99_2256534

АРБИТРАЖНЫЙ СУД ГОРОДА МОСКВЫ 115191, г.Москва, ул. Большая Тульская, д. 17

http://www.msk.arbit r.ru

ИМЕНЕМ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РЕШЕНИЕ

г. Москва Дело № А40-1164/11

05 августа 2011 года 99-7

Резолютивная часть решения объявлена 28 июня 2011 года Решение в полном объеме изготовлено 05 августа 2011 года

Арбитражный суд г. Москвы в составе:

Судьи: Карповой Г.А.

при ведении протокола судебного заседания помощником судьи Сафаровой М.А.

рассмотрев в открытом судебном заседании дело по заявлению:

ООО «Нарьянмарнефтегаз»

к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим

налогоплательщикам № 1

о признании частично недействительным решения от 15.09.2010 № 52-17-18/584р о

привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения

при участии:

от заявителя: Афонина М.В., дов. от 01.06.2011 № 146/2011, Германовой А.В., дов. от

01.06.2011 № 147/2011, Зубкова С.Г., дов. от 25.11.2010 № 229/2010, Дудко Д.А., дов. от

24.06.2011 № 160/2011,

от ответчика: Акишиной Я.И., дов. от 17.01.2011 № 6, Хан Е.Е., дов. от 11.01.2011 №

1, Савельевой А.А., дов. от 24.12.2010 № 285, Злобина А.В., дов. от 10.03.2011 № 45,

Чугуновой Ю.М., дов. от 09.03.2011 № 38,

УСТАНОВИЛ:

Общество с ограниченной ответственностью «Нарьянмарнефтегаз» (далее –

общество, заявитель, ООО «Нарьянмарнефтегаз») просит признать недействительным,

не соответствующим Налоговому кодексу Российской Федерации (далее – Кодекс)

решение Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по

крупнейшим налогоплательщикам № 1 (далее – инспекция, налоговый орган) от

15.09.2010 № 52-17-18/584р о привлечении к ответственности за совершение

2

налогового правонарушения, принятое по результатам выездной налоговой проверки. С

учетом произведенного в порядке ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса

Российской Федерации уточнения предмета заявления общество оспаривает решение в

части:

1). пункта 5.1 резолютивной части об уменьшении убытка по налогу на прибыль

за 2006-2007 годы в сумме 4 690 889 181 руб., в том числе:

- пункт 1.3 описательно-мотивировочной части о неправомерности включения в

состав расходов по налогу на прибыль за 2006 год сумм таможенных сборов в размере

2 000 000 руб.;

- пункт 1.4 описательно-мотивировочной части о завышении прочих расходов по

налогу на прибыль за 2006-2007 годы в сумме 4 277 773 руб.;

- пункт 1.5 описательно-мотивировочной части о необоснованном включении в

состав расходов по налогу на прибыль за 2006 год оказанных юридических и

консультационных услуг в сумме 667 373 руб.;

- пункты 1.6-1.8 описательно-мотивировочной части об исключении из состава

расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль за 2006-2007 годы,

затрат в сумме 20 900 99 руб.;

- пункт 1.9 описательно-мотивировочной части об исключении из состава

расходов по налогу на прибыль за 2007 год расходов на ликвидацию скважины № 44

Ярейюского месторождения сумме 12 307 428 руб.;

- пункт 1.10 описательно-мотивировочной части о необоснованном отнесении в

2006-2007 годах процентов по долговым обязательствам (займам) к

внереализационным расходам в сумме 3 645 972 461 руб.;

- пункт 1.11 описательно-мотивировочной части о неправомерном включении в

расходы по налогу на прибыль стоимости затрат на освоение природных ресурсов в

размере 995 590 359 руб.;

- пункта 1.12 описательно-мотивировочной части о неправомерном списании во

внереализационные расходы 2006 года стоимости замены утраченного оборудования в

размере 9 172 793 руб.;

2). пункта 5.2 резолютивной части о предложении уменьшить предъявленный к

возмещении из бюджета налог на добавленную стоимость в сумме 12 526 891 руб., в

том числе:

- пункт 3.3 описательно-мотивировочной части об уменьшении предъявленного к

возмещению из бюджета налога на добавленную стоимость в сумме 1 939 301 руб.;

- пункты 3.4-3.7 описательно-мотивировочной части о доначислении налога на

добавленную стоимость в сумме в сумме 8 372 253 руб.;

3

- пункт 3.10 описательно-мотивировочной части о доначислении налога на

добавленную стоимость в сумме в сумме 2 215 337 руб.;

3). пункта 2 описательно-мотивировочной части, пунктов 1, 2, 3.2, 3.3, 5.3

резолютивной части о предложении удержать и перечислить в бюджет налог на

прибыль в виде дивидендов в сумме 94 118 641 руб., начислении и уплате пени в сумме

44 017 796 руб., привлечения к ответственности в виде штрафа по ст. 123 Кодекса в

сумме 1 091 529 руб.;

4). пункта 3.11 описательно-мотивировочной части, пунктов 2, 3.3, 5.3

резолютивной части о предложении удержать и перечислить в бюджет налог на

добавленную стоимость в качестве налогового агента в сумме 1 122 747 руб.,

начислении и уплате пени в размере 474 725 руб.;

5). пункта 4.1 описательно-мотивировочной части, пунктов 1, 2, 3.1, 3.2 3.3

резолютивной части о предложении уплатить недоимку по налогу на имущество за

2006-2007 годы в сумме 8 561 310 руб., начислении и уплате соответствующих сумм

пени, привлечении к ответственности и уплате штрафа по ст. 122 Кодекса в сумме 833

310 руб.;

6). пункта 6 описательно-мотивировочной части, пунктов 1, 2, 3.1, 3.2, 3.3

резолютивной части о предложении уплатить недоимку по налогу на добычу полезных

ископаемых в сумме 127 219 680 руб., начислении и уплате пени в сумме 61 234 021

руб. привлечении к ответственности и уплате штрафа по ст. 122 Кодекса в сумме 3 040

311 руб.

В обоснование заявитель указал, что в оспариваемой части решение не

соответствует фактическим обстоятельствам, нормам Кодекса, нарушает его права как

налогоплательщика уплачивать налоги в установленном размере.

Инспекция возразила против заявления по основаниям, изложенным в решении и

отзыве, указав, что в ходе выездной налоговой проверки были выявлены допущенные

обществом нарушения законодательства о налогах и сборах, поэтому решение о

привлечении к налоговой ответственности является законным и обоснованным.

Выслушав объяснения представителей сторон, исследовав и оценив имеющиеся

в материалах дела письменные доказательства, суд находит заявление подлежащим

частичному удовлетворению исходя из следующего.

Инспекцией проведена выездная налоговая проверка общества за период с

01.01.2006 по 31.12.2007, по результатам которой после рассмотрения возражений

общества (т. 3 л.д.116-150; т. 4 л.д. 1-12) принято оспариваемое решение (т. 4 л.д. 13-

150; т.5 л.д. 1-150; т. 6 л.д. 1-98) Решением доначислен налог на добычу полезных

ископаемых в сумме 127 219 680 руб., налог на имущество организаций в сумме 9 045

4

702 руб., уменьшен убыток при исчислении налоговой базы по налогу на прибыль за

2006-2007 годы в сумме 5 103 927 842 руб., уменьшен предъявленный к возмещению из

бюджета налог на добавленную стоимость за 2006-2007 годы в сумме 75 752 197 руб.,

предложено удержать и перечислить в бюджет суммы налога на прибыль в виде

дивидендов за 2006-2007 годы в размере 94 118 641 руб. и налога на добавленную

стоимость в размере 1 122 747 руб., а также начислены соответствующие суммы пени в

размере 108 702 633 руб. (по состоянию на 15.09.2010) и штрафа в сумме 4 980 885руб.

Общество обратилось в ФНС России с апелляционной жалобой на решение

инспекции (т. 6 л.д. 99-135). Рассмотрев жалобу, вышестоящий налоговый орган

решением от 24.12.2010 № АС-37-9/18508С отменил пункт 4.2 решения инспекции по

доначислению налога на имущество в размере 484 392 руб., в том числе: за 2006 год -

405 717 руб., за 2007 год -78 675 руб., соответствующих сумм пени и штрафа.

В остальной части ФНС России оставила решение инспекции без изменения.

В пункте 1.3 решения инспекция пришла к выводу, что в нарушение п.1 ст.252,

пп.1 п.1 ст.264 Кодекса обществом неправомерно включены в состав расходов в целях

исчисления налога на прибыль за 2006 год суммы таможенных сборов 2 000 000 руб.,

уплаченные по полным таможенным декларациям в отношении товара, указанного в

соответствующих временных таможенных декларациях, таможенные сборы по

которым были уплачены ранее.

В обоснование решения в этой части инспекция сослалась на следующее.

Между обществом (комитент) и ОАО «ЛУКОЙЛ» (комиссионер) заключен

договор комиссии от 15.12.2005 № 0511305 (л.д. 73-88 т. 7), согласно которому

комиссионер по поручению комитента обязался за вознаграждение совершать от своего

имени и за счет комитента сделки по реализации на внешнем рынке нефти комитента

на условиях FOB порт Варандей и/или Мурманск и/или CIF порт, указанный

покупателем.

В соответствии с пунктом 2.6. договора комиссионер обязан самостоятельно, но

за счет комитента произвести оплату таможенных сборов, вывозной таможенной

пошлины, при поставках на условиях CIF-фрахта и страхования, и других затрат,

связанных с исполнением договора комиссии.

Согласно отчетам комиссионера ОАО «ЛУКОЙЛ» за январь-декабрь 2006 года

комиссионером произведены затраты по уплате таможенных сборов, данная сумма

учтена обществом в составе прочих расходов, а также по строке 041 приложения № 2 к

листу 02 декларации по налогу на прибыль организаций за 2006 год.

Исполняя комиссионное поручение, комиссионер применял процедуру

5

периодического временного декларирования российских товаров, предусмотренную

статьей 138 Таможенного кодекса Российской Федерации (далее – ТК РФ).

Инспекция считает, что общество учло в составе расходов 2 000 000 руб.

таможенных сборов, уплаченных по полным таможенным декларациям в отношении

товара, указанного в соответствующих временных таможенных декларациях,

таможенные сборы по которым были уплачены ранее, в нарушение абз. 4 пункта 5

статьи 252 Кодекса, согласно которому суммы, отраженные в составе расходов

налогоплательщика, не подлежат повторному включению в состав его расходов.

В соответствии с пунктом 1 статьи 138 ТК РФ, таможенный сбор за таможенное

оформление является индивидуальным возмездным платежом, взимаемым за

совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением

перемещаемых через таможенную границу товаров, в том числе при периодическом

временном декларировании российских товаров, вывозимых с таможенной территории

Российской Федерации.

В соответствии с пунктом 31 пункта 1 статьи 11 ТК РФ таможенным сбором

считается платеж, уплата которого является одним из условий совершения

таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением, хранением,

сопровождением товаров.

В соответствии со статьей 60 ТК РФ при вывозе товаров таможенное оформление

начинается в момент представления таможенной декларации и 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 действий этого режима, если такой таможенный режим

действует в течении определенного срока, а также для исчисления и взимания

таможенных платежей.

Следовательно, представление временной и полной таможенных деклараций в

совокупности с другими необходимыми таможенными операциями составляют

таможенное оформление товара как единую таможенную процедуру.

В соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 264 Кодекса к прочим расходам,

связанным с производством и реализацией, относятся, в частности, суммы налогов и

сборов, таможенных пошлин и сборов, начисленные в установленном

законодательством Российской Федерации порядке, за исключением перечисленных в

статье 270 Кодекса.

Таким образом, уплата таможенного сбора за таможенное оформление товаров

при подаче временной таможенной декларации является оплатой всех действий

таможенных органов по таможенному оформлению товара в рамках периодического

6

временного декларирования данных товаров и исключает повторную уплату

таможенных сборов при представлении полной таможенной декларации.

В соответствии с подпунктом 21 пункта 1 статьи 11, статьей 60, статьей 123,

статьей 138 ТК РФ периодическое временное декларирование как упрощенный порядок

таможенного оформления вывозимых за рубеж российских товаров, в отношении

которых не могут быть представлены точные сведения, необходимые для таможенного

оформления, начинается в момент представления в таможенный орган временной

таможенной декларации, а завершается представлением в таможенный орган полной и

надлежащим образом заполненной таможенной декларации; представление временной

таможенной декларации, хотя и требует уплаты таможенного платежа за таможенное

оформление, не может рассматриваться как окончательный процесс таможенного

оформления.

На основании изложенного, а также исходя из позиции Конституционного Суда

Российской Федерации в Определения № 631-0-0 от 07.11.2008, уплата таможенного

сбора за таможенное оформление товаров при подаче временной таможенной

декларации является оплатой действий таможенных органов по таможенному

оформлению товаров в рамках периодического временного декларирования данных

товаров и исключает повторную уплату таможенных сборов при представлении полной

таможенной декларации.

Кроме того, инспекция ссылается на то, что действующий при определении

налоговой базы принцип однократности налогообложения предполагает, что и расходы

в порядке статьи 264 Кодекса могут применяться налогоплательщиком также

однократно.

Поскольку заявитель начислил и включил в расходы по налогу на прибыль суммы

таможенных сборов за единые процессы таможенного оформления за один и тот же

объект налогообложения дважды по временным и по полным ГТД, инспекция считает,

что включение их в расходы с одного и того же объекта повторно недопустимо по

аналогии с механизмом исчисления налога.

Суд находит решение в этой части необоснованным и не соответствующим

Кодексу по следующим основаниям.

По условиям договора комиссии комитент обязан возмещать комиссионеру все

расходы, связанные с реализацией товара и иные платежи, понесенные комиссионером

при выполнении комиссионного поручения.

Затраты по уплате таможенных сборов, понесенные комиссионером, в том числе

спорные 2 000 000 руб. были возмещены в полном объеме.

Исполняя комиссионное поручение, комиссионер в 2006 году применял процедуру

7

периодического временного декларирования российских товаров, предусмотренную

статьей 138 ТК РФ, по требованию таможенных органов, а также учитывая

сложившуюся на тот момент правоприменительную практику арбитражных судов. При

этом таможенные сборы уплачивались по действующим ставкам как при подаче

временной таможенной декларации, так и при оформлении полной таможенной

декларации.

При вынесении оспариваемого решения налоговым органом не учтено, что

исключительным правом по взиманию таможенных сборов обладает таможенный

орган.

Согласно статье 403 ТК РФ контроль за правильностью исчисления и

своевременностью уплаты таможенных сборов возложен на таможенные органы.

Налоговый орган, заявляя о неправомерной уплате таможенных сборов за тамож енное

оформление по полным ГТД, фактически подменяет собой функции таможенных

органов.

В 2006 - 2007 годах, т.е. в период подачи полных таможенных деклараций и уплаты

соответствующих таможенных сборов, позиция таможенных органов заключалась в

том, что при периодическом временном декларировании таможенным органом

производится двукратное принятие таможенных деклараций и двукратно, в полном

объеме, совершаются все действия по таможенному оформлению товаров,

предусмотренные таможенным законодательством, а подача временной и полной

таможенных деклараций представляют собой два самостоятельных факта

декларирования.

Исходя из сложившейся практики взаимодействия с таможенными органами,

комиссионер регулярно вносил на счет Федерального казначейства (таможенного

органа) авансовые платежи.

Полученные авансовые платежи являлись имуществом лица, внесшего авансовые

платежи, и не рассматривались в качестве таможенных платежей до тех пор, пока это

лицо не сделает распоряжение об этом таможенному органу. В качестве одного из

таких распоряжений таможенное законодательство (п.3 ст.330 ТК РФ)

предусматривало подачу таможенной декларации.

Таким образом, поступившие совокупные авансовые платежи списывались

таможенным органом с лицевого счета плательщика самостоятельно, в том числе как

при подаче временных, так и полных таможенных деклараций. И только с момента

зачета авансовых платежей в счет уплаты таможенных пошлин обязанность по уплате

последних считалась исполненной (п.4 ст.332 ТК РФ).

При этом суд принимает во внимание, что дополнительного согласия лица,

8

внесшего авансовые платежи, а также заявления и дополнительных документов в целях

распоряжения авансовыми денежными для таможенных органов средствами не

требовалось.

ФТС в письме от 29.12.2004 № 01-06/12890 "О таможенных сборах" разъяснила,

что при периодическом временном декларировании таможенные сборы за таможенное

оформление должны быть уплачены одновременно с подачей каждой таможенной

декларации (временной и полной).

Таким образом, факт неуплаты таможенных сборов за таможенное оформление на

момент подачи таможенной декларации являлся основанием для отказа в принятии

таможенной декларации.

Правоприменительная практика по вопросу уплаты таможенных сборов при подаче

полной таможенной декларации была окончательно определена лишь в 2008 году с

принятием Президиумом Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации

постановления от 08.07.2008 № 4574/08, согласно которому при применении

периодического временного декларирования российских товаров, установленного

статьей 138 ТК РФ, таможенные сборы за таможенное оформление должны

уплачиваться только при подаче временной таможенной декларации.

В свою очередь, ФТС России письмом от 08.10.2008 № 01-11/41807 сообщило, что

в связи с отсутствием в ТК РФ и в Постановлении Правительства РФ от 28.12.2004 №

863 «О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров» однозначной

нормы, определяющей порядок уплаты таможенных сборов, временно, до особого

указания, взимание таможенных сборов за таможенное оформление следует

осуществлять как при подаче временных, так и при подаче полных таможенных

деклараций.

Из этого следует, что неуплата в спорный период таможенных платежей как за

временное, так и за полное таможенное декларирование, повлекла бы со стороны

таможенных органов отказ в совершении необходимых действий по оформлению

экспорта, что неизбежно создало бы препятствия в осуществлении хозяйственной

деятельности общества по реализации нефти на внешнем рынке.

В соответствии со ст. 252 Кодекса расходами признаются обоснованные и

документально подтвержденные затраты, 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

9

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.

Учитывая изложенное, суд приходит к выводу, что возмещенные расходы

комиссионера по уплате таможенных сборов как по временным, так и по полным

таможенным декларациям были экономически оправданными, а потому

соответствующими требованиям ст.252 Кодекса

Кроме того, суд учитывает, что суммы таможенных сборов были фактически

перечислены в полном объеме в бюджет Российской Федерации и дополнительное

налогообложение этих сумм налогом на прибыль, т.е. дополнительное обременение

общества как налогоплательщика в этой ситуации недопустимо.

В пункте 1.4. решения инспекция пришла к выводу о том, что в нарушение

пункта 1 статьи 252, подпункта 1 пункта 1 статьи 264, подпункта 1 пункта 7 статьи 272

Кодекса заявитель завысил прочие расходы, учитываемые в целях налогообложения

прибыли организаций, на сумму регулярных платежей за пользование недрами в

размере 4 277 773 руб., в том числе за 2006 год - на 1 561 844 руб., за 2007 год - на

2 715 929 руб.

Оспаривая решение в этой части, заявитель указал, что в соответствии с п.1 ст.43

Закона РФ от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" (далее – закон о недрах), им исчисляются

регулярные платежи за пользование недрами по таким видам работ, как добыча песка и

добыча нефти.

В соответствии с п.п.1 п.1 ст.264 Кодекса к прочим расходам, связанным с

производством и реализацией, относятся суммы налогов и сборов, таможенных пошлин

и сборов, начисленные в установленном законодательством РФ порядке.

В учетной политике общества за 2006 и 2007 г.г. (п.2.1) (т. 6 л.д. 136-150; т. 7 л.д. 1-

72) установлен перечень прямых расходов, к которым, в частности, относятся:

материальные затраты, расходы на оплату труда, суммы начисленной амортизации по

основным средствам. При этом к косвенным расходам относятся все иные суммы

расходов, за исключением расходов, определяемых в соответствии со ст. 265 Кодекса,

осуществляемых налогоплательщиком в течение отчетного (налогового) периода.

Обществом используется следующий порядок отражения регулярных платежей в

учете.

10

1. Если регулярные платежи исчислены по лицензионным участкам, на которых

осуществляется добыча нефти, то в бухгалтерском учете соответствующая сумма

относится на счета учета расходов на производство (сч. 2000, 2600), а в налоговом

учете учитывается при исчислении налога на прибыль в составе расходов в текущем

периоде.

2. Если регулярные платежи исчислены по лицензионным участкам, на которых

добыча нефти не осуществляется, применялся следующий порядок:

- до 2007 года в бухгалтерском учете соответствующая сумма отражалась на счетах

учета расходов будущих периодов (сч. 9700); в налоговом учете эта сумма включалась

в состав расходов в последующих налоговых периодах.

- начиная с 2007 года в бухгалтерском учете регулярные платежи по лицензионным

участкам, на которых добыча нефти не осуществляется, отражаются на счетах учета

прочих доходов и расходов (сч. 9102), а в налоговом учете включаются при исчислении

налога на прибыль в состав расходов в текущем периоде.

3. Если регулярные платежи исчислены по лицензионным участкам, на которых

осуществляется добыча песка, то в бухгалтерском учете соответствующая сумма с

использованием сч. 9700 относится на счета учета материалов (сч. 1008), а в налоговом

учете указанная сумма учитывается при исчислении налога на прибыль в составе

расходов по мере использования добытого песка в производстве.

Как следует из деклараций (расчетов) по регулярным платежам за пользование

недрами, в 2006 году начислена сумма регулярных платежей в размере 12 245 135 руб.

В бухгалтерском учете (оборотная ведомость по сч. 68 и бухгалтерская справка за

2006 год, т. 7 л.д. 89-120), указанная сумма отражена на:

- счетах учета расходов на производство (сч. 2000, 2600) в размере 10 092 776 руб.,

- счете учета расходов будущих периодов (сч. 9700) в размере 2 143 846 руб.,

- счете по учету материалов (сч. 1008) в размере 8 513 руб.

По данным налогового учета (универсальная оборотная ведомость НУ и реестр

проводок за 2006 г., т. 7 л.д. 89-120) в составе расходов при исчислении налога на

прибыль за 2006 год отражена сумма регулярных платежей в размере 10 092 776 руб.

Сумма регулярных платежей за пользование недрами в размере 2 152 359 руб.

подлежит отнесению в состав расходов при расчете налога на прибыль в последующих

налоговых периодах.

Строка 906 «Налоги и сборы» налогового регистра по учету расходов, связанных с

производством и реализацией за 2006 год (аналитические данные к журналу-ордеру за

2006 год, т. 7 л.д. 89-120), включает в себя:

- сумму регулярных платежей, начисленных в 2006 году в размере 10 092 776 руб.;

11

- сумму регулярных платежей, начисленных в 2005 году в размере 3 734 900 руб.;

- сумму корректировки в размере (20 696) руб.

Суммы регулярных платежей за 2005 год, ранее учитываемые на счете 97, не

уменьшали налогооблагаемую базу по налогу на прибыль за 2005 год, что

подтверждается данными бухгалтерского и налогового учета.

В 2007 году начислена сумма регулярных платежей в размере 11 797 400 руб.

В бухгалтерском учете (оборотная ведомость о сч.68 за 2007 год, т. 7 л.д. 121-150;

т. 8 л.д. 1-28), указанная сумма отражена на:

- счетах учета расходов на производство (сч. 2000, 2600) в размере 10 103 143 руб.,

- счете учета прочих доходов и расходов (сч. 9102) в размере 473 787 руб.,

- счете учета расходов будущих периодов (сч. 9700) в размере 1 177 196 руб.,

- счетах по учету материалов (сч. 1001, 1008) в размере 7 051 руб.

Кроме того, в 2008 году отражена корректировка исчисленной суммы регулярных

платежей за пользование недрами по уточненному расчету за 2007 год в размере 36 223

руб. (т. 7 л.д. 121-150; т. 8 л.д. 1-28).

По данным налогового учета (универсальная оборотная ведомость НУ и реестр

проводок за период за 2007 год, т. 7 л.д. 121-150; т. 8 л.д. 1-28) в составе расходов при

исчислении налога на прибыль за 2007 год отражена сумма регулярных платежей за

пользование недрами в размере 10 576 930 руб.

Сумма регулярных платежей в размере 1 184 247 руб. подлежит отнесению в состав

расходов при расчете налога на прибыль в последующих налоговых периодах.

Кроме того, в 2008 году отражена корректировка исчисленной суммы регулярных

платежей по уточненному расчету за 2007 год в размере 36 223 руб.

Строка 906 «Налоги и сборы» налогового регистра по учету расходов, связанных с

производством и реализацией за 2007 год (т. 7 л.д. 121-150; т. 8 л.д. 1-28), включает в

себя:

- сумму регулярных платежей, начисленных в 2007 году в размере 10 576 930 руб.;

- сумму регулярных платежей, начисленных в 2005 и 2006 годах в размере 3 941

148 руб.;

- сумму корректировки в размере (4 749) руб.

Общество утверждает, что суммы регулярных платежей за 2005-2006 г.г., ранее

учитываемые на счете 97, не уменьшали налогооблагаемую базу по налогу на прибыль

за соответствующие периоды (т. 8 л.д. 29-49).

Кроме того, общество указывает, что поскольку уменьшения размера убытка

учитываемого по налогу на прибыль в целом за 2005-2007 годы фактически не

возникло, отражение расходов в 2007 году не привело к возникновению задолженности

12

перед бюджетом.

Суд считает решение в этой части законным и обоснованным.

Порядок отражения регулярных платежи в учете, на который ссылается заявитель,

не предусмотрен его учетной политикой для целей бухгалтерского учета в 2006 и 2007

годах, Положением об учетной политике для целей налогообложения в 2006 и 2007

годах (л.д. 136-150 т. 6, л.д. 1-72 т. 7),

Также применяемый обществом порядок отражения регулярных платежей в учете

не соответствует нормам Кодекса.

Необоснованным является довод заявителя о том, что поскольку уменьшение

размера убытка, учитываемого по налогу на прибыль в целом за 2005-2007 года,

фактически не возникло, отражение расходов в 2007 году не привело к возникновению

задолженности перед бюджетом.

В соответствии со статьей 247 Кодекса объектом обложения налогом на прибыль

организаций признается прибыль, полученная налогоплательщиком. Прибылью

признаются доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов.

В силу статьи 272 Кодекса расходы при методе начисления признаются таковыми

в том отчетном (налоговом) периоде, к которому они относятся, независимо от времени

фактической выплаты денежных средств и (или) иной формы их оплаты.

В отношении произведенных расходов действует общее правило, согласно

которому расходы, произведенные налогоплательщиком, должны быть учтены в целях

исчисления налога на прибыль в том отчетном (налоговом) периоде, к которому они

относятся.

Этот вывод подтверждается также и пунктом 1 статьи 54 Кодекса, согласно

которому налогоплательщики-организации исчисляют налоговую базу по итогам

каждого налогового периода на основе данных регистров бухгалтерского учета и (или)

на основе иных документально подтвержденных данных об объектах, подлежащих

налогообложению либо связанных с налогообложением.

При обнаружении ошибок (искажений) в исчислении налоговой базы,

относящихся к прошлым налоговым (отчетным) периодам, в текущем (отчетном)

налоговом периоде перерасчет налоговых обязательств производится в периоде

совершения ошибок. В случае невозможности определения конкретного периода

корректируются налоговые обязательства отчетного периода, в котором выявлены

ошибки (искажения).

В пункте 7 статьи 272 Кодекса перечислены конкретные случаи для определения

даты признания расходов по налогу на прибыль, если иное не установлено статьями

261, 262, 266 и 267 Кодекса.

13

Согласно подпункту 1 пункта 7 статьи 272 Кодекса датой осуществления для

расходов в виде сумм налогов (авансовых платежей по налогам), сборов и иных

обязательных платежей является дата начисления налогов (сборов).

Следовательно, названная норма Кодекса не предоставляет налогоплательщику

права на произвольный выбор налогового периода, в котором в состав расходов

включать в целях исчисления налога на прибыль суммы произведенных расходов.

Указанная правовая позиция изложена Президиумом Высшего Арбитражного

Суда Российской Федерации в постановлениях от 09.09.2008 № 4894/08, от 15.06.2010

№ 1574/10.

Ссылка налогоплательщика на пункт 42 Постановления Пленума Высшего

Арбитражного Суда Российской Федерации от 28.02.2001 № 5 не может быть принята

судом во внимание, поскольку в данном пункте содержатся разъяснения относительно

норм о привлечении к ответственности по статье 122 Кодекса, тогда как в данном

случае ответственность за неуплату или неполную уплату сумм налога не применена.

Действия общества по включению в состав прочих расходов в 2006 году

расходов, относящихся к 2005 году, а в 2007 году расходов за 2005 и 2006 год и таким

образом отсутствие задолженности перед бюджетом в целом за 2005-2007 годы нельзя

признать правомерными.

Налоговый период 2005 год не входил в число проверяемых инспекцией периодов

по налогу на прибыль организаций, следовательно, налоговый орган лишен

возможности подтвердить либо опровергнуть утверждение общества о наличии у него

переплаты за прошлые годы, сложившейся в результате невключения названных сумм

расходов прошлых налоговых периодов.

Данные обстоятельства подлежат оценке налоговым органом и могут быть

приняты во внимание только в случае, когда в результате выявленных нарушений

корректируется размер налогового обязательства налогоплательщика за разные

налоговые периоды, однако в пределах периода проведения одной налоговой проверки.

В пункте 1.5. решения инспекцией установлено, что в нарушение пункта 1

статьи 54, пункта 1 статьи 252, пункта 1, 2 статьи 272 Кодекса обществом включены в

целях исчисления налога на прибыль за 2006 год расходы в сумме 667 373 руб.,

подлежащие отражению в целях исчисления налога на прибыль в 2005 году.

Как установлено в ходе проверки, по договору возмездного оказания услуг от

04.04.2005 № 181/2005 ООО «АльКон» (исполнитель) и ООО «Варандейнефтегаз»

(заказчик) заключили настоящий договор на оказание юридических и

консультационных услуг по вопросам, связанным с государственной регистрацией прав

14

на недвижимое имущество и сделок с ним в органах юстиции.

Услуги были оказаны исполнителем в апреле 2005 года, отчет по договору

возмездного оказания услуг от 04.04.2005 № 181/2005 утвержден заместителем

генерального директора ООО «Нарьянмарнефтегаз» А.В. Чуриным 06.05.2005. Счет №

22 за оказанные услуги выставлен 27.04.2005, оплата за услуги в сумме 787 500 руб. (в

том числе НДС 120 127,12 руб.) произведена платежным поручением от 12.05.2005 №

1980.

Заявитель ссылается на то, что при исчислении убытка за 2005 год обществом не

были учтены затраты по акту выполненных работ-услуг от 27.04.2005 № 22, поскольку

первичные документы, удостоверяющие факт оказанных консультационных услуг в

2005 году, были получены им от контрагента только 03.05.2006. Данные обстоятельства

подтверждаются штампом общества с отметкой о получении первичных документов от

03.05.2006 № 2689, служебной запиской от 10.05.2006 № 118 (т.62 л.д.1-12).

04.05.2006 названные первичные документы были переданы в бухгалтерию

общества, что подтверждается реестром переданных документов от 04.05.2006 (т.62

л.д.1-12).

В случае получения убытка в предыдущем налоговом периоде налогоплательщик

вправе в соответствии с пунктом 1 статьи 283 Кодекса уменьшить налоговую базу

текущего налогового периода на всю сумму полученного им убытка или на часть этой

суммы (перенести убыток на будущее).

Декларацией по налогу на прибыль за 2005 год (т.62 л.д.13-27) подтверждено, что в

2005 году обществом был получен убыток.

Также общество указывает, что налоговая база за 2005 год была фактически

завышена на сумму 667 373 руб., а потому отражение убытка в 2006 году не привело к

нарушению интересов бюджета.

Судом данные доводы отклоняются по основаниям, аналогичным изложенным

выше применительно к п. 1.4. решения.

В соответствии пунктом 2 статьи 272 Кодекса датой осуществления

материальных расходов признается дата подписания налогоплательщиком акта

приемки-передачи услуг (работ) - для услуг (работ) производственного характера.

Из представленных документов следует, что услуги оказаны в апреле 2005 г.,

факт надлежащего оказания услуг подтверждается отчетом, утвержденным

представителем общества в мае 2005 г., оплата услуг произведена в мае 2005 г.

Этими документами опровергается утверждение общества о том, что документы

получены им только в 2006 году. То обстоятельство, что данные документы не были

своевременно переданы из одного структурного подразделения общества в другое, не

15

может служить основанием для переноса законодательно установленного периода

учета затрат.

Инспекция полагает ошибочной позицию налогоплательщика ввиду

следующего.

Согласно пункту 1 статьи 272 Кодекса расходы, принимаемые для целей

налогообложения, признаются таковыми в том отчетном (налоговом) периоде, к

которому они относятся, независимо от времени фактической выплаты денежных

средств и (или) иной формы их оплаты.

Согласно пункту 2 статьи 272 Кодекса датой осуществления материальных

расходов признается дата подписания налогоплательщиком акта приемки-передачи

услуг (работ) производственного характера.

Таким образом, из положений статьи 272 Кодекса следует, что по общему

правилу расходы, производимые налогоплательщиком, должны быть учтены в целях

исчисления налога на прибыль в том отчетном (налоговом) периоде, к которому они

относятся. Названная норма Кодекса не предоставляет налогоплательщику права на

произвольный выбор налогового периода, в котором в состав расходов включать в

целях исчисления налога на прибыль суммы произведенных расходов.

Данный вывод подтверждается также и нормами пункта 1 статьи 54 Кодекса,

согласно которому налогоплательщики - организации исчисляют налоговую базу по

итогам каждого налогового периода на основе данных регистров бухгалтерского учета

и (или) на основе иных документально подтвержденных данных об объектах,

подлежащих налогообложению либо связанных с налогообложением.

При обнаружении ошибок (искажений) в исчислении налоговой базы,

относящихся к прошлым налоговым (отчетным) периодам, в текущем (отчетном)

налоговом периоде перерасчет налоговых обязательств производится в периоде

совершения ошибок. В случае невозможности определения конкретного периода

корректируются налоговые обязательства отчетного периода, в котором выявлены

ошибки (искажения).

Указанный вывод согласуется и с положениями законодательства о

бухгалтерском учете. Так, в соответствии с пунктом 5 статьи 8 Федерального закона от

21.11.1996

№ 129-ФЗ «О бухгалтерском учете» (далее – Закон о бухгалтерском учете) все

хозяйственные операции подлежат своевременной регистрации на счетах

бухгалтерского учета без каких-либо пропусков или изъятий.

Кроме того, налоговый период 2005 год не входил в число проверяемых

инспекцией периодов по налогу на прибыль организаций настоящей выездной

16

налоговой проверки, следовательно, налоговый орган лишен возможности подтвердить

либо опровергнуть утверждение общества о наличии у него переплаты за прошлые

годы, сложившейся в результате невключения названных сумм расходов прошлых

налоговых периодов.

Данные обстоятельства подлежат оценке налоговым органом и могут быть

приняты во внимание только в случае, когда в результате выявленных нарушений

корректируется размер налогового обязательства налогоплательщика за разные

налоговые периоды, однако в пределах периода проведения одной налоговой проверки.

Аналогичное толкование дано Президиумом Высшего Арбитражного Суда

Российской Федерации в постановлениях от 09.09.2008 № 4894/08, от 15.06.2010

№ 1574/10.

В пунктах 1.6. – 1.8. и 3.4. – 3.7. решения со ссылкой на п. 1 ст. 252 и п. 6 ст. 169,

ст. 171, ст. 171 Кодекса исключены из состава затрат, уменьшающих налоговую базу по

налогу на прибыль за 2006-2007 годы затраты в сумме 20 900 994 руб. и уменьшены

вычеты по налогу на добавленную стоимость на сумму 8 372 253 руб. по операциям

приобретения товарно-материальных ценностей у ООО «Технология», ООО «ТЕХНО

трейдинг», ООО «Межпромторг», ООО «ТрейдМаркет».

Инспекция пришла к выводу о том, что названные контрагенты имеют признаки

фирм-однодневок, документы подписаны неустановленными лицами, а потому не

могут быть приняты. Допрошенные в качестве свидетелей учредители и руководители

контрагентов отрицают участие в хозяйственной деятельности данных организаций.

По ООО «Технология» установлено, что обществом с этим контрагентом

заключены договоры от 17.06.2006 № 714/2006, от 01.08.2006 № 766/2006, от

16.10.2006 № 959/2006, от 17.11.2006 № 1126/2006 на поставку продукции

производственно-технического назначения.

По данным ЕГРЮЛ генеральным директором ООО «Технология» значится

Ахлебинина Елена Леонидовна, которая значится руководителем, главным бухгалтером

и учредителем одновременно 1346 организаций. Ахлебинина Е. Л. допрошена

налоговым органом в качестве свидетеля и показала, что генеральным директором

являлась формально, средства в денежной либо в любой иной форме в уставной

капитал ООО «Технология» не вносила, о деятельности ООО «Технология» ничего не

знает, от своего имени никакую фактическую деятельность не осуществляла, никакие

сделки не проводила.

Подпись на документах на поставку продукции производственно-технического

назначения от ООО «Технология» к ООО «Нарьянмарнефтегаз» принадлежит не

17

свидетелю, эти документы свидетель видит впервые. В городе Нарьян -Мар (место

заключения договоров между ООО «Технология» и ООО «Нарьянмарнефтегаз»)

никогда не была. (протокол от 15.12.2009 № 52-19-26/23 (л.д. 63-150 т. 22, л.д. 1-84 т.

23).

Инспекция опровергает реальность поставки ООО «Технология» продукции

производственно-технического назначения в связи с отсутствием необходимых

ресурсов/условий для достижения результатов соответствующей экономической

деятельности в силу отсутствия объема материальных ресурсов, управленческого или

технического персонала, основных средств, производственных активов, складских

помещений, транспортных средств.

По данным ИФНС России № 28 по г. Москве декларации по налогу на

имущество были представлены ООО «Технология» только за период с 2006 года по 2

квартал 2007 года с нулевыми показателями. Сведениями об имуществе, зданиях,

сооружениях ИФНС России № 28 по г. Москве не располагает, следовательно, никаких

производственных активов, складских помещений, транспортных средств у ООО

«Технология» не было.

Сведения по форме 2-НДФЛ за 2006-2008 годы не предоставлялись,

следовательно, в ООО «Технология» сотрудников не было, т.е. отсутствует

необходимый управленческий и технический персонал для операции по реализации

продукции.

По месту нахождения, указанному в ЕГРЮЛ (117292, г. Москва, ул.

Нахимовский пр-кт, д. 46), организация не располагается, установить фактическое

место нахождения невозможно.

На общедоступном бесплатном сайте www.nalog.ru в разделе ONLINE-

СЕРВИСЫ «Сведения из ЕГРЮЛ (публикация) проверьте, не рискует ли Ваш бизнес?»

в подразделе «Адреса, указанные при регистрации в качестве места нахождения

несколькими юридическими лицами» содержится информация о том, что на адрес: г.

Москва, ул. Нахимовский пр-кт, д. 46, указанный в регистрационном деле ООО

«Технология», как юридический адрес, зарегистрировано 34 организации.

По мнению инспекции, общество не проявило должной степени осторожности и

осмотрительности, чтобы проверить полномочия лица подписывать документы. У ООО

«Технология» не были запрошены документы, подтверждающие полномочия.

Представители общества не встречались с представителями ООО «Технология», не

проверено наличие необходимых ресурсов, соответствующего опыта.

По взаимоотношениям с ООО «ТЕХНО трейдинг» установлено, что обществом

заключен договор от 01.09.2006 № 918/2006 на поставку продукции производственно-

18

технического назначения.

По данным ЕГРЮЛ учредителем, генеральным директором и главным

бухгалтером ООО «ТЕХНО трейдинг» значится Пучков Алексей Петрович, который

одновременно причастен к 265 организациям, в которых он значится либо учредителем,

либо генеральным директором, либо главным бухгалтером, либо выполняет все три

функции. Пучков А.П. был допрошен инспекцией в порядке ст. 90 Кодекса в качестве и

показал, что терял свой паспорт примерно в 2006 году, однако в органы МВД не

обращался, т.к. паспорт ему вернули. Также он не предпринимал никаких действий для

регистрации ООО «ТЕХНО трейдинг», средства в денежной или в любой иной форме в

уставный капитал ООО «ТЕХНО трейдинг» не вносил, фактическую деятельность от

своего имени и от имени ООО «ТЕХНО трейдинг» не осуществлял и сделки не

заключал. Подпись, поставленная на документах на поставку продукции

производственно-технического назначения от ООО «ТЕХНО трейдинг» к ООО

«Нарьянмарнефтегаз» на документах, в том числе, на договоре от 01.06.2006 №

918/2006; на товарных накладных по форме ТОРГ-12: от 27.10.2006 № 667, от

10.10.2006 № 629, от 10.10.2006 № 621, от 10.10.2006 № 628, от 10.10.2006 № 624, от

10.10.2006 № 622, от 10.10.2006 № 623, от 10.10.2006 № 626, от 10.10.2006 № 654, от

05.10.2006 № 637, от 10.10.2006 № 625, от 10.10.2006 № 627, от 19.10.2006 № 643, от

19.10.2006 № 642, ему не принадлежит (протокола от 15.12.2009 № 52-19-26/22 (л.д.

119-149 т. 23).

Инспекция обосновывает невозможность реальной поставки ООО «ТЕХНО

трейдинг» отсутствием необходимых ресурсов/условий для достижения результатов

соответствующей экономической деятельности в силу отсутствия материальных

ресурсов, управленческого или технического персонала, основных средств,

производственных активов, складских помещений, транспортных средств.

По информации ИФНС России № 21 по г. Москве уставный капитал ООО

«ТЕХНО трейдинг» составляет 10 000 руб. (монитор Sony Trinitron E230), на балансе

нет производственных активов, складских помещений, транспортных средств.

Сведения по форме 2-НДФЛ за период 2006-2008 г.г. не представлялись,

сотрудники отсутствуют, по месту нахождения (109377, Москва, ул. 4-я

Новокузьминская, д. 12) организация не располагается.

По данным налоговой отчетности ООО «ТЕХНО трейдинг» в налоговой

декларации по налогу на прибыль организаций за 9 месяцев 2006 года по строке

декларации «доходы от реализации» отражена сумма 1 756 536 руб. Начиная с 4-го

квартала 2006 года налоговые декларации не представляются, налог на прибыль за 2006

год не исчислен и не уплачен (л.д. 12, 13 т. 24).

19

На общедоступном бесплатном сайте www.nalog.ru в разделе ONLINE-

СЕРВИСЫ «Сведения из ЕГРЮЛ (публикация) проверьте, не рискует ли Ваш бизнес?»

в подразделе «Адреса, указанные при регистрации в качестве места нахождения

несколькими юридическими лицами» содержится информация о том, что на адрес: г.

Москва, ул.4-ая Новокузьминская, д. 12 зарегистрировано 405 организаций.

По мнению налогового органа, общество не проявило должной осторожности и

осмотрительности, чтобы проверить полномочия лица подписывать документы. У ООО

«ТЕХНО трейдинг» не были запрошены документы, подтверждающие полномочия.

Представители общества не встречались с представителями ООО «ТЕХНО трейдинг».

По ООО «Межпромторг» установлено, что общество заключило с этой

организацией договор от 25.07.2006 № М-000009357 на поставку продукции

производственно-технического назначения.

По данным учредительных документов и ЕГРЮЛ генеральным директором

ООО «Межпромторг» Сорокин Юрий Германович, который значится учредителем,

генеральным директором, либо главным бухгалтером одновременно 164 организаций.

Сорокин Ю.Г. был допрошен инспекцией в порядке ст. 90 Кодекса в качестве свидетеля

и показал, что за вознаграждение с целью дальнейшей продажи зарегистрировал на

свое имя ООО «Межпромторг», но в гражданско-правовые, трудовые отношения с

ООО «Межпромторг» никогда не вступал, в какие сделки вступала эта организация, не

знает.

Ему не принадлежит подпись на документах на поставку продукции

производственно-технического назначения от ООО «Межпромторг»: на договоре от

25.07.2006 № М-000009357, спецификации № 1 от 25.07.2006, спецификации № 2 от

25.07.2006, протоколе разногласий от 30.07.2006 к договору № М-000009357 от

25.07.2006, товарной накладной № МСХ0018938/02 от 15.08.2006, товарной накладной

№ МСХ0018938/03 от 15.08.2006, товарной накладной № МСХ0018938/01 от

07.08.2006, товарной накладной № МСХ0018938/04 от 29.08.2006, товарной накладной

№ МСХ0018862/01 от 29.08.2006 (протокола от 01.12.2009 № 52-19-26/19).

Реальность поставки продукции производственно-технического назначения

ООО «Межпромторг» инспекция обосновывает отсутствием необходимых

ресурсов/условий для достижения результатов экономической деятельности в силу

отсутствия материальных ресурсов, управленческого или технического персонала,

основных средств, производственных активов, складских помещений, транспортных

средств.

По данным ответа ИФНС России № 14 по г. Москве декларации по налогу на

имущество представлялись ООО «Межпромторг» за 2006-2007 годы с нулевыми

20

показателями, следовательно, производственные активы, складские помещения,

транспортные средства отсутствовали.

Сведения по форме 2-НДФЛ не представлялись, по месту нахождения (123007, г.

Москва, ул. 2-ой Хорошевский пр-д, д. 9, корп. 2) организация не располагается.

На общедоступном бесплатном сайте www.nalog.ru в разделе ONLINE-

СЕРВИСЫ «Сведения из ЕГРЮЛ (публикация) проверьте, не рискует ли Ваш бизнес?»

в подразделе «Адреса, указанные при регистрации в качестве места нахождения

несколькими юридическими лицами» находится следующая информация по адресу: г.

Москва, ул. 2-ой Хорошевский пр-д, д. 9 корп. 2.

По мнению инспекции, общество не проявило должной степени осторожности и

осмотрительности для проверки полномочий ООО «Межпромторг», представители

общества не встречались с представителями ООО «Межпромторг».

В отношении ООО «ТрейдМаркет» обществом представлен договор от

29.04.2005 № 313/2005 на поставку продукции производственно-технического

назначения.

Инспекцией установлено, что по данным учредительных документов и ЕГРЮЛ

генеральным директором ООО «ТрейдМаркет» значится Печенкин Евгений Юрьевич,

который значится учредителем, генеральным директором либо главным бухгалтером

одновременно в 17 организациях. Печенкоин Е.Ю. был допрошен в порядке ст. 90

Кодекса в качестве свидетеля и показал, что не являлся учредителем, генеральным

директором ООО «ТрейдМаркет», долю уставного капитала по договору купли -

продажи № 1 не покупал, фактическую деятельность от своего имени и от имени ООО

«ТрейдМаркет» не осуществлял и сделки не заключал. Подпись на документах на

поставку продукции производственно-технического назначения от ООО

«ТрейдМаркет» к ООО «Нарьянмарнефтегаз» ему не принадлежит (протокол допроса

от 24.09.2009 № 52-19-26/11 (л.д. 32-42 т. 24)

Реальность операций по поставке ООО «ТрейдМаркет» продукции

производственно-технического назначения инспекция обосновывает отсутствием

условий для достижения результатов экономической деятельности в силу отсутствия

управленческого или технического персонала, основных средств, производственных

активов, складских помещений, транспортных средств.

По данным ИФНС № 6 по г. Москве декларации по налогу на имущество ООО

«ТрейдМаркет» не представлялись, налог не уплачивался, сведения по форме 2-НДФЛ

не предоставлялись, по месту нахождения (119049, г. Москва, ул. Ленинский проспект,

д. 4 стр. 1А) организация не располагается.

ИФНС № 6 по г. Москве представлено постановление от 24.03.2006 о

21

производстве выемки юридического дела ООО «ТрейдМаркет», имеющего значение

для расследования уголовного дела № 54001, возбужденного по факту хищения

денежных средств из федерального бюджета с участием ООО «ТрейдМаркет» и ГП

«Буйская ПМК-2» по договору на выполнение инжиниринговых услуг от 05.01.2004.

Инспекция указывает, что содержание постановления о производстве выемки

свидетельствует о нарушении ООО «Трейд Маркет» налогового законодательства в

прошлом.

Суд считает, что инспекцией не представлено убедительных доказательств

получения обществом необоснованной налоговой выгоды по взаимоотношениям с

названными выше поставщиками.

В соответствии с п. 1 ст. 252 Кодекса налогоплательщик уменьшает полученные

доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в ст.

270 Кодекса). Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные

затраты (а в случаях, предусмотренных ст. 265 Кодекса, убытки), осуществленные

(понесенные) налогоплательщиком.

Согласно статьям 171, 172 Кодекса налогоплательщик вправе применить

налоговый вычет по НДС при наличии перечисленных в этих статьях условий, в том

числе: наличие счета-фактуры, принятие товара к учету, приобретение товаров (работ,

услуг) для деятельности, облагаемой НДС.

Обязанность по составлению счетов-фактур, служащих основанием для

применения налогового вычета налогоплательщиком - покупателем товаров (работ,

услуг), и отражению в них сведений, определенных ст. 169 Кодекса, возлагается на

продавца. Следовательно, при соблюдении контрагентом указанных требований по

оформлению необходимых документов оснований для вывода о недостоверности либо

противоречивости сведений, содержащихся в упомянутых счетах-фактурах, не имеется,

если не установлены обстоятельства, свидетельствующие о том, что налогоплательщик

знал либо должен был знать о предоставлении продавцом недостоверных либо

противоречивых сведений.

Добросовестный налогоплательщик не должен нести отрицательные последствия

от ненадлежащих действий своих контрагентов, в отношении которых он выполнил

свои обязательства.

Как указано в п.10 Постановления Пленума ВАС РФ от 12.10.2006 № 53, факт

нарушения контрагентом налогоплательщика своих налоговых обязанностей сам по

себе не является доказательством получения налогоплательщиком необоснованной

налоговой выгоды. Налоговая выгода может быть признана необоснованной, если

налоговым органом будет доказано, что налогоплательщик действовал без должной

22

осмотрительности и осторожности, и ему должно было быть известно о нарушениях,

допущенных контрагентом, в частности, в силу отношений взаимозависимости или

аффилированности налогоплательщика с контрагентом.

Налоговый орган не выявил отношений взаимозависимости или

аффилированности общества с ООО «Технология», ООО «ТЕХНО трейдинг», ООО

«Межпромторг», ООО «ТрейдМаркет».

В решении отсутствуют доказательства, свидетельствующие о том, что при

совершении сделок купли-продажи заявитель находился в сговоре с контрагентами,

знал или должен был знать о допущенных ими нарушениях налогового

законодательства.

При заключении договоров общество проверило факт государственной

регистрации контрагентов, ознакомившись со сведениями ЕГРЮЛ на сайте ФНС

России и с учредительными документами (т. 8 л.д. 50-83).

Соблюдая меры должной осмотрительности, общество заключало договоры с

условием о полной оплате товаров только после их получения, а также представления

необходимых документов на товар. Также условием заключения договоров являлось то,

что они должны быть подписаны генеральными директорами, а сами договоры

подготавливаются на бланке ООО «Нарьянмарнефтегаз» с указанием текста договора

на двух языках, русском и английском.

Как пояснили представители заявителя, ООО «Технология», ООО «ТЕХНО

трейдинг», ООО «Межпромторг», ООО «ТрейдМаркет» были выбраны в качестве

поставщиков товаров, поскольку они зарегистрированы в ЕГРЮЛ, товары у них были в

наличии, они предложили более низкую цену и небольшой срок поставки, что

подтверждается данными установленными инспекцией в ходе проверки.

Например, договор поставки с ООО «Межпромторг» № М-000009357 заключен

25.07.2006, поставка продукции была произведена 15.08.2006, по договору поставки с

ООО «Техно трейдинг» № 918/2006 от 01.09.2006 товар был поставлен 10.10.2006, по

договору поставки с ООО «Трейд Маркет» № 313/2005 от 29.04.2005 товар был

поставлен 26.05.2005.

Данные обстоятельства свидетельствуют о соблюдении заявителем

осмотрительности при заключении договоров.

Общество опровергает утверждение инспекции о том, что при выборе

контрагентов и заключении договоров (в 2005-2006 годах) на сайте ФНС России можно

было проверить, не зарегистрирован ли контрагент по адресу «массовой регистрации»,

ссылаясь на то, что этот ресурс на сайте в этот период времени отсутствовал и появился

только в 2009 году. Налогоплательщики были информированы о начале работы этого

23

ресурса статьей руководителя ФНС России М.П. Мокрецова в журнале «Российский

налоговый курьер» № 18 за сентябрь 2009 года в разделе «ФНС России расширяет

перечень онлайн-сервисов для налогоплательщиков» (т.62 л.д. 28-35).

Инспекцией данное обстоятельство не опровергнуто.

Пленум ВАС РФ в п.10 Постановления от 12.10.2006 № 53 разъяснил, что

налоговая выгода может быть признана необоснованной, если налоговым органом

будет доказано, что деятельность налогоплательщика, его взаимозависимых или

аффилированных лиц направлена на совершение операций, связанных с налоговой

выгодой, преимущественно с контрагентами, не исполняющими своих налоговых

обязанностей.

Однако как следует из оспариваемого решения, в хозяйственной деятельности

общества операции с контрагентами, не исполняющими своих обязанностей по уплате

налога в бюджет, единичны.

Доля спорных затрат по взаимоотношениям с ООО «Технология», ООО «ТЕХНО

трейдинг», ООО «Межпромторг», ООО «ТрейдМаркет» относительно объема всех

расходов общества, крайне незначительна и составляет в 2006 году 0, 13% (или

20 608 536 руб. из 16 397 342 628 руб.), в 2007 году - 0, 01% (или 292 458 руб. из

19 276 991 710 руб.).

Из этого следует, что деятельность общества не была направлена на совершение

операций, связанных с налоговой выгодой, преимущественно с контрагентами, не

исполняющими своих налоговых обязанностей.

Согласно п. 5 Постановления Пленума ВАС РФ от 12.10.2006 N 53 о

необоснованности получения налоговой выгоды, в частности, могут свидетельствовать

подтвержденные доказательствами доводы налогового органа о наличии таких

обстоятельств, как невозможность реального осуществления налогоплательщиком

хозяйственных операций с учетом времени, места нахождения имущества или объема

материальных ресурсов, экономически необходимых для производства товаров,

выполнения работ или оказания услуг, совершение операций с товаром, который не

производился или не мог быть произведен в объеме, указанном налогоплательщиком,

учет для целей налогообложения только тех хозяйственных операций, которые

непосредственно связаны с возникновением налоговой выгоды, отсутствие

необходимых условий для достижения результатов соответствующей экономической

деятельности.

Инспекцией в ходе проверки не было установлено перечисленных обстоятельств,

позволяющих усомниться в добросовестности общества.

Товары по договорам с контрагентами реально получены и используются в

24

производственной деятельности, что подтверждено документально.

Так, между обществом и ООО «Технология» были заключены договоры на

поставку продукции производственно-технического назначения от 01.08.2006 №

766/2006 и от 16.10.2006 № 959/2006 (т. 8 л.д. 84-150; т. 9 л.д. 1-23).

Изначально договор от 01.08.2006 № 766/2006 предусматривал поставку только

одного основного средства – Огепреградитель ОПКД1-КТ. Согласно раздела 3

договора плата товара производилась поэтапно: предоплата – 25%, 75% – в течение 30

банковских дней после получения счета-фактуры и документов первичной учетной

документации. Данное основное средство было получено обществом в соответствии с

условиями договора, оплачено им, введено в эксплуатацию и используется, что не

оспаривается налоговым органом. Общество учло затраты по договору при исчислении

налога на прибыль, а также применило налоговые вычеты по НДС по счетам-фактурам

ООО «Технология».

В последующем, учитывая, что стороны исполнили свои обязательства по

договору надлежащим образом, к договору от 01.08.2006 № 766/2006 были заключены

следующие дополнительные соглашения о поставке других товаров, к которым у

инспекции имеются претензии:

- от 27.10.2006 о поставке отводов 114х8 ст.09Г2С (товарная накладная № 42 от

16.11.2006, счет-фактура от 16.11.2006 № 42);

- от 14.11.2006 о поставке клапана оборотного, фланцевого Ду-100, Ру-40 Мпа,

плиты аэродромной б/у ПД-1 (товарная накладная от 24.11.2006 № 44, счет-фактура от

24.11.2006 № 45);

- от 23.01.2007 об изменении договора от 01.08.2006 № 766/2006 в части условий

о месте поставки товара и общей стоимости товара;

- от 08.12.2007 об изменении договора от 01.08.2006 № 766/2006 в части условий

о месте поставки товара и общей стоимости товара.

По договору от 16.10.2006 № 959/2006 ООО «Технология» в адрес заявителя

поставляло резервуары стальные, вертикальные (РВС) - товарные накладные от

29.11.2006 № 45, от 07.12.2006 № 46, от 12.12.2006 № 47, от 13.12.2006 № 48, от

21.11.2006 № 43, счета-фактуры от 29.11.2006 № 46; от 07.12.2006 № 47, от 12.12.2006

№ 48, от 13.12.2006 № 49, от 21.11.2006 № 44.

Для оказания услуг по планированию, организации, управлению, контролю и

регулированию движения товарно-материальных ценностей, приобретаемых

обществом, им был заключен договор , от 01.07.2005 № 502/2005 с логистическим

оператором ЗАО «Независимая энергетическая компания» (т. 9 л.д. 24-38). В рамках

данного договора, а также согласно раздела 2 договоров от 01.08.2006 № 766/2006 и от

25

16.10.2006 № 959/2006 доставку груза (товаров) со склада ООО «Технология» до

заявителя осуществляло третье лицо - ЗАО «Независимая энергетическая компания»

(экспедитор).

Письмом от 13.09.2010 № 217/10-и ЗАО «НЭК» подтвердило осуществление

перевозок грузов в адрес заявителя по договорам между обществом и ООО

«Технология» от 01.08.2006 № 766/2006 и от 16.10.2006 № 959/2006. Данные

обстоятельства также подтверждаются актами ЗАО «НЭК» о приеме-передаче товарно-

материальных ценностей на хранение (т. 9 л.д. 39-61).

Помимо договоров от 01.08.2006 № 766/2006 и от 16.10.2006 № 959/2006 между

обществом и ООО «Технология» были заключены договоры от 17.06.2006 № 714/2006,

17.11.2006 № 1126/2006 на поставку другой продукции производственно-технического

назначения, документы по которым оформлялись аналогичным образом,

подписывались теми же лицами.

Наличие этих договоров налоговый орган установил на стр. 48 решения,. однако

не исключил из состава расходов по налогу на прибыль суммы затрат по этим

договорам, тем самым признав правомерным включение в состав расходов затрат на

приобретение товаров у ООО «Технология», а также применение налоговых вычетов

по НДС по счетам-фактурам этого контрагента.

Поскольку все документы от имени ООО «Технология» подписывались одними и

теми же лицами и имеют одинаковое оформление, позиция инспекции является

противоречивой и не соответствует законодательству о налогах и сборах.

По договору с ООО «Техно Трейдинг» от 01.09.2006 № 918/2006 обществу

поставлялись запасные части к верхнему оборудованию спецтехники (насосы,

наконечники, втулки, манжеты, муфты, генераторы и др.) (т. 9 л.д. 62-107).

Оплата товара согласно раздела 3 договора производилась поэтапно: предоплата –

25%, окончательный расчет (75%) - в течение 30 банковских дней после получения

счета-фактуры и документов первичной учетной документации.

В рамках договора 01.07.2005 № 502/2005, заключенного обществом с

логистической компанией ЗАО «НЭК», а также согласно разделу 2 договора от

01.09.2006 № 918/2006 доставку груза (товаров) со склада ООО «Техно трейдинг» до

заявителя осуществляло третье лицо - ЗАО «Независимая энергетическая компания»

(экспедитор) (т. 9 л.д. 24-38).

Письмом от 13.09.2010 № 217/10-и ЗАО «НЭК» подтвердило перевозки грузов в

адрес заявителя по договору общества с ООО «Техно трейдинг» от 01.09.2006 №

918/2006. Данные обстоятельства также подтверждаются актами ЗАО «НЭК» о приеме-

передаче товарно-материальных ценностей на хранение (т. 9 л.д. 39-61).

26

По договору с ООО «Межпромторг» от 25.07.2006 № М-9357 обществу

поставлялась одежда для обслуживающего персонала в столовых на Южно-

Хыльчуюском месторождении (т. 9 л.д. 108-150; т.10 л.д. 1-19).

Оплата товара согласно договору (раздел 3) производилась поэтапно: предоплата

– 25%, окончательный расчет – 75% в течение 5 банковских дней после поставки

продукции.

Реальность поставки товаров подтверждается товарными накладными по форме

№ ТОРГ-12, актами по форме № ОС-1б, ведомостями на отпуск материалов на сторону,

актами на списание материалов, актами о приеме-передаче товарно-материальных

ценностей на хранение.

В рамках договора от 01.07.2005 № 502/2005, заключенного с логистической

компанией ЗАО «НЭК», а также согласно разделу 2 договора от 25.07.2006 № М-9357

доставку груза (товаров) со склада ООО «Межпромторг» до заявителя осуществляло

третье лицо - ЗАО «Независимая энергетическая компания» (экспедитор) (т. 9 л.д. 24-

38).

Письмом от 13.09.2010 № 217/10-и ЗАО «НЭК» подтвердило перевозку грузов в

адрес заявителя по договорам с ООО «Межпромторг» от 25.07.2006 № М-9357. Данные

обстоятельства также подтверждаются актами ЗАО «НЭК» о приеме-передаче товарно-

материальных ценностей на хранение (т. 9 л.д. 39-61).

По договору с ООО «ТрейдМаркет» от 29.04.2005 № М-9357 обществу

поставлялась оргтехника и сетевое оборудование (т. 10 л.д. 20-52).

Оплата товара согласно договора (раздел 3 ) производилась после приемки товара

в течение 10 банковских дней с даты получения от поставщика счета-фактуры

установленного образца.

Реальность поставки товаров подтверждается товарными накладными по форме

№ ТОРГ-12, актами по форме № ОС-1б. (т. 10 л.д. 20-52), инвентарными карточками

учета объектов основных средств (т.62 л.д.36-149; т.63 л.д.1-142).

Инспекцией не представлены в отношении ООО «ТрейдМаркет» копия приговора

либо другие материалы, свидетельствующие о противоправной деятельности

названнойго поставщика.

Оплата всех приобретенных товаров и оборудования произведена обществом в

полном объеме, подтверждается платежными поручениями и не оспаривается

налоговым органом (т.66 л.д.96-107).

В рассматриваемой ситуации спорные товары не только были оплачены

обществом и приняты к учету, но и использовались и используются в

производственной деятельности. Инспекция не оспаривает факт уплаты налогов с

27

доходов, полученных от использования приобретенных товаров.

Согласно ЕГРЮЛ учредителем и генеральным директором ООО «Технология»

является Ахлебина Е.Л., учредителем и генеральным директором ООО «Межпромторг»

является Сорокин Ю.Г. В протоколах допроса свидетелей от 15.12.2009 и 01.12.2009

Ахлебина Е.Л. и Сорокин Ю.Г. подтвердили, что осуществляли регистрацию

указанных обществ и являются генеральными директорами этих обществ.

При принятии решения Инспекцией не учтено следующее.

При отсутствии доказательств несовершения хозяйственных операций, в связи с

которыми были учтены понесенные расходы, то обстоятельство, что соответствующие

сделки и документы, подтверждающие их исполнение, от имени контрагентов

Общества оформлены за подписью лиц, отрицающих их подписание, само по себе не

является безусловным и достаточным доказательством для отказа в учете расходов для

целей исчисления налога на прибыль и применения налоговых вычетов.

Данный вывод соответствует позиции Президиума ВАС РФ выраженной в

постановлениях от 08.06.2010 № 17684/09, от 25.05.2010 № 15658/09.

Таким образом, отрицание руководителями контрагентов своей причастности к

деятельности юридических лиц, само по себе не может являться безусловным и

достаточным доказательством неосмотрительности (недобросовестности) Общества

при выборе контрагентов.

Поскольку инспекцией не опровергнута реальность хозяйственных отношений

общества с названными контрагентами, не представлено доказательств

осведомленности общества о нарушении его контрагентами налогового

законодательства, равно как и других обстоятельств, свидетельствующих о

необоснованности полученной налоговой выгоды, суд признает решений инспекции в

этой части недействительным.

В пунктах 1.9 и 3.10 решения инспекция пришла к выводу, что в нарушение п.

1 статьи 252, п. 49 статьи 270 Кодекса обществом включены в состав расходов в целях

исчисления налога на прибыль за 2007 год расходы и в нарушение п. 1 статьи 172

Кодекса в августе 2007 года принят к вычету НДС в размере 2 215 337 руб.по

повторной ликвидации скважины № 44 Ярейюского месторождения в размере 12 307

428 руб.

В обоснование решения в этой части инспекция сослалась на следующее.

Общество (заказчик) заключило с ООО «Буровая компания «Евразия»

(подрядчик) договор от 26.02.2007 № 756/2007 на выполнение подрядчиком работ по

освоению, капитальному и текущему ремонту скважин (л.д. 54-80 т. 10).

28

В соответствии с пунктом 3.1.1. договора подрядчик обязуется выполнить

работы, предусмотренные договором, в установленных объемах и в согласованные

сроки.

Согласно пункту 3.3.1. договора заказчик обязуется представлять подрядчику в

нарядах-заказах всю имеющуюся у него техническую, геологическую и геофизическую

информацию по каждой скважине для составления графика работ.

Согласно плану работ на повторную ликвидацию скважины № 44 Ярейюского

месторождения от 02.03.2007 (л.д. 81-88 т. 10), заказу на повторную ликвидацию

скважины № 44 от 23.01.2007, акту о фактически выполненных работах ООО «Буровая

компания «Евразия» проведены следующие работы по повторной ликвидации:

- при разбурке цементного моста долотом диаметром 118 мм на глубине 1447,25

м проходки нет, принято решение разбурку произвести торцовым фрезом диаметром

114 мм. При бурении торцовым фрезом на глубине 1447,25м проходки нет;

- заказчиком принято решение отказаться от проведения работ по

восстановлению ствола скважины до глубины 1842м и при текущем забое 1447,25м

провести работы по повторной ликвидации скважины.

- в скважине установлены цементные мосты;

- интервал 0-499 м заполнен дизтопливом;

- НКТ73 «выс» извлечены на поверхность;

- ПВО демонтировано, на устье установлена ФА, верх ФА до коренной

задвижки опрессован на 200 атм. – герметично;

- с устьевой арматуры сняты штурвалы, фланцы крайних задвижек оборудованы

заглушками;

- на ФА установлена табличка из металла, на которой сваркой написано:

скважина № 44 Ярейюская, «НМНГ», «НМФ», дата начала бурения – 14.04.1986, конец

бурения – 22.06.1986, дата повторной ликвидации – 09.04.2007;

- АРБ –100 и технологическое оборудование демонтировано;

- работы по зачистке приустьевой территории проведены, скважина передана

заказчику по акту.

Пунктом 2 приказа ОАО «Архангельскгеолдобыча» от 25.01.2000 № 12 и

заключения Печорского округа Госгортехнадзора России от декабря 1994 г. скважина

№ 44 Ярейюская была ликвидирована первый раз по категории IV, пункт «б», как

пребывающая длительное время в консервации и оказавшаяся непригодной для

разработки месторождения нефти и для других народнохозяйственных целей.

Согласно пункту 2.3.8. Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин

и оборудования их устьев и стволов, утв. постановлением Госгортехнадзора России от

29

22.05.2002 № 22, восстановление ранее ликвидированных скважин производится по

проектам и планам, согласованным с территориальным органом Госгортехнадзора

России.

Согласно пункту 1.4 вышеуказанной Инструкции ликвидация скважин

осуществляется в соответствии с проектной документацией в сроки, согласованные с

территориальными органами Госгортехнадзора России.

Пунктом 11 требования от 10.07.2009 № 21 у общества инспекцией были

истребованы документы, на основании которых на ликвидированной скважине № 44

Ярейюского месторождения производись работы, цель проведения работ и результаты

от проведенных работ. Однако обществом не представлено документов,

подтверждающих обоснованность проведения работ по восстановлению ранее

ликвидированной скважины № 44 и ее повторной ликвидации, согласованных с

территориальным органом Госгортехнадзора России.

В соответствии со статьей 247 Кодекса объектом налогообложения по налогу на

прибыль организаций признаются полученные налогоплательщиком доходы,

уменьшенные на величину произведенных расходов, которые определяются в

соответствии с главой 25 Кодекса.

При этом расходы, уменьшающие величину полученных доходов, должны

удовлетворять критериям, приведенным в пункте 1 статьи 252 Кодекса, то есть должны

быть подтверждены документами, оформленными в соответствии с законодательством

Российской Федерации, и произведенными для осуществления деятельности,

направленной на получение дохода.

В соответствии с пунктом 49 статьи 270 Кодекса такие расходы не могут

включаться в состав расходов, принимаемых при исчислении налога на прибыль, как не

соответствующие критериям, указанным в пункте 1 статьи 252 Кодекса.

Инспекция полагает необоснованным довод общества о том, что бурение

скважины, а также последующая ее ликвидация являлись необходимыми условиями

разработки месторождения.

Согласно приказу от 15.11.2005 № 743 обществом приняты на учет

ликвидированные скважины ОАО «Архангельскгеолдобыча», расположенные на

лицензионных участках общества с 01.11.2005 в количестве 139 скважин по перечню

согласно приложению № 1 к данному приказу.

Скважина № 44 Ярейюского месторождения без остаточной стоимости была

принята обществом на учет на забалансовый счет 0001, что подтверждается оборотной

ведомостью по учету объектов за балансом.

30

В соответствии с Инструкцией по применению Плана счетов финансово-

хозяйственной деятельности организаций, утвержденной Приказом Минфина России от

31.10.2000 № 94н, забалансовый счет 001 используется для обобщения информации о

наличии и движении основных средств, арендованных организацией.

Кроме того, пунктом 2 приказа ОАО «Архангельскгеолдобыча» от 25.01.2000 №

12 и заключения Печорского округа Госгортехнадзора России от декабря 1994

скважина № 44 Ярейюская была ликвидирована первый раз по категории IV, пункт «б»,

как пребывающая длительное время в консервации и оказавшаяся непригодной для

разработки месторождения нефти и для других народнохозяйственных целей.

Следовательно, общество приняло к учету уже ликвидированную скважину,

пребывающую длительное время в консервации и непригодную для разработки

месторождения нефти и для других народнохозяйственных целей. То есть, данная

скважина никогда не использовалась обществом и не могла быть использована в

производственном процессе. Данный факт подтверждается месячными

эксплуатационными рапортами и товарными отчетами по добыче, сдаче нефти за 2006-

2007 годы и не оспаривается заявителем.

Кроме того, заявителем не приведено доказательств использования, возможного

использования скважины № 44 для извлечения дохода.

Исходя из изложенного, инспекция считает, что расходы по ликвидации

скважины № 44 Ярейюского месторождения произведены не для осуществления

деятельности, направленной на получение дохода, и осуществления операций,

признаваемых объектами налогообложения в соответствии с главой 21 Кодекса.

Суд находит решение в этой части подлежащим признанию недействительным,

исходя из следующего.

Общество не согласно с позицией Инспекции по данному эпизоду в связи со

следующим.

У общества имеется лицензия на право пользования недрами НРМ 12685 НЭ

Минприроды России от 23.09.2004 с целевым назначением: добыча углеводородного

сырья и геологическое изучение недр Ярейюского нефтегазоконденсатного

месторождения, расположенного в Ненецком автономном округе Архангельской

области. Неотъемлемой частью лицензии является лицензионное соглашение об

условиях пользования недрами при геологическом изучении недр и добыче

углеводородного сырья на Ярейюском месторождении (т.66 л.д.108-120).

Лицензионным соглашением предусмотрено, что право пользования недрами

Ярейюского лицензионного участка предоставлено обществу в соответствии со ст. 17.1

Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» в связи с

31

учреждением недропользователем ОАО «Архангельскгеологодобыча» нового

юридического лица - ООО «Нарьянмарнефтегаз», созданного для продолжения

деятельности на Ярейюском месторождении, на срок действия и с сохранением

условий, установленных прежнему пользователю недр - ОАО

«Архангельскгеологодобыча» лицензией НРМ 10398 НЭ.

Согласно разделу 11 лицензионного соглашения владелец лицензии при

проведении работ на лицензионном участке обязуется обеспечивать:

- осуществление геологической службой систематического контроля за

разработкой месторождения и за техническим состоянием скважин (п. 11.1.7);

- выполнение требований действующего законодательства Российской Федерации

по приведению ликвидируемых или консервируемых скважин в состояние,

обеспечивающее безопасность населения и сохранность недр (п. 11.1.10);

- владелец лицензии принимает на свой баланс все ранее пробуренные скважины

различного назначения на территории и в пределах лицензионного участка и несет

собственные расходы по приведению скважин и прилегающих территорий в

надлежащее состояние, а также несет ответственность за их состояние и охрану недр

(п. 11.2);

- владелец лицензии осуществляет на весь период эксплуатации мониторинг

природной среды, контроль за источником выделения загрязняющих веществ в

соответствии с требованиями Федерального закона «Об экологической экспертизе» от

23.11.1995 № 174-ФЗ (п.11.4).

Пунктом 2 части 2 статьи 20 Закона о недрах предусмотрено, что в случае

нарушения пользователем недр существенных условий лицензии право пользования

недрами может быть досрочно прекращено, приостановлено или ограничено органами,

предоставившими лицензию.

Учитывая, что нарушение условий лицензии может привести к досрочному

прекращению лицензии, общество выполняло обязательства, установленные

лицензионным соглашением, в том числе проводило обследование скважин и

прискважинных территорий.

Как следует из акта проверки состояния устьев оборудования и прискважинной

территории разведочной скважины № 44 Ярейюского месторождения ликвидированной

04.07.1994 по категории VI п. б от 19.09.2006 (т. 10 л.д. 53), составленного с участием

представителей общества и районного инженера АСФ СВО, во фланце верхней

задвижки скважины обнаружен свищ с выходом газа под давлением 3 атм.

Для ликвидации образовавшегося свища между обществом (заказчик) и ООО

«Буровая компания «Евразия» (подрядчик) был заключен договор на выполнение работ

32

по капитальному и текущему ремонту, а также работ по повторной ликвидации

скважины от 26.02.2007 № 756/2007 (т. 10 л.д. 54-80).

Состав выполненных работ по повторной ликвидации скважины, а также их

стоимость установлена в таблице № П-12 на стр. 60 акта проверки, стр. 88 решения.

Также, в ходе проверки были представлены план повторной ликвидации скважины с

описанием видов работ, согласованный с Нарьян-Марским отделом по техническому

надзору Печорского межрегионального управления Ростехнадзора России 14.03.2007

(т. 10 л.д. 81-88); акт о фактически выполненных работах; акты о приемке

выполненных работ по форме № КС-2 и справки о стоимости выполненных работ и

затрат по форме № КС-3; акты на установку и опрессовку от 06.04.2007, 07.04.2007,

08.04.2007; акт приема-передачи скважины от 18.04.2007 и др. документы (т. 10 л.д. 89-

121).

Согласно п. 1 ст. 252 Кодекса налогоплательщик уменьшает полученные доходы

на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270

Кодекса).

Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты

(а в случаях, предусмотренных ст. 265 Кодекса, убытки), осуществленные (понесенные)

налогоплательщиком.

В соответствии с п.п. 8 п. 1 ст. 265 Кодекса в состав внереализационных расходов,

не связанных с производством и реализацией, включаются обоснованные затраты на

осуществление деятельности, непосредственно не связанной с производством и (или)

реализацией. К таким расходам относятся, в частности расходы на ликвидацию

выводимых из эксплуатации основных средств, включая суммы недоначисленной в

соответствии с установленным сроком полезного использования амортизации, а также

расходы на ликвидацию объектов незавершенного строительства и иного имущества,

монтаж которого не завершен (расходы на демонтаж, разборку, вывоз разобранного

имущества), охрану недр и другие аналогичные работы.

Таким образом, расходы на повторную ликвидацию скважины в соответствии с

п.п. 8 п. 1 ст. 265 Кодекса являются внереализационными расходами и уменьшают

налоговую базу по налогу на прибыль.

Ссылка инспекции на приказ ОАО «Архангельскгеологодобыча» от 25.01.2000 №

12 и заключение Госгортехнадзора России от декабря 1994 года о более ранней

ликвидации рассматриваемой скважины не имеет правового значения для решения

вопроса об обоснованности включения в состав расходов спорных затрат, поскольку в

связи с обнаружением утечки газа из ранее ликвидированной скважины (свищ)

обществом были приняты необходимые в этой ситуации меры по ее повторной

33

ликвидации.

В ином случае обществом не соблюдались бы вышеназванные условия лицензии

(не обеспечены условия сохранности недр, не исключена вероятность аварии с

причинением вреда как жизни и здоровью людей, так и окружающей природной среде).

Вывод налогового органа о том, что производилось восстановление скважины,

доказательствами не подтвержден. Общество утверждает, что такое решение им не

принималось, не разрабатывался проект и план восстановления скважины, не

согласовывался с территориальным органом Госгортехнадзора России. Поэтому эти

документы в связи с их отсутствием и не были представлены по требованию инспекции

от 10.07.2009 № 21.

Кроме того, гл. 25 Кодекса не связывает уменьшение налоговой базы по налогу на

прибыль на суммы произведенных расходов с наличием специальных разрешений и

согласований, которые требуются при проведении определенных видов работ в силу

специальных норм законодательства.

В соответствии с положениями п. 1 ст. 171 Кодекса налогоплательщик имеет

право уменьшить сумму налога, исчисленную в соответствии со ст. 166 Кодекса на

установленные настоящей статьей налоговые вычеты.

Пунктом 6 ст. 171 Кодекса установлено, что вычетам подлежат суммы налога,

предъявленные налогоплательщику подрядными организациями (заказчиками -

застройщиками) при проведении ими капитального строительства, сборке (монтаже)

основных средств, суммы налога, предъявленные налогоплательщику по товарам

(работам, услугам), приобретенным им для выполнения строительно-монтажных работ,

и суммы налога, предъявленные налогоплательщику при приобретении им объектов

незавершенного капитального строительства.

Согласно порядку применения налоговых вычетов установленного в п. 1 ст. 172

Кодекса налоговые вычеты, предусмотренные ст. 171 Кодекса, производятся на

основании счетов-фактур, выставленных продавцами при приобретении

налогоплательщиком товаров (работ, услуг), имущественных прав, документов,

подтверждающих фактическую уплату сумм налога при ввозе товаров на таможенную

территорию Российской Федерации, документов, подтверждающих уплату сумм

налога, удержанного налоговыми агентами, либо на основании иных документов в

случаях, предусмотренных п. 3, 6 - 8 ст. 171 Кодекса.

Вычетам подлежат, если иное не установлено настоящей статьей, только суммы

налога, предъявленные налогоплательщику при приобретении товаров (работ, услуг),

имущественных прав на территории Российской Федерации, либо фактически

уплаченные ими при ввозе товаров на таможенную территорию Российской Федерации,

34

после принятия на учет указанных товаров (работ, услуг), имущественных прав с

учетом особенностей, предусмотренных настоящей статьей и при наличии

соответствующих первичных документов.

При этом согласно п. 5 ст. 172 Кодекса вычеты сумм налога, указанных в абз. 1 п.

6 ст. 171 Кодекса, производятся по мере постановки на учет соответствующих объектов

капитального строительства (основных средств) с момента, указанного в абз. 2 п. 2 ст.

259 Кодекса, или при реализации объекта незавершенного капитального строительства.

В ходе проверки было установлено, что у общества имеются надлежащим

образом оформленные акты выполненных работ, счета-фактуры, работы выставленные

подрядчиком приняты на учет.

Бурение скважины, а также последующая ее ликвидация являлись необходимыми

условиями разработки месторождения. Работы по строительству, а также ликвидации

непродуктивных скважин - необходимая составляющая освоения природных ресурсов.

Поэтому выполнение данных работ относится к операциям, признаваемым в

соответствии с гл. 21 Кодекса объектом обложения налогом на добавленную стоимость.

Следовательно, Обществом соблюдены все условия, установленные ст.ст. 171, 172

Кодекса, и оно имеет право на налоговый вычет по проведенным работам.

Аналогичная позиция изложена Президиумом ВАС РФ в постановлении от

28.04.2009 № 17070/08.

Довод инспекции о том, что расходы на повторную ликвидацию скважины

необоснованны, а вычеты по НДС неправомерны, потому что общество приняло на

учет ликвидированную скважину и не представило доказательств ее возможного

использования, не может быть принят во внимание, так как по условиям лицензионного

соглашения, принятие на баланс и обслуживание всех скважин на месторождении, в

том числе и ликвидированных, как было отмечено ранее, являлось условием лицензии.

В ином случае, на основании ст. 21 Закона о недрах компетентным органом могло быть

принято решение о прекращении права пользования недрами в связи с нарушением

пользователем недр условий лицензии.

Таким образом, расходы на повторную ликвидацию скважины произведены для

осуществления деятельности, направленной на получение дохода, и осуществления

операций, признаваемых объектами налогообложения в соответствии с гл. 21 Кодекса.

Следовательно, исключение налоговым органом из состава расходов,

уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль за 2007 год, расходов на

ликвидацию скважины № 44 Ярейюского месторождения в сумме 12 307 428 руб., а

также уменьшение вычетов по налогу на добавленную стоимость за август 2007 года в

сумме 2 215 337 руб. неправомерно.

35

В пункте 1.10 решения инспекция пришла к выводу о том, что общество

необоснованно, в нарушение п.п. 1, 3 Договора между Российской Федерацией и

США от 17.06.1992 «Об избежании двойного налогообложения и предотвращения

уклонения от налогообложения в отношении налогов на капитал» (далее –

Международный договор, Договор между РФ и США от 17.06.1992), п.п. 2 п. 1 ст.

265, п.п. 2, 3, 4 ст. 269, п. 1 ст. 270, п. 8 ст. 272, п. 1 ст. 274, п. 3 ст. 284, п. 2 ст. 285, п.

4 ст. 287, п. 3 ст. 328 Кодекса, отнесло проценты по долговым обязательствам

(займам) к внереализационным расходам в сумме 3 645 972 461 руб., увеличив на эту

сумму убыток при исчислении налога на прибыль за 2006-2007 годы.

Из решения следует, что в результате заключенных соглашений (рамочное

соглашение от 29.09.2004 № 0411326 и соглашение о группе совместного

предприятия от 29.09.2004 № 0411329 с изменениями и дополнениями)

«СonocoPhillips» приобрело долю косвенного участия в уставном капитале общества

в размере 30%, а ОАО «ЛУКОЙЛ» приобрело долю косвенного участия в уставном

капитале общества в размере 70%.

Инспекцией также установлено, что ОАО «ЛУКОЙЛ» и «Phillips Petroleum

International Investment Company» финансировали деятельность общества путем

предоставления займов: ОАО «ЛУКОЙЛ» - 70%, «Phillips Petroleum International

Investment Company» - 30%. Фиксированные ставки по договорам займа составляли

от 6,8% до 8,2% годовых.

Начисленные в 2006-2007 годах проценты по долговым обязательствам перед

компанией «Phillips Petroleum International Investment Company» общество включило

в состав внереализационных расходов без учета особенностей, предусмотренных ст.

269 Кодекса.

Инспекция считает, что исходя из ограничений, установленных п. 2 ст. 269

Кодекса, сумма начисленных процентов по заемным средствам в размере

3 645 972 461 руб. не должна учитываться в составе расходов за 2006-2007 г.г., так

как согласно п. 4 ст. 269 Кодекса вся сумма этих процентов должна быть приравнена

в целях налогообложения к дивидендам.

В этой связи в пункте 2 решения сделан вывод о том, что в нарушение п. 3 ст.

275, п. 4 ст. 286, п.286, п. 4 ст. 287, п.п. 1 п. 1 ст. 309, п. 1 ст. 310 Кодекса, п.п. А, п. 2

ст. 10 Договора между РФ и США от 17.06.1992 обществом не исполнена

обязанность налогового агента по исчислению, удержанию и перечислению в

бюджет налога на прибыль с доходов, полученных иностранной организацией

«Phillips Petroleum International Investment Company» в сумме 94 118 641 руб.

36

Обществу начислены пени в сумме 44 017 796 руб. за несвоевременное

перечисление налога и оно привлечено к налоговой ответственности по ст.123

Кодекса в виде штрафа в сумме 1 091 529 руб.

Оспаривая решение в этой части, общество сослалось на следующее.

Пункт 2 статьи 269 Кодекса определяет понятие контролируемая задолженность

перед иностранной организацией, к которой относится, в частности, непогашенная

задолженность налогоплательщика – российской организации по долговому

обязательству непосредственно перед иностранной организацией, прямо или косвенно

владеющей более чем 20 % уставного (складочного) капитала (фонда) российской

организации – заемщика.

В статье 269 Кодекса не содержится определение понятия косвенное владение

уставным капиталом. Такое определение дано в подп. 1 п. 1 ст. 20 Кодекса и

предполагает участие через последовательность иных организаций в виде произведения

долей непосредственного участия организаций этой последовательности одна в другой.

Прямыми участниками общества являются ООО «ЛУКОЙЛ-Север» (50%) и

NMN Holding B.V.(50%).

Компания «Phillips Petroleum International Investment Company» не является

участником общества и ни прямо, ни косвенно не владеет его уставным капиталом. Эта

компания является дочерней компанией иностранной организации «СonocoPhillips»,

которая через другие дочерние компании косвенно владеет 30% уставного капитала

общества.

Обществом были заключены с иностранной организацией «Phillips Petroleum

International Investment Company» следующие договоры займа: от 03.07.2006

№427/2006, от 23.06.2005 №455/2005, от 03.03.2006 №1115/2005, от 18.12.2006 №1285,

от 02.07.2007 №653, от 21.09.2007 №943. Договоры займа с иностранной организацией

«СonocoPhillips», косвенно владеющей 30% уставного капитала, обществом не

заключались.

По мнению общества, в рассматриваемом случае для признания задолженности

общества (заемщика) перед «Phillips Petroleum International Investment Company»

контролируемой, прямо или косвенно владеть более чем 20% уставного капитала

общества должна именно организация-заимодавец «Phillips Petroleum International

Investment Company», а не «СonocoPhillips».

Поэтому признаков контролируемой задолженности, то есть одного из

обязательных условий применения п. 2 ст. 269 Кодекса, не имеется.

Согласно п. 3 ст. 269 Кодекса правила, установленные пунктом 2 настоящей

статьи, не применяются в отношении процентов по заемным средствам, если

37

непогашенная задолженность не является контролируемой.

Таким образом, поскольку займодавец не является участником общества, и ни

прямо, ни косвенно не владеет его уставным капиталом, задолженность общества перед

названной компанией не может быть признана контролируемой и к ней не

применяются правила, установленные п. 2 ст. 269 Кодекса.

Согласно письмам директора центра по обработке счетов в г. Филадельфии

(штат Пенсильвания) Министерства финансов США, Службы внутренних доходов от

02.04.2007 Компания «Phillips Petroleum International Investment Company» (ИНН: 51-

0103830) является американской компанией и компанией - резидентом США для целей

налогообложения по законодательству США по состоянию на 2006 и 2007 налоговый

год. Указанная компания зарегистрирована Ведомством Секретаря Штата Делавэр.

Справки Службы внутренних доходов Министерства финансов США по форме

№6166, предоставленные иностранной компанией обществу, также удостоверяют, что

«Phillips Petroleum International Investment Company» в 2006 и 2007 налоговых годах

являлась американской компанией и компанией - резидентом США в смысле

Международного договора (т. 24 л.д. 87-132).

Пунктом 3 статьи 23 Международного договора установлено, что кроме случаев,

когда применяются положения п. 1 ст. 7, п. 4 ст. 11 или п. 4 ст. 12, проценты, доходы от

авторских прав и лицензий и другие суммы, выплачиваемые лицом с постоянным

местопребыванием в одном Договаривающемся Государстве лицу с постоянным

местопребыванием в другом Договаривающемся Государстве, для целей определения

облагаемой налогом прибыли первого упомянутого лица с постоянным

местопребыванием будут вычитаться при тех же условиях, как если бы они были

выплачены лицу с постоянным местопребыванием в первом упомянутом Государстве.

Таким образом, условия налогообложения российских предприятий, капитал

которых полностью или частично, прямо или косвенно принадлежит или

контролируется одним или несколькими резидентами США, не могут быть иными или

более обременительными, чем налогообложение и связанные с ним требования,

которым подвергаются или могут быть подвергнуты другие подобные предприятия

резиденты Российской Федерации.

Заявитель указывает, что из этого исходит и сложившаяся судебная практика.

Суды не признают контролируемой задолженность российской организации перед

иностранной в случае, если международными договорами об избежании двойного

налогообложения, заключенными Российской Федерацией с другими государствами,

установлено, что российская компания с иностранным участием не должна

подвергаться более обременительному налогообложению в Российской Федерации, чем

38

аналогичная российская компания без иностранного участия (постановления ФАС

Московского округа от 23.09.2009 № КА-А40/9453-09-2, 13.07.2010 N КА-А40/7211-10

от 08.12.2010 № КА-А40/14266-10; ФАС Северо-Западного округа от 12.04.2010 по

делу № А26-3052/2009, от 09.04.2007 по делу № А56-19578/2006; Девятого

арбитражного апелляционного суда от 09.08.2010 № 09АП-16994/2010-АК).

Согласно п.п. 2 п. 1 ст. 265 Кодекса в состав внереализационных расходов, не

связанных с производством и реализацией, включаются обоснованные затраты на

осуществление деятельности, непосредственно не связанной с производством и (или)

реализацией. К таким расходам относятся, в частности расходы в виде процентов по

долговым обязательствам любого вида с учетом особенностей, предусмотренных

статьей 269 настоящего Кодекса.

Согласно п. 1 ст. 269 Кодекса расходом признаются проценты, начисленные по

долговому обязательству любого вида при условии, что размер начисленных

налогоплательщиком по долговому обязательству процентов существенно не

отклоняется от среднего уровня процентов, взимаемых по долговым обязательствам,

выданным в том же квартале (месяце - для налогоплательщиков, перешедших на

исчисление ежемесячных авансовых платежей исходя из фактически полученной

прибыли) на сопоставимых условиях.

При отсутствии долговых обязательств, выданных в том же квартале на

сопоставимых условиях, а также по выбору налогоплательщика предельная величина

процентов, признаваемых расходом, принимается равной ставке рефинансирования

Центрального банка Российской Федерации, увеличенной в 1,1 раза, - при оформлении

долгового обязательства в рублях, и равной 15 процентам - по долговым

обязательствам в иностранной валюте.

Поскольку начисленные проценты по долговому обязательству общества перед

«Phillips Petroleum International Investment Company» не превышали предельной ставки

по долговым обязательствам в иностранной валюте, установленной п. 1 ст. 269

Кодекса, они в полном объеме учтены в составе внереализационных расходов в 2006-

2007 годах.

Согласно п. 1 ст. 11 Международного договора проценты, возникающие в одном

Договаривающемся Государстве и выплачиваемые лицу с постоянным

местопребыванием в другом Договаривающемся Государстве, могут облагаться

налогом только в этом другом Договаривающемся Государстве.

Под "процентами" понимается доход от долговых требований любого вида

(кроме тех, о которых говорится в п. 3 ст. 10 (Дивиденды)), в частности, доход от

правительственных ценных бумаг, облигаций и долговых обязательств, включая

39

премии и выигрыши, относящиеся к таким ценным бумагам, облигациям и долговым

обязательствам, а также любой другой доход, который рассматривается

законодательством Государства, в котором возникает доход, как доход от

предоставленных в ссуду сумм (п. 2 ст. 11 Международного договора).

Из этого, по мнению заявителя, следует, что проценты по займам, выплаченные

обществом Компании «Phillips Petroleum International Investment Company» в 2006 и

2007 годах, могут облагаться налогом только в США.

В противном случае, проценты по займам облагаются налогом дважды: один раз

– в Российской Федерации, второй раз – в США, что недопустимо в силу

вышеназванных положений Международного договора.

В целях избежания двойного обложения налогами выплачиваемых процентов

все договоры займов (п. 3.2), поименованные на стр. 174 решения, содержат условие о

том, что кредитор создан в стране, которая заключила договор об избежании двойного

налогообложения с Российской Федерацией, предусматривающий полное

освобождение от российского налога, удерживаемого у источника, на проценты,

полученные из источника в Российской Федерации, причитающиеся резиденту такой

страны.

Кроме того, Международный договор не содержит понятия контролируемой

задолженности и не предусматривает возможности переквалификации процентов,

выплачиваемых российским резидентом иностранной организации, в дивиденды.

Понятие дивидендов согласно Международному договору не включает в себя

доходы в виде «переквалифицированных» процентов по долговым обязательствам.

В п. 2 ст. 11 Договора термин "проценты" сформулирован с учетом ст. 10

(Дивиденды) и означает доход от долговых требований любого вида (кроме тех, о

которых говорится в п. 3 ст. 10 (Дивиденды)), в частности, доход от правительственных

ценных бумаг, облигаций и долговых обязательств, включая премии и выигрыши,

относящиеся к таким ценным бумагам, облигациям и долговым обязательствам, а также

любой другой доход, который рассматривается законодательством Государства, в

котором возникает доход, как доход от предоставленных в ссуду сумм.

Поскольку общество производило выплату процентов (дохода) от

предоставленных в ссуду сумм по вышеназванным договорам займа, с учетом

формулировки термина «Проценты», установленного в Договоре об избежании

двойного налогообложения, оно считает, что переквалификация инспекцией

выплаченных процентов в дивиденды неправомерна.

То установленное инспекцией обстоятельство, что фактически займы

выдавались и обязательства у общества возникали не перед компанией «Phillips

40

Petroleum International Investment Company», а перед иностранной организацией

«СonocoPhillips», общество считает не имеющим правового значения, ссылаясь на ст.

807 Гражданского кодекса Российской Федерации, согласно которой по договору займа

одна сторона (займодавец) передает в собственность другой стороне (заемщику) деньги

или другие вещи, определенные родовыми признаками, а заемщик обязуется

возвратить займодавцу такую же сумму денег (сумму займа) или равное количество

других полученных им вещей того же рода и качества в срок и в порядке

установленном договором.

Следовательно, вне зависимости от отношений между учредителями

(акционерами) компаний займодавца и заемщика вещи и (или) денежные средства,

передаваемые одним лицом другому лицу, являются их собственностью и

обязательства возникают только между заимодавцем и заемщиком, а не между их

учредителями (участниками или акционерами).

Кроме того, инспекцией не учтено, что согласно справкам Службы внутренних

доходов Министерства финансов США по форме № 6166 (т. 24 л.д. 87-132) Компания

«СonocoPhillips», также как и Компания «Phillips Petroleum International Investment

Company», в 2006 и 2007 налоговых годах, являлась американской компанией и

компанией - резидентом США в смысле Международного договора. Поэтому доход в

виде процентов, получаемый этой компанией, с учетом положений п. 1 ст. 11

Международного договора, не подлежит налогообложению в Российской Федерации, а

облагается налогом только в США.

В соответствии с п. 1 ст. 312 Кодекса при применении положений

международных договоров Российской Федерации иностранная организация должна

представить налоговому агенту, выплачивающему доход, подтверждение того, что эта

иностранная организация имеет постоянное местонахождение в том государстве, с

которым Российская Федерация имеет международный договор (соглашение),

регулирующий вопросы налогообложения, которое должно быть заверено

компетентным органом соответствующего иностранного государства. В случае, если

данное подтверждение составлено на иностранном языке, налоговому агенту

предоставляется также перевод на русский язык.

При представлении иностранной организацией, имеющей право на получение

дохода, подтверждения, указанного в пункте 1 настоящей статьи, налоговому агенту,

выплачивающему доход, до даты выплаты дохода, в отношении которого

международным договором Российской Федерации предусмотрен льготный режим

налогообложения в Российской Федерации, в отношении такого дохода производится

освобождение от удержания налога у источника выплаты или удержание налога у

41

источника выплаты по пониженным ставкам.

Указанные документы обществом в ходе проверки представлены.

Поскольку в отношении налогообложения процентов по долговым

обязательствам Международным договором устанавливаются иные правила, чем те,

которые содержатся в законодательных актах Российской Федерации, заявитель

считает, что он не является налоговым агентом по отношению к доходам, полученным

иностранной компанией и возложение на него обязанности по удержанию и

перечислению в бюджет налога на прибыль с суммы процентов, выплаченных «Phillips

Petroleum International Investment Company», противоречит подпункту 4 пункта 2 статьи

310 Кодекса.

Отсутствие у налогового агента обязанности по удержанию и перечислению в

бюджет налога на прибыль исключает возможность начисления ему пеней за

несвоевременное перечисление налога и привлечение к налоговой ответственности,

установленной статьей 123 Кодекса.

Общество указывает, что убытки от его деятельности, на которые ссылается

инспекция, являются временными и обоснованными, связанными с большими

финансовыми вложениями в разработку месторождений с целью получения в

дальнейшем прибыли от реализации нефти и газа. Денежные средства, которые

привлекались на основании договоров займа, являлись источником финансирования

капитальных вложений. Без привлечения займов общество не смогло бы осваивать

месторождения, а также уплачивать налоги.

Также заявитель считает, что инспекцией в нарушение ст. ст. 8, п.1 ст.45, п.п. 1

п. 1 ст. 309 Кодекса ему как налоговому агенту вменена обязанность уплатить за счет

собственных средств сумму не удержанного налога, хотя эта обязанность может быть

возложена только на налогоплательщика. Общество не исчисляло и не удерживало

налог с доходов иностранного юридического лица, а налоговый агент становится

обязанным лицом по перечислению (уплате) в бюджет суммы налога только в случае ее

удержания.

В требовании от 29.12.2010 № 165/2 инспекция предложила обществу в срок до

18.01.2011 уплатить в бюджет доначисленный налог на прибыль с доходов,

полученных иностранной организацией, в сумме 94 118 641 руб.

Также общество оспаривает начисление пени в размере 44 017 796 руб. по

данному эпизоду, считая, что законодательство о налогах и сборах не содержит норм о

возможности начисления пени налоговому агенту, не удержавшему налог с доходов

иностранных юридических лиц.

Суд находит решение в указанной части соответствующей Кодексу,

42

Международному договору и установленным налоговым органом фактическим

обстоятельствам, исходя из следующего.

Задолженность общества перед иностранной организацией «ConocoPhillips»

правомерно признана налоговым органом контролируемой по смыслу пункта 2 статьи

269 Кодекса.

Большинство Соглашений об избежании двойного налогообложения,

заключенных Российской Федерацией, содержат положение о том, что дивиденды

подлежат налогообложению как у источника получения дохода, так и в стране

нахождения получателя дохода. Указанный вывод относится и к Международному

договору от 17.06.1992 между Российской Федерацией и США (статья 10).

С другой стороны, доходы в виде процентов по долговым обязательствам

подлежат налогообложению только в стране нахождения получателя дохода (статья 11

Международного договора).

Дочернее лицо, выплачивающее доход в виде процентов по займам, определяет

его как расход, уменьшающий налоговую базу по налогу на прибыль. Выдача займа

сама по себе является расходом, а потому не создает объекта налогообложения. В

случае, если заем выдается международной корпорацией, то для выдачи займа

дочерней компании она может использовать в качестве посредника другую дочернюю

компанию. Таким образом, общая налоговая нагрузка, как на материнскую, так и на

дочернюю компанию сокращается.

Следовательно, при замене финансирования путем увеличения уставных средств

дочерней компании, на предоставление займов, возникают негативные последствия для

бюджета соответствующего государства в виде не поступления сумм налогов, и для

дочернего общества - в виде убытков, это также препятствует адекватной оценке его

состояния. Поэтому методы «тонкой капитализации» оцениваются как нежелательные

и подлежат ограничению на законодательном уровне.

В российском законодательстве проблема «тонкой капитализации» регулируется

пунктом 2 ст. 269 Кодекса, устанавливающим правила налогообложения процентов при

наличии контролируемой задолженности.

Положения о контролируемой задолженности восприняты российским налоговым

правом из практики государств-участников Организации экономического

сотрудничества и развития, оперирующих понятием «тонкой капитализации». В

налоговом законодательстве большинства из них этим понятием охватывается

ситуация, когда иностранное лицо с определенной долей участия в капитале

предоставляет национальной компании заемные средства в размере, существенно

превышающем ее собственный капитал. В результате существенная часть прибыли,

43

финансируемой за счет заемных средств компании, выводится из-под национального

налогообложения, поскольку проценты, выплачиваемые за временное пользование

предоставленным капиталом, признаются расходами, уменьшающими

налогооблагаемую базу.

Большинством действующих Соглашений об избежании двойного

налогообложения для доходов в форме процентов предусмотрен более льготный режим

налогообложения по сравнению с дивидендами (в том числе полное освобождение от

налога у источника выплаты процентов).

Таким образом, правила о контролируемой задолженности, предусмотренные п.2

– 4 ст. 269 Кодекса применяются при следующих условиях:

а) налогоплательщик – российская организация имеет задолженность в сумме,

превышающей в 3 раза (для банков и лизинговых организаций в 12,5 раз) разницу

между суммой активов и величиной обязательства;

б) займодавцем является иностранная организация, владеющая прямо или

косвенно не менее 20% уставного капитала заемщика, либо российская организация,

являющаяся аффилированным лицом такой иностранной организации;

в) либо иностранная организация, владеющая прямо или косвенно не менее 20%

уставного капитала заемщика, либо ее аффилированное лицо выступают поручителем,

гарантом или иным образом обязуются обеспечить исполнение долгового

обязательства.

Квалификация задолженности российской организации в качестве

контролируемой влечет следующие правовые последствия:

1) российская организация – налогоплательщик может отнести на расходы для

целей исчисления налоговой базы по налогу на прибыль только часть процентов,

реально начисленных по долговому обязательству. Сумма процентов, признаваемых в

качестве расходов, рассчитывается путем деления суммы процентов, начисленных

налогоплательщиком по контролируемой задолженности, на коэффициент

капитализации, на последнюю отчетную дату;

2) сумма уплаченных процентов, превышающая предельную величину процентов,

подлежащих учету для целей уменьшения налоговой базы по налогу на прибыль,

приравнивается к дивидендам, уплаченным иностранной организации, в отношении

которой существует контролируемая задолженность, и облагается налогом в

соответствии с п.3 ст.284 Кодекса;

3) в случае выплаты дохода, признаваемого дивидендами, иностранной

организации – кредитору, российская организация – заемщик выступает налоговым

агентом, который в силу п.4 ст.287 обязан исчислить и удержать из доходов

44

иностранной организации – кредитора и перечислить в бюджет Российской Федерации

налог на, подлежащий уплате у источника получения дохода.

Суд считает, что в рассматриваемом случае инспекцией доказано наличие трех

условий, предусмотренных п.2 – 4 ст. 269 Кодекса, позволяющих признать спорную

задолженность контролируемой.

I. Общество имеет перед иностранной организацией «ConocoPhillips» в лице

«Phillips Petroleum International Investment Company» задолженность в сумме,

превышающей в 3 раза разницу между суммой активов и величиной обязательства.

2006 год

Анализ показателей бухгалтерского баланса общества

на 31.12.2006, тыс. руб. Период Стр.300

(Актив)

Долгосрочные

обязательства

стр. 590

Краткосрочные

обязательства

стр. 690

Задолженность

по налогам и

сборам стр. 624

стр. 590 + стр.690

– стр. 624

2006 год 74 706 666 76 577 800 3 696 886 497 847 79 776 839

Сравнение размера собственного капитала с долговым обязательством

определяется по формуле: / \ ┌───────────┐ ┌──────────────┐ │ ┌───────────────┐ ┌──────────────┐ │

│ │ │ │ │ │ │ │ Задолженность│ │

│ │ │ │ │ │ │ │ по налогам │ │

│ │ │ │ │ │ Обязательства │ │ и сборам │ │

│Собственный│ = │Активы (строка│ - │ │ (сумма строк │ - │ (по свободной│ │

│ капитал │ │ 300 баланса) │ │ │ 590 и 690 │ │строке баланса│ │

│ │ │ │ │ │ баланса) │ │ или по данным│ │

│ (СК) │ │ │ │ │ │ │аналитического│ │

│ │ │ │ │ │ │ │ учета) │ │

└───────────┘ └──────────────┘ │ └───────────────┘ └──────────────┘ │

РАСЧЕТ: СК = 74 706 666 (76 577 800 + 3 696 886 - 497 847) = (- 5 070 173)

СК = (- 5 070 173) тыс. руб.

В соответствии с правилами, установленными пунктами 2 - 4 статьи 269 Кодекса,

для исчисления предельной величины, признаваемых расходом процентов по

контролируемой задолженности рассчитывается коэффициент капитализации (КК) по

формуле:

Сумма контролируемой задолженности

КК = ----------------------------------------------------------

Собственный капитал * доля кредитора * 3

где:

- сумма контролируемой задолженности по долговым обязательствам перед

«ConocoPhillips» в лице «Phillips Petroleum International Investment Company» на

31.12.2006 (налоговый период) составляет – 22 323 621 тыс. руб.;

(Если в отношении одного и того же заимодавца имеется несколько долговых

45

обязательств, то для расчета коэффициента капитализации принимается вся

непогашенная задолженность перед этим заимодавцем.)

- доля владения уставного капитала общества - 30%;

- собственный капитал - (- 5 070 173 тыс. руб.);

22 323 621

КК = -------------------------- = (- 4,89)

(- 5 070 173) х 0,3 х 3

Так как при отрицательной величине собственного капитала организации нельзя

рассчитать коэффициент капитализации, следовательно, начисленные проценты по

заемным средствам «ConocoPhillips» в лице «Phillips Petroleum International Investment

Company» в сумме 1 294 152 659,60 руб. в составе расходов за 2006 год не

учитываются, а вся сумма этих процентов приравнивается в целях налогообложения к

дивидендам на основании пункта 4 статьи 269 Кодекса.

007 год

Анализ показателей бухгалтерского баланса общества

на 31.12.2007, тыс. руб. Период Стр.300

(Актив)

Долгосрочные

обязательства

стр. 590

Краткосрочные

обязательства

стр. 690

Задолженность

по налогам и

сборам стр. 624

стр. 590 +

стр.690 – стр.

624

год 130 782 044 122 537 419 7 705 242 285 783 129 956 878

9 месяцев 119 051 013 119 813 575 5 861 385 418 915 125 256 045

1 полугодие 103 417 316 102 133 537 7 732 608 194 435 109 671 710

1 квартал 90 368 867 89 523 399 7 136 288 1 276 682 95 383 005

Сравнение размера собственного капитала общества с долговыми

обязательствами в 2007 году, тыс. руб.

- 1 квартал СК = 90 368 867 - (96 668 687 - 1 276 682) = - 5 014 138;

- 1 полугодие СК = 103 417 316 - (109 866 145 – 194 435) = - 6 254 394;

- 9 месяцев СК = 119 051 013 – (125 674 960 – 418 915) = - 6 205 032;

- 2007 год СК = 130 782 044 – (130 242 661 – 285 783) = 825 166

Так как в течение отчетного периода (9 месяцев 2007 года) и налогового периода

(2006 год) величина собственного капитала в сравнении с долговыми обязательствами

есть число отрицательное, а на конец отчетного (налогового) периода 9 месяцев 2007

года и 2006 год имеется непогашенная задолженность по долговому об язательству

перед иностранной организацией «Phillips Petroleum International Investment Company»,

что подтверждается выпиской счета 67 «Расчеты с по долгосрочным кредитам и

займам» и размер этой задолженности более чем в 3 раза превышает разницу между

суммой активов (собственный капитал) и величиной обязательств, то такая

задолженность согласно пункту 2 статьи 269 Кодекса признается контролируемой

задолженностью.

46

- сумма контролируемой задолженности по долговым обязательствам перед

«ConocoPhillips» в лице «Phillips Petroleum International Investment Company» за 9

месяцев 2007 года (отчетный период) – 34 125 472 тыс. руб.;

- доля прямого владения уставного капитала - 30%;

- собственный капитал - (– 6 205 032 тыс. руб.);

34 125 472

КК = -------------------------- = (- 6,11)

(- 6 205 032) * 0,3 * 3

Значение коэффициента капитализации (КК) - отрицательное. При отрицательной

величине собственного капитала организации нельзя рассчитать коэффициент

капитализации, следовательно, приравненные к дивидендам начисленные проценты по

заемным средствам в составе расходов не учитываются, а вся сумма этих процентов

приравнивается в целях налогообложения к дивидендам на основании пункта 4 статьи

269 Кодекса.

Начисленные проценты по заемным средствам «ConocoPhillips» в лице «Phillips

Petroleum International Investment Company» за 9 месяцев 2007 года в сумме

1 671 420 607,35 руб. неправомерно учтены в составе расходов за 9 месяцев 2007 года.

В 4 квартале 2007 года величина капитала собственного общества - величина

положительная, а КК равен:

- сумма контролируемой задолженности по долговым обязательствам перед

«ConocoPhillips» в лице «Phillips Petroleum International Investment Company» за год –

36 054 251 тыс. руб.;

- доля прямого (косвенного) владения уставного капитала - 30%;

- собственный капитал - 825 166 тыс. руб.;

36 054 251

КК = -------------------------- = 48,55

825 166 * 0,3 * 3

Сумма начисленных процентов по заемным средствам «ConocoPhillips» в лице

«Phillips Petroleum International Investment Company» за 4 квартал 2007 года составляет

694 708 325,25 руб., в том числе:

- октябрь 2007 - 231 915 904,87 руб.;

- ноябрь 2007 - 228 289 706,92 руб.;

- декабрь 2007 - 234 502 713,46 руб.

Предельная величина процентов по контролируемой задолженности, подлежащих

включению в состав внереализационных расходов в 4 квартале 2007 года, составляет

14 309 131,31 руб. (694 708 325,25 / 48,55)

47

Суммы процентов, учтенные обществом для целей налогообложения в 4 квартале

2007 года и признаваемые дивидендами, составляют: 680 399 193,94 руб.

(694 708 325,25 руб. – 14 309 131,31 руб.)

II. Займодавцем фактически является иностранная организация, владеющая прямо

или косвенно не менее 20% уставного капитала заемщика.

По условиям рамочного соглашения от 29.09.2004 №0411326 (том 32 – 35 (л.д. 1-

64) между российской организацией ОАО «ЛУКОЙЛ», и компанией «ConocoPhillips»,

учрежденной в качестве юридического лица в соответствии с правом штата Делавэр,

США, учреждена и создана группа совместного предприятия (СП) с определенной

структурой.

Целью создания группы совместного предприятия было приобретение компанией

«ConocoPhillips» 30 процентов косвенного участия в уставном капитале общества, а

также определенных нефтегазовых прав для целей ведения нефтегазовой деятельности

(ст.2.1 рамочного соглашения от 29.09.2004 №0411326).

В качестве способа и средств реализации указанной цели сторонами было

определено:

1) согласие ЛУКОЙЛа на заключение и исполнение договора купли -продажи 50

процентов прямого участия в уставном капитале общества;

2) заключение (приобретение права собственности) СП с участником группы

ЛУКОЙЛ договора купли-продажи 50 процентов прямого участия в уставном капитале

общества;

3) одобрение договора купли-продажи 50 процентов прямого участия всеми

участниками общества и заключение с ними соглашения участников, а также внесение

соответствующих изменений в учредительные и иные документы;

4) учреждение совместного предприятия в Нидерландах в организационно-

правовой форме besloten vennootschap met beperkte aansprakelijk (B.V) – NMN Holding

B.V.;

5) разделение всего уставного капитала совместного предприятия на акции класса

«А», представляющие 60 процентов долевого участия в уставном капитале совместного

предприятия, и акции класса «В», представляющие 40 процентов долевого участия в

капитале совместного предприятия;

6) передача обществом всех обозначенных нефтегазовых и исключительных прав;

7) превращение общества в единственного заемщика всей общей суммы

финансового долга;

8) полное погашение и урегулирование со стороны общества всех долгов,

обязательств и обязанностей;

48

9) полное прекращение участия СП в качестве стороны любых контрактов,

договоров, соглашений;

10) согласование и принятие программы работ и бюджета, плана разработки

добычи нефтегазовых ресурсов на Южно-Хыльчуюсском месторождении;

11) ЛУКОЙЛ и «ConocoPhillips» письменно договорились о форме договора

займа акционеров, а также соответствии финансового долга принципам

финансирования акционеров;

12) дочернее лицо «ConocoPhillips» и дочернее лицо ОАО «ЛУКОЙЛ» заключают

договор купли-продажи и соглашение об уступке долга.

29.09.2004 между ОАО «ЛУКОЙЛ» и компанией «ConocoPhillips» заключено

соглашение о группе совместного предприятия №0411329 от 29.09.2004 (том 25 – 29)

для того, чтобы установить положения и условия корпоративного управления

совместного предприятия и российской компании.

Указанным соглашением определены следующие существенные условия

деятельности участников группы СП.

1) Полный объем договоренностей.

Договоренность о группе совместного предприятия означает любое из

следующего: соглашение о группе совместного предприятия, рамочное соглашение,

соглашение о территории общих интересов, транспортные соглашения, соглашение о

финансировании транспортировки, или такие иные договоренности между сторонами

(и/или их соответствующими аффилированными лицами) в отношении какой-либо

нефтегазовой деятельности, ведущейся какой-либо из сторон (и/или их

соответствующими аффилированными лицами) в качестве договоренности о группе

совместного предприятия (п.1.1 соглашения о группе, рамочного соглашения).

2) Капитал и последующее финансирование группы СП.

В соответствии с ст.3.1 соглашения о группе доля в капитале группы ЛУКОЙЛ

составляет 70 процентов, а доля в капитале «ConocoPhillips» - 30 процентов.

Описанные в ст.3.5 потребности в финансировании любого участника группы

совместного предприятия будут удовлетворяться следующим образом: (а) из

свободных средств такого участника группы совместного предприятия; (b) если такое

финансирование согласно пункту (а) статьи 3.6 будет недостаточно для удовлетворения

таких потребностей в финансировании, стороны и их соответствующие дочерние лица,

находящихся в их полной собственности, предоставляют займы такому участнику

группы совместного предприятия (кроме совместного предприятия) пропорционально

их соответствующим долям в капитале и иным образом в соответствии с принципами

финансирования акционерами, и применимыми договорами займа акционеров в

49

основном по форме, согласованной в соответствии с рамочным соглашением (ст.3.6

соглашения о группе).

Стороны договариваются, что будут заключены договоры займа акционеров с

целью предоставления займов акционеров российской компании в необходимом

размере и в соответствии с пунктом (b) ст.3.6 в отношении утвержденной программы

работ и бюджета на 2004 – 2006г. (ст.3.7 соглашения о группе).

3) Корпоративное управление группой СП;

В силу ст.4.1 соглашения о группе корпоративное управление группы

совместного предприятия основывается на следующих общих принципах: (а) все

решения акционеров совместного предприятия, участников российской компании или

аналогичных органов управления других участников группы совместного предприятия

в соответствии с положением настоящего соглашения (решения акционеров)

принимаются единогласно; (b) все решения правления совместного предприятия,

совета директоров российской компании или аналогичных органов управления других

участников группы совместного предприятия в соответствии с настоящим соглашением

(решение совета директоров) принимаются единогласно; (с) намерением сторон

является то, что, кроме следующих вопросов: об исключительной деятельности, о

назначении, приостановке полномочий или освобождение от должности директоров

СП, и о назначении или освобождение от должности директоров или руководящих

работников российской компании; все решения акционеров и совета директоров по

всем вопросам должны приниматься в соответствии с положениями настоящего

соглашения единогласно; (d) все решения правления СП в отношении любых вопросов

российской компании принимаются в соответствии с положениями ст.5.11 – 5.17; (е)

акционеры, которые представляют незаинтересованную сторону (и директора, которые

были выдвинуты в соответствии с настоящим соглашением такими акционерами)

имеют решающий голос; (f) ни одно лицо не должно (если стороны отдельно и прямо

не согласовали иного в письменной форме) в любой момент времени занимать

одновременно должность в составе совета директоров российской компании или в

составе аналогичного руководящего органа другого участника группы СП и должность

руководящего работника российской компании или работника аналогичного уровня

другого участника группы СП (ст.4.1 соглашения о группе).

4) Финансовые и контрольно-ревизионные вопросы;

Бухгалтерские документы и материалы бухгалтерского учета всех участников

группы СП ведутся в соответствии с положениями применимых российских

финансовых и налоговых требований и в иных отношениях в соответствии с любыми

применимыми законами и иными нормативными актами. Кроме того, все участники

50

группы СП должны составлять квартальные и годовые финансовые отчеты в

соответствии с общепринятыми принципами бухгалтерского учета США (ОПБУ

США), с отражением всех сделок и условных обязательств надлежащим образом и

адекватно для целей учета и составления отчетов о финансовом положении участников

группы совместного предприятия. Все участники группы совместного предприятия

должны проводить ежегодную аудиторскую проверку своей финансовой отчетности в

соответствии с ОПБУ США, применимыми российскими принципами бухгалтерского

учета и любыми иными применимыми законами и иными нормативными актами (п.11.1

соглашения о группе).

Согласно п.11.3 соглашения о группе аудитором группы СП будет независимая

аудиторская фирма с признанной репутацией, которую участники российской

компании могут определять и назначать время от времени для проведения аудиторской

проверки финансовой отчетности в соответствии с ОПБУ США, применимыми

российскими принципами бухгалтерского учета и любыми иными применимыми

законами и иными нормативными актами.

5) Информация и отчетность.

Каждая из сторон может за свой счет изучать, копировать и проверять

бухгалтерские книги, учетные документы и финансовую отчетность, которые ведет

каждый участник группы СП. Каждая из сторон имеет право на получение всей

информации, включая ежемесячную внутреннюю отчетность, оперативную статистику

и другую торговую и финансовую информацию в такой форме, в которой такая сторона

может разумно потребовать для того, чтобы быть в курсе состояния дел группы СП, и в

целом для защиты своих интересов в качестве акционера (ст.12.1 соглашения о группе).

6) Исполнение обязательств аффилированными лицами.

Каждая сторона обязуется осуществлять все права голоса и иные полномочия

корпоративного или договорного контроля (прямого или косвенного), принадлежащие

ей в отношении ее аффилированных лиц, в целях обеспечения такими

аффилированными лицами всех обязательств по настоящему соглашению, которые

указаны как относящиеся к участникам ее группы; и всех обязательств по любому

договору, заключенному любым из ее аффилированных лиц в соответствии с

настоящим соглашением (ст.20.3 соглашения о группе). Аффилированное лицо

означает по отношению к какому-либо лицу, любое другое лицо, которое контролирует

такое лицо; контролируется таким лицом; или контролируется лицом, которое в свою

очередь контролирует такое первое лицо (ст.1.1 соглашения о группе).

Принципы финансирования акционерами (том 26, л.д. 24-51).

Статьей 1.1 принципов финансирования акционерами (приложения № 3

51

соглашения о группе) предусмотрено, что каждый заем акционеров любому участнику

группы СП должен предоставляться в соответствии и путем заключения договора

займа акционеров между таким участником группы СП, действующим в качестве

заемщика (общество), и соответствующим акционером-заимодавцем (дочернее лицо

участника группы СП, полностью принадлежащего стороне, чья группа включает

такого акционера), действующим в качестве займодавца, и в основном согласно форме,

согласованной сторонами в соответствии с рамочным соглашением. Во избежание

сомнений, настоящие принципы финансирования акционерами не должны применяться

к любому финансированию СП и, наоборот, акционеры СП должны финансировать

любые потребности в финансировании СП в соответствии с пунктом (b)(ii) статьи 3.6

соглашения о группе.

Положения и условия займа акционеров должны содержаться в соответствующем

договоре займа акционеров, при условии, что если не достигнуто единогласного

соглашения об ином:

(а) размеры всех параллельных совместных займов акционеров определяются в

соответствии со ст.1.3;

(b) положения и условия всех совместных займов акционеров, которые

индивидуально присущи либо иным образом неотделимы от конкретного совместного

заимодавца от акционеров, должны оставаться индивидуальными по отношению к

такому совместному заимодавцу от акционеров;

(с) все иные существенные положения и условия всех параллельных совместных

займов акционеров, включая, но не ограничиваясь ими, условие о валюте, сроке

наступления платежа, дни выплат, условия платежей, применимую процентную ставку,

начисление и уплату применимых процентов, разрешение споров и условия

принудительного исполнения, должны быть абсолютно одинаковыми (в то время как

все не существенные положения и условия таких параллельных совместных займов

акционеров должны быть в основном одинаковыми), так чтобы акционер,

предоставляющий финансирование участнику группы СП (иному, чем СП) согласно

пункту (b) ст.3.6 соглашения о группе совместного предприятия, все время

поддерживал соответствие доле в капитале; и

(d) ко всем договорам займа акционеров должно применяться российское право,

при условии, что

(i) каждый акционер заимодавец может решить в отношении любого договора

займа акционеров, стороной которого он является, что к такому договору займа

акционеров применяется право Англии; и

(ii) если любой акционер заимодавец принял решение согласно ст.1.2(d) (i), то все

52

договоры займа акционеров должны содержать положение следующего содержания:

«Если заимодавец получит или взыщет (в соответствии с долей в капитале) по

настоящему договору сумму, которая превышает сумму, полученную или взысканную

параллельными заимодавцами другой группы, то (А) при возникновении такой

избыточной суммы по праву Англии, (1) она будет считаться негарантированным

взысканием займа группы и (2) российская компания выплатит заимодавцам

причитающиеся им суммы распределения, (х) для того, чтобы заимодавец по праву

Англии получил сумму, которую бы он получил, если бы полученная сумма не

рассматривалась как негарантированное взыскание займа группы, и (у) и для того,

чтобы другой заимодавец получил сумму, указанную в пункте (х) выше, эквивалентно

своей доле в капитале, или (В) при возникновении такой избыточной суммы по

российскому праву российская компания выплатит заимодавцу по английскому праву

сумму необходимую для того, чтобы такой заимодавец оказался в положении,

равноценном положению заимодавца по российскому праву, пропорциональном доле в

капитале (ст.1.2 принципов финансирования акционерами).

Также предусмотрены соответствующие условия о размере займов акционеров

(п.1.3), сроке займов (ст.1.4), валюте займов (ст.1.5), возврате займов (ст.1.6),

применимой процентной ставке (ст.1.7), уплате процентов (ст.1.10), предоставления

займов акционеров и связанные с этим требования об уплате (раздел 2) и др.

В соответствии с межкредиторским соглашением от 23.06.2005 №0510501 (том

30, л.д. 17-34 стороны прияли во внимание, что ЛУКОЙЛ и «ConocoPhillips» являются

сторонами от группы совместного предприятия в связи с их прямым и косвенным

участием в капитале российской компании (общество). В принципах финансирования

акционерами ЛУКОЙЛ и «ConocoPhillips» договорились, что их соответствующие

участники группы предоставят займы акционеров для финансирования деятельности

заемщика. Группа ЛУКОЙЛа согласилась предоставить займы акционеров заемщику на

условиях, изложенных в договорах займа акционеров. Группа «ConocoPhillips»

согласилась предоставить займы акционеров заемщику на условиях, изложенных в

договорах займа акционеров. Каждая из сторон согласилась заключить настоящее

соглашение, в котором будут урегулированы определенные права и обязательства в

отношении обязательств по займам группы, которые подлежат исполнению в ее пользу.

В дату настоящего соглашения каждая из сторон заключила договор совместного займа

акционеров с заемщиком.

В соответствии с договором займа акционеров (том 30, л.д. 35-150, том 31) заем

53

предоставляется исключительно для целей финансирования деятельности заемщика

согласно п.3.6 соглашения о группе и не может использоваться заемщиком для каких-

либо иных целей (пункт 2.1 договора).

Пункт 3 второго дополнения к соглашению о группе совместного предприятия от

31.03.2006 предусматривает, что «ConocoPhillips» будет финансировать требования о

предоставлении денежных средств, направленные в отношении программы работ и

бюджета 2006 г., на основании договора займа акционеров «ConocoPhillips» на 2005 г. в

пределах общей основной суммы займов по определению этого термина в договоре

займа акционеров «ConocoPhillips» на 2005 г.

Пункт 3 четвертого дополнения к соглашению о группе совместного предприятия

от 29.12.2006 предусматривает, что «ConocoPhillips» будет финансировать требования о

предоставлении денежных средств, направленные в отношении программы работ и

бюджета 2007 г., на основании договора займа акционеров «ConocoPhillips» на 2006 г. в

пределах общей основной суммы займов по определению этого термина в договоре

займа акционеров «ConocoPhillips» на 2006 г.

Из анализа содержания рамочного соглашения от 29.09.2004 №0411326 и

соглашения о группе совместного предприятия от 29.09.2004 №0411329,

межкредиторского соглашения от 23.06.2005 №0510501, договоров займа акционеров

от 03.07.2006 №427/2006, от 23.06.2005 №455/2005, от 03.03.2006 №1115/2005, от

18.12.2006 №1285, от 02.07.2007 №653, от 21.09.2007 №943 следует, что:

(а) целью создания группы совместного предприятия было приобретение

компанией «ConocoPhillips» 30 процентов косвенного участия в уставном капитале

общества;

(b) в договоренность о группе совместного предприятия входят все договоры и

иные договоренности между сторонами (и/или их соответствующими

аффилированными лицами) в отношении какой-либо нефтегазовой деятельности,

ведущейся какой-либо из сторон (и/или их соответствующими аффилированными

лицами) в качестве договоренности о группе совместного предприятия. Из этого

следует, что договоры займа акционера от 03.07.2006 №427/2006, от 23.06.2005

№455/2005, от 03.03.2006 №1115/2005, от 18.12.2006 №1285, от 02.07.2007 №653, от

21.09.2007 №943 являются не самостоятельными договорами, а составной частью

соглашения о группе совместного предприятия от 29.09.2004 №0411329 и рамочного

соглашения от 29.09.2004 №0411326 сторонами которого являются ОАО «ЛУКОЙЛ» и

«ConocoPhillips».

(с) ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips» с вступлением в силу настоящих

соглашений получили возможность определять решения (возможность фактического

54

распоряжения), принимаемые обществом и NMN Holding B.V., а также условия ведения

обществом и NMN Holding B.V. предпринимательской деятельности;

(d) компания NMN Holding B.V. создана ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips» с

основной целью приобретения 50-ти процентного прямого участия в обществе, а также

управления деятельностью общества через соответствующие органы управления

общества;

(е) финансирование деятельности по добыче нефтегазовых ресурсов,

определенных соглашениями сторон, осуществляется за счет предоставления целевых

займов обществу от ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips»;

(е) участники группы совместного предприятия составляют финансовые отчеты в

соответствии с общепринятыми принципами бухгалтерского учета США (ОПБУ

США), с отражением всех сделок и условных обязательств надлежащим образом и

адекватно для целей учета и составления отчетов о финансовом положении участников

группы совместного предприятия, и проводят ежегодную аудиторскую проверку своей

финансовой отчетности в соответствии с ОПБУ США, применимыми российскими

принципами бухгалтерского учета и любыми иными применимыми законами и иными

нормативными актами;

(f) каждая из сторон имеет доступ к бухгалтерской и финансовой отчетности,

участников группы СП;

(g) стороны обязуются осуществлять контроль (прямой или косвенный) в

отношении ее аффилированных лиц, в целях обеспечения такими аффилированными

лицами всех обязательств по настоящему соглашению, которые указаны как

относящиеся к участникам ее группы; и всех обязательств по любому договору,

заключенному любым из ее аффилированных лиц в соответствии с соглашением о

группе совместного предприятия.

Из анализа содержания рамочного соглашения от 29.09.2004 №0411326 и

соглашения о группе совместного предприятия от 29.09.2004 №0411329 (принципы

финансирования акционерами - приложение №3 соглашения о группе),

Межкредиторского соглашения от 23.06.2005 №0510501, договоров займа акционеров

от 03.07.2006 №427/2006, от 23.06.2005 №455/2005, от 03.03.2006 №1115/2005, от

18.12.2006 №1285, от 02.07.2007 №653, от 21.09.2007 №943 следует, что договоры,

заключенные между обществом и «Phillips Petroleum International Investment Company»

от 23.06.2005 № 455/2005, от 03.03.2006 № 1115/2005, от 03.07.2006 № 427/2006, от

18.12.2006 № 1285, от 02.07.2007 № 653, от 21.09.2007 № 943 именуются договорами

займов акционеров.

55

(а) В данных договорах отражены все существенные вопросы по

соответствующим положениям и условиям предоставления займов акционеров,

которые должны быть отражены в договорах займа акционеров в соответствии с

принципами финансирования акционерами - приложение №3 соглашения о группе.

(b) Договоры займов акционеров идентичны форме договора займа акционера для

займов акционеров, которые предоставляются «ConocoPhillips», установленной

приложением 12 к пятому дополнительному соглашению № 0411329 0006 к

соглашению о группе совместного предприятия от 29.09.2004 № 0411329 (том 29,

л.д.28-71).

(c) Название договоров означает, что займы предоставляются акционерами

заемщика.

(i) В соответствии с определениями, содержащимися в принципах

финансирования акционеров (приложение № 3 к соглашению о группе совместного

предприятия от 29.09.2004 № 0411329), акционером-займодавцем является

юридическое лицо, назначенное акционером соответствующего участника группы СП,

посредством уведомления такому участнику группы СП и другим акционерам такого

участника группы СП для предоставления займа акционеров такому участнику группы

СП, при условии, что любое такое юридическое лицо будет являться дочерним лицом,

полностью принадлежащим стороне, чья группа включает такого акционера (том 26,

л.д.24-51).

(ii) Согласно определениям, содержащимся в соглашении о группе совместного

предприятия от 29.09.2004 № 0411329, акционеры означают акционеров СП (NMN

Holding B.B.) и участников российской компании (общество). Во избежание сомнений,

термин акционеры включает акционеров СП от ЛУКОЙЛа, участников российской

компании от ЛУКОЙЛа, акционеров СП от «ConocoPhillips» и СП (тома 25 – 29).

(iii) В силу п.1.2 (с) принципов финансирования акционерами (том 26, л.д.24-51)

все иные существенные положения и условия всех параллельных совместных займов

акционеров, включая, но не ограничиваясь ими, условие о валюте, сроке наступления

платежа, дни выплат, условия платежей, применимую процентную ставку, начисление

и уплату применимых процентов, разрешение споров и условия принудительного

исполнения, должны быть абсолютно одинаковыми, так чтобы акционер,

предоставляющий финансирование участнику группы СП (иному, чем СП) согласно

пункту (b) ст.3.6 соглашения о группе совместного предприятия, все время

поддерживал соответствие доле в капитале.

Акционерами в рамках соглашения о группе совместного предприятия от

29.09.2004 № 0411329 называются следующие юридические лица:

56

ООО «ЛУКОЙЛ Север» (50% общества);

NMN Holding B.V. (50% общества);

Lukoil Europe Holding B.V. (40% NMN Holding B.V.);

Continental Oil Company B.V. (60% NMN Holding B.V.).

Следовательно, исходя из принципа единства толкования договора, акционером,

предоставляющим займы акционеров в рамках указанных соглашений, могут являться

только ООО «ЛУКОЙЛ Север», Lukoil Europe Holding B.V., Continental Oil Company

B.V., полностью принадлежащие либо ОАО «ЛУКОЙЛ» либо «ConocoPhillips», либо

сами эти компании.

Иное лицо может являться займодавцем по указанным договорам займов

акционеров только в том случае, если одновременно отвечает всем следующим

критериям:

(i) полностью принадлежит ОАО «ЛУКОЙЛ» либо «ConocoPhillips»;

(ii) является акционером (участником) NMN Holding B.V. или общества;

(iii) акционер, предоставляющий финансирование участнику группы СП (иному,

чем СП) согласно пункту (b) ст.3.6 соглашения о группе совместного предприятия, все

время должен поддерживать соответствие своей доли в капитале.

Компания «Phillips Petroleum International Investment Company» в совокупности

таким требованиям не соответствует, так как

(а) не владеет акциями NMN Holding B.V. или общества (том 41, 42, 43); и

вследствие чего

(b) не является акционером, предоставляющим финансирование участнику

группы СП (иному, чем СП) согласно пункту (b) ст.3.6 Соглашения о группе

совместного предприятия.

Таким образом, акционером, предоставляющим финансирование участнику

группы СП (иному, чем СП) согласно пункту (b) ст.3.6 Соглашения о группе

совместного предприятия, и поддерживающим соответствие своей доли в капитале в

рассматриваемой ситуации, может быть только «ConocoPhillips».

Компания «Phillips Petroleum International Investment Company» использовалась

как промежуточное звено в цепочке кондуитных сделок по предоставлению займов

обществу, с тем, чтобы формально не соответствовать критериям тонкой

капитализации, закрепленным в п.2-4 ст.269 Кодекса.

Из изложенного следует, что фактически ОАО «ЛУКОЙЛ» и компания

«ConocoPhillips» договорились (пришли к соглашению, установили для себя), что

финансирование деятельности группы СП производится посредством предоставления

займов вместо вложения средств в уставной капитал общества.

57

Кроме того, ОАО «ЛУКОЙЛ» и компания «ConocoPhillips» предусмотрели в

ст.1.2 принципов финансирования акционерами (том 26, л.д.24-51) следующие

существенные положения, которые должны быть во всех договорах займа акционеров:

если заимодавец получит или взыщет (в соответствии с долей в капитале) по

настоящему договору сумму, которая превышает сумму, полученную или взысканную

параллельными заимодавцами другой группы, то (А) при возникновении такой

избыточной суммы по праву Англии, (1) она будет считаться негарантированным

взысканием займа группы и (2) российская компания выплатит заимодавцам

причитающиеся им суммы распределения, (х) для того, чтобы займодавец по праву

Англии получил сумму, которую бы он получил, если бы полученная сумма не

рассматривалась как негарантированное взыскание займа группы, и (у) и для того,

чтобы другой займодавец получил сумму, указанную в пункте (х) выше, эквивалентно

своей доле в капитале, или (В) при возникновении такой избыточной суммы по

российскому праву российская компания выплатит займодавцу по английскому праву

сумму, необходимую для того, чтобы такой займодавец оказался в положении,

равноценном положению займодавца по российскому праву, пропорциональном доле в

капитале.

Иными словами, в случае, если какой-либо займодавец каким-либо образом

получит денежные средства в рамках финансирования участника группы СП (иному,

чем СП) согласно пункту (b) ст.3.6 Соглашения о группе совместного предприятия,

вследствие чего соотношение долей в капитале общества у акционеров (участников)

изменится, то предусмотрены соответствующие гарантии в виде выплат займодавцу,

необходимых для того, чтобы такой займодавец оказался в положении, равноценном

положению займодавца по российскому праву, пропорциональном доле в капитале.

Следовательно, предусмотрены четкие правила фиксации соответствующей доли

участия ОАО «ЛУКОЙЛ» и компании «ConocoPhillips» в капитале общества.

Такие правила обычно применяются, как если бы финансирование поступало в

уставный капитал компании, и от соответствующей доли участия в капитале акционеры

получали бы доход в форме дивиденда.

Следовательно, такие действия акционеров (рамочное соглашение от 29.09.2004

№0411326, соглашение о группе совместного предприятия от 29.09.2004 №0411329

(принципы финансирования акционерами - приложение № 3 соглашения о группе),

межкредиторское соглашение от 23.06.2005 №0510501, договоры займа акционеров от

03.07.2006 №427/2006, от 23.06.2005 №455/2005, от 03.03.2006 №1115/2005, от

18.12.2006 №1285, от 02.07.2007 №653, от 21.09.2007 №943, отчетность

«ConocoPhillips» по форме 10-К, отчетность ОАО «Лукойл» по ОПБУ США) по

58

предоставлению займов соответствуют критериям понятия тонкой капитализации, как

оно понимается в США и Российской Федерации в рамках Международного договора

согласно Модели Соглашения ОЭСР и США об избежании двойного налогообложения

и комментариев к ним.

«Phillips Petroleum International Investment Company» является кондуитной

компанией, т.е. компанией, используемой для передачи и трансформации дохода для

целей уменьшения налоговых обязательств при операциях в сфере международных

экономических отношений. Кондуитная компания «Phillips Petroleum International

Investment Company» учреждена в соответствии с правом штата Делавэр США, где

имеется льготный режим налогообложения прибыли.

Штат Делавэр является оффшорной зоной согласно Указанию Банка России от

07.08.2003 №1317-У (ред. от 08.02.2010) «О порядке установления уполномоченными

банками корреспондентских отношений с банками-нерезидентами,

зарегистрированными в государствах и на территориях, предоставляющих льготный

налоговый режим и (или) не предусматривающих раскрытие и предоставление

информации при проведении финансовых операций (офшорных зонах)».

Таким образом, договоренности между ОАО «ЛУКОЙЛ» и компанией

«ConocoPhillips» в соответствии с рамочным соглашением от 29.09.2004 №0411326 и

соглашением о группе совместного предприятия от 29.09.2004 №0411329 являются

кондуитными сделками, т.е. сделками по переводу дохода в страну с льготными

условиями налогообложения.

Сделки по финансированию общества путем предоставления займов (рамочное

соглашение от 29.09.2004 №0411326, соглашение о группе совместного предприятия от

29.09.2004 №0411329, межкредиторское соглашение от 23.06.2005 №0510501, договоры

займа акционеров от 03.07.2006 №427/2006, от 23.06.2005 №455/2005, от 03.03.2006

№1115/2005, от 18.12.2006 №1285, от 02.07.2007 №653, от 21.09.2007 №943)

использовались для уменьшения налога у источника с использованием

(а) аффилированной (ассоциированной) компании Phillips Petroleum International

Investment Company» (учрежденной в соответствии с правом штата Делавэр) с

«ConocoPhillips»,

(b) Международного договора между РФ И США от 17.06.1992 «Об избежании

двойного налогообложения и предотвращении уклонения от налогообложения в

отношении налогов на доходы и капитал».

Главное преимущество межнациональной группы компаний ОАО «ЛУКОЙЛ» и

компании «ConocoPhillips» заключается в следующем. При прочих равных условиях

группа, состоящая из материнской компании в одной стране, и дочерней - в другой,

59

может в целом по корпорации уплатить налог в меньшей сумме, если прибыль

дочерней компании переводится в материнскую как проценты по займу, а не как

дивиденды по акциям. Суммы процентов, уплачиваемых по займу, уменьшают

налогооблагаемый доход дочерней компании, а дивиденды выплачиваются за счет

прибыли после налогообложения. Включение в группу такого промежуточного

участника (Phillips Petroleum International Investment Company»), как холдинг,

базирующегося в «налоговой гавани», может сочетать это преимущество с отсрочкой

(даже на неопределенное время) любой задолженности по налогу на доход,

находящийся в распоряжении материнской компании.

Однако налоговые издержки возможных схем движения капитала будут зависеть

от того, каким образом им препятствуют налоговые законодательства

заинтересованных стран, а также от наличия или отсутствия соответствующих

положений в международных договорах об избежании двойного налогообложения

между этими странами.

Рамочным соглашением от 29.09.2004 №0411326 и соглашением о группе

совместного предприятия от 29.09.2004 №0411329 между ОАО «ЛУКОЙЛ» и

компанией «ConocoPhillips» создана группа совместных предприятий.

На основании рамочного соглашения от 29.09.2004 №0411326 и соглашения о

группе совместного предприятия от 29.09.2004 №0411329 (с изменениями и

дополнениями) компания «ConocoPhillips» (место регистрации – штат Delawere США)

(100% участия) является единственным собственником компании Continental Oil

Company B.V. (Nederland). В свою очередь, компания Continental Oil Company B.V.

(Nederland) является акционером в размере 60% акционерного капитала компании

NMN Holding B.V. (Nederland).

ОАО «ЛУКОЙЛ» является единственным собственником (100% участия)

компании Lukoil Europe Holding B.V. (Nederland). Компания Lukoil Europe Holding B.V.

(Nederland) является акционером в размере 40% акционерного капитала компании

NMN Holding B.V. (Nederland).

Компания NMN Holding B.V. (Nederland) владеет 50-процентной долей участия в

уставном капитале общества.

ОАО «ЛУКОЙЛ» является единственным собственником (100% участия) ООО

«ЛУКОЙЛ-Север» (Россия). Компания ООО «ЛУКОЙЛ-Север» владеет 50-процентной

прямой долей участия в уставном капитале общества.

В результате заключенных соглашений ОАО «ЛУКОЙЛ» приобрело долю

косвенного участия в уставном капитале общества в размере 70 процентов, а компания

«ConocoPhillips» (Delawere) приобрела долю косвенного участия в уставном капитале

60

общества в размере 30 процентов.

В соответствии с рамочным соглашением от 29.09.2004 №0411326, соглашением о

группе совместного предприятия от 29.09.2004 №0411329 (ст.3.1, 3.6, 3.7, 20.3

соглашения о группе), принципами финансирования акционерами (ст.1.1, 1.2) и

межкредиторским соглашением от 23.06.2005 №0510501 предусмотрено

финансирование российской организации (общество) путем предоставления займов

акционеров (пункт 2.1 договоров займов-акционеров) пропорционально их

соответствующим долям косвенного участия в капитале (ОАО «ЛУКОЙЛ» - 70%,

«ConocoPhillips» – 30%).

Из содержания указанных договоренностей следует, что финансирование

заемщика (общество) в доле принадлежащей иностранной компании «ConocoPhillips»

(акционер) будет производить за счет денежных средств компании «ConocoPhillips»

полностью принадлежащее «ConocoPhillips» дочернее предприятие (аффилированное

лицо группы «ConocoPhillips», 100% прямого участия, ст.1.1, 3.6, 20.3 соглашения о

группе) - компания «Phillips Petroleum International Investment Company» (акционер-

заимодавец) – корпорация, учрежденная в соответствии с правом штата Делавэр

осуществляющая основную деятельность в США.

При этом из положений указанных выше договоров следует, что «ConocoPhillips»

осуществляет полный контроль (прямой и косвенный) в целях обеспечения такими

аффилированными лицами всех обязательств по соглашению о группе совместного

предприятия; и всех обязательств по любому договору, заключенному любым из ее

аффилированных лиц в соответствии с соглашением о группе совместного

предприятия.

Следовательно, договоры займа акционера от 03.07.2006 №427/2006, от

23.06.2005 №455/2005, от 03.03.2006 №1115/2005, от 18.12.2006 №1285, от 02.07.2007

№653, от 21.09.2007 №943 являются не самостоятельными договорами

(договоренностями), а составной частью соглашения о группе совместного

предприятия от 29.09.2004 №0411329 и рамочного соглашения от 29.09.2004

№0411326, сторонами которого являются ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips».

Как указано выше, иное лицо (т.е. не ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips», а

также ООО «ЛУКОЙЛ Север»; NMN Holding B.V.; Lukoil Europe Holding B.V.;

Continental Oil Company B.V.) может являться займодавцем по указанным договорам

займов акционеров только в том случае, если одновременно отвечает всем следующим

критериям:

(i) полностью принадлежит ОАО «ЛУКОЙЛ» либо «ConocoPhillips»;

(ii) является акционером (участником) NMN Holding B.V. или общества;

61

(iii) акционер, предоставляющий финансирование участнику группы СП (иному,

чем СП) согласно пункту (b) ст.3.6 соглашения о группе совместного предприятия, все

время должен поддерживать соответствие своей доли в капитале.

Компания «Phillips Petroleum International Investment Company» в совокупности

таким требованиям не соответствует, так как

(а) не владеет акциями NMN Holding B.V. или общества, вследствие чего

(b) не является акционером, предоставляющим финансирование участнику

группы СП (иному, чем СП) согласно пункту (b) ст.3.6 Соглашения о группе

совместного предприятия.

Таким образом, акционером, предоставляющим финансирование участнику

группы СП (иному, чем СП) согласно пункту (b) ст.3.6 соглашения о группе

совместного предприятия, и поддерживающим соответствие своей доли в капитале в

рассматриваемой ситуации может быть только компания «ConocoPhillips».

«Phillips Petroleum International Investment Company» использовалась как

промежуточное звено в цепочке кондуитных сделок по предоставлению займов

обществу, чтобы формально не соответствовать критериям тонкой капитализации,

закрепленным в п.2-4 ст.269 Кодекса.

Таким образом, фактически ОАО «ЛУКОЙЛ» и компания «ConocoPhillips»

договорились (пришли к соглашению, установили для себя), что финансирование

деятельности группы СП производится посредством предоставления займов вместо

вложения средств в уставной капитал общества.

Следовательно, фактическим займодавцем по указанным договорам займа

акционера от 03.07.2006 №427/2006, от 23.06.2005 №455/2005, от 03.03.2006

№1115/2005, от 18.12.2006 №1285, от 02.07.2007 №653, от 21.09.2007 №943 является

компания «ConocoPhillips».

Этот вывод подтверждается анализом ежегодных отчетов, предоставляющих

полный обзор деятельности «ConocoPhillips» за 2006-2007 г.г. по форме 10-К согласно

требованиям секции 13 и 15(d) Закона США о торговле ценными бумагами 1934 (том

45, л.д. 92-150, том 53-56).

Подтверждением факта финансирования заемщика (общество) в доле,

принадлежащей иностранной компании «ConocoPhillips», непосредственно самой

компанией «ConocoPhillips» через полностью принадлежащую «ConocoPhillips»

дочернюю компанию (100% прямого участия) - компанию «Phillips Petroleum

International Investment Company», являются нижеприведенные данные

консолидированной финансовой отчетности «ConocoPhillips» и ее дочерних компаний

за 2006 – 2007 г.г. (полный обзор бизнес и финансового состояния компании,

62

включающий аудированную финансовую отчетность, а также информацию об истории

компании, организационной структуре, управленческих компенсациях, активах,

аффилированных лицах и др.).

Согласно требованиям Секции 13 или 15(d) Закона о ценных бумагах и биржах от

1934 года, регистратор должным образом обеспечил подписание данного отчета за 2006

г. и 2007 г. нижеподписавшимися лицами (председатель совета директоров, президент

и главный исполнительный служащий – Джеймс Дж. Мулва, исполнительный

президент и главный финансовый служащий – Джон А.Карринг, вице-президент и

инспектор (основной бухгалтер) – Ренд К. Берней и др.), должным образом

уполномоченными на подпись.

Раздел «Разведка и Производство в России и странах Каспийского бассейна» :

В июне 2005 года «ConocoPhillips» и ЛУКОЙЛ создали совместное предприятие

ООО «Нарьянмарнефтегаз» для добычи ресурсов в северной части Тимано-Печорской

провинции России. Мы имеем 30 процентов владения и 50 процентов в доле

управления обществом. Мы используем метод учета по доле участия в совместном

предприятии. Общество разрабатывает Южно-Хылчуюйское (ЮХ) месторождения.

Продукция с месторождений совместного предприятия общества

транспортируется через трубопровод в действующий терминал, принадлежащий

ЛУКОЙЛ, с местом нахождения в Варандейском заливе Баренцева моря, а затем

доставляется танкерами на международные рынки. ЛУКОЙЛ планирует увеличить

пропускную способность терминалов с 30,000 баррелей в день до 240,000 баррелей в

день для обеспечения потребностей Южно-Хылчуюйского месторождения, совместно с

«ConocoPhillips», участвующей в разработке и финансировании проекта терминала.

Раздел «Инвестиции в ЛУКОЙЛ».

На 31.12.2006 (2007) наш сегмент в инвестициях в ЛУКОЙЛ представлял 6

процентов от общих активов «ConocoPhillips», и приносящие 9 (15) процентов общего

дохода. В сентябре 2004 года, совместно с ЛУКОЙЛ мы объявили международной

интегрированной нефтегазовой компании, с главным офисом в России, о договоре о

создании универсального стратегического альянса, посредством которого мы бы стали

стратегическим долевым инвестором в ЛУКОЙЛ.

Нам удалось выкупить на аукционе 7,6 процентов уставных и выпущенных

обычных акций ЛУКОЙЛ, которыми владело Правительство России. Сделка

завершилась 07.10.2004. К концу 2004 года нам удалось увеличить долю собственности

в ЛУКОЙЛ до 10 процентов, и к концу 2005 года мы увеличили нашу долю в

собственности до 16.1 процента. На 31.12.2006 (2007) мы владели 20 процентами

собственности, основанной на уставных и выпущенных акциях и 20.6 процентами

63

собственности, основанной на оцененных акциях в обращении. Для дополнительной

информации смотрите примечание 10 - инвестиции, займы и долгосрочные

поступления в приложениях к сводным финансовым отчетам.

Согласно акционерному договору между двумя компаниями мы имеем

представителей в совете директоров ЛУКОЙЛ (Совет). Устав компании ЛУКОЙЛ

требует единогласного решения совета по некоторым ключевым вопросам. К тому же,

акционерный договор ограничивает наш процент в собственности ЛУКОЙЛ 20

процентами, основанными на уставных и выпущенных акциях, а также ограничивает

нашу способность продавать акции ЛУКОЙЛ, принадлежащие нам, на период в 4 года,

начиная с 29.09.2004, за исключением некоторых обстоятельств. Мы используем метод

учета по доле участия для наших инвестиций в ЛУКОЙЛ. Мы оцениваем нашу общую

сумму акций, по достоверным запасам ЛУКОЙЛ на 31.12.2006 в 1,805 миллионов

баррелей в нефтяном эквиваленте.

Как указано в ежегодном отчете ЛУКОЙЛ за 2005 (2006) год, большая часть их

основной произведенной нефти в 2005 году была добыто в России: 65 (63) процентов в

Западносибирском регионе, 14 процентов в Тимано-Печорской провинции и 11 (12)

процентов в Уральском регионе.

Сегмент инвестиций в ЛУКОЙЛ включает наши инвестиции в обычные акции

ЛУКОЙЛ. В октябре 2004 года мы заключили сделку по приобретению 7,6 процентов

акций ЛУКОЙЛ, принадлежавших Правительству России на сумму приблизительно 2

миллиарда долларов США. В течение 2004, всего 2005 и 2006 годов мы инвестировали

еще 5,5 миллиардов долларов США, доведя нашу долю собственности, основанной на

выпущенных уставных акциях, в ЛУКОЙЛ до 20 процентов к концу 2006 года. Мы

инициировали данные инвестиции для того, чтобы воспользоваться дальнейшей

добычей потенциальных ресурсов России, где ЛУКОЙЛ занимает основные позиции в

разведанных ресурсах и производстве. Мы также заинтересованы в разработке

нефтяных и газовых ресурсах по привлекательным ценам. Наш сегмент разведки и

производства должен иметь интерес в прямом участии совместно с ЛУКОЙЛ в

больших нефтяных проектах на севере Тимано-Печорской провинции России и в

возможности потенциально участвовать в разработке Западного Курнского

месторождения в Ираке.

Осенью 2004 года «ConocoPhillips» и ЛУКОЙЛ договорились о развитии

Варандейского терминала как части наших инвестиций в совместное предприятие ООО

«Нарьянмарнефтегаз». У нас есть обязательство обеспечивать финансирование займов

Варандей Терминал Компани в объеме 30 процентов от стоимости расширения

терминала, но мы не будем иметь доли в управлении или собственности в терминале.

64

Мы оцениваем, что наш общий заем по обязательствам на расширение терминала будет

примерно составлять 460 миллионов долларов США по текущим обменным курсам,

включая начисленные проценты в ходе строительства. Данная сумма будет установлена

как оценочная стоимость проекта и график оплаты будет обновлен согласно

изменениям в курсе обмена рублей. На 31.12.2006 (2007) мы уже предоставили 203

(331) миллиона долларов США по финансовым займам, включая начисленные

проценты.

Наше капиталовложение за период в три года до 31.12.2006 составило 36,7

миллиардов долларов США, включая 7,5 миллиардов долларов США с 2004 по 2006

год в отношении нашего приобретения 20 процентов выпущенных уставных акций

ЛУКОЙЛ.

Кроме наших капитальных вкладов и инвестиций, имевших место в течение 2006

(2007) года, мы также выдали аффилированным компаниям займы, приблизительно в

800 (700) миллионов долларов США.

Раздел «Разведка и Производство».

Капиталовложение на разведку и производство в период в три года до 31.12.2006

составило 21,4 миллиарда долларов США. Затраты в течение периода в три года были

поддержаны несколькими ключевыми исследовательскими проектами и проектами по

добыче, включая приобретение доли в СП общество совместно с ЛУКОЙЛ, и

разработка Южно-Хылчуюйского месторождения.

В июне 2005 года «ConocoPhillips» и ОАО ЛУКОЙЛ создали совместное

предприятие ООО «Нарьянмарнефтегаз» для добычи ресурсов в северной части

Тимано-Печорской провинции России. СП общество является юридическим лицом с

переменным долевым участием потому, что мы и наша заинтересованная сторона,

ЛУКОЙЛ, имеем непропорциональные доли. Мы имеем 30 процентов владения и 50

процентов в доле управления в совместном предприятии. Мы не являемся

единственными учредителями юридического лица с переменным долевым участием и

используем метод учета по доле участия для данных инвестиций. На 31.12.2006 (2007)

зарегистрированная стоимость наших инвестиций в совместное предприятие

показывала доход в 984 (1,662) миллиона долларов США.

У нас есть обязательство обеспечивать финансирование займов в объеме 30

процентов от стоимости расширения терминала, но мы не будем иметь доли в

управлении или собственности в терминале. Мы являемся не единственным

учредителем, предоставляющим займы Варандей Терминал Компании в виде

финансовых активов. Мы оцениваем, что наш общий заем по обязательствам на

расширение терминала будет примерно составлять 460 миллионов долларов США по

65

текущим обменным курсам, включая начисленные проценты в ходе строительства.

Данная сумма будет установлена как оценочная стоимость проекта и график оплаты

будет обновлен согласно изменениям в курсе обмена рублей. На 31.12.2006 (2007) мы

уже предоставили 203 (331) миллиона долларов США по финансовым займам, включая

начисленные проценты.

Примечание 10 - инвестиции, займы, долгосрочные поступления

Компоненты инвестиций, займов и долгосрочных обязательств на 31 декабря:

миллионов долларов США

2007 2006

Инвестиция в уставный капитал 30,408 18,544

Займы и авансы - партнеры 1,871 1,118

Долгосрочные поступления 495 442

Другие инвестиции 554 609

33,328 20,713

Раздел «Инвестиции в акции без фиксированных дивидендов».

Аффилированные компании, в которых мы имеем значительные инвестиции:

ОАО «ЛУКОЙЛ» - 20 процентов доли в собственности на 31.12.2006 (16,1

процент к концу 2005 года). ЛУКОЙЛ добывает и производит сырую нефть, природный

газ и природный жидкий газ; обрабатывает, распространяет и перевозит сырую нефть и

топливные продукты; главный офис расположен в России.

ООО «Нарьянмарнефтегаз» - 30 процентов владения собственности и 50

процентов владения управления - совместное предприятие с ЛУКОЙЛ по разработке и

добыче нефтегазовых ресурсов в северной части Тимано-Печорской провинции России.

Суммарная 100-процентная финансовая информация по инвестициям в

акционерный капитал компаний-партнеров (информация по ЛУКОЙЛ основано на

оценочных данных):

миллионов долларов США

2007 г. 2006 г. 2005 г.

Доходы 143,686 113,607 96,367

Доход без подоходного налога 19,807 16,257 15,059

Общий доход 15,229 12,447 11,743

Текущие активы 29,451 24,820 23,652

Внеоборотные активы 90,939 59,803 48,181

Текущие обязательства 16,882 15,884 14,727

66

Основные обязательства 26,656 2.0,603 15,833

Таким образом, в данных консолидированной финансовой отчетности

«ConocoPhillips» за 2006 – 2007 г.г., а также ее дочерних компаний, по форме 10-К в

соответствии с требованиями Секции 13 или 15(d) Закона о торговле ценными

бумагами от 1934 года, «ConocoPhillips» указывает, что представляла займы обществу,

а так же получала доход от участия в нем.

При этом в период 2006-2007 годов само общество являлось убыточным

предприятием и не распределяло полученную прибыль между своими участниками.

Поэтому единственным источником дохода для компании «ConocoPhillips», который

мог быть получен от общества в указанный период, являлись проценты по спорным

займам.

Это также подтверждает вывод налогового органа о том, что фактическим

займодавцем по указанным договорам займа-акционера от 03.07.2006 №427/2006, от

23.06.2005 №455/2005, от 03.03.2006 №1115/2005, от 18.12.2006 №1285, от 02.07.2007

№653, от 21.09.2007 №943 является компания «ConocoPhillips».

Таким образом, задолженность общества перед «ConocoPhillips» в лице «Phillips

Investment Company» соответствует критериям контролируемой задолженности по п.2

ст. 269 Кодекса.

Подтверждением факта финансирования заемщика (общества) в доле,

принадлежащей иностранной компании «ConocoPhillips», непосредственно самой

компанией «ConocoPhillips» через полностью принадлежащую «ConocoPhillips»

дочернюю компанию (100% прямого участия) - компанию «Phillips Petroleum

International Investment Company», являются также данные консолидированной

финансовой отчетности ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2006 – 2007 г.г., а также ее дочерних

компаний, составленной в соответствии с Международными стандартами финансовой

отчетности ОПБУ США («US GAAP») (том 45, л.д.39-41, том 57).

Согласно примечанию №1 консолидированной финансовой отчетности ОАО

«ЛУКОЙЛ» за 2006 – 2007 г.г. отчетность отражает оценку руководством компании

возможного влияния существующих условий хозяйствования в странах, в которых

группа осуществляет свои операции, на результаты ее деятельности и ее финансовое

положение.

В настоящую консолидированную финансовую отчетность включены данные о

финансовом положении и результатах деятельности компании, а также ее дочерних

компаний, в которых компании прямо или косвенно принадлежит более 50%

голосующих акций или долей капитала и которые находятся под контролем компании

67

(примечание №2 основные принципы учетной политики консолидированной

финансовой отчетности ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2006 – 2007г.г.).

Согласно примечанию 12 «долгосрочная задолженность по кредитам и займам»

консолидированной финансовой отчетности ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2006 – 2007г.г.

компания группы имеет несколько кредитных соглашений со связанной стороной

группы, компанией «ConocoPhillips», с задолженностью в сумме 1 745 млн. долл. США

по состоянию на 31.12.2007 и датами погашения до 2037 г. По данным соглашениям

ставки процентов фиксированы и составляют от 6,8% до 8,2% годовых. Эти

соглашения являются частью стратегического альянса с компанией «ConocoPhillips».

Данное финансирование используется для развития добычи нефти и сбытовой

инфраструктуры в Тимано-Печорском регионе России.

В соответствии с примечанием 18 «консолидация предприятия с переменной

долей участия» в июне 2005 г. компания сформировала совместное предприятие с

компанией «ConocoPhillips» в рамках их стратегического альянса. Совместное

предприятие было образовано путем продажи компании «ConocoPhillips» доли участия

в 100%-м дочернем обществе компании ООО «Нарьянмарнефтегаз» за 529 млн. долл.

США. Совместное предприятие создано с целью разработки нефтяных месторождений

Тимано-Печорского региона России. Группа и компания «ConocoPhillips» имеют

равные права по управлению деятельностью совместного предприятия, а их доли

владения составляют 70% и 30% соответственно.

Группа определила, что общество является предприятием с переменной долей

участия, поскольку голосующие права группы не соответствуют ее доле владения, и вся

деятельность общество осуществляется в интересах группы и ее связанной стороны –

компании «ConocoPhillips». Группа также определила, что она является основным

выгодополучателем, и консолидировала общество.

В результате этой сделки группа получила прибыль в размере 152 млн. долл.

США, которая была включена в консолидированный отчет о прибылях и убытках за

2005 г.

Группа и компания «ConocoPhillips» обеспечивают финансирование ООО

«Нарьянмарнефтегаз» посредством долгосрочных займов пропорционально своим

долям владения. Данные займы подлежат погашению через 30 лет с возможностью

пролонгации еще на 35 лет по согласованию обеих сторон.

Первоначальная процентная ставка по данным займам составляла 0,1% годовых.

Поступления от займов были первоначально учтены обществом как часть собственного

капитала в результате отражения задолженности по займам по приведенной стоимости

с использованием рыночных процентных ставок. Разница между поступлениями от

68

займов и их приведенной стоимостью составляла вклад в капитал общества.

Во втором квартале 2006 г. группа и компания «ConocoPhillips» достигли

соглашения об изменении фиксированных ставок процентов по договорам займов,

которые составляли от 6,8% до 8,2% годовых. В результате данного соглашения

финансирование, полученное обществом от группы и от компании «ConocoPhillips»,

было перенесено из капитала в состав долгосрочных займов.

По состоянию на 31.12.2007 остаток задолженности общества по займам,

полученным от компании «ConocoPhillips», составлял 1 397 млн. долл. США и состоял

из нескольких займов, средневзвешенная процентная ставка по которым составила

7,84% годовых. Эта сумма включена в состав статьи «Долгосрочные кредиты и займы

от связанных сторон».

Таким образом, в данных консолидированной финансовой отчетности ОАО

«ЛУКОЙЛ» и его дочерних предприятий за 2006 – 2007 г.г., ОАО «ЛУКОЙЛ» также

указывает, что компания «ConocoPhillips» предоставляла займы обществу.

Как указано выше, в период 2006-2007 годов само общество являлось убыточным

предприятием и не распределяло полученную прибыль между своими участниками.

Поэтому единственным источником дохода для «ConocoPhillips», который мог быть

получен от общества в указанный период, могли являться проценты по спорным

займам.

Это так же подтверждает вывод налогового органа о том, что фактическим

займодавцем по указанным договорам займа-акционера от 03.07.2006 №427/2006, от

23.06.2005 №455/2005, от 03.03.2006 №1115/2005, от 18.12.2006 №1285, от 02.07.2007

№ 653, от 21.09.2007 № 943 является компания «ConocoPhillips».

Таким образом, задолженность общества перед «ConocoPhillips» соответствует

критериям контролируемой задолженности, установленным в п.2 ст. 269 Кодекса.

Доход, выплачиваемый обществом иностранной компании «ConocoPhillips»,

признается дивидендами для целей налогообложения прибыли и подлежит

налогообложению в Российской Федерации.

Общий принцип налогообложения процентов по долговым обязательствам в

рамках Международного договора между Россией и США от 17.06.1992 заключается в

том, что такие доходы подлежат налогообложению в государстве, резидентом которого

является их получатель (заимодавец).

Вместе с тем, Международный договор предусматривает особые правила

налогообложения процентов для ассоциированных предприятий.

Пункт 3 статьи 10 договора между Россией и США от 17.06.1992 устанавливает,

69

что термин «дивиденды» также включает доход от соглашений, включая долговые

обязательства, предусматривающие участие в прибылях, в случае, если они

определяются таким образом по законодательству Договаривающегося Государства, в

котором возникает доход. Этот термин применительно к Российской Федерации

включает прибыль, переводимую за границу иностранным участникам предприятия с

иностранными инвестициями, созданного по законам Российской Федерации.

Пункт 2 статьи 11 Международного договора содержит оговорку, согласно

которой термин «проценты» при использовании в настоящем Договоре означает доход

от долговых требований любого вида, кроме тех, о которы х говорится в пункте 3

Статьи 10 (Дивиденды), в частности, доход от правительственных ценных бумаг,

облигаций и долговых обязательств, включая премии и выигрыши, относящиеся к

таким ценным бумагам, облигациям и долговым обязательствам, а также любой другой

доход, который рассматривается законодательством Государства, в котором возникает

доход, как доход от предоставленных в ссуду сумм.

Таким образом, пункт 3 статьи 10 Договора является специальной нормой по

отношению к пункту 2 статьи 11 и имеет по отношению к ней приоритетное значение,

так как содержит более детализированное определение понятия дивидендов, что

исключает в определенных случаях квалификацию дохода от долговых требований в

качестве процентов.

Если сумма процентов по долговому требованию превышает сумму, которая была

бы установлена при взаимозависимости между заемщиком и займодавцем (то есть на

основании принципа вытянутой руки), то налогообложение суммы выплаты

осуществляется следующим образом:

а) часть суммы, соответствующая принципу вытянутой руки, подлежит

налогообложению по общему правилу, т.е. в государстве, резидентом которого

является их получатель;

б) избыточная часть выплаты облагается налогом в соответствии с

законодательством каждого государства, с учетом других положений международных

соглашений.

Приведенные правила означают, что к сумме процентов, завышенной в силу

отношений взаимозависимости между заемщиком и займодавцем, применяются нормы

национального налогового законодательства.

Таким образом, механизм налогообложения процентов по контролируемой

задолженности, предусмотренный международными соглашениями, отсылает к

положениям национального законодательства, определяющим специфику

налогообложения процентов по долговым обязательствам между взаимозависимыми

70

организациями. Приоритет международных соглашений применительно к этому

аспекту налогообложения по инициативе самих участников соглашений нейтрализуется

путем такой отсылки.

В Кодексе к таким специальным нормам относятся положения п.2-4 ст.269

Кодекса о налогообложении процентов по контролируемой задолженности.

Следовательно, Международный договор между Российской Федерацией и США

от 17.06.1992 предусматривает основание для квалификации дохода от долговых

требований в качестве дивидендов для целей исчисления налога на прибыль

организаций по правилам национального законодательства государства источника

возникновения дохода.

В соответствии с Венской конвенцией о праве международных договоров от

23.05.1969 (том 59, л.д.30-50) Конвенция применяется к любому договору,

являющемуся учредительным актом международной организации, и к любому

договору, принятому в рамках международной организации, без ущерба для

соответствующих правил данной организации (ст.5).

Статья 29 указанной Конвенции предусматривает, что если иное намерение не

явствует из договора или не установлено иным образом, то договор обязателен для

каждого участника в отношении всей его территории.

Согласно статье 31 Конвенции при толковании договора наряду с контекстом

учитываются, в том числе любые соответствующие нормы международного права,

применяемые в отношениях между участниками. Возможно обращение к

дополнительным средствам толкования, в том числе к подготовительным материалам и

к обстоятельствам заключения договора.

В силу указанных норм сфера действия Венской конвенцией о праве

международных договоров от 23.05.1969 распространяется на Конвенцию об

учреждении Организации экономического сотрудничества и развития (далее – ОЭСР),

к которой присоединились США и вступили в члены ОЭСР.

Согласно ст. 5, п.п. (а) и (b) Конвенции об учреждении ОЭСР к нормативным

актам Организации относится значительное число решений и рекомендаций,

касающихся принципиальных сторон политики, проводимой в странах-членах.

Решения имеют обязательную силу для всех стран-членов.

В рамках ОЭСР принимаются нормативно-правовые акты ОЭСР, в том числе

Модельная конвенция ОЭСР и официальные комментарии к ней.

Таким образом, в силу действия Венской конвенции о праве международных

договоров и нормативно-правовых актов ОЭСР, Модель соглашения ОЭСР и

официальные комментарии к ней обязательны для США.

71

В соответствии с введением раздел «В. Влияние Модели соглашения ОЭСР» п.12-

15 Модели соглашения ОЭСР (том 58, л.д.16) с 1963 г. Модель конвенции ОЭСР

оказала значительное влияние при проведении переговоров, применении и толковании

налоговых конвенций.

Во-первых, страны ОЭСР в целом следовали Модели конвенции при заключении

или пересмотре двухсторонних конвенций. Прогресс, достигнутый в устранении

двойного налогообложения между государствами-членами, может быть измерен все

увеличивающимся количеством конвенций, заключенных или пересмотренных в

соответствии с рекомендациями Совета ОЭСР. Значимость Модели конвенции

измеряется также тем, что в соответствии с рекомендациями Совета ОЭСР эти

конвенции следуют общей схеме и в большинстве случаев следуют основным

положениям Модели конвенции.

Во-вторых, влияние Модели конвенции вышло за пределы территорий стран

ОЭСР. Она была использована в качестве базового документа в переговорах между

странами-членами и не членами ОЭСР и даже между странами - не членами ОЭСР, а

также в работе других всемирных или региональных организаций в области двойного

налогообложения и связанных с ним проблем.

В-третьих, всемирное признание положений Модели конвенции и их включение в

большинство международных конвенций способствовали тому, что комментарии к

положениям модели конвенции стали всемирно приемлемым руководством к

толкованию и применению положений существующих двусторонних конвенций. Это

упростило толкование и приведение в силу этих двусторонних конвенций на общей

основе. По мере того, как сеть налоговых конвенций продолжает расширяться, все

больше возрастает значимость этого общепринятого руководства.

Следовательно, Модель соглашения ОЭСР (том 58, л.д.16)

1) является основой для заключения двухсторонних договоров в области

избежания двойного налогообложения;

2) на ее основе разрабатываются иные модельные конвенции договоров в области

избежания двойного налогообложения;

3) используется в качестве базового документа в переговорах между странами -

членами и не членами ОЭСР и даже между странами - не членами ОЭСР;

4) комментарии к положениям Модели конвенции стали всемирно приемлемым

руководством к толкованию и применению положений существующих двусторонних

конвенций.

В соответствии с нормами международного публичного права, обе стороны

международно-правового договора должны толковать и применять его содержание

72

одинаково. Кроме того, каждое государство обязано толковать одинаково идентичные

положения своих международных договоров с разными государствами.

США являются членом ОЭСР и применяет Модель соглашения о

налогообложении доходов, разработанную ОЭСР (том 58, л.д.16) и официальные

комментарии к ней. Если государства – члены ОЭСР включают положения Модель

соглашения ОЭСР в свои двусторонние договоры, то толкование соответствующих

норм в официальном комментарии ОЭСР становится обязательным.

Хотя в настоящее время Российская Федерация не является членом ОЭСР, но для

нее официальное толкование, содержащиеся в комментариях к Модели соглашения

ОЭСР, приобретает обязательный характер в результате действия принципа

идентичности толкования и понимания международно-правового договора, при

заключении двустороннего договора об избежании двойного налогообложения с

государством – членом ОЭСР.

Следовательно, в соответствии с принципами международного права договор

должен толковаться одинаково обеими сторонами и Россия должна, соответственно,

применять эти соглашения таким же образом, как и страны-партнеры.

Применение указанного принципа обусловлено также следующим.

В соответствии с пунктом 4 статьи 15 Конституции Российской Федерации,

общепризнанные принципы и нормы международного права и международные

договоры Российской Федерации являются составной частью ее правовой системы.

Согласно общепризнанным принципам толкования международного договора,

закрепленным в Преамбуле и статьях 31-33 Венской Конвенции о праве

международных договоров от 23.05.1969, при заключении международного договора,

его стороны достигают согласия о значении всех терминов и норм договора и значении

текста договора.

Договор между Российской Федерацией и США от 17.06.1992 «Об избежании

двойного налогообложения и предотвращении уклонения от налогообложения в

отношении налогов на доходы и капитал» имеет аутентичный текст на русском и

английском языках.

Нормы, закрепленные в статьях 9, 10, 11 и 24 Договора между Россией и США

идентичны по своей конструкции нормам, содержащимся в Модели соглашения ОЭСР

и Модели соглашения США об избежании двойного налогообложения 1996 и 1981

года, в Типовом соглашении Российской Федерации об избежании двойного

налогообложения и о предотвращении уклонения от уплаты налогов на доходы и

имущество, утвержденном Постановлением Правительства России от 24.02.2010 № 84

(том 59, л.д.15-29).

73

В соответствии с принципом международного сотрудничества, закрепленным

пунктом 3 статьи 1 Устава ООН (том 59, л.д.105-130), государства должны стремиться

обеспечить определенность в международных отношениях. Это подразумевает, что

позиция государства, высказанная в одностороннем порядке, выраженная

официальными лицами либо органами данного государств, признается его

официальной позицией и государство обязано ей следовать в своих действиях.

Таким образом, для Российской Федерации обязательным является значение норм

статей 9, 10, 11 и (23) 24 Модели соглашения ОЭСР и Типового соглашения об

избежании двойного налогообложения при толковании своих двусторонних договоров.

Соответственно для США толкование норм статей 9, 10, 11 и (23) 24 двустороннего

договора с Российской Федерацией, идентичных Модельной Конвенции США (том 58,

л.д.12-16) об избежании двойного налогообложения, производится в соответствии с

Моделью соглашения ОЭСР и Техническими пояснениями к данной Модельной

Конвенции.

Положения Модели соглашения, Типового соглашения Российской Федерации по

нормам статей 9, 10, 11 и (23) 24 идентичны и допускают применение норм о тонкой

капитализации (в случае Российской Федерации – статью 269 Кодекса).

Таким образом, и Российская Федерация и США вкладывают в значение данных

норм один и тот же смысл и одинаково толкуют данные нормы. Кроме того, ни

Российская Федерация, ни США не могут вкладывать в текстуально аналогичные

нормы, содержащиеся в других международных договорах каждого из указанных

государств с третьими странами, иное значение, чем установлено ими в двустороннем

договоре, поскольку это нарушает принцип pacta sunt servanda (принцип

добросовестного выполнения обязательств по международному праву), закрепленный в

пункте 2 статьи 2 Устава ООН и в Преамбуле Венской Конвенции о праве

международных договоров от 23.05.1969.

Принцип pacta sunt servanda, означает, что государство должно строго исполнять

требование конкретной нормы международного права. Поскольку источником нормы

международного права, закрепленных в международных договорах, является воля

договаривающихся государств, то невозможно придать одному и тому же тексту,

содержащемуся в различных договорах государства, различное значение, не нарушив

своих обязательств по уже существующим договорам.

США являются участником ОЭСР, и с 1955 года для них является обязательным

при заключении международных договоров об избежании двойного налогообложения,

применение Модели соглашения ОЭСР о налогообложении доходов и капитала.

Комментарии к Модели соглашения ОЭСР являются ее неотъемлемой частью.

74

Комментарии к статьям 9, 10, 11 и 24 Модели соглашения ОЭСР содержат прямое

указание на то, что данные нормы не запрещают и не ограничивают государства

применять внутренние нормы о тонкой капитализации. Нормы указанных статей

Модели соглашения ОЭСР идентичны нормам Договора между Россией и США.

Для США, как члена ОЭСР, значение правовых норм, содержащихся в статьях 9,

10, 11 и 24 Модели соглашения ОЭСР, указанное в Комментариях к Модели

соглашения ОЭСР, является обязательным. Таким образом, заключая двусторонний

договор с Российской Федерацией, США не могли вкладывать в текст статей 9, 10, 11 и

24 двустороннего Договора смысл иной, чем установлен для аналогичных норм

Комментариями к Модели соглашения ОЭСР.

Таким образом, Россия также не может придавать нормам двустороннего

Договора с США значение иное, чем придает этим нормам США. Следовательно, и для

США и для России содержание норм содержащихся в статьях 9, 10, 11 и (23) 24

двустороннего договора, аналогичное соответствующим нормам Модели соглашения

ОЭСР, таково, как оно разъясняется в Комментариях к Модели соглашения ОЭСР.

Кроме того, в рамках своей международной деятельности, Российская Федерация

является наблюдателем ОЭСР. В ходе работы по разработке Модели соглашения

ОЭСР, Российская Федерация официально заявила о признании норм данного

соглашения и Комментариев к нему, и даже особо оговорила свое право на применение

норм о тонкой капитализации, содержащихся во внутреннем законодательстве.

Из вышеизложенного следует, что воля обоих договаривающихся государств

(России и США) придала статьям 9, 10, 11 и (23) 24 Договора между ними смысл,

позволяющий применять нормы внутреннего законодательства о тонкой капитализации

(в случае Российской Федерации – статью 269 Кодекса).

Кроме того, для России Модель соглашения ОЭСР и официальное толкование,

содержащиеся в комментариях к Модели соглашения ОЭСР являются обязательными в

силу следующего.

В ходе 1155-й сессии Совета, состоявшейся 10-13 мая 2007 г., была согласована

«Общая процедура вступления новых членов» (документ Совета ОЭСР

C(2007)31/FINAL), в которой излагаются общие правила и основные этапы процесса

присоединения, получившего название «дорожная карта» (том 60, л.д. 86-139).

16 мая 2007 г. Совет ОЭСР на уровне министров принял резолюцию, в которой

содержалось решение о начале переговоров с Израилем, Российской Федерацией,

Словенией, Чили и Эстонией и поручение Генеральному секретарю разработать

условия и процедуру присоединения каждой из этих стран к ОЭСР для дальнейшего

75

рассмотрения и принятия Советом.

В ходе 1163-й сессии Совета ОЭСР 30 ноября 2007 г. была принята «Дорожная

карта присоединения Российской Федерации к конвенции об учреждении ОЭСР», в

разделе I. которой указано, что Совет подтверждает, что членство в ОЭСР предполагает

приверженность основополагающим ценностям, которые должны разделять страны-

кандидаты. Эти основополагающие ценности служат основой для формирования

общности подходов членов ОЭСР и были отражены в различных итоговых документах

заседаний Совета ОЭСР. Одним из требований для вступления в Организацию является

принятие этих ценностей, а также нормативно-правовой базы ОЭСР.

Согласно Приложению А.III «Дорожной карты присоединения Российской

Федерации к конвенции об учреждении ОЭСР» страны-кандидаты должны

придерживаться следующих ключевых принципов налогообложения:

- устранение двойного налогообложения на доходы и капитал путем

выполнения принципиальных условий Типовой налоговой конвенции ОЭСР;

- устранение двойного налогообложения путем обеспечения верховенства

принципа незаинтересованности, как это указано в Руководящих принципах ОЭСР,

касающихся трансфертного ценообразования и предназначенных для

транснациональных предприятий и налоговых ведомств, с целью определения

трансфертного ценообразования между ассоциированными предприятиями;

- участие в эффективном обмене информацией согласно варианту ст. 26

Типовой налоговой конвенции ОЭСР (2005 г.);

- борьба с негативной практикой налогообложения согласно Рекомендации

Совета от 1998 г. и соответствующим докладам.

Обязательства, связанные с членством в ОЭСР, также включают:

- принятие нормативных актов Организации, действующих на момент получения

приглашения о присоединении;

- принятие, в соответствующих случаях, отдельных норм, стандартов и правил,

обычно признаваемых членами ОЭСР (Раздел II п.12 рассмотрение соответствия

страны-кандидата нормам и требованиям ОЭСР).

Кроме того, необходимо учитывать публично высказанную в комментариях к

модельной конвенции ОЭСР позицию России, а именно: 4. Данная секция отражает

позиции следующих государств – не членов по Модельной Конвенции: Россия.

5. Поскольку эти экономики в целом согласны с текстом Статей Модельной

Конвенции и интерпретациями, содержащимися в Комментариях, для каждой

экономики есть некоторые области несогласия. В отношении каждой статьи Модельной

Конвенции, позиции включенные в эту секцию указывают, в чем государство

76

несогласно с текстом Статьи и где оно не согласно с интерпретацией данной в

Комментариях в соответствии со Статьей 1.

Статья 10. Дивиденды

Пункт 3.

8. Аргентина, Россия и Тунис оставляют за собой право включать положение,

которое будет позволять им применять меры тонкой капитализации их национальных

законов, вне зависимости от любых других положений Соглашения.

Постановлением Правительства России от 24.02.2010 №84 одобрено в качестве

основы для переговоров Типовое соглашение между Российской Федерацией и

иностранными государствами об избежании двойного налогообложения и о

предотвращении уклонения от уплаты налогов на доходы и имущество в основном

соответствующей принципам и содержанию Модельной конвенции ОЭСР.

В частности, в пункте 4 статьи 10 Типового соглашения указано, что термин

«дивиденды» при использовании в настоящей статье означает доход от акций или

других прав, не являющихся долговыми требованиями, дающих право на участие в

прибыли, а также доходы от других корпоративных прав, которые подлежат такому же

налогообложению, как доходы от акций в соответствии с законодательством того

Договаривающегося Государства, резидентом которого является компания,

распределяющая прибыль, а также доходы (в том числе в форме процентов), на

которые распространяется режим налогообложения доходов от акций в соответствии с

налоговым законодательством, касающимся "недостаточной капитализации", того

договаривающегося Государства, резидентом которого является компания,

выплачивающая дивиденды. Термин «дивиденды» также включает любые доходы от

участия в паевых инвестиционных фондах.

Таким образом, имеется последовательная позиция России относительно

приоритета применения национального законодательства в рамках соглашений об

избежании двойного налогообложения по вопросам «недостаточной капитализации».

Следовательно, для Российской Федерации положения Модели соглашения ОЭСР

и комментарии к ней являются обязательными. Для толкования положений договора

между Россией и США от 17.06.1992, идентичных положениям Модельной конвенции

ОЭСР, обязательным является смысл, преданный им официальным комментарием к

Модельной конвенции ОЭСР.

Пункт 3 статьи 10 Модельной конвенции ОЭСР в редакции, действующей в

проверяемый период, содержит следующее определение понятия «дивиденды» для

целей Конвенции: термин "дивиденды", как он использован в данной Статье,

подразумевает доходы от акций, акций с правом получения дивиденда, прав с правом

77

получения дивиденда, акций горнодобывающих компаний, акций учредителей, или

других прав, которые не подвержены долговым требованиям, участию в прибыли, а

также доходы от других корпоративных прав, которые должны облагаться таким же

подоходным налогом с акций, согласно законодательству того Государства, резидентом

которого является компания.

Согласно пункту 3, 6 статьи 11 Модельной конвенции ОЭСР Термин "процент",

как он использован в данной Статье, подразумевает доход от долговых требований

любого рода, обеспеченных или не обеспеченных залогом, содержащий или не

содержащий права участия в прибыли должника, и в частности, дохода от

государственных ценных бумаг и дохода с облигаций и долговых обязательств, в том

числе премий и вознаграждений, закрепленных за данными ценными бумагами,

облигациями или долговыми обязательствами. Если по причине особых отношений

между плательщиком и выгодоприобретателем процентов, или между ними обоими и

каким-либо другим лицом, сумма процентов, относящаяся к долговому требованию, на

основании которого она выплачивается, превышает сумму, которая была бы

согласована между плательщиком и выгодоприобретателем процентов при отсутствии

таких отношений, положения настоящей статьи применяются только к последней

упомянутой сумме. В таком случае избыточная часть платежей по-прежнему подлежит

налогообложению в соответствии с законодательством каждого Договаривающегося

Государства, с учетом других положений настоящей Конвенции .

Следовательно, п.3 ст.10 и п.3, 6 ст.11 Модели соглашения ОЭСР идентичны

пунктам 3 статьи 10 и пункту 2 статьи 11 договора между Россией и США от

17.06.1992.

Таким образом, механизм налогообложения процентов, указанный в п.3 ст.10 и

п.3, 6 ст.11 Модели соглашения ОЭСР содержит прямое указание на то, что доходы от

долговых обязательств могут признаваться дивидендами.

Официальный комментарий к Модельной конвенции ОЭСР по данному пункту

прямо предусматривает, что возможна квалификация дохода в виде процентов как

дивидендов для целей исчисления налога на прибыль организации в соответствии с

внутренним законодательством государства возникновения дохода относительно

«тонкой капитализации».

Статья 10. Дивиденды пункт 3 рассматривает не только дивиденды, как таковые,

но также проценты на займы, постольку, поскольку займодатель разделяет риск

компании, то есть погашение займа в значительной мере зависит от коммерческого

успеха предприятия. Статьи 10 и 11, таким образом, не препятствуют применения

режима к такому виду процентов, как к дивидендам, согласно внутренним правилам,

78

применяемым в стране заемщика относительно тонкой капитализации. Вопрос о том,

разделял ли займодатель риск предприятия, должен быть определен в каждом

индивидуальном случае с учетом всех обстоятельств, как в следующих примерах:

- заем значительно превышает все другие вклады в капитал предприятия (или был

взят для компенсации значительной части утраченного капитала) и в значительной

мере не соответствует погашаемым активам,

- кредитор участвует во всех прибылях компании.

Статья 11. Проценты пункт 3.19. - в ситуациях допускаемой тонкой

капитализации, иногда трудно различить дивиденды и проценты и для того, чтобы

избежать любые возможности перекрытия между категориями доходов, рассмотренных

в Статье 10 и Статье 11 соответственно, следует отметить, что термин "проценты" как

он использован в Статье 11 не включает доходы, которые рассматриваются на

основании Статьи 10.

Пункт 5 статьи 10 Модельной конвенции США предусматривает, что для целей

Конвенции термин «дивиденды» означает доход от акций или других прав, не

являющихся долговыми обязательствами, связанных с участием в прибыли, а так же

доход, который подлежит такому же налогообложению как и доход от акций в

соответствии с законами государства, резидентом которого является плательщик.

Термин «проценты» для целей настоящего Соглашения означает доход от

долговых обязательств любого вида, вне зависимости от обеспечения залогом, и вне

зависимости от права на участие в прибылях должника, а так же доходы от

государственных ценных бумаг, облигаций или долговых обязательств, включая

премии и выигрыши по таким ценным бумагам, облигациям или долговым

обязательствам и любой другой доход, подлежащий налогообложению как доход от

займа денег в соответствии с налоговым законодательством государства образования

дохода. Доходы, речь о которых идет в Статье 10 (Дивиденды) и штрафы за просрочку

платежа не признаются процентами для целей настоящей Конвенции (пункт 2 статьи 11

Модели соглашения США).

Следовательно, пункт 5 статьи 10 и пункт 2 статьи 11 Модельного соглашения

США идентичны п.3 ст.10 и п.3, 6 ст.11 Модельному соглашению ОЭСР, пункту 3

статьи 10 и пункту 2 статьи 11 договора между Россией и США от 17.06.1992г.

Таким образом, механизм налогообложения процентов, указанный в пункте 5

статьи 10 и пункт 2 статьи 11 Модельного соглашения США содержит прямое указание

на то, что доходы от долговых обязательств могут признаваться дивидендами.

Официальный комментарий к Модельному соглашению США по данному пункту

прямо предусматривает, что возможна квалификация дохода в виде процентов как к

79

дивидендам для целей исчисления налога на прибыль организации в соответствии с

внутренним законодательством государства возникновения дохода относительно

«тонкой капитализации».

Согласно Техническим объяснениям к Модельной Конвенции США о

налогообложении доходов 20.09.1996 (Статья 10. Дивиденды пункт 5) платеж,

именуемый процентом, который осуществлен компанией с тонкой капитализацией,

может рассматриваться как дивиденд, в той мере, как заем признается вкладом в

капитал по законам государства выплаты.

Статья 11. Проценты пункт 2 - термин «проценты» не включает суммы,

признанные дивидендами по статье 10 (Дивиденды).

Следовательно, Модель соглашения США и комментарий к ней устанавливают

возможность квалификации дохода в виде процентов как к дивидендам для целей

исчисления налога на прибыль организации в соответствии с внутренним

законодательством государства возникновения дохода относительно «тонкой

капитализации».

На основании изложенного, поскольку Договор между Россией и США от

17.06.1992 с учетом Модели соглашения ОЭСР, США и комментариев к ним

устанавливают возможность квалификации дохода в виде процентов как дивидендов

для целей исчисления налога на прибыль в соответствии с внутренним

законодательством государства возникновения дохода относительно «тонкой

капитализации», то норма пункта 2 статьи 269 Кодекса подлежит применению в

отношении контролируемой задолженности общества и дохода компании

«ConocoPhillips».

Доход компании «ConocoPhillips» в виде процентов по вышеназванным

договорам займа акционера признается дивидендами для целей налогообложения.

В соответствии с подпунктом а) пункта 2 статьи 10 договора между Россией и

США от 17.06.1992 данные дивиденды подлежат налогообложению в Российской

Федерации по ставке 5%.

В данном деле не применима норма пункта 3 статьи 23 (недискриминация)

Международного договора между Россией и США, так как общество не могло учесть в

качестве внереализационного расхода, уменьшающего налогооблагаемую базу по

налогу на прибыль организаций, проценты по займам, выплаченным в пользу

иностранной организации «ConocoPhillips».

Пунктом 3 статьи 23 Договора между Россией и США предусмотрено, что кроме

случаев, когда применяются положения пункта 1 Статьи 7 (Корректировка дохода в

случаях, когда одни лица участвуют прямо или косвенно в управлении, контроле или

80

капитале других лиц), пункта 4 Статьи 11 (Проценты) или пункта 4 Статьи 12 (Доходы

от авторских прав и лицензий), проценты, доходы от авторских прав и лицензий и

другие суммы, выплачиваемые лицом с постоянным местопребыванием в одном

Договаривающемся Государстве лицу с постоянным местопребыванием в другом

Договаривающемся Государстве, для целей определения облагаемой налогом прибыли

первого упомянутого лица с постоянным местопребыванием будут вычитаться при тех

же условиях, как если бы они были выплачены лицу с постоянным местопребыванием в

первом упомянутом Государстве.

В соответствии с пунктом 1 Статьи 7 Договора между Россией и США в случае,

если:

a) лицо, являющееся лицом с постоянным местопребыванием в одном

Договаривающемся Государстве, прямо или косвенно участвует в управлении,

контроле или капитале лица с постоянным местопребыванием в другом

Договаривающемся Государстве; или

b) одни и те же лица прямо или косвенно участвуют в управлении, контроле или

капитале лица с постоянным местопребыванием в Договаривающемся Государстве и

любого другого лица,

и в любом случае между двумя лицами в их коммерческих или финансовых

отношениях имеются или введены условия, отличающиеся от тех, которые имели бы

место между независимыми лицами, то любой доход, который был бы зачислен одному

из лиц, но не был зачислен из-за таких условий, может быть включен в доход этого

лица и, соответственно, обложен налогом.

Аналогичные нормы содержатся в статье 24. Недискриминация Модели

Соглашения ОЭСР и США и комментарий к Модели соглашения ОЭСР.

Таким образом, пункт 4 статьи 24 Модели соглашения ОЭСР и пункт 3 статьи 24

Модели соглашения США, аналогичные по содержанию норме пункта 3 статьи 23

Договора между Россией и США от 17.06.1992, а также комментарии к пункту 4 статьи

24 Модели соглашения ОЭСР и пункт 3 статьи 24 Модели соглашения США позволяют

применение норм об ограничении или запрете «тонкой капитализации» внутренним

законодательством государства возникновения дохода,

если их действие направлено на ассимилирование (уподобление, видоизменение)

прибыли заемщика с суммой, соответствующей прибыли, которая могла бы быть

получена в ситуации незаинтересованности;

если бы ссуда являлась нереальной и представляла бы собой платеж, например,

вклад в акционерный капитал;

если бы ссуда являлась нереальной и представляла бы собой платеж, например,

81

вклад в акционерный капитал;

и применение правил тонкой капитализации не должно влиять на увеличение

облагаемой налогом прибыли соответствующих национальных предприятий, выше, чем

на прибыли по принципу незаинтересованности.

Данные комментарии указывают на необходимость применения норм о «тонкой

капитализации» с учетом критериев ассоциированности (взаимозависимости) лиц.

Российское право содержит понятие ассоциированных лиц, в связи с тем, что

исходя из содержания ст.7 Кодекса приоритетное значение имеют правила и нормы

международных договоров Российской Федерации.

Договор между Россией и США в пункте 1 статьи 7 содержит критерии,

аналогичный критерию ассоциированности, содержащемся в пункте 1 статьи 9 Модели

соглашения ОЭСР и в пункте 1 статьи 9 Модели соглашения США.

Таким образом, ассоциированными лицами признаются лица, если одно лицо,

являющееся лицом с постоянным местопребыванием в одном Договаривающемся

Государстве, прямо или косвенно участвует в управлении, контроле или капитале лица

с постоянным местопребыванием в другом Договаривающемся Государстве; или если

одни и те же лица прямо или косвенно участвуют в управлении, контроле или капитале

лица с постоянным местопребыванием в Договаривающемся Государстве и любого

другого лица.

Общество, компания «Phillips Petroleum International Investment Company» и

компания «ConocoPhillips» являются ассоциированными лицами в соответствии с

критериями данной нормы.

Норма пункта 2 статьи 269 Кодекса в качестве одного из критерия

предусматривает признание задолженности контролируемой при факте прямого или

косвенного участия займодавца в уставном капитале заемщика не менее 20 процентов.

В Кодексе данный критерий аналогичен критерию ассоциативности, на который

ссылаются нормы Модельных конвенций ОЭСР и США.

Таким образом, норма пункта 3 статьи 23 договора между Россией и США не

препятствует и предусматривает применение норм пункта 2 – 4 статьи 269 Кодекса.

Кроме того, нормы статьи 23 Договора между Россией и США носят общий

порядок и устанавливают основной принцип взаимодействия договора и внутреннего

законодательства договаривающихся государств. Пункт 3 статьи 10 Договора имеет

приоритет, так как содержит специальное правило, допускающее применение норм

против «тонкой капитализации», содержащихся во внутреннем законодательстве

государства возникновения дохода.

Поскольку Договор между Россией и США от 17.06.1992 не считает

82

дискриминацией применение нормы о контролируемой задолженности, то нет

оснований не применять в отношении общества пункт 2 статьи 269 Кодекса, не

позволяющий учитывать в качестве внереализационного расхода для целей исчисления

налоговой базы по налогу на прибыль организации проценты по контролируемой

задолженности в сумме превышающей предельно допустимый размер.

Судебная практика, на которую ссылается заявитель, не применима в данном

случае, поскольку в ней рассматриваются ситуации с иными фактическими

обстоятельствами и ни в одном из приведенных судебных дел не рассматривался

вопрос о применении Договора между Россией и США.

Как указано выше, в ряде случаев Российская Федерация четко определяет, что

процент может считаться дивидендом и, соответственно, если этого не было сделано в

конкретном соглашении, то это может быть оценено как отказ России от применения

правил тонкой капитализации при удержании налога у источника применительно к

данному соглашению.

В качестве примера можно назвать соглашения:

с Чешской Республикой от 17.11.1995 (п.3 ст.10, п.2 ст.11 Конвенции) (том 60,

л.д.17-28),

с Португалией от 29.05.2000 (п. 3 Протокола к Конвенции) (том 60, л.д. 45-57),

с Испанией от 16.12.1998 (п. VII Протокола к Конвенции) (том 60, л.д.73-85),

с Мексикой от 07.06.2004 (п. 3 Протокола к Соглашению) (том 60, л.д.58-72),

с Бразилией от 22.11.2004 (п.5 Протокола к Конвенции) (том 58, л.д.1-14)

и Типовое соглашение между Российской Федерацией и иностранными

государствами об избежании двойного налогообложения и о предотвращении

уклонения от уплаты налогов на доходы и имущество, утвержденное постановлением

Правительства России от 24.02.2010 № 84 (том 58, л.д. 15-29).

По Соглашению с Чешской Республикой от 17.11.1995, если:

a) предприятие одного Договаривающегося Государства прямо или косвенно

участвует в управлении, контроле или капитале предприятия другого

Договаривающегося Государства, или

b) одни и те же лица прямо или косвенно участвуют в управлении, контроле или

капитале предприятия одного Договаривающегося Государства и предприятия Другого

Договаривающегося Государства,

и в любом случае двумя предприятиями в их коммерческих и финансовых

взаимоотношениях создаются или устанавливаются условия, отличные от тех, которые

имели место между независимыми предприятиями, тогда любая прибыль, которая

могла бы быть начислена одному из предприятий, но из-за наличия этих условий не

83

была ему начислена, может быть включена в прибыль этого предприятия и,

соответственно, обложена налогом (ст. 9).

Термин "дивиденды" при использовании в настоящей статье означает доход от

акций и других прав, не являющихся долговыми обязательствами, на участие в

распределении прибыли, так же, как и другой доход, подлежащий такому же

налогообложению, как и доход от акций, в соответствии с налоговым

законодательством государства, резидентом которого является компания,

выплачивающая дивиденды (п.3 ст.10).

Термин "проценты" при использовании в настоящей статье означает доход от

долговых требований любого вида, независимо от ипотечного обеспечения и

независимо от владения правом на участие в прибыли должника и, в частности, доход

от правительственных ценных бумаг и доход от облигаций или долговых обязательств,

включая премии и выигрыши по этим ценным бумагам, облигациям или долговым

обязательствам. Термин "проценты" не будет включать любой вид дохода, который

считается дивидендами в соответствии с положениями пункта 3 статьи 10 (п. 2 ст. 11).

За исключением случаев, когда применяются положения статьи 9, пункта 5 статьи

11 или пункта 6 статьи 12, проценты, роялти и другие выплаты, осуществляемые

предприятием одного Договаривающегося государства резиденту другого

Договаривающегося государства, должны для целей определения налогооблагаемой

прибыли такого предприятия подлежать вычетам на тех же условиях, как если бы они

выплачивались резиденту первого упомянутого государства (п. 4 ст. 24).

По Соглашению с Португалией от 29.05.2000 - положения статьи 24 не

препятствуют применению любого положения налогового законодательства

Договаривающегося Государства, касающегося проблем "тонкой" капитализации (п. 3

Протокола к Конвенции).

В Соглашении с Испанией от 16.12.1998 (п. VII Протокола к Конвенции)

понимается, что положения статьи 24 не препятствуют применению

Договаривающимся Государством его внутреннего законодательства, касающегося

недостаточной капитализации.

В Соглашении с Мексикой от 07.06.2004 (п. 3 Протокола к Соглашению)

установлено, что если законодательство Договаривающегося Государства требует

квалифицировать платеж полностью или частично как дивиденд, или ограничивает

вычет такого платежа в соответствии с правилами недостаточной капитализации, или

потому что соответствующий долговой инструмент включает процент на стоимость

капитала, Договаривающееся Государство может рассматривать такой платеж в

соответствии с этим законодательством.

84

В новом Типовом Соглашении между Российской Федерацией и иностранными

государствами установлено, что положения статьи "Недискриминация" не запрещают

государству применять положения своего законодательства, касающегося понятий

"недостаточная капитализация" или "контролируемые иностранные компании" (ст. 24).

При этом понятие "проценты" не включает проценты, рассматриваемые как дивиденды

в соответствии с недостаточной капитализацией (ст. 11), а понятие "дивиденды", в

свою очередь, включает доходы (в т.ч. в форме процентов), на которые

распространяется режим налогообложения доходов от акций в соответствии с

правилами недостаточной капитализации (ст. 10).

Таким образом, в указанных Соглашениях и Типовом Соглашении закрепляется

право применять правила недостаточной капитализации в соответствии с требованиями

российского налогового законодательства в отношении процентного дохода,

выплачиваемого за рубеж по контролируемой задолженности. Данный перечень

соглашений не является исчерпывающим.

В соглашениях Российской Федерации с Венгрией (п. 3 ст. 10, п. 2 ст. 11, п. 1 ст.

24 Соглашения от 01.04.1994), Швецией (п. 3 ст. 10, п. 2 ст. 11, п. 1 ст. 23 Конвенции от

15.06.1993), Финляндией (п. 4 ст. 10, п. 2 ст. 11, п. 4 ст.23 Соглашения от 04.05.1996г.),

Нидерландами (п. 4 ст. 10, п. 2 ст. 11, п. 3 ст. 25 Соглашения от 16.12.1996, пункт IV

Протокола от 16.12.1996 к Соглашению), применение которых анализировалось по

судебным делам, приведенных заявителем, четко определено, что процент не может

считаться дивидендом и, соответственно, это расценивается как отказ России от

применения правил тонкой капитализации при удержании налога у источника

применительно к данному соглашению.

Исходя из изложенного, судом установлено, что задолженность общества перед

иностранной организацией «Phillips Petroleum International Investment Company» по

смыслу пункта 2 статьи 269 Кодекса является контролируемой исходя из следующего.

Все упомянутые выше договоры между ОАО «ЛУКОЙЛ» и иностранной

организацией «ConocoPhillips», а также их дочерними и аффилированными лицами

(общество, «НМН Холдинг БУ», «Phillips Petroleum International Investment Company»),

переписка организаций по исполнению соглашений о группе совместного предприятия

от 29.09.2004 № 0411329 связаны между собой единой целью – разведкой, добычей,

обработкой, сбором, перевозкой, хранением и сбытом сырой нефти и природного газа,

переработкой сырой нефти и газа и перевозкой и хранением и сбытом продуктов,

полученных из сырой нефти и природного газа, оценкой и разработкой нефтяных и

газовых месторождений, участие в управлении, финансировании иных предприятий и

компаний, а также предоставление обеспечения для компаний группы (том 34 л.д. 89).

85

Так, в Соглашении о завершении и первом дополнительном соглашении к

рамочному соглашению и первому дополнению к соглашению о группе совместного

предприятия между ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips» от 23.06.2005 № 0510510

указано, что Рамочное соглашение, СГСП и другие соглашения, помимо прочего,

предусматривают основу планируемой сделки между сторонами (том 29 л.д. 101). То

есть, ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips» рассматривают свои взаимоотношения в

рамках указанных выше договоров как единую сделку. Такое понимание

взаимоотношений сторон полностью соответствует положениям статьи 431 ГК РФ

«Толкование договора», которой установлено, что при толковании договора должна

быть выяснена действительная общая воля сторон с учетом цели договора. При этом

принимаются во внимание все соответствующие обстоятельства, в ключая

предшествующие договору переговоры и переписку, практику, установившуюся во

взаимных отношениях сторон, обычаи делового оборота, последующее поведение

сторон.

Таким образом, комплекс соглашений, заключенных между ОАО «ЛУКОЙЛ» и

иностранной организацией «ConocoPhillips», а также их дочерними и

аффилированными лицами (общество, «НМН Холдинг БУ», «Phillips Petroleum

International Investment Company») представляет собой единый договор, содержащий

единое обязательство, с единой целью.

Из доказательств, представленных налоговым органом в материалы дела, следует,

что все последующие за соглашением о группе совместного предприятия от 29.09.2004

№ 0411329 и рамочным соглашением договоры и дополнительные соглашения лишь

конкретизируют детали данного соглашения для определенного этапа развития

отношений между организациями в связи с развитием единого обязательства для

решения единой цели.

Все эти соглашения содержат ссылку на то, что они заключены с целью

исполнения обязательств ОАО «ЛУКОЙЛ» и иностранной организации

«ConocoPhillips» по соглашению о группе совместного предприятия от 29.09.2004 №

0411329.

Так, Приложение Е к рамочному соглашению в пункте 11.1 содержит прямое

указание на то, что данное соглашение и другие договоренности о группе совместного

предприятия представляют собой полный объем договоренностей сторон в отношении

предмета настоящего соглашения. Такие же указания содержатся во всем комплексе

заключенных сторонами соглашений.

С целью реализации указанных выше задач ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips»

письменно договорились о форме договора займа акционеров (том 32 л.д. 37), который

86

в последующем был заключен между обществом и «Phillips Petroleum International

Investment Company».

Согласно пунктам 2.1-2.2 договоров займа акционера: договор от 21.09.2007 №

943/200 (том 30 л.д. 36), договор от 03.03.2006 № 1115/2005 (том 30 л.д. 79), договор от

18.12.2006 № 1285/06 (том 30 л.д. 121), договор от 02.07.2007 № 653/2007 (том 31 л.д.

17), договор от 23.06.2005 № 455/2005 (том 31 л.д. 59), договор от 03.07.2006 (том 31

л.д. 103): заем предоставляется исключительно для целей финансирования

деятельности заемщика согласно пункту 3.6 Соглашения о группе совместного

предприятия и не может быть использован заемщиком для каких-либо иных целей.

Таким образом, общество получило финансирование для реализации намеченных

ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips» целей, изложенных в соглашении о группе

совместного предприятия от 29.09.2004 № 0411329.

Кроме того, данное соглашение объединено единым субъектным составом.

Во исполнение данной сделки группа «ConocoPhillips» обязалась предоставить

займы акционеров заемщику на условиях, изложенных в договорах займа акционеров

(том 30 л.д. 20), обязательства по займу группы означает все без исключения

обязательства заемщика перед акционерами-займодавцами, включая суммы,

причитающиеся от заемщика по любому договору займа группы (том 30 л.д. 21). При

этом согласно рамочному соглашению, группа «ConocoPhillips» означает

«ConocoPhillips» и его аффилированных лиц, участник группы «ConocoPhillips»

означает любого участника группы «ConocoPhillips» (том 32 л.д. 11).

Займодавец группы означает любую сторону или ее дочернее лицо, полностью ей

принадлежащее, которое является займодавцем любого займа группы (том 26 л.д. 47).

Дочернее лицо означает по отношению к какому-либо лицу любое другое лицо,

контролируемое этим лицом (том 32 л.д. 25).

Совместный заем акционеров означает любой из займов акционеров,

предоставленный с целью покрыть суммы, требуемые заемщиком в соответствии со

статьей 3.6 Соглашения о группе совместного предприятия (том 26 л.д.48). Акционер-

займодавец означает юридическое лицо, назначенное акционером соответствующего

участника группы СП, при условии, что любое такое юридическое лицо будет являться

дочерним лицом, полностью принадлежащим Стороне, чья группа включает такого

акционера (том 26 л.д. 50).

Из Межкредиторского соглашения между ОАО «ЛУКОЙЛ» и «Phillips Petroleum

International Investment Company» № 0510501 следует, что «Phillips Petroleum

International Investment Company» является акционером-займодавцем от

«ConocoPhillips», ЛУКОЙЛ и «ConocoPhillips»являются сторонами соглашения о

87

группе совместного предприятия в связи с их прямым и косвенным участием в

капитале Российской Компании (общество), ЛУКОЙЛ и «ConocoPhillips»

договорились, что их соответствующие участники Группы предоставят займы

акционеров для финансирования деятельности заемщика, группа «ConocoPhillips»

согласилась предоставить займы акционеров заемщику на условиях, изложенных в

договорах займа акционеров (том 30 л.д. 19, л.д. 20).

Таким образом, как было указано выше, заключение договоров, в том числе и

договоров займа акционеров между обществом и «Phillips Petroleum International

Investment Company» обусловлено единой для всех договоров в комплексе целью,

единым субъектным составом и они представляют собой единое обязательство.

Поскольку гражданским законодательством РФ не предусмотрено иное, условия

единого обязательства, связанные единой целью, могут содержаться в нескольких

документах, при этом представляя собой единый договор, что и имеет место в

рассматриваемом случае.

Таким образом, ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips» обязались финансировать

деятельность общество через участников групп компаний ОАО «ЛУКОЙЛ» и

«ConocoPhillips».

Группа компаний «ConocoPhillips» для целей данного договора выступала в

качестве единого лица, в том числе и в качестве займодавца.

Даже если принять позицию общества о том, что задолженность не является

контролируемой, поскольку «Phillips Petroleum International Investment Company» не

является участником общества, имеются иные основания для применения п. 2 ст. 269.

«ConocoPhillips», исходя из документов, представленных в материалы дела,

выступает поручителем, гарантом или иным образом обязуются обеспечить исполнение

долгового обязательства российской организации.

Конструкция нормы, содержащейся в пункте 2 статьи 269 Кодекса, предполагает

три вида ситуации по субъектному составу, когда задолженность может быть признана

контролируемой:

1. Если налогоплательщик - российская организация имеет непогашенную

задолженность по долговому обязательству перед иностранной организацией, прямо

или косвенно владеющей более чем 20 процентами уставного (складочного) капитала

этой российской организации.

2. Либо по долговому обязательству перед российской организацией,

признаваемой в соответствии с законодательством Российской Федерации

аффилированным лицом указанной иностранной организации.

3. А также по долговому обязательству, в отношении которого такое

88

аффилированное лицо и (или) непосредственно эта иностранная организация

выступают поручителем, гарантом или иным образом обязуются обеспечить

исполнение долгового обязательства российской организации.

Как указано выше, налоговым органом было установлено, что размер

задолженности общества перед иностранной организацией более чем в 3 раза

превышает разницу между суммой активов и величиной обязательств общества на

последнее число отчетного (налогового) периода, что не оспаривается заявителем.

Кроме того, «ConocoPhillips» осуществляет контроль за исполнением

обязательств общества по договорам займа. В «Принципах финансирования

акционерами» (том 26 л.д. 40) содержатся гарантии: удержание и обязанность

возвращения сумм финансирующей стороне. Представленные налоговым органом

письма (том 26 л.д. 61-126) подтверждают, что «ConocoPhillips» будет финансировать

требования о предоставлении денежных средств по договору займа акционеров (том 26

л.д. 74-75).

Согласно статье 329 ГК РФ, исполнение обязательств может обеспечиваться

неустойкой, залогом, удержанием имущества должника, поручительством, банковской

гарантией, задатком и другими способами, предусмотренными законом или договором.

Таким образом, обязавшись финансировать требования о предоставлении

денежных средств по договору займа акционеров, «ConocoPhillips» гарантировало

своему аффилированному лицу, в том числе и исполнение долгового обязательства

российской организацией.

«ConocoPhillips» участвовало в согласовании размера, сроков и порядка уплаты

процентов по договорам займа, то есть влияло на существенные условия этих

договоров и в рамках своей группы предоставило финансирование обществу.

«ConocoPhillips» осуществляло права корпоративного контроля над займом.

Приложение Е к рамочному соглашению на страницах 13-16 содержит гарантии,

предоставляемые ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips» в отношении общества и

«Phillips Petroleum International Investment Company». Так, подпункт «е» пункта 7.2

приложения Е к рамочному соглашению (том 34 л.д. 93) гласит, что нарушающая

сторона считается уступившей не нарушающей стороне все свои права на получение

выплат и прибыли любого из участников группы СП.

По смыслу пункта 1 статьи 329 ГК РФ это является иным способом обеспечения

исполнения обязательства, предусмотренным законом и договором.

Пунктом 8.1 приложения Е к рамочному соглашению (том 34 л.д. 94)

предусмотрено, что для обеспечения исполнения обязательства сторона соглашения о

группе СП (ОАО «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips») должна осуществлять все правомочия

89

корпоративного или договорного контроля за деятельностью любого дочернего лица

для такой стороны. То есть, с целью обеспечения исполнения договора займа

«ConocoPhillips» обязалось осуществлять правомочия корпоративного или договорного

контроля, в том числе за деятельностью общества. Те же правила содержатся в пунктах

8.2, 8.4 Приложения.

В соответствии с условиями договора займа общество запрашивало у

«ConocoPhillips» суммы на использование заемных средств. Это прямо следует из

писем, представленных инспекцией (том 49 л.д. 1, л.д. 3, л.д. 5, л.д. 7 и т.д. до л.д. 149,

том 50 л.д. 1-36, том 51 л.д. 28-160, том 52 л.д. 1-23).

Таким образом, предоставление и расходование заемных средств

контролировалось непосредственно «ConocoPhillips», чем опровергается утверждение

заявителя об отсутствии такого контроля.

Получение прибыли от общества в бухгалтерской отчетности также отражало у

себя «ConocoPhillips». Как указано выше, согласно бухгалтерской отчетности

(опубликована на официальном сайте компании «ConocoPhillips» в сети Интернет)

«ConocoPhillips» отражало в качестве дохода средства, полученные от общества, в то

время как общество является убыточным и прибыли за проверяемые периоды не

распределяло (тома 53-57).

Кроме того, согласно статье 807 ГК РФ по договору займа одна сторона

(займодавец) передает в собственность другой стороне (заемщику) деньги или другие

вещи, определенные родовыми признаками, а заемщик обязуется возвратить

займодавцу такую же сумму денег (сумму займа) или равное количество других

полученных им вещей того же рода и качества.

Договор займа считается заключенным с момента передачи денег или других

вещей.

Соответственно, договор займа является реальным договором, что предполагает

приоритет содержания договора над его формой.

Как следует из документов, представленных инспекцией (том 49), общество

запрашивало заемные денежные средства непосредственно у «ConocoPhillips». Так,

например, на февраль 2006 года было запрошено 465 963 530, 40 руб. (том 49 л.д. 3-4).

Из банковских выписок по счетам «Phillips Petroleum International Investment

Company» за тот же период времени (февраль 2006 г. ) видно, что эту же сумму «Phillips

Petroleum International Investment Company» по поручению «ConocoPhillips»

перечислило в адрес общества:

- 06.02.2006 была перечислена сумма 120 000 000 руб. (том 47 л.д. 15);

- 13.02.2006 была перечислена сумма 116 490 882, 60 руб. (том 47 л.д. 16);

90

- 17.02.2006 была перечислена сумма 150 000 000 руб. (том 47 л.д. 17);

- 22.02.2006 была перечислена сумма 79 472 647,80 руб. (том 47 л.д. 17),

что в сумме составляет 465 963 530, 40 руб.

Таким образом, с учетом приоритета содержания над формой договора займа,

общество имело договорные взаимоотношения непосредственно с «ConocoPhillips»,

поскольку именно «ConocoPhillips» исполняло обязательства по договорам займа перед

обществом.

Учитывая изложенное, судом отклоняются приведенные выше доводы заявителя.

Налоговый орган обоснованно применил к взаимоотношениям сторон положения

пункта 2 статьи 269 Кодекса.

Также суд не находит оснований для признания недействительным решения в

части пункта 2 (налог на прибыль в виде дивидендов за 2006-2007 г.г.).

Решение не содержит требования о взыскании с общества суммы налога на

прибыль с доходов, полученных иностранной организацией.

В соответствии с требованиями п. 8 ст. 101 Кодекса к составлению решения о

привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в нем

излагаются обстоятельства совершенного привлекаемым к ответственности лицом

налогового правонарушения так, как они установлены проведенной проверкой, со

ссылкой на документы и иные сведения, подтверждающие указанные обстоятельства,

доводы, приводимые лицом, в отношении которого проводилась проверка, в свою

защиту, и результаты проверки этих доводов, решение о привлечении

налогоплательщика к налоговой ответственности за конкретные налоговые

правонарушения с указанием статей настоящего Кодекса, предусматривающих данные

правонарушения, и применяемые меры ответственности. В решении о привлечении к

ответственности за совершение налогового правонарушения указываются размер

выявленной недоимки и соответствующих пеней, а также подлежащий уплате штраф.

Приложением №12 к Приказу ФНС России от 31.05.2007 № ММ-3-06/338@ «Об

утверждении форм документов, используемых налоговыми органами при реализации

своих полномочий в отношениях, регулируемых законодательством о налогах и

сборах» установлена форма решения о привлечении к ответственности, из которой

следует, что в мотивировочной части налоговый орган устанавливает обстоятельства

налогового правонарушения и определяет объем неуплаченных налогов (завышенных

убытков) вследствие выявленного правонарушения, на основании чего и

руководствуясь ст. 101 решает привлечь налогоплательщика к ответственности (п.1) и

начислить пени (п.2).

Пунктом 3 резолютивной части рекомендуемой формы решения налоговый орган

91

предлагает уплатить недоимку, штрафы по п.1 и пени по п.2.

Во исполнение вышеуказанных нормативных положений инспекцией в

резолютивной части решения по выездной налоговой проверке отражены следующие

предложения:

1) уплатить недоимку по налогам и сборам – налог на добычу

общераспространенных полезных ископаемых в сумме 127 219 680 руб., налог на

имущество организаций в сумме 9 045 702 руб.;

2) уплатить пени за несвоевременную уплату (неперечисление) налогов и сборов

– налог на добычу полезных ископаемых 61 234 021 руб., налог на имущество

организаций 2 929 521 руб., налог на добавленную стоимость (налоговый агент)

474 725 руб., налог на доходы физических лиц 46 570 руб., налог с доходов

иностранных юридических лиц, получающих доходы из источников находящихся на

территории Российской Федерации 44 017 796 руб.

3) уплатить налоговые санкции по п.1 ст.122 Кодекса (неуплата (неполная уплата)

сумм налога на добычу общераспространенных полезных ископаемых в результате

занижения налоговой базы за июнь - декабрь 2007 год) - 3 040 311 руб., неуплата

(неполная уплата) сумм налога на имущество организаций за 2007 год - 849 045 руб., по

ст.123 Кодекса (неправомерное не перечисление сумм налога на прибыль в виде

дивидендов, подлежащих удержанию и перечислению налоговым агентом,

выразившееся в неудержании сумм налога в 2007 году) - 1 091 529 руб.;

4) удержать и перечислить в бюджет суммы не удержанного налога на

добавленную стоимость в сумме 1 122 747 руб., налога с доходов иностранных

юридических лиц, получающих доходы из источников находящихся на территории РФ,

в сумме 94 118 641 руб., уменьшить убытки по налогу на прибыль организаций в сумме

5 103 927 842 руб., уменьшить предъявленный к возмещению из бюджета в

завышенных размерах налог на добавленную стоимость в сумме 75 752 197 руб., внести

необходимые исправления в документы бухгалтерского и налогового учета.

Таким образом, резолютивная часть решения не содержит предложения обществу

уплатить в бюджет сумму налога на прибыль с доходов, полученных иностранной

организацией за счет собственных средств в качестве недоимки.

Кроме того, в настоящее время выплата обществом денежных средств (дохода) по

договорам займа акционеров компании «ConocoPhillips» в лице «Phillips Petroleum

International Investment Company» не прекращена. Следовательно, общество имеет

возможность исполнить обязанность налогового агента по удержанию и перечислению

в бюджет подлежащего уплате налога за счет денежных средств, выплачиваемых

компании «ConocoPhillips» в лице «Phillips Petroleum International Investment Company».

92

Суд считает, что налоговый орган правомерно начислил обществу пени за

несвоевременное удержание и перечисление в бюджет Российской Федерации налога

на прибыль организации с дохода, полученного иностранной организацией

«ConocoPhillips» в лице «Phillips Petroleum International Investment Company» от

источника в Российской Федерации.

В соответствии с пунктом 3 статьи 275 Кодекса, если российская организация -

налоговый агент выплачивает дивиденды иностранной организации, не являющейся

резидентом Российской Федерации, налоговая база налогоплательщика - получателя

дивидендов по каждой такой выплате определяется как сумма выплачиваемых

дивидендов.

Пунктом 4 статьи 286 Кодекса предусмотрено, что если налогоплательщиком

является иностранная организация, получающая доходы от источников в Российской

Федерации, не связанные с постоянным представительством в Российской Федерации,

обязанность по определению суммы налога, удержанию этой суммы из доходов

налогоплательщика и перечислению налога в бюджет возлагается на российскую

организацию или иностранную организацию, осуществляющую деятельность в

Российской Федерации через постоянное представительство (налоговых агентов),

выплачивающих указанный доход налогоплательщику.

Согласно пункту 4 статьи 287 Кодекса если налоговый агент выплачивает доход

иностранной организации в виде дивидендов, то он обязан исчислять и удерживать

сумму налога из доходов этой иностранной организации в течение 10 дней со дня

выплаты дохода.

В соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 309 Кодекса, дивиденды,

выплачиваемые иностранной организации - акционеру (участнику) российских

организаций относятся к доходам иностранной организации от источников в

Российской Федерации и подлежат обложению налогом, удерживаемым у источника

выплаты доходов.

Пунктом 1 статьи 310 Кодекса предусмотрено, что налог с доходов, полученных

иностранной организацией от источников в Российской Федерации, исчисляется и

удерживается российской организацией или иностранной организацией,

осуществляющей деятельность в Российской Федерации через постоянное

представительство, выплачивающими доход иностранной организации при каждой

выплате доходов, в валюте выплаты дохода.

Согласно статье 75 Кодекса пеней признается установленная настоящей статьей

денежная сумма, которую налогоплательщик должен выплатить в случае уплаты

причитающихся сумм налогов или сборов, в том числе налогов, уплачиваемых в связи с

93

перемещением товаров через таможенную границу Российской Федерации, в более

поздние по сравнению с установленными законодательством о налогах и сборах сроки.

В силу главы 11 Кодекса пени являются способом обеспечения исполнения

обязанности по уплате налогов и сборов.

Поскольку статьей 310 Кодекса обязанность по уплате в налога на прибыль с

доходов, полученных иностранной организацией возложена на налоговых агентов, то

пени - это способ обеспечения исполнения обязанностей по уплате данного налога

именно налоговым агентом.

Кроме того, пени являются правовосстановительной мерой государственного

принуждения, носящей компенсационный характер, за несвоевременную уплату налога

в бюджет и должны взыскиваться с того субъекта налоговых правоотношений, на кого

возложена такая обязанность. При этом следует иметь в виду, что обязанность по

уплате в бюджет налога на прибыль с доходов, полученных иностранной организацией,

налоговым агентом возникает по общему правилу ранее, чем аналогичная обязанность

возникает у налогоплательщика. Таким образом, взыскание пеней не с налогового

агента, а с налогоплательщика (в случае неудержания с него налога налоговым

агентом) не обеспечивало бы в полной мере возмещение ущерба государству от

несвоевременной и неполной уплаты налога.

Кроме того, согласно пункту 6 статьи 75 Кодекса пени могут быть взысканы

принудительно в порядке, предусмотренном статьями 46 – 48 Кодекса.

Следовательно, пени за несвоевременную уплату не удержанного с

налогоплательщика налога могут быть взысканы с налогового агента за счет его

денежных средств и иного имущества.

Аналогичное толкование норм Кодекса дано Президиумом Высшего

Арбитражного Суда Российской Федерации в постановлении от 26.09.2006 №4047/06,

от 22.05.2007 №16499/06.

Обоснованным также является привлечение общества к налоговой

ответственности по ст. 123 Кодекса как налогового агента, не исполнившего

обязанность по исчислению, удержанию с налогоплательщика – иностранной

организации и перечислению в бюджет суммы налога.

В пункте 1.11 (налог на прибыль) решения инспекция посчитала, что обществом

завышены суммы внереализационных расходов при расчете налоговой базы по налогу

на прибыль за 2006 год на 1 402 608 536 руб. в результате включения в состав расходов

стоимости ликвидированных объектов незавершенного строительства, числящихся на

счете 0803 «Строительство объектов основных средств».

94

В обоснование своей позиции инспекция указала в решении на отсутствие в

Кодексе иных норм, кроме норм позволяющих списывать расходы на ликвидацию

объектов незавершенного строительства и иного имущества, монтаж которого не

завершен (пп.8 п.1.ст.265 Кодекса).

Судом установлено, что согласно приказу от 30.12.2006 № 1144 (л.д. 11-13 т. 11)

обществом было произведено списание затрат в размере 1 402 608 536 руб.,

учитываемых на счете 97 «Расходы будущих периодов», относящихся к расходам

прошлых лет по ликвидированным и законсервированным скважинам, на финансовый

результат в декабре 2006 года.

На основании заключения технической комиссии от 28.12.2006 № 1 (л.д. 9-10 т.

11) затраты, учтенные в составе незавершенного строительства, подлежат списанию:

- в соответствии с актом № 18 от 23.10.2006 (л.д. 8 т. 11), подписанным

Печорским Межрегиональным управлением Ростехнадзора и обществом, в связи с

экономической нецелесообразностью дальнейшего продолжения работ по сооружению

скважины № 48 Мядсейского месторождения, затраты учитываемые на счете 97

«Расходы будущих периодов» относящихся к расходам прошлых лет, подлежат

отнесению на финансовый результат 2006 года в сумме 485,6 млн. руб. в состав прочих

расходов;

- в связи с исключением части объемов из производственной программы

буровых работ (при корректировке плана поискового, разведочного,

эксплуатационного бурения на лицензионных участках общества), заключений о

проведенных сейсморазведочных работах, уточнения состава понесенных расходов

относящихся к инвестиционной деятельности проведенной инвентаризацией затрат,

учитываемых в составе незавершенного строительства в сумме 917 млн. руб. по

следующим месторождениям:

- Варандейское в размере 74,7 млн. руб.;

- Торавейское в размере 183,9 млн. руб.;

- им. Ю. Россихина в размере 103,5 млн. руб.;

- Мядсейское в размере 333,7 млн. руб.;

- Тобойское в размере 85,8 млн.мруб.;

- Медынское в размере - 15,9 млн. руб.;

- Западно-Лекейягенское в размере - 5,6 млн. руб.;

- Северо-Сарембойское в размере -22,3 млн. руб.;

- Междуреченское в размере -25,5 млн. руб.;

- Ярейюское в размере - 0,6 млн. руб.;

- Участок недр «Варандей-Адзвинская зона» 9,1 млн. руб.;

95

- Участок недр «Северные территории» - 2,1 млн. руб.

- Северо-Ярейюская площадь в размере - 54,3 млн. руб.

Всего 1 402,6 млн. руб.

Согласно актам № № 1 – 78 (л.д. 14-150 т. 11, л.д. 1-36 т. 12) по списываемым

объектам незавершенного строительства работы выполнены, затраты документально

подтверждены, но производить достройку, ввод в эксплуатацию, продажу

экономически нецелесообразно, так как в связи с корректировкой плана поискового,

разведочного и эксплуатационного бурения общества данные объекты исключены из

производственной программы.

Техническая комиссия рассмотрела предъявленные акты по 78 объектам,

учитываемым в составе 08.03 счета, и пришла к выводу, что данные расходы:

- не являются расходами на создание амортизируемого имущества,

учитываемого в составе основных средств общества;

- бесперспективны для достройки по экономическим соображениям;

- не подлежат государственной регистрации как недвижимое имущество;

- подлежат включению в состав прочих расходов общества.

Заявитель считает, что им не допущено завышение сумм расходов на стоимость

ликвидированных объектов незавершенного строительства, числящегося на счете 0803

«Строительство объектов основных средств», в размере 995 590 359 руб. и указывает,

что затраты на осуществление всех работ, непосредственно связанных с поиском и

разведкой месторождений (залежей) нефти и газа, относятся к расходам на освоение

природных ресурсов, возможность учета которых для целей налогообложения

предусмотрена статьей 261 Кодекса.

Инспекция полагает, что позиция общества не может быть принята судом,

поскольку расходы на ликвидацию объектов включены обществом в состав

внереализационных расходов и отражены в приложении № 7 к листу 02 налоговой

декларации по налогу на прибыль организаций за 2006 год по статье «Прочие

внереализационные расходы и убытки, приравниваемые к внереализационным

расходам».

В соответствии с пунктом 1 статьи 81 Кодекса при обнаружении

налогоплательщиком в поданной им в налоговый орган налоговой декларации факта

неотражения или неполноты отражения сведений, а также ошибок, приводящих к

занижению суммы налога, подлежащей уплате, налогоплательщик обязан внести

необходимые изменения в налоговую декларацию и представить в налоговый орган

уточненную налоговую декларацию в порядке, установленном настоящей статьей.

В случае квалификации спорных расходов в качестве расходов на освоение

96

природных ресурсов они подлежат отражению по статье «Расходы, уменьшающие

сумму доходов от реализации» и в силу пункта 1 статьи 81 Кодекса налогоплательщик

обязан представить уточненную налоговую декларацию по налогу на прибыль

организаций за соответствующий налоговый период, в котором у него возникло право

на отнесение спорных затрат в состав расходов, уменьшающих налогооблагаемую базу

по налогу на прибыль, с учетом требований, предусмотренных статьями 261, 325

Кодекса, относительно принятия данных расходов.

В соответствии с пунктом 2 статьи 261 Кодекса расходы на освоение природных

ресурсов учитываются в порядке, предусмотренном статьей 325 Кодекса.

Положениями статей 261 и 325 Кодекса определено, что расходы на освоение

природных ресурсов учитываются для целей налогообложения в зависимости от того,

относятся они к месторождениям, введенным в эксплуатацию и промышленно

освоенным, либо к месторождениям, находящимся на иных стадиях (до ввода их в

эксплуатацию).

При этом к введенным в промышленную эксплуатацию и промышленно

освоенным участкам недр/месторождениям относятся участки/месторождения, в

отношении которых соблюдаются условия, предусмотренные пунктом 1.2. «Регламента

составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и

газонефтяных месторождений», утвержденного Минтопэнерго России 23.09.1996, и

пунктом 2.1.2. «Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений»,

утвержденных коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР (протокол

от 15.10.1984 № 44 п. 4).

Инспекция указывает, что для обоснованности отнесения затрат к расходам на

освоение природных ресурсов необходимо, в первую очередь, определить стадию

освоения месторождения - введенное в эксплуатацию и промышленно освоенное либо

месторождение, находящееся на иных стадиях (до ввода их в эксплуатацию).

Данная правовая позиция изложена, в частности, в постановлении Президиума

Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 23.11.2010 № 6029/10.

Однако документы, касающиеся подтверждения правомерности отнесения

затрат к расходам на освоение природных ресурсов в части определения стадии

освоения месторождений, заявителем не представлены ни в ходе проверки и

апелляционного обжалования, ни в ходе рассмотрения дела судом.

Во исполнение определения суда обществом представлены в инспекцию и в

материалы дела документы по списанию незавершенного производства по ряду

объектов, инспекции предложено проверить указанные документы и представить

письменные пояснения по результатам их проверки.

97

Согласно аналитическим данных к журналу-ордеру по балансовому счету 9102,

кор. счет 0803, актам о списании объекта незавершенного строительства № 1-78

составную часть списанных объектов незавершенного строительства составляют

следующие элементы затрат:

№

п/п Элемент затрат Сумма, руб.

1 Проценты по кредитам 18 869 803,81

2 Зарплата отдела капитального строительства

АУП 1 020 089,70

3 Затраты АУП 2 363 835,19

4 Регистрация договоров аренды земельных

участков 4 018 363,79

5 Техническая инвентаризация объектов 7 500,00

6 Регистрация права собственности на объекты

недвижимости 10 928,44

7 прочие капитальные работы 30 780 157,11

8 проектно-изыскательские работы

(строительство) 174 992 440,40

9 проектно-изыскательские работы (бурение) 44 015 827,65

10 прочие затраты 50 079 113,98

11 затраты заказчика 30 592 763,56

12 содержание зимних дорог 62 628 937,07

13 СМР 140 635 344,41

14 отсыпка площадки скважины 171 022 540,17

15 компенсация стоимости материалов 85 356 397,94

16 аренда установок, работа буровых бригад 14 906 831,89

17 топливо для буровой 3 346 370,97

18 жидкость для освоения и прочие химреагенты 645 957,84

19 цементирование нефтеотдачи 4 528,10

20 повышение нефтеотдачи 28 804 849,95

21 бурение 441 259 900,58

22 ГИРС 48 471 831,89

23 Работы по цементированию направлений 9 123 674,08

24 геолого-технологическое исследование 372 197,93

25 подготовительные работы 195 672,90

26 вышкомонтажные работы 974 542,74

27 лизинговые платежи 266 293,19

28 каротаж при бурении 2 085 057,63

29 отбор керна 1 158 185,20

30 испытание скважин 10 148 865,41

31 подготовительные работы - 320,30

32 освоение скважин 379 773,74

33 Дневн ставка освоен, КРС, ПРС 14 092 640,21

34 топливо для буровой 3 503 344,91

35 жидкости для освоения и прочие хим реагенты 459 057,19

36 цементиро мат, добавки и услуг 15 817,66

37 ГИС в обсаженном стволе 2 766 696,92

38 транспортировка персонала авиатрансп 2 011 137,28

39 ОТОСБ 1 154 230,24

40 Утилизация шлама и меропр окруж среды 22 819,38

41 разрешения, согласования органов власти 44 535,45

ИТОГО работ по статьям затрат 1 402 608 536,20

98

Инспекция указывает, что представленные обществом первичные документы не

подтверждают относимость произведенных затрат в отношении спорных объектов.

Так, в частности, инспекцией проанализирован пообъектный перечень объектов

незавершенного производства, в результате чего установлено, что сумма затрат по

видам объектов распределяется (сгруппирована) следующим образом:

№

п/п

Виды объектов Сумма затрат, руб. Примечание

1 Скважины 920 453 862,42 таблица № 1

2 Обустройство скважин 168 190 906,61 таблица № 2

3 Прочие объекты (автодороги,

нефтепроводы, РВС, ДНС,

МФНУ, нефтесборные

коллекторы, базы, площадки к

скважинам/месторождениям)

313 963 767,17 таблица № 3

4 Всего: 1 402 608 536,20

В отношении такого вида объектов как скважины инспекция привела

следующие доводы, свидетельствующие, по мнению инспекции, о неправомерности

учета затрат.

Согласно пункту 2 статьи 252 Кодекса расходы в зависимости от их характера, а

также условий осуществления и направлений деятельности налогоплательщика

подразделяются на расходы, связанные с производством и реализацией, и

внереализационные расходы.

Статьей 253 Кодекса определено, что расходы, связанные с производством и

реализацией, включают в себя расходы на освоение природных ресурсов

(материальные расходы), суммы амортизационных отчислений и прочие расходы.

Перечень расходов на освоение природных ресурсов приведен в пункте 1 статьи

261 Кодекса.

Порядок ведения налогового учета расходов на освоение природных ресурсов

установлен статьей 325 Кодекса, согласно которой в случае, если скважина оказалась

(признана) непродуктивной, то расходы налогоплательщика, осуществляемые по

ликвидации такой скважины, относятся в состав расходов, учитываемых по данному

объекту в налоговом учете, в порядке, определенном статьей 261 Кодекса, а в случае,

если осваиваемый участок (часть территории осваиваемого участка) признается

налогоплательщиком бесперспективным либо продолжение его освоения признается

нецелесообразным, суммы расходов, осуществленные по освоению этого участка,

99

также включаются в состав прочих расходов в общем порядке, предусмотренном

статьей 261 Кодекса (пункт 3 статьи 325 Кодекса).

В соответствии с пунктом 4 статьи 261 Кодекса порядок признания расходов на

освоение природных ресурсов применяется также к расходам на строительство

(бурение) разведочной скважины на месторождениях нефти и газа, которая оказалась

непродуктивной, проведение комплекса геологических работ и испытаний с

использованием этой скважины, а также на последующую ликвидацию такой

скважины. Расходы по непродуктивной скважине признаются для целей

налогообложения равномерно в течение 12 месяцев с 1-го числа месяца, следующего за

месяцем, в котором эта скважина была ликвидирована в установленном порядке как

выполнившая свое назначение.

Согласно пункту 2.1.6. положений об учетной политике общества для целей

налогового учета в 2006 г. и в 2007 г. аналогичный порядок признания расходов

применяется также к расходам на строительство (бурение) разведочной скважины на

месторождениях нефти и газа, которая оказалась непродуктивной, проведение

комплекса геологических работ и испытаний с использованием этой скважины, а также

на ее последующую ликвидацию. При этом непродуктивной признается скважина,

которая выполнила свое производственное и технологическое назначение и

ликвидирована в порядке, предусмотренном технологическим процессом.

В соответствии с пунктом 2.1. Инструкции о порядке ликвидации, консервации

скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной постановлением

Госгортехнадзора России от 22.05.2002 № 22 все ликвидируемые скважины в

зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории:

I - скважины, выполнившие свое назначение;

II - скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;

III - скважины, ликвидируемые по техническим причинам;

IV - скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим

причинам.

В силу пункту 2.1.1. указанной инструкции к I категории - скважины,

выполнившие свое назначение, относятся:

I-а) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства,

проектами (технологическими схемами) и другими технологическими документами на

разработку месторождений;

I-б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом,

технологической схемой разработки или инструкцией по обоснованию нижнего

предела рентабельности эксплуатационных скважин, разработанной и утвержденной в

100

установленном порядке, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие

объектов возврата или приобщения, в случае отсутствия необходимости их перевода в

контрольный (наблюдательный, пьезометрический) фонд;

I-в) скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных

работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных

проектом задач;

I-г) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения

переведенные в контрольные, нагнетательные и другие, при отсутствии необходимости

их дальнейшего использования;

I-д) скважины, выполнившие свое назначение на подземных хранилищах нефти

и газа и месторождениях термальных и промышленных вод.

Инспекция утверждает, что в нарушение указанных положений обществом не

представлены доказательства, подтверждающие ликвидацию спорных скважин как

выполнивших свое назначение.

В отношении скважины № 48 Мядсейского месторождения представлены

приказ от 08.12.2006 № 1050 о списании затрат на сооружение данной скважины (л.д. 6-

7 т. 11) и акт от 29.12.2006 № 18 о ликвидации скважины (л.д. 9-10 т. 11), согласно

которым скважина ликвидирована по категории III «а» в связи с технической

невозможностью ликвидации аварии, возникшей из-за некачественного

цементирования эксплуатационной колонны и экономической нецелесообразностью

дальнейшего продолжения работ.

Поэтому скважина № 48 Мядсейского месторождения ликвидирована не как

выполнившая свое назначение, а по техническим причинам (пункт 2.1.3. Инструкции о

порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов,

утвержденной постановлением Росгортехнадзора от 22.05.2002 № 22).

В отношении оставшихся 33 спорных скважин обществом не представлено в

материалах дела доказательств, подтверждающих основания и причины ликвидации

скважин в установленном порядке.

Также инспекция указывает, что согласно абзацу 2 пункта 4 статьи 261 Кодекса

решение о признании соответствующей скважины непродуктивной принимается

налогоплательщиком один раз и в дальнейшем изменению не подлежит. При этом

налогоплательщик уведомляет налоговый орган по месту своего учета о решении,

принятом в отношении каждой скважины, не позднее установленного настоящей

главой предельного срока представления налоговой декларации за отчетный

(налоговый) период, в котором он фактически включил расходы (часть таких расходов)

по скважине в состав прочих расходов.

101

Аналогичные положения содержатся в пункте 2.1.6. положений об учетной

политике общества для целей налогового учета в 2006 г. и в 2007 г.

Согласно правовой позиции Президиума Высшего Арбитражного Суда

Российской Федерации, изложенной в постановлении от 09.03.2010 № 14754/09 по делу

№ А57-22443/080, анализ положений статей 261, 325 Кодекса в их взаимосвязи дает

основания полагать, что расходы по строительству (бурению) любых скважин не могут

быть приняты к уменьшению налогооблагаемой прибыли ранее установления факта

бесперспективности этих работ или непродуктивной эксплуатации скважины и

принятия налогоплательщиком решения о прекращении работ и ликвидации скважины.

Из представленного заявителем приказа от 30.12.2006 № 1144 о списании

расходов на убытки в 2006 г. (л.д. 11-13 т. 11) следует, что расходы списаны в связи с

исключением части объемов из производственной программы буровых работ.

С учетом требований статьи 261 Кодекса заявитель вправе был принять к

уменьшению налогооблагаемой прибыли расходы на освоение природных ресурсов по

спорным скважинам после принятия решения о признании соответствующей скважины

непродуктивной и уведомления налогового органа по месту своего учета о решении,

принятом в отношении каждой скважины, не позднее установленного предельного

срока представления налоговой декларации за отчетный (налоговый) период, в котором

он фактически включил расходы (часть таких расходов) по скважине в состав прочих

расходов.

Однако заявителем не представлено доказательств, подтверждающих факт

признания соответствующих скважин непродуктивными, направления уведомления в

налоговый орган о принятом решении, а также отнесения всех спорных расходов к

расходам на освоение природных ресурсов.

Кроме того, в перечне объектов, затраты по которым включены в состав

расходов в 2006 г., скважины № 207, № 208 Мядсейского месторождения списаны

дважды – акты о списании от 28.12.2006 № 66, № 67, № 69.

По такому виду объектов как обустройство скважин и прочие объекты

инспекция по результатам проверки документов отметила, что заявитель

квалифицирует расходы обустройства скважин/месторождений и прочие объекты,

указанные в таблице № 2 и 3, как расходы на освоение природных ресурсов.

Обустройство скважин/месторождений и прочие объекты (автодороги,

нефтепроводы, РВС, ДНС, МФНУ, нефтесборные коллекторы, базы, площадки к

скважинам/месторождениям) не относятся к скважинам, указанным в таблице № 1,

однако при этом общество списывает обустройство скважин и месторождений по

скважинам и месторождениям, ликвидация которых в проверяемом периоде не

102

производилась.

Скважины и сооружения обустройства согласно Общероссийскому

классификатору основных фондов (утв. постановлением Госстандарта России от

24.12.1994 № 359), выделяются в отдельные группы:

- код 12 4521151 «Сооружения обустройства нефтяного месторождения»;

- код 12 4521161 «Скважина нефтяная эксплуатационная».

В соответствии со статьей 325 Кодекса расходы на освоение природных

ресурсов, предусмотренные пунктом 1 статьи 261 Кодекса, отражаются в

аналитических регистрах налогового учета обособленно по каждому участку недр

(месторождению) или участку территории (акватории), отраженному в лицензионном

соглашении налогоплательщика (лицензии на право пользования недрами).

При этом в зависимости от конкретного вида расходов расходы группируются

как:

общие расходы по осваиваемому участку (месторождению) в целом;

расходы, относящиеся к отдельным частям территории разрабатываемого

участка;

расходы, относящиеся к конкретному объекту, создаваемому в процессе

освоения участка.

Сумма общих расходов учитывается по каждой части территории осваиваемого

участка (месторождения) в доле, определяемой исходя из отношения суммы расходов,

относящихся к отдельным частям территории осваиваемого участка, к общей сумме

расходов, осуществленных по освоению данного участка (месторождения).

К расходам, относящимся к конкретному объекту, создаваемому в процессе

освоения участка, относятся расходы, непосредственно связанные со строительством

сооружений, которые в дальнейшем на основании решения налогоплательщика могут

быть признаны постоянно эксплуатируемыми объектами основных средств.

Налогоплательщик организует налоговый учет указанных расходов по каждому

договору и каждому объекту, связанному с освоением природных ресурсов.

Аналитические регистры налогового учета должны содержать информацию об

окончании работ в разрезе каждого договора, связанного с указанными работами по

каждому конкретному участку недр.

По окончании работ по договору с подрядчиком осуществленные расходы по

данному договору включаются в состав прочих расходов с 1-го числа месяца, в котором

подписан последний акт выполненных работ с подрядчиком по данному договору.

Понесенные расходы равными долями включаются в состав прочих расходов в сроки,

предусмотренные статьей 261 настоящего Кодекса.

103

Текущие расходы на содержание объектов, связанных с освоением природных

ресурсов (в том числе расходы на оплату труда, расходы, связанные с содержанием и

эксплуатацией временных сооружений, и иные подобные расходы), а также расходы на

доразведку месторождения или его участков, находящихся в пределах горного или

земельного отвода организации, в полной сумме включаются в состав расходов того

отчетного (налогового) периода, в котором они произведены. При этом к расходам на

доразведку относятся расходы, связанные с осуществлением работ по доразведке по

введенным в эксплуатацию и промышленно освоенным месторождениям.

Указанный порядок учета относится к расходам по всем геолого-поисковым и

геолого-разведочным работам, в том числе осуществленным расходам по работам,

признаваемым безрезультатными, бесперспективными, либо продолжение которых

признано нецелесообразным.

В случае, если осваиваемый участок (часть территории осваиваемого участка)

признается налогоплательщиком бесперспективным либо продолжение его освоения

признается нецелесообразным, суммы расходов, осуществленные налогоплательщиком

по освоению данного участка, включаются в состав прочих расходов в общем порядке,

предусмотренном статьей 261 настоящего Кодекса.

В случае, если расходы налогоплательщика, понесенные в составе расходов на

освоение природных ресурсов, непосредственно связаны со строительством объектов,

которые в дальнейшем по решению налогоплательщика могут стать постоянно

эксплуатируемыми объектами основных средств (в том числе скважин), указанные

расходы учитываются в аналитических регистрах налогового учета по каждому

создаваемому объекту основных средств. Указанные объекты основных средств

амортизируются в соответствии с порядком, установленным настоящей главой.

Исходя из изложенного, учитывая, что в материалы дела заявителем не

представлено доказательств указанного, инспекция считает, что расходы,

квалифицируемые обществом как расходы на освоение природных ресурсов в

отношении обустройства скважин/месторождений и прочих объектов, относящихся к

скважинам/месторождениям, не могут быть приняты к уменьшению налогооблагаемой

прибыли ранее установления/признания факта бесперспективности выявления запасов

полезных ископаемых на конкретных скважинах/месторождениях.

Таким образом, сооружения обустройства являются самостоятельным объектом

основных средств и при отсутствии факта списания затрат по скважине, по которому

это обустройство произведено, списание указанных затрат неправомерно.

В отношении скважины № 63 Тобойского месторождения инспекцией

установлено, что согласно актам о списании от 28.12.2006 №№ 28, 29 заявитель

104

списывает стоимость обустройства скважины № 63 Тобойского месторождения и

стоимость автодороги ЦПС-скважина № 63 Тобойского месторождения. Однако данная

скважина ликвидирована только в октябре 2007 г., что отражено в акте о ликвидации

скважины от 18.10.2007 № 25-Л-07/23, подписанному руководителем Печорского

Межрегионального управления Ростехнадзора.

Кроме того, инспекция указала, что согласно пункту 2 статьи 261 Кодекса

расходы, предусмотренные в абзаце третьем пункта 1 статьи 261 Кодекса, признаются

для целей налогообложения с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором

завершены данные работы (этапы работ), и включаются в состав прочих расходов

равномерно в течение 12 месяцев.

В нарушение указанной нормы заявитель включил расходы по спорным

объектам единовременно.

Инспекция считает, что заявитель обязан в силу пункта 1 статьи 81 Кодекса

представить уточненную налоговую декларацию по налогу на прибыль за

соответствующий налоговый период, в котором у него возникло право на отнесение

спорных затрат в состав расходов, уменьшающих налогооблагаемую базу по налогу на

прибыль, с учетом требований, предусмотренных статьями 261, 325 Кодекса,

относительно принятия данных расходов.

Обществом не предоставлены в ходе дополнительных мероприятий налогового

контроля по требованию от 17.08.2010 № 35 документы, подтверждающие факт

физической ликвидации спорных объектов - акты разборки и демонтажа,

оприходования материалов и металлолома при списании объектов незавершенного

производства. Письмом от 30.08.2010 общество пояснило, что дополнительные

документы отсутствуют. По мнению инспекции, отсутствие у общества актов разборки

и демонтажа, документов, подтверждающих расходы на ликвидацию объектов

незавершенного строительства - демонтаж, разборку, вывоз разобранного имущества,

охрану недр и другие аналогичные работы, а также операций по оприходованию

материалов и металлолома указывает на отсутствие у заявителя физической

ликвидации объектов незавершенного производства, стоимость которых была отнесена

обществом в целях исчисления налога на прибыль организаций за 2006 год во

внереализационные расходы.

Согласно пункту 13 статьи 250 Кодекса к внереализационным доходам

относится стоимость полученных материалов и иного имущества при демонтаже или

разборке при ликвидации выводимых из эксплуатации основных средств (за

исключением случаев, предусмотренных подпунктом 18 пункта 1 статьи 251 Кодекса).

При этом перечень внереализационных доходов, установленный статьи 250 Кодекса, не

105

является исчерпывающим. В этой связи стоимость материалов, полученных при

демонтаже или разборке имущества, не являющегося основным средством, подлежит

включению в состав внереализационных доходов. При этом в рассматриваемом случае

у общества отсутствуют расходы по приобретению имущества, которые могли бы быть

учтены при формировании его стоимости в соответствии с положениями статьи 254

Кодекса. Вышеизложенное применимо и в случае, когда материалы и имущество,

получаемые после демонтажа имущества, не являющегося основным средством,

впоследствии предполагается утилизировать.

Указанная позиция подтверждается письмами Минфина России от 19.04.2010 №

03-03-06/1/277, от 06.04.2010 № 03-03-06/1/234, от 26.03.2010 № 03-03-06/1/199, от

21.10.2009 № 03-03-05/188, ФНС России от 23.11.2009 № 3-2-13/227@.

В ходе рассмотрения дела заявителем в порядке ст. 49 Арбитражного

процессуального кодекса Российской Федерации произведено уточнение предмета

заявления по данному пункту.

Согласившись с правомерностью выводов инспекции об отсутствии оснований

для учета в составе затрат процентов по кредитам, а также 4/5 от суммы затрат,

подлежащих учету в порядке, установленном абз. 4 п. 1 ст. 261 Кодекса, общество

оспаривает выводы инспекции не полностью, а в части завышения расходов на

стоимость ликвидированных объектов незавершенного строительства, числящегося на

счете 0803 «Строительство объектов основных средств» на сумму 995 590 359 руб.

(таблицы №1, №2 – л.д.109-110 том 73), в том числе:

- на сумму 898 855 426 руб. – расходы на бурение и строительство скважин,

которые должны учитываться в порядке п. 2 ст. 261 Кодекса (таблица 1)

- на сумму 96 734 933 руб. – прочие расходы, которые, по мнению заявителя,

должны учитываться в порядке абз. 4 п. 1 ст. 261 Кодекса (таблица 2).

Суд считает, что решение инспекции по данному пункту подлежит признанию

недействительным в части выводов о неправомерном принятии в целях

налогообложения прибыли затрат в размере 898 855 426 руб., исходя из следующего.

У общества имеются лицензии Минприроды России № НРМ 11520 НП, НРМ

11521 НЭ, НРМ 11522 НЭ, НРМ 11523 НЭ, НРМ 11524 НЭ, НРМ 11525 НЭ, НРМ 11526

НЭ, НРМ 11527 НЭ, НРМ 11528 НЭ от 28.04.2003, №НРМ 11685 НЭ, НРМ 12688 НП от

23.09.2004 (т. 12 л.д. 37-150; т. 13 л.д. 1-74) на право пользования недрами с целью

добычи улеводородного сырья и геологическое изучение недр на Мядсейском, Северо-

Сарембойском, Торавейском, Мядынском, Западно-Лекейягинском, Тобойском,

Варандейском, Яреюйском месторождениях, месторождении им. Ю.Россихина,

Варадей-Адзъвинском участке, Северных территориях. Неотъемлемыми частями

106

лицензий являются договоры об условиях пользования недрами для геологического

изучения и добычи углеводородного сырья (далее – лицензионные соглашения).

По условиям лицензионных соглашений после получения лицензий общество

обязано было провести сейсморазведочные работы (завершить интерпретацию

сейсморазведочных работ), по результатам определить местоположение поисково-

разведочных скважин, провести бурение скважин с последующим их вводом в

эксплуатацию. Кроме того, в установленные лицензионными соглашениями сроки

общество было обязано представить в Государственную комиссию по запасам

полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию отчет по подсчету

запасов разрабатываемых месторождений, а также провести обустройство и ввод

месторождений в промышленную эксплуатацию.

На основании лицензий общество разрабатывает названные месторождения и

вправе в силу лицензионных соглашений производить разведку, обустройство,

разработку месторождений, добычу и реализацию добытой на лицензионном участке

продукции.

Разработка месторождений заключается в поиске залежей полезных ископаемых и

извлечении их из подземных горных пород.

После получения лицензий общество составило план поискового, разведочного,

эксплуатационного бурения, рабочие проекты по строительству скважин и приступило

к геологическому изучению недр (проведению сейсморазведочных работ, бурению

скважин и прочим работам).

Для проведения работ по разработке месторождения с рядом специализированных

организаций обществом были заключены договоры подряда, в том числе договор от

19.12.2003 № 554-КС-2003 с ЗАО «Лукойл-Нефтегазстрой» на проведение работ по

строительству объектов обустройства на месторождениях заявителя, с ЗАО

«Глобалстрой-Инжиниринг» от 30.12.2004 № 543-КС-2004 на проведение работ по

отсыпке площадок, от 14.01.2005 № 2854 с ООО «ПермНИПИнефть» на проведение

проектных и изыскательских работ по объекту «Подготовка и изготовление проектов

границ земельных участков под размещение площадок скважин», от 01.12.2003 №

631/2003 с ООО «ПетроАльянс Сервис Компани Лимитед» на проведение промыслово-

геофизических, прострелочно-взрывных, геолого-технических работ, сейсмо-

профилирование и другие

Во исполнение договоров подрядчики общества выполнили сейсморазведку,

строительство поисковых и разведочных скважин, строительство дорог и иные работы,

связанные с освоением природных ресурсов.

Для целей оценки будущих экономических выгод от произведенных

107

инвестиционных работ по геологическому изучению недр (оценки продуктивности

скважин, оценки вероятности получения экономических выгод от завершения бурения

скважин) согласно приказу от 09.11.2006 № 937 обществом создана техническая

комиссия (т. 11 л.д. 1-4).

Для уточнения состава понесенных расходов, относящихся к инвестиционной

деятельности, а также перспектив строительства объектов основных средств, по

состоянию на 28.12.2006 общество провело инвентаризацию 644 объектов

незавершенного строительства на общую сумму 27 963,8 млн. руб., числящихся в

составе незавершенного строительства. Результаты инвентаризации отражены в актах

(т. 11 л.д. 14-150; т. 12 л.д. 1-36).

Рассмотрев акты по 644 объектам, учитываемым в составе счета 0803, заключения

о проведенных сейсморазведочных работах, с учетом опыта разработки

месторождений, степени эффективности применяемых технологий, мер, направленных

на дальнейшее совершенствование систем разработки и повышение их

технологической и экономической эффективности, техническая комиссия пришла к

выводу, что расходы по 78 объектам незавершенного строительства объектов основных

средств, связанных с освоением природных ресурсов (строительство скважин,

обустройство скважин, строительство автодорог и прочие) по ряду месторождений не

являются расходами на создание амортизируемого имущества, учитываемого в составе

основных средств общества, бесперспективны для достройки по экономическим

соображениям, не подлежат государственной регистрации как недвижимое имущество.

Согласно заключению по актам №1-№78 работы выполнены, затраты

документально подтверждены, но производить достройку, ввод в эксплуатацию,

продажу, экономически нецелесообразно, так как в связи с корректировкой плана

поискового, разведочного и эксплуатационного бурения общества данные объекты

исключены из производственной программы.

Таким образом, начатые работы по строительству объектов основных средств на

месторождениях были прекращены в связи с бесперспективностью их достройки по

экономическим соображениям.

В состав вышеперечисленных затрат, включены также расходы общества на

строительство поисковой скважины № 48 на Мядсейском месторождении. Общая

стоимость затрат на сооружение поисковый скважины составила 484 347 859 руб., что

подтверждается выпиской по счету 0803, а также первичными документами,

представленными в налоговый орган по предложению суда.

Данная скважина была ликвидирована по техническим причинам в соответствии с

п. 2 Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их

108

устьев и стволов, утвержденной постановлением Федерального горного и

промышленного надзора России от 22.05.2002 N 22, о чем 29.10.2006 Печорским

межрегиональным Управлением Ростехнадзора и обществом составлен акт о

ликвидации скважины № 18 (т. 11 л.д. 8).

Данная скважина является непродуктивной, поскольку в дальнейшем не могла

быть использована в процессе геологоразведки и добычи углеводородов.

Заключением технической комиссии от 28.12.2006 № 1 установлено, что затраты

на сооружение поисковой скважины № 48 Мядсейского месторождения подлежат

списанию в связи с экономической нецелесообразностью дальнейшего продолжения

работ.

Приказом от 30.12.2006 № 1144 (т. 11 л.д. 11-13) решено списать ранее

произведенные расходы.

При принятии решения об отказе в принятии данных затрат в полном объеме

инспекцией не учтено следующее.

В процессе разработки месторождений недропользователи несут затраты,

признаваемые расходами на освоение природных ресурсов, к которым относятся

расходы на геологическое изучение недр, разведку полезных ископаемых, проведение

работ подготовительного характера (статья 261 Кодекса).

Перечень расходов на освоение природных ресурсов является открытым, однако в

ст. 261 и 325 Кодекса перечислены отдельные их виды, в частности: поиск и оценка

месторождений полезных ископаемых (включая аудит запасов), разведка полезных

ископаемых и (или) гидрогеологические изыскания, приобретение необходимой

геологической и иной информации у третьих лиц или в государственных органах,

содержание объектов, связанных с освоением природных ресурсов (в том числе

расходы на оплату труда, содержание и эксплуатацию временных сооружений и иные

подобные расходы), доразведка месторождения или его участков, находящихся в

пределах выделенного горного или земельного отвода, ликвидация непродуктивной

скважины. К расходам на доразведку относятся расходы, связанные с осуществлением

соответствующих работ по введенным в эксплуатацию и промышленно освоенным

месторождениям.

Следовательно, затраты на осуществление всех работ, непосредственно связанных

с поиском и разведкой месторождений (залежей) нефти и газа, относятся к расходам на

освоение природных ресурсов.

Порядок проведения работ по поиску, разведке, оценке и разработке нефти и газа

определены Временным положением об этапах и стадиях геолого-разведочных работ

на нефть и газ (далее - Положение), утвержденным приказом Министерства природных

109

ресурсов РФ от 07.02.2001 № 126 (далее - приказ Минприроды № 126).

Из указанного Положения следует, что поисково-оценочные и разведочные

работы являются стадиями (этапами) геолого-разведочного процесса.

При этом на каждой из этих стадий применяется бурение соответствующих

скважин.

Порядок ведения налогового учета расходов на освоение природных ресурсов

регламентирован ст. 325 Кодекса, исходя из которой в случае, если расходы

налогоплательщика, осуществленные в составе расходов на освоение природных

ресурсов, непосредственно связаны со строительством объектов (в том числе скважин),

которые в дальнейшем по решению налогоплательщика могут стать постоянно

эксплуатируемыми объектами основных средств, такие расходы подлежат учету при

начислении сумм амортизации этих объектов основных средств (пункт 4 названной

статьи). В остальных случаях расходы на освоение природных ресурсов относятся к

расходам, уменьшающим налоговую базу по налогу на прибыль, по правилам статьи

261 Кодекса.

Данная позиция отражена в постановлении Президиума Высшего Арбитражного

Суда Российской Федерации от 09.03.2010 № 14754/09.

Согласно п. 4 ст. 261 Кодекса порядок признания расходов на освоение

природных ресурсов применяется также к расходам на строительство (бурение)

разведочной скважины на месторождениях нефти и газа, которая оказалась

непродуктивной, проведение комплекса геологических работ и испытаний с

использованием этой скважины, а также на последующую ликвидацию такой

скважины.

Расходы по непродуктивной скважине признаются для целей налогообложения

равномерно в течение 12 месяцев с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в

котором эта скважина была ликвидирована в установленном порядке как выполнившая

свое назначение.

В соответствии с п. 5 ст. 325 Кодекса в случае, если скважина оказалась

(признана) непродуктивной, то расходы налогоплательщика, осуществляемые по

ликвидации такой скважины, относятся также в состав расходов, учитываемых по

данному объекту в налоговом учете, в порядке, установленном ст. 261 Кодекса. Общая

сумма расходов, отраженных в налоговом учете по данному объекту, включается в

состав прочих расходов в соответствии с порядком, предусмотренным ст. 261 Кодекса.

При этом, как указано в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда

Российской Федерации от 15.12.2009 № 10592/09, из анализа положений статей 261 и

325 Кодекса, а также содержания нормативных правовых актов, регулирующих

110

порядок создания и ликвидации скважин, следует, что действующее законодательство

предусматривает возможность признания расходов на освоение природных ресурсов в

качестве расходов, уменьшающих налогооблагаемую базу при исчислении налога на

прибыль, и включает в себя расходы налогоплательщика на строительство и

ликвидацию всех скважин, связанных с проведением геологоразведочных работ, в том

числе и эксплуатационных скважин. В случае, когда скважина не вводится в

эксплуатацию в силу причин объективного характера, в отношении упомянутого

объекта, учитывая специфику деятельности по освоению природных ресурсов,

подлежит применению порядок учета расходов, определенный статьей 261 Кодекса.

Таким образом, положения ст. 261 Кодекса применяются в отношении расходов

на строительство (бурение) и ликвидацию всех скважин, связанных с проведением

геологоразведочных работ.

То обстоятельство, что спорные расходы отражены обществом в налоговой

декларации по налогу на прибыль за 2006 год как прочие внереализационные расходы

и убытки, приравненные к внереализационным расходам, не может служить

основанием для полного отказа в уменьшении налогооблагаемой базы по налогу на

прибыль, исходя из следующего.

Заявитель указывает, что расходы на освоение природных ресурсов учтены им

ошибочно как внереализационные расходы в 2006 году.

Спорные расходы в размере 898 855 426 руб. соответствуют затратам,

определенным Временным положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ

на нефть и газ, утвержденным приказом Минприроды России от 07.02.2001 № 126 и

были понесены Обществом в связи с разработкой месторождений углеводородов на

лицензионных участках и поэтому являются расходами на освоение природных

ресурсов.

В частности, общество включило в расходы по налогу на прибыль затраты на

создание (строительство) скважин, обустройство скважинных площадок и

месторождений, дорог, насосных станций, нефтесборных коллекторов и резервуаров,

нефтепроводов.

Согласно п.п. 2.4, 2.6 «Временной классификации скважин, бурящихся при

геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений

(залежей)», утвержденной Приказом МПР РФ от 07.02.2001 № 126 бурение

(строительство) поисковых и разведочных скважин является основным видом работ по

освоению природных ресурсов (поискам и оценке месторождений, разведке полезных

ископаемых). Поэтому, с учетом позиции Президиума Высшего Арбитражного Суда

Российской Федерации, изложенной в постановлении от 15.12.2009 № 10592/09,

111

затраты на строительство всех скважин являются расходами на освоение природных

ресурсов.

По результатам проверки представленных заявителем документов инспекция не

оспаривает, что затраты на строительство (бурение) скважин состоят из расходов на:

получение разрешений и согласований органов власти, регистрацию договоров аренды

земельных участков, проектно-изыскательских работ (строительство, бурение),

геолого-технологических исследований, работ по отсыпке площадок скважин,

компенсаций стоимости материалов на строительство, аренды буровых установок,

топливо для буровой, работу буровых бригад, бурение, жидкость для освоения и

химреагенты, работы по цементированию направлений, каротаж, отбор керна,

испытание скважин и прочие капитальные работы. Следовательно, спорные расходы

отвечают критериям, определенным п. 1 ст. 261 Кодекса.

В соответствии с п. 4 ст. 261 Кодекса расходы по непродуктивной скважине

признаются для целей налогообложения равномерно в течение 12 месяцев с 1-го числа

месяца, следующего за месяцем, в котором эта скважина была ликвидирована в

установленном порядке как выполнившая свое назначение. Решение о признании

соответствующей скважины непродуктивной принимается налогоплательщиком один

раз и в дальнейшем изменению не подлежит. При этом налогоплательщик уведомляет

налоговый орган по месту своего учета о решении, принятом в отношении каждой

скважины, не позднее установленного настоящей главой предельного срока

представления налоговой декларации за отчетный (налоговый) период, в котором он

фактически включил расходы (часть таких расходов) по скважине в состав прочих

расходов.

На стадии возражений на акт выездной налоговой проверки (т. 3 л.д. 116, 141-144,

т. 4) общество указывало, что расходы в сумме 898 855 426 руб. относятся к

строительству (бурению) скважин и должны быть квалифицированы как затраты на

освоение природных ресурсов (таблица №1).

Согласно п. 6. ст. 101 Кодекса в случае необходимости получения

дополнительных доказательств для подтверждения факта совершения нарушений

законодательства о налогах и сборах или отсутствия таковых руководитель

(заместитель руководителя) налогового органа вправе вынести решение о проведении в

срок, не превышающий один месяц, дополнительных мероприятий налогового

контроля.

Учитывая содержание возражений заявителя, инспекция вправе была назначить

проведение мероприятий налогового контроля и потребовать у заявителя документы,

подтверждающие правомерность спорных затрат исходя из положений ст. ст. 261, 325

112

Кодекса. Однако данным правом инспекция не воспользовалась, ограничившись

указанием на отсутствие в Кодексе норм, позволяющих учесть затраты в составе

внереализационных расходов, что привело к принятию необоснованного решения по

рассматриваемому эпизоду.

Исходя из положений п. 4 ст. 89 Кодекса, ст. 6 Закона Российской Федерации от

21.03.1991 N 943-1 "О налоговых органах Российской Федерации", п.п. "а" и "б" п.

1.8.2, 1.9, п. 1.1 приложения № 6 к приказу ФНС России от 25.12.2006 N САЭ -3-

06/892@ задачей налоговых органов в ходе осуществления налогового контроля

является определение подлежащей уплате в бюджет суммы налогов с учетом всех

факторов, как увеличивающих, так и уменьшающих налоговую базу по налогу, а не

только доначисление налогов.

При осуществлении контроля за правильностью исчисления и уплаты налогов

инспекция обязана устанавливать фактические налоговые обязательства плательщика.

Таким образом, с учетом возражений общества, инспекция обязана была по

результатам выездной налоговой проверки отразить в решении неправильно учтенные

расходы, дав им надлежащую квалификацию и проверив возможность их учета по

иным основаниям, предусмотренным ст. 261 Кодекса.

Инспекция ссылается на то, что, что представленные заявителем по предложению

суда документы относятся ко многим объектам, и перераспределить стоимость работ

по объектам не представляется возможным.

Суд не принимает эту ссылку, так как детальное изучение документов и их

сопоставление с объектами должно было производиться инспекцией в ходе проверки

Кроме того суд соглашается с утверждением общества о том, что инспекция

имела возможность определить и проверить состав затрат по всем объектам

строительства.

Согласно п. 2 ст. 261 Кодекса при осуществлении расходов на освоение

природных ресурсов, относящихся к нескольким участкам недр, указанные расходы

учитываются отдельно по каждому участку недр в доле, определяемой

налогоплательщиком в соответствии с принятой им учетной политикой для целей

налогообложения.

Пунктом 2.1.6 учетной политики общества на 2006-2007 годы установлено, что в

случае несения расходов, относящихся к нескольким участкам недр, указанные

расходы определяются исходя из отношения суммы расходов, относящихся к

отдельным частям территории осваиваемых участков недр, к общей сумме расходов,

осуществленных по освоению данных участков.

Кроме того, требованием о предоставлении документов и информации от

113

06.07.2009 № 18 налоговый орган запрашивал у общества методические инструкции по

распределению расходов между объектами строительства.

По требованию заявителем были представлены письменные пояснения о порядке

распределения общехозяйственных расходов, а также расходов на строительство

зимних дорог в 2006-2007 годах (т.71 л.д.49-53). В пояснениях отмечено, что

распределение «Общехозяйственных расходов» счет 26 на счет 0803 (строительство

объектов основных средств) производилось по каждому объекту строительства

пропорционально стоимости прироста инвестиционных активов в отчетном периоде.

Относительно распределения затрат на строительство зимних дорог общество

пояснило, что по окончании каждого календарного года указанные затраты относятся

на стоимость незавершенных строительством скважин и объектов обустройства

месторождений пропорционально объемам выполненных работ по каждому объекту

строительства.

Данные по формированию затрат по каждому объекту строительства с указанием

первичных документов, из которых сложилась стоимость затрат, общество представило

в налоговый орган по предложению суда 29.04.2011 (т.71 л.д.1-48).

Первичные документы на 3494 листах, подтверждающие произведенные расходы

по освоению природных ресурсов были также представлены в налоговый орган по

предложению суда 14.03.2011 и 31.03.2011 (т.71 л.д.54-55).

Таким образом, инспекции известны условия распределения расходов, она

располагает данными для определения суммы расходов по каждому объекту

строительства, а также первичными документами, подтверждающими все расходы.

Инспекция указывает, что в нарушение п. 4 ст. 261 Кодекса общество не

представило решения о признании скважин непродуктивными.

Однако соответствующие решения общества о признании скважин

непродуктивными, т.е. бесперспективными для достройки по экономическим

соображениям, оформленные в виде приказов от 08.12.2006 № 1050, от 30.12.2006 №

1144, заключения технической комиссии от 28.12.2006 № 1, акта о ликвидации

скважины от 23.10.2006 № 18 были представлены инспекции в ходе проверки, до

принятия решения, что подтверждается реестрами от 25.05.2009, 24.06.2009, 20.07.2009

(т. 71 л.д. 1-48). Эти документы также имеются в материалах дела (т.11 л.д.6-13).

Кроме того, довод инспекции о непредставлении уведомления о принятии

решения о признании поисковых и эксплуатационных скважин непродуктивными

несостоятелен, поскольку требование о предоставлении уведомления в налоговый

орган установлено только в отношении разведочных скважин, которые ликвидируются

в порядке п. 4 ст. 261 Кодекса.

114

Инспекция утверждает, что положениями ст. 261 Кодекса не предусмотрен

порядок признания расходов на строительство (бурение) скважины на месторождениях

нефти и газа, которая оказалась непродуктивной, проведение комплекса геологических

работ и испытаний с использованием этой скважины, а также на последующую

ликвидацию такой скважины, в случае, если она ликвидирована согласно категории III

"а" Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев

и стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 N 22.

Данный довод судом отклоняется в связи со следующим.

Согласно п. 5 ст. 325 Кодекса, в случае, если скважина оказалась (признана)

непродуктивной, то расходы налогоплательщика, осуществляемые по ликвидации

такой скважины, относятся в состав расходов, учитываемых по данному объекту в

налоговом учете, в порядке, установленном ст. 261 Кодекса, при этом расходы на

ликвидацию непродуктивных разведочных скважин учитываются в соответствии с п. 4

ст. 261 Кодекса.

Инструкция Госгортехнадзора России N 22, на которую ссылается инспекция, не

является актом налогового законодательства, предусмотренные в ней основания

ликвидации скважин (категории) определены в целях соблюдения законодательства об

охране и использовании недр и не могут использоваться для решения вопроса о

соответствии понесенных налогоплательщиком расходов положениям ст. ст. 261 и 325

Кодекса.

Целью Инструкции является установление порядка и технических требований по

переводу консервируемых и ликвидируемых скважин в состояние, обеспечивающее

сохранность месторождений, безопасность жизни и здоровья населения, охрану

окружающей природной среды, зданий и сооружений в зоне влияния консервируемых

(ликвидируемых) объектов, а при консервации - также сохранность скважин на все

время консервации.

При этом Кодекс не предусматривает каких-либо специальных требований к

категории ликвидации скважины для признания расходов по п. 4 ст. 261 Кодекса.

Непродуктивной является скважина, посредством которой невозможно либо

экономически нецелесообразно осуществление добычи нефти или газа в

промышленном количестве.

Инспекцией не опровергнуто, что скважина № 48 Мядсейского месторождения

данному критерию соответствует. Добыча в промышленных масштабах с

использованием этой скважины добычи обществом не осуществлялась не

планировалась.

Кроме того, эта скважина признана непродуктивной и ликвидирована по

115

согласованию с территориальным органом Госгортехнадзора России, что

подтверждается актом от 23.10.2006 N 18 «О ликвидации скважины № 48 Мядсейского

месторождения».

Ссылаясь на п. 3 ст. 261 Кодекса налоговый орган приводит довод о том, что

общество не уведомило федеральный орган управления государственным фондом недр

или его территориальное подразделение о прекращении дальнейших геолого-

поисковых, геолого-разведочных и иных работ на участке недр в связи с их

бесперспективностью.

Однако к данным правоотношениям не может применяться п. 3 ст. 261 Кодекса,

поскольку указанная норма предусматривает специальный порядок списания расходов

на освоение природных ресурсов в случае признания соответствующих геолого-

поисковых и геолого-разведочных работ безрезультатными по соответствующему

участку недр.

При этом безрезультатными признаются геолого-поисковые, геолого-разведочные

и иные работы, по результатам которых налогоплательщик принял решение о

прекращении дальнейших работ на соответствующей части участка недр в связи с

бесперспективностью выявления запасов полезных ископаемых либо в связи с

невозможностью или нецелесообразностью строительства и (или) эксплуатации

подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых.

Однако общество не принимало решения о прекращении работ на участках (части

участков) недр в связи с бесперспективностью выявления запасов полезных

ископаемых либо невозможностью или нецелесообразностью строительства и (или)

эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых.

Доказательств, подтверждающих принятие таких решений, инспекцией не

представлено.

В целях уменьшения затрат на освоение природных ресурсов, но при соблюдении

установленных лицензиями условий пользования недрами, обществом было принято

решение о прекращении строительства ряда объектов основных средств.

Однако, как пояснили представители заявителя, на всех без исключения

лицензионных участках общества продолжается геологическое изучение недр и добыча

углеводородов, каких-либо отступлений от условий лицензионных соглашений по

пользованию недрами не имеется.

Таким образом, при отнесении рассматриваемых затрат в расходы на освоение

природных ресурсов направления уведомления в федеральный орган управления

государственным фондом недр и его территориальное подразделение в порядке п. 3 ст.

261 Кодекса не требуется.

116

Также судом отклонен довод инспекции о не представлении документов,

подтверждающих факт физической ликвидации спорных объектов, так как согласно

Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и

стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 № 22,

ликвидации из спорных объектов подлежала только скважина № 48 Мядсейского

месторождения. Акт о ликвидации скважины от 23.10.2006 № 18 был представлен

налоговому органу во время проверки, а также в материалы дела (т.11 л.д.8).

Общество указывает, что в целях проведения работ по строительству скважин в

заболоченной тундровой зоне оно также несло расходы на обустройство

месторождений и скважинных площадок. Такое обустройство включает в себя

строительно-монтажные работы, работы по отсыпке песчаным грунтом площадок

месторождений, необходимых для нахождения на них техники, оборудования,

материалов, временных сооружений, производственных объектов и коммуникаций, а

также скважинных площадок, на которых ведутся геологические работы и работы по

строительству скважин. Данные затраты являются расходами на подготовку

территории для строительства скважин и иных объектов обустройства месторождений

(мест для резервуаров, хранения плодородного слоя почвы, добываемых полезных

ископаемых и отходов), следовательно, соответствуют критериям п. 1 ст. 261 Кодекса.

Абзацем 4 пункта 1 статьи 261 Кодекса определено, что расходы на устройство

временных подъездных путей и дорог для вывоза добываемых горных пород, полезных

ископаемых и отходов относятся к расходам на освоение природных ресурсов. Поэтому

расходы на строительство дорог на месторождениях общества подлежат учету при

исчислении налога на прибыль в порядке, определенном п. 2 ст. 261 Кодекса.

Статьей 34 Федерального закона от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей

среды» определено, что размещение, проектирование, строительство, реконструкция,

ввод в эксплуатацию, эксплуатация, консервация и ликвидация зданий, строений,

сооружений и иных объектов, оказывающих прямое или косвенное негативное

воздействие на окружающую среду, осуществляются в соответствии с требованиями в

области охраны окружающей среды. При этом должны предусматриваться

мероприятия по охране окружающей среды, восстановлению природной среды,

рациональному использованию и воспроизводству природных ресурсов, обеспечению

экологической безопасности.

Нарушение требований в области охраны окружающей среды влечет

приостановление по решению суда размещения, проектирования, строительства,

реконструкции, ввода в эксплуатацию, эксплуатации, консервации и ликвидации

117

зданий, строений, сооружений и иных объектов.

Минтопэнерго России 23.09.1996 утвержден "Регламент составления проектных

технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений

РД 153-39-007-96".

Согласно п. 10.1.1 РД 153-39-007-96 охрана атмосферного воздуха на территории

нефтепромысловых объектов нефтяных и газонефтяных месторождений

обеспечивается мероприятиями, направленными на сокращение потерь нефти и газа,

повышение надежности нефтепромыслового оборудования, высокую степень

утилизации нефтяного газа.

В силу п. 10.1.3 РД 153-39-007-96 при обустройстве месторождения следует

предусмотреть напорную герметизированную систему сбора, подготовки, транспорта

нефти, исключающую попадание продукции скважин на почву и в воду, комплексное

использование природных и техногенных ресурсов, направленное на уменьшение

отходов, загрязняющих окружающую среду.

Правила охраны окружающей среды при сборе, подготовке и транспорте нефти

установлены также Инструкцией по охране окружающей среды при строительстве

скважин на нефть и газ на суше. РД 39-133-94 и Правилами охраны окружающей среды

при сборе, подготовке и транспорте нефти. РД 39-0147098-005-88.

Согласно п. 1 ст. 39 Закона от 10.01.2002 № 7-ФЗ юридические лица,

осуществляющие эксплуатацию сооружений и иных объектов, обязаны соблюдать

утвержденные технологии и требования в области охраны окружающей среды,

восстановления природной среды, рационального использования и воспроизводства

природных ресурсов.

Пунктом 146 Правил охраны недр, утвержденных Постановлением

Госгортехнадзора России от 06.06.2003 N 71 установлено, что при пользовании

недрами обеспечиваются безопасность для жизни и здоровья населения, охрана зданий

и сооружений, атмосферного воздуха, земель, лесов, вод, животного мира и других

объектов окружающей среды.

В силу п. 2 ст. 51 Закона от 10.01.2002 № 7-ФЗ запрещается сброс отходов

производства и потребления, в том числе радиоактивных отходов, в поверхностные и

подземные водные объекты, на водосборные площади, в недра и на почву, а также

размещение опасных отходов в местах, в которых может быть создана опасность для

окружающей среды, естественных экологических систем и здоровья человека.

Пунктом 3.1 ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка,

транспортирование и хранение» установлено, что нефть и нефтепродукты

транспортируют по магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам,

118

железнодорожным, автомобильным, воздушным, морским и речным транспортом.

Пунктом 5.2 ГОСТ 1510-84 определено, что нефть и нефтепродукты отнесены к

легковоспламеняющимся и ядовитым веществам, при работе с которыми необходимо

применять средства защиты по типовым отраслевым нормам.

Постановлением Правительства Российской Федерации от 15.04.2002 № 240

утверждены Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации

разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, пунктом 4

которых установлено, что организации обязаны локализовать и ликвидировать разливы

нефти и нефтепродуктов, принимать меры по охране жизни и здоровья работников в

этих случаях.

В целях недопущения загрязнения окружающей природной среды и разлива

нефти при общество осуществляло проектирование и строительство на

месторождениях нефтесборных коллекторов, резервуаров, нефтепроводов и насосных

станций.

Рассматриваемые расходы были понесены в период поиска и оценки полезных

ископаемых, до ввода месторождений в промышленную эксплуатацию, что

подтверждается лицензиями (т. 12 л.д. 37-150; т. 13 л.д. 1-74), письмом общества от

24.06.2011 № АИ-1910н, письмом Роснедр от 03.03.2008 № ПС-03-31/1505, приказом от

21.02.2008 № 80.

Поэтому с учетом положений главы 25 Кодекса расходы, на строительство

объектов связанных с поиском и оценкой полезных ископаемых, подготовкой

территории к ведению работ в соответствии с требованиями к безопасности, охране

земель, недр и других природных ресурсов и окружающей среды, которые в

дальнейшем не могут стать постоянно эксплуатируемыми объектами основных средств,

могут учитываться в составе расходов на освоение природных ресурсов в порядке,

установленном нормами статей 261 и 325 Кодекса.

В соответствии с абз. 2, 4 п. 2 ст. 261 Кодекса указанные расходы включаются в

состав расходов по налогу на прибыль равномерно в течение пяти лет с 1-го числа

месяца, следующего за месяцем, в котором завершены данные работы (этапы работ).

Заявитель указывает, что перечисленные в таблице 2 (л.д.110 том 73) работы по

обустройству месторождений и скважинных площадок, строительству дорог на

месторождениях, нефтесборных коллекторов, резервуаров, нефтепроводов и насосных

станций были завершены и решение о прекращении работ приняты в декабре 2006 года.

Поэтому расходы в сумме 96 734 933 руб. (483 674 665 руб./5 лет) уменьшают

налогооблагаемую базу по налогу на прибыль за 2007 год.

Суд не может согласиться с обоснованностью данного утверждения заявителя,

119

исходя из следующего.

Согласно правовой позиции Президиума Высшего Арбитражного Суда

Российской Федерации, изложенной в постановлении от 09.03.2010 № 14754/09, анализ

положений статей 261, 325 Кодекса в их взаимосвязи дает основания полагать, что

расходы по строительству (бурению) скважин не могут быть приняты к уменьшению

налогооблагаемой прибыли ранее установления факта бесперспективности этих работ

или непродуктивной эксплуатации скважины и принятия налогоплательщиком

решения о прекращении работ и ликвидации скважины.

Перечисленные в таблице 2 заявителя (л.д.110 т. 73) расходы не отвечают этим

критериям. Ни в ходе проверки, ни в материалы дела обществом не представлены

доказательства того, что указанные в таблице 2 работы по обустройству

месторождений и скважинных площадок, строительству дорог на месторождениях,

нефтесборных коллекторов, резервуаров, нефтепроводов и насосных станций относятся

именно к тем скважинам, в отношении которых были установлены факты

непродуктивности эксплуатации скважины, и принятия обществом решения о

прекращении работ и ликвидации скважины.

Кроме того, затраты на обустройство скважины № 63 Тобойского месторождения

и автодороги ЦПС-скважина № 63 Тобойского месторождения в сумме 13 479 010 руб.

списаны в декабре 2006 года, т. ранее даты ликвидации скважины (18.07.2007).

Принимая во внимание изложенное, а также то, что самим обществом данные

расходы декларировались как внереализационные и не подтверждались как расходы,

связанные с освоением природных ресурсов, и возможности дальнейшего исследования

документов судом с учетом разумных сроков рассмотрения дела исчерпаны, суд не

находит оснований для признания недействительным решения инспекции в части

выводов о неправомерном принятии в целях налогообложения прибыли затрат в

размере 96 734 933 руб.

По мнению заявителя, учет обществом указанных расходов в полной сумме в

2006 году не привел к недоимке по налогу на прибыль, так как в 2006-2007 годах был

получен убыток.

Это обстоятельство не имеет правового значения, поскольку в решении

инспекции не констатируется наличие у общества недоимки, а лишь уменьшается

убыток, учтенный для целей налогообложения.

В пунктах (налог на прибыль) и п.3.3 (налог на добавленную стоимость)

налоговый орган указал, что в нарушение п. 1 ст. 252, п. 1 ст. 265 Кодекса обществом

120

неправомерно списана во внереализационные расходы стоимость замены утраченного

оборудования в размере 9 172 793 руб. на скважине № 246 куста № 1 Южно-

Хыльчуюского местрождения, и что в нарушение п. 2 ст. 171 Кодекса в декабре 2006

года неправомерно применены налоговые вычеты по НДС в сумме 1 939 301 руб.

В обоснование решения в этой части инспекция сослалась на следующее.

Возмещение стоимости замены утраченного оборудования на скважине № 246

куста № 1 Южно-Хыльчуюского месторождения происходило в рамках наклонно-

направленного бурения скважин согласно договору от 09.02.2006 № Nmng-DM-0905-01

(т. 113 л.д. 75-123).

В отношении расходов, связанных с заменой утраченного оборудования, для

признания производственных расходов необходимы не только первичные документы,

подтверждающие факт осуществления расходов, в том числе акт приемки-передачи

выполненных работ или услуг, акты по форме КС-2, КС-3, но и документы,

подтверждающие обоснованность отнесения данных расходов на заказчика (общество),

что прямо предусмотрено договором.

В представленных документах по возмещению стоимости замены утраченного

оборудования на скважине № 246 куста № 1 Южно-Хыльчуюского месторождения и не

приведено доказательств причин утраты указанного оборудования не в результате

грубой неосторожности или умышленного действия подрядчика.

Кроме того, согласно акту от 22.09.2006 на скважине № 246 куста №1 Южно-

Хыльчуюского месторождения была произведена зарезка второго ствола и согласно

Типовым технико-технологических решениям на бурение боковых стволов из

эксплуатационных скважин на основе использования современных технических

средств и технологий для организаций холдинга ОАО «НК «ЛУКОЙЛ» (утв.

16.11.2005) указанные работы являются одним из методов реконструкции

(восстановления) работоспособности эксплуатационных скважин, и в соответствии с

пунктом 2 статьи 257 Кодекса увеличивают первоначальную стоимость основных

средств.

Суд находит решение инспекции в этой части подлежащим признанию

недействительным.

Между обществом (заказчик) и компанией «Шлюмберже Лоджелко Инк.»

(подрядчик) был заключен договор на оказание услуг по наклонно-направленому

бурению скважин, измерению и каротажу во время бурения на Южно-Хыльчуюском

месторождении ООО «Нарьянмарнефтегаз» от 09.02.2006 № Nmng-DM-0905-01.

В рамках договора подрядчиком проводились работы по наклонно-направленому

бурению скважин.

121

Согласно п. 2.2.3 договора заказчик обязуется выплатить подрядчику издержки

последнего при возникновении у него ущерба, подлежащего возмещению подрядчику в

соответствии со ст. 5 договора.

Как следует из подп. «с» п. 5.4 договора при возникновении у подрядчика ущерба

в связи с утратой (гибелью), повреждением или чрезмерным износом оборудования,

принадлежащего подрядчику, заказчик возмещает такой ущерб подрядчику в случае,

если такое оборудование утрачено, повреждено или подверглось чрезмерному износу

не в результате грубой неосторожности или умышленного действии подрядчика, в том

числе, в случае его нахождения в скважине или наличия у него связи со скважиной.

Под «грубой неосторожностью» стороны договорились понимать непроявление

обязанным лицом той минимальной степени заботливости и осмотрительности, какую

можно было бы ожидать от всякого участника имущественного оборота, окажись он на

его месте, и непринятие обязанным лицом очевидных мер, в целях надлежащего

исполнения обязательств.

Актом от 22.09.2006 (т. 13 л.д. 124-125) установлено, что 27.08.2006 при подъеме

бурильного инструмента из скважины для смены долота произошла заклинка

бурильного инструмента при нахождении долота на глубине 911м. После

безрезультатного выполнения необходимых работ и мероприятий для ликвидации

заклинки в акте указано, что дальнейшие работы подрядчика по поднятию бурильного

инструмента из скважины не принесли положительного результата.

30.11.2006 в адрес общества выставлена справка о стоимости выполненных работ

и затрат № SIR UST-06-111, инвойс от 30.11.2006 № NG-0111418-51-199, в которых

отражена стоимость утраченного оборудования 9 172 793 руб. (409 425 долларов

США).

В силу ст. 211 ГК РФ риск случайной гибели или случайного повреждения

имущества несет его собственник, если иное не предусмотрено законом или договором.

Пунктом 1 ст. 705 ГК РФ предусмотрено, что если иное не предусмотрено ГК РФ,

иными законами или договором подряда риск случайной гибели или случайного

повреждения материалов, оборудования, переданной для переработки (обработки)

вещи или иного используемого для исполнения договора имущества несет

предоставившая их сторона.

Договором от 09.02.2006 № Nmng-DM-0905-01 стороны предусмотрели иные

условия распределения риска случайной гибели оборудования, использованного при

проведении буровых работ, чем предусмотрены ст.ст. 211 и 705 ГК РФ.

Как было указано выше, в п.п. «с» п. 5.4 договора стороны договорились о том,

что заказчик возмещает подрядчику любой ущерб в связи с утратой (гибелью),

122

повреждением или чрезмерным износом оборудования, принадлежащего подрядчику

или другим лицам, входящим в группу подрядчика, в случае, если такое оборудование

утрачено, повреждено или подверглось чрезмерному износу не в результате грубой

неосторожности или умышленного действии подрядчика.

Поскольку хронология работ, описанная в акте от 22.09.2006, служит

доказательством того, что утрата оборудования произошла в результате геологического

осложнения в процессе строительства скважины (т.е. в результате случайной гибели

оборудования), и из этого акта не усматривается грубой неосторожности или

умышленных действий подрядчика в утрате имущества, а также то, что подрядчик

принял комплекс мер для извлечения заклинившего оборудования из скважины,

общество, руководствуясь п. 5.4 договора обоснованно возместило подрядчику

стоимость утраченного оборудования.

Согласно п.п. 13 п. 1 ст. 265 Кодекса в состав внереализационных расходов

включаются признанные должником расходы на возмещение причиненного ущерба.

При изложенных обстоятельствах обществом не нарушены положения п.п. 13 п. 1

ст. 252 Кодекса и п. 1 ст. 265 Кодекса и правомерно отнесены в состав

внереализационных расходов 2006 года стоимость замены утраченного оборудования.

Ссылка инспекции на типовые технико-экономические решения на бурение

боковых стволов из эксплуатационных скважин на основе использования современных

технических средств и технологий для организаций холдинга ОАО «НК «ЛУКОЙЛ»

необоснованна, так как этот документ не является нормативно-правовым актом и не

подлежит обязательному применению обществом.

В соответствии с положениями п. 1 ст. 171 Кодекса налогоплательщик имеет

право уменьшить сумму налога, исчисленную в соответствии со ст. 166 Кодекса на

установленные настоящей статьей налоговые вычеты.

В п. 2 ст. 171 Кодекса указано, что вычетам подлежат суммы налога,

предъявленные налогоплательщику при приобретении товаров (работ, услуг) на

территории Российской Федерации в отношении товаров (работ, услуг), приобретаемых

для осуществления операций, признаваемых объектами налогообложения в

соответствии с главой 21 Кодекса, за исключением товаров, предусмотренных п. 2 ст.

170 Кодекса.

Согласно п. 1 ст. 172 Кодекса налоговые вычеты, предусмотренные ст. 171

Кодекса, производятся на основании счетов-фактур, выставленных продавцами при

приобретении налогоплательщиком товаров (работ, услуг), имущественных прав,

документов, подтверждающих фактическую уплату сумм налога при ввозе товаров на

таможенную территорию Российской Федерации, документов, подтверждающих

123

уплату сумм налога, удержанного налоговыми агентами, либо на основании иных

документов в случаях, предусмотренных п. 3, 6 - 8 ст. 171 Кодекса.

Вычетам подлежат, если иное не установлено настоящей статьей, только суммы

налога, предъявленные налогоплательщику при приобретении товаров (работ, услуг),

имущественных прав на территории Российской Федерации, либо фактически

уплаченные ими при ввозе товаров на таможенную территорию Российской Федерации,

после принятия на учет указанных товаров (работ, услуг), имущественных прав с

учетом особенностей, предусмотренных настоящей статьей и при наличии

соответствующих первичных документов.

Таким образом, по смыслу ст. ст. 171, 172 Кодекса для применения вычета по

НДС необходимо соблюдение условий:

- товары (работы, услуги) приобретаются для осуществления операций,

признаваемых объектами налогообложения;

- имеются оформленные надлежащим образом счета-фактуры;

- товары (работы, услуги) приняты на учет.

Все условия для применения спорных налоговых вычетов обществом соблюдены.

В решении инспекции отмечается, что у общества не могут возникнуть объекты

налогообложения, в отношении которых заявлены налоговые вычеты (добыча и

реализация нефти и сопутствующих углеводородов), поскольку после произошедшей

аварии 27.08.2006, дальнейшее использование скважины стало невозможно и она

подлежит ликвидации.

Однако скважина создавалась обществом в связи с исполнением лицензии на

пользование недрами, и расходы на ее бурение и ликвидацию являются необходимым

этапом подготовки месторождения к дальнейшей эксплуатации и, следовательно,

получению дохода.

Расходы по строительству и ликвидации скважины являются расходами,

обусловленными особенностями производства и необходимыми для добычи полезных

ископаемых (углеводородов).

Не выполнив данные работы, общество не смогло бы осуществить добычу и

реализацию нефти, то есть получать выручку от реализации, являющуюся объектом

налогообложения налогом на добавленную стоимость. То, что в конечном итоге

указанные намерения не были реализованы, обусловлено технологией производства и

не должно влиять на решение вопроса о применении вычета.

Поэтому общество правомерно применило налоговые вычеты по НДС в сумме

1 939 301 руб.

124

В п. 3.11 (налог на добавленную стоимость, агенты) решения инспекция

пришла к выводу, что в нарушение пп.4 п.1 ст.148, п.1, 2 ст.161, п.4 ст.174 Кодекса

заявителем не исчислен, не удержан, не заявлен в налоговых декларациях по НДС и не

перечислен в бюджет НДС с доходов, выплаченных за оказанные услуги иностранному

лицу, не зарегистрированному в налоговых органах Российской Федерации в качестве

налогоплательщика, при реализации предприятием «Стивенсон Харвуд» в 2007 году

юридических услуг в сумме 1 122 747 руб.

По этому эпизоду решения инспекцией обществу предложено удержать не

удержанный налог на добавленную стоимость в размере 1 122 747 руб. и перечислить

его в бюджет, начислены пени в сумме 453 869 руб.

Оспаривая решение по данному пункту, заявитель указывает, что в соответствии с

п. 4 ст. 173 Кодекса при реализации товаров (работ, услуг), указанных в ст. 161

Кодекса, сумма налога, подлежащая уплате в бюджет, исчисляется и уплачивается в

полном объеме налоговыми агентами, указанными в ст. 161 Кодекса, за счет средств,

подлежащих перечислению налогоплательщику или другим лицам, указанным

налогоплательщиком.

На основании п. 1 ст. 45 Кодекса налогоплательщик обязан самостоятельно

исполнить обязанность по уплате налога, если иное не предусмотрено

законодательством о налогах и сборах.

В силу п. 2 ст. 45 Кодекса если обязанность по исчислению и удержанию налога

возложена на налогового агента, то обязанность налогоплательщика по уплате налога

считается выполненной с момента удержания налога налоговым агентом.

Обязанность налогового агента перечислять в бюджет удержанные с

налогоплательщика налоги предусмотрена п. 4 ст. 24 Кодекса, следовательно, нормы

налогового законодательства, регулирующие порядок уплаты налогов, установленный

для налогоплательщиков, применяются к налоговым агентам только в отношении

удержанных с налогоплательщиков сумм налогов.

Таким образом, в случае неисчисления и неудержания налога, подлежащего

удержанию и перечислению в бюджет налоговым агентом, обязанность

налогоплательщика по уплате налога считается неисполненной и в данном случае

именно иностранная организация является должником перед бюджетом.

Поэтому у общества, выступающего в качестве налогового агента, отсутствует

обязанность по уплате налога за счет собственных средств в связи с неудержанием

налога из выплаченных иностранной организации сумм.

Поскольку налог на добавленную стоимость обществом удержан не был, то

предложение в требовании от 29.12.2010 № 165/2 уплатить суммы не удержанного

125

налога, по мнению заявителя, является дополнительным видом ответственности, не

предусмотренным нормами Кодекса.

В нарушение вышеназванных норм законодательства о налогах и сборах и

судебной практики в требовании об уплате налога от 29.12.2010 № 165/2 инспекция

предложила обществу в срок до 18.01.2011 уплатить НДС в сумме 1 122 747 руб. в

бюджет за счет собственных средств (т.66 л.д.121).

Налоговый орган в судебном заседании пояснил, что не собирается взыскивать

спорные суммы с общества, а целью данного требования является удержание

заявителем налога у «Стивенсон Харвуд» и перечисление его в бюджет.

С таким утверждением общество не согласно, так как в названном требовании

указано: «за вашей организацией числится (выявлена) задолженность по налогам,

сборам, пеням, штрафам. На основании действующего в Российской Федерации

законодательства о налогах и сборах Ваша организация обязана уплатить НДС

(налоговый агент) в сумме 1 122 747 руб. в срок до 18.01.2011».

Инспекция не проверила, имеется ли у общества возможность после доначисления

налога удержать доначисленные суммы НДС у налогоплательщика - иностранной

организации.

Общество утверждает, что такой возможности не имеет.

Согласно подп. 2 п. 3 ст. 24 Кодекса налоговый агент обязан письменно сообщать в

налоговый орган по месту своего учета о невозможности удержать налог и о сумме

задолженности налогоплательщика в течение одного месяца со дня, когда налоговому

агенту стало известно о таких обстоятельствах.

Письмом от 25.02.2011 № 06-17/152 общество сообщило инспекции о

невозможности удержания и перечисления доначисленного НДС в связи с тем, что

какие-либо выплаты в адрес иностранной организации не предполагаются, что

подтверждается данными бухгалтерского учета (т.66 л.д.122).

Общество также считает незаконным доначисление сумм пени по этому эпизоду,

поскольку обязанность по уплате налогов и пеней может быть возложена на налогового

агента только в том случае, если налог был удержан налоговым агентом, но не

перечислен в бюджет.

Суд считает, что решение инспекции в этой части соответствует Кодексу.

В ходе проверки установлено, что между обществом (клиент) и партнерской

компанией «Стивенсон Харвуд», созданной по законодательству Англии и Уэльса,

имеющей центральный офис по адресу: Великобритания, Лондон ЕС4М 8SH One St.

Paul’s Churshyard / 1, Сент Полс Черчярд, заключено соглашение от 10.10.2006 №

1002/2006 на оказание юридических услуг – разработку договора транспортировки

126

нефтепродуктов между клиентом и компаний Тчуди Шиппинг или их дочерней

компанией на предоставление услуг по перевалке нефти с использованием ПНХ

(расположенного в территориальных водах Норвегии).

За оказанные услуги обществу были выставлены следующие счета и акты сдачи-

приемки работ:

- счет от 24.11.2006 № 129467 на 36 431,06 фунтов стерлингов, акт сдачи-

приемки работ от 24.12.2006;

- счет от 12.01.2007 № 130687 на 41 463,85 фунтов стерлингов, акт сдачи-

приемки работ от 12.01.2007 за юридические услуги за период с 22 ноября по 31

декабря 2006 г.;

- счет от 28.02.2007 № 131956 на 42 910,25 фунтов стерлингов, акт сдачи-

приемки работ от 13.03.2007 за юридические услуги за период с 01 января по 29

февраля 2007 г.

Обществом произведено перечисление денежных средств в адрес «Стивенсон

Харвуд» в следующие сроки:

- мемориальный ордер от 06.02.2007 № 159 на 71 769,19 долларов США (в

рублевом эквиваленте 1 903 950,49 руб.) в счет оплаты по контракту от 10.10.2006 №

1002/2006, инвойс от 24.11.2006 № 129467;

- мемориальный ордер от 27.03.2007 № 5/03 на 82 098,42 долларов США (в

рублевом эквиваленте 2 140 880,50 руб.) в счет оплаты по контракту от 10.10.2006 №

1002/2006, инвойс от 24.11.2006 № 130687;

- мемориальный ордер от 18.05.2007 № 192 на 84 962,30 долларов США (в

рублевом эквиваленте 2 192 656,06 руб.) в счет оплаты по контракту от 10.10.2006 №

1002/2006, инвойс от 24.11.2006 № 131956.

В соответствии со статьями 24, 161 Кодекса общество признается налоговым

агентом по налогу на добавленную стоимость, на которого в соответствии с Кодекса

возлагаются обязанности правильно и своевременно исчислять, удерживать из

денежных средств, выплачиваемых налогоплательщикам (иностранным лицам - не

состоящим на налоговом учете в налоговых органах Российской Федерации в качестве

налогоплательщиков), и перечислять в бюджет налог на добавленную стоимость.

В соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 146 Кодекса объектом

налогообложения налогом на добавленную стоимость признаются операции по

реализации товаров (работ, услуг) на территории Российской Федерации.

Порядок определения места реализации работ (услуг) при исчислении НДС

установлен статьей 148 Кодекса.

Подпунктом 4 пункта 1 статьи 148 Кодекса местом реализации работ, услуг:

127

консультационных, юридических, бухгалтерских, инжиниринговых, рекламных,

маркетинговых услуг и прочее признается территория Российской Федерации, если

покупатель таких услуг осуществляет свою деятельность на территории Российской

Федерации. При этом местом осуществления деятельности покупателя услуг считается

территория Российской Федерации в случае фактического присутствия покупателя

указанных услуг на основе государственной регистрации организации.

В соответствии с пунктом 1 статьи 161 Кодекса при реализации иностранным

лицом, не состоящим на учете в налоговых органах в качестве налогоплательщика,

услуг, местом реализации которых является территория Российской Федерации, НДС

исчисляется и уплачивается в бюджет РФ налоговым агентом (российской

организацией), приобретающим данные услуги у иностранного лица. При этом

налоговая база определяется как сумма дохода от реализации этих услуг с учетом НДС.

Согласно пункту 4 статьи 174 Кодекса уплата налога налоговым агентом должна

производиться одновременно с выплатой (перечислением) денежных средств

иностранному лицу за выполненные работы (оказанные услуги).

Налог на добавленную стоимость с выплаченных компании «Стивенсон Харвуд»

доходов в сумме 238 829,91 долларов США или 6 237 487,05 руб., за оказанные

юридические услуги обществом как налоговым агентом не удержан и в бюджет не

перечислен.

Отказывая обществу в признании недействительным решения в этой части, суд

исходит из того, что оно не нарушает права и законные интересы общества как

налогового агента, поскольку предлагается уплатить налог не за счет собственных

средств, а удержать его за счет средств налогоплательщика и перечислить в бюджет.

Суду не представлено достаточных и убедительных доказательств,

свидетельствующих о взыскании налоговым органом спорной суммы налога за счет

собственных средств общества.

В то же время пени начислены заявителю правомерно ввиду следующего.

Согласно пункту 5 статьи 23 Кодекса за неисполнение или ненадлежащее

исполнение возложенных на него обязанностей налоговый агент несет ответственность

в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Согласно пункту 1 статьи 75 Кодекса пеней признается установленная этой

статьей денежная сумма, которую налогоплательщик, плательщик сборов или

налоговый агент должны выплатить в случае уплаты причитающихся сумм налогов или

сборов, в том числе налогов, уплачиваемых в связи с перемещением товаров через

таможенную границу Российской Федерации, в более поздние по сравнению с

установленными законодательством о налогах и сборах сроки.

128

Согласно пункту 2 статьи 75 Кодекса сумма соответствующих пеней

уплачивается помимо причитающихся к уплате сумм налога или сбора и независимо от

применения других мер обеспечения исполнения обязанности по уплате налога или

сбора, а также мер ответственности за нарушение законодательства о налогах и сборах.

Пеня начисляется за каждый календарный день просрочки исполнения

обязанности по уплате налога или сбора, начиная со следующего за установленным

законодательством о налогах и сборах дня уплаты налога или сбора (пункт 3 статьи 75

Кодекса).

Пунктом 7 статьи 75 Кодекса установлено, что указанные правила

распространяются также на плательщиков сборов и налоговых агентов.

В силу главы 11 Кодекса пени являются способом обеспечения исполнения

обязанности по уплате налогов и сборов.

Поскольку статьей 161 Кодекса обязанность по уплате в бюджет налога на

добавленную стоимость за налогоплательщиков - иностранных лиц, не состоящих на

учете в налоговых органах, возложена на налоговых агентов, то пени являются

способом обеспечения исполнения обязанностей по уплате данного налога именно

налоговым агентом.

В соответствии с постановлением Президиума Высшего Арбитражного Суда

Российской Федерации от 22.05.2007 № 16499/06 пени являются

правовосстановительной мерой государственного принуждения, носящей

компенсационный характер, за несвоевременную уплату налога в бюджет и должны

взыскиваться с того субъекта налоговых правоотношений, на которого возложена такая

обязанность.

Согласно постановлению Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской

Федерации 06.04.2010 № 14977/09 начисление пени и привлечение налогового агента к

ответственности, предусмотренной статьей 123 Кодекса, является правомерным.

В пункте 4.1. (налог на имущество) решения налоговым органом сделан

вывод о том, что в нарушение пункта 1 статьи 374, пункта 1 статьи 375, статьи 376

Кодекса общество занизило налоговую базу по налогу на имущество на 389 150 466

руб., в том числе в 2006 году на 199 761 921 руб., в 2007 году на 189 388 545 руб., в

результате чего неуплата налога на имущество составила 8 561 310 руб., в том числе за

2006 год – 4 394 762 руб.; за 2007 год – 4 166 548 руб.

Нарушение допущено в результате не учета при расчете среднегодовой стоимости

имущества стоимости 4 скважин, учитываемых на счете 08.03 "Строительство

129

объектов основных средств".

Оспаривая решение, общество сослалось на ст. ст. 374 Кодекса, приказ Минфина

России от 30.03.2001 N 26н "Об утверждении Положения по бухгалтерскому учету

"Учет основных средств" ПБУ 6/01", Методические указания по бухгалтерскому учету

основных средств, утв. приказом Минфина России от 13.10.2003 № 91н, и указало, что

обязанность по уплате налога на имущество возникает с момента завершения

формирования первоначальной стоимости объекта. При этом объект должен быть

способен приносить организации экономические выгоды (доход) в будущем.

Заявитель утверждает, что на момент исчисления налога на имущество

первоначальная стоимость по спорным объектам не была сформирована.

Указанные в инвентарных карточках даты ввода скважин в эксплуатацию

таковыми не являются, а представляют собой даты принятия от подрядчика скважины

из бурения и указаны в инвентарных карточках справочно.

Ввод в эксплуатацию и учет в качестве объекта основного средства

подтверждается актами по форме ОС-1, а не актами по форме ОС-6.

По одной из скважин в процессе освоения не было получено промышленного

притока нефти, поэтому принято решение скважину в эксплуатацию не вводить и

ликвидировать по первой категории, как выполнившую свое назначение.

Суд считает, что решение инспекции в указанной части соответствует Кодексу и

установленным фактическим обстоятельствам.

В соответствии со ст. 374 Кодекса (в ред. до 24.07.2007) объектом

налогообложения налогом на имущество для российских организаций признается

движимое и недвижимое имущество (включая имущество, переданное во временное

владение, пользование, распоряжение или доверительное управление, внесенное в

совместную деятельность), учитываемое на балансе в качестве объектов основных

средств в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета.

Проверкой месячных отчетов о работе скважин (МЭРов), актов о передаче

скважин из бурения в эксплуатацию, актов на передачу скважин в основные фонды,

приказов общества, оборотно-сальдовых ведомостей по счету 08.03. «Строительство

объектов основных средств» за 2006-2007 г.г., налоговых деклараций по налогу на

имущество за 2006-2007 г.г. установлено, что общество не включило в налоговую базу

по налогу на имущество стоимость следующих скважин, находящихся в эксплуатации

и учитываемых на счете 08.03 «Строительство объектов основных средств» за 2006-

2007 год:

1). Скважина № 59 Торавейского месторождения (эксплуатационная

(добывающая)), акт на передачу скважины из бурения в эксплуатацию от 31.01.2003,

130

добыто с 01.01.2006 по 31.12.2007 – 21 425 тонн нефти (способ добычи ЭЦН).

Стоимость указанной скважины не включена в налоговую базу по налогу на имущество

с 01.01.2006 по 31.12.2006.

Заявитель указывает в отношении данной скважины, что ее строительство

завершено в 2007 г., акт приемочной комиссии о приемке в эксплуатацию законченной

строительством эксплуатационной скважины составлен 27.03.2007. Однако согласно

инвентарной карточке учета основных средств (л.д. 59 т. 21) датой ввода в

эксплуатацию является 31.01.2003, что соответствует данным акта на передачу

скважины из бурения в эксплуатацию. В указанном обществом акте приемочной

комиссии о приемке в эксплуатацию законченной строительством эксплуатационной

скважины от 27.03.2007 указано, что окончание работ по строительству скважины

осуществлено в декабре 2002 г., строительство осуществлялось генеральным

подрядчиком ООО «БК «Евразия», выполнившим весь комплекс работ по

строительству скважины в соответствии с групповым рабочим проектом «Куст № 1

эксплуатационных скважин на Торавейском месторождении».

Заявитель указывает, что формирование стоимости скважины № 59 завершено в

декабре 2006 г.

Суд отклоняет данный довод как необоснованный.

В соответствии со статьей 257 Кодекса первоначальная стоимость основного

средства определяется как сумма расходов на его приобретение, сооружение,

изготовление, доставку и доведение до состояния, в котором оно пригодно для

использования.

Факт добычи обществом нефти на скважине в спорном периоде, начиная с

января 2006 г., подтверждает ее пригодность для использования.

Согласно акту приемочной комиссии о приемке в эксплуатацию законченной

строительством эксплуатационной скважины от 27.03.2007 окончание работ по

строительству скважины произведено в декабре 2002 г.

2). Скважина № 104 куст 2 Торавейского месторождения, добыто с 01.07.2006 по

31.12.2007 – 38 114 тонн нефти (способ добычи ЭЦН). Стоимость указанной скважины

не включена в налоговую базу по налогу на имущество с 01.07.2006 по 01.09.2006.

Заявитель указывает, что акт приемочной комиссии о приемке в эксплуатацию

законченной строительством эксплуатационной скважины составлен 09.10.2008.

Однако согласно инвентарной карточке учета основных средств (л.д. 60 т. 21) датой

ввода в эксплуатацию является 07.07.2006. В указанном заявителем акте приемочной

комиссии о приемке в эксплуатацию законченной строительством эксплуатационной

скважины от 09.10.2008 указано, что окончание работ по строительству скважины

131

осуществлено 01.07.2006, строительство осуществлялось генеральным подрядчиком

ООО «БК «Евразия», выполнившим весь комплекс работ по строительству скважины в

соответствии с групповым рабочим проектом «Строительство эксплуатационных

горизонтальных скважин куста № 2 (скважины № № 104г, 102г) и куста № 4 (скважины

№ № 103г, 104г) Торавейского нефтяного месторождения».

Заявитель указывает, что формирование стоимости скважины № 104 завершено

в декабре 2007 г.

Суд отклоняет данный довод как необоснованный.

В соответствии со статьей 257 Кодекса первоначальная стоимость основного

средства определяется как сумма расходов на его приобретение, сооружение,

изготовление, доставку и доведение до состояния, в котором оно пригодно для

использования.

Факт добычи обществом нефти на скважине, начиная с июля 2006 г.,

подтверждает ее пригодность для использования.

Согласно акту приемочной комиссии о приемке в эксплуатации законченной

строительством эксплуатационной скважины от 09.10.2008 окончание работ по

строительству скважины произведено 01.07.2006.

Заявитель включил скважину № 104 в налоговую базу по налогу на имущество с

сентября 2006 г., то есть за 4 месяца до оформления акта о приеме-передаче объекта

основных средств по форме ОС-1 (31.01.2007), за 1 год и 4 месяца до указанной

заявителем даты формирования стоимости скважины (декабрь 2007 г.), и за 2 года и 1

месяц до приемки в эксплуатацию законченной строительством скважины (09.10.2008).

3). Скважина № 3024 Перевозного месторождения, акт на передачу скважины из

бурения в эксплуатацию от 04.07.2007, добыто с 01.02.2007 по 31.12.2007 – 38 222 тонн

нефти (способ добычи ФОН и ЭЦН). Стоимость указанной скважины не включена в

налоговую базу по налогу на имущество с 01.02.2007 по 31.05.2007.

Заявитель указывает, что акт приемочной комиссии о приемке в эксплуатацию

законченной строительством эксплуатационной скважины составлен 26.01.2009.

Однако согласно акту на передачу скважины из бурения в эксплуатацию от 04.07.2007

скважина закончена бурением 21.01.2007. В указанном обществом акте приемочной

комиссии о приемке в эксплуатацию законченной строительством эксплуатационной

скважины от 26.01.2009 отражено, что работы по строительству скважины окончены

11.05.2007, строительство осуществлялось Нарьян-Марской экспедицией Усинского

филиала ООО «Буровая компания «Евразия», выполнившей весь комплекс работ по

строительству скважины в соответствии с групповым рабочим проектом

132

«Эксплуатационные скважины куста № 1 на Перевозном месторождении».

Довод заявителя о том, что формирование стоимости скважины № 3024

завершено в мае 2007 г., отклоняется.

В соответствии со статьей 257 Кодекса первоначальная стоимость основного

средства определяется как сумма расходов на его приобретение, сооружение,

изготовление, доставку и доведение до состояния, в котором оно пригодно для

использования.

Факт добычи нефти на скважине, начиная с февраля 2007 г., подтверждает ее

пригодность для использования.

Согласно акту на передачу скважины из бурения в эксплуатацию от 04.07.2007

скважина закончена бурением 21.01.2007.

Заявитель самостоятельно включил скважину № 3024 в налоговую базу по

налогу на имущество с июня 2007 г., то есть за 1 год и 10 месяцев до даты оформления

акта о приеме-передаче объекта основных средств по форме ОС-1 (30.04.2009) и за 1

год и 7 месяцев до приемки в эксплуатацию законченной строительством скважины

(26.01.2009).

4). Скважина № 63 Тобойского месторождения не включена в налоговую базу по

налогу на имущество с 01.01.2006 по 01.07.2006 и с 01.01.2007 по 01.05.2007.

Заявитель указывает, что согласно акту приемочной комиссии от 27.03.2007 в

процессе освоения нефти не было получено промышленного притока нефти, поэтому

принято решение скважину в эксплуатацию не вводить и ликвидировать по первой

категории, как выполнившую свое назначение.

Судом данный довод признан необоснованным.

Согласно приказу от 01.01.2006 № 2 (л.д. 68 т. 21) поисковая скважина № 63

Тобойского месторождения переведена из освоения в пьезометрический фонд с

30.12.2005.

Пьезометрическая скважина предназначена для систематического измерения

пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

В соответствии с пунктом 1.2. «Категории скважин» Правил разработки

нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных коллегией Министерства

нефтяной промышленности СССР (протокол от 15.10.1984 № 44 пункт IV),

согласованных Госгортехнадзором СССР (постановление от 18.10.1984 № 52),

Министерством геологии СССР (письмо от 23.10.1984 № РС-04/65-6502),

Министерством газовой промышленности СССР (письмо от 12.09.1984 № ВТ-708) по

назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые,

разведочные, эксплуатационные.

133

Согласно пункту 1.2.4 указанных Правил при проектировании и разработке

нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

основной фонд добывающих и нагнетательных скважин; резервный фонд скважин;

контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины; оценочные скважины;

специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины; скважины-дублеры, то

есть пьезометрическая скважина отнесена к категории эксплуатационных.

Аналогичные положения содержатся:

- в пунктах 4.9., 9.2. Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и

газовых скважинах, утвержденных приказом Министерства топлива и энергетики

России и Министерства природных ресурсов России от 28.12.1999 № 445/323,

согласованных с Федеральным горным и промышленным надзором России 15.11.1999,

основанных на «Классификации скважин, бурящихся при геолого-разведочных работах

и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей)»;

- в пункте 2.7. приказа Министерства природных ресурсов России от 07.02.2001

№ 126 «Об утверждении временных положения и классификаций» (вместе с

«Временным положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и

газ»);

- в пункте 99 Правил охраны недр, утвержденных постановлением

Госгортехнадзора РФ от 06.06.2003 № 71.

Во-вторых, в соответствии с пунктом 109 Правил охраны недр, утвержденных

постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 № 71 скважины, выполнившие

свое назначение и дальнейшее использование которых нецелесообразно или

невозможно, подлежат ликвидации в установленном порядке.

Согласно пункту 2.1. Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин

и оборудования их устьев и стволов, утвержденной постановлением Госгортехнадзора

России от 22.05.2002 № 22, все ликвидируемые скважины в зависимости от причин

ликвидации подразделяются на 4 категории:

I - скважины, выполнившие свое назначение;

II - скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;

III - скважины, ликвидируемые по техническим причинам;

IV - скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим

причинам.

В соответствии с пунктом 2.1.1. указанной инструкции I категория - скважины,

выполнившие свое назначение. К ним относятся:

I-а) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства,

проектами (технологическими схемами) и другими технологическими документами на

134

разработку месторождений;

I-б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом,

технологической схемой разработки или инструкцией по обоснованию нижнего

предела рентабельности эксплуатационных скважин, разработанной и утвержденной в

установленном порядке, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие

объектов возврата или приобщения, в случае отсутствия необходимости их перевода в

контрольный (наблюдательный, пьезометрический) фонд;

I-в) скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных

работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных

проектом задач;

I-г) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные

в контрольные, нагнетательные и другие, при отсутствии необходимости их

дальнейшего использования;

I-д) скважины, выполнившие свое назначение на подземных хранилищах нефти

и газа и месторождениях термальных и промышленных вод.

Как следует из акта о ликвидации скважины № 63 Тобойского месторождения от

18.10.2007 № 25-л-07/23 (л.д. 75 т. 21) и заключения технической комиссии от

09.04.2007 № 53 (л.д. 76-78 т. 21), спорная скважина ликвидирована по категории I п.

«а» в соответствии с пунктом 2.1. «Инструкции о порядке ликвидации, консервации

скважин и оборудования их устьев и стволов», то есть как скважина, выполнившая

задачи, предусмотренные проектом строительства проектами (технологическими

схемами) и другими технологическими документами на разработку месторождений.

Сам заявитель включал стоимость спорной скважины в налоговую базу по

налогу на имущество с 01.07.2006 по 01.01.2007 и с 01.05.2007 по 01.10.2007.

Правила формирования в бухгалтерском учете информации об основных

средствах организации установлены в Положении по бухгалтерскому учету «Учет

основных средств» ПБУ 6/01, утвержденном приказом Минфина России от 30.03.2001

№ 26н (далее - ПБУ 6/01).

Согласно названному Положению при принятии к бухгалтерскому учету

активов в качестве основных средств необходимо единовременное выполнение

следующих условий:

а) 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;

б) объект предназначен для использования в течение длительного времени, т.е.

135

срока продолжительностью свыше 12 месяцев или обычного операционного цикла,

если он превышает 12 месяцев;

в) организация не предполагает последующую перепродажу данного объекта;

г) объект способен приносить организации экономические выгоды (доход) в

будущем.

Указанные положения установлены и в пункте 4.2. учетной политики для целей

бухгалтерского учета общества на 2006 и 2007 год.

Согласно пункту 1 Приложения по ведению бухгалтерского учета и

бухгалтерской отчетности в Российской Федерации, утвержденного приказом Минфина

России от 29.07.1998 № 34н, к незавершенным капитальным вложениям относятся не

оформленные актами приемки-передачи основных средств и иными документами

(включая документы, подтверждающие государственную регистрацию объектов

недвижимости в установленных законодательством случаях) затраты на строительно-

монтажные работы, приобретение зданий, оборудования, транспортных средств,

инструмента, инвентаря, иных материальных объектов длительного пользования,

прочие капитальные работы, затраты по отводу земельных участков и переселению в

связи со строительством, на подготовку кадров для вновь строящихся организаций и

другие).

Приказом Министерства финансов Российской Федерации от 13.10.2003 № 91н

допускается объекты недвижимости, по которым закончены капитальные вложения,

оформлены соответствующие первичные учетные документы по приемке-передаче,

документы переданы на государственную регистрацию, и фактически

эксплуатируемые, принимать к бухгалтерскому учету в качестве основных средств с

выделением на отдельном субсчете к счету учета основных средств.

Из указанных положений следует, что принятие недвижимого имущества, в

частности, объекта капитального строительства, к бухгалтерскому учету в качестве

объекта основных средств должно производиться в случае, если указанный объект

обладает всеми признаками, установленными пунктом 4 ПБУ 6/01.

Данная правовая позиция отражена в решении Высшего Арбитражного Суда

Российской Федерации от 17.10.2007 № 8464/07.

Вышеуказанные объекты капитального строительства, учтенные на счете 08

«Вложения во внеоборотные активы», отвечающие требованиям ПБУ 6/01 и

фактически эксплуатируемые, не могут рассматриваться в качестве не завершенных

капитальных вложений только потому, что на них не были оформлены акты приема-

передачи основных средств.

Необоснованным является довод заявителя о том, что согласно актам приема-

136

передачи скважины приняты к учету в качестве объектов основных средств и введены в

эксплуатацию в более поздние периоды, чем периоды доначисления налога на

имущество, и что до составления актов приемки-передачи объектов основных средств

по форме № ОС-1 и ввода в эксплуатацию капитальные вложения по строительству

скважин не были завершены.

Инспекцией было установлено,что все спорные скважины эксплуатировались до

момента оформления актов приема-передачи объектов основных средств по форме №

ОС-1.

Кроме того, по скважине № 104 сам заявитель указывает, что общество

завершило ее строительство в 2008 г., акт приемочной комиссии о приемке в

эксплуатацию законченной строительством эксплуатационной скважины № 104 куста

№ 2 на Торавейском нефтяном месторождении составлен 09.10.2008, формирование

стоимости скважины завершено в декабре 2007 г.

При этом по данной скважине добыча нефти осуществлялась с июля 2006 г.,

заявитель включал данную скважину в состав основных средств с января 2007 г., а в

налоговую базу по налогу на имущество - с сентября 2006 г.

По скважине № 3024 заявитель указывает, что ее строительство завершено в

2009 г., акт приемочной комиссии о приемке в эксплуатацию законченной

строительством эксплуатационной скважины № 3024 Перевозного месторождения

составлен 26.01.2009, формирование стоимости скважины завершено в мае 2007 г.

При этом по данной скважине добыча нефти осуществляется с января 2007 г.,

заявитель включает данную скважину в состав основных средств с апреля 2009 г., а в

налоговую базу по налогу на имущество - с июня 2007 г.

Заявитель указывает, что обстоятельства добычи нефти на объектах

незавершенного строительства (скважинах) не могут свидетельствовать о том, что

объекты являются объектами основных средств, так как согласно Временной

классификации скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке

нефтяных и газовых месторождений (залежей), утвержденной приказом МПР России от

07.02.2001 № 126, до введения скважин в эксплуатацию должен пройти этап опытной

эксплуатации залежи нефти с целью параметров и режима работы пласта и т.д. и т.п.

Приведенный довод признается судом необоснованным ввиду следующего.

Согласно Временному положению об этапах и стадиях геологоразведочных

работ на нефть и газ, утвержденному приказом МПР России от 07.02.2001 № 126,

опытная эксплуатация проводится в отдельных случаях при оценке месторождений с

целью уточнения промысловых характеристик коллектора пробуренных в рамках

поиска и оценки месторождений (залежей) единичных скважин. Опытная эксплуатация

137

проводится по индивидуальным проектам, в которых определяются сроки проведения и

максимальные объемы отбора нефти и газа. Проекты опытной эксплуатации скважин

проходят экспертизу и утверждаются в установленном порядке.

Заявителем не представлено доказательств, подтверждающих, что на спорных

скважинах имела место именно опытная эксплуатация залежи нефти.

Согласно пункту 2.7.1. Временной классификации скважин, бурящихся при

геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений

(залежей), на разрабатываемую или подготовленную к опытной эксплуатации залежь

нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения

границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных

участков залежи для дополнительного обоснования рациональной разработки и

эксплуатации залежи бурят опережающие эксплуатационные скважины.

Заявителем не приведено доводов и доказательств, подтверждающих, что

спорные скважины являются опережающими эксплуатационными скважинами,

пробуренными для достижения указанных выше целей.

Кроме того, как указано выше:

- скважина № 59 Торавейского месторождения является эксплуатационной

(добывающей). Согласно акту на передачу скважины из бурения в эксплуатацию от

31.01.2003 данная скважина начата освоением (испытанием) – 23.11.2002, закончено

освоением (испытанием) – 10.12.2002, результат освоения (испытания): получен

фонтанный приток нефти;

- скважина № 104 Торавейского месторождения является эксплуатационной.

Согласно акту на передачу скважины из бурения в эксплуатацию от 31.01.2003 данная

скважина начата освоением (испытанием) – 23.11.2002, закончена освоением

(испытанием) – 10.12.2002, результат освоения (испытания): получен фонтанный

приток нефти;

- скважина № 3024 Перевозного месторождения является эксплуатационной.

Согласно акту на передачу скважины из бурения в эксплуатацию от 04.07.2007

скважина закончена бурением 21.01.2007;

- скважина № 63 Тобойского месторождения является пьезометрической,

Таким образом, исходя из представленных доказательств, ни одна из спорных

скважин не является опережающей эксплуатационной скважиной и в период 2006-2007

г.г. на скважинах не могла осуществляться опытная эксплуатация залежей.

Кроме того, для целей исчисления налога на имущество не имеет правового

значения, в рамках каких процессов осуществляется добыча нефти.

Исходя из изложенного, все спорные объекты соответствовали критериям

138

отнесения к основным средствам согласно ПБУ 6/01, а именно: использовались в

производстве продукции, срок полезного использования которых свыше 12 месяцев,

организацией не предполагалась последующая перепродажа данных скважин, данные

скважины способны приносить организации экономические выгоды (доход) в будущем.

Спорные объекты (скважины) находились в эксплуатации, и по ним

осуществлялась добыча нефти, что подтверждается МЭРами за 2006-2007 годы.

Следовательно, для целей бухгалтерского и налогового учета спорные объекты

не могли рассматриваться как незавершенное капитальное строительство.

Факт эксплуатация скважин не оспаривается.

При этом отсутствие перевода данных объектов на 01 счет в качестве основных

средств не является основанием для не включения стоимости данных объектов в

налоговую базу по налогу на имущество организаций.

В пункте 6 (налог на добычу полезных ископаемых) решения инспекция

пришла к выводу, что в нарушение пунктов 1-4 статьи 338 Кодекса общество занизило

стоимость песчаного грунта при заготовке из карьеров, не исчислив в результате налог

на добычу общераспространенных полезных ископаемых в сумме 127 219 680 руб.

На основании договоров подряда с ООО «Ризалти-плюс-ДКД», ЗАО

«Нижневартовсктрансгидромеханизация», ЗАО «Глобастрой-Инжиниринг», ООО

«Арктикатрансэкскавация» общество осуществляло добычу (заготовку) для

собственных нужд песчаного грунта для отсыпки площадок и кустов скважин

месторождений, площадок строительства и автодорог.

Инспекция указывает, что в ходе проверки установлено, что в некоторых

налоговых периодах 2006-2007 г.г. количество добытого песчаного грунта не

задекларировано в налоговых декларациях по НДПИ, отклонения составили 6 075 362

м3.

Кроме того, с января по июнь 2006 года общество осуществляло пользование

недрами – добычу песка без соответствующей лицензии в разрабатываемых карьерах

«Ярейтарка», «Озерное-4» и «Роща» и нижеперечисленные объемы добычи по

указанным карьерам в документах организации не фиксировались, в том числе и в

данных маркшейдера:

март - 638 264 м3

май - 959 426 м3

июнь - 49 218 м3

Доначисление налога инспекция произвела, основываясь на объемах и

стоимости добычи грунта, указанных в актах выполненных работ (КС-2), справках о

139

стоимости (КС-3), выставленных подрядчиками.

Суд находит решение в этой части подлежащим признанию недействительным,

исходя из следующего.

Согласно подпункту 1 пункта 1 статьи 336 Кодекса объектом налогообложения

налогом на добычу полезных ископаемых, если иное не предусмотрено пунктом 2

настоящей статьи, признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории

Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в

пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Пунктом 1 статьи 337 Кодекса определено, что полезным ископаемым

признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров

(если иное не предусмотрено пунктом 3 настоящей статьи), содержащаяся в

фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье

(породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая

государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли,

региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия

указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту

(техническим условиям) организации (предприятия).

В соответствии с пунктами 1, 2 статьи 338 Кодекса налоговая база определяется

налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного

ископаемого (в том числе полезных компонентов, извлекаемых из недр попутно при

добыче основного полезного ископаемого). Налоговая база определяется как стоимость

добытых полезных ископаемых, за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и

стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов

месторождений углеводородного сырья. Стоимость добытых полезных ископаемых

определяется в соответствии со статьей 340 настоящего Кодекса.

Согласно пункту 1 статьи 339 Кодекса количество добытого полезного

ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от

добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или

объема.

Пунктом 2 статьи 339 Кодекса установлено, 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,

если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае, если определение количества

добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный

метод.

140

Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого

полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике для целей

налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по

добыче полезного ископаемого. Метод определения количества добытого полезного

ископаемого, утвержденный налогоплательщиком, подлежит изменению только в

случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных

ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных

ископаемых.

Положениями об учетной политике общества для целей налогообложения на

2006 и 2007 год, раздел 5, порядка исчисления НДПИ по общераспространенным

полезным ископаемым не предусмотрено.

В соответствии со статьей 340 Кодекса оценка стоимости добытых полезных

ископаемых определяется налогоплательщиком самостоятельно одним из следующих

способов: исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий

налоговый период цен реализации без учета субсидий; исходя из сложившихся у

налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации добытого

полезного ископаемого; исходя из расчетной стоимости добытых полезных

ископаемых.

Согласно пункту 4 статьи 340 Кодекса в случае отсутствия у налогоплательщика

реализации добытого полезного ископаемого налогоплательщик применяет способ

оценки, указанный в подпункте 3 пункта 1 статьи 340 Кодекса.

При этом расчетная стоимость добытого полезного ископаемого определяется

налогоплательщиком самостоятельно на основании данных налогового учета. В этом

случае налогоплательщик применяет тот порядок признания доходов и расходов,

который он применяет для определения налоговой базы по налогу на прибыль

организаций.

При определении расчетной стоимости добытого полезного ископаемого

учитываются материальные расходы, определяемые в соответствии со статьей 254

настоящего Кодекса, за исключением материальных расходов, понесенных в процессе

хранения, транспортировки, упаковки и иной подготовки (включая предпродажную

подготовку), при реализации добытых полезных ископаемых (включая материальные

расходы, а также за исключением расходов, осуществленных налогоплательщиком при

производстве и реализации иных видов продукции, товаров (работ, услуг).

Согласно пункту 5 учетной политики общества для целей бухгалтерского учета

на 2007 год формирование стоимости песчаного грунта определяется по каждому

карьеру отдельно.

141

Постановка на учет песчаного грунта осуществляется на основании:

1) Документов, предоставляемых подрядными организациями, осуществляющих

добычу песчаного грунта:

- акта о приемке выполненных работ по каждому карьеру (форма КС-2);

- справки о стоимости выполненных работ и затрат (форма КС-3);

- счета-фактуры.

2) Документов, предоставляемых ответственными службами:

- реестр на приход песка;

- акта приемки песчаного грунта (для принятия к учету в качестве строительного

материала).

Списание расходов по заготовке песчаного грунта осуществляется на основании

акта о расходе песчаного грунта с указанием объектов, количества использованного

грунта при строительстве, а также документы, подтверждающие реализацию песчаного

грунта сторонним организациям, передачу грунта цехам и участкам общества.

Инспекция указывает, что согласно актам о приемке выполненных работ (форма

№ КС-2) и справкам о стоимости выполненных работ и затрат (форма № КС-3)

заготовка грунта осуществлялась для строительства площадок и дорог месторождений

(в частности Южно-Хыльчуюского нефтяного месторождения), грунт полностью

использован на собственные нужды, что подтверждается произведенными

бухгалтерскими проводками и корреспонденциями счетов, оборотно-сальдовой

ведомостью по списку счетов 6000, 6001, 6004 по подрядчикам, осуществлявших

добычу:

Дт 9700 / Кт 6000;

Дт 0803 / Кт 6000;

Дт 6802 / Кт 6000.

Заявитель самостоятельно принял к учету весь объем добытого полезного

ископаемого, указанного в актах о приемке выполненных работ (форма № КС -2) и

справках о стоимости выполненных работ и затрат (форма № КС-3) и использовал

данное количество добытого полезного ископаемого, то есть продукции, для

строительства площадок и дорог собственных месторождений. Следовательно, по

мнению налогового органа, все количество добытого полезного ископаемого в силу

пункта 1 статьи 337 Кодекса является продукцией, первой по своему качеству

соответствующей государственному стандарту Российской Федерации и подлежащей

обложению налогом на добычу полезных ископаемых.

Суд приходит к выводу, что инспекция необоснованно исчислила НДПИ за

январь-июнь 2006 года, поскольку в эти периоды общество не являлось

142

налогоплательщиком по месторождениям в разрабатываемых карьерах «Ярейтарка»,

«Озерное-4», «Роща».

Налоговый орган при проведении проверки не верно установил фактические

обстоятельства и не учел, что песок, добытый в вышеназванных месторождениях в

объеме 2 625 473 м3 добывался обществом на основании агентских договоров по

поручению ОАО «Архангельскгеологодобыча» (т. 19 л.д. 78-102). Заявитель приобрел

добытый песчаный грунт у ОАО «Архангельскгеологодобыча» на основании

договоров купли-продажи от 01.11.2005 №№ 05А166 (м/р Озерное-4), 05А057 (м/р

Роща), 05А041 (м/р Ярейтарка) ) (т.19 л.д.103-121).

При этом по смыслу ст. 9 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1

«О недрах» общество не являлось пользователем недр на вышеназванных

месторождениях, равно как и налогоплательщиком НДПИ в связи с разработкой таких

месторождений.

В соответствии со ст. 334 Кодекса налогоплательщиками налога на добычу

полезных ископаемых признаются организации и индивидуальные предприниматели,

признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством Российской

Федерации.

Статьей 9 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах»

предусмотрено, что права и обязанности пользователя недр возникают с даты

государственной регистрации лицензии на пользование участком недр.

Поскольку зарегистрированными в установленном порядке лицензиями №№

НРМ00502ТЭ, НРМ0277ТР на право пользования недрами по месторождениям

Озерное-4, Роща, Ярейтарка владело ОАО «Архангельскгеологодобыча»,

следовательно, оно и являлось законным пользователем этих участков недр (т. 19 л.д.

39-77).

Выступая в качестве недропользователя, ОАО «Архангельскгеологодобыча»

(принципал) заключило с обществом (агент) агентские договоры от 01.11.2005 №№

05А167 (м/р Озерное-4), 7/2005 (м/р Ярейтарка), 05А049 (м/р Роща) (т.19 л.д.78-102),

согласно которым принципал поручает, а Агент от своего имени или от имени

принципала обязуется за вознаграждение выполнить, в том числе работы, связанные с

добычей песка на вышеназванных месторождениях, находящихся в ведении

принципала, в количестве и на условиях определенных в договорах.

Между ОАО «Архангельскгеологодобыча» (продавец) и ООО

«Нарьянмарнефтегаз» (покупатель) также были заключены договоры купли-продажи от

01.11.2005 №№ 05А166 (м/р Озерное-4), 05А057 (м/р Ро- ща), 05А041 (м/р Ярейтарка)

согласно которым продавец обязуется продать, а покупатель принять и оплатить

143

приобретенный у продавца песчаный грунт, добытый в рамках вышеперечисленных

агентских договоров.

Таким образом, общество выступало в качестве агента по заключению

договоров подряда на выполнение добычных работ. Количество добытого песка, в том

числе и для определения налогооблагаемой базы по НДПИ, определялось

налогоплательщиком - ОАО «Архангельскгеологодобыча» в актах данных

маркшейдерских замеров учета добычи грунта по агентским договорам (т. 71 л.д. 57-

70). Данные акты со стороны ОАО «Архангельскгеологодобыча» подписаны

начальником отдела по геологии и генеральным директором. Эти акты подтверждают,

сколько песка было добыло для ОАО «Архангельскгеологодобыча». Добытым песком

ОАО «Архангельскгеологодобыча» могло в дальнейшем распоряжаться по своему

усмотрению. При этом агентские договоры содержали условие, что добытый песок

может быть продан обществу. До момента купли-продажи песчаный грунт

принадлежал не обществу, как посчитала инспекция, а ОАО

«Архангельскгеологодобыча», и являлся его собственностью.

На примере первичных документов по месторождению «Озерное-4» общество

подтвердило количество добытого песчаного грунта в рамках агентского договора,

утвержденные принципалом актами маркшейдерских замеров, факт покупки песка и

расчеты за его приобретение (т.71 л.д.57-81).

Следовательно, налог на добычу полезного ископаемого в силу ст. 334 Кодекса

подлежит уплате в бюджет недропользователем - ОАО «Архангельскгеологодобыча».

Выездная налоговая проверка ОАО «Архангельскгеологодобыча» проводилась

одновременно с выездной налоговой проверкой ООО «Нарьянмарнефтегаз».

Объемы добытых общераспространенных полезных ископаемых,

задекларированные ОАО «Архангельскгеологодобыча» в налоговых декларациях по

НДПИ составляют:

за апрель 2006 г. - 1 727 992 куб.м, сумма НДПИ - 5 476 179,45 руб.

за июнь 2006 г. - 1 609 183 куб.м., сумма НДПИ - 11 526 899,31 руб.

Налоговых деклараций по НДПИ по общераспространенным полезным

ископаемым по другим налоговым периодам 2006 г. и 2007 г. ОАО

«Архангельскгеологодобыча» не предоставляло, соответственно, за другие объемы,

добытого обществом полезного ископаемого в рамках агентских договоров ОАО

«Архангельскгеологодобыча» НДПИ не исчисляло и не уплачивало, так как общество

объемы добытого песчаного грунта, использованного на свои цели, как показывает

проверка, в отчеты агента не включало.

144

Объем добытого полезного ископаемого ОАО «Архангельскгеологодобыча»,

отраженный в налоговых декларациях по НДПИ подтверждается отчетами агента и

состоит из следующих составляющих:

1. Объем песка природного строительного 1 727 992 м3 по налоговой декларации

за апрель 2006 г.

Согласно отчету агента от 11.04.2006 по договору от 01.11.2005 № 05А049 за

период с января по март 2006 года агентом на месторождении «Роща» была

произведена добыча песка в объеме 362 900 м3 в подтверждение чего представлены

счет-фактура от 31.03.2006 № 000036 и акты выполненных работ КС-2 ООО «Ризалти-

плюс-ДКД».

Согласно отчету агента от 30.04.2006 по договору от 01.11.2005 № 7/2005 за

март 2006 года агентом на месторождении «Ярейтарка» была произведена добыча

песка в объеме 1 365 092 м3 в подтверждении чего представлены счета-фактуры и акты

выполненных работ КС-2 ЗАО «Глобал-Инжиниринг» и ООО «Ризалти-плюс-ДКД» за

январь-июнь 2005 года.

2. Объем песка природного строительного 1 609 182,95 м3 по налоговой

декларации за июнь 2006 г.

Согласно расчету затрат агента по добыче грунта из карьера «Озерное-4» по

агентскому договору от 01.11.2005 № 05А167 объем песка, задекларированный ОАО

«Архангельскгеологодобыча» в налоговой декларации за июнь 2006 года складывается

из следующих объемов, добытых агентом:

- 878 380,95 м3 – за январь – май 2005 года, в подтверждение чего представлены

счета-фактуры и акты выполненных работ КС-2 ЗАО «Глобал-Инжиниринг» и ЗАО

«Нижневартовсктрансгидромеханизация».

- 730 802 м3 – за январь 2006 года.

Вышеуказанные объемы полезного ископаемого, с которых ОАО

«Архангельскгеологодобыча» исчислен НДПИ были реализованы им обществу в

полном объеме

Всего обществом оприходован от ОАО «Архангельскгеологодобыча» по

договорам купли-продажи добытый в рамках агентского договора песок в объеме

3 337 174,95 м3.

Из исчисленных НДПИ объемов ОАО «Архангельскгеологодобыча» инспекцией

повторно исчислен НДПИ по счету-фактуре от 31.03.2006 № 000035 и акту

выполненных работ КС-2 ООО «Ризалти-плюс-ДКД» от марта 2006 г. № 1 по

месторождению «Роща» (объем добытого грунта составляет 362 900 м3, объем

145

уложенного грунта в тело насыпи составляет 298 690 м3). Сумма НДПИ по данному

счету-фактуре составляет 12 649 522 руб.

Таким образом, доначисление заявителю сумм НДПИ за период с января по

июнь 2006 года включительно в размере 66 088 641 руб. исходя из объема добытого

строительного песка 2 625 473 м3, а также соответствующих сумм пени и штрафа

произведено неправомерно.

В налогооблагаемую базу по НДПИ налоговый орган дополнительно включил

объемы песка, используемого обществом на отсыпку площадок месторождений. При

этом инспекция не учла, что песок, используемый на отсыпку площадок, в момент его

добычи уже был включен обществом в налогооблагаемую базу по НДПИ, что привело

к двойному доначислению налога на добытый песок.

Как установлено налоговым органом, на основании лицензий и горноотводных

актов к лицензиям общество осуществляет добычу природного строительного песка, в

том числе на месторождениях «Ярейтарка» с 01.07.2006, «Роща» с 01.07.2006,

«Озерное-4» с 01.07.2006, «Нэебтеяха» с 03.03.2005, «Озерное-5» с 17.11.2006,

«Сыропензято» с 12.04.2006, «Нефтепроводное-2» с 17.11.2006 (стр. 343 решения).

Добычу песчаного грунта для собственных нужд общество осуществляет

подрядным способом с привлечением следующих подрядчиков: ООО «Ризалти-плюс

ДКД», ЗАО «Глобастрой-Инжиниринг», ЗАО

«Нижневартовсктрансгидромеханизация», ООО «Арктикатрансэкскавация».

Однако названными подрядчиками также осуществляются иные работы, не

связанные с добычей песчаного грунта, например:

а) по договору подряда от 19.12.2006 г. №1200/2006 (т.71 л.д.82-96) подрядчик

ООО «Ризалти-плюс ДКД» обязуется выполнить работы по инженерной подготовке

площадок строительства Южно-Хыльчуюского нефтегазового месторождения, включая

выполнение работ по укладке дорожных и пенополистирольных плит, укладке

геомембран и геотекстиля, отсыпке площадок строительства и автодорог из кавальеров

(запасников) Роща и Ярейтарка. Следовательно, добыча песчаного грунта в рамках

указанного договора подрядчиком не осуществляется.

б) по договору подряда от 12.03.2007 г. №249/2007 (т.71 л.д.97-110) подрядчик

ООО «Арктикатрансэкскавация» обязуется выполнить работы по инженерной

подготовке площадок строительства под подстанцию 220/10 кВ не 51 км, включая

выполнение работ по укладке дорожных плит и геотекстиля, отсыпке площадок

строительства и автодорог из кавальера Нефтепроводное-2. Следовательно, добыча

песчаного грунта в рамках указанного договора подрядчиком не осуществляется.

в) по договору подряда от 02.04.2007 г. №349/2007 (т.71 л.д.111-125) подрядчик

146

ООО «Ризалти-плюс ДКД» обязуется выполнить работы по инженерной подготовке

площадок строительства Ярейюского газового месторождения, включая выполнение

работ по укладке дорожных и пенополистирольных плит, укладке геомембран и

геотекстиля, отсыпке площадок строительства и автодорог из кавальеров Роща и

Ярейтарка. Следовательно, добыча песчаного грунта в рамках указанного договора

подрядчиком не осуществляется.

Исходя из указанного, налоговым органом неправомерно включены в

налогооблагаемую базу по НДПИ объемы песка по актам КС-2 и КС-3 к указанным

выше договорам, используемого подрядчиками для строительных целей (а именно,

отсыпки площадок месторождений), поскольку с этих объемов обществом ранее уже

был исчислен налог. Таким образом, доначисление НДПИ в размере 27 238 990 руб.

исходя из объема песка 569 906 м3, неправомерно.

Как следует из деклараций по НДПИ, помимо спорных месторождений («Роща»,

«Ярейтарка», «Нэебтеяха», «Озерное-4», «Озерное-5», «Сыропензято»,

«Нефтепроводное-2»), обществом в 2006-2007 гг. добывался грунт и на других

месторождениях.

По месторождению «Площадь Лаято» согласно налоговым декларациям по НДПИ

за январь 2006 (35 005 м3), февраль 2006 (29 231 м3), март 2006 (86 194 м3) и апрель

2006 (46 059 м3), составленным на основе справок маркшейдера за соответствующие

периоды (т.67 л.д.93-150; т.17 л.д.64-150, т.18 л.д.1-31), объем задекларированного

обществом песка составил 196 489 м3.

По месторождению «Вагдэто» согласно налоговым декларациям по НДПИ за

февраль 2006 (27 211 м3), март 2006 (34 487 м3) и апрель 2006 (14 460 м3),

составленным на основе справок маркшейдера за соответствующие периоды (т.67

л.д.93-150; т.17 л.д.64-150, т.18 л.д.1-31), объем задекларированного обществом песка

составил 76 158 м3.

по месторождению «Пильняхой» согласно налоговым декларациям по НДПИ за

февраль 2006 (23 274 м3), март 2006 (23 657 м3) и апрель 2006 (95 877 м3),

составленным на основе справок маркшейдера за соответствующие периоды (т.67

л.д.93-150; т.17 л.д.64-150, т.18 л.д.1-31), объем задекларированного обществом песка

составил 64 146 м3.

По месторождению «Озерное-1» согласно налоговым декларациям по НДПИ за

май 2006 (26 000 м3) и май 2007 (38 146 м3), составленным на основе справок

маркшейдера за соответствующие периоды (т.67 л.д.93-150; т.17 л.д.64-150, т.18 л.д.1-

31), объем задекларированного обществом песка по указанному месторождению

составил 142 808 м3.

147

По месторождению «Хыльчую-1» согласно налоговым декларациям по НДПИ за

июль 2006 (66 583 м3) и апрель 2007 (51 752 м3), составленным на основе справок

маркшейдера за соответствующие периоды (т.67 л.д.93-150; т.17 л.д.64-150, т.18 л.д.1-

31), объем задекларированного обществом песка составил 118 335 м3.

По месторождению «Пильня-1» согласно налоговой декларации по НДПИ за

декабрь 2006 (245 015 м3), составленной на основе справки маркшейдера за

соответствующий период (т.67 л.д.93-150, т.18 л.д.1-31), объем задекларированного

обществом песка составил 245 015 м3.

Добытый на этих месторождениях песок в объеме 842 951 м3 был также учтен

обществом при исчислении НДПИ, а также в приведенных таблицах.

При расчете налогооблагаемой базы по месторождениям «Роща», «Ярейтарка»,

«Озерное-4», «Озерное-5», «Сыропензято», «Нефтепроводное-2», «Неэбтеяха»

налоговый орган сложил объемы песка, отраженные в справках главного маркшейдера,

с объемами песка, отраженными в актах КС-2, КС-3 выставленных подрядчиками. При

этом инспекция не учла, что справки маркшейдера уже включают в себя объем песка,

указанный в актах КС-2 и КС-3. Данные обстоятельства привели к двойному

доначислению налога на добытый песок.

В графе «по данным налоговой проверки» сводного расчета суммы начисленного

НДПИ (таблица № НДПИ-3, стр. 352 решения) налоговый орган при расчете

налогооблагаемой базы НДПИ необоснованно увеличил объемы добытого песка,

отраженные в актах КС-2, КС-3 подрядчиков (данные из табл. № НДПИ-1 и № НДПИ-

2) на объемы добытого песка, отраженные Обществом в декларациях за 2006-2007 гг.

(т.67 л.д.93-150), составленных на основе справок главного маркшейдера об объемах

добытого песка.

По мнению инспекции, налоговая база по НДПИ в части количества добытого

песка за 2006-2007 г.г. по вышеназванным месторождения составила 7 458 473 м3

(11 496 803 - 2 625 473 – 569 906 - 842 951).

По данным общества, на основании справок маркшейдера объем добытого песка

за 2006-2007 гг. по этим месторождениям составляет 5 421 441 м3.

Налоговый орган дважды обложил налогом добытый обществом песок, что

подтверждается следующим.

Инспекция посчитала, что по месторождению «Роща» обществом было добыто

1 290 126 м3.

Из этого объема инспекция исключила объем песка, указанный в декларациях общества

(в справках маркшейдера). Оставшуюся сумму 407 011 м3, которая складывается из

объемов песка указанного в актах КС-2 и КС-3 за ноябрь 2006 г. (табл. № НДПИ-1),

148

инспекция посчитала заниженной и исчислила с нее налог.

Согласно налоговым декларациям по НДПИ за ноябрь 2006 (121 495 м3), декабрь

2006 (354 609 м3), февраль 2007 (50 452 м3), апрель 2007 (356 559 м3), составленным на

основе справок маркшейдера за соответствующие периоды (т.67 л.д.93-150; т. 17 л.д.

64-150, т. 18 л.д. 1-31), объем задекларированного обществом песка по указанному

месторождению составил 883 115 м3. В данный объем обществом был включен песок,

добытый по спорным актам подрядчиков в количестве 407 011 м3.

Таким образом, налоговый орган при расчете дважды включил в

налогооблагаемую базу объемы песка, отраженные как в актах подрядчиков, так и в

справках маркшейдера.

Инспекция посчитала, что по месторождению «Ярейтарка» обществом было

добыто 3 081 029 м3. Из этого объема инспекция исключила объем песка, указанный в

декларациях общества (в справках маркшейдера). Оставшуюся сумму 1 074 248 м3,

которая складывается из объема песка указанного в актах КС-2 и КС-3 за август 2006

(44 803 м3), ноябрь 2006 (263 809 м3), октябрь 2007 (648 592 м3) (табл. № НДПИ-1, №

НДПИ-2), инспекция посчитала заниженной и исчислила с нее налог.

Согласно налоговым декларациям по НДПИ за июль 2006 (1 132 072 м3), ноябрь

2006 (171 857 м3), декабрь 2006 (54 260 м3), октябрь 2007 (648 592 м3), составленным на

основе справок маркшейдера за соответствующие периоды (т.67 л.д.93-150; т. 17 л.д.

64-150, т. 18 л.д. 1-31), объем задекларированного обществом песка по указанному

месторождению составил 2 006 781 м3. В данный объем обществом был включен песок,

добытый по спорным актам подрядчиков в количестве 957 204 м3.

Таким образом, налоговый орган при расчете доначислений дважды включил в

налогооблагаемую базу объемы песка, отраженные как в актах подрядчиков, так и в

справках маркшейдера.

Инспекция посчитала, что по месторождению «Озерное-4» обществом было

добыто 616 820 м3. Из этого объема инспекция исключила объем песка, указанный в

декларациях общества (в справках маркшейдера). Оставшуюся сумму 238 867 м3,

которая складывается из объемов песка указанного в актах КС-2 и КС-3 за август 2006

г. (табл. № НДПИ-1), инспекция посчитала заниженной и исчислила с нее налог.

Согласно налоговой декларации по НДПИ за декабрь 2006 г., составленной на

основе справки маркшейдера за соответствующий период (т.67 л.д.93-150, т. 17 л.д. 64-

150, т. 18 л.д. 1-31), объем задекларированного обществом песка по указанному

месторождению составил 377 953 м3. В данный объем обществом был включен песок,

добытый по спорным актам подрядчиков в количестве 238 867 м3.

Таким образом, налоговый орган при расчете доначислений дважды включил в

149

налогооблагаемую базу объемы песка, отраженные как в актах подрядчиков, так и в

справках маркшейдера.

Инспекция посчитала, что по месторождению «Озерное-5» обществом было

добыто 1 584 431 м3. Из этого объема инспекция исключила объем песка, указанный в

декларациях общества (в справках маркшейдера). Оставшуюся сумму 780 192 м3,

которая складывается из объемов песка указанного в актах КС-2 и КС-3 за октябрь

2006 (290 192 м3), июнь 2007 (43 324 м3), август 2007 (257 840 м3), октябрь 2007

(188 836 м3) (табл. № НДПИ-1, НДПИ-2), инспекция посчитала заниженной и

исчислила с нее налог.

Согласно налоговым декларациям по НДПИ за январь 2007 (314 239 м3) и ноябрь

2007 (490 000 м3), составленным на основе справок маркшейдера за соответствующие

периоды (т.67 л.д.93-150, т. 17 л.д. 64-150, т. 18 л.д. 1-31), объем задекларированного

обществом песка по указанному месторождению составил 804 239м3. В данный объем

обществом был включен песок, добытый по спорным актам подрядчиков в количестве

780 192 м3.

Таким образом, налоговый орган при расчете доначислений дважды включил в

налогооблагаемую базу объемы песка, отраженные как в актах подрядчиков, так и в

справках маркшейдера.

Инспекция посчитала, что по месторождению «Сыропензято» обществом было

добыто 64 896 м3. Из этого объема инспекция исключила объем песка, указанный в

декларациях общества (в справках маркшейдера). Оставшуюся сумму 32 448 м3,

которая складывается из объемов песка указанного в актах КС-2 и КС-3 за апрель 2007

г., инспекция посчитала заниженной и исчислила с нее налог.

Согласно налоговой декларации по НДПИ за апрель 2007 г., составленной на

основе справки маркшейдера за соответствующий период (т.67 л.д.93-150, т. 17 л.д. 64-

150, т. 18 л.д. 1-31), объем задекларированного обществом песка по указанному

месторождению составил 32 448 м3. В данный объем обществом был включен песок,

добытый по спорным актам подрядчиков в количестве 32 448 м3.

Таким образом, налоговый орган при расчете доначислений дважды включил в

налогооблагаемую базу объемы песка, отраженные как в актах подрядчиков, так и в

справках маркшейдера.

Инспекция посчитала, что по месторождению «Нефтепроводное-2» обществом

было добыто 76 234 м3. Из этого объема инспекция исключила объем песка, указанный

в декларациях общества (справках маркшейдера). Оставшуюся сумму 38 117 м3,

которая складывается из объемов песка указанного в актах КС-2 и КС-3 за май 2007 г.,

инспекция посчитала заниженной и исчислила с нее налог.

150

Согласно налоговой декларации по НДПИ за май 2007 г., составленной на основе

справки маркшейдера за соответствующий период (т.67 л.д.93-150, т. 17 л.д. 64-150, т.

18 л.д. 1-31), объем задекларированного обществом песка по указанному

месторождению составил 38 117 м3.В данный объем обществом был включен песок,

добытый по спорному актам подрядчиков в количестве 38 117 м3.

Таким образом, налоговый орган при расчете доначислений дважды включает в

налогооблагаемую базу объемы песка, отраженные как в актах подрядчиков, так и в

справках маркшейдера.

Инспекция посчитала, что по месторождению «Неэбтеяха» обществом было

добыто 744 937 м3. Из этого объема инспекция исключила объем песка, указанный в

декларациях общества (в справках маркшейдера). Оставшуюся сумму 309 100 м3,

которая складывается из объемов песка указанного в актах КС-2 и КС-3 за июль 2006

(97 900 м3), август 2006 (100 000 м3) и сентябрь 2006 (111 200 м3), инспекция посчитала

заниженной и исчислила с нее налог.

Согласно налоговым декларациям по НДПИ за апрель 2006 (58 700 м3), май 2006

(68 037 м3), январь 2007 (84 108 м3), февраль 2007 (84 192 м3), апрель 2007 (140 800 м3),

составленным на основе справок маркшейдера за соответствующие периоды (т.67

л.д.93-150, т. 17 л.д. 64-150, т. 18 л.д. 1-31), объем задекларированного обществом песка

по указанному месторождению составил 435 837 м3. В данный объем обществом был

включен песок, добытый по спорному актам подрядчиков в количестве 309 100 м3.

Таким образом, налоговый орган при расчете доначислений дважды включил в

налогооблагаемую базу объемы песка, отраженные как в актах подрядчиков, так и в

справках маркшейдера.

Обществом не допущено занижение налогооблагаемой базы по НДПИ за 2006-

2007 годы, так как объемы добытого песка, с которых общество исчислило и уплатило

НДПИ, превышают объемы добытого песка, отраженные в отчетах 5–гр за 2006-2007

годы (т.71 л.д.125-150). Данная отчетность в части добычи и потерь согласована с

Нарьян-Марским отделом по техническому надзору МПУ Ростехнадзора Печорского

межрегионального управления, что подтверждается соответствующими штампами

государственного органа.

Кроме того, при принятии решения налоговый орган не учел, что количество

добытого полезного ископаемого подлежащего налогообложению НДПИ, не может

быть определено на основании актов выполненных работ подрядчиков формы КС-2 и

КС-3.

Согласно п. 2 ст. 337 Кодекса видами добытого полезного ископаемого является, в

том числе, неметаллическое сырье, используемое в основном в строительной

151

индустрии. К такому виду неметаллического сырья относится, в частности, песок

природный строительный. При этом п. 1 ст. 337 Кодекса установлено, что полезным

ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки

карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов,

потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему

качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации,

стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае

отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого -

стандарту организации.

В силу статьи 338 Кодекса налоговая база определяется налогоплательщиком

самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого, как стоимость

добытых полезных ископаемых. Стоимость добытых полезных ископаемых

определяется в соответствии со ст. 340 Кодекса.

Количество добытых полезных ископаемых определяется в порядке,

предусмотренном в ст. 339 Кодекса.

В силу пункта 2 статьи 339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого

определяется прямым или косвенным методом, если иное не предусмотрено названной

статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых

прямым методом невозможно, применяется косвенный метод. То есть применение

прямого метода определения количества добытых полезных ископаемых является

общим правилом. Как установлено пунктом 2 статьи 339 Кодекса прямой метод

определения количества добытого полезного ископаемого заключается в применении

измерительных средств и устройств.

Законодательством установлена обязанность маркшейдерской службы проводить

измерения добытых полезных ископаемых в добытом грунте и представлять данные

для целей начисления НДПИ.

У общества имеется лицензия от 03.11.2003 № 00-ПМ-001809 (О) на производство

маркшейдерских работ, в числе которых указаны и работы по учету и обоснованию

объемов горных разработок (т. 17 л.д. 55).

Обществом утверждено согласованное с Ростехнадзором Положение о службе

главного маркшейдера (т. 17 л.д. 56-63), где в числе основных задач и функций службы

установлены следующие: ежегодные маркшейдерские замеры фактических уровней

добычи на месторождениях общераспространенных полезных ископаемых,

недропользователем которых является общество; оформление отчетности об объемах

выполненных работ; определение объемов земляных работ по данным

топографической съемки.

152

Согласно Квалификационному справочнику Минтруда России (утвержден

Постановлением Минтруда и соцразвития от 20.12.2002 № 82) маркшейдер ведет учет

выработанного пространства, добычи горной массы и полезных ископаемых,

оформляет производственную документацию и отчетность.

Главный маркшейдер общества производит подсчет объема добытого полезного

ископаемого путем замера извлеченного грунта с применением лабораторных анализов

по определению объемного веса песчаного грунта, коэффициента разрыхления,

коэффициента уплотнения и др. методов.

Для замера извлеченного грунта главный маркшейдер применяет специальные

измерительные приборы и аппаратуру, такие, как тахеометры электронные

(производство США, Япония), нивелиры оптические (производство Япония), GPS -

приемники спутниковые геодезические двухчастотные (производство США), а также

программный комплекс "CREDO".

В соответствии с п. 10 Инструкции по производству маркшейдерских работ РД 07-

603-03 (введена в действие с 29.06.2003 согласно Приказу Госгортехнадзора России от

27.06.2003 № 145) инструменты и приборы, используемые при производстве

маркшейдерских работ, проверены и допущены к применению в качестве рабочего

средства измерений, о чем свидетельствуют имеющиеся у общества свидетельства о

проверке и сертификаты соответствия.

Таким образом, расчет объема добытого полезного ископаемого на основании

вышеперечисленных нормативных актов, определяется главным маркшейдером

общества.

Данные о количестве полезного ископаемого, подлежащего налогообложению,

определяются за каждый отчетный период в справках об объемах добытого песка и

объектам отсыпки на месторождениях общества, которые представляются главным

маркшейдером общества, и имеют статус первичного учетного документа.

Кодексом не предусмотрен такой метод определения количества добытого

полезного ископаемого как расчет на основании актов выполненных работ

подрядчиков.

Таким образом, метод расчета количества добытого полезного ископаемого,

основанный на данных актов выполненных работ подрядчиков, противоречит

требованиям главы 26 Кодекса. Более того, акты выполненных работ не могут

применяться для определения количества добытого полезного ископаемого, поскольку

указанные типовые формы согласно п. 1 Постановлению Госкомстата России от

11.11.1999 № 100 применяются при производстве по учету работ в капитальном

строительстве и ремонтно-строительных работ, каковыми добыча полезных

153

ископаемых не является.

Следовательно, в рассматриваемой ситуации правильным методом определения

количества добытого полезного ископаемого является прямой метод (обусловленный

применением измерительных средств и устройств).

Согласно п. 133 Правил охраны недр (утв. Постановлением Госгортехнадзора

России от 06.06.2003 № 71) корректировка геологических и маркшейдерских данных

количества и качества добытых полезных ископаемых по учетным данным

перерабатывающего производства не допускается, что свидетельствует о незаконности

перерасчета НДПИ налоговым органом на основании актов КС-2, КС-3, выставленным

в адрес общества подрядными организациями.

Указанные аргументы свидетельствуют о несостоятельности доводов налогового

органа о занижении НДПИ.

Кроме того, налоговым органом завышена стоимость песка при расчете НДПИ, т.к.

в стоимость добытого полезного ископаемого (стр. 361-362 решения) включены не

только расходы общества по добыче песка, но также расходы, не связанные

непосредственно с добычей полезного ископаемого, например: транспортировка

подрядчиком полезного ископаемого на строительные объекты заявителя, отсыпка

подрядчиком скваженных площадок и месторождений, а также другие подобные

работы.

Учитывая, что общество не производило реализацию добытых полезных

ископаемых, оно определяло налоговую базу, исходя из расчетной стоимости добытого

полезного ископаемого, в которую включаются расходы, поименованные в п.п. 1-7 п. 4

ст. 340 Кодекса. Одним из таких требований является связь расходов с добычей

полезных ископаемых. Данный перечень расходов является закрытым.

В силу п.п. 1-7 п. 4 ст. 340 Кодекса, при определении расчетной стоимости

добытого полезного ископаемого учитываются, в том числе материальные расходы,

определяемые в соответствии со ст. 254 Кодекса, за исключением материальных

расходов, понесенных в процессе хранения, транспортировки, упаковки и иной

подготовки (включая предпродажную подготовку), при реализации добытых полезных

ископаемых (включая материальные расходы, а также за исключением расходов,

осуществленных налогоплательщиком при производстве и реализации иных видов

продукции, товаров (работ, услуг)).

Согласно п.п. 6 п. 1 ст. 254 Кодекса к материальным расходам, в частности,

относятся затраты налогоплательщика на приобретение работ и услуг

производственного характера, выполняемых сторонними организациями или

индивидуальными предпринимателями, а также на выполнение этих работ (оказание

154

услуг) структурными подразделениями налогоплательщика.

Добычу песчаного грунта для собственных нужд общество осуществляло

подрядным способом на основании договоров подряда с ООО "Ризалти-плюс-ДКД",

ЗАО «Нижневартовсктрансгидромеханизация», ЗАО «Глобастрой-Инжиниринг», ООО

«Арктикатрансэкскавация».

Грунтовые строительные материалы (разрыхленный грунт) используется

обществом для возведения земляных (грунтовых) сооружений - отсыпки территории

месторождения, площадок под буровое и технологическое оборудование, для

стабилизации земляного полотна, дорог и др.

Учитывая изложенное, добытый грунт с содержанием песка обществом не

реализовывался, а направлялся на производственные нужды – строительство

собственных объектов.

В соответствии с условиями договоров стоимость затрат по добыче грунта

предъявлена обществу и включена в налогооблагаемую базу по НДПИ.

Расходы, составляющие стоимость транспортных услуг (транспортировки грунта)

до объектов строительства, отсыпку площадок и месторождений и другие подобные

работы, а также затраты по авиаперевозкам, как расходы, не относящиеся к добыче

полезного ископаемого, не включены обществом в расчетную стоимость добытого

полезного ископаемого, поскольку в данном случае грунт уже был добыт и

транспортировался до строительных объектов.

Определение расчетной стоимости добытого полезного ископаемого без учета

расходов на транспортировку полезного ископаемого, отсыпку площадки и другие

подобные работы соответствует требованиям, установленным ст. 337, пп. 1 п. 4 ст . 340

Кодекса, поскольку такие расходы не связаны с добычей полезного ископаемого, а

относятся к расходам, связанным со строительством производственных объектов.

При этом расходы по транспортировке добытого грунта из карьера до мест

строительства и другие сопутствующие расходы включены организацией в состав

расходов по строительству дорог, обустройству скважин и месторождений.

Следовательно, налоговый орган необоснованно включил расходы по

транспортировке грунта до объектов строительства и иные спорные расходы,

понесенные налогоплательщиком в расходы по добыче полезных ископаемых.

Утверждение инспекции о том, что расходы по транспортировке добытого грунта

из карьера до мест строительства, на отсыпку площадок и другие сопутствующие

расходы не выделены в КС-2, КС-3 и счетах-фактурах, не соответствует материалам

дела и первичным документам.

Так, например, в акте КС-2 №1 за март 2006 года ООО «Ризалти-плюс ДКД» (т.18

155

л.д.45-47) указывается наименование работ: комплекс работ по заготовке грунта в

карьере «Роща» с доставкой и складированием в запасник, в том числе затраты по

добыче грунта. Цена за выполненные работы составляет 770 руб. за 1 куб.м., в том

числе затраты по добыче грунта 45,07 за 1 куб.м. Аналогичный состав работ указан в

акте КС-3 за март 2006 г. и счете-фактуре от 31.03.2006 №35 (т.18 л.д.45-47). Однако

при доначислении налога в таблице № НДПИ-1 на стр. 349 решения инспекция

необоснованно учитывает стоимость добычи не 45,07 руб., а 770 руб. за 1 куб.м.

При доначислении НДПИ за 2007 год в таблице № НДПИ-1 на стр. 349 решения

инспекция необоснованно включает в стоимость добычи песка затраты подрядчиков на

комплекс работ по отсыпке площадок.

Так, например, в акте КС-2 № 1 за январь 2007 года (т.18 л.д.125-131) ООО

«Ризалти-плюс-ДКД» указывается наименование работ: комплекс работ по отсыпке

площадки с карьера «Ярейтарка», на расстояние до 12 км. Цена за выполненные работы

составляет 690,13 руб. за 1 куб.м. В акте не указано, что подрядчик сдал обществу

работы по добыче песка. Вместе с тем, инспекция ошибочно посчитала объемы

отсыпанного песка на площадках месторождений нефти и газа – объемами добытого

песка и учло стоимость отсыпки в цене добычи песка при исчислении налога.

Актом КС-2 за январь 2007 года (т.18 л.д.125-131) общество также принимало

комплекс работ по отсыпке площадки с карьера «Ярейтарка» на расстояние до 7 км. и

до 3 км. по цене 521,22 руб. и 362,76 руб. соответственно. Данным актом общество не

принимало работы по добыче песка. Инспекция ошибочно посчитала объемы по

отсыпке площадок месторождений нефти и газа – объемами по добыче песка и учло

стоимость отсыпки в цене добычи песка.

Аналогичный состав работ указан в справке КС-3 за январь 2006 г. и счете-фактуре

от 31.01.2007 №3 (т.18 л.д.125-131). Рассматриваемыми актами по форме КС-2 и КС-3

работы по добыче песка обществом не принимались, что следует из содержания этих

актов.

В актах КС-2 № 1 за апрель и май 2007 года (т.19 л.д. 6-15) ООО

«Арктиктрансэкскавация» указывается наименование работ: разработка и отпуск песка

из карьера «Сыропензято» с погрузкой в а/самосвалы для отсыпки площадок

трансформаторной подстанции, временного жилого поселка, опор высоковольтных

линий и др. Цена за выполненные работы составляет 260 руб. за 1 куб.м., в том числе

затраты на добычу 65,93 руб.

Аналогичный состав работ указан в актах КС-3 за апрель, май 2007 г., и счетах-

фактурах от 30.04.2007 №85 и от 31.05.2007 №108 (19 л.д. 6-15). Инспекция при

доначислении налога в таблице № НДПИ-1 на стр. 349 решения необоснованно

156

учитывает стоимость добычи не 65,93 руб., а 260 руб. за 1 куб.м.

Аналогичные нарушения имеются и в других периодах.

Признавая решение в указанной части недействительным, суд исходит также из

того, что аналогичный спор между теми же лицами, возникший по результатам

проведения предыдущей выездной налоговой проверки, уже рассматривался

арбитражными судами по делу № А40-24252/07-33-143 и позиция инспекции признана

необоснованной (т.66 л.д. 123-131).

В силу главы 25.3 Кодекса отношения по уплате государственной пошлины

возникают между ее плательщиком – лицом, обращающимся в суд, и государством.

Исходя из положений подпункта 1 пункта 3 статьи 44 Кодекса, отношения по поводу

уплаты государственной пошлины после ее уплаты прекращаются.

Согласно статье 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской

Федерации между сторонами судебного разбирательства возникают отношения по

распределению судебных расходов, которые не регулируются главой 25.3 Кодекса.

Законодательством не предусмотрен возврат заявителю уплаченной

государственной пошлины из бюджета в случае, если судебный акт принят в его

пользу, а также не предусмотрено освобождение государственных органов, органов

местного самоуправления от возмещения судебных расходов.

В связи с этим, если судебный акт принят не в пользу государственного органа

(органа местного самоуправления) расходы заявителя по уплате государственной

пошлины подлежат возмещению этим органом в составе судебных расходов (часть 1

статьи 110 АПК РФ).

Учитывая изложенное, руководствуясь ст. ст. 110, 167, 170, 201 Арбитражного

процессуального кодекса Российской Федерации, суд

Р Е Ш И Л:

Признать недействительным, не соответствующим Налоговому кодексу

Российской Федерации, решение Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой

службы по крупнейшим налогоплательщикам № 1 от 15.09.2010 № 52-17-18/584р о

привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части

доначисления соответствующих налогов, пеней и привлечения к налоговой

ответственности в виде штрафа по:

- п. 1.3. в части вывода о неправомерном включении в состав расходов в целях

исчисления налога на прибыль за 2006 год суммы таможенных сборов в размере

2 000 000 руб.;

157

- п.п. 1.6. – 1.8. и 3.4. - 3.7. в части вывода о необоснованном принятии расходов в

целях исчисления налога на прибыль и принятии налоговых вычетов по НДС по

операциям приобретения товаров у ООО «Технология», ООО «ТЕХНО трейдинг», ООО

«Межпромторг», ООО «ТрейдМаркет»;

- п. п. 1.9. и 3.10 о неправомерном принятии в 2007 году в целях налогообложения

прибыли расходов на ликвидацию скважины № 44 Ярейюского месторождения в сумме

12 307 428 руб. и доначисления НДС в размере 2 215 337 руб.

- п. 1.11. о неправомерном принятии в целях налогообложения прибыли затрат в

размере 898 855 426 руб.;

- п.п. 1.12. и 3.3. о неправомерном принятии в целях налогообложения прибыли в

2006 г. стоимости замены утраченного оборудования в размере 9 172 793 руб. и

уменьшении предъявленного к возмещению НДС в сумме 1 939 301 руб.;

- п. 6 описательно-мотивировочной части, п.п. 1, 2, 3.1, 3.2, 3.3. резолютивной

части о предложении уплатить недоимку по налогу на добычу полезных ископаемых в

размере 127 219 680 руб., соответствующие суммы пени и штрафа.

Признать соответствующим Налоговому кодексу Российской Федерации, решение

Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим

налогоплательщикам № 1 от 15.09.2010 № 52-17-18/584р о привлечении к

ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления

соответствующих налогов, пеней и привлечения к налоговой ответственности в виде

штрафа по:

- п. 1.4. о завышении прочих расходов, учитываемых в целях налогообложения

прибыли на сумму регулярных платежей за пользование недрами в размере 4 277 773

руб.;

- п. 1.5. о неправомерном включении в целях налогообложения прибыли за 2006

год расходов по оказанию юридических и консультационных услуг в сумме 667 373

руб.;

- п. п. 1.10 и 2 описательно-мотивировочной части о необоснованном отнесении в

2006-2007 г.г. процентов по долговым обязательствам (займам) в размере 3 645 972 461

руб. к внереализационным расходам, а также п.п. 1, 2, 3.2, 3.3, 5.3 резолютивной части о

предложении удержать и перечислить в бюджет налог на прибыль в виде дивидендов в

сумме 94 118 641 руб., начислении и уплате пени в сумме 44 017 796 руб., привлечении

к ответственности по ст. 123 Кодекса в виде штрафа в размере 1 091 529 руб.;

- п. 1.11. о неправомерном принятии в целях налогообложения прибыли затрат в

размере 96 734 933 руб.;

158

- п. 3.11 описательно-мотивировочной части решения, п.п. 2, 3.3., 5.3.

резолютивной части решения о предложении удержать и перечислить в бюджет НДС в

качестве налогового агента в сумме 1 122 747 руб., начислении и уплате пени в размере

474 725 руб.;

- п. 4.1 описательно-мотивировочной части решения, п.п. 1, 2, 3.1., 3.2., 3.3.

резолютивной части решения о предложении уплатить налог на имущество в размере

8 561 310 руб., соответствующие суммы пени и штрафа;

отказав заявителю в удовлетворении заявления о признании решения

недействительным в этой части.

Взыскать с Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по

крупнейшим налогоплательщикам № 1 в пользу ООО «Нарьянмарнефтегаз» судебные

расходы в размере 2000 руб.

Решение может быть обжаловано в течение месяца после его принятия путем

подачи апелляционной жалобы в Девятый арбитражный апелляционный суд.

Судья Г.А. Карпова