 от 09.01.08г.; ФИО7, представитель ОАО «АНК Башнефть» по доверенности от 06.01.08г.
ООО «Зирган» обратилось в Арбитражный суд РБ с заявлением о признании недействительным решения Межрайонной инспекции ФНС России № 25 по РБ №№ 2236 и 2234 от 15.11.2007г.
Ответчик требования заявителя не признал по основаниям, изложенным в отзыве.
Также были привлечены к участию в деле в качестве третьих лиц ИФНС РФ по Советскому району г. Уфы и ОАО «АНК Башнефть».
Рассмотрев материалы дела, выслушав представителей сторон, суд
У С Т А Н О В И Л:
Межрайонной инспекцией ФНС России № 25 по РБ проведена камеральная проверка налоговых декларациях по налогу на добычу полезных ископаемых за февраль и апрель 2007г. и вынесены решения №№ 2234 и 2236 от 15.11.2007г. о привлечении лица к ответственности за налоговое правонарушение.
Заявитель не согласился с вынесенным решением и обратился в арбитражный суд с заявлением о признании его недействительным.
В обоснование своих требований, заявитель ссылается на следующие доводы.
Налоговым органом нарушены нормы статьи 88 (пункта 2) и абзаца второго пункта 1 статьи 100 НК РФ, в соответствии с которыми камеральная налоговая проверка должна проводиться должностными лицами налогового органа в течение трех месяцев со дня представления налогоплательщиком налоговой декларации (расчета) и документов, которые в соответствии с НК должны прилагаться к налоговой декларации (расчету). Если законодательством о налогах и сборах не предусмотрены иные сроки акт налоговой проверки должен быть составлен по установленной форме в течение 10 дней после окончания камеральной налоговой проверки.
Налогоплательщиком уточненная декларация по НДПИ представлена в следующие сроки:
Январь 2007 - 06.04.2007,
Февраль 2007 - 06.04.2007,
Март 2007 - 25.04.2007,
Апрель 2007 - 25.05.2007,
Май 2007 - 25.06.2007,
Июнь 2007 - 25.07.2007,
Июль 2007 - 30.08.2007.
Налоговым органом акт камеральной налоговой проверки составлен по всем семи периодам от 09.10.2007.
Из этого следует, что по налоговым периодам с января по апрель 2007 года налоговым органом нарушены сроки проведения камеральной налоговой проверки.
В силу пункта 1 ст. 56 НК РФ льготами по налогам и сборам признаются предоставляемые отдельным категориям налогоплательщиков преимущества по сравнению с другими налогоплательщиками, включая возможность не уплачивать налог или сбор либо уплачивать их в меньшем размере.
По смыслу пунктов 2 и 4 статьи 342 НК РФ:
1).Коэффициенты Кц и Кв являются существенными элементами налогообложения, применяемыми к налоговой ставке (ст. 17 НК РФ) НДПИ, поскольку определяют величину налоговых начислений на единицу измерения налоговой базы (п.1. ст. 53 НК РФ), представляющей собой физическую характеристику объекта налогообложения - нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной.
2).Коэффициенты Кц и Кв применяются всеми недропользователями, а не отдельными категориями налогоплательщиков. Подтверждением того, что коэффициент Кв применяется всеми налогоплательщиками, является абзац седьмой пункта 4 статьи 342 НК РФ.
Анализируя эти нормы НК в их взаимосвязи, следует сделать вывод, что установленные пунктом 2 статьи 342 НК РФ коэффициенты Кц и Кв не могут признаваться льготами по налогу.
Следовательно, позиция налогового органа о том, что коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр, является налоговой льготой – ошибочна.
Налоговый орган не оспаривает, что степень выработанности запасов Тереклинского месторождения составляет 94,3%.
Налоговым органом не ставится под сомнение и тот факт, что в отношении объекта налогообложения налогоплательщиком был завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь).
Следовательно, количество полезного ископаемого исчислено налогоплательщиком правильно.
Налоговым органом искажен буквальный смысл Федерального закона от 27.07.2006 № 151-ФЗ «О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового Кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации».
Дело в том, что указанным Федеральным законом в пункт 1 статьи 342 введены подпункты 8 и 9, касающиеся «льгот» при добыче нефти на территории Республики Саха, Иркутской области и Красноярского края, и сверхвязкой нефти. Причем по этим территориям и сверхвязкой нефти устанавливается налоговая ставка 0%.
Именно в отношении этих территорий и сверхвязкой нефти предоставляется «льгота» по уплате НДПИ при условии прямого метода учета добытой нефти. Однако к рассматриваемому делу эта норма закона не имеет отношения. Других «льгот» этот закон не вводит.
Следовательно, ссылка в оспариваемом решении на налоговые льготы по НДПИ при добыче нефти на месторождениях с выработанностью 80 процентов при условии прямого учета количества добытой нефти, не соответствует тексту закона.
Также ошибочна ссылка на письмо Министерства экономического развития и торговли от 07.11.2006 № 16542-КА/Д07 «О применении положений Федерального закона от 27.07.2006 № 151-ФЗ», так как: в части направления разъяснений о порядке применения налогоплательщиками установленных налоговым законодательством РФ принципов налогообложения не входит в компетенцию данного Министерства (Основание: Постановление Правительства РФ от 27.08.2004 №443 «Об утверждении положения о Министерстве экономического развития и торговли Российской Федерации»). Письмо не может иметь обязательный либо рекомендательный характер, поскольку не зарегистрировано в Министерстве юстиции России и вступает в прямое противоречие с положениями главы 26 НК РФ.
Разъяснения МЭРТ вообще не имеют отношения к рассматриваемому спору, так как касаются подпунктов 8 и 9 пункта 1 ст. 342 НК РФ, на деятельность ООО «Зирган» не распространяющихся.
Вывод налогового органа о том, что «определение объемов добытой нефти ООО «Зирган» ведется путем суммирования объемов товарной нефти, прошедшей через коммерческий узел учета с объемами сырой нефти, определенных расчетным путем» не соответствует фактическому обстоятельству дела.
При этом основанием для такого вывода является письмо Управления по технологическому надзору Ростехнадзора по Республике Башкортостан №11-14/9539 от 17.05.2007, где отмечено, что на КССУ «Введеновка» поступает нефть с 20 месторождений, причем степень выработанности более 80 процентов лишь у десяти месторождений.
ООО «Зирган» считает, что из редакции письма Ростехнадзора России не следует порядок определения налогоплательщиком объекта налогообложения по НДПИ и тем более метод суммирования объемов товарной нефти, прошедшей через коммерческий узел учета, с объемами сырой нефти, определенных расчетным путем.
Из редакции письма Ростехнадзора России также не следует вывод налогового органа, что «учет количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, прошедшей подготовку на технологическом объекте, налогоплательщиком велся не прямым методом (с помощью измерительных средств и устройств), а косвенным (расчетным)».
При этом необходимо отметить, что налоговым органом искажается буквальный смысл абзаца первого пункта 2 статьи 339 НК РФ, в части признания законом косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого.
Так, в соответствии с абзацем первым пункта 2 статьи 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом.
Из этого следует, что законодатель косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого признал как расчетное определение количественного содержания нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в общем количестве добытого налогоплательщиком углеводородного сырья. Налогоплательщиком расчет количества содержания нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в общем количестве добытого углеводородного сырья отражается (в объеме и массе) в месячных эксплуатационных рапортах.
Между тем по смыслу решения вывод о том, что налогоплательщиком применялся косвенный (расчетный) метод учета количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, прошедшей подготовку на технологическом объекте, связывается с поступлением на КССУ «Введеновка» нефти с 20 месторождений с разной степенью выработанности. Из этого следует, что налоговый орган косвенный (расчетный) метод учета рассматривает как метод определения данных о поступлении нефти ООО «Зирган» на КССУ «Введеновка» в общем потоке нефти, поступающей на КССУ «Введеновка» (в том числе нефти ОАО «АНК «Башнефть»), тем самым, искажая буквальный смысл пункта 2 статьи 339 НК РФ.
Вывод налогового органа о том, что учет количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, прошедшей подготовку на технологическом объекте, налогоплательщиком велся не прямым методом, не соответствует фактическим обстоятельствам.
Оперативный (количественный) учет нефти в ООО «Зирган» осуществляется в соответствии с инструкцией по учету нефти, утвержденной по организации приказом генерального директора ООО «Зирган», и согласованной Ростехнадзором России (письмо от 23.08.2007 № 11-14/16349).
По данным отчетности ООО «Зирган» в эксплуатационном фонде числится 34 скважин, из них нефтяных, на которых осуществляется добыча продукции, - 30 скважин. Скважины числятся в составе объектов основных средств. На них заведена инвентарная карта (форма № ОС-6), оформлены свидетельства о регистрации права собственности в установленном законодательством порядке.
Оперативный учет по скважинам добытой нефти и газа, извлеченной воды осуществляется по данным замера с учетом отработанного скважинами времени.
Измерения дебитов скважин выполняются посредством применения передвижной замерной емкости (по взливам с учетом отработанного скважинами времени). Время измерения количества жидкости устанавливается по каждой скважине в зависимости от дебита скважины. Результаты замеров отражаются ежемесячно по каждой скважине в специальной ведомости.
Согласно данным технологической схемы и используемых технологий разработки Тереклинского месторождения сырая нефть проходит несколько этапов ее подготовки:
1 этап: Продукция скважин поступает на сепарационную установку (ТГ-1400), где происходит отделение нефтяного попутного газа от нефтесодержащей жидкости. Газ сжигается на факеле;
2 этап: Нефтесодержащая жидкость, отделенная от газа, поступает в резервуарный парк, который состоит из семи стальных горизонтальных цилиндрических резервуаров общей вместимостью 490 куб.м.
Уровень жидкости в емкости определяется посредством применения измерительных средств – рулеток с лотами.
После процесса отделения воды от нефтесодержащей жидкости производится сброс воды в подземную емкость Е-7 для дальнейшей откачки ее в нагнетательную скважину. Количество сброшенной воды определяется по взливам до и после сброса воды посредством применения измерительных средств – рулеток с лотом.
Результаты измерений количества нефти на определенную дату и по каждому резервуару отражаются в журнале сдачи нефти Тереклинского нефтяного месторождения от ООО «Зирган» в филиал ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Ишимбай».
На основании данных журнала составляется месячный реестр, где отражаются:
-количество откаченной на КССУ «Введеновка» жидкости, в том числе по данным лабораторных анализов взятых проб определяется содержание в сырье: нефти (брутто); воды; солей; механических примесей.
Анализ проб осуществляется в лаборатории ОАО «АНК «Башнефть».
Данные журнала и реестра подтверждаются представителем ОАО «АНК «Башнефть», который является ответственным лицом за прием нефти по договору с ООО «Зирган».
Кроме того, информация о наличии и движении жидкости отражается в журнале учета добычи жидкости по участку.
3 этап: После отделения на сепарационной установке от газа и сброса воды в емкостном парке производится откачка сырой нефти на КССУ «Введеновка» (далее по тексту «КССУ»). Откачка сырой нефти ООО «Зирган» на КССУ производится по договору с ОАО «АНК «Башнефть». Сдача нефти производится с резервуарного парка Тереклинского участка ООО «Зирган» равномерно, согласно утвержденному графику. Количество сданной нефти оформляется двухсторонними актами приема-сдачи нефти с приложением паспорта качества нефти. На основании актов приема-сдачи нефти оформляются акты приема- сдачи оказанных услуг (выполненных работ) по подготовке нефти и платежные документы (счета, счета-фактуры).
4 этап: ОАО «АНК «Башнефть» перекачивает нефть насосами ЦНС 180-425 по нефтепроводу НСП «Казангулово» - ППСН «Языково» в резервуары 1,2 ППСН «Языково», где производит замер объемов, отбор проб и проведение анализов нефти, и осуществляет сдачу подготовленной нефти через СИКН № 357 на ЛПДС «Языково».
Сдача-прием нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в трубопроводную систему ОАО АК «Транснефть» осуществляется по акту приема-сдачи и паспорту качества нефти непосредственно уполномоченными представителями сторон: ООО «Зирган» и ОАО АК «Транснефть» (пункт 4.1 договора № 0007131 от 22.12.2006).
Учет массы нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, принимаемой от ООО «Зирган», осуществляется методом динамических измерений по показаниям СИКН № 357, принадлежащей ОАО «АНК «Башнефть», в пункте отправления Языково (пункт 4.3 договора № 0007131 от 22.12.2006).
Основанием для оплаты транспортных услуг является выдаваемое ОАО АК «Транснефть» задание на платеж.
Ежемесячно ОАО АК «Транснефть» оформляются акты сверки остатков, приема, сдачи и потерь нефти при транспортировке нефти ООО «Зирган» (пункт 9.3 договора № 0007131 от 22.12.2006), где отражаются обязательные реквизиты, в том числе: остатки нефти ООО «Зирган» в системе ОАО «Уралсибнефтепровод» на начало периода, количество нефти, принятой от ООО «Зирган» в начале маршрута за период; количество нефти, сданной ОАО АК «Транснефть» в пункте назначения за период; потери при транспортировке; остатки нефти ООО «Зирган» в системе ОАО «Уралсибнефтепровод» на конец периода.
В соответствии с пунктом 44 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 06.06.2003 № 71 (зарегистрированных в Минюсте РФ от 18.06.2003 № 4718) учет добычи нефти и газа осуществляется по данным коммерческих узлов учета.
Таким образом, в ООО «Зирган»: в оперативном учете количество добытого углеводородного сырья определяется по результатам замеров дебитов скважин, произведенных посредством применения измерительных средств и устройств, количество сырой (после отделения от газа и воды) нефти, предназначенной для сдачи на КССУ, определяется посредством применения измерительных средств и устройств в резервуарном парке ООО «Зирган», количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется на этапе сдачи ее в трубопроводную систему ОАО «АК «Транснефть» по данным коммерческих узлов учета.
Мнение налогового органа о том, что налогоплательщиком количество сырой нефти определяется прямым методом, а количество нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется косвенным (расчетным) методом, не соответствует фактическим обстоятельствам и противоречит положениям абзаца второго пункта 2 статьи 339 НК РФ.
Так, в соответствии с положениями абзаца второго пункта 2 статьи 339 НК РФ метод определения количества добытого полезного ископаемого, определенный в учетной политике организации, применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого, и подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых.
Налогоплательщиком пунктом 26 приказа № 37 от 28.12.2006 «О принятии учетной политики на предприятии» и в разделе «Налог на добычу полезных ископаемых» приказа № 37 А определен прямой метод учета добываемой нефти, который применялся с 01.01.2002г.
Изменения в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых не вносились.
Налоговый орган не вправе пересматривать метод определения количества добытой нефти, закрепленный в учетной политике предприятия, что подтверждается судебной практикой.
Ответчик требования заявителя не признал и в своих возражениях ссылается на следующие доводы.
Обществом с ограниченной ответственностью «Зирган», 25.05.2007 в инспекцию представлена налоговая декларация по налогу на добычу полезных ископаемых за апрель, февраль 2007г. с суммой налога, подлежащей уплате в бюджет 670 302 руб.
В ходе камеральной проверки установлено, что налогоплательщик применил к налоговой ставке коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов, который равен 0,49895.
ООО «Зирган» осуществляет разработку Тереклинского нефтяного месторождения, находящегося на территории Мелеузовского района Республики Башкортостан, на основании лицензии на право пользования недрами № 12996 НЭ от 15.02.2005, выданной Министерством природных ресурсов России.
В силу ст. 334 Кодекса, общество является налогоплательщиком налога на добычу полезных ископаемых.
Согласно изменениям, внесенным Федеральным законом от 27.07.2006 № 151-ФЗ в п. 2 ст. 342 Налогового кодекса РФ, с 01.01.2007 налоговая ставка по НДПИ установлена в размере 419 руб. за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), которые определяются в соответствии с п. п. 3 и 4 этой статьи.
В соответствии с п. 4 ст. 342 Кодекса, в случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле:
N
Кв = 3,8 - 3,5 x ---,
V
где N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода;
V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 г.
В соответствии с п. 4 ст. 342 НК РФ степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V).
Степень выработанности запасов Тереклинского месторождения согласно формы № 6-гр «Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа» и Приказа № 37А «О принятии учетной политики на предприятии» составляет 94,3%.
Согласно пп. 1 п. 1 ст. 336, абз. 2 пп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса РФ полезные ископаемые (в том числе нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная), добытые на территории РФ на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством РФ, являются объектом налогообложения по НДПИ.
Налоговая база при добыче нефти определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении, определяемое в соответствии со ст. 339 НК РФ (абз. 2 п. 2, п. 3 ст. 338 НК РФ).
Налоговым периодом по НДПИ является календарный месяц (ст. 341 НК РФ).
Сумма налога по добытым полезным ископаемым исчисляется по итогам каждого налогового периода по каждому добытому полезному ископаемому как произведение соответствующей налоговой ставки и величины налоговой базы (абз. 2 п. 1, п. 2 ст. 343 НК РФ).
В соответствии с п. 7 ст. 339 Кодекса 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).
В соответствии с п. 2 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации количество добытого полезного ископаемого в целях исчисления налога на добычу полезных ископаемых определяется прямым методом (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным методом (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье). При этом в соответствии с п. 3 данной статьи Кодекса в случае применения налогоплательщиком прямого метода при определении количества добытого полезного ископаемого учитываются фактические потери полезного ископаемого, определяемые как 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. При косвенном методе фактические потери полезного ископаемого включены в расчетные данные его содержания в минеральном сырье.
Вместе с тем Федеральным законом от 27.07.2006 № 151-ФЗ «О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации» предусмотрено, что налоговые льготы по НДПИ при добыче нефти на месторождениях с выработанностью 80 процентов и более предоставляются только при наличии прямого учета количества добытой нефти, т.е. по каждому участку недр, предоставленному налогоплательщику в пользование.
Как установлено материалами проверки, добываемая продукция (неподготовленная нефть с наличием воды, солей и механических примесей) проходит подготовку на КССУ (концевая совмещенная сепарационная установка) «Введеновка», принадлежащей ОАО АНК «Башнефть».
Подготовленная товарная нефть (обессоленная, обезвоженная, стабилизированная) проходит коммерческий учет на узле учета СИКН № 357 (система измерения количества и показателей качества) ПСП «Языково», принадлежащем ОАО АНК «Башнефть», по сдаче нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО АК «Транснефть».
Согласно данным Управления по технологическому надзору Ростехнадзора по Республике Башкортостан (письмо № 11-14/9539 от 17.05.2007), на КССУ «Введеновка» поступает нефть с 20 месторождений, причем степень выработанности более 80% лишь у десяти месторождений. Соответственно, определение объемов добытой нефти ООО «Зирган» ведется путем суммирования объемов товарной нефти, прошедшей через коммерческий узел учета с объемами сырой нефти, определенных расчетным путем.
Поскольку, учет количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, прошедшей подготовку на технологическом объекте, налогоплательщиком велся не прямым методом (с помощью измерительных средств и устройств), а косвенным (расчетным), то общество неправомерно применило понижающий коэффициент, характеризующий степень выработанности.
В письме Министерства экономического развития и торговли от 07.11.2006 № 16542-КА/Д07 «О применении положений Федерального закона от 27.07.2006 № 151-ФЗ», также сказано, что при подготовке нефти, поступающей с разных участков недр, на одном узле (установке) налогоплательщик не имеет права на использование льгот по НДПИ, предоставляемых по конкретным участкам недр.
Кроме того, согласно п.п. 3 п. 1 ст. 21, ст. 56 Кодекса налогоплательщики имеют право использовать налоговые льготы, то есть определенные преимущества по сравнению с другими налогоплательщиками, включая возможность не уплачивать налог либо уплачивать его в меньшем размере, при наличии оснований и в порядке, установленных законодательством о налогах и сборах.
В соответствии с пп. 4 п. 1 ст. 23, п. 1 ст. 80 Кодекса налогоплательщики обязаны представлять в налоговый орган по месту учета налоговые декларации по тем налогам, которые они обязаны уплачивать, если такая обязанность предусмотрена законодательством о налогах и сборах. Налоговая декларация представляет собой письменное заявление налогоплательщика о полученных доходах и произведенных расходах, источниках доходов, налоговых льготах и исчисленной сумме налога и (или) другие данные, связанные с исчислением и уплатой налога. Налоговая декларация представляется каждым налогоплательщиком по каждому налогу, подлежащему уплате этим налогоплательщиком, если иное не предусмотрено законодательством о налогах и сборах.
Таким образом, налогоплательщик, претендующий на применение льготы, обязан направить в налоговый орган соответствующую налоговую декларацию и подтвердить право на льготу, представив доказательства, подтверждающие наличие у него права на налоговую льготу.
Доказательств наличия у общества права на налоговую льготу (учет количества добытой нефти прямым методом) в инспекцию представлено не было. Напротив имеются все доказательства свидетельствующие об учете количества добытой нефти косвенным методом
Таким образом, считаем, что правовых оснований для признания недействительным решения налогового органа не имеется.
Третьи лица, ИФНС РФ по Советскому району г. Уфы поддержало позицию Межрайонной инспекции ФНС РФ № 25 по РБ, а ОАО «АНК Башнефть» соответственно поддержало требования заявителя. Доводы третьих лиц, аналогичны доводам заявителя и ответчика.
Изучив, материалы дела и выслушав, представителей сторон, суд пришёл к выводу, что требования заявителя подлежат удовлетворению по следующим основаниям.
Как видно из материалов дела в основном спор между сторонами идёт о том, каким образом осуществлялся учёт количества добытой нефти прямым методом с помощью измерительных средств и устройств как считает заявитель или же косвенным методом с помощью расчётов как полагает налоговый орган.
В обоснование своего вывода, налоговый орган в оспариваемом решении указывает.
Согласно данных Управления по технологическому надзору Ростехнадзора по Республике Башкортостан (письмо № 11-14/9539 от 17.05.2007), на КССУ «Введеновка» поступает нефть с 20 месторождений, причем степень выработанности более 80% лишь у десяти месторождений. Соответственно, определение объемов добытой нефти ООО «Зирган» ведется путем суммирования объемов товарной нефти, прошедшей через коммерческий узел учета с объемами сырой нефти, определенных расчетным путем.
Кроме ссылки на письмо, Ростехнадзора по Республике Башкортостан, налоговый орган никаких доказательств, применения заявителем косвенного метода в оспариваемом решении не указывает.
В соответствии со ст. 65 АПК РФ, обязанность доказывания обстоятельств, послуживших основанием для принятия государственными органами, иными органами, оспариваемых актов, решений, действий возлагается на соответствующий орган, налоговый орган не исполнил данную норму права.
А согласно представленных заявителем документов, учёт добытой нефти производится следующим образом.
По данным отчетности ООО «Зирган» в эксплуатационном фонде числится 34 скважин, из них нефтяных, на которых осуществляется добыча продукции, - 30 скважин. Скважины числятся в составе объектов основных средств. На них заведена инвентарная карта (форма № ОС-6), оформлены свидетельства о регистрации права собственности в установленном законодательством порядке.
Оперативный учет по скважинам добытой нефти и газа, извлеченной воды осуществляется по данным замера с учетом отработанного скважинами времени.
Измерения дебитов скважин выполняются посредством применения передвижной замерной емкости (по взливам с учетом отработанного скважинами времени). Время измерения количества жидкости устанавливается по каждой скважине в зависимости от дебита скважины. Результаты замеров отражаются ежемесячно по каждой скважине в специальной ведомости.
Согласно данным технологической схемы и используемых технологий разработки Тереклинского месторождения сырая нефть проходит несколько этапов ее подготовки:
1 этап: Продукция скважин поступает на сепарационную установку (ТГ-1400), где происходит отделение нефтяного попутного газа от нефтесодержащей жидкости. Газ сжигается на факеле;
2 этап: Нефтесодержащая жидкость, отделенная от газа, поступает в резервуарный парк, который состоит из семи стальных горизонтальных цилиндрических резервуаров общей вместимостью 490 куб.м.
Уровень жидкости в емкости определяется посредством применения измерительных средств – рулеток с лотами.
После процесса отделения воды от нефтесодержащей жидкости производится сброс воды в подземную емкость Е-7 для дальнейшей откачки ее в нагнетательную скважину. Количество сброшенной воды определяется по взливам до и после сброса воды посредством применения измерительных средств – рулеток с лотом.
Результаты измерений количества нефти на определенную дату и по каждому резервуару отражаются в журнале сдачи нефти Тереклинского нефтяного месторождения от ООО «Зирган» в филиал ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Ишимбай».
На основании данных журнала составляется месячный реестр, где отражаются:
-количество откаченной на КССУ «Введеновка» жидкости, в том числе по данным лабораторных анализов взятых проб определяется содержание в сырье: нефти (брутто); воды; солей; механических примесей.
Анализ проб осуществляется в лаборатории ОАО «АНК «Башнефть».
Данные журнала и реестра подтверждаются представителем ОАО «АНК «Башнефть», который является ответственным лицом за прием нефти по договору с ООО «Зирган».
Кроме того, информация о наличии и движении жидкости отражается в журнале учета добычи жидкости по участку.
3 этап: После отделения на сепарационной установке от газа и сброса воды в емкостном парке производится откачка сырой нефти на КССУ «Введеновка» (далее по тексту «КССУ»). Откачка сырой нефти ООО «Зирган» на КССУ производится по договору с ОАО «АНК «Башнефть». Сдача нефти производится с резервуарного парка Тереклинского участка ООО «Зирган» равномерно, согласно утвержденному графику. Количество сданной нефти оформляется двухсторонними актами приема-сдачи нефти с приложением паспорта качества нефти. На основании актов приема-сдачи нефти оформляются акты приема- сдачи оказанных услуг (выполненных работ) по подготовке нефти и платежные документы (счета, счета-фактуры).
4 этап: ОАО «АНК «Башнефть» перекачивает нефть насосами ЦНС 180-425 по нефтепроводу НСП «Казангулово» - ППСН «Языково» в резервуары 1,2 ППСН «Языково», где производит замер объемов, отбор проб и проведение анализов нефти, и осуществляет сдачу подготовленной нефти через СИКН № 357 на ЛПДС «Языково».
Сдача-прием нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в трубопроводную систему ОАО АК «Транснефть» осуществляется по акту приема-сдачи и паспорту качества нефти непосредственно уполномоченными представителями сторон: ООО «Зирган» и ОАО АК «Транснефть» (пункт 4.1 договора № 0007131 от 22.12.2006).
Учет массы нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, принимаемой от ООО «Зирган», осуществляется методом динамических измерений по показаниям СИКН № 357, принадлежащей ОАО «АНК «Башнефть», в пункте отправления Языково (пункт 4.3 договора № 0007131 от 22.12.2006).
Основанием для оплаты транспортных услуг является выдаваемое ОАО АК «Транснефть» задание на платеж.
Ежемесячно ОАО АК «Транснефть» оформляются акты сверки остатков, приема, сдачи и потерь нефти при транспортировке нефти ООО «Зирган» (пункт 9.3 договора № 0007131 от 22.12.2006), где отражаются обязательные реквизиты, в том числе: остатки нефти ООО «Зирган» в системе ОАО «Уралсибнефтепровод» на начало периода, количество нефти, принятой от ООО «Зирган» в начале маршрута за период; количество нефти, сданной ОАО АК «Транснефть» в пункте назначения за период; потери при транспортировке; остатки нефти ООО «Зирган» в системе ОАО «Уралсибнефтепровод» на конец периода.
В соответствии с пунктом 44 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 06.06.2003 № 71 (зарегистрированных в Минюсте РФ от 18.06.2003 № 4718) учет добычи нефти и газа осуществляется по данным коммерческих узлов учета.
ООО «Зирган» оперативный учет количества добытого углеводородного сырья определяет по результатам замеров дебитов скважин, произведенных посредством применения измерительных средств и устройств, количество сырой (после отделения от газа и воды) нефти, предназначенной для сдачи на КССУ, определяется посредством применения измерительных средств и устройств в резервуарном парке ООО «Зирган», количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется на этапе сдачи ее в трубопроводную систему ОАО «АК «Транснефть» по данным коммерческих узлов учета.
Таким образом, ООО «Зирган», осуществляет учёт добычи нефти, прямым методом, иного налоговым органом не доказано.
Кроме того, инспекция изменила избранный налогоплательщиком прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, рассчитав это количество косвенным способом, что недопустимо, поскольку в соответствии с пунктами 1 и 3 ст. 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого утверждён в учётной политике налогоплательщика пунктом 26 приказа № 37 от 28.12.2006 «О принятии учетной политики на предприятии» и в разделе «Налог на добычу полезных ископаемых» приказа № 37 А определен прямой метод учета добываемой нефти, который применяется по утверждению заявителя с 01.01.2002г. Метод определения количества добытого полезного ископаемого, утверждённый налогоплательщиком, подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых. В данном случае изменения в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых не вносились.
Налоговый орган не вправе пересматривать метод определения количества добытой нефти, закрепленный в учетной политике предприятия.
Проанализировав положения п.2 ст. 339 НК РФ суд пришел к выводу, о том, что налоговым органом искажается буквальный смысл абзаца первого пункта 2 статьи 339 НК РФ, в части признания законом косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого.
Так, в соответствии с абзацем первым пункта 2 статьи 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчет, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом.
Из этого следует, что законодатель косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого признал как расчетное определение количественного содержания нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в общем количестве добытого налогоплательщиком углеводородного сырья. Налогоплательщиком расчет количества содержания нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в общем количестве добытого углеводородного сырья отражается (в объеме и массе) в месячных эксплуатационных рапортах.
Между тем по смыслу решения вывод о том, что налогоплательщиком применялся косвенный (расчетный) метод учета количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, прошедшей подготовку на технологическом объекте, связывается с поступлением на КССУ «Введеновка» нефти с 20 месторождений с разной степенью выработанности. Из этого следует, что налоговый орган косвенный метод учета рассматривает как метод определения данных о поступлении нефти ООО «Зирган» на КССУ «Введеновка» в общем потоке нефти, поступающей на КССУ «Введеновка» (в том числе нефти ОАО «АНК «Башнефть»), тем самым, искажая буквальный смысл пункта 2 статьи 339 НК РФ.
При таких обстоятельствах требования заявителя предьявленны правомерно.
Расходы по госпошлине подлежат взысканию с налогового органа в пользу заявителя.
Руководствуясь ст. 110, ст.ст. 167-170, 197-201 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд
Р Е Ш И Л
Заявление ООО «Зирган» к Межрайонной инспекции ФНС РФ № 25 по РБ удовлетворить.
Признать недействительными решения Межрайонной инспекции ФНС РФ № 25 по РБ № 2236 от 15.11.2007г. и № 2234 от 15.11.2007г. как несоответствующие Налоговому Кодексу Российской Федерации.
Взыскать с Межрайонной инспекции ФНС РФ № 25 по РБ в пользу ООО «Зирган» расходы по госпошлине в размере 4000 руб.
Исполнительный лист выдать после вступления решения в законную силу.
Решение может быть обжаловано в порядке апелляционного производства в Восемнадцатый арбитражный апелляционный суд в течение месяца со дня принятия решения (изготовления его в полном объеме), а также в порядке кассационного производства в Федеральный арбитражный суд Уральского округа в течение двух месяцев со дня его вступления в законную силу через Арбитражный суд Республики Башкортостан.
Информацию о времени, месте и результатах рассмотрения апелляционной или кассационной жалобы можно получить соответственно на Интернет-сайтах Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда www.18aac.ru или Федерального арбитражного суда Уральского округа www.fasuo.arbitr.ru.
Судья Р.Ф.Кулаев
