охраны окружающей среды. Также суды отметили необходимость осуществления учета количества выбрасываемых загрязняющих веществ в атмосферный воздух по средствам установки приборов учета либо учета расчетным путем в зависимости от эксплуатации и технологической обвязки соответствующего оборудования. Отменяя принятые судебные акты и удовлетворяя заявленное требование в указанной части, суд округа, руководствуясь пунктом 1 статьи 16, пунктом 1 статьи 16.1, пунктом 1 статьи 16.4, пунктом 5 статьи 16.4, пунктом 1 статьи 16.5 Закона № 7-ФЗ, Пунктом 2 Правил учета нефти , утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 16.05.2014 № 451, Методическими рекомендациями по определению и обоснованию технологических потерь природного газа, газового конденсата и попутного газа при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденными Минэнерго России 12.04.2018, исходил из того, что вывод управления о нецелесообразности подсчета общего объем попутного нефтяного газа, добытого при разработке месторождения, по рабочему газовому фактору газоводонефтяной смеси, содержащей пластовую воду, носит вероятностный характер, не подтвержден ссылками на
Федеральной налоговой службы ФИО2 и ФИО3, возражавших против доводов апелляционной жалобы, заключение прокурора Генеральной прокуратуры Российской Федерации Власовой ТА., полагавшей апелляционную жалобу необоснованной, Апелляционная коллегия Верховного Суда Российской Федерации установила: Министерство финансов Российской Федерации (далее - Минфин России) 29 декабря 2017 г. издало письмо № 03-06-05-01/89037 в связи с обращением Федеральной налоговой службы (далее - ФНС России) о согласовании позиции по вопросу исчисления налога на добычу полезных ископаемых при добыче нефти с учетом показателя, характеризующего особенности добычи нефти Дм (далее - Письмо). В данном письме Минфин России поддержал позицию ФНС России и указал, что согласно подпункту 9 пункта 2 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации при налогообложении налогом на добычу полезных ископаемых (далее также - НДПИ) ставка НД11И умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (К), и ц полученное произведение уменьшается на величину показателя Дм, характеризующего особенности добычи нефти. Таким образом, использованное в описании формулы расчета ставки НДПИ
учете», Положение по бухгалтерскому учету « Учет затрат на освоение природных ресурсов» (ПБУ 24/2011), утвержденное приказом Минфина Российской Федерации от 06.10.2011 № 125н, суды признали общество налоговым агентом в отношении доходов, выплаченных иностранной организации от продажи доли в уставном капитале российской компании, и пришли к выводу о законности принятого решения налогового органа в оспариваемой части. Приведенные в жалобе доводы были предметом рассмотрения судов и не свидетельствуют о существенных нарушениях ими норм материального права и (или) норм процессуального права, повлиявших на исход дела, и не могут быть признаны достаточным основанием для пересмотра обжалуемых судебных актов в кассационном порядке. Исходя из вышеизложенного, оснований для передачи кассационной жалобы для рассмотрения в судебном заседании Судебной коллегии по экономическим спорам Верховного Суда Российской Федерации не имеется. Руководствуясь статьями 291.1, 291.6 и 291.8 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, судья Верховного Суда Российской Федерации определила: отказать обществу с ограниченной ответственностью «Юкола-нефть » в передаче кассационной жалобы для
таможенных пошлин на нефть. Согласно пункту 3 статьи 342 НК РФ коэффициент Кц принимается равным нулю при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к баженовским, абалакским, хадумским или доманиковым продуктивным отложениям, в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, при одновременном соблюдении всех следующих условий: - нефть добывается из скважин, работающих в соответствии с проектной документацией, согласованной в установленном порядке, исключительно на залежах углеводородного сырья, отнесенных к указанным продуктивным отложениям; - учет нефти , добываемой из указанных залежей углеводородного сырья, осуществляется с учетом требований, установленных пунктом 9 статьи 339 НК РФ; - нефть добывается из залежей углеводородного сырья, запасы которых учтены в государственном балансе запасов полезных ископаемых, утвержденном по состоянию на 01.01.2012, и степень выработанности запасов которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2012 составляет менее 13 процентов либо запасы по которым поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых после 01.01.2012. Судами первой
от 17.08.2021 № СМ-ПФО-13-00-08/2270). Согласно пункту 3 статьи 342 НК РФ коэффициент Кц принимается равным нулю при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к баженовским, абалакским, хадумским или доманиковым продуктивным отложениям, в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, при одновременном соблюдении всех следующих условий: - нефть добывается из скважин, работающих в соответствии с проектной документацией, согласованной в установленном порядке, исключительно на залежах углеводородного сырья, отнесенных к указанным продуктивным отложениям; - учет нефти , добываемой из указанных залежей углеводородного сырья, осуществляется с учетом требований, установленных пунктом 9 статьи 339 НК РФ; - нефть добывается из залежей углеводородного сырья, запасы которых учтены в государственном балансе запасов полезных ископаемых, утвержденном по состоянию на 01.01.2012, и степень выработанности запасов которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2012 составляет менее 13 процентов либо запасы по которым поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых после 01.01.2012. Статьей 23.2
до требований ГОСТа Р 51858-2002, услуги по сдаче товарной нефти в ОАО «Северные магистральные нефтепроводы», а также услуги по определению качества нефти и по хранению нефти. Согласно актам движения (приема-сдачи) нефти Общество сдает сырую нефть в коммуникации ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» для подготовки соответствия ГОСТу Р 51858-2002. ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» на запрос налогового органа пояснило, что смешение сданной сырой нефти ООО «Динью» с нефтью ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» при обеспечении транспортировки подготовки нефти не позволяет вести раздельный учет нефти ООО «Динью», подготовленной по ГОСТ Р 51858-2002. Суды установили, что Общество не имеет технической возможности подготовить нефть до требований ГОСТ Р 51858-2002 (о чем свидетельствует технологическая схема добычи нефти на Динью-Савиноборском месторождении); подготовку сырой нефти до товарной осуществляет ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Налоговая база для исчисления налога на добычу полезных ископаемых формируется на стадии доведения углеводородного сырья до соответствия ГОСТ Р 51858-2002 – на ТХУ ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Общество при определении количества добытой нефти включало
согласно требованиям заказчика (пункт 3.2.5); исполнитель должен вести всю соответствующую техническую и геологическую документацию (пункт 4.1); представляет заказчику в электронном виде, ежедневную, еженедельную и ежемесячную сводку о ходе добычи, сбора и отгрузки нефти сырой на СП (пункт 4.2); представляет ежемесячно заказчику акты приемки выполненных работ согласно перечню (пункт 4.3); до последнего числа каждого месяца исполнитель составляет технологический режим работы скважины (пункт 5.1). Судом установлено, что указанные документы истцом не составлялись и ответчику не направлялись. Учет нефти сопровождается составлением ряда документов, например, результаты определения дебитов скважин по нефтегазоводяной смеси, содержания воды в нефтегазоводяной смеси, массы нетто нефти по каждой скважине в каждый период измерения в течение отчетного периода фиксируются в эксплуатационном рапорте (пункт 24); нефть, передаваемая для транспортировки, должна сопровождаться паспортом качества нефти, устанавливающим соответствие значений показателей нефти, полученных в результате лабораторных испытаний, требованиям нормативной документации, составляемым организацией по форме, установленной Министерством энергетики Российской Федерации (постановление Правительства Российской Федерации от 16.05.2014
Управлению Федеральной службы по надзору в сфере природопользования (Росприроднадзора) по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре (далее - Управление, заинтересованное лицо) об оспаривании предписания от 09.03.2016 № 79 ГН/3. Решением Арбитражного суда Ханты-Мансийского автономного округа - Югры от 10.08.2016 заявленные требование Общества удовлетворено в полном объеме, предписание от 09.03.2016 № 79 ГН/3, вынесенное Управлением Росприроднадзора, признано недействительным. При принятии решения суд первой инстанции исходил из недоказанности заинтересованным лицом факта ненадлежащего исполнения условий лицензионного соглашения, поскольку учет нефти осуществляется обществом через узел учета нефти, расположенный на объекте ДНС-16 Лас-Еганского месторождения, в соответствии с проектной документацией, прошедшей метрологическую экспертизу и экспертизу промышленной безопасности. Не согласившись с вынесенным судебным актом, Управление Росприроднадзора обратилось с апелляционной жалобой, в которой просит решение суда первой инстанции отменить, принять по делу новый судебный акт об отказе в удовлетворении требования заявителя в полном объеме. В обоснование апелляционной жалобы Управление Росприроднадзора указывает на ненадлежащую трактовку судом первой инстанции положений ГОСТа
объектов (пластов), обеспечение ТПП учета добываемой продукции. В судебное заседание лица, участвующие в деле, извещенные надлежащим образом, в суд не явились, уважительность причин неявки не представили, дело рассмотрено в отсутствие неявившихся лиц. Изучив материалы дела об административном правонарушении, жалобу и возражения на нее, прихожу к следующим выводам. Судом установлено и следует из материалов дела, что 13 ноября 2015 года при проведении контрольных мероприятий установлено, что Юридическое лицо ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на Покачевском месторождении ведет учет нефти на узле учета, не соответствующем требованиям, предъявляемым к коммерческим узлам учета. За указанное правонарушение, предусмотренное частью 2 статьи 7.3 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях постановлением старшего государственного инспектора Управления Росприроднадзора по Ханты-Мансийскому автономному округу-Югре к административной ответственности привлечено должностное лицо – заместитель генерального директора по разработке месторождений – главный геолог ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ФИО2, который в силу своих должностных полномочий не исполнил все необходимые меры для выполнения норм и требований законодательства Российской Федерации
рассмотрено в отсутствие лиц участвующих в нем. Изучив материалы дела об административном правонарушении, жалобу и возражения на нее прихожу к следующим выводам. Судом установлено и следует из материалов дела, что (дата) при проведении контрольных мероприятий установлено, что Юридическое лицо ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» осуществляет пользование недрами (добычу нефти и газа) в пределах <данные изъяты> в (адрес) – Югры, с нарушением условий лицензии на пользование недрами <данные изъяты> ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на Лас-Еганском лицензионном участке ведет учет нефти на узле учета, несоответствующем требованиям, предъявляемым к коммерческим узлам учета. За указанное правонарушение, предусмотренное частью 2 статьи 7.3 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях постановлением старшего государственного инспектора Управления Росприроднадзора по Ханты-Мансийскому автономному округу-Югре к административной ответственности привлечено должностное лицо – заместитель генерального директора по разработке месторождений – главный геолог ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ФИО2, который в силу своих должностных полномочий не исполнил все необходимые меры для выполнения норм и требований законодательства Российской Федерации в
Федерации. В государственном стандарте "ГОСТ 8.346-2000. Межгосударственный стандарт. Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки", введенном в действие Постановлением Госстандарта РФ 23.04.2001 N 185-ст (далее - ГОСТ 8.346-2000), установлено, что стальные вертикальные цилиндрические резервуары подлежат первичной, периодической и внеочередной поверкам. Настоящий стандарт распространяется на стальные вертикальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 100000 м3, используемые для определения объема нефти и нефтепродуктов при проведении государственных учетных операций и для их хранения. Учет нефти и нефтепродуктов при хранении: операция, проводимая на предприятии, во время технологического процесса, заключающаяся в определении объема и массы нефти и нефтепродуктов для последующих учетных операций. Градуировка резервуара: операция по установлению зависимости вместимости резервуара от уровня его наполнения, выполняемая организациями национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц при выпуске из производства, после ремонта и при эксплуатации. Из представленных материалов дела следует, что на момент выявления правонарушения 06.08.2018 года на
класс опасности, зарегистрированный в государственном реестре опасных производственных объектов. Так, на пункте подготовки и сбора нефти Хохряковского месторождения: внесены изменения в технологический процесс, схему, регламент, без наличия нормативно-технической и (или) проектной документации, согласованной с организацией-разработчиком технологического процесса и (или) организацией-разработчиком изменяемой документации; после аварии в 2018 году произведен демонтаж двух РВС тех. позиции №1 и №2 – реконструкция замена элементов схемы технологического процесса произведена без наличия утвержденной проектной документации; произведен демонтаж оборудования коммерческого узла учет нефти . Путем реконструкции, смонтировано временное оборудование СИКН, замена элементов схемы технологического процесса произведена без наличия утвержденной проектной документации; произведен демонтаж двух РВС (тех. Позиция №1; 2), демонтаж оборудования коммерческого узла учета нефти. Путем реконструкции, смонтировано временное оборудование СИКН. Новый технологический регламент не разработан; не внесены соответствующие изменения в документацию и не выполнены компенсирующие мероприятия в отношении сооружения Резервуар вертикальный стальной РВС-5000, тех. №6, согласно заключению экспертизы промышленной безопасности № 02-2019-026/012 от 07.10.2019; не внесены
