Рекомендации по определению массы нефти - гражданское законодательство и судебные прецеденты

добычи и др. С учетом требований проекта разработки Якшур-Бодьинского месторождения нефти используемые заявителем измерительные приборы необходимы для проведения комплекса гидродинамических, промыслово-геофизических исследований скважин по контролю за разработкой месторождения (т. 4 л.д. 78-79), чем и обусловлена периодичность их использования. Следовательно, из представленных по делу доказательств следует, что налогоплательщиком применяется косвенный метод при расчете количества добытого полезного ископаемого, т. е. расчетным путем определяется содержание нефти в извлекаемой из недр водонефтяной эмульсии. Ссылки заявителя на Рекомендации по определению массы нефти не обоснованы, поскольку относятся к учетным операциям с применением систем измерений количества и показателей качества нефти (СИКН). Указанные системы налогоплательщиком для определения количества нефти не использовались. Наличие основных средств измерения и оборудования, устанавливаемого на технологической части СИКН (п. 5.2 указанных Рекомендаций), заявителем документально не подтверждено. Учитывая, что у налогоплательщика отсутствует оборудование по доведению водонефтяной эмульсии до государственного стандарта и соответствующие измерительные приборы, то оно не имеет возможности прямым методом измерить количество добытой

условиям) организации. Согласно подпункту 3 пункта 2 статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации объектом обложения налогом признается нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная. Исходя из смысла и содержания данной нормы, полезным ископаемым признается нефть, не содержащая в себе воды, соли и иных примесей (балласта). Инструкцией по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти (РД 153-39.4-042-99), утвержденной Министерством промышленности энергетики России 14 апреля 2000 года, и Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденными приказом Министерства от 31 марта 2005 № 69, установлена обязанность налогоплательщиков по определению массы «нетто» и «брутто» в актах приема-сдачи нефти Согласно пункту 4.2 Инструкции массу брутто нефти измеряют с применением преобразователей расхода и поточных преобразователей плотности - объемно-массовый динамический метод или массомеров - массовый динамический метод. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта

содержания воды», ГОСТа 6370 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей», ГОСТа Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия», утвержденного Постановлением Госстандарта России от 08.01.2002г. № 2-ст, ГОСТа Р 8.595-2004 «Масса нефти и нефтепродуктов», утвержденного Приказом Федерального агентства РФ по техническому регулированию и метрологии от 07.12.2004г. № 99-ст, Инструкции по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти (РД 153-39.4-042-99), утвержденной Минпромэнерго России от 14.04.2000г., Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденных Приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005г. № 69, Общероссийского классификатора экономической деятельности, продукции и услуг ОК-004-93. По мнению налогового органа, указание в пункте 4.4. ГОСТа Р 51858-2002 на классификацию нефти по трем группам, предусматривающее допускаемое содержание в нефти воды, солей и механических примесей, свидетельствует с учетом положений п. 1 ст. 337 НК РФ, о том что, для целей исчисления налога,

по СИКН и ежедневным актам приема-сдачи нефти по СИКН количество нефти, сданное в систему магистральных трубопроводов, определялось как в единицах массы «нетто», так и «брутто» (т. 11 л.д. 131, т. 12 л.д. 64). Обязанность по определению массы «нетто» и «брутто» в актах приема-сдачи нефти по СИКН закреплена Инструкцией по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти (РД 153-39.4-042-99), утвержденной Минпромэнерго России 14.04.2000 г. и Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденными приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69. В соответствии с пунктом 4.2 названной Инструкции массу «брутто» нефти измеряют с применением преобразователей расхода и поточных преобразователей плотности - объемно - массовый динамический метод или массомеров - массовый динамический метод. Пунктом 4.1 этой Инструкции определено, что массу «нетто» нефти определяют как разность массы «брутто» нефти и массы балласта. Аналогичные определения

согласившись с принятым судебным актом, обратилась во Второй арбитражный апелляционный суд с апелляционной жалобой, в которой просит решение суда отменить, в удовлетворении заявленных требований Обществу отказать. Заявитель апелляционной жалобы считает, что суд первой инстанции неправильно применил пункт 2 статьи 339 Налогового кодекса Российской Федерации, не применил положения Национального стандарта России «Масса нефти и нефтепродуктов», «Общие требования к методикам выполнения измерений» ГОСТ Р 8.595-2004, Приказ Минтопэнерго России от 31.03.2005г. № 69 «Об утверждении Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», нарушил статьи 71 и 170 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации и неполно выяснил обстоятельства, имеющие значение для дела, выводы суда не соответствуют представленным в дело документам и обстоятельствам дела. По мнению налогового органа, наличие любых измерительных средств и устройств не свидетельствует о применении прямого метода учета количества добытой нефти. Применение Обществом поверенной рулетки с грузом (лотом), использование метроштоков, пробозаборников, пробоотборников,