Решения и определения судов

Постановление ФАС Московского округа от 26.01.2010 г. N КА-А40/15269-09-2-Б по делу N А40-78155/08-117-359 Требование: Об отмене решения налогового органа. Обстоятельства: Налоговый орган доначислил: 1) налог на прибыль и НДС в связи с неправомерным отнесением на расходы затрат по уборке, ремонту ограждений, благоустройству территорий, ремонту свайных оснований, выплат по исполнительным листам; 2) НДПИ, налог на имущество, транспортный налог. Решение: Требование удовлетворено, поскольку: 1) налогоплательщик обоснованно уменьшил налог на прибыль на документально подтвержденные расходы, применил налоговые вычеты по НДС; 2) налоговый орган не доказал неправильного исчисления налогоплательщиком спорных налогов. Часть 2.

ние, что сумма предъявленных подрядчикам убытков не увеличивалась налогоплательщиком на налог на добавленную стоимость и счета-фактуры с включением в них НДС не выставлялись.

В связи с указанным обязанности по исчислению и уплате в бюджет НДС в соответствии с п. 5 ст. 173 НК РФ у заявителя также не возникло.

Ссылка налогового органа на то, что произведенные зачеты неоднородны по своей сути, поскольку Общество выставляет подрядчикам претензии и указывает суммы без НДС, а подрядчики, в свою очередь, засчитывают задолженность за объемы выполненных работ с учетом НДС, обоснованно не принята судами, исходя из положений п. 1 ст. 407, ст. 410 Гражданского кодекса РФ.

По пункту 3.1
решения.

В ходе проверки налоговым органом установлено, что заявитель занизил налоговую базу по налогу на добычу полезных ископаемых на количество нормативных потерь добытой нефти, определенных расчетным путем на основании утвержденных нормативов технологических потерь.

Также инспекция ссылается на то, что общество учитывало потери после полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого.

Налоговый орган квалифицировал указанные действия как нарушение положений п. 2 ст. 339, п. 2 ст. 338 НК РФ и ст. 5 Федерального закона от 08.08.2001 г. N 126-ФЗ и доначислил НДПИ.

Признавая решение инспекции в этой части недействительным, суды исходили из несоответствия правовой позиции налогового органа действующему законодательству.

При этом суды руководствовались положениями пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ, согласно которому налогообложение производится по налоговой ставке 0 рублей при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых, которыми 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.

Статьей 339 НК РФ предусмотрено, что 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.

Также указанной нормой установлено, что применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого (п. 2).

Согласно п. 7 указанной статьи 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.

На основании анализа указанных норм судами сделан обоснованный вывод о том, что к фактическим потерям нефти относятся потери, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения в рамках комплекса технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения.

При этом судами учтены разъяснения Минфина РФ по данному вопросу, данные в письмах от 24.09.2007 г. N 03-06-06-01/49, от 11.09.2007 г. N 303-06-06-01/47, от 25.06.2007 г. N 03-06-06-01/33 и от 19.02.2007 г. N 03-06-06-01/7.

При рассмотрении дела суды установили, что в проверяемый период общество на основе действующих лицензий на поиск и добычу нефти и газа разрабатывало и эксплуатировало Северо-Хохряковское, Верхнее-Колик-Еганское, Бахиловское, Северо-Варьеганское, Сусликовское месторождения.

Добываемая на месторождениях нефть проходила все этапы подготовки, необходимые для доведения продукции до товарной кондиции.

На всех месторождениях продукция скважин по выкидным линиям поступала на групповые замерные установки, где производилось измерение газосодержания продукции и дебита скважин, и далее по нефтесборным коллекторам на ДНС (дожимная насосная станция), где осуществляется отделение газа от нефти.

После предварительной подготовки на ДНС нефть для обезвоживания откачивалась насосами на ЦПС “Северо-Варьеганский“ и ЦПС “Бахиловский“, далее в резервуары, расположенные на Белозерном ЦТП (центральный товарный парк), где через узел учета нефти УУН N 544 сдается АК “Транснефть“.

Вышеприведенные технологические операции, составляющие схему и технологию разработки каждого месторождения, предусмотрены технологическими проектными документами Общества, Технологическим регламентом Цеха подготовки и перекачки нефти N 2 Управления подготовки и сдачи нефти ОАО “ТНК-Нижневартовск“
и подробно описаны в Отчете ООО “Реагент“ по заключенному с ним договору N ВНГ-19-331/05 от 24.01.2005 г. на оказание услуг по разработке нормативов технологических потерь нефти и газа на 2006 год и определению фактических технологических потерь на 2005 год по месторождениям ОАО “ВНГ“.

С учетом установленных обстоятельств судами сделан обоснованный вывод о правомерном определении заявителем налоговой базы по НДПИ (с учетом потерь) по завершению технологического цикла по добыче нефти на Белозерском ЦТП, а не как ошибочно рассчитано инспекцией на ЦПС “Бахиловский“ и ЦПС “Северо-Варьеганский“.

Также при рассмотрении дела установлено и не оспаривается налоговым органом, что для целей исчисления налога на добычу полезных ископаемых в соответствии с принятой учетной политикой обществом применялся косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого.

При этом налогоплательщик руководствовался Инструкцией по определению объема добытой нефти и формированию товарного баланса ОАО “ВНГ“ и Инструкцией по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, введенной Приказом Министерства нефтяной промышленности N 677 от 15.12.1981 г., и производил расчет налога исходя из объемов валовой добычи и фактических технологических потерь, отражаемых в ежемесячных исполнительных балансах (п. 10.3 Положения по учетной политике).

Судами учтено, что при проведении проверки налоговым органом не установлено неправильное применение заявителем указанного метода, а также неправильное определение количества добытого полезного ископаемого.

Выводы налогового органа судами не приняты как не соответствующие 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).

Материалами дела (Отчетами о работе нефтяных скважин за январь - декабрь 2005 г., Сведениями по эксплуатации
нефтяных скважин по форме 1-ТЭК за 2005 г., Отчетами об исполнении плана горных работ за 2005 г., согласованными с Управлением по технологическому и экологическому надзору по ХМАО - Югре, данными формы государственной статистической отчетности N 6-ГР “Сведения о состоянии и изменении запасов нефти (газового конденсата)“, Протоколом заседания Центральной балансовой комиссии Федерального агентства по недропользованию по рассмотрению государственной статистической отчетности 6-Р за 2005 год N 498-2006 от 04.10.2006 г.) подтверждено, что добыча нефти (в т.ч. конденсата) за 2005 г. составила 3.643.083 тн, потери нефти составили - 25.726 тн.

Добытая нефть в размере 3.643 тн, в т.ч. потери 26 тыс. тн, в т.ч. по Верхнее-Колик-Еганскому, Бахиловскому, Северо-Хохряковскому, Северо-Варьеганскому и Сусликовскому месторождениям, была списана с государственного баланса полезных ископаемых на основании Актов на списание запасов полезных ископаемых за 2005 год по каждому месторождению ОАО “ВНГ“ от 28.06.2006 г., утвержденных Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по ХМАО - Югра и согласованных с Территориальным агентством по недропользованию по ХМАО - Югре.

Поскольку из всех указанных документов следует, что иного количества нефти, нежели 3.643 тонн (с потерями) ОАО “ВНГ“ в течение 2005 года добыто не было (именно данные объемы добычи нефти и потерь указаны и в налоговых декларациях организации по НДПИ за 2005 г.), выводы проверяющих о наличии сверхнормативных потерь обоснованно признаны судами ошибочными.

Кассационная жалоба налогового органа не содержит доводов, опровергающих установленные судами обстоятельства.

При изложенных обстоятельствах, выводы судов о правомерном в соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ применении налогоплательщиком налоговой ставки 0 процентов по нормативным потерям полезных ископаемых соответствуют действующему законодательству и
фактическим обстоятельствам дела.

Доводы кассационной жалобы о том, что налогоплательщику, применяющему косвенный метод определения количества добытых полезных ископаемых, не предоставлено право учитывать нормативные (фактические) потери при определении налоговой базы по НДПИ основан на неверном толковании норм ст. ст. 339 и 342 НК РФ, положения которых не связывают возможность применения ставки 0 процентов при исчислении НДПИ с применением налогоплательщиком того или иного метода определения количества добытого полезного ископаемого.

Аналогичные разъяснения содержатся в письмах Минфина России от 19.02.2007 г. N 03-06-06-01/7 и от 22.05.2007 г. N 03-06-6-01/21.

Выводы судов по данному эпизоду согласуются со сложившейся правоприменительной практикой.

По пункту 3.2 решения.

При проведении проверки налоговая инспекция доначислила обществу НДПИ в связи с выводами о неправильном определении обществом количества добытого полезного ископаемого (нефти) по весу “нетто“.

Инспекция, ссылаясь на пункты 3.2 и 5.2 ГОСТа Р51858-2002 на нефть, утвержденного Постановлением Госстандарта России от 08.01.2002 г. N 2-ст, пункты 3.13, 3.14, 3.15 ГОСТа Р8.595-2004 “Масса нефти и нефтепродуктов“, утвержденного Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.12.2004 г. N 99-ст, полагает, что первой продукцией, по своему качеству соответствующей государственному стандарту России, является нефть с допустимым содержанием воды, хлористых солей и механических примесей, т.е. нефть массы “брутто“.

Признавая позицию налогового органа не соответствующей действовавшему законодательству, судебные инстанции исходили из того, что полезным ископаемым для заявителя является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная, то есть добытое полезное ископаемое, не содержащее в себе воды, соли и иных примесей (балласта) - нефть “нетто“.

Суд кассационной инстанции полагает, что ввод судебных инстанций соответствует действующему законодательству по следующим основаниям:

Подпунктом 1 п. 1 ст. 336 НК РФ установлено, что
объектом налогообложения НДПИ признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории России на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством.

В соответствии с п. 1 ст. 337 НК РФ 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.

Согласно пп. 3 п. 2 указанной статьи объектом обложения НДПИ признается нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.

Исходя из содержания данной нормы, судами сделан обоснованный вывод о том, что полезным ископаемым, являющимся объектом налогообложения спорным налогом, признается нефть, не содержащая в себе воды, соли и иных примесей (балласта).

Поскольку при проведении проверки налоговой инспекцией установлено, что количество добытого полезного ископаемого, отраженное обществом в налоговых декларациях, соответствует количеству добытых полезных ископаемых, отраженному в товарных балансах нефти, суды правильно указали, что отклонений между показателями количества добытого сырья, содержащихся в налоговых декларациях и исполнительных балансах, которые бы привели к занижению налоговой базы по НДПИ, налоговым органом не установлено.

При указанных обстоятельствах доводам инспекции о необходимости определения налоговой базы по НДПИ, исходя из веса “брутто“ нефти, судами обеих инстанций дана надлежащая правовая оценка, с учетом отсутствия в законодательстве о налогах и сборах обязанности по исчислению и уплаты НДПИ с содержащегося в нефти балласта.

В соответствии с Инструкцией по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти (РД
153-39.4-042-99), утвержденной Минпромэнерго России 14.04.2000 г., и Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденными приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. N 69, установлена обязанность налогоплательщиков по определению массы “нетто“ и “брутто“ в актах приема-сдачи нефти.

Согласно пункту 4.2 Инструкции массу брутто нефти измеряют с применением преобразователей расхода и поточных преобразователей плотности - объемно-массовый динамический метод или массомеров - массовый динамический метод. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта (пункт 4.1 Инструкции).

В силу пункта 2.1.12 Рекомендаций масса брутто нефти - общая масса нефти, включающая массу балласта. Масса балласта - общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти (пункт 2.1.13 Рекомендаций).

Пунктом 1.14 Рекомендаций установлено, что масса нетто нефти - разность массы брутто нефти и массы балласта.

С учетом данных методик выводы судов об отсутствии законодательно установленной обязанности по исчислению налога, исходя не из добытого полезного ископаемого, а из массы балласта, состоящей из общей массы воды, солей и механических примесей в добытой товарной нефти, что происходит при исчислении налога по весу “брутто“ соответствуют действующему законодательству и установленным судами обстоятельствам, а также сложившейся правоприменительной практике по данному вопросу.

Судом обоснованно указано, что иное толкование спорной нормы, данное налоговым органом со ссылкой на положения правовых актов, не относящихся к законодательству о налогах и сборах, как допускающее содержание в добытой нефти, для целей определения количества облагаемого налогом полезного ископаемого - воды, солей, иных примесей, необоснованно расширяет положения НК РФ и противоречит правовой позиции Конституционного Суда РФ, указывающей на формальную определенность налоговых
норм (Постановление от 28.03.2000 г. N 5-П, Определение от 02.11.2006 г. N 444-О), поскольку не соответствует буквальному определению нефти, как виду облагаемого НДПИ полезного ископаемого, приведенному в пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ.

Рассмотрена и правомерно не принята судами ссылка инспекции на Общероссийский классификатор продукции (ОКП), введенный в действие с 01.07.1994 г., допускающий содержание в обезвоженной и обессоленной нефти воды в размере от “не более 0,2% до более 1%“ (то есть без верхнего предела), солей в размере от “не более 40 мг/л до солей свыше 1800 мг/л (то есть без верхнего предела)“ и т.п. (коды по ОКП с 02 4310 по 02 4315), поскольку применение этого Классификатора для целей исчисления НДПИ позволило бы отнести к добытому полезному ископаемому любое нефтесодержащее минеральное сырье, включающее в себя неограниченное количество воды, соли и механических примесей.

Отсутствие в Классификаторе предельно допустимого количества воды и солей не позволяет отнести используемое в нем понятие “нефть обезвоженная и обессоленная“ к виду добытого полезного ископаемого для целей исчисления НДПИ также в связи с тем, что минеральное сырье с содержанием воды более 1% и солей более 900 мг/л не соответствует указанному Инспекцией ГОСТу Р51858-2002.

Как следует из вводной части указанного Классификатора, он предназначен для обобщения достоверности, сопоставимости и автоматизированной обработки информации о продукции в таких сферах деятельности как стандартизация, статистика, экономика и другие.

В ОКП не содержится положений об определении видов полезных ископаемых для целей исчисления и уплаты НДПИ.

С учетом изложенного применение Классификатора при определении понятий для целей налогообложения является необоснованным.

Данные выводы судов соответствуют правовой позиции Высшего Арбитражного Суда РФ, изложенной
в Постановлении Президиума от 18.09.2007 г. N 5336/07.

Также суды обоснованно исходили из невозможности применения к спорным правоотношениям ГОСТ Р 51858-2002 “Нефть. Общие технические условия“ (пункт 4.4.) и ГОСТ Р 8.595-2004 “Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.“ (раздел 3), поскольку общие требования к методикам выполнения измерения массы нефти и нефтепродуктов установлены в национальном стандарте Российской Федерации ГОСТ Р 8.595-2004 “Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений“.

Его действие распространяется на методики выполнения измерений массы товарной нефти и нефтепродуктов в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанные на перечисленных методах прямых и косвенных измерений.

Таким образом, областью применения ГОСТа Р 8.595-2004, на который ссылается налоговый орган, является обеспечение единства измерения массы товарной нефти, а не метода учета (определения количества) добытого полезного ископаемого (нефти).

Данный стандарт не позволяет установить соотношение понятий “нефть“, “нефть товарная“ и “нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная“.

ГОСТ Р 51858-2002 “Нефть. Общие технические условия“ распространяется на нефть для поставки транспортным организациям и предприятиям Российской Федерации и для экспорта. Учитывая, что в Стандарте определены условия приема товарной нефти в систему магистральных нефтепроводов и последующей оплаты услуг транспортной организации, областью применения ГОСТ Р 51858-2002 “Нефть. Общие технические условия“ является транспортировка товарной нефти.

В связи с этим, действующие положения ГОСТа направлены на соблюдение требований технической безопасности транспортировки нефти и применимы для определения технической пригодности минерального сырья к транспортировке.

По пункту 4.1 решения.

Налоговый орган доначислил обществу транспортный налог в сумме 15.000 руб. по автобусу “УРАЛ 4320“, ссылаясь на необоснованное применение налогоплательщиком ставки налога в размере 50 руб. исходя из мощности двигателя 180 л.с., в то время как подлежала применению ставка 100 руб., исходя из мощности 240 л.с. в соответствии с данными паспорта технического средства.

Признавая недействительным решение инспекции в данной части, суды исходили из того, что транспортный налог в отношении указанного транспортного средства был исчислен заявителем в соответствии с положениями ст. 357, п. 1 ст. 358, п. 1 ст. 359, п. 1 ст. 361 НК РФ и статьей 2 Закона ХМАО - Югры от 14.11.2002 г. N 62-оз.

При этом судами установлено, что в данном автобусе была произведена замена двигателя мощностью 240 л.с. на двигатель мощностью 180 л.с.

Указанные выводы суда соответствуют представленным в материалы дела доказательствам (записи в ПТС 86 ВУ 242191 “Особые отметки“, свидетельству о регистрации серии 86 МВ N 673363 от 28.06.2002 г. и карточке учета транспортных средств, заверенной ОГИБДД ОВД г. Радужный) и не опровергаются доводами кассационной жалобы.

По пункту 5.1 решения.

В документе, видимо, допущен пропуск текста: имеются в виду пункт 1 статьи 375, пункт 4 статьи 376 Налогового кодекса РФ.

При проведении проверки инспекция доначислила обществу налог на имущество в связи с выводами о нарушении положений п. 1 ст. 375, п. 4 ст. 376 и ст. 2 Закона ХМАО - Югры от 28.11.2003 г. N 61-ОЗ и занижении среднегодовой стоимости имущества, поскольку амортизация по основным средствам (скважинам) начислялась налогоплательщиком не с даты, указанной в актах приема-передачи основных средств по форме ОС-1, а с момента передачи скважины в эксплуатацию.

Удовлетворяя требования заявителя в указанной части, суды исходили из права налогоплательщика учитывать скважины в качестве объекта основных средств с момента их фактического ввода в эксплуатацию.

Также суды указали на необоснованное доначисление налога на имущество за 2005 г. в связи с имевшейся переплатой по указанному налогу за предыдущие годы, поскольку с учетом примененной инспекцией методики у налогоплательщика отсутствовала обязанность по исчислению и уплате налога на имущество за 2002 - 2004 г.г.

Оснований для отмены судебных актов в данной части судом кассационной инстанции не усматривается исходя из следующего:

В соответствии с п. 1 ст. 374 НК РФ объектом обложения налогом на имущество для российских организаций признается движимое и недвижимое имущество, учитываемое на балансе в качестве объектов основных средств в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета.

Согласно п. 1 ст. 375 НК РФ налоговая база определяется как среднегодовая стоимость имущества, признаваемого объектом налогообложения.

При определении налоговой базы имущество, признаваемое объектом налогообложения, учитывается по его остаточной стоимости, сформированной в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета, утвержденным в учетной политике организации.

Положением по бухгалтерскому учету “Учет основных средств“ (ПБУ 6/01), утвержденным Приказом Минфина РФ от 30.03.2001 г. N 26н, определено, что актив принимается к бухгалтерскому учету в качестве основных средств, если одновременно выполняются следующие условия:

- объект предназначен для использования в производстве продукции, при выполнении работ или оказании услуг, для управленческих нужд организации либо для предоставления организацией за плату во временное владение и пользование или во временное пользование;

- объект предназначен для использования в течение длительного времени, т.е. срока продолжительностью свыше 12 месяцев или обычного операционного цикла, если он превышает 12 месяцев;

- организация не предполагает последующую перепродажу данного объекта;

- объект способен приносить организации экономические выгоды (доход) в будущем (п. 4).

При рассмотрении дела судами установлено, что у налогоплательщика имелись основания и фактически учитывались скважины в качестве объектов основных средств с момента ввода их в эксплуатацию (2002 и 2004 г.г.).

Данные выводы судов налоговый орган в кассационной жалобе не опровергает.

С учетом изложенного обоснованной является ссылка судов на положения ст. 257 НК РФ, в соответствии с которой остаточная стоимость основных средств определяется как разница между их первоначальной стоимостью и начисленной за период эксплуатации амортизации.

Действия общества не противоречат Методическим указаниям по бухгалтерскому учету основных средств, утвержденным Приказом Минфина РФ от 13.10.2003 г. N 91н, в соответствии с которыми по объектам недвижимости, по которым закончены капитальные вложения, оформлены соответствующие первичные учетные документы по приемке-передаче, документы переданы на государственную регистрацию и фактически эксплуатируемым, амортизация начисляется в общем порядке с первого числа месяца, следующего за месяцем введения объекта в эксплуатацию.

Поскольку для определения среднегодовой стоимости имущества, подлежащего налогообложению, заявителем применялась остаточная стоимость скважин с учетом начисленной за период эксплуатации амортизации, оснований для доначисления налога на имущества у инспекции не имелось.

По жалобе заявителя

По пункту 1.15 решения.

Налоговый орган вменяет обществу нарушение п. 1 ст. 252, пп. 3 п. 2 ст. 253 и п. 1 ст. 256 НК РФ в связи с необоснованным отнесением в состав расходов, учитываемых при определении налога на прибыль, сумм начисленной амортизации по бездействующим нефтяным (добывающим и нагнетательным) скважинам.

Отказывая обществу в удовлетворении требований в данной части, суды исходили из того, что имущество, не участвующее в производстве с целью получения доходов, в силу п. 1 ст. 256 НК РФ не признается амортизируемым имуществом, в связи с чем учет для целей налогообложения начисленной амортизации является экономически необоснованным и противоречит п. 1 ст. 252 НК РФ.

Суд кассационной инстанции полагает, что судебные акты в данной части подлежат отмене как вынесенные с нарушением положений ст. ст. 252, 253 и 256 НК РФ.

В соответствии с п. 1 ст. 252 НК РФ налогоплательщик уменьшает полученные доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270 Кодекса).

Расходами признаются обоснованные (экономически оправданные) и документально подтвержденные затраты, осуществленные (понесенные) налогоплательщиком.

При этом расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

В силу пп. 3 п. 2 ст. 253 НК РФ в состав расходов, связанных с производством и реализацией, включаются суммы начисленной амортизации.

В соответствии со ст. 256 НК РФ в целях налогообложения амортизируемым имуществом признается имущество, которое находится у налогоплательщика на праве собственности, используется им для извлечения дохода и стоимость которого погашается путем начисления амортизации.

Согласно п. 3 указанной статьи из состава амортизируемого имущества исключаются основные средства: переданные (полученные) по договорам в безвозмездное пользование; переведенные по решению руководства организации на консервацию продолжительностью свыше трех месяцев; находящиеся по решению руководства организации на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев.

Данный перечень является исчерпывающим и расширительному толкованию не подлежит.

В соответствии с п. 23 Положения по бухгалтерскому учету “Учет основных средств“ ПБУ 6/01, утвержденного Приказом Минфина РФ от 30.03.2001 г. N 26н, в течение срока полезного использования объекта основных средств начисление амортизационных отчислений не приостанавливается, кроме случаев перевода его по решению руководителя организации на консервацию на срок более трех месяцев, в также в период восстановления объекта, продолжительность которого превышает 12 месяцев.

Спорные скважины не переведены на консервацию, в связи с чем правовых оснований для исключения их из состава амортизируемого имущества и приостановления начисления амортизации у налогоплательщика не имелось.

Доказательств наличия оснований для вывода скважин из состава амортизируемого имущества, в частности, решений или приказов общества о консервации скважин, а также доказательств наличия причин для консервации налоговым органом не представлено.

В соответствии с п. 104 Правил охраны недр, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ от 06.06.2003 г. N 71, пользователем недр ведется в установленном порядке учет фонда скважин.

Пробуренный фонд включает добывающие, нагнетательные, контрольные, специальные, разведочные, ликвидированные и законсервированные скважины.

Эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении.

Таким образом, исходя из положений указанного акта, бездействующий фонд скважин относится к эксплуатационному фонду.

В соответствии с п. 2.5.1 Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных коллегией Миннефтепрома СССР (протокол от 15.10.1984 г. N 44 п. 1) и согласованных с заинтересованными ведомствами, контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:

а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;

б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;

г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;

д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин;

е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;

з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин;

и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции (п. 2.5.2 Правил).

Данные исследования проводятся как на действующих, так и на бездействующих скважинах.

Материалами дела подтверждено и не оспаривается налоговым органом в ходе рассмотрения дела и кассационной жалобы, что на бездействующих скважинах, которые в проверяемый период непосредственно не использовались для добычи нефти, проводились замеры давления и гидродинамические исследования месторождений общества.

Минэнерго России письмом от 21.12.2009 г. N СК-10180/05, представленным налоговым органом в материалы дела, на запрос инспекции разъяснило, что гидродинамические исследования не проводятся только на законсервированных скважинах.

Основными задачами гидродинамических исследований на бездействующем фонде являются определение текущих коэффициентов нефтегазонасыщенности пластов положений водонефтяного и газосодержащего контактов; определение остаточных коэффициентов нефте- и газонасыщенности; определение контуров нефтегазоносности и текущих параметров охвата пласта выработкой и заводнением по результатам интерпретации данных, выполненных по всем скважинам месторождения или отдельных его участков.

Комплекс гидродинамических исследований на бездействующем фонде скважин, выведенным в бездействие по геологическим причинам, проводится для более полного анализа возможности вывода данной скважины из бездействия и разработки планов ремонта и мероприятий по интенсификации работы пласта.

Т.о. использование бездействующих скважин для вышеуказанных исследований имеет значение для добычи нефти на лицензионном участке недр, т.е. для основной деятельности налогоплательщика.

Принимая во внимание изложенное, а также, что добыча нефти на лицензионном участке недр осуществляется не из конкретной скважины, все имеющиеся на участке недр скважины, как действующие, так и бездействующие, связаны единым технологическим циклом, конечным продуктом добычи и объектом налогообложения НДПИ является нефть, а налогом на прибыль - выручка от реализации нефти, расходы в виде начисленной амортизации по бездействующим скважинами, с учетом правовой позиции Конституционного Суда РФ, изложенной в Определении от 04.06.2007 г. N 320-О-П, являются расходами общества, произведенными для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

Данные расходы отвечают критериям, установленным ст. 252 НК РФ, и в соответствии с пп. 3 п. 2 ст. 253 НК РФ правомерно учитывались заявителем в составе прочих расходов, связанных с произв