актом выполненных работ по подготовке сырой нефти на объектах ОАО «Ульяновскнефть», актом сверки остатков, приема, сдачи и потерь при транспортировке нефти по ЗАО «СП «Нафта-Ульяновск» (том 1 л.д. 120-133). Таким образом, именно корректируя количество нефти переданной по актам СИКН на разницу в остатках по всем объектам нахождения нефти ЗАО «СП «Нафта-Ульяновск» на начало и конец месяца можно определить количество добытого полезного ископаемого по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Кроме того, Инструкция по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 (утв. Миннефтепромом СССР 01.12.1981) (далее - Инструкция) устанавливает порядок и единые формы учета добычи нефти в нефтегазодобывающих объединениях. В соответствии с п. 1.2. валовой добычей нефти считается нефть, сданная организациям Главтранснефти, НПЗ и ГПЗ, израсходованная на выработку широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), на производство нефтебитумов и битумных сплавов, отпущенная сторонним организациям, использованная на производственно-технологические нужды предприятий объединения, технологические потери в пределах утвержденных норм, а также разница в остатках
данном случае о нефти). То есть первый термин говорит, что необходимо измерить именно добытое полезное ископаемое (далее - ДПИ). Второй термин говорит, что нужно достоверно знать, сколько нефти добыли. Но это не означает, что надо измерить измерительным прибором (прямым методом) именно ДПИ, которое было добыто на конкретном участке. Инспекцией не приведено подобной нормы закона или подзаконного акта. Вместе с тем, заявитель представил 2 действующих нормативных акта, в которых использован термин «учет нефти»: 1) Инструкция по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, утверждена приказом Министерства нефтяной промышленности от 15.12.1981 г. №677; 2) ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа», утвержден Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28.12.2005 г. №411-ст (т.1 л.д.132-139). В обоих подзаконных актах говорится о необходимости организовать учет сырой нефти, а не другой какой-либо учет, что также опровергает точку зрения проверяющих о том, что налогоплательщик обязан организовать прямой учет нефти
добытая нефть в указанном размере была отражена Обществом в налоговых декларациях за 2008-2009гг. и обложена НДПИ. Факт о соответствии данных балансов нефти количеству добытой нефти, отраженному ООО «СП «ВН» налоговых декларациях по налоговым периодам 2008-2009гг. подтвержден со стороны налогового органа. Инспекцией не оспариваются количественные показатели валовой добычи нефти, за исключением показателя Отранс, вместо которого, по мнению инспекции, Обществом должны были использоваться данные по объемам нефти на СИКН № 802. Вместе с тем ни Инструкция по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, ни Учетная политика Общества для целей налогообложения на 2008 г., ни Инструкция по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО «ТНК-BP» от 15.10.2004г., ни положения Налогового кодекса РФ не предусматривают возможности замены показателя Отранс (фактически УУН № 544 на выходе с БЦТП) на какой-либо иной. Согласно положениям ст. 31 Закона РФ от 21.02.92 № 2395-1 «О недрах» с целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых.
размере была отражена Обществом в налоговых декларации за 2008 - 2009гг. и обложена НДПИ. Факт о соответствии данных балансов нефти количеству добытой нефти, отраженному ОАО «Корпорация Югранефть» налоговых декларациях по налоговым периодам 2008-2009гг. подтвержден со стороны налогового органа (стр. 49 Акта). Инспекцией не оспариваются количественные показатели валовой добычи нефти, за исключением показателя Qтранс, вместо которого, по мнению инспекции, Обществом должны были использоваться данные по объемам нефти на СИКН ДНС-1. Вместе с тем ни Инструкция по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, ни Учетная политика Общества для целей налогообложения на 2008-2009гг., ни Инструкция по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО «ТНК-BP» от 15.10.2004г., ни положения Налогового кодекса РФ не предусматривают возможности замены показателя Qтранс (фактически УУН № 544 на выходе с БЦТП) на какой-либо иной. Согласно пункту 1.1. РД 153-39-019-97 под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и
отсутствия. Согласно п. 12 Инструкции № 700 металлическая рулетка с грузом предназначена для высоты налива горючего в вертикальных и горизонтальных резервуарах большой вместимости. Рулетки по ГОСТ 7502-98 используются длиной 5, 10, 15 и 20 метров 2 и 3 класса точности. В силу п. 2.11 Инструкции о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР, утвержденной Госкомнефтепродуктом СССР 15.08.1985 № 06/21-8-446 (далее - Инструкция по учету нефти и нефтепродуктов) уровень нефтепродукта должен измеряться рулетками с грузом 2-го или 3-го класса точности по ГОСТ 7502-80 (пределы измерений 0 - 10 м, 0 - 20 м), метроштоками или уровнемерами. При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерения уровня, не прошедшими госповерку или аттестацию в органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ 8.001-80 или ГОСТ 8.326-78. С 01.07.2000 требования к измерительным металлическим рулеткам установлены ГОСТ 7502-98 «Рулетки измерительные металлические. Технические условия» (далее - ГОСТ 7502-98),
