Горючинском месторождении осуществляется обществом на основании лицензии от 27.04.2018 № РТ 01880 НЭ, согласно приложению № 6 к которой по состоянию на 01.01.2015 на Государственном балансе учтены запасы нефти категории А, В, С 1 (геологические/извлекаемые) - 691/97 тыс. тонн, категории С2 (геологические/извлекаемые) 215/50 тыс. тонн. Геологическими запасами признаются запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которые находятся в недрах изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией или испытанием скважин или обосновывается геолого-геофизическими исследованиями конкретного месторождения, а извлекаемыми – часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений (пункт 5 Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Минприроды России от 01.11.2013 № 477). Соответственно, те геологические запасы, которые было невыгодно или технологически невозможно разрабатывать, могут стать извлекаемыми на дату более позднего подсчета. Подтверждением данного вывода является информация ФБУ «ТФГИ по Приволжскому
Горючинском месторождении осуществляется обществом на основании лицензии от 27.04.2018 № РТ 01880 НЭ, согласно приложению № 6 к которой по состоянию на 01.01.2015 на Государственном балансе учтены запасы нефти категории А, В, С 1 (геологические/извлекаемые) - 691/97 тыс. тонн, категории С2 (геологические/извлекаемые) 215/50 тыс. тонн. Геологическими запасами признаются запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которые находятся в недрах изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией или испытанием скважин или обосновывается геолого-геофизическими исследованиями конкретного месторождения, а извлекаемыми – часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений (пункт 5 Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Минприроды России от 01.11.2013 № 477). Соответственно, те геологические запасы, которые было невыгодно или технологически невозможно разрабатывать, могут стать извлекаемыми на дату более позднего подсчета. Подтверждением данного вывода является информация ФБУ «ТФГИ по Приволжскому
и в 2007 году, и в последующие годы. Как установлено судом, расхождения между налоговым органом и налогоплательщиком возникли при определении значения V - начальных извлекаемых запасов нефти. Обществом при расчете степени выработанности использовались данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года из граф 13,14,15 «запасы на 1 января 2006 года» (сумма запасов категорий А, В, С1 и С2). По мнению налогового органа, в указанной графе отражены остаточные запасы полезных ископаемых, тогда как Налоговым кодексом Российской Федерации предусмотрено использование показателя «начальные запасы полезных ископаемых», которые определяются без учета списания запасов добытой нефти и потерь при добыче. Начальные запасы полезных ископаемых по конкретному участку недр должны определяться как сумма добытых полезных ископаемых по месторождениям и остаточных извлекаемых запасов на дату утверждения баланса - 1 января 2006 года. Частью 5 статьи 200 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации обязанность доказывания соответствия оспариваемого ненормативного правового акта закону или иному нормативному правовому
указано, что одним из показателей, характеризующих выполнение технологического проекта, является показатель добычи УВС по категории запасов А+В1. При этом, в пункте 1 таблицы 8.18 и пункте 10 таблицы 8.25 «Дополнение к технологической схеме разработки Чкаловского НГКМ» определено, что данные таблицы отражают показатели категории добычи АВ1+В2, тогда как, следовало учитывать показатели таблиц 8.19, 8.27 по категории запасов АВ1. В связи с этим судами верно указано, что исходя из показателей таблицы 8.19 по категориизапасов АВ1 следует, что уровень добычи нефти за 2020 г. обществом должен быть соблюден на уровне не 13,6 тыс. тонн, а на уровне 6.7 тыс. тонн (с учетом корректировки ошибки в показателях). Ссуды с учетом пункта 5.1 Правил разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденных приказом Минприроды России от 14.06.2016 № 356, Приложения к настоящим Правилам, письма Федерального агентства по недропользованию от 26.05.2021 № 438, согласно которому в протоколе заседания Центральной нефтегазовой секции от 26.12.2018 № 7512 была допущена техническая
с 13.06.2021 является недействующим, в результате чего последний не может заниматься оценочной деятельностью. Что касается второго отчета об оценке от 27.01.2023, с которым конкурсный управляющий не дал уполномоченному органу возможности ознакомиться на собрании кредиторов от 30.01.2023, то он также подготовлен с целым рядом неточностей и нарушений – не имеет оценки рыночной стоимости имущества за исключением запасов нефти промышленных категорий по двум месторождениям. Предприятие как комплекс оценено в 88 100 000 рублей, тогда как только актуальная кадастровая стоимость земельных участков, вошедших в состав имущества, равна 131 246 350,68 рублей. Остаточные запасынефти также существенно занижены и не соответствуют действительности. Запасы попутного газа не оценены. Податель жалобы полагает, что представил убедительные возражения, свидетельствующие об иной начальной стоимости имущества должника, которые не получили должной оценки со стороны суда первой инстанции. Отзыв на апелляционную жалобу в порядке статьи 262 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации (далее – АПК РФ) не направлен. Информация о времени
допустимых отклонений показателей, предусмотренных подпунктами "а" - "в" настоящего пункта. Уровни ежегодных допустимых отклонений показателей, предусмотренных подпунктами "а" - "в" настоящего пункта, устанавливаются главами V, IX настоящих Правил и приложением к настоящим Правилам. Соблюдение недропользователем установленных настоящими Правилами уровней ежегодных допустимых отклонений определяется данными на конец календарного года». Допустимые отклонения показателей по ООО «Вукошурнефть» составляют: а) годовые уровни добычи нефти и (или) свободного газа, утвержденные для категориизапасов А + В1 по месторождению в целом - ±40% при проектном уровне годовой добыли нефти 36,6 тыс. т (более 0,025 до 0,05 млн. т включительно), фактический уровень годовой добычи нефти в 2019 году составил - 23,4 тыс. т, что подтверждается разделом <***> формы №*** <***>; б) годовой ввод новых добывающих и нагнетательных скважин (суммарно) для категории запасов А±В1 (С1) по месторождению в целом - устанавливается в соответствии с фактически достигнутым количеством (в 2019 году Ввод новых добывающих скважин составил 2 шт.)
случае отсутствия ТЭО кондиций для участков недр, содержащих запасы твердых полезных ископаемых, среднегодовая мощность определяется в зависимости от величины запасов полезных ископаемых категории АВС1 усл, определенных по формуле в соответствии с пунктом 6 Методики. Между тем, и Постановлением Правительства РФ от 02.11.2021 г. № 1905 «Об утверждении Правил подготовки и утверждения региональных перечней полезных ископаемых, относимых к общераспространенным полезным ископаемым» определены конкретные критерии для участков разработки, по которым месторождение «Богословское -2» также не может быть отнесено к участкам недр с учтенными Государственным балансом запасами полезных ископаемых промышленных категорий, поэтому ошибочные доводы Пензенского УФАС о применении этого требования Методики применительно к месторождению «Богословское -2» представляются как незаконные и необоснованные. Следовательно и другой вывод, указанный в решении Пензенского УФАС о том, что Минлесхоз должен иметь ТЭО коэффициента извлечения нефти , газа, конденсата и попутных компонентов, для твердых полезных ископаемых и производить расчеты именно по материалам ТЭО кондиций, прошедших государственную экспертизу и
«Территориальный фонд геологической информации по Приволжскому федеральному округу» Федерального агентства по недропользованию (Роснедра) № от 28 марта 2022 года следует, что протоколом Федерального агентства по недропользованию (ФАН) от 24 декабря 2019 года № в постановляющей части содержится следующее: утвердить результаты государственной экспертизы по залежам пластов Красногорского месторождения ООО «Директ Нефть», изложенные в экспертном заключении № от 26 ноября 2019 года. Извлекаемые запасы нефти категории С1,С2 и С1+С2 представлены в таблицах 1,2,3 к экспертным заключениям по месторождениям. ( т.3,л.д. 2) Согласно пункту 5 Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденного Приказом Минприроды России от 01.11.2013 N 477, извлекаемые запасы – часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды (извлекаемые запасы). Приказом Минприроды России № 265 от 6 сентября 2012 года утвержден Порядок постановки запасов
