Решение от 14 октября 2020 г. по делу № А40-102592/2019

Именем Российской Федерации


Р Е Ш Е Н И Е

Дело № А40-102592/19-115-1911
г. Москва
14 октября 2020 г.
Резолютивная часть решения объявлена 06 октября 2020 года

Полный текст решения изготовлен 14 октября 2020 года

Арбитражный суд в составе судьи Шевелёвой Л.А.,

при ведении протокола судебного заседания секретарем судебного заседания ФИО1

рассмотрев в судебном заседании дело по исковому заявлению(заявлению)

Открытого акционерного общества «Томскгазпром» (634009, <...>; ОГРН: <***>, Дата присвоения ОГРН: 11.12.2002, ИНН: <***>)

к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 2 (129223, Москва город, Проспект Мира, дом 119, строение 191; ОГРН: <***>, Дата присвоения ОГРН: 16.12.2004, ИНН: <***>)

третье лицо: Федеральное агентство по недропользованию (ИНН: <***>)

о признании недействительным решения от 28.09.2018 № 20-13/7Р

при участии:

от заявителя: ФИО2, дов. № 4 от 01.01.2018, ФИО3, дов. № 7 от 01.01.2019, Н., дов. № 137 от 10.09.2018 (удостоверение адвоката), Камартдинов М.Р., дов. № 75 от 01.10.2020;

от заинтересованного лица (ответчика): ФИО4 дов. № 17-17/01477 от 30.01.2020, ФИО5, дов. от 10.01.2020; ФИО6, дов. от 20.12.2019 № 17-17/18936;

от третьего лица: ФИО7, дов. от 03.07.2020 № ЕК-01-32/9783, паспорт, диплом.

УСТАНОВИЛ:

Открытое акционерное общество «Томскгазпром» (далее – налогоплательщик, общество, заявитель) обратилось в суд к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 2 (далее – инспекция, налоговый орган, ответчик) с требованиями о признании недействительным Решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 2 от 28.09.2018 № 20-13/7Р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения.

Заявитель поддержал заявленные требования согласно доводам заявления и письменных пояснений.

Ответчик возражал против удовлетворения заявленного требования по мотивам отзыва и консолидированных объяснений.

Выслушав представителей заявителя, исследовав и оценив, имеющиеся в деле документы, суд пришел к выводу об отказе в удовлетворении заявленного требования по следующим основаниям.

Так из материалов дела следует, что МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам № 2 в соответствии со статьей 89 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - НК РФ) проведена выездная налоговая проверка в отношении ОАО «Томскгазпром» (далее — Заявитель, Общество, налогоплательщик) по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты всех налогов и сборов за период с 01.01.2014 по 31.12.2015, за исключением налога на прибыль организаций в части доходов, включаемых в налоговую базу по налогу на прибыль по консолидированной группе налогоплательщиков.

По результатам проведения проверки составлен Акт выездной налоговой проверки от 25.06.2018 № 20-13/7А (т. 2 л.д. 1-67) и принято решение от 28.09.2018 № 20-13/7Р (т. 1 л.д. 93 - 143) о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения (далее — Решение), которым налогоплательщику начислен налог на добычу полезных ископаемых (далее — НДПИ) в размере 486 587 828,43 рублей, пени в размере 162 861 431,84 рубля; Общество привлечено к ответственности, предусмотренной пунктом 3 статьи 122 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - НК РФ), в виде взыскания штрафа в сумме 12 374 917,45 рублей.

Решением ФНС России от 23.01.2019 № СА-4-9/966@ (т. 2 л.д. 129-136) решение Инспекции оставлено без изменения.

Данные обстоятельства послужили основанием для обращения заявителя в арбитражный суд с указанными выше требованиями.

В обоснование заявленных требований Заявитель указывает:

- Обществом добывался только «попутный газ» через нефтяные скважины, соответствующий ГОСТ Р 55598-2013 «Попутный нефтяной газ. Критерии классификации»;

- Привлечение Общества к ответственности по пункту 3 статьи 122 НК РФ неправомерно, поскольку не соответствует НК РФ и правовым позициям Конституционного суда Российской Федерации;

- Инспекцией при назначении и проведении экспертизы в ходе налоговой проверки допущены нарушения статьи 95 НК РФ.

Отказывая в удовлетворении заявленных требований суд исходил из следующего.

В проверяемый период ОАО «Томскгазпром» являлось пользователем Казанского нефтегазоконденсатного месторождения по добыче полезных ископаемых на основании Лицензии ТОМ01456НР (т. 1 л.д. 1-41).

На основании анализа представленных ОАО «Томскгазпром» документов Инспекцией установлено, что в 2014-2015 гг. Общество на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении осуществляло под видом добычи попутного нефтяного газа, облагаемого по ставке 0%, добычу газа горючего природного, облагаемого по ставке, установленной подпунктом 11 пункта 2 статьи 342 НК РФ.

Добыча полезного ископаемого — газа горючего природного осуществлялась ОАО «Томскгазпром» путем эксплуатации Казанского нефтегазоконденсатного месторождения с нарушениями условий, установленных технологической схемой разработки Казанского НГКМ.

Указанные обстоятельства подтверждаются заключением эксперта Российского экспертного фонда «ТЕХЭКО» ФИО8 от 18.06.2018 № 10230/1/Ц (т. 5, т. 6 л.д. 1-56), подготовленным в рамках экспертизы, назначенной Инспекцией на основании постановления о назначении технической экспертизы от 20.04.2018 №17-13/7/ПОСТ (т. 4 л.д. 149).

Инспекцией при проведении выездной налоговой проверки в ходе анализа показателей объема добычи нефти и попутного нефтяного газа на Казанском месторождении установлено следующее (в динамике за 2011-2017 гг., включая период 2014-2015 гг.):

Год

Добыто нефти, тыс. т

Добыто ПНГ, тыс. мЗ

2011

783 051.82

498 336.66

2012

871 103.13

658 203.65

2013

919 201.16

508 281.37

2014

1 021 240.29

716 434.72

2015

1 092 297.27

1 210 652.41

2016

1 003 862.49

1 149 685.75

2017

997 463.03

1 083 499.65

При анализе данных показателей суд отмечает, что при переводе показателей добычи нефти за 2014 и 2015 гг. из тыс. тонн в тыс.м объем добытой нефти составит: в 2014 году - 1 347 460,47 тыс.м3 (при добыче попутного нефтяного газа в размере 716 434.72 тыс.м3), в 2015 году - 1 441 215.56 тыс.м3 (при добыче попутного нефтяного газа в размере 1 210 652.41 тыс.м3).

Исходя из приведенных выше данных, темпы роста объемов добытого попутного газа, в соответствии с подпунктом 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ облагаемого по «нулевой» налоговой ставке, на Казанском месторождении с 2015 г. значительно превышают темпы роста объемов добытой нефти, тогда как в периоде 2011-2014 гг. наблюдалась обратная тенденция.

С учетом вышеизложенного, Инспекцией в ходе выездной проверки проведен подробный анализ добычи углеводородов на Казанском месторождении из которого следует следующее.

Согласно технологическому регламенту опасного производственного объекта «Участок предварительной подготовки нефти Казанского НГКМ» (утвержден главным инженером - заместителем генерального директора по производству ФИО9 13.01.2014 сроком действия до 12.01.2019, с учетом изменений утвержден главным инженером - заместителем генерального директора по производству ФИО9 15.06.2015 сроком действия до 14.06.2020) сбор продукции с кустов скважин осуществляется по лучевой схеме, по которой газожидкостная смесь от кустов скважин поступает на УПН Казанского месторождения.

Куст скважин — это горизонтальная площадка, на которой размещены нефтегазовые и газоконденсатные скважины, оборудованные фонтанной арматурой, технологическими трубопроводами, установками для замеров дебитов скважин, средствами контроля и автоматизации.

Продукция добывающих скважин по напорно-компрессорной трубе поступает в верхний боковой отвод фонтанной арматуры и подается на установку замера дебита скважин, позволяющую объединить потоки всех скважин куста и направить поток любой скважины куста на узел замера дебита.

Газожидкостная смесь с кустовых площадок по соответствующим трубопроводам под давлением 6-10 кгс/см2, температурой +2...+10 °C поступает на площадку подключения в сборные коллекторы.

После площадки подключения нефтегазоводяная смесь поступает на площадку первой, второй и третьей очередей УПН.

На технологической площадке размещаются: сепарационные установки, площадка подогревателей нефти, площадки отстойников нефти и площадка газовых сепараторов. На сепарационных установках расположены нефтегазовые сепараторы, на которых происходит процесс расслоения потока смеси нефти и газа, а также выделения попутного нефтяного газа из жидкости:

- сепараторы первой ступени C1, C1.l, С1.2 (служат для предварительного сброса газа, тем самым облегчая работу следующим за ними трехфазным сепараторам; на них отделяется до 65% нефтяного газа от нефти; отделившийся газ поступает в газосепаратор ГС1 или на площадку газосепараторов для очистки от капельной жидкости);

- трехфазные сепараторы второй ступени С2 (обезвоживание нефти в С2 обеспечивается до содержания воды в нефти не более 10%, а в С2.1 - до 5%; отделившийся газ поступает на площадку газосепараторов для очистки от капельной жидкости; отделившаяся вода подается в отстойники воды или в усреднитель стоков; нефть с остаточным содержанием воды и попутного газа поступает в отстойники нефти, где обезвоживается до товарного качества (0,5%), после чего подается в концевые сепараторы, а отделенная вода - в усреднитель стоков);

- сепараторы концевой ступени сепарации КС1 (служат для стабилизации нефти, после чего стабилизированная нефть поступает в резервуары, а отделившийся нефтяной газ утилизируется с помощью блочной компрессорной станции или сжигается на факельных установках).

Поступившая с площадки сепарации в резервуары нефть при помощи насосной внешней и внутренней перекачки перекачивается через оперативный узел учета нефти, далее по нефтепроводу «Казанское НГКМ - Северо-Останинское НМ - Лугинецкое НГКМ» и через СИКН №567 ПСП «Лугинецкое» сдается в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

Поступивший на площадку газовых сепараторов газ дополнительно очищается от капельной влаги, после чего частично направляется на собственные нужды для выработки тепловой энергии, а основная его часть – на газокомпрессорную станцию, где происходит компримирование газа на компрессорных установках. Скомпримированный газ проходит блок замера газа, после чего направляется в межпромысловый газопровод до УКПГ Мыльджинского НГКМ. Выделившаяся в ходе компримирования жидкость (газовый конденсат) направляется на разделитель для разделения пластовой воды и широкой фракции легких углеводородов (далее — ШФЛУ), после чего вода направляется в дренажную емкость, а ШФЛУ - через буферную емкость в блок-бокс насосной и далее - в межпромысловый трубопровод.

Поступившая в отстойники вода подается в резервуары-накопители, где очищается от мехпримесей, после чего поступает во всасывающий коллектор высоконапорной блочной кустовой насосной станции (далее - БКНС), сжимается насосами и подается по коллектору высокого давления в напорный трубопровод высокого давления на блок БРВ, откуда распределяется по кустовым площадкам, образуя систему поддержания пластового давления.

Таким образом, добытое на кустах скважин сырье, дебит которого замеряется автоматическими групповыми замерными установками (далее - АГЗУ), поступает на УПН, где происходит процесс его разделения при помощи сепараторов на учитываемые полезные ископаемые — газ, нефть, воду и где фактически происходит определение вида и состава первого по своему качеству полученного полезного ископаемого. Результатом указанного процесса становятся:

- нефть (которая в дальнейшем попадает в резервуары, а затем, после оперативного узла учета нефти, сдается в систему магистральных нефтепроводов),

- газ (который впоследствии дополнительно очищается от капельной влаги и частично подается на собственные нужды, а частично, после компримирования на ГКС, через блок замера направляется на УКПГ Мыльджинского НГКМ),

- вода (которая, после очистки от мехпримесей, поступает в БКНС и далее подается в систему поддержания пластового давления).

Исходя из вышеизложенного, фактически единый технологический процесс добычи полезного ископаемого, начатый на кустах скважин, завершается именно на УПН.

Инспекцией проведен допрос ФИО10 (протокол допроса от 09.02.2018 б/н) (т. 14. л.д. 121-137), являющегося начальником в испытательной лаборатории нефти и газа (Каргасокский и Парабельский районы), согласно показаниям которого лабораторные исследования добытого полезного ископаемого регламентируются ежегодными графиками аналитического контроля. Данные графики проходят согласование с ФИО10 и начальником участка по сдаче готовой продукции, а также утверждаются начальником нефтегазового промысла и руководителем подразделения-заказчика.

Кроме того, Обществом дополнительно представлены материалы по замерам компонентного состава газа, проведенные в 2014 г. ООО «Геосервис» по отдельным скважинам КНГКМ.

В соответствии с п. 2.2.3 «Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (утверждены Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.1984 №44 п. IV, далее - Правила) технологическими проектными , документами, по которым нефтегазодобывающие предприятия и объединения осуществляют пробную эксплуатацию, промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и проводят опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий и методов повышения нефтеизвлечения из пластов, являются:

-проекты пробной эксплуатации;

-технологические схемы опытно-промышленной разработки;

-технологические схемы разработки;

-проекты разработки;

-уточненные проекты разработки;

-анализы разработки.

Пунктом 2.2.4 Правил установлено, что технологические документы служат основой для составления проектов обустройства и реконструкции обустройства месторождений, схем развития и размещения нефтедобывающей промышленности района, разработки годовых, пятилетних и перспективных планов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений. При этом в соответствии с пунктом 2.2.5 Правил уточнение или пересмотр отдельных проектных решений и показателей разработки, не меняющих утвержденных принципиальных положений технологических проектных документов, может производиться в:

-дополнениях к технологическим схемам и проектам разработки;

-авторских надзорах за выполнением технологических схем и проектов разработки.

Согласно пункту 2.2.6 Правил Технологическая схема разработки - проектный документ, определяющий предварительную систему промышленной разработки эксплуатационного объекта (или нескольких объектов) нефтяного месторождения, на основе данных его разведки и пробной эксплуатации. Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки, обеспечению безопасности населения, охране недр и окружающей среды.

Начиная с 2008 г. месторождение активно разбуривается, и на 01.01.2012 г. (момент написания технологической схемы разработки месторождения) пробурены 21 поисково-разведочная, 54 эксплуатационных и 2 водозаборные скважины.

В отношении пласта Ю11 установлено следующее.

По типу флюида залежь является нефтяной. Основные подсчетные параметры: плотность нефти, объемный коэффициент и газовый фактор соответственно: 0,741 г/см3, 3,07 и 883,8 м3/т (по результатам исследования пластового УВ флюида методом ступенчатого разгазирования газосодержание составляет 883,8 м3/т). При этом интервал изменения газового фактора методами гидро- и газодинамических исследований составил 378 - 2 323 м3/т (стр. 87 Технологической схемы разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012 (т. 8)).

В отношении пласта Ю12 установлено следующее.

По типу флюида залежь является газонефтяной с газоконденсатной шапкой. При ступенчатом разгазировании газовый фактор составляет 348,2 м3/т при к ступенчатом разгазировании, объемный коэффициент пластовой нефти составляет Р 1,802, плотность нефти 0,777 г/м3. При этом интервал изменения газового фактора методами гидро- и газодинамических исследований составил 107 - 362 м3/т (стр. 87 Технологической схемы разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012).

В ходе анализа представленных ОАО «Томскгазпром» месячных эксплуатационных рапортов (далее - МЭР), фиксирующих объемы добытых полезных ископаемых в разрезе скважин и пластов, установлены показатели добычи нефти, газа и воды за 2014-2015 гг. по пластам Ю11 и Ю12.

По пласту Ю11 в 2014 г. добыто 455 117.10 тыс. м3 газа и 221 761.40 тыс. тонн нефти, а в 2015 - 898 799.20 тыс. м3 газа и 325 264, 9 тыс. тонн нефти.

По пласту Ю12 в 2014 г. добыто 261 317.60 тыс. м3 газа и 799 478.90 тыс. тонн нефти, а в 2015 - 311 853.80 тыс. м3 газа и 767 032.30 тыс. тонн нефти.

То есть Обществом в 2015 году по сравнению с 2014 годом на 46,7% увеличена добыча нефти и на 97,5% увеличена добыча газа с пласта Ю11, а по пласту Ю12 добыча нефти, напротив, уменьшена на 4,2%, тогда как добыча газа увеличена на 19,3%.

Итоговые показатели добычи нефти и газа в 2014 и в 2015 гг. составили:

-в 2014 году добыто 1 021 240.29 тыс. тонн нефти и 716 434.72 тыс. м3 газа;

-в 2015 году добыто 1 092 297.27 тыс. тонн нефти и 1 210 652.41 тыс. м3 газа.

В ходе проведения мероприятий налогового контроля Инспекцией получены пояснения должностных лиц ОАО «Томскгазпром», в результате которых установлено следующее:

-начальник управления по разработке месторождений ФИО11 (протокол допроса б/н от 06.02.2018) (т. 14 л.д. 132-138) пояснил, что «в сентябре 2014 ОАО «Томскгазпром» путем проведения модернизации (строительство новых веток газопроводов и т.д.) была увеличена пропускная способность системы транспорта ПНГ с Казанского месторождения. До сентября 2014 г. максимальная пропускная способность составляла 500 млн. м3 в год. После проведения модернизации она была увеличена приблизительно до 1 млрд, м3 в год.

В связи с указанным фактом до сентября 2014 г. была ограничена добыча нефти с пласта Ю11 — с пласта, нефть в котором обладает высоким газосодержанием (около 1 880 м3/т при начальных пластовых условиях), тогда как нефть пласта Ю12 обладает газосодержанием около 350 м3/т. По причине увеличения объема добычи нефти с пласта Ю11 (добыча нефти с пласта Ю12 осталась приблизительно на прежнем уровне) произошло резкое увеличение объема добытого ПНГ в 2015 г. по сравнению с 2014 г.»;

- начальник отдела по мониторингу разработки месторождений ФИО12 (протокол допроса б/н от 23.04.2018) (т. 14 л.д. 121-126) пояснил, что «с сентября 2014 года у ОАО «Томскгазпром» появилась техническая возможность осуществлять транспортировку до 1,1 млрд, м3 газа на КНГКМ в год, тогда как ранее этот лимит составлял 500 млн. м3 в год. Данное увеличение связано с запуском второй очереди ГКС. При появлении возможности транспортировать больше газа ОАО «Томскгазпром» увеличило добычу полезных ископаемых со скважин пласта Ю11 (с высоким газовым фактором), следовательно, объем добытого газа увеличился. Для ОАО «Томскгазпром» такая добыча была выгодна, так как добытый на Казанском НГКМ газ не облагается НДПИ (облагается по «нулевой» ставке), при этом данный газ отправляется на реализацию аналогично природному газу с Мыльджинского и Северо-Васюганского месторождений, который, в свою очередь, облагается НДПИ. При этом каких-либо лимитов на добычу данного газа с КНГКМ, кроме технологического лимита, увеличенного до 1,1 млрд, м3 газа в год, нет».

При анализе данных показаний свидетелей в их взаимосвязи с ранее указанными обстоятельствами суд отмечает следующее:

- ОАО «Томскгазпром» последовательно увеличивало добычу газа на КНГКМ в период с 2011 года, при этом в 2015 году показатели добычи газа впервые превысили показатели добычи нефти;

- ОАО «Томскгазпром» знало и понимало, что газ, добываемый на КНГКМ и декларируемый в качестве попутного, облагается по «нулевой» ставке НДПИ, хотя при этом, проходя процедуру смешивания на Мыльджинском УКПГ, фактически реализуется в товарный газопровод единым продуктом как газ горючий природный;

ОАО «Томскгазпром» провело мероприятия по увеличению технологических лимитов транспортировки газа на КНГКМ, с 2011 по сентябрь 2014 года, заключив договоры на выполнение соответствующих работ, результатом которых стало увеличение пропускной способности системы транспорта до 1,1 млрд, м3 газа,

- увеличение объемов добычи газа с пластов КНГКМ не зависит от увеличения объемов добычи нефти, поскольку, как показал анализ таблицы №4 Решения, при увеличении добычи нефти в 2015 году по сравнению с 2014 годом по пласту Ю11 на 46,7% объем добываемого газа увеличился на 97,5%. По пласту Ю12 наблюдалось уменьшение объемов добычи нефти при увеличении объемов добычи газа,

- компонентный состав газа, добываемого на Казанском месторождении, соответствует нормам, установленным для природного газа ГОСТ 31371.7.

Как отмечалось выше, в соответствии с технологической схемой разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012, газовый фактор пласта Ю11 составляет 883,8 м3/т, по пласту Ю12 - 348,2 м3/т. Инспекцией произведен расчет объемов попутного нефтяного газа исходя из объемов добытой нефти, отраженных в Отчетах по добыче, подготовке газа, конденсата, нефти и сдаче товарной продукции за 2014-2015 гг., и указанных в технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012 показателях газового фактора, в результате чего установлено, что в 2014 и в 2015 г. объем добытого ПНГ превысил объем ПНГ, предусмотренный технологической схемой разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения (то есть рассчитанный исходя из указанного в данной технологической схеме размера газового фактора), причем в 2015 году данное превышение произошло более чем в 2 раза.

С целью изучения фактического показателя газового фактора на месторождении Инспекцией проведен допрос ФИО10 (протокол допроса от 09.02.2018 б/н) (т. 14. л.д. 127-131), являющегося начальником испытательной лаборатории нефти и газа (Каргасокский и Парабельский районы), который сообщил, что параметр «газовый фактор» в 2014-2015 гг. определялся лабораторией. Заказчиком исследований, в частности, для данного параметра, выступала служба геологов. В случае, когда заказчиком выступала служба геологов, данные фиксировались в ведущейся на сетевом компьютере таблице в формате Excel.

В ходе анализа данной таблицы установлено, что газовый фактор в нефти Казанского НГКМ, определенный путем лабораторных проб, колеблется по разным скважинам от 0 до 170 000 м3/т в разные даты.

С учетом газового фактора, установленного технологической схемой разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения для пласта Ю11 как 883,8 м3/т с интервалом изменения 378 - 2 323 м3/т, для пласта Ю12 как 348,2 м3/т с интервалом изменения 107-362 м3/т, превышение максимально возможного данным интервалом газового фактора наблюдается по 87 скважинам и происходит с сентября 2014 года (4 034 случая, до сентября 2014 года - лишь 125 случаев). Согласно показателям замерных устройств, во всех указанных случаях объем добытого газа превышает объем добытой нефти.

Аналогичные данные содержатся в Сводном отчете по замеру дебита, газового фактора скважин Казанского НГКМ (т. 10 л.д. 91-108), выполненного в 2014 году ООО «Геосервис» и отчете о работе, проведенной ООО «Сиам мастер» в мае-сентябре 2015 года (т. 10 л.д. 109-141) для ОАО «Томскгазпром» по определению газового фактора на Казанском и Болтном месторождениях.

Кроме того, из представленных Обществом актов приемки и ввода законченных строительством эксплуатационных скважин Казанского нефтегазоконденсатного месторождения №656, №646, №647 (акты от 30.11.2015, от 31.10.2015, от 31.08.2015 соответственно) видно, что дебит данных скважин составляет:

- по скважине №656 в части нефти - 64 т/сут, газа - 360 тыс. м3/т,

- по скважине №647 в части нефти - 68 т/сут, газа - 244 тыс. м3/т,

- по скважине №646 в части нефти - 63 т/сут, газа — 241,8 тыс. м3/т,

то есть указанные скважины фактически предназначены для добычи газа, а не нефти.

Суд отмечает, что при эксплуатации месторождения важным элементом является поддержание определенного уровня давления в пласте, для чего организации, эксплуатирующие месторождение, создают систему поддержания пластового давления (далее — ППД). Инспекцией исследованы условия, необходимые для поддержания пластового давления на Казанском месторождении, описанные в технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012.

Согласно технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012, при проведении гидро- и газодинамических исследований пласта Ю11 при значениях забойного давления (Рзаб) выше давления насыщения (Рнас) наблюдается приемлемое (для практического использования) занижение оцениваемого таким образом коэффициента продуктивности и дебита нефти (не более чем на 6-10%). Когда последнее условие нарушалось, и ниже Рнас снижалось не только Рзаб но и пластовое давление (Рпл) то пласт реагировал значительным и необратимым падением продуктивности и резким возрастанием газового фактора (стр. 74-77 Технологической схемы разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012 г. (т. 8)).

При проведении гидро- и газодинамических исследований пласта Ю12 установлено, что описанных выше режимов эксплуатации добывающих скважин при последующем освоении пласта следует избегать (стр. 79).

Эксплуатацию месторождения в условиях намеренного снижения пластового давления ниже давления насыщения подтверждают пояснения ФИО12 начальника отдела по мониторингу разработки месторождений ОАО «Томскгазпром». Согласно данным пояснениям, решение по эксплуатации месторождения в условиях снижения пластового давления ниже давления насыщения принято геологами ОАО «Томскгазпром», поскольку это, по их мнению, не приведёт к ухудшению показателей добычи полезных ископаемых с учетом того, что ОАО «Томскгазпром» в сентябре 2014 года запустило 2-ю очередь газокомпрессорной станции, тем самым увеличив мощности по подготовке и транспорту газа до 1,1 млрд м3/год и тем самым получило возможность нарастить добычу газа, что для ОАО «Томскгазпром» было экономически выгодным, поскольку для попутного нефтяного газа налогообложение налогом на добычу полезных ископаемых осуществляется по нулевой ставке.

Основными выводами (стр. 89 Технологической схемы разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012 (т. 8)), изложенными в технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения, являлись указания на вышеизложенные результаты ГДИ, показавшие, что:

- регулирование режимов фонтанной эксплуатации в пластах Ю11 и Ю12 подчиняется разным зависимостям «дебит-депрессия». Для пласта Ю11 с «летучей» нефтью (высокое газосодержание) - индикаторная кривая при снижении Рзаб ниже Рнас (Рпл выше Рнас) отклоняется к оси депрессии. Для пласта Ю12 вплоть до 30% снижения Рзаб ниже ФИО13 остается прямой;

- эксплуатация добывающих скважин на режимах с Рзаб ниже Рнас на обоих пластах приводит к последовательному ухудшению продуктивных характеристик призабойной зоны. Снижение текущего Рпл в районе добывающей скважины (пласт Ю11) приводит к существенному (до 3-4 раз) и, по-видимому, необратимому снижению продуктивности пласта. При эксплуатации добывающего фонда обоих пластов (в особенности пласта Ю11) следует не допускать снижения пластового давления до отметок ниже значения Рнас.

Необходимо отметить, что поддержание пластового давления в пластах Ю11 и Ю12 осуществляется при помощи нагнетательных скважин, являющихся частью системы поддержания пластового давления.

Исходя из вышеизложенного, частью рекомендуемого варианта разработки пластов Ю11 и Ю12 является эксплуатация добывающих скважин при условии недопущения снижения пластового давления до отметок ниже значения Рнас. В противном случае происходит существенное и необратимое снижение продуктивности пласта, характеризующееся, в частности, резким возрастанием газового фактора, и, как следствие, значительным увеличением объема добычи газа

Инспекцией в адрес ОАО «Томскгазпром» направлено требование №17-13/7/ТР9 от 12.03.2018, которым истребованы в числе прочих карты изобар в отношении Казанского НГКМ за период 2014-2015 гг., график проведения мероприятий по поддержанию пластового давления на всех скважинах Казанского НКГМ в 2014-2015 гг. (в разрезе скважин), сведения о фактически проведенных мероприятиях по поддержанию пластового давления на всех скважинах Казанского НКГМ в 2014-2015 гг. (в разрезе скважин, с указанием даты, вида, цели и результата мероприятия), график проведения мероприятий в целях борьбы с повышенными газопроявлениями на всех скважинах Казанского НКГМ в 2014-2015 гг. (в разрезе скважин), сведения о фактически проведенных мероприятиях в целях борьбы с повышенными газопроявлениями на всех скважинах Казанского НКГМ в 2014-2015 гг. (в разрезе скважин, с указанием даты, вида, цели и результата мероприятия).

Судом установлено, что в ходе изучения представленных ОАО «Томскгазпром» документов и при комплексном анализе совокупности описанных выше обстоятельств Инспекцией принято решение о необходимости назначения на основании статьи 95 НК РФ технической экспертизы и вынесено Постановление о назначении технической экспертизы от 20.04.2018 №17-13/7/ПОСТ (т. 4 л.д. 149), с которым ОАО «Томскгазпром» должным образом ознакомлено. Проведение технической экспертизы поручено эксперту Российского экспертного фонда «ТЕХЭКО» ФИО8 (кандидат геолого-минералогических наук, окончил Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М. Губкина, факультет геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений по специальности «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений», стаж работы в нефтяной промышленности более 43 лет. В 1993-2002 годах являлся членом и экспертом Центральной комиссии по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений Министерства топлива и энергетики России).

Исходя из проведенного исследования, экспертом даны следующие ответы на поставленные вопросы:

«Вопрос 1. Добычу каких видов первых по своему качеству соответствующих национальному стандарту, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту организации полезных ископаемых осуществляло в 2014-2015 гг. ОАО «Томскгазпром» на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении? Если данные полезные ископаемые соответствовали стандартам, то каким именно стандартам они соответствовали?

Ответ. В 2014-2015 гг. ОАО «Томскгазпром» на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении осуществляло добычу следующих видов полезных ископаемых:

- нефти, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»,

- свободного газа, соответствующего ГОСТ 31371.7 Межгосударственный стандарт «ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов»,

- попутного нефтяного газа, соответствующего СТО 001-2009 «Попутный нефтяной газ месторождений ОАО «Томскгазпром».

Вопрос 2. Проводились ли в период 2014-2015 гг. мероприятия по поддержанию пластового давления на скважинах Казанского нефтегазоконденсатного месторождения? Если да, имеется ли причинно-следственная связь между результатами проведения данных мероприятий и видами, и объемами добываемых на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении полезных ископаемых?

Ответ. Мероприятия по поддержанию пластового давления на скважинах Казанского нефтегазоконденсатного месторождения осуществлялись путем закачки воды в продуктивные пласты. При этом процесс закачки воды в продуктивные пласты для ППД выполнялся не в должном объёме, то есть с нарушением утвержденной схемы разработки месторождения, в результате чего произошло значительное снижение пластового давления в объекте Ю12 ниже давления насыщения нефти газа и соответствующий рост газового фактора и увеличение поступления свободного газа, что не предусмотрено утвержденной схемой разработки месторождения.

Вопрос 3. Проводились ли в период 2014-2015 гг. мероприятия по борьбе с повышенными газопроявлениями на скважинах Казанского нефтегазоконденсатного месторождения? Если да, имеется ли причинно-следственная связь между результатами проведения данных мероприятий и видами и объемами добываемых на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении полезных ископаемых?

Ответ. Для борьбы с повышенными газопроявлениями на скважинах Казанского НГКМ недропользователь для обеспечения запроектированных коэффициентов извлечения нефти (КИН) должен обеспечить запроектированные объёмы закачки воды для ПДД и снижения газового фактора, который осложняет процесс отбора нефти и приводит к значительной загазованности добывающих скважин.

Процесс закачки воды в продуктивные пласты для ППД выполнялся не в должном объёме, в результате чего произошло значительное снижение пластового давления в объекте Ю12 ниже давления насыщения нефти газа и соответствующий рост газового фактора и увеличение поступления свободного газа, что не предусмотрено утвержденной схемой разработки месторождения.

Ответить на вопрос об иных мероприятиях по борьбе с повышенными газопроявлениями в скважинах не представляется возможным, поскольку эксперту не были представлены данные о мероприятиях по борьбе с повышенными газопроявлениями на скважинах Казанского НКГМ в период 2014-2015 гг.

Вопрос 4. Каковы фактические объемы каждого вида добытых на скважинах Казанского нефтегазоконденсатного месторождения в период 2014-2015 гг. полезных ископаемых (помесячно)?

Ответ. Сводный расчет добычи нефти, растворенного и свободного газов представлен в таблице 12.

Вопрос 5. Соответствует ли состав попутного газа КНГКМ, подготовленный на установке подготовки нефти (далее - УПН) КНГКМ техническим условиям СТО Томскгазпром 001-2009?

Ответ. Состав попутного газа Казанского НГКМ, подготовленного на установке подготовки нефти (УПН) отвечает техническим условиям СТО Томскгазпром 001-2009, который, в свою очередь, соответствует условиям ГОСТа 31371.7.

Вопрос 6. Соответствует ли добыча углеводородного сырья на КНГКМ решениям действующего в указанный период технического проекта разработки, утвержденного в установленном порядке?

Ответ. Сопоставление фактического выполнения утвержденных проектных решений по Казанскому ГНКМ в период 2014-2015 гг. по данным Протокола ЦКР в целом по месторождению представлено в таблице 6. Процесс разработки нефтяных залежей Ю11 и Ю12 Казанского НГКМ ведётся с существенными отклонениями от проектных показателей: в первую очередь, отмечается значительное отставание по закачке воды в пласт для ППД. В результате этого отставания закачки воды (недокомпенсация отбора добываемой жидкости), происходит снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, в результате чего происходит резкий рост газового фактора. Отмечается также отставание по вводу нагнетательных скважин, а также добывающих скважин».

Таким образом, согласно указанному экспертному заключению, установлено следующее:

- в 2014-2015 гг. ОАО «Томскгазпром» на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении осуществляло добычу нефти, газа горючего природного, фактически являвшегося свободным газом, и попутного нефтяного газа, фактически являвшегося растворенным в нефти газом;

- добыча полезного ископаемого - газа горючего природного осуществлялась ОАО «Томскгазпром» путем эксплуатации Казанского нефтегазоконденсатного месторождения с нарушениями условий, установленных основным документом, регламентирующим разработку месторождения — технологической схемой разработки Казанского НГКМ;

- нарушения технологической схемы эксплуатации месторождения выражены в намеренном неподдержании ОАО «Томскгазпром» показателей пластового давления путем недостаточной закачки воды в систему поддержания пластового давления, что привело к эксплуатации месторождения при показателях пластового давления ниже давления насыщения;

- умышленные действия ОАО «Томскгазпром» подтверждаются:

· показаниями начальника отдела по мониторингу разработки месторождений ФИО12, согласно которым данные действия ОАО «Томскгазпром» направлены на добычу газа, декларируемого в качестве попутного нефтяного и облагаемого по «нулевой» ставке налога на добычу полезных ископаемых,

· постоянной недозакачкой воды в систему поддержания пластового давления;

· отсутствием проведения каких-либо мероприятий по борьбе с повышенными газопроявлениями, несмотря на наличие показателей газового фактора, тысячекратно превышающих установленные технологической схемой разработки месторождения и свидетельствующих о добыче свободного газа вместо растворенного в нефти попутного нефтяного газа;

· проведением строительных работ по увеличению технологических лимитов транспортировки газа в 2 раза, что свидетельствует о намерении добывать значительно большие объемы газа с сентября 2014 года, что подтверждается сравнением проектных и фактических показателей добычи газа (отклонение фактических от проектных показателей составило в 2014 году 53,81%, в 2015 году - 80,18% в большую сторону) при уменьшении фактических показателей добычи нефти по сравнению с проектными;

- у ОАО «Томскгазпром» имелась технологическая возможность добывать свободный газ, поскольку имеющиеся на Казанском месторождении нефтяные скважины по своим конструктивным особенностям соответствуют газовым, кроме того, технологической схемой разработки месторождения предусмотрена добыча свободного газа газовой шапки именно из существующих скважин;

- компонентный состав добываемого газа на всех стадиях соответствует требованиям, предъявляемым к компонентному составу газа горючего природного.

Таким образом, суд полагает, что выводы, изложенные в экспертном заключении, подтверждают доводы Инспекции, сделанные на основе анализа представленных ОАО «Томскгазпром» документов и в ходе проведения мероприятий налогового контроля.

ОАО «Томскгазпром», имея целью уклонение от уплаты налога на добычу полезных ископаемых путем необоснованного применения «нулевой» ставки в соответствии с подпунктом 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ, заявило добытый объем свободного газа, являющегося газом горючим природным, в качестве попутного газа. ОАО «Томскгазпром» знало, что данный газ является свободным, исходя из показателей газового фактора, значительно превышающих установленные технологической схемой разработки месторождения, при этом замеры газового фактора осуществлялись как специалистами ОАО «Томскгазпром», так и сторонними организациями. Добыча свободного газа в 2014-2015 гг. стала возможной по причине умышленных действии ОАО «Томскгазпром», выразившихся в неподдержании установленного технологической схемой пластового давления и непроведении мероприятий по борьбе с повышенными газопроявлениями, причем данные действия являлись нарушением технологической схемы разработки месторождения.

Таким образом, из перечисленных в подпункте 3 пункта 2 статьи 337 НК РФ ; видов углеводородного сырья ОАО «Томскгазпром» в 2014-2015 гг. на Казанском месторождении фактически осуществлялась добыча не только нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной и попутного газа, но и газа горючего природного.

В соответствии с подпунктом 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ из вышеперечисленных видов углеводородного сырья налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов (0 рублей в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со статьей 338 V НК РФ как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) при добыче попутного газа.

При наличии указанных выше обстоятельств учет добытого газа как попутного и обложение его по налоговой ставке 0 процентов, предусмотренное подпунктом 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ, является необоснованным и неправомерным.

При этом при добыче газа горючего природного применяется ставка, установленная подпунктом 11 пункта 2 статьи 342 НК РФ:

- в периоде с 01.01.2014 по 31.06.2014 - в редакции Федерального закона от 29.11.2012 №204-ФЗ в размере 700 рублей (на период с 1 января по 31 декабря 2014 года включительно) за 1000 кубических метров газа при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья. При этом налогообложение производится по ставке, установленной настоящим подпунктом, умноженной на коэффициент 0,646 (на период с 1 июля по 31 декабря 2013 года включительно), 0,673 (на период с 1 января по 31 декабря 2014 года включительно), 0,701 (начиная с 1 января 2015 года), при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья следующими категориями налогоплательщиков: налогоплательщиками, не являющимися в течение всего налогового периода собственниками объектов Единой системы газоснабжения; налогоплательщиками, не являющимися в течение всего налогового периода организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов. Налоговая ставка с учетом указанного коэффициента округляется до полного рубля в соответствии с действующим порядком округления;

- в периоде с 01.07.2014 по 31.12.2015 - в редакции Федерального закона от 30.09.2013 №263-Ф3 в размере 35 рублей за 1 000 кубических метров газа при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья. При этом указанная налоговая ставка умножается на базовое значение единицы условного топлива (Еут) и на коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (Кс), определяемые в соответствии со статьей 342.4 настоящего Кодекса. Полученное произведение суммируется со значением показателя, характеризующего расходы на транспортировку газа горючего природного (Тг), определяемым в соответствии со статьей 342.4 настоящего Кодекса. Если полученная сумма оказалась меньше 0, значение налоговой ставки принимается равным 0. Налоговая ставка, исчисленная в соответствии с настоящим подпунктом, округляется до полного рубля в соответствии с действующим порядком округления.

Исходя из объемов газа горючего природного, добытого ОАО «Томскгазпром» на Казанском НГКМ в 2014-2015 гг., установленных экспертом, Инспекцией произведен расчет соответствующей суммы налога на добычу полезных ископаемых.

Период

Объем добытого газа горючего природного (тыс. м3)

Сумма налога

(руб)

Январь 2014

5 699.31

3 989 51528

Февраль 2014

6 779.26

4 745 481.83

Март 2014

11 634.95

8 144 462.31

Апрель 2014

11 490.23

8 043 161.90

Май 2014

12 085.03

8 459 521.59

Июнь 2014

12 278.93

8 595 252.53

Июль 2014

7 648.99

3 839 791.74

Август 2014

10 348.45

5 236 313.68

Сентябрь 2014

33 943.14

17 480 714.64

Октябрь 2014

44 872.01

23 916 783.21

Ноябрь 2014

61 009.21

34 226 166.52

Декабрь 2014

53 717.07

32 176 526.49

Январь 2015

61 779.12

36 696 796.41

Февраль 2015

54 919.18

33 665 457.50

Март 2015

52 518.66

31 091 047.35

Апрель 2015

66 456.34

35 354 770.88

Май 2015

51 026.18

23 625 120.71

Июнь 2015

47 068.59

20 192 427.01

Июль 2015

51 679.96

23 359 342.32

Август 2015

39 989.23

18 035 141.19

Сентябрь 2015

55 864.14

26 535 467.89

Октябрь 2015

59 376.40

28 025 661.01

Ноябрь 2015

56 427.53

25 561 669.62

Декабрь 2015

56 743.31

25 591 234.82

Итого за 2014 год

271 506.57

158 853 691.72

Итого за 2015 год

653 848.64

327 734 136.71

ВСЕГО

925 355.21

486 587 828.43

При этом суд отмечает следующее.

Согласно пункту 1 Постановления ВАС РФ №53 от 12.10.2006 под налоговой выгодой Постановления понимается уменьшение размера налоговой обязанности вследствие, в частности, уменьшения налоговой базы, получения налогового вычета, налоговой льготы, применения более низкой налоговой ставки, а также получение права на возврат (зачет) или возмещение налога из бюджета.

ОАО «Томскгазпром», имея целью уклонение от уплаты налога на добычу полезных ископаемых путем необоснованного применения «нулевой» ставки, в соответствии с подпунктом 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ, заявило добытый объем свободного газа, являющегося газом горючим природным, в качестве попутного газа. ОАО «Томскгазпром» знало, что данный газ является свободным, исходя из показателей газового фактора, значительно превышающих установленные технологической схемой разработки месторождения, при этом замеры газового фактора осуществлялись как специалистами ОАО «Томскгазпром», так и сторонними организациями. Добыча свободного газа в 2014-2015 гг. стала возможной по причине умышленных действий ОАО «Томскгазпром», выразившихся в неподдержании установленного технологической схемой пластового давления и непроведении мероприятий по борьбе с повышенными газопроявлениями, причем данные действия являлись нарушением технологической схемы разработки месторождения.

ОАО «Томскгазпром» получило необоснованную налоговую выгоду вследствие применения более низкой налоговой ставки («нулевой») в отношении добытого полезного ископаемого, которое, как ОАО «Томскгазпром» «знало и понимало», фактически является газом горючим природным, в отношении которого подлежит применению ставка, установленная подпунктом 11 пункта 2 статьи 342 НК РФ.

Согласно абзацу 2 пункта 9 Постановления ВАС РФ №53 налоговая выгода не может рассматриваться в качестве самостоятельной деловой цели. Поскольку главной целью, преследуемой Обществом, являлось получение дохода преимущественно за счет налоговой выгоды, получение налоговой выгоды в виде применения пониженной налоговой ставки является необоснованным.

Отклоняя доводы Общества о том, что на Казанском НГКМ добывается попутный газ, суд исходит из следующего.

Экспертом рассмотрен «СТО Томскгазпром 001-2009. Стандарт организации. Попутный нефтяной газ месторождений открытого акционерного общества «Томскгазпром». Технические условия. 2009 г.». Стандарт устанавливает требования к ПНГ и методам определения его физико-химических показателей... для учета количества добытого полезного ископаемого при расчетах налогооблагаемой базы и нормативных потерь при добыче, разработки месторождений (п. 1.2 СТО 001-2009).

Данный стандарт распространяется на добытый ПНГ, подлежащий транспортированию и реализации после первичных технологических операций (п. 1.1 СТО 001-2009). СТО 001-2009 применяется для приемки ПНГ на переработку (п.7.1). Места отбора проб и периодичность при проведении испытаний ПНГ устанавливают между поставщиком и ОАО «Томскгазпром», исходя из условий поставки или в графиках аналитического контроля продукции месторождения (п. 7.5 СТО 001-2009).

Согласно пункту 3.2 СТО попутный газ определён, как «газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины».

Пунктом 3.3 СТО Томскгазпром «нефтяной газ (попутный)» определен, как «смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи», (текст соответствует пункту 3.7 ГОСТ Р 8.615-2005). Этим же ГОСТом в пункте 8 растворенный газ определён, как «легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти».

Вместе с тем СТО Томскгазпром пунктом 3.3 понятие «газ горючий природный попутный» определено, как «газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины».

В ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа» пунктом 3.7 определено: «Нефтяной газ (попутный) - смесь углеводородных и неуглеводородных газов, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи». В этом же ГОСТе пункт 3.8 определяет «Растворенный газ - легкие углеводороды, в стандартных условиях, находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти». Пунктом 3.11 определено: «Сырая нефть - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, содержащая свободный и растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси». Согласно пункту 8.1 вышеуказанного ГОСТа учет содержания нефтяного газа в свободном состоянии (далее - свободный газ) и растворенного газа в сырой нефти (далее растворенный газ), определяют в зависимости от условий сепарации и откачки сырой нефти. Далее пунктом 8.2 установлено, что «корректировку на свободный газ проводят в том случае, если в сырой нефти при сдаче потребителю установлено его наличие».

Такое различие трактовки понятий «газ горючий природный растворенный», «нефтяной газ (попутный)» делает затруднительным четкое разделение добываемых объёмов растворенного и попутного нефтяного газа. С геологических и технологических позиций добычи нефти растворенный газ представляет собой растворенный природный углеводородный газ в нефти, который в процессе добычи в зависимости от условий добычи (в первую очередь, давления, при котором извлекается нефть из пласта) может переходить в газообразную фазу в следующих случаях:

а)на поверхности при условии, что на устье скважины давление равно давлению насыщения нефти газом;

б)при подъёме нефти в скважине по мере снижения трубного давления по сравнению с давлением насыщения нефти газом;

в)непосредственно в призабойной зоне добывающей скважины в случае, если забойное давление несколько ниже давления насыщения нефти газом,

г)непосредственно в пласте в случае, если пластовое давление по продуктивному пласту в процессе разработки становится меньше давления насыщения.

Таким образом во всех случаях нефтяной газ (попутный) следует рассматривать, как смесь углеводородных и неуглеводородных газов, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи (ГОСТ Р 8.615-2005).

Природный газ — это смесь углеводородов и неуглеводородных компонентов, которая находится в залежи углеводородов при пластовом давлении и пластовой температуре в газообразном состоянии (ГОСТ Р 53554-2009. Национальный стандарт Российской Федерации. Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения).

Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов (Приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01 ноября 2013 г. № 477 г. Москва) пунктом 1 раздела 1 указывается, что «Настоящая Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, горючих газов (свободного газа, газа газовых шапок, газа, растворенного в нефти) и газового конденсата (далее - конденсат)».

Эксперт, руководствуясь вышеуказанной Классификацией запасов, пунктами 3.31 (попутный, нефтяной газ) и 3.12 (природный газ) ГОСТ Р 53713-2009 и ГОСТ Р 8.615-2005 и принимая во внимание утвержденные ГКЗ запасы углеводородного сырья по Казанскому ППСМ, а также утвержденную технологическую схему разработки месторождения, свои выводы основывает на определении горючих газов из Классификации запасов, а, именно: горючие газы - это свободный газ, газ газовых шапок, газ, растворенный в нефти.

Из представленных эксперту паспортов качества газа, составленных ежемесячно при поступлении газа с Казанского НГКМ на установку комплексной подготовки газа Мыльджинского месторождения следует, что молекулярный состав газа по содержанию метана, этана, а также С5 и выше соответствует составу газа горючего природного, установленному ГОСТ 31371.7 Межгосударственный стандарт «ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов». Подробное сравнение молекулярного состава данного газа приведено в таблице «Сравнение молекулярного состава газа, добытого на Казанском НГКМ, с ГОСТ» в таблице 4.1. Данный газ, поступивший на установку комплексной подготовки газа Мыльджинского месторождения с Казанского месторождения, является смесью углеводородов добытых на Мыльджинском и Казанском месторождениях, предварительно подготовленной на установке подготовки нефти Казанского месторождения, где отделялись подтоварная вода и мехпримеси.

Поскольку растворенный газ и свободный газ добываются в смеси одними и теми же скважинами, то тип газа необходимо разделить по газовому фактору: растворенный газ - при ГФ, равном или ниже текущего газового фактора по пласту; свободный газ — при ГФ, превышающем текущий газовый фактор. Исходя из этого постулата следует, что из общего объёма добытого газа нужно вычесть объём добытого растворенного газа (объём добытой нефти, умноженный на проектный газовый фактор), оставшаяся разность будет представлять свободный газ, поступающий из газовых шапок.

Инспекцией на основании проведённой технической экспертизы установлено следующее:

-в 2014-2015 гг. ОАО «Томскгазпром» на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении осуществляло добычу нефти, газа горючего природного, фактически являвшегося свободным газом, и попутного нефтяного газа, фактически являвшегося растворенным в нефти газом;

-добыча полезного ископаемого — газа горючего природного осуществлялась ОАО «Томскгазпром» путем эксплуатации Казанского нефтегазоконденсатного месторождения с нарушениями условий, установленных основным документом, регламентирующим разработку месторождения — технологической схемы разработки Казанского НГКМ;

-нарушения технологической схемы эксплуатации месторождения выражены в намеренном неподдержании ОАО «Томскгазпром» показателей пластового давления путем недостаточной закачки воды в систему поддержания пластового давления, что привело к эксплуатации месторождения при показателях пластового давления ниже давления насыщения.

Таким образом, добычу газа Обществом нельзя рассматривать в отрыве от действий по эксплуатации месторождения.

Полученные в ходе мероприятий налогового контроля документы и информация свидетельствуют о том, что ОАО «Томскгазпром» совершило умышленные действия - намеренно не поддерживало установленные технологической схемой разработки месторождения показатели пластового давления и не проводило мероприятия по борьбе с повышенными газопроявлениями, что привело к поступлению в скважины газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья, за исключением попутного газа, который в проверяемом периоде являлся добытым полезным ископаемым, первым по своему качеству соответствующим национальному стандарту, региональному стандарту, международному стандарту, стандарту организации. ОАО «Томскгазпром» проводило замеры газового фактора силами собственных специалистов, а также обращалось для этого к сторонним организациям, и, следовательно, знало и понимало, что фактически осуществляет добычу свободного газа. При этом ОАО «Томскгазпром» не предпринимало никаких действий, чтобы предотвратить и/или исправить данную ситуацию, тем самым нарушая условия, установленные технологической схемой разработки месторождения — основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки, обеспечению безопасности населения, охране недр и окружающей среды.

Учитывая вышеизложенное, действительным экономическим смыслом данных действий являлось умышленное проведение ОАО «Томскгазпром» комплекса действий для добычи газа горючего природного и намеренное указание его в декларации в качестве попутного газа с целью применения «нулевой» налоговой ставки и, как следствие, получение необоснованной налоговой выгоды.

Указанный вывод Инспекции подтверждается документами и информацией, полученными в ходе мероприятий налогового контроля, показаниями свидетелей, а также материалами проведенной экспертизы, в соответствии с которыми:

- ОАО «Томскгазпром» при эксплуатации Казанского нефтегазоконденсатного месторождения умышленно нарушало установленные технологической схемой эксплуатации месторождения условия (в частности, не поддерживало пластовое давление на должном уровне) и не боролось с повышенными газопроявлениями, хотя знало об их наличии исходя из замеров, проводимых собственными и сторонними специалистами;

- целью ОАО «Томскгазпром» была добыча газа горючего природного, а не нефти, что произошло вследствие разгазирования нефти в пласте, произошедшем из-за упомянутого неподдержания пластового давления, и поступлении в скважину свободного газа, а не нефти;

- факт добычи полезного ископаемого — газа горючего природного — подтверждается анализом его компонентного состава по значимым критериям (в частности, содержанию тяжелых углеводородов) соответствующему компонентному составу газа горючего природного, соответствующего стандарту и облагаемого налогом на добычу полезных ископаемых по ставке, отличной от «нулевой», а также тем, что у ОАО «Томскгазпром» имелась технологическая возможность добывать именно газ горючий природный (в частности, по причине повышенных требований, предъявляемых к конструкции скважин, через которые осуществлялась добыча соответствующего полезного ископаемого);

- ОАО «Томскгазпром» знало и понимало, что данный газ является газом горючим природным, однако заявило его в декларациях по налогу на добычу полезных ископаемых в качестве попутного нефтяного газа, облагаемого по «нулевой» ставке, что, как подтверждается свидетельскими показаниями начальника отдела по мониторингу разработки месторождений ОАО «Томскгазпром», было Обществу выгодно и фактически применение данной «нулевой» ставки и являлось целью Общества.

В связи с вышеизложенным, приведенный довод налогоплательщика о необходимости применения термина «попутный газ» исходя из определения, данного в налоговом законодательстве, с учетом ГОСТ Р 55598- 2013 «Попутный нефтяной газ. Критерии классификации» необходимо рассматривать с учетом обстоятельств, изложенных выше (т.е. оценивать действительный экономический смысл действий ОАО «Томскгазпром»). Формальное представление необходимых документов и/или информации не может быть само по себе достаточным основанием для получения налоговой выгоды, поскольку именно оценка действительного экономического смысла действий налогоплательщика является необходимой для определения обоснованности или необоснованности получения налоговой выгоды.

Аналогично и в отношении довода о приведенных в экспертном заключении выводах эксперта, которые нельзя трактовать в отрыве от положении налогового законодательства — ответы эксперта на поставленные вопросы должным образом проанализированы Инспекцией и на их основании сделан вывод о нарушении обществом положений НК РФ с учетом обстоятельств, изложенных в постановлении Пленума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 12.10.2006 №53 «Об оценке арбитражными судами обоснованности получения налогоплательщиком налоговой выгоды».

Суд отмечает, что в заявлении Общество указывает, что добываемый Обществом газ соответствует ГОСТ Р 55598-2013 «Попутный нефтяной газ. Критерии классификации», при этом Обществом не учтено следующего.

ГОСТ 31371-2008 устанавливает методику выполнения измерений (МВИ) молярной доли компонентов осушенного газа горючего природного (ГГП) газохроматографическим методом в соответствующих диапазонах, указанных в таблице 1. Следовательно, объектом исследования и применения для данного документа является осушенный газ горючий природный, то есть полезное ископаемое, являющееся объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых по ставке, отличной от «нулевой». Помимо показателей соответствующих диапазонов частью таблицы 1, приведенной в ГОСТ 31371-2008, является примечание, в котором, в числе прочего, указано, что «суммарное значение молярной доли углеводородов С6+высшие не должно превышать 1,5%». Исходя из этого можно сделать вывод, что для объекта исследования и применения ГОСТ 31371-2008 - осушенного газа горючего природного - доля углеводородов С6+высшие не может превышать 1,5%.

Как указано в Решении, Инспекцией исследован компонентный состав газа, указанный в среднеквартальных сводках по результатам анализа газа на УПН и паспортах качества газа Казанского месторождения на УКПГ Мыльджинского месторождения (то есть готового продукта, прошедшего УПН и ГКС, но еще до его смешивания с газом горючим природным, добываемом на Мыльджинском месторождении).

При анализе данных документов установлено, что среднегодовая доля высоких углеводородов в исследуемом газе составляет 0,36% на УПН, 0,097% на УКПГ (данные замеров специалистов ОАО «Томскгазпром»), 0,26% на скважинах (данные замеров сторонних организаций).

Таким образом, критерий, установленный ГОСТ 31371-2008 для осушенного газа горючего природного, соблюден, то есть добытое ОАО «Томскгазпром» полезное ископаемое, заявленное как попутный нефтяной газ, в действительности соответствует требованию, предъявляемому газу горючему природному, являющемуся объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых по ставке, отличной от «нулевой».

Кроме того, суд обращает внимание на ссылку вышестоящих судебных инстанций на стандарты, установленные для газов горючих природных промышленного и коммунально-бытового назначения. Так, согласно постановлению Девятого арбитражного апелляционного суда от 06.08.2007 по делу №А40-11917/07-118-92, газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, за исключением попутного газа, в силу пункта 1 статьи 337 НК РФ является добытым полезным ископаемым для целей налогообложения только в том случае, если он соответствует по качеству государственному стандарту Российской Федерации. При этом суд, определяя правомерность отнесения спорного полезного ископаемого к газу горючему природному, исследовал компонентный состав газа и изучил наличие/отсутствие в его составе тяжелых углеводородов, сославшись на то, что наличие указанных тяжелых углеводородов свидетельствует о том, что данный газ является попутным нефтяным и не соответствует ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия».

Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 октября 2014 г. №1289-ст вместо данного стандарта введен ГОСТ 5542-2014, согласно условиям которого для газа горючего природного нормируется также доля кислорода (не более 0,05%), углекислого газа (не более 2,5%), сероводорода (не боле 0,020 г/м3) и меркаптановой серы (не более 0,036 г/м3). Доля кислорода в исследуемом газе ОАО «Томскгазпром» составляет от 0,008% до 0,014%, сероводорода и меркаптановой серы - менее 0,001 г/м3, углекислого газа - от 0,8% до 1%, то есть нормируемые показатели также соответствуют таковым для газа горючего природного.

Вместе с тем, следует отметить, что, приводя доводы о соответствии добываемого газа ГОСТ Р 55598-2013 «Попутный нефтяной газ» и ГОСТ 31371.7 Межгосударственный стандарт «ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов», Общество фактически подтверждает отсутствие какой-либо разницы по составу продукта между полезным ископаемым «газ горючий природный» и полезным ископаемым «попутный нефтяной газ» применительно к Казанскому нефтегазоконденсатному месторождению, что является основанием для того, чтобы, с учетом изложенных в решении обстоятельств по умышленной добыче данного газа, учесть его как газ горючий природный, являющийся объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых по ставке, отличной от «нулевой».

Суд, отклоняя доводы Общества об отсутствии, установленного в ходе проведения мероприятий налогового контроля умысла, направленного на неуплату налога на добычу полезных ископаемых при определении полезных ископаемых, добываемых на Казанском НГКМ, исходил из следующего.

Одним из документов, подтверждающих наличие умысла, является протокол допроса должностного лица ОАО «Томскгазпром» - начальника отдела по мониторингу разработки месторождений ФИО12 (протокол допроса б/н от 23.04.2018) (т. 14 л.д. 121-126), согласно которому «для ОАО «Томскгазпром» такая добыча (большого объема газа в условиях повышенного газового фактора) была выгодна, так как добытый на Казанском НГКМ газ не облагается НДПИ (облагается по «нулевой» ставке), при этом данный газ отправляется на реализацию аналогично природному газу с Мыльджинского и Северо-Васюганского месторождений, который, в свою очередь, облагается НДПИ».

Экспертом отмечается, и ОАО «Томскгазпром» не оспаривается, что «при значительном росте рабочего ГФ вследствие адиабатического расширения газа при поступлении в забой резко снижается его температура и по этой причине на забое при контакте с пластовой водой могут образовывать кристаллогидраты. Вследствие образования кристаллогидратов производительность скважины может упасть до нуля. Следует учесть, что при проектировании разработки нефтяных месторождений важно предложить решения, предотвращающие образование кристаллогидратов при резком росте рабочего ГФ. Поэтому при газовом факторе более 100 м3/т нефтяная скважина рассчитывается как газовая, то есть к расчетам, необходимым для ее конструирования и эксплуатации, применяются такие же требования, как к газовой».

Согласно письму Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 21.06.2018 №00-07-04/928, назначение скважин может меняться в процессе разработки месторождения на основании утвержденных решений технического проекта или в соответствии с подпунктом «в» пункта 5.16 Правил разработки месторождений УВС, согласно которому пользователь недр имеет право принимать оперативные решения по рациональному использованию фонда скважин всех назначений без внесения изменений в TCP, ТПР и дополнения к ним в случаях изменения местоположения, назначения, конструкции скважин на локальных участках продуктивного пласта.

То есть, согласно указанному ответу, назначение скважины при необходимости может быть изменено, причем как на основании утвержденных решений технического проекта (подготовленных на основании обращения недропользователя), так и, в определенных случаях - оперативным решением недропользователя. Однако ОАО «Томскгазпром» ни самостоятельно, ни путем обращений в компетентные органы назначение скважин не меняло, поскольку имело умысел вести добычу газа горючего природного, декларируя его как попутный нефтяной газ.

Необходимо также учесть следующие изложенные в экспертном заключении обстоятельства.

В Протоколе заседания Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС от 20.12.2016 №58-16 (утвержден председателем ЦКР Роснедр по ФИО14 ФИО15 23.12.2016) в таблице 3.1 приведено сопоставление фактических и плановых показателей добычи нефти и растворенного газа в 2014 и 2015 гг.

Как указано в данной таблице и отмечено в экспертном заключении, плановая добыча нефти на Казанском НГКМ в 2014 году должна была составить 1 144 тыс. тонн, фактически же она составила 1 021 тыс. тонн, то есть ОАО «Томскгазпром» в 2014 году добыло на 123 тыс. тонн нефти меньше запланированного.

Плановая добыча нефти в 2015 году должна была составить 1 554 тыс. тонн, фактически же она составила 1 092 тыс. тонн, то есть ОАО «Томскгазпром» в 2015 году добыло на 462 тыс. тонн нефти меньше запланированного.

Таким образом, в 2014 году фактический объем добытой нефти был на 12% меньше планового, а в 2015 г. — на 42%.

Одновременно в отношении растворенного газа наблюдается обратная тенденция - в 2014 году отклонение по добыче растворенного газа в сторону увеличения составило 53,81%, в 2015 году - 80,18%.

Вместе с тем, пунктом 111 Правил охраны недр, утвержденных Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России (с изменениями, актуальными в исследуемый период) от 06.06.2003 №71, и являющихся в силу пункта 2 указанных Правил обязательными для организаций, осуществляющих составление и реализацию проектов по добыче и переработке полезных ископаемых, установлено, что уровень годовой добычи нефти и газа определяется проектным документом на разработку месторождения, при этом допускаются отклонения фактической годовой добычи нефти и газа от проектной в соответствии с приложением к Правилам. Согласно указанному приложению, допустимым отклонением фактической годовой добычи нефти от проектной (при проектной годовой добычи нефти от 1,0 до 5,0 млн. тонн) является 20% - тогда как в 2015 году данное отклонение на Казанском НГКМ составило 42%, то есть превысило допустимое более чем в 2 раза.

Тем не менее, ОАО «Томскгазпром» не представило никаких доказательств попыток устранить указанную тенденцию на протяжении 2015 года, что является, подтверждением наличия умысла налогоплательщика в части снижения добычи нефти, увеличения добычи газа и декларирования его как попутного с целью необоснованного применения «нулевой» ставки НДПИ.

При этом важно отметить следующие показатели:

- общий объем добытого ОАО «Томскгазпром» газа горючего природного, заявленный в декларациях по налогу на добычу полезных ископаемых, составил в 2014 году 2 477 887,533 тыс. м3, в 2015 году — 2 259 568,401 тыс. м3,

- общий объем добытого попутного газа на Казанском НГКМ составил в 2014 году 716 434,72 тыс. м3, в 2015 году — 1 210 652,41 тыс. м3.

Довод Общества о том, что в 2016 году оно согласовало Дополнение к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томкой области (протокол заседания Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС № 58-16 от 20.12.2016) не может подтверждать позицию Общества по отсутствию у него умысла на создание условий для добычи газа горючего природного.

Суд отмечает, что Общество в своих пояснениях ссылается на Правила разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденные приказом Минприроды РФ № 356 от 14.06.2016, где указывает, что нарушением признается только отклонение по добыче нефти и(или) свободного газа сверх допустимого, однако, указанные Правила не подлежат применению, поскольку не действовали в спорный период.

Как установлено в ходе выездной проверки и не оспаривается налогоплательщиком, попутный газ ОАО «Томскгазпром» впоследствии сдает в коммерческий газопровод, то есть реализует третьим лицам.

Исходя из приведенных выше показателей, доля попутного газа в общем объеме добытого газа (заявленного как газ горючий природный и как попутный газ) составляет в 2014-2015 гг. 31%.

На основании данных расчетов можно сделать вывод о том, что фактически почти треть добытого ОАО «Томскгазпром» и впоследствии реализованного газа облагается по ставке 0% при исчислении налога на добычу полезных ископаемых.

То есть, умышленные действия ОАО «Томскгазпром», выраженные в нарушении технологической схемы разработки Казанского месторождения, направлены на уменьшение объема добытой нефти и, следовательно, на уменьшение налога на добычу полезных ископаемых в отношении данной нефти, а также увеличение объемов добытого газа горючего природного (что подтверждается выводами эксперта, приведенными в экспертом заключении), заявленного в качестве попутного газа, облагаемого по «нулевой» ставке налога на добычу полезных ископаемых.

Письмо Федерального агентства по недропользованию №МОК-03-31/8915 от 22.06.2018 не опровергает выводов Инспекции о получении Обществом необоснованной налоговой выгоды вследствие применения более низкой налоговой ставки («нулевой») в отношении добытого полезного ископаемого, которое фактически является газом горючим природным, в отношении которого подлежит применению ставка, установленная подпунктом 11 пункта 2 статьи 342 НК РФ.

Общество указывает, что по пласту Ю11 им соблюдались проектные объемы закачки воды, что, по мнению Общества, подтверждается таблицей 3.2 к Протоколу Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС № 58-16 от 20.12.2016.

Необходимо отметить, что указанные обстоятельства являлись предметом исследования эксперта, привлеченным Инспекцией Постановлением о назначении технической экспертизы от 20.04.2018 №17-13/7/ПОСТ.

В заключение эксперта от 18.06.2018 № 10230/Щ указано: «Как следует из цифр таблицы 7, в 2015 году наблюдается увеличение в 2 раза по сравнению с проектным значением закачка воды в пласт Ю11 (1006,6 тыс. м3 вместо запроектированных 537 тыс. м3). Вместе с тем, даже указанное увеличение не компенсирует показателей отбора жидкости, так в 2015 году проектом предусмотрена компенсация отбора на уровне 96,4%, даже с учетом указанного двухкратного увеличения процент компенсации составляет лишь 72,3%. Таким образом, действия ОАО «Томскгазпром» по ППД заведомо недостаточны для ликвидации отставания в компенсации отбора. Компенсация отбора с начала разработки по проекту должна составлять 51,3%, а в действительности составляет только 30%, что является результатом действий предшествующих периодов.

Одновременно идет серьезное отставание в ППД Ю12, вследствии чего происходит значительная «просадка» текущего пластового давления ниже давления насыщения. По этой причине все добывающие скважины пласта Ю12 эксплуатируются ЭЦН, тогда как пробуренные добывающие скважины на пласт Ю11 работают на фонтанном режиме, что способствует увеличению газового фактора и добычи газа.

Более детальные данные по работе нагнетательных скважин на месторождении представлено в таблице «Объемы закачки воды по скважинам Казанского НГКМ в 2014-2015 годах» (приложение к экспертному заключению таблица 8)».

Таким образом, довод Общества о достаточности закачки воды в пласт Ю11 не подтверждается фактическими обстоятельствами, а вывод эксперта, сделанный в отношении обоих пластов, документально подтвержден.

В части довода Общества о возможности эксплуатации Казанского нефтегазоконденсатного месторождения по пластам Ю11 и Ю12 при показателях пластового давления ниже давления насыщения суд отмечает следующее.

Как следует из основных выводов книги 1 Технической схемы казанского нефтегазоконденсатного месторождения 2012 года, отраженных на странице 89-90, «анализ результатов ГДИ [гидро- и газодинамических исследований] скважин Казанского месторождения показал, что эксплуатация добывающих скважин на режимах с Рзаб<Рнас на обоих пластах приводит к последовательному ухудшению продуктивных характеристик призабойной зоны. Снижение текущего Pпл в районе добывающей скважины (пласт Ю11) приводит к существенному (до 3-4 раз) и, по-видимому, необратимому снижению продуктивности пласта. При эксплуатации добывающего фонда обоих пластов (в особенности пласта) следует не допускать снижения пластового давления до отметок ниже значения Pнас»

При этом Общество ссылается на страницы 84-85 книги 2 Технической схемы разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения 2012 года, где указано на возможность эксплуатации скважин при низком пластовом давлении (от 10 МПа на Ю11 и от 17 МПа Ю11.

В тоже время суд учитывает, что даже эти требования Обществом не выполнялись.

Так по пласту Ю12 100% исследованных скважин работали с забойным давлением ниже рекомендованного давления насыщения (Стр. 202 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

При этом по пласту Ю11 98% исследованных скважин работали с забойным давлением ниже давления насыщения, что явилось результатом значительного увеличения газового фактора (Стр. 197 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Суд также отмечает, что установленные в рамках налоговой проверки и в Заключении эксперта от 18.08.2018 № 10230/1/Ц увеличение поступления свободного газа и рост газового фактора явились следствием нарушений прямых рекомендаций, содержащихся в Технической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения 2012 года.

Недопустимость предлагаемого Обществом варианта эксплуатации пластов Казанского нефтегазоконденсатного месторождения подтверждается также выводами, сделанными на страницах 16-17 Технической экспертизы в отношении видов полезных ископаемых, их технологических и добычных возможностей при разработке пластов Ю11 и Ю12 на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении ОАО «Томскгазпром» в 2014-2015 гг.:

«По результатам исследований углеводородный флюид залежи пласта Ю11 по своему фазовому состоянию и физико-химическим свойствам определяется как «летучая нефть», находящаяся в околокритическом состоянии. Флюид залежи пласта Ю11 по результатам лабораторного анализа глубинных рекомбинированных проб характеризуется аномально высоким газосодержанием от 800 до 1400 м3/т. Характерной особенностью флюидальных систем в критическом состоянии является то, что при незначительном снижении пластового давления ниже давления насыщения из однофазной жидкой системы (нефть) начинает выделяться вторая фаза - газ. Система распадается на жидкость и газообразную фазу, причем наибольшая интенсивность выделения наблюдается в околокритической области».

Таким образом, несмотря на допускаемую в Технической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения 2012 года возможность эксплуатации скважин месторождения при низком пластовом давлении в данной Технологической схеме содержится прямое указание на недопустимость такого варианта эксплуатации рассматриваемых пластов месторождения, поскольку это неизбежно влечет снижение продуктивности пласта и разгазирование нефти в пласте, что напрямую противоречит доводам Общества.

Суд также обращает внимание, что согласно пункту 2.7.2. Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.1984 N 44 п. IV, к условиям, определяющим рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, относится: допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт).

Исходя из вышеизложенного, в ходе выездной проверки Инспекцией установлена совокупность фактов и обстоятельств, свидетельствующих о нарушении ОАО «Томскгазпром» подпункта 3 пункта 2 статьи 337, подпункта 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ, в результате которого Обществом неверно определен вид добытого полезного ископаемого, неправомерно применена по отношению к нему «нулевая» налоговая ставка и, как следствие, получена необоснованная налоговая выгода.

ОАО «Томскгазпром» намеренно не поддерживало установленные технологической схемой разработки месторождения показатели пластового давления путем недозакачки в пласт рабочего агента - воды, что нашло отражение в дополнении к технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 2016 г. и привело к снижению давления в пласте ниже давления насыщения, что фактически явилось нарушением условий, установленных технологической схемой разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения на 2012 год.

Указанные действия ОАО «Томскгазпром» привели к поступлению в скважины свободного газа, который в проверяемом периоде являлся добытым полезным ископаемым, первым по своему качеству соответствующим ГОСТу 31371.7 Межгосударственный стандарт «ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов».

При этом ОАО «Томскгазпром» знало и понимало, что фактически осуществляет добычу свободного газа, что подтверждается показателями замеров газового фактора, проведенными силами собственных сотрудников ОАО «Томскгазпром» и привлеченных специалистов.

Таким образом, действительным экономическим смыслом данных действий являлось умышленное проведение ОАО «Томскгазпром» комплекса действий для добычи газа горючего природного и намеренное указание его в декларации в качестве попутного газа с целью применения «нулевой» налоговой ставки и, как следствие, получения необоснованной налоговой выгоды.

Суд отклоняет доводы Заявителя о невозможности использования Заключения эксперта в качестве доказательства совершения правонарушения исходя из следующего.

В части довода Общества о нарушениях Инспекцией статьи 95 НК РФ при назначении и проведении экспертизы в ходе налоговой проверки суд отмечает.

20.04.2018 Инспекцией вынесено Постановление о назначении технической экспертизы № 17-13/7/ПОСТ (т. 4 л.д. 149);

23.04.2018 АО «Томскгазпром» ознакомлено с постановлением (Протокол № 17-13/7/ПОСТ/1 от 23.04.2018).

04.05.2018 (то есть только на седьмой рабочий день) Заявитель представил ходатайство № 01/2216 (т. 10л.д.75-76), в котором просил:

1. об отводе эксперту ввиду отсутствия информации о надлежащей квалификации, а также ввиду отсутствия в открытых источниках информации и данных о возможности РЭФ «ТЕХЭКО» провести экспертизу в области недропользования;

2. о передаче производства экспертизы в уполномоченный государственный орган - Федеральное агентство по недропользованию (Роснедра) или в федеральное бюджетное учреждение «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых (ФБУ «ГКЗ»);

3. о назначении в качестве эксперта И.В. Шпурова - генерального директора ФБУ «ГКЗ», как имеющего познания в данной сфере и надлежащий уровень квалификации; многочисленные публикации и изобретения в области разработки месторождений углеводородов;

4. о постановке шести дополнительных вопросов перед экспертом;

5. дополнительно представить в распоряжение эксперта документы;

6. о разрешении присутствовать при производстве экспертизы.

- 08.05.2018 Инспекция письмом№ 20-10/05480 (т. 10 л.д. 83-90) сообщила:

1. об отсутствии оснований для отвода В.Н. Корниенко, приложив документы, подтверждающие его квалификацию;

2. об отсутствии необходимости привлекать И.В. Шпурова, «в виду наличия достаточной квалификации Корниенко Владимира Николаевича и наличия у него познаний в сфере недропользования»;

3. о постановке перед экспертами 2 дополнительных вопросов из 6.

4. о направлении дополнительных документов эксперту письмом от 08.05.2018 № 20-10/05431,

5. что не возражает против присутствия представителя заявителя при производстве экспертизы.

- 23.05.2018 заявитель присутствовал при производстве экспертизы.

- 02.07.2018 одновременно с Актом проверки в адрес Общества направлено Заключение эксперта.

Указанные обстоятельства свидетельствуют о соблюдении Инспекцией порядка назначения и проведения экспертизы, предусмотренного статьей 95 НК РФ.

Общество в заявлении указывает на отсутствие у ФИО8 опыта проведения технических экспертиз, преклонный возраст, что, по мнению налогоплательщика, повлияло на качество проведенной экспертизы.

При этом Инспекцией в адрес Общества направлялись документы, свидетельствующие о достаточной квалификации ФИО8 и наличии у него познаний в сфере недропользования:

- диплом Ш№029575 (peг. №12713 от 20.06.1969), выданный Корниенко В.Н. Московским ордена Трудового Красного Знамени институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М.Губкина о присвоении ему квалификации горного инженера-геолога по специальности «геология и разведка нефтяных и газовых месторождений»;

- диплом кандидата геолого-минералогических наук ГМ №000543 от 01.09.1976;

- Приказ Минтопэнерго РФ от 26.07.1993 №178 «О центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений» (Приложение №5. Состав экспертной группы ЦКР с указанием Корниенко В.Н.), Приказ Минтопэнерго РФ от 20.10.1997 №297 «О внесении изменений в Приказ Минтопэнерго РФ от 16.07.1996 №179» (Приложение №5. Состав экспертной группы ЦКР с указанием Корниенко В.Н.).

Таким образом, суд приходит к выводу, что ФИО8 обладает достаточной квалификацией и познаниями в сфере недропользования.

Более того отсутствие опыта проведения экспертиз и преклонный возраст не являются основанием для отвода эксперта и признания выводов экспертизы не обоснованными. Иных причин, помимо несогласия Общества с выводами, сделанными Корниенко В.Н. в Экспертном заключении, Заявителем не заявлено.

Общество указывает, что непредставление Обществу договора с экспертным учреждением является нарушением процедуры проведения экспертизы, установленной статье 95 НК РФ.

Вместе с тем, в соответствии с пунктом 1 статьи 95 НК РФ, в необходимых случаях для участия в проведении конкретных действий по осуществлению налогового контроля, в том числе при проведении выездных налоговых проверок, на договорной основе может быть привлечен эксперт.

Экспертиза назначается в случае, если для разъяснения возникающих вопросов требуются специальные познания в науке, искусстве, технике или ремесле.

В соответствии с пунктом 2 статьи 95 НК РФ, вопросы, поставленные перед экспертом, и его заключение не могут выходить за пределы специальных познаний эксперта. Привлечение лица в качестве эксперта осуществляется на договорной основе.

Суд отклоняет довод Заявителя, о том, что непредставление договора с экспертным учреждением является нарушением процедуры проведения экспертизы, установленной статьей 95 НК РФ.

В своих пояснениях Общество указывает на отсутствие объективных критериев для заключения договора с выбранной экспертной организацией.

Инспекция отмечает, что порядок проведения экспертизы содержится в статье 95 НК РФ.

Заявителю предоставлена информация о квалификации эксперта, а также информация о материалах, направляемых на экспертизу.

При этом доводы о том, каким образом отказ в предоставлении налогоплательщику договора между экспертным учреждением и налоговым органом повлияли на возможность налогоплательщика воспользоваться правами, предусмотренными статьей 95 НК РФ, в Заявлении отсутствуют.

Доводы Общества о проведении в рамках выездной налоговой проверки экспертизы без заключения соответствующего договора носят предположительный характер и не соответствуют действительности.

Суд отмечает, что представление налогоплательщику договора о проведении экспертизы с экспертным учреждением НК РФ, а также иными нормативными актами не предусмотрено.

Общество также указывает, что направление материалов для экспертизы до рассмотрения заявления об отводе экспертов является нарушением процедуры сбора доказательств.

В подтверждение своей позиции Общество ссылается на постановление ФАС СЗО от 04.07.2013 по делу № А13-5798/2012.

В отношении указанного довода суд отмечает следующее. С постановлением о назначении технической экспертизы от 20.04.2018 №17- 13/7/ПОСТ ОАО «Томскгазпром» ознакомлено 23.04.2018, а ходатайство об отводе эксперта заявлено Обществом 04.05.2018, т.е. Общество намеренно затягивало время, что свидетельствует о злоупотреблении налогоплательщиком своим правом.

Из материалов дела № А13-5798/2012 следует, что ходатайство налогоплательщиком было направлено в адрес налогового органа на 3 день после ознакомления с постановлением о назначении экспертизы, по настоящему спору ходатайство было направлено Обществом только на 7 рабочий день.

Таким образом, представленная Обществом судебная практика имеет отличные фактические обстоятельства от настоящего спора.

Указанное свидетельствует об отсутствии нарушения процедуры проведения экспертизы, установленной статьей 95 НК РФ.

Заявитель указывает, что «Российский экспертный фонд «ТЕХЭКО» не заслуживает доверия, поскольку не обладает ни опытом экспертной деятельности, ни репутацией в области недропользования.

При этом свои доводы Заявитель основывает на следующем:

- большое количество видов экспертизы, проводимых Фондом;

- отсутствие в открытых источниках информации об опыте проведения экспертиз, связанных с вопросами недропользования;

- отсутствие Фонда в рейтингах оценочных, аудиторских, научных и иных организаций;

- указание в качестве основного вида деятельности в ЕГРЮЛ деятельности по мониторингу загрязнения окружающей среды для физических и юридических лиц, а не деятельности по проведению экспертиз;

- отсутствие на сайте Фонда информации о структуре Фонда, его штатной численности, конкретных экспертах, специалистах;

- отсутствие упоминания в судебной практике привлечения Фонда для целей проведения технической экспертизы;

- упоминание в судебной практике экспертиз, проведенных Фондом с нарушением действующего законодательства.

С указанными доводами Заявителя нельзя согласиться в силу следующего.

Наличие доверия, репутации, а также опыта проведения технических экспертиз у организации не может являться основополагающим критерием для выбора экспертного учреждения, при том, что непосредственно экспертизу проводит не экспертное учреждение, а привлеченный эксперт.

Отсутствие необходимой заявителю открытой информации также не свидетельствует о качестве проведенной экспертизы.

В соответствии с пунктом 3 статьи 95 НК РФ, в постановлении о назначении экспертизы указываются основания для назначения экспертизы, фамилия эксперта и наименование организации, в которой должна быть произведена экспертиза.

Таким образом, для выбора кандидатуры эксперта важна оценка качеств самого эксперта, а не экспертной организации, в которой он работает, в том числе, оценка познаний и опыта эксперта.

Как было указано выше, ФИО8 обладает необходимой квалификацией и соответствующим опытом для проведения экспертизы.

Причин, которые явились бы основанием для отвода ФИО8 в качестве эксперта, Обществом представлено не было.

Учитывая изложенное, выбор налоговым органом Российского экспертного фонда «ТЕХЭКО» в качестве экспертной организации является обоснованным.

В части замечаний Общества, о наличии ошибок в заключении эксперта Российского экспертного фонда «ТЕХЭКО» ФИО8 от 18.06.2018 № 10230/1/Ц, суд отмечает следующее.

Инспекция после получения возражений направила в адрес эксперта замечания, сделанные Обществом в своих возражениях, которые, по мнению Общества, свидетельствовали об ошибках, допущенных экспертом при проведении экспертизы.

РЭФ «ТЕХЭКО» представило ответ от 28.09.2018 № 10547/1/Ц (т. 14 л.д. 102- 115) с пояснениями эксперта, относительно замечаний Общества.

Дополнительно следует отметить, что Инспекцией в адрес РЭФ «ТЕХЭКО» письмом от 04.07.2019 № 12-10/09102 было направлено приложение к заявлению, в котором Общество дополнительно описывало обстоятельства, свидетельствующие об ошибках и противоречиях, допущенных экспертом.

05.09.2019 экспертной организацией письмом № 11854/Ц (т. 16 л.д. 68-84) подготовлены и направленны в адрес Инспекции ответы на представленные Обществом замечания в отношении экспертизы.

Как следует из пояснений эксперта доводы Общества сводятся к несогласию с выводами, сделанными в заключении эксперта Российского экспертного фонда «ТЕХЭКО» Корниенко В.Н. от 18.06.2018 № 10230/1/Ц.

В части доводов Общества о том, что эксплуатация Казанского нефтегазоконденсатного месторождения при давлении пласта ниже давления насыщения допускается технической схемой разработки месторождения, а также Протоколом заседания Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС № 58-16 от 20.12.2016, и закачка рабочего агента, по мнению Общества в пласты Ю11 и Ю12 осуществлялась в достаточном объеме, суд отмечает следующее.

При анализе дополнения к технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год, утвержденного генеральным директором ОАО «Томскгазпром» ФИО17, установлено.

Фактический объем закачки в продуктивные нефтяные пласты Казанского месторождения в 2015 году составил 2962,2 тыс. м3 воды, что на 18,8 % меньше проектного уровня. В действующем нагнетательном фонде 47 скважин вместо 52 по проекту. Накопленная закачка воды к концу 2015 г. достигла 7962,6 тыс. м3, что на 23,6% меньше проектной величины (в техсхеме - 10425,7 тыс. м3) (стр. 155 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Существующая система заводнения требует проведение дополнительных мероприятий для повышения ее эффективности (стр. 193 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Таким образом, довод Общества о достаточном уровне закачки рабочего агента в пласты не подтверждается фактическими обстоятельствами и материалами дела.

Снижение пластового давления с разгазированием нефти в пласте (Рпл.<Рнас.) в НГК залежах сопровождается заметным снижением производительности скважин по нефти. Не стал исключением и пласт Ю11 Казанского месторождения, в период ОПР продуктивность и дебит нефти снизились (стр. 187 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Инспекцией проанализированы МЭР о работе нагнеттельных скважин Казанского НГКМ за 2014-2015 году, из которых установлено, что закачка воды в 2015 практически в два раза превышает 2014 год, при этом закачка в пласт Ю11 во втором полугодии 2015 превосходит закачку первого полугодия в 2 раза.

Согласно дополнению к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год динамика пластового давления по объектам Казанского месторождения падающая.

При ответе на вопрос 6 в заключении эксперта Российского экспертного фонда «ТЕХЭКО» ФИО8 от 18.06.2018 № 10230/1/Ц, подготовленного в рамках экспертизы, назначенной Инспекцией на основании постановления о назначении технической экспертизы от 20.04.2018 №17-13/7/ПОСТ, указано, что процесс разработки нефтяных залежей Ю11 и Ю12 Казанского НГКМ ведётся с существенными отклонениями от проектных показателей: в первую очередь, отмечается значительное отставание по закачке воды в пласт для III1Д- В результате этого отставания закачки воды (недокомпенсация отбора добываемой жидкости), происходит снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, в результате чего происходит резкий рост газового фактора. Отмечается также отставание по вводу нагнетательных скважин, а также добывающих скважин».

В отношении пласта Ю11 в 2015 году проектом предусмотрена компенсация отбора на уровне 96,4 /о, а фактически процент компенсации составляет лишь 72,3%, компенсация с начала разработки по плану должна составлять 51,3%, а в действительности составляет всего 30%. Одновременно идёт серьёзное отставание закачки воды в пласт Ю12. Нарушение предполагаемых значений компенсации свидетельствует о нарушении проекта разработки месторождения и неподдержании установленных проектом показателей пластового давления.

По состоянию на 01.01.2016 средневзвешенное давление по разбуренной части объекта Ю11 составляет 18,4 МПа при первоначальном 24,5 МПа. С момента ввода его в промышленную разработку величина пластового давления относительно первоначального снизилась на 6,1 МПа или на 24,8%. По объекту Ю12 средневзвешенное давление по разбуренной части составляет 4,8 МПа или 19,3%.

Дальнейшая эксплуатация залежей на таких режимах является рискованной - продуктивные характеристики скважин необратимо ухудшаются. Необходимо наращивание закачки, в первую очередь, в зонах наибольших отборов продукции (стр. 189-190 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Аналогичный вывод содержится и на стр. 90 Технологической схемы разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012, согласно которой частью рекомендуемого варианта разработки пластов Ю11 и Ю12 является эксплуатация добывающих скважин при условии недопущения снижения пластового давления до отметок ниже значения Рнас. в противном случае происходит существенное и необратимое снижение продуктивности пласта, характеризующееся, в частности, резким возрастанием газового фактора, и, как следствие, значительным увеличением объема добычи газа. При эксплуатации добывающего фонда обоих пластов (в особенности пласта Ю11) следует не допускать снижения пластового давления до отметок ниже значения Рнас.

Таким образом, как Технологическая схема разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012, так и дополнение к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год свидетельствуют о том, что эксплуатация месторождения с пластовым давлением ниже давления насыщения приведет к повышению газового фактора, в связи с чем рекомендовали не допускать такой эксплуатации месторождения.

В условиях высокой величины давления насыщения, которая присуща обеим залежам, формирование эффективной системы ППД является одной из важнейших задач, при этом такая задача на 2016 год полностью не выполнена. Средневзвешенная величина текущего пластового давления в разбуренной части залежи пласта Ю12 находится на уровне давления насыщения, а вот пластовое давление в зоне бурения пласта Ю11 ниже давления насыщения.

Кроме этого, более 80% скважин на месторождении эксплуатируются с забойными давлениями, которые в два и более раз ниже давления насыщения (Стр. 191 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Почти во всех исследованных скважинах происходит разгазирование нефти, вследствии их эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения.

Контроль выработки запасов нефти на месторождении осуществляется слабо. Выполненного объема исследований явно недостаточно для осуществления полноценного контроля текущего состояния выработки, особенно по объекту Ю11 (Стр. 195 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Более того, состояние запасов выработки запасов нефти охарактеризовать как удовлетворительное можно лишь с большой долей условности (Стр. 193 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

В отношении пласта Ю11 установлено, что на сегодняшний день система поддержания ППД находится на стадии формирования и пока не может обеспечить поддержание текущего пластового давления на необходимом уровне, его средневзвешенная величина по разбуренной части находится ниже давления насыщения и составляется 18,4 МПа. Ниже давления насыщения находятся и забойные давления, с которыми эксплуатируются добывающие скважины.

В результате у большинства скважин (98%) величина текущего газового фактора значительно превышает величину (883,8 м3/т). Средняя величина газового фактора по Ю11 в 2015 году более чем в 3 раза превысила его первоначальное значение и составила 2763 м3/т.

Регулярный контроль за процессом выработки запасов нефти из залежи Ю11 отсутствует (Стр. 196-200 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

В отношении пласта Ю12 установлено, что запроектированная система разработки до конца не реализована. Эффективность существующей системы ППД пока невысокая.

Состояние выработки запасов нефти залежи неудовлетворительное.

Величина забойных давлений во всех действующих скважинах ниже давления насыщения. А это создает условия для роста газовых факторов. У большинства скважин (77,4%) величина текущего газового фактора превышает первоначальный уровень (Стр. 207 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Суд отмечает, что Инспекцией также учтен допрос начальника отдела по мониторингу разработки месторождений ФИО12 (протокол допроса б/н от 23.04.2018), который пояснил, что каких-либо специальных методов борьбы с повышенным газопроявлением Общество не использовало, и поскольку АО «Томскгазпром» является газовым предприятием, то проблема повышенного газопроявления являлась чисто технической, которая была решена строительством второй очереди ГКС (увеличением транспортировки газа с 500 млн. м3 в год до 1,1 млрд, м3 газа на КНГКМ).

Указанные обстоятельства свидетельствуют о недостаточном объеме закачки рабочего агента в пласты Ю11 и Ю12, в связи с чем Казанское нефтегазоконденсатное месторождение эксплуатировалось в 2014-2015 годах при давлении пласта ниже давления насыщения, что привело к разгазированию нефти в пласте и добыче природного газа.

Согласно позиции, изложенной в письменных пояснениях Федерального агентства по недропользованию изменение вида запасов добываемых полезных ископаемых, учтенных на государственном балансе запасов полезных ископаемых, не допускается без проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых.

В тоже время, как следует из оспариваемого решения налогового органа, изменение вида запасов добываемых полезных ископаемых, учтенных на государственном балансе запасов полезных ископаемых, не происходит.

Инспекция в рамках выездной налоговой проверки установила, что результатом умышленных действий Общества по неподдержанию пластового давления стало значительное увеличение добычи газа.

В соответствии с подпунктом 3 пункта 2 статьи 337 НК РФ, видами добытого полезного ископаемого - углеводородное сырье - являются, в том числе:

-газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины (далее - попутный газ);

-газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, за исключением попутного газа.

Таким образом, определяющим критерием применения соответствующей налоговой ставки является способ добычи газа.

Из представленных пояснений Федерального агентства по недропользованию следует, что Общество осуществляло добычу нефти и растворенного газа из нефтяных скважин, а газодобывающие скважины на месторождении отсутствовали.

Суд отмечает, что понятие «нефтяная скважина» отсутствует не только в Налоговом кодексе Российской Федерации, но и в иных нормативных актах. При этом эксперты определили, что статус скважины определяется проектным документом на разработку.

Согласно письму от 21.06.2018 № 00-07-04/928 Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 21.06.2018 №00-07- 04/928, назначение скважин может меняться в процессе разработки месторождения на основании утвержденных решений технического проекта или в соответствии с подпунктом «в» пункта 5.16 Правил разработки месторождений УВС, согласно которому пользователь недр имеет право принимать оперативные решения по рациональному использованию фонда скважин всех назначений без внесения изменений в TCP, ТПР и дополнения к ним в случаях изменения местоположения, назначения, конструкции скважин на локальных участках продуктивного пласта […].

Однако ОАО «Томскгазпром» ни самостоятельно, ни путем обращений в компетентные органы назначение скважин не меняло, поскольку имело умысел вести добычу газа горючего природного, декларируя его как попутный нефтяной газ.

Таким образом, назначение скважины при необходимости может быть изменено, причем как на основании утвержденных решений технического проекта (подготовленных на основании обращения недропользователя), так и, в определенных случаях - оперативным решением недропользователя.

Учитывая изложенное, довод Федерального агентства по недропользованию о недопустимости изменения вида запасов добываемых полезных ископаемых, учтенных на государственном балансе запасов полезных ископаемых, без проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, налоговым органом под сомнение не ставится.

При этом суд учитывает следующие обстоятельства.

Коэффициент нефтеизвлечения — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов.

Из дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год установлено, что по пласту ЮД максимальная величина коэффициента нефтеизвлечения при сложившихся условиях разработки составит 0,320 (изначально составлял 0,543), а по пласту Ю11 - 0,235 (изначально составлял 0,470). Это свидетельствует о значительном ухудшении месторождения. Результатом такой разработки месторождения станет недопоступление в бюджет более 40% налогов, которые были бы уплачены при соблюдении Обществом требований, указанных в Технологической схеме.

Суд также отмечает, что Инспекция письмом от 15.11.2018 № 20-10/15307 сообщила в Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации о наличии фактов, свидетельствующих о необходимости привлечения ОАО «Томскгазпром» к административной ответственности, предусмотренной частью 2 статьи 7.3 КоАП РФ, а также за предоставление неверной информации для внесения ее в государственный баланс.

12.06.2020 Инспекция письмом № 12-08/08572 просила сообщить о результатах использования направленной информации при осуществлении функций по геологическому изучению, рациональному использованию и охране недр.

В ответ на указанное письмо Сибирское межрегиональное управление федеральной службы по надзору в сфере природопользования письмом от 08.07.2020 № 00-8-07/6887 сообщило, что информация будет использована при проведении плановой проверки объекта Казанское НГКМ АО «Томскгазпром».

Таким образом, обстоятельства, установленные Инспекцией в 2018 году Федеральной службой по надзору в сфере природопользования, не использовались.

Суд также учитывает, что документы, подготавливаемые для рассмотрения Центральной комиссией по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья и иной проектной документации, представляются самим Обществом и в них, как правило, отражаются усредненные данные, в то время как в ходе налоговой проверки Инспекция установила существенные нарушения, свидетельствующие об умышленных действиях, направленных на добычу именно газа, а не нефти.

В частности: согласно представленным Обществом актам приемки и ввода законченных строительством эксплуатационных скважин Казанского нефтегазоконденсатного месторождения № 656, № 646, № 647 (акты от 30.11.2015, от 31.10.2015, от 31.08.2015 соответственно) установлено, что дебит данных скважин составляет:

-по скважине №656 в части нефти - 64 т/сут, газа - 360 тыс. м3/т,

-по скважине №647 в части нефти - 68 т/сут, газа - 244 тыс. м3/т,

-по скважине №646 в части нефти - 63 т/сут, газа - 241,8 тыс. м3/т,

то есть указанные скважины фактически предназначены для добычи газа, а не нефти.

На основании изложенного суд полагает, что позиция Федерального агентства по недропользованию не свидетельствует об отсутствии нарушений со стороны АО «Томскгазпром» при добыче полезных ископаемых на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении.

Существенные условия нарушения процедуры, которые могут повлечь безусловную отмену решения, вынесенного по результатам налоговой проверки, в соответствии со ст. 101 НК РФ, в данном случае налоговым органом не допущены. Права налогоплательщика при вынесении оспариваемого Решения, Инспекцией соблюдены.

С учетом вышеизложенного, основания для признания недействительным и незаконным Решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 2 от 28.09.2018 № 20-13/7Р в настоящем деле отсутствуют.

Государственная пошлина в порядке ст. 110 АПК РФ подлежит отнесению на заявителя.

С учетом изложенного и руководствуясь статьями 137, 138 Налогового кодекса Российской Федерации и статьями 110, 167-170, 197-201 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд

РЕШИЛ:

В удовлетворении требовании Открытого акционерного общества «Томскгазпром» к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 2 о признании недействительным решения от 28.09.2018 № 20-13/7Р — отказать.

Решение может быть обжаловано в течение месяца со дня его принятия в Девятый арбитражный апелляционный суд.

СУДЬЯ Л.А. Шевелева