НАЛОГИ И ПРАВО
НАЛОГОВОЕ ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО КОММЕНТАРИИ И СУДЕБНАЯ ПРАКТИКА ИЗМЕНЕНИЯ В ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВЕ
Налоговый кодекс
Минфин РФ

ФНС РФ

Кодексы РФ

Подборки

Популярные материалы

Приговор Октябрьского районного суда г. Омска (Омская область) от 07.11.2017 № 1-11/17

1-11/2017

П Р И Г О В О Р

Именем Российской Федерации

г. Омск 07 ноября 2017 года

Октябрьский районный суд г. Омска в составе председательствующего судьи Балацыря Е.В., с участием государственного обвинителя помощника прокурора ОАО г.Омска Алиповой А.А., адвокатов Высоцкой К.В. и Матютина А.А., при секретарях Купиной А.С., Бураевой Н.В., Савостиковой Ю.Я., рассмотрев в открытом судебном заседании дело в отношении:

Масленкова Семёна Васильевича, родившегося ДД.ММ.ГГГГ в <адрес>, проживающего по адресу: <адрес>, гражданина РФ, с высшим образованием, женатого, имеющего на иждивении дочь 2008 года рождения, работающего генеральным директором в <данные изъяты> ранее не судимого,

29.12.2015 года избрана мера пресечения в виде подписки о невыезде и надлежащем поведении,

обвиняемого в совершении преступления, предусмотренного п. «б» ч.2 ст.199 УК РФ,

У С Т А Н О В И Л:

Масленков С.В. совершил уклонение от уплаты налогов с организации в крупном размере при следующих обстоятельствах.

Закрытое акционерное общество «ВСП Крутогорский нефтеперерабатывающий завод» (далее – ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ») зарегистрировано 07.08.2008 межрайонной инспекцией Федеральной налоговой службы России № 12 по Омской области за основным государственным регистрационным , имело идентификационный номер налогоплательщика (далее - ИНН) .

В период с 01.01.2010 по 25.10.2012 ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» стояло на налоговом учете и представляло налоговую отчетность в инспекцию Федеральной налоговой службы России по Октябрьскому административному округу г. Омска (далее - ИФНС России по ОАО г. Омска), расположенную по адресу: <адрес>, имело юридический и фактический адрес: <адрес>, <адрес>.

На основании решения единственного акционера ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» от 31.07.2008 Масленков С.В. являлся генеральным директором ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ».

В соответствии со ст. 57 Конституции Российской Федерации, а также согласно ст.ст. 3, 23 Налогового кодекса РФ (далее - НК РФ) генеральный директор ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» Масленков С.В. обязан был уплачивать законно установленные налоги и сборы, вести в установленном порядке учет своих доходов (расходов) и объектов налогообложения, представлять в налоговые органы по месту учета в установленном порядке налоговые декларации, представлять налоговым органам и их должностным лицам документы, необходимые для исчисления и уплаты налогов, выполнять требования налогового органа об устранении выявленных нарушений законодательства о налогах и сборах, нести иные обязанности, предусмотренные законодательством о налогах и сборах. Согласно п. 1 ст. 45 НК РФ обязанность по уплате налогов и сборов должна быть выполнена в срок, установленный законодательством о налогах и сборах.

В соответствии со ст. 6 Федерального закона РФ «О бухгалтерском учете» от 21.11.1996 № 129-ФЗ руководитель организации несет ответственность за организацию бухгалтерского учета и соблюдение законодательства при выполнении хозяйственных операций.

В период с 01.01.2010 по 30.09.2012 ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» осуществляло деятельность по производству нефтепродуктов, хранению и складированию нефти и продуктов ее переработки.

В соответствии со ст. 179 НК РФ ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» являлось плательщиком акциза.

В соответствии с пп. 7 п. 1 ст. 182 НК РФ объектом налогообложения признаются операции по передаче на территории Российской Федерации лицами произведенных ими из давальческого сырья (материалов) подакцизных товаров собственнику указанного сырья (материалов) либо другим лицам, в том числе получение указанных подакцизных товаров в собственность в счет оплаты услуг по производству подакцизных товаров из давальческого сырья (материалов).

Согласно пп. 8, 10 п. 1 ст. 181 НК РФ подакцизными товарами признаются дизельное топливо, прямогонный бензин.

Согласно пп. 1, 2 ст. 187 НК РФ налоговая база определяется отдельно по каждому виду подакцизного товара. Налоговая база при реализации (передаче, признаваемой объектом налогообложения в соответствии с гл. 22 НК РФ) произведенных налогоплательщиком подакцизных товаров в зависимости от установленных в отношении этих товаров налоговых ставок определяется как объем реализованных (переданных) подакцизных товаров в натуральном выражении - по подакцизным товарам, в отношении которых установлены твердые (специфические) налоговые ставки (в абсолютной сумме на единицу измерения).

В соответствии с п. 1 ст. 193 НК РФ для подакцизных товаров (прямогонный бензин, дизельное топливо, не соответствующее 3, 4, 5 классу) в период 01.01.2010 - 30.09.2012 действовали следующие твердые налоговые ставки:

- прямогонный бензин: в период с 01.01.2010 по 31.12.2010 – 4 290 рублей за 1 тонну, в период с 01.01.2011 по 31.12.2011 – 6 089 рублей за 1 тонну, в период с 01.01.2012 по 30.09.2012 – 7 824 рубля за 1 тонну;

- дизельное топливо, не соответствующее 3, 4, 5 классу: в период с 01.01.2010 по 31.12.2010 – 1 188 рублей за 1 тонну, в период с 01.01.2011 по 31.12.2011 – 2 753 рубля за 1 тонну, в период с 01.01.2012 по 30.06.2012 – 4 098 рублей за 1 тонну, в период с 01.07.2012 по 30.09.2012 – 4 300 рублей за 1 тонну.

Согласно ст. 194 НК РФ сумма акциза по подакцизным товарам (в том числе при ввозе на территорию Российской Федерации), в отношении которых установлены твердые (специфические) налоговые ставки, исчисляется как произведение соответствующей налоговой ставки и налоговой базы, исчисленной в соответствии со ст.ст. 187 - 191 НК РФ.

Согласно ст. 200 НК РФ налогоплательщик имеет право уменьшить сумму акциза по подакцизным товарам, определенную в соответствии со ст. 194 НК РФ, на установленные ст. 200 НК РФ налоговые вычеты.

В соответствии с п. 1 ст. 202 НК РФ сумма акциза, подлежащая уплате налогоплательщиком, осуществляющим операции, признаваемые объектом налогообложения в соответствии с гл. 22 НК РФ, определяется по итогам каждого налогового периода как уменьшенная на налоговые вычеты, предусмотренные ст. 200 НК РФ, сумма акциза, определяемая в соответствии со ст. 194 НК РФ.

В соответствии со ст. 192 НК РФ налоговым периодом признается календарный месяц.

В соответствии с п. 3 ст. 204 НК РФ уплата акциза при реализации (передаче) налогоплательщиками произведенных ими подакцизных товаров производится исходя из фактической реализации (передачи) указанных товаров за истекший налоговый период не позднее 25 числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом. Согласно п. 5 ст. 204 НК РФ налогоплательщики обязаны представлять в налоговые органы по месту своего нахождения, а также по месту нахождения каждого своего обособленного подразделения, в которых они состоят на учете, налоговую декларацию за налоговый период в части осуществляемых ими операций, признаваемых объектом налогообложения в соответствии с гл. 22 НК РФ, в срок не позднее 25 числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом.

В соответствии с п. 1 ст. 81 НК РФ при обнаружении налогоплательщиком в поданной им в налоговый орган налоговой декларации факта неотражения или неполноты отражения сведений, а также ошибок, приводящих к занижению суммы налога, подлежащей уплате, налогоплательщик обязан внести необходимые изменения в налоговую декларацию и представить в налоговый орган уточненную налоговую декларацию в порядке, установленном ст. 81 НК РФ. При обнаружении налогоплательщиком в поданной им в налоговый орган налоговой декларации недостоверных сведений, а также ошибок, не приводящих к занижению суммы налога, подлежащей уплате, налогоплательщик вправе внести необходимые изменения в налоговую декларацию и представить в налоговый орган уточненную налоговую декларацию в порядке, установленном ст. 81 НК РФ. При этом уточненная налоговая декларация, представленная после истечения установленного срока подачи декларации, не считается представленной с нарушением срока.

18.03.2009 ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», в лице генерального директора Масленкова С.В., заключило договор подряда с <данные изъяты>» на переработку сырья, в соответствии с условиями которого обязалось осуществить переработку нефти в нефтепродукты и отгрузить полученные нефтепродукты <данные изъяты>».

Генеральный директор ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» Масленков С.В., имея прямой умысел на уклонение от уплаты акциза в крупном размере, из корыстных побуждений в период с 01.01.2010 по 30.09.2012, достоверно зная об ассортименте продукции, выпускаемой ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» (дизельного топлива, прямогонного бензина, мазута), организовал отражение ложных сведений в накладных на передачу готовой продукции в адрес собственника давальческого сырья <данные изъяты>» и отчетах подрядчика - передачу подакцизного товара (дизельного топлива и прямогонного бензина) как передачу топлива печного бытового и бензина газового стабильного марки «тяжелый», не облагаемых акцизом. При этом Масленков С.В. достоверно был осведомлен о том, что топливо печное бытовое, бензин газовый стабильный марки «тяжелый» ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в январе-апреле 2010 года и январе-феврале 2012 года не выпускало. В соответствии с указанными накладными и отчетами сотрудниками бухгалтерии ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» составлены налоговые декларации по акцизу за 2010-2012 гг., в соответствии с которыми ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» передало всего 29 151,143 тонну подакцизных товаров, в том числе прямогонного бензина в количестве 84,313 тонны, топлива дизельного – 29 054,999 тонны, автомобильного бензина с октановым числом до «80» включительно – 11,831 тонн, налоговые ставки на который меньше, чем на прямогонный бензин. При этом фактически произошла передача подакцизных нефтепродуктов в размере 40 073, 898 тонны, в том числе прямогонного бензина 760,24 тонны (84,313 т. (в документах отражено как прямогонный бензин) + 664,096 (в документах отражено как БГСт) + 11,873 т. (в документах отражено как автомобильный бензин Нормаль-80)), дизельного топлива 39 313,658 тонны (29 054,999 т. (в документах отражено как ДТ) + 10 258, 659 т. (в документах отражено как ТПБ)).

С целью уклонения от уплаты налогов с организации в крупном размере в налоговые декларации ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по акцизу за январь-апрель 2010 года, январь-февраль 2012 года были внесены заведомо ложные сведения о сумме акциза, подлежащего уплате ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», указанные налоговые декларации с помощью телекоммуникационных каналов связи в ИФНС России по ОАО г. Омска, расположенную по адресу: <адрес>, а именно:

25.02.2010– налоговая декларация по акцизу ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» за январь 2010 года от 25.02.2010 с внесенными в нее заведомо ложными сведениями о сумме налога к уплате в размере 423 602 рубля;

20.08.2010 – уточненная налоговая декларация по акцизу ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» за февраль 2010 года от 20.08.2010 с внесенными в нее заведомо ложными сведениями о сумме налога к уплате в размере 2 201 081 рубль;

15.10.2010 – уточненная налоговая декларация по акцизу ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» за март 2010 года от 15.10.2010 с внесенными в нее заведомо ложными сведениями о сумме налога к уплате в размере 3 685 988 рублей;

25.05.2010 – налоговая декларация по акцизу ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» за апрель 2010 года от 25.05.2010 с внесенными в нее заведомо ложными сведениями о сумме налога к уплате в размере 2 573 989 рублей;

24.02.2012 – налоговая декларация по акцизу ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» за январь 2012 года от 22.02.2012 с внесенными в нее заведомо ложными сведениями о сумме налога к уплате в размере 0 рублей;

23.03.2012 – налоговая декларация по акцизу ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» за февраль 2012 года от 23.03.2012 с внесенными в нее заведомо ложными сведениями о сумме налога к уплате в размере 4 016 рублей;

Таким образом Масленков С.В. представил в ИФНС России по ОАО г.Омска налоговые декларации ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по акцизу за январь-апрель 2010 года, январь-февраль 2012 года на сумму 8 888 676 рублей, заверенные его электронно-цифровой подписью, с внесенными в них заведомо ложными сведениями о сумме акциза, подлежащей уплате ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ».

Фактически ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» обязано было уплатить в бюджет акциз за январь-апрель 2010 года, январь-февраль 2012 года в сумме 30087965 рублей, в том числе:

за январь 2010 года – 1 759 595 рублей до 25.02.2010;

за февраль 2010 года – 5 917 231 рубль до 25.03.2010;

за март 2010 года – 6 703 485 рублей до 25.04.2010;

за апрель 2010 года – 7 047 342 рубля до 25.05.2010;

за январь 2012 года – 6 152 418 рублей до 25.02.2012;

за февраль 2012 года – 2 507 894 рубля до 25.03.2012.

Таким образом, в результате умышленных действий Масленкова С.В. занижена подлежащая уплате в бюджет сумма акциза и не уплачен указанный налог

за январь 2010 года – 1 335 993 рубля;

за февраль 2010 года – 3 716 150 рублей;

за март 2010 года – 3 017 497 рублей;

за апрель 2010 года – 4 473 353 рубля;

за январь 2012 года – 6 152 418 рублей;

за февраль 2012 года – 2 503 878 рублей

в крупном размере в сумме 21 199 289 рублей.

Подсудимый Масленков С.В. в судебном заседании виновным себя не признал и показал, что генеральным директором ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» он был назначен 31.07.2008г., уволен 07.08.2013г. В его должностные обязанности входило общее руководство заводом.

В 2010 – 2012 годах ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» осуществляло производство нефтепродуктов из давальческого сырья на основании заключенных договоров с ЗАО «ВСП Процессинг» (Заказчик) подряда на переработку сырья.

Наименование, количество и качество нефтепродуктов, а также другие необходимые условия по договорам подряда определялись в заданиях Заказчика.

Завод осуществлял производство и передачу собственнику давальческого сырья следующих нефтепродуктов: нафта полнофракционная (бензин газовый стабильный экспортный – второе название), бензин газовый стабильный тяжелый (бензин газовый стабильный марки БТмс – бензин тяжелый малозернистый), бензин автомобильный неэтилированный «Нормаль – 80», дизельное топливо (летнее, зимнее), топливо печное бытовое, топливо технологическое экспортное, дистиллят газового конденсата, мазут топочный марки М-40.

Завод исчислял и уплачивал акцизы по операциям передачи следующих нефтепродуктов: нафта полнофракционная (бензин газовый стабильный экспортный) – по ставке акциза на прямогонный бензин, автомобильный бензин – по ставке акциза на автомобильный бензин, дизельное топливо – по ставке акциза на дизельное топливо.

Операции по передаче собственнику давальческого сырья таких нефтепродуктов, как бензин газовый стабильный тяжелый (бензин газовый стабильный марки БТмс) и топливо печное бытовое, не включались в налогооблагаемую базу по акцизам.

Производство различных нефтепродуктов было обусловлено техническими и технологическими возможностями для их производства и хранения, показателями перерабатываемого сырья, а также заданиями Заказчика.

Завод обеспечивал раздельный учет всей выпускаемой продукции. К учету нефтепродукты принимались партиями, на которые выписывался соответствующий паспорт качества. В дальнейшем нефтепродукты, паспортизированные обществом как топливо печное бытовое, бензин газовый стабильный марки «БТмс» и автомобильный бензин неэтилированный марки Нормаль-80, передавались собственнику давальческого сырья или грузополучателю, которого указывал собственник сырья.

Бензин газовый стабильный марки БТмс и топливо печное бытовое производились на нефтеперерабатывающих (нефтеперегонных) установках НПУ-50 и НПУ-150М. Производитель установок – <данные изъяты>.

На данных установках происходит физическое разделение веществ по температурам кипения. Никаких химических превращений в данном оборудовании не происходит. Происходит только выпаривание.

Производство автомобильного бензина неэтилированного марки Нормаль-80 осуществлялось обществом в отдельном резервуаре методом компаундирования бензина газового стабильного и присадок в одном из резервуаров, а не на НПУ-50 и НПУ-150М.

Нефтеперегонная установка НПУ-50 была создана на основании договора № 53-05 от 01 августа 2005, заключенного между <данные изъяты>. Основные работы по созданию нефтеперегонной установки НПУ-50 были выполнены <данные изъяты>» в 2005-2006 годах.

На основании договора № 61-06 от 10 октября 2006 года, заключенного между <данные изъяты> и технического задания к данному договору в 2007-2008 годах <данные изъяты> проведена модернизация НПУ-50, в результате которой были расширены технологические возможности НПУ-50, в частности стало возможным производить керосиновую фракцию. В течение 2009 года для устранения выявленных недостатков в работе установок, <данные изъяты> были выполнены дополнительные работы. Полный перечень дополнительных работ содержится в отчете <данные изъяты> от 03 октября 2010 года.

В результате этих работ получили следующее:

1. Увеличилась до приближения к номинальной производительность установки.

2. Увеличился балансовый выход, баланс выхода светлых углеводородных фракций.

3. Расширились пределы варьирования фракционного состава и качества получаемых углеводородных фракций.

4. Повысилась стабильность работы установки, в том числе, при выпуске углеводородных фракций различного фракционного состава, в результате чего расширены возможности работы нефтеперегонной установки НПУ-50 по выпуску углеводородных фракций, фракционный состав которых может варьироваться в более широких пределах, чем были предусмотрены техническими заданиями к договорам № 53-05 от 01.08.2005, № 61-06 от 10.10.2006.

Установки стали способны работать на заявленной мощности, которая была прописана в договоре, но для этого потребовались технические переделки самого оборудования.

Установка НПУ-150М была создана на основании договора № 61-06 от 10.10.2006, заключенного между <данные изъяты>. Основные работы по созданию нефтеперегонной установки НПУ-150М были выполнены <данные изъяты> в 2006-2008 годах.

При запуске этой установки, так же как и НПУ-50 в марте-апреле 2009 года, были выявлены недостатки в работе. В течение 2009 года для устранения выявленных недостатков <данные изъяты> были выполнены дополнительные работы.

В результате этих работ на НПУ-150М:

1. Снижено гидравлическое сопротивление на выходе из ректификационной колонны. Увеличена до приближения к номинальной производительность установки.

2. Увеличилась тепловая мощность контура циркуляции теплоносителя в ректификационной колонне.

3. Устранены пробои пара на насос Н-11.

4. Увеличен балансовый выход светлых углеводородных фракций.

5. Расширены пределы варьирования фракционного состава и качества получаемых углеводородных фракций.

6. Повышена стабильность работы установки при выпуске углеводородных фракций различного фракционного состава и качества, в результате чего расширены возможности нефтеперегонной установки НПУ-150М в более широких пределах, чем были предусмотрены техническим заданием к договору 2006 года.

В результате выполнения указанных работ, в зависимости от параметров технологического процесса (технологического режима) и показателей сырья, на НПУ-150М стало возможным стабильное производство следующих жидких углеводородных фракций: легкая бензиновая фракция (фракционный состав: конец кипения не выше 190?С); тяжелая бензиновая фракция (фракционный состав: начало кипения не ниже 30?С, конец кипения не ниже 220?С и не выше 250?С); керосино-газойлевая фракция (фракционный состав: начало кипения не выше 160оС, конец кипения не выше 280оС); легкая дизельная фракция (или легкий газойль) (фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360?С); тяжелая дизельная фракция (или тяжелый газойль) (фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 360?С), в остатке получалась мазутная фракция.

Факт выполнения работ на установках подтверждается следующими документами:

1) письмами <данные изъяты>;

2) отчетом <данные изъяты> по договору на выполнение работ от 26.05.2014;

3) технической документацией: паспорта на ректификационные колонны НПУ-50 и НПУ-150М (в разделе 6 Изменения, внесенные конструктором в РКД, перечислены произведенные изменения); паспорта на нефтеперегонные установки НПУ-50, НПУ-150М (в разделе 10 Особые отметки перечислены работы, произведенные на каждой установке).

В марте 2015 года при проведении внеплановой выездной проверки ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» Сибирским управлением Ростехнадзора был установлен факт проведения работ по расширению технологических возможностей НПУ-50 и НПУ-150. По результатам проверки составлен акт № 37НХ/О-12/А от 03.03.2015 года.

Все эти дополнительные работы проводились не одновременно, а поэтапно.

По результатам выполнения дополнительных работ в декабре 2009 года на предприятии были утверждены и введены в действие Технологические регламенты: ТР-05-09 на нефтеперегонную установку НПУ-50 и ТР-06-09 на нефтеперегонную установку НПУ-150М, предусматривающие выпуск спорных нефтепродуктов. В последующем, в августе 2011 года были введены Технологические регламенты ТР-05-11, ТР-06-11.

Запуск завода состоялся в 2009 г. До 2009г. оборудование было смонтировано, но фактически не работало.

Производство различных марок нефтепродуктов обусловлено заданиями заказчика (<данные изъяты>) в рамках договоров подряда на переработку сырья, а также было обусловлено характеристиками режимов работы оборудования.

Параметры технологического режима работы нефтеперегонных установок на каждом конкретном сырье определяются индивидуально, путем подбора оптимального соотношения: производительность/параметры технологического режима/показатели качества получаемых фракций/соотношение выхода извлекаемых из сырья светлых углеводородных фракций к содержанию этих фракций в сырье (баланс).

Нефтеперегонные установки НПУ-50, НПУ-150М, выполненные в одноколонном варианте, эксплуатируемые обществом, пригодны только для первичной переработки сырья, что изначально обуславливает невысокое качество производимой продукции.

У предприятия отсутствуют оборудование и технологические процессы, которые позволяли бы подготавливать сырье к переработке, а также осуществлять вторичные процессы переработки.

Собственник давальческого сырья (<данные изъяты>) – в своих заданиях определял, какие нефтепродукты следует выпускать заводу-производителю.

Самыми дешевыми и низкокачественными являются продукты мазутной фракции. Средними по цене являются продукты бензиновой фракции, а самыми дорогими – продукты дизельной фракции.

Изменение баланса производимых нефтепродуктов (соотношение нефтепродуктов светлых и темных фракций) осуществлялось за счет изменения параметров ведения технологического процесса.

Увеличение производства дизельной фракции, в частности за счет уменьшения количества мазутной фракции, приводит к ухудшению показателей качества дизельной фракции, в результате чего вырабатывается продукция – топливо печное бытовое, которое не соответствует требованиям, предъявляемым нормативными документами к дизельному топливу.

Для улучшения показателей качества мазутной фракции и ее уменьшения в балансе приходится изменять технологические режимы работы оборудования (температура, давление и другие), что приводит к ухудшению дизельной фракции, в результате чего получается не дизельное топливо, а топливо печное бытовое. При таком ведении технологического процесса получаются относительно качественные нефтепродукты мазутной фракции (мазут) и повышается выход (количество) светлых фракций углеводородов (бензин газовый стабильный тяжелый, топливо печное бытовое), имеющие показатели, удовлетворяющие требованиям для их реализации.

Является ли нефтепродукт подакцизным в период 2010-2012 годов, определялось в соответствии со статьей 181 НК РФ. К подакцизным товарам, среди прочих, были отнесены: прямогонный бензин, дизельное топливо, автомобильный бензин. В тот период топливо печное бытовое не являлось подакцизным товаром. Топливо печное бытовое было включено в перечень подакцизных товаров Федеральным законом от 29.11.2012 № 203-ФЗ (вступил в силу с 01.01.2013). Ставка акциза на топливо печное бытовое была установлена только с 1 июля 2013 года. Таким образом, согласно Налоговому кодексу РФ топливо печное бытовое и дизельное топливо являются разными видами подакцизных товаров.

Исходя из этого, до 1 июля 2013 года для налогообложения акцизом топлива печного бытового не имеется правовых оснований.

В Налоговом кодексе РФ отсутствуют четкое определение дизельного топлива, тем более с указанием характеристик дизельного топлива.

Есть технический регламент, в котором есть понятие, что такое дизельное топливо. Там указаны четко показатели качества, которым должно соответствовать дизельное топливо. Несоответствие одному из показателей говорит о том, что этот продукт не является дизельным топливом.

Также есть два ГОСТа, действующие на тот период – ГОСТ 305-82 и ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2004), в которых четко дано понятие, что является дизельным топливом и каким параметрам качества оно должно соответствовать. Несоответствие по одному из показателей данных нормативных документов говорит о том, что данный вид нефтепродукта топливом не является. Это подтверждалось и сторонними независимыми лабораториями. Завод обращался в свое время и в международные – и СЖС, и Сейболт, которые делали анализ; обращался за разъяснениями во НИИЭМП, госпожа М., начальник отдела судовых дизельных топлив, пояснила, что либо укладываетесь в рамки ГОСТа, либо, этот продукт не является топливом, которое можно использовать в автомобильной технике.

Статьей 11 НК РФ предусмотрено, что институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства Российской Федерации, используемые в НК РФ, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено НК РФ.

В соответствии с ГОСТ 26098-84 «Нефтепродукты. Термины и определения» нефтепродукт – готовый продукт, полученный при переработке нефти. Нефтепродукт определенной марки представляет собой индивидуальный нефтепродукт, название, номерное или буквенное обозначение, состав и свойства которого регламентированы в нормативно-технической документации. Кондиционным нефтепродуктом признается нефтепродукт, удовлетворяющий всем требованиям нормативно-технической документации.

Следовательно, нефтепродукт, не отвечающий всем требованиям, предъявляемым нормативно-технической документацией, не может быть отнесен к данной марке нефтепродукта.

Согласно ст. 2 Федерального закона от 27 декабря 2002 года № 184-ФЗ «О техническом регулировании» обязательные для применения и исполнения требования к объектам технического регулирования (продукции, производства и другие) устанавливаются техническим регламентом.

Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.02.2008 № 118 утвержден Технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», устанавливающий требования к выпускаемому в оборот дизельному топливу.

Согласно п. 10 Технического регламента №118 дизельное топливо должно соответствовать требованиям согласно приложению №2 к техническому регламенту, в котором перечислены строго определенные показатели.

Согласно пункту 2.2 ГОСТ 305-82 дизельное топливо должно соответствовать установленным определенным требованиям и нормам.

Для отнесения нефтепродукта к дизельному топливу необходимо установить его соответствие по всем показателям, предусмотренным Техническим регламентом №118 или ГОСТами (в части, не противоречащей Техническому регламенту).

Полученные нефтепродукты завод анализировал в аттестованной аккредитованной лаборатории по показателям качества, предъявляемым к данным топливам. Полученные значения сравнивались с требованиями нормативных документов, отсюда делался вывод по соответствию или несоответствию данного нефтепродукта тому или другому виду топлива или нефтепродуктов.

Пунктом 11 Технического регламента №118 установлено, что в течение 3 лет со дня вступления в силу этого документа (то есть до 03.09.2011) наряду с оборотом дизельного топлива, соответствующего требованиям, предусмотренным приложением №2 к Техническому регламенту, допускается выпуск в оборот дизельного топлива, используемого для сельскохозяйственной и внедорожной техники, с нормой 45 по показателю «цетановое число, не менее», нормой 2000 миллиграмм на килограмм (0,2% массовых) по показателю «массовая доля серы, не более» и без нормирования показателей «смазывающая способность, не более» и «массовая доля полициклических ароматических углеводородов, не более» при условии соответствия остальных характеристик требованиям, предусмотренным приложением №2 к Техническому регламенту.

Таким образом, пункт 11 Технического регламента №118 допускал до 03.09.2011 выпуск дизельного топлива с пониженными характеристиками, что соответствовало дизельному топливу вида I в соответствии с ранее действовавшими ГОСТами.

С 04.09.2011 Техническим регламентом №118 установлено обязательное требование к дизельному топливу по показателю серы – не более 0,05% масс (или 500 мг/кг).

Приказом Росстандарта от 08 ноября 2011 № 6292 внесены изменения. Таблица Перечня национальных стандартов, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований Технического регламента, изложена в новой редакции.

В частности, в отношении дизельного топлива определены 2 национальных стандарта ГОСТ Р 52368-2008 и ГОСТ 305-82 с указанием «(в части топлива с массовой долей серы не более 0,05%)».

Следовательно, Техническим регламентом №118 с 04 сентября 2011 установлено обязательное требование к дизельному топливу по показателю серы – не более 0,05% масс (или 500 мг/кг).

В целях соблюдения требований технического регламента на добровольной основе ГОСТ 305-82 применяется только в части топлива с массовой долей серы не более 0,05 % масс.

Таким образом, в соответствии с законодательством, действовавшим в проверяемый период (2010-2012 годы) на территории РФ допускалось в оборот дизельное топливо, соответствующее требованиям Технического регламента №118, ГОСТ 305-82 (в части, не противоречащей Техническому регламенту) и ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2004) (в части, не противоречащей Техническому регламенту).

В итоге, с 4-го квартала 2011 года нефтепродукт, имеющий наименование «дизельное топливо» производился заводом только для реализации за пределами РФ, поскольку завод не смог обеспечить выпуск дизельного топлива, отвечающего требованиям Технического регламента.

Производимое обществом топливо печное бытовое в период 2010-2012 годы не соответствовало требованиям, предъявляемым к дизельным топливам, имело отличные от дизельного топлива физико-химические показатели (фракционный состав, массовая доля серы, концентрация фактических смол, предельная температура фильтруемости, температура застывания и другие).

Для целей ст. 181 НК РФ бензиновой фракцией является смесь углеводородов, кипящих в интервале температур от 30 до 2150С при атмосферном давлении 760 мм ртутного столба.

Бензин газовый стабильный марки «БТмс», производимый обществом, не соответствует понятию прямогонного бензина, содержащемуся в подпункте 10 пункта 1 статьи 181 НК РФ, так как конечный предел температуры кипения бензина газового стабильного марки «БТмс» составлял свыше 215 градусов С.

Бензин автомобильный неэтилированный марки Нормаль-80, производимый обществом, по физико-химическим показателям соответствовал требованиям Технического регламента для автомобильного бензина экологического класса 2, ГОСТ Р 51105-97 «Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия» для неэтилированного автомобильного бензина Нормаль-80.

С произведенного автомобильного бензина Нормаль-80 общество исчислило и уплатило акциз по ставке, установленной для автомобильного бензина, не соответствующего классу 3, или классу 4, или классу 5 – всего в сумме 34 582,01 рублей.

Произведенный заводом нефтепродукт при продаже за пределы РФ по товаротранспортным документам мог называться «дизельное топливо», однако этот же нефтепродукт при продажах внутри Российской Федерации назывался «топливо печное бытовое», так как не соответствовал требованиям, предъявляемым российскими ГОСТами к дизельному топливу.

В тот период отгрузки осуществлялись за пределы РФ, в паспортах качества было написано «не для использования в пределах РФ», завод действовал строго в рамках, действовавших на тот момент нормативных актов.

На произведённые нефтепродукты оформлялись паспорта качества на каждую партию произведённых и отгруженных нефтепродуктов, товарно-транспортные накладные при отгрузке, железнодорожные накладные.

Для хранения произведённых нефтепродуктов использовался товарно-сырьевой парк из 24 емкостей и железнодорожные цистерны, которые на тот момент находились порожними на территории завода.

Общество эксплуатировало следующие резервуары:

1) основные резервуары вместимостью каждый от 1000 до 3000 кубических метров:

Е6, Е7 объемом 2000 куб.м. каждый;

Е207/1, Е207/2, Е207/3, Е207/4 объемом 3000 куб.м. каждый;

Е221 объемом 1000 куб.м.;

Е222, Е223 объемом 3000 куб.м. каждый;

Е18/1, Е18/2 объемом 2000 куб.м. каждый;

2) дополнительные резервуары с меньшей вместимостью:

Е303, Е304, Е305 объемом 100 куб.м. каждый;

Е1, Е2, Е3, Е4, Е5, Е9, Е10, Е11 объемом 50 куб.м. каждый;

Е12, Е13 объемом 90 куб.м. каждый.

Резервуарного парка, который на тот момент был и который на данный момент есть на площадке, было достаточно для хранения всей линейки нефтепродуктов.

Установки выпускали нефтепродукты не одновременно, а тройками, то есть одновременно получение бензина легкого и тяжелого не происходило, это делалось в разные резервуары в разное время, также дизельное топливо и топливо печное бытовое производилось в разное время и в разные резервуары.

Резервуарный парк составляет порядка 33 тысяч кубических метров, его достаточно. Имеются много маленьких резервуаров, которые позволяют по технологическим трубопроводам перекачивать тот или иной вид нефтепродукта в ту или другую сторону.

Резервуаров и железнодорожных цистерн было достаточно для раздельного хранения сырья и всех производимых обществом нефтепродуктов. Все перечисленные резервуары и цистерны использовались под нефть и нефтепродукты, в том числе спорные нефтепродукты. При необходимости смены в резервуаре одного нефтепродукта на другой осуществлялось освобождение резервуара от нефтепродукта или его зачистка.

Одновременно на нефтеперерабатывающих установках НПУ-50, НПУ-150М завод производил три нефтепродукта. По одному нефтепродукту из следующих фракций:

1) бензиновая фракция (бензин газовый стабильный тяжелый БТмс или нафта полнофракционная экспортная);

2) дизельная фракция (топливо печное бытовое или дизельное топливо летнее или дизельное топливо зимнее);

3) мазутная фракция (мазут топочный М40 или топливо технологическое экспортное ТТЭ-4 или дистиллят газового конденсата).

В 2010 – 2012 годах ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» производило 8 различных видов нефтепродуктов.

Автомобильный бензин был произведен в 2009 году путем смешения различных компонентов в резервуаре. Остатки произведенного автомобильного бензина хранились в 2010 году.

Таким образом, для хранения 9 различных видов нефтепродуктов имелось 24 резервуара. В некоторых резервуарах неодновременно в разные отрезки времени хранились различные нефтепродукты или сырье. Кроме того в определенных случаях для хранения нефтепродуктов использовались железнодорожные цистерны.

Нефтепродукты с установок поступали по трубопроводам в товарно-сырьевой парк. Перед тем как продукт поступал в товарно-сырьевой парк, брались пробы. Пробы относились в аттестованную и аккредитованную лабораторию общества, где проводились исследования нефтепродуктов.

На отгружаемые нефтепродукты лабораторией общества после лабораторных исследований показателей качества нефтепродуктов выписывались паспорта качества на соответствие требованиям, предъявляемым к нефтепродуктам Техническими условиями, которые были разработаны обществом, как изготовителем этой продукции.

На каждый вид нефтепродукта на заводе были разработаны Технические условия.

Технические условия на бензин газовый стабильный в редакции изменений от 01.01.2010 года, которые введены взамен ТУ 0272-002-85357554-2008 от 14.11.2008 и изменений № 1 от 10.03.2009 к ТУ 0272-002-85357554-2008.

Технические условия на топливо печное бытовое в редакции изменений от 01.01.2010 года. Данная редакция технических условий введена взамен ТУ 0251-007-85357554-2009 от 23.03.2009 и изменений № 1 от 31.03.2009 к ТУ 0251-007-85357554-2009. Также с 11.04.2011 года была утверждена редакция с изменением № 1 от 11.04.2011, которая применялась с 11.04.2011 года.

Технические условия ТУ 0251-008-85357554-2009 на бензин автомобильный неэтилированный в редакции изменений № 1 от 03.08.2009.

Отнесение нефтепродукта к тому или иному виду возможно только после определения его показателей качества, предъявляемых к данному виду нефтепродукта.

Паспорта качества нефтепродуктов выдаются на каждую партию нефтепродуктов.

Подтверждение соответствия качества выпускаемых нефтепродуктов осуществлялось топливной (испытательной) лабораторией общества, в которой имелись необходимые специалисты, оборудование и методики испытаний, и которая была аттестована и аккредитована в установленном нормативными правовыми актами порядке.

В 2010 году проведены аттестация и аккредитации лаборатории общества, о чем выданы следующие документы:

1. Свидетельство № 038-ИП-10 об оценке состояния измерений в лаборатории (Аттестации) сроком действия с 22.04.2010 по 22.04.2013 (далее-свидетельство № 038-ИП-10).

2. Аттестат аккредитации испытательной лаборатории (центра) № РОСС RU.0001.22НР05 со сроком действия с 30.11.2010 по 30.11.2015.

В соответствии с приложением к свидетельству № 038-ИП-10 в перечень анализируемых объектов топливной лаборатории общества включены: топливо дизельное (летнее и зимнее), топливо печное бытовое, нафта полнофракционная (бензин газовый стабильный экспортный (дистиллят газового конденсата)), бензин газовый стабильный, топливо нефтяное (мазут), топливо технологическое экспортное, дистиллят газового конденсата для специфических процессов переработки, нефть.

В проверяемый период 2010-2012 года на НПУ-50 действовали следующие технологические регламенты:

1) Технологический регламент нефтеперерабатывающей установки ЛИНАС НПУ-50-5 ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-05-09, утвержден генеральным директором 30.12.2009 года, введен в действие с 01.01.2010 года (далее – ТР-05-09 на НПУ-50);

2) Технологический регламент нефтеперерабатывающей установки ЛИНАС НПУ-50-5 ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-05-11, утвержден генеральным директором 01.08.2011 года, введен в действие с 01.08.2011 года (далее – ТР-05-11 на НПУ-50).

На НПУ-150М в проверяемый период 2010-2012 гг. действовали следующие технологические регламенты:

1) Технологический регламент нефтеперерабатывающей установки ЛИНАС НПУ-150-4 ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-06-09, утвержден генеральным директором 30.12.2009 года, введен в действие с 01.01.2010 года (далее – ТР-06-09 на НПУ-150М);

2) Технологический регламент нефтеперерабатывающей установки ЛИНАС НПУ-150-4 ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-06-11, утвержден генеральным директором 01.08.2011 года, введен в действие с 01.08.2011 года (далее – ТР-06-11 на НПУ-150М).

Технологические регламенты, введенные в действие с 01.08.2011 года, были разработаны после введения в эксплуатацию установки вакуумной отгонки, то есть после изменения характеристик производственного объекта–дополнения его новым оборудованием.

Согласно ТР-05-09 и ТР-05-11 на НПУ-50 установка предназначена для первичной атмосферной переработки углеводородного сырья с одновременным получением до четырех жидких углеводородных фракций из числа следующих:

1. бензиновые фракции:

- легкая бензиновая фракция – фракционный состав: конец кипения не выше 190?С;

- тяжелая бензиновая фракция – фракционный состав: начало кипения не ниже 30?С, конец кипения не ниже 220?С и не выше 250?С;

2. керосиновая фракция - фракционный состав: начало кипения не выше 150?С, конец кипения не выше 250?С; керосино-газойлевая фракция – фракционный состав: начало кипения не выше 160?С, конец кипения не выше 280?С;

3. дизельные фракции:

- легкая дизельная фракция (легкий газойль) – фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360?С;

- тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) – фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 360?С;

4. мазутная фракция – остаток перегонки.

Согласно ТР-06-09 и ТР-06-11 на НПУ-150М установка предназначена для первичной атмосферной переработки углеводородного сырья с одновременным получением до трех жидких углеводородных фракций из числа следующих:

1. бензиновые фракции:

- легкая бензиновая фракция – фракционный состав: конец кипения не выше 190?С;

- тяжелая бензиновая фракция – фракционный состав: начало кипения не ниже 30?С, конец кипения не ниже 220?С и не выше 250?С;

2. керосино-газойлевая фракция – фракционный состав: начало кипения не выше 160?С, конец кипения не выше 280?С;

3. дизельные фракции:

- легкая дизельная фракция (легкий газойль) – фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360?С;

- тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) – фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 360?С;

4. мазутная фракция – остаток перегонки.

Виды углеводородного сырья, которые указаны в технологических регламентах, – нефть, газовый конденсат, смесь нефти и газового конденсата, иное углеводородное сырье.

В разделе 2 технологических регламентов указана выпускаемая продукция и ее основные характеристики: нафта полнофракционная (дистиллят газового конденсата легкий) марок НЛмс (НЛ); бензин газовый стабильный марок БТ (БТмс) (фракционный состав: начало кипения не ниже 30?С, конец кипения не ниже 220?С); топливо печное бытовое (фракционный состав: 90% перегоняется при температуре не выше 360?С); топливо дизельное летнее ДТл вид 1 (вид 2; вид 3); топливо дизельное зимнее ДТз вид 1 (вид 2; вид 3); топливо технологическое экспортное марка Э-4,0; мазут топочный марки М-40.

Указанные технологические регламенты изучались Западно-Сибирским управлением Ростехнадзора при проведении плановой выездной проверки деятельности ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в 2011 году. По результатам проверки был составлен акт № 20 Х-ИК-12 от 12.08.2011 года, в адрес предприятия было вынесено предписание №20 Х-КИ-12 от 12.08.2011 года с указанием на выявленные нарушения, в том числе со ссылками на данные технологические регламенты.

Технологический регламент нефтеперегонной установки НПУ-50 № ТР-02-09 от 01.04.2009 года и Технологический регламент нефтеперегонной установки НПУ-150М № ТР-03-09 от 01.04.2009 года, - не имеют отношения к обстоятельствам дела, поскольку содержат сведения на дату, предшествующую проверяемому периоду 2010 – 2012 годов. С 01.01.2010 года были утверждены и введены в действие новые технологические регламенты. Они разрабатывались в связи и после запуска нефтеперегонных установок Линас-Техно.

Технологические регламенты ТР-02-09 и ТР-03-09 от 01.04.2009 года разрабатывались до начала деятельности по производству нефтепродуктов и с учетом того, что в перерабатываемой нефти будет содержаться от 55 до 60% суммы бензиновой и дизельной фракций – светлых нефтепродуктов.

Однако, по факту обществом перерабатывалась нефть с выходом около 71% фракций при температуре до 3000С. При этом, светлыми считаются фракции кипящие до 3600С, а потому светлых фракций в нефти, перерабатываемой обществом, находилось более 71 %.

В ТР-02-09 и ТР-03-09 есть ссылки на возможность производства обществом таких спорных нефтепродуктов, как бензин газовый стабильный и топливо печное бытовое.

Согласно пункту 17 раздела 6 ТР-02-09 получаемые целевые продукты–бензиновая фракция (нафта, БГС), дизельная фракция (дизельное топливо, топливо печное бытовое светлое), мазутная фракция (ТТЭ).

Пунктами 1.1, 1.2 ТР-03-09 предусмотрено, что установка НПУ-150 предназначена для первичной атмосферной перегонки углеводородного сырья (нефть, газовый конденсат, смесь нефти и газового конденсата) с получением следующих конечных фракций: бензиновая (бензин газовый стабильный, нафта полнофракционная), дизельная (топливо дизельное, топливо печное бытовое), мазутная (топливо технологическое экспортное).

Также топливо печное бытовое указано в числе готовой продукции в разделах № 2 «Техническая характеристика сырья, продуктов, основных и вспомогательных материалов» ТР-02-09, ТР-03-09.

Пробы нефтепродуктов отбираются несколько раз и с разными целями. На этапе входного контроля качества сырья отбирается проба, чтобы исследовать какого качества пришла нефть на соответствие ее договору поставки.

На следующем этапе анализы выполняются в ходе работы технологического оборудования - на установках, там делаются ходовые анализы для того чтобы определить достаточность того или иного параметра, установленного на нефтеперерабатывающих установках.

Делаются анализы на выходе с этих установок, чтобы максимально избежать смешения одного вида нефтепродукта с другим, при переходе с одного выпуска продукции на другой также делали анализы для того чтобы понять, что в данный момент пошло нужное топливо, чтобы наполнять им резервуар.

Нефтепродукты одной фракции могут храниться в резервуарах не одновременно, а замещаться. Для этого необходимо из резервуара скачать предыдущие нефтепродукты до минимального количества, которое там останется. У каждого резервуара есть приемо-раздаточные патрубки, которые позволяют наполнять его или наоборот откачивать из него нефтепродукты, при этом оставляя минимальное количество нефтепродуктов внутри. После этого происходит заполнение данного резервуара другим нефтепродуктом. То количество предыдущего продукта, которое осталось внутри, при пересчете на объем свеженалитого продукта не меняет показатель качества в худшую сторону. Во всем резервуарном парке взаимозаменяемость происходила без влияния на качество.

В нормативных документах понятия аварийного резервуара нет. Единственное понятие аварийного резервуара дано во внутреннем документе завода – в Плане локализации и ликвидации аварийных ситуациях № 61-ИД-14697-208. В нем дано понятие аварийного резервуара «Аварийный резервуар используется для приема некондиционного дизельного топлива». Таким образом, требований, чтобы для каждой фракции выделялся отдельный аварийный пустой резервуар, нет.

Это регулируется таким нормативным документом, как План локализации аварийных ситуаций (ПЛАС). Там описывается ситуация на случай разгерметизации одного или другого резервуара, при которой возникнет необходимость скачать пожароопасную жидкость и перекачать в целый резервуар, и устранить розлив наружу.

Под понятием «аварийный резервуар» в данном случае понимается следующее. По всему резервуарному парку выделяется один резервуар, который должен быть по объему способным принять в себя любое количество топлива из резервуарного парка. Это может быть любой достаточный по объему резервуар, в который можно перекачать. Мазутные резервуары имеют свой аварийный резервуар, а сырьё и светлые нефтепродукты – свой. Иметь аварийный резервуар для каждого отдельного нефтепродукта не требуется ни в одном нормативном документе.

В период с 2010 по 2012 года порядок ликвидации аварийных ситуаций был установлен следующими нормативными документами:

1) Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов, утвержденные постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 20.05.2003 года № 33, согласно пункту 4.6. которых «на каждом складе рекомендуется выделять запасной резервуар, освобожденный от нефтепродуктов, на случай аварии или пожара. Вместимость этого резервуара должна быть не меньше вместимости наибольшего резервуара склада». Здесь речь идет об одном резервуаре.

2) СП 4.13130.2009. Свод правил. Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям (утв. Приказом МЧС РФ от 25.03.2009 N 174).

В пункте 6.4.56 СП установлено: «Из наземных резервуаров единичной и общей вместимостью более 1 куб. м для легковоспламеняющихся и 5 куб. м для горючих нефтепродуктов, относящихся к расходному складу и устанавливаемых в производственных зданиях, должны предусматриваться слив в аварийный подземный резервуар или опорожнение их продуктовыми насосами в резервуары основной емкости склада.

Объем аварийного резервуара должен быть не менее 30% суммарной вместимости всех резервуаров, устанавливаемых в производственных зданиях расходного склада, и не менее вместимости наибольшего из указанных резервуаров». Здесь тоже говорится об одном резервуаре, а также о том, что его вообще может не быть, если нефтепродукты могут перекачиваться из одной емкости склада в другую.

Термины «дизельное топливо», «бензиновая фракция», указанные в плане локализации и ликвидации аварий (ПЛАС) имеют другую смысловую нагрузку. Документ направлен на обеспечение пожарной безопасности. Бензиновая фракция имеет температуру вспышки минус 35 градусов, даже при температуре минус 35 приведет к воспламенению, дизельная – от плюс 40 и выше до 70. Это говорит о том, что в холодное время данную жидкость надо еще постараться разжечь, она гореть не будет, а у мазутной фракции вспышка выше 100 градусов, что говорит само за себя. ПЛАС, в первую очередь для пожарных и аварийных служб, он устанавливает каким образом какой инструмент применять при ликвидации аварийных ситуаций, какую одежду одевать, какими противогазами пользоваться. В данном случае именно пожароопасные свойства имеются в виду и про них пишется. Указаний о том, что горит бензин с октановым числом 92 или 80 в данных документах нет, потому что для пожарных не важно, какой бензин горит, главное понять, что это горит и как это тушить.

Масса нефтепродуктов всегда определяется заводом расчетным способом, первый способ – взвешивание, второй – определение массы путем использования определения объема и плотности жидкости. Второй способ применяется, для железнодорожных цистерн; каждая цистерна имеет свой тип котла, так называемая бочка; для каждого типа имеются калибровочные таблицы.

У автомобильных цистерн схема другая, каждая автомобильная цистерна имеет сертификат калибровки, который выдает центр стандартизации и метрологии, в котором написано что каждая секция в автомобиле имеет свой объем. Зная объём, измерив плотность, высчитывается масса.

По резервуарному парку аналогичным способом рассчитывается масса. Для каждого резервуара существует калибровочная таблица или таблицы емкости резервуаров. Они составляются так, что показывается объем резервуара в кубических метрах на каждый сантиметр высоты резервуара. Если это не указывается, то данная величина определяется путем расчета. Применяются замеры уровня наливного груза в резервуаре метроштоком, рулеткой или иными аналогичными способами. Через эту таблицу можно посчитать объем налитой жидкости, объем умножается на плотность и получается масса нефтепродукта.

Для определения массы нефтепродукта не надо никаких аттестованных методик определения массы, для этого достаточно знать объем и плотность нефтепродукта.

<данные изъяты> для ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» была разработана инструкция «Масса нефтепродуктов. Методика выполнения измерений в железнодорожных цистернах косвенным методом статических измерений на объектах ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ».

Необходимость в разработке специальной методики появилась в 2009 году, когда ЗАО «Крутогорский НПЗ» стал отправлять нефтепродукты на экспорт. На первых этапах работы отгрузки нефтепродуктов на экспорт по заявкам ЗАО «ВСП Процессинг» завод столкнулся с такой проблемой – от завода требовали либо аттестованную методику определения массы груза (у завода ее на тот момент не было), либо согласно условиям контракта завод должен был приглашать специалистов международных аттестованных организаций, таких как СЖС, Сейболт, чтобы представители данных организаций совместно с операторами завода участвовали в отгрузке и смотрели, как и что завод измеряет. При расчетах они использовали поправочный коэффициент. Деньги платили им за это не малые. В связи с этим было принято решение получить такую методику проведения измерения. Это чисто формальный документ, для выполнения условий международных контрактов и экономии денег.

Инструкция ФГУП «ВНИИМС» устанавливает методику выполнения измерений массы нефтепродуктов косвенным методом статических измерений в железнодорожных цистернах (раздел 1 Инструкции). Сущность метода заключается в измерении объема, плотности и температуры нефтепродукта и расчете массы нефтепродукта в цистерне. Массу нефтепродукта в цистерне определяют как произведение значений объема и плотности нефтепродукта, приведенных к стандартным условиям (Т=15?С и Ризб=0 Па) (п. 4.3., 4.4 Инструкции).

В Приложении к Инструкции содержатся таблицы пересчета плотности нефтепродукта к стандартным условиям. При этом для удобства таблицы разграничены на три группы нефтепродуктов по плотности. Торговых наименований нефтепродуктов ни таблицы, ни сама методика не содержат.

В методике в качестве основополагающих компонентов заложен диапазон плотностей, для бензина плотность от 0,6 до 0,75, для дизельных фракций от 0,75 до 0,8.

Таким образом, данная методика позволяет определять массу нефтепродуктов, плотность которых попадает в диапазон плотностей, для которых приведен расчет в таблице.

Методика выполнения измерений в железнодорожных цистернах косвенным методом статических измерений на объектах ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», разработанная ФГУП «ВНИИМС», применяться к автоцистернам не может. У автомобильного транспорта другая мера вместимости, которая определяется центром стандартизации и метрологии. Они определяют вместимость автомобильных цистерн способом налива воды и взвешиванием на своих весах, после чего выдают свидетельство о поверке, в котором написано что данная мера вместимости имеет такой-то объем. Там никакая методика не нужна. У каждого водителя в машине есть свидетельство о поверке с голографическими марочками, у него есть срок действия. Это свидетельство используется для расчета массы. Это не документ завода.

По имеющимся в материалах уголовного дела паспортам и протоколу испытаний с приложением топливо печное бытовое не соответствовало дизельному топливу по таким показателям, как фракционный состав, массовая доля серы, концентрация фактических смол, предельная температура фильтруемости, температура застывания (т. 10 л.д. 179-196, т. 15 л.д. 129-157, т. 12 л.д.73, т. 10 л.д. 127-131, т. 31 л.д. 64-66).

Также, по имеющимся в материалах уголовного дела протоколу испытаний с приложением и выпискам из журналов анализов дизельное топливо не соответствовало по показателям температуры застывания, температуры помутнения, концентрации фактических смол (т. 10 л.д. 64-67, т. 10 л.д. 47, т. 36 л.д. 139, т. 10 л.д. 48, т. 36 л.д. 142).

В частности, из паспортов на «Топливо печное бытовое» № 236 от 28.06.2010, № 322 от 22.09.2010, №47 от 24.03.2011, №67 от 06.04.2011, №69 от 08.04.2011, №86 от 25.04.2011, №107 от 17.05.2011 (а/ц Н633ТР), №107 от 17.05.2011 (а/ц О262ХА), №108 от 20.05.2011, №125 от 29.06.2011, №126 от 30.06.2011, №131 от 06.07.2011, №133 от 08.07.2011, №150 от 25.07.2011, №150 от 25.07.2011, №157 от 03.08.2011, №157 от 05.08.2011, №166 от 16.08.2011 (а/ц Н633ТР), №166 от 16.08.2011 (а/ц О262ХА), которые получены от <данные изъяты>», следует, что топливо печное бытовое, заводом – изготовителем которого являлся ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», не являлось дизельным топливом, поскольку не соответствовало требованиям, предъявляемым к дизельному топливу.

По паспорту № 133 от 08.07.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 179) не соответствует дизельному топливу по такому показателю, как предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

По паспорту № 236 от 28.06.2010 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 180) не соответствует дизельному топливу по такому показателю, как фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1910С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (фракционный состав до температуры не выше 1800С - не более 10%);

По паспорту №125 от 29.06.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 182) не соответствует дизельному топливу по такому показателю, как предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

По паспорту №126 от 30.06.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 183) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- температура застывания – минус 5, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

По паспорту №131 от 06.07.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 184) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- температура застывания – минус 5, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

По паспорту №157 от 03.08.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 185) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 147 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №157 от 05.08.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 188:) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 157 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №150 от 25.07.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 189) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,212%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 169 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №108 от 20.05.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 190) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,25%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 96 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №107 от 17.05.2011 (а/ц Н633ТР) топливо печное бытовое (том 10 л.д. 191) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,25%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

3) концентрация фактических смол – 244 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту № 69 от 08.04.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 192) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,35%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – плюс 2, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 181 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

- кинематическая вязкость – 7,64, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 6 мм2/с (сСт);

- фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1860С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (фракционный состав до температуры не выше 1800С - не более 10%);

По паспорту № 67 от 06.04.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 193) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы - 0,35%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости - плюс 2, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20).

- концентрация фактических смол - 181 мг на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

- кинематическая вязкость – 7,64, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 6 мм2/с (сСт));

- фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1890С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (фракционный состав до температуры не выше 1800С - не более 10%);

По паспорту №107 от 17.05.2011 (а/ц О262ХА) топливо печное бытовое (том 10 л.д. 194) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,25%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – 0, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 244 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту № 86 от 25.04.2011 года топливо печное бытовое (том 10 л.д. 195) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,25%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – 0, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 252 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №47 от 24.03.2011 топливо печное бытовое (том дела 10 л.д. 196) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,32%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- концентрация фактических смол – 110 мг на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг на 100 см3 топлива);

- кинематическая вязкость - 7,70, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 6 мм2/с (сСт));

- фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1890С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (фракционный состав до температуры не выше 1800С - не более 10%).

Кроме того, по паспортам № 236 от 28.06.2010, № 322 от 22.09.2010, №166 от 16.08.2011 (а/ц Н633ТР), №166 от 16.08.2011 (а/ц О262ХА) топливо печное бытовое не может быть отнесено к дизельным топливам из-за отсутствия в паспортах сведений о таких обязательных в 2010 – 2011 годах характеристиках (показателях) дизельного топлива, как цетановое число, предельная температура фильтруемости, полициклические ароматические углеводороды, смазывающая способность и прочих показателях, предусмотренных Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (том 10 л.д. 180, 181, 186, 187).

Из паспортов на «Топливо печное бытовое» №740 от 24.05.2012, №741 от 24.05.2012, №746 от 26.05.2012, №750 от 26.05.2012, №863 от 08.06.2012, №865 от 09.06.2012, №655 от 14.05.2012, №658 от 14.05.2012, №656 от 14.05.2012, №657 от 14.05.2012, №958 от 20.06.2012, №959 от 20.06.2012, №960 от 20.06.2012, №961 от 20.06.2012, №962 от 20.06.2012, №786 от 01.06.2012, №785 от 01.06.2012, №783 от 01.06.2012, №782 от 01.06.2012, которые получены от <данные изъяты> (том 15 л.д. 129-132, 135-136, 139-142, 145-149, 154-157), следует, что топливо печное бытовое, заводом – изготовителем которого являлся ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», не являлось дизельным топливом, поскольку не соответствовало требованиям, предъявляемым к дизельному топливу.

По паспорту №740 от 24.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 129) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,14%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 65 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №741 от 24.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 130) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,14%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 65 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №746 от 26.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 131) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,15%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 65 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №750 от 26.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 132) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,14%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 65 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №863 от 08.06.2012 г. топливо печное бытовое (том 15 л.д. 135) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,141%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №865 от 09.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 136) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,141%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №655 от 14.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 139) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,145%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №658 от 14.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 140) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,145%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №656 от 14.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 141) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,145%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №657 от 14.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 142) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,145%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №958 от 20.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 145) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,125%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- температура застывания – минус 7, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №959 от 20.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 146) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,125%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- температура застывания – минус 7, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №960 от 20.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 147) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,125%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- температура застывания – минус 7, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №961 от 20.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 148) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,125%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- температура застывания – минус 7, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №962 от 20.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 149) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,125%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- температура застывания – минус 7, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №786 от 01.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 154) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,147%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №785 от 01.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 155) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,147%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №783 от 01.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 156) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,147%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

По паспорту №782 от 01.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д.157) имеет следующие показатели, не соответствующие предъявляемым к дизельному топливу требованиям:

- массовая доля серы – 0,147%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива).

Из паспорта № 303 от 02/03.09.2010 года, который получен от <данные изъяты> (том 12 лист дела 73), следует, что топливо печное бытовое, заводом – изготовителем которого являлся ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», не являлось дизельным топливом, поскольку оно не соответствовало требованиям, предъявляемым к дизельному топливу по фракционному составу - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1890С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (до температуры не выше 1800С не более 10%).

Кроме того, топливо печное бытовое по данному паспорту не может быть отнесено к дизельным топливам из-за отсутствия в паспорте сведений о таких обязательных в 2010 году характеристиках (показателях) дизельного топлива, как цетановое число, предельная температура фильтруемости, полициклические ароматические углеводороды, смазывающая способность и прочих показателях, предусмотренных Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005

Из протокола испытаний № 113/3277 от 18.04.2011 года и приложения № 1 к протоколу испытаний № 113/3277 от 18.04.2011 года, которые проведены испытательной лабораторией нефтепродуктов <данные изъяты> по направлению на испытания от <данные изъяты>, следует, что топливо печное бытовое по ТУ 0251-00785357554-2009, заводом – изготовителем которого являлся ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» (том 10 л.д. 127-130; т.31 л.д. 64-66), не являлось дизельным топливом, поскольку не соответствовало требованиям, предъявляемым к дизельному топливу по следующим показателям:

- фракционный состав - 94 процентов объемных перегоняется при температуре 3600С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С);

- предельная температура фильтруемости – минус 5, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 116 мг/см3, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг./100 см3 топлива).

Из протокола испытаний № 39/9888 от 20.01.2010 года и приложению к протоколу испытаний № 39/9888 от 20.01.2010 года, которые проведены испытательной лабораторией нефтепродуктов <данные изъяты> (том 10 л.д. 64-66), следует, что дизельное топливо имеет следующие показатели, не соответствующие предъявляемым к дизельному топливу требованиям:

- фракционный состав - 95 процентов объемных перегоняется при температуре 3720С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С);

- температура помутнения – минус 2, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 50С для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 250С для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 350С для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ).

Из выписки из журнала анализов от 27.03.2010 года, которые проведены лабораторией технического контроля <данные изъяты> (том 10 л.д. 47; том 36 л.д. 139), следует, что дизельное топливо имеет концентрацию фактических смол - 237 мг на 100 см3, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 30 мг на 100 см3 по летней марке ДТ; не более 40 мг на 100 см3 по зимней марке ДТ и арктической марке ДТ).

Из выписки из журнала анализов от 30.05.2010 года, которые проведены лабораторией технического контроля <данные изъяты> (том 10 л.д. 48; том 36 л.д. 142), следует, что дизельное топливо не соответствует предъявляемым к дизельному топливу следующим показателям:

1) температура застывания (0С) – минус 8, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

2) температура помутнения (0С) – минус 1, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 5 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 25 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 35 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ), а также не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (не выше минус 10 (класс 0), не выше минус 16 (класс 1), не выше минус 22 (класс 2), не выше минус 28 (класс 3), не выше минус 34 (класс 4)).

Перевооружения как такового не было. Была доработка установок с необходимостью приведения их в соответствие техническому заданию, прописанному в договоре на их создание. В технических заданиях к этим договорам было указано, что установки должны работать с определенной мощностью, давать определенного качества продукты, а когда происходил режим пуско-наладки изначально этого достигнуто не было, поэтому установки дорабатывались, чтобы привести их к соответствию, это техническим перевооружением не являлось и не могло являться. Все эти работы закончились в конце 2009 года.

Письма в адрес <данные изъяты> с просьбой о модернизации отправлял собственник оборудования, на тот момент это было <данные изъяты>, все письма подписывались генеральным директором этого предприятия. Рекомендации о добавлении или включении того или иного оборудования, которое могло бы нам в последующем давать дополнительную возможность перерабатывать сырье, принимались коллегиально, в том числе, с его участием.

В 2010-2012 годах на предприятии имелись технологические регламенты нефтеперерабатывающих установок.

Технологический регламент – это внутренний документ предприятия, подписывается генеральным директором, составляется специалистами данного предприятия на основании проектной документации, которую предоставляет изготовитель оборудования.

Технологический регламент - это базовый документ, который необходим для безопасной эксплуатации нефтеперегонных установок. Это основной технический документ, определяющий порядок ведения технологического процесса, обеспечивающего выпуск продукции требуемого качества, безопасные условия эксплуатации технических установок, штатных вспомогательных средств для обеспечения, которые обслуживают технологическую установку, а также выполнение требований промышленной санитарии охраны труда, охраны окружающей среды, промышленной и пожарной безопасности.

Технологические регламенты, которые были в период 2010-2012 на НПУ-50, НПУ-150:

1) ТР-05-09 (введён в действие с 1 января 2010 года) на НПУ-50;

2) ТР-06-09 (введён в действие с 1 января 2010 года) на НПУ-150;

3) ТР-05-11(введён в действие с 1 августа 2011 года) на НПУ-50;

4) ТР-06-11 (введён в действие с 1 августа 2011 года) на НПУ-150.

Согласно технологическим регламентам ТР-05-09 и ТР-05-11 НПУ-50 выпускает: легкая бензиновая фракция с концом кипения не выше 190°С; тяжелая бензиновая фракция, где начало кипения не ниже 30°С, конец кипения не ниже 220°С и не выше 250°С; керосиновая фракция, с началом кипения 150°С и концом кипения 250°С; керосиногазойлевая фракция с началом кипения не выше 160°С, с концом не выше 280°С; дизельная фракция – легкая дизельная фракция (легкий газойль), фракционный состав которой 95% перегоняется при не выше 360°С; тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль), у которой фракционный состав 95% перегоняется при температуре 360°С; мазутная фракция – остаток перегонки.

На НПУ-150 могут производиться: легкая бензиновая фракция - конец кипения не выше 190°С; тяжелая бензиновая фракция с началом кипения не ниже 30°С, конец кипения не ниже 220°С и не выше 250°С; керосиногазойлевая фракция - начало кипения не выше 160°С, конец кипения не выше 280; легкая дизельная фракция - легкий газойль, фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360°С; тяжелая дизельная фракция - фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360°С; мазутная фракция – остаток перегонки.

В период 2010-2012 года слив сырья осуществлялся на сливо-наливной эстакаде. Устанавливались вагон-цистерна, к которым после определения качества и количества, подключались сливные устройства, специально разрешенные для этого. Слив производился с помощью насосов, трубопроводов в резервуары временного хранения. Единовременно могло работать 4 сливных устройства.

По просьбе предприятия разрабатывалась московским центром по метрологии «Методика определения массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах». В частности, там речь шла про нефть, потому что нефть является смесевым продуктом, в котором содержатся как светлые, так и темные нефтепродукты, а также для отдельных групп нефтепродуктов: бензиновой, дизельной и мазутной фракций.

Для определения массы конкретного продукта не имеет значение его потребительское название, имеют значение больше физико-химические свойства. Поэтому предусмотреть то или иное название в таких таблицах можно, но это не оправданно.

На заводе 4-х сменная система работы, в одной смене ТСП работало до 7 человек. В обязанности оператора входит: начальник смены дает задание открыть ту или иную задвижку, включить тот или иной насос, замерить уровень в том или ином резервуаре, определить уровень в том или ином резервуаре, плотность. Смена продуктов в резервуарах происходила постоянно.

В товарно-сырьевом парке велись журналы отгрузок, на каждый вид топлива, подтверждающие отгрузку нефтепродуктов. Данный журнал вел начальник смены.

Топливо печное бытовое используется в виде топлива для сжигания в котлах, зерносушилках, котлов обогрева домов. Бензин газовый стабильный используется в качестве растворителя в лакокрасочной продукции, сырья для вторичных процессов, сырья для получения газов.

Сбытом нефтепродуктов занималось <данные изъяты>. Они делали заявки, и завод отгружал продукцию, согласно этим заявкам. Рекомендации, куда использовать то или иное топливо, давались в самом начале, разрабатывались технические условия на их изготовление, прорабатывалась область применения, были даны рекомендации, куда это можно использовать, согласно этим рекомендациям <данные изъяты> реализовывало нефтепродукты.

В 2011 году проводилась налоговая проверка общества за 2009 год. По результатам проверки заводу начислили неуплату акцизов со спорных продуктов, которые налоговый орган посчитал, что завод не мог выпускать. Завод доплатил. Результаты проверки оспаривались, но завод проиграл. Первую инстанцию завод выиграл.

Решение об уплате начисленных в ходе проведения налоговой проверки за 2009 г. акцизов в размере свыше 115 млн. рублей было принято акционерами общества. Было возбуждено уголовное дело. Банки диктовали свои требования, выдвигали условие о скорейшем прекращении уголовного дела, пока уголовное дело не будет прекращено, они отказывались выдавать кредиты и банковские гарантии, необходимые для деятельности предприятия, поэтому уголовное дело мешало дальнейшему финансированию предприятий. Заплатили налоги, после чего 23 октября 2012 года было прекращено уголовное дело.

Акцизы должен платить производитель подакцизных товаров, но по закону плательщик акциза перевыставляет акциз собственнику давальческого сырья (пункт 1 статьи 198 НК РФ). Завод перерабатывал давальческое сырье. Собственником давальческого сырья являлось <данные изъяты>, которое бы всё возместило, если бы были законные основания для выставления ему акцизов. В свою очередь собственник давальческого сырья включает выставленный ему акциз в стоимость товаров, который оплачивается покупателем (абзац 3 пункта 2 статьи 199 НК РФ). Из этого следует, что собственник давальческого сырья фактически возмещает акциз, который предъявляется ему к оплате плательщиком акцизов (в данном случае - ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»), за счет покупателя подакцизного товара. Поэтому отсутствуют экономическая мотивация и всякий смысл не оплачивать акциз производителю подакцизных товаров, поскольку акцизы фактически компенсируются покупателем подакцизной продукции через собственника давальческого сырья.

Завод КНПЗ создавался как отдельное предприятие на базе имеющейся площадки. Это раньше был Химзавод №3. Там было хранилище ракетных топлив. Потом по конверсионной программе это оборудование перешло под нефтебазу для хранения нефтепродуктов. На базе корпусов и имеющейся инфраструктуры было создано предприятие – Крутогорский НПЗ. А <данные изъяты> это отдельная структура, которая покупала сырьё и перерабатывала его на заводе.

В 2010-2012 годах остановок завода по предписанию контролирующих органов не было. Остановки для проведения работ были по регламенту. Согласно регламенту изготовителя оборудования раз в год рекомендуется проводить регламентные работы - зачистка определенных аппаратов, смена уплотняющих материалов, контроль насосного оборудования. В 2009 году было попеременное отключение для проведения дополнительных работ на одной из установок без полной остановки производства, остановки происходили в периоды с 24.05.2009 по 03.06.2009 года, с 25.07.2009 по 29.07.2009 года, 04.08.2009 года, 05.08.2009 года, 13.10.2009 - 15.10.2009 года, 20.10.2009 - 29.10.2009 года, 22.12.2009, 23.12.2009 года. Работы проводились попеременно, сначала на одной, вторая работает, потом на другой.

Производство бензина Нормаль-80 осуществлялось следующим образом. Покупалась химия - два компонента: метилтретбутиловый эфир, выпускаемый предприятием <данные изъяты>, и монометиланилин с Волжского Оргсинтеза. Компоненты допущены для данных целей, прошли все испытания, они добавляются в определенных пропорциях в бензиновую фракцию, все перемешивается внутри резервуара при помощи насоса, который забирает и туда же наливает, после усреднения качества делаются анализы, определяется цетановое число и остальные показатели, оформляется паспорт. Выпускали данный бензин, так как на него был спрос. Позже пошло ужесточение по некоторым параметрам и этого завод уже не мог обеспечить.

Завод не является уникальным производством, таких заводов по стране более двухсот, которые выпускают такие же по качеству продукты, которые не являются подакцизными товарами. Их к ответственности не привлекают. Проигранный опыт, по данным продуктам, у завода первый по стране.

<данные изъяты> работает на том же оборудовании <данные изъяты>, Курганский завод нефрасов работает на таких же установках, построенных теми же производителями, в <данные изъяты> больше чем наш по мощности. Заводы гораздо больше нашего, работают на таком же оборудовании, с такой же линейкой нефтепродуктов и вопросов не возникает. У Черниговского НПЗ было разбирательство на эту тему, и они отстояли свою позицию. По ним решение совершенно другое. Уголовное дело возбуждалось, но прекращено в связи с отсутствием состава преступления.

В обоснование невиновности Масленкова С.В. стороной защиты представлены следующие доказательства.

В соответствии со статьей 181 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - НК РФ) в период 2010-2012 годов к подакцизным товарам были отнесены:

автомобильный бензин (пп. 7 п. 1 ст. 181 НК РФ),

дизельное топливо (пп. 8 п. 1 ст. 181 НК РФ),

прямогонный бензин (пп. 10 п. 1 ст. 181 НК РФ).

В 2010-2012 годы топливо печное бытовое не являлось подакцизным товаром.

Топливо печное бытовое было включено в перечень подакцизных товаров Федеральным законом от 29.11.2012 №203-ФЗ, который вступил в силу с 01.01.2013 года, а ставка акциза на топливо печное бытовое была установлена только с 1 июля 2013 года.

Таким образом, согласно статье 181 НК РФ топливо печное бытовое являлось отдельным видом подакцизных товаров, наряду с дизельным топливом.

Следовательно, до 1 июля 2013 года ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» не обязано было начислять и уплачивать акциз на топливо печное бытовое, а налоговый орган доначислять акциз на количество произведенного и переданного давальцу (ЗАО «ВСП Процессинг») топлива печного бытового по ставке для дизельного топлива.

В соответствии с подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 НК РФ (в редакции 2010-2012 годов) под прямогонным бензином понимаются бензиновые фракции, полученные в результате переработки нефти, газового конденсата, попутного нефтяного газа, природного газа, горючих сланцев, угля и другого сырья, а также продуктов их переработки, за исключением бензина автомобильного и продукции нефтехимии. Для целей настоящей статьи бензиновой фракцией является смесь углеводородов, кипящих в интервале температур от 30 до 215 град. С при атмосферном давлении 760 миллиметров ртутного столба.

В Налоговом кодексе РФ отсутствуют определение понятия и характеристики дизельного топлива и автомобильного бензина.

В соответствии со ст. 11 НК РФ институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства Российской Федерации, используемые в настоящем Кодексе, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено настоящим Кодексом.

В соответствии с ГОСТ 26098-84 «Нефтепродукты. Термины и определения» нефтепродукт – готовый продукт, полученный при переработке нефти. Нефтепродукт определенной марки представляет собой индивидуальный нефтепродукт, название, номерное или буквенное обозначение, состав и свойства которого регламентированы в нормативно-технической документации. Кондиционным нефтепродуктом признается нефтепродукт, удовлетворяющий всем требованиям нормативно-технической документации.

Считают, что нефтепродукт, не отвечающий всем требованиям, предъявляемым нормативно-технической документацией, не может быть отнесен к данной марке нефтепродукта.

В 2010-2012 годах требования, предъявляемые к дизельным топливам, были установлены Техническим регламентом «О Требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.02.2008 года № 118 (далее – Технический регламент), ГОСТ 305-82 «Топливо дизельное. Технические условия» (далее - ГОСТ 305-82), ГОСТ Р 52368-2005 «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия» (далее - ГОСТ Р 52368-2005).

Согласно статье 2 Федерального закона от 27 декабря 2002 года № 184-ФЗ «О техническом регулировании» обязательные для применения и исполнения требования к объектам технического регулирования (продукции, производства и другим) устанавливаются техническим регламентом.

Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.02.2008 года № 118 утвержден Технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», устанавливающий требования к выпускаемому в оборот дизельному топливу.

Согласно пункту 10 Технического регламента дизельное топливо должно соответствовать требованиям согласно приложению №2 Технического регламента.

Приложением № 2 к Техническому регламенту установлены требования по следующим характеристикам дизельного топлива:

массовая доля серы,

температура вспышки в закрытом тигле,

фракционный состав,

массовая доля полициклических ароматических углеводородов,

цетановое число,

предельная температура фильтруемости,

смазывающая способность.

Пунктом 11 Технического регламента установлено, что в течение 3 лет со дня вступления в силу настоящего регламента наряду с оборотом дизельного топлива, соответствующего требованиям, предусмотренным приложением № 2 к настоящему техническому регламенту, допускается выпуск в оборот дизельного топлива, используемого для сельскохозяйственной и внедорожной техники, с нормой 45 по показателю «цетановое число, не менее», нормой 2000 миллиграмм на килограмм (0,2 процента массовых) по показателю «массовая доля серы, не более» и без нормирования показателей «смазывающая способность, не более» и «массовая доля полициклических ароматических углеводородов, не более» при условии соответствия остальных характеристик требованиям, предусмотренным приложением №2 к настоящему регламенту.

На основании пункта 1 Постановления Правительства Российской Федерации от 27.02.2008 года № 118 Технический регламент вступил в силу через 6 месяцев со дня официального опубликования настоящего Постановления, а именно с 03.03.2008 года (Собрание законодательства РФ, 03.03.2008 года, № 9), и утратил силу с 31.12.2012 года в связи с вступлением в силу Технического регламента Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту», принятого решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. № 826.

Таким образом, в 2010 – 2012 годах в соответствии с Техническим регламентом дизельное топливо должно соответствовать определенным требованиям по следующим характеристикам:

до 03.09.2011 года - массовая доля серы, температура вспышки в закрытом тигле, фракционный состав, цетановое число, предельная температура фильтруемости.

с 04.09.2011 года - массовая доля серы, температура вспышки в закрытом тигле, фракционный состав, массовая доля полициклических ароматических углеводородов, цетановое число, предельная температура фильтруемости, смазывающая способность.

При этом, на основании Технического регламента (пункты 10, 11, Приложение № 2) дизельное топливо должно соответствовать следующим требованиям по массовой доле серы:

до 03.09.2011 года – не более 2000 миллиграмм на килограмм (0,2 процента массовых);

с 04.09.2011 года по 31.12.2012 года - не более 500 мг/кг (0,05 процента массовых) - класс 2; не более 350 мг/кг (0,035 процента массовых) - класс 3; не более 50 мг/кг (0,005 процента массовых) - класс 4; не более 10 мг/кг (0,001 процента массовых) - класс 5.

Согласно пункту 2.2. ГОСТ 305-82 дизельное топливо должно соответствовать следующим физико-химическим показателям: 1) цетановое число, 2) фракционный состав, 3) кинематическая вязкость, 4) температура застывания, 5) температура помутнения, 6) температура вспышки, 7) массовая доля серы, 8) массовая доля меркаптановой серы, 9) содержание сероводорода, 10) испытание на медной пластинке, 11) содержание водорастворимых кислот и щелочей, 12) концентрация фактических смол, 13) кислотность, 14) йодное число, 15) зольность, 16) коксуемость, 17) коэффициент фильтруемости, 18) содержание механических примесей, 19) содержание воды, 20) плотность при 200 С, 21) предельная температура фильтруемости.

На основании пунктов 5.2., 5.3. ГОСТ Р 52368-2005 по физико-химическим и эксплуатационным показателям топливо дизельное ЕВРО должно соответствовать следующим требованиям: 1) цетановое число, 2) цетановый индекс, 3) плотность при 15 0С, 4) полициклические ароматические углеводороды, 5) содержание серы, 6) температура вспышки в закрытом тигле, 7) коксуемость 10%-ного остатка разгонки, 8) зольность, 9) содержание воды, 10) общее загрязнение, 11) коррозия медной пластинки, 12) окислительная стабильность, 13) смазывающая способность, 14) кинематическая вязкость, 15) фракционный состав, 16) содержание метиловых эфиров жирных кислот, 17) предельная температура фильтруемости, 18) температура помутнения.

В 2010-2012 годах требования, предъявляемые к автомобильным топливам, были установлены Техническим регламентом «О Требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.02.2008 года № 118.

Изначально нефтеперегонные установки НПУ-50, НПУ-150 были рассчитаны только на производство бензиновой, дизельной и мазутной фракций, а НПУ-50 – также на производство керосиновой фракции, что подтверждается:

1) договором №53-05 от 01.08.2005 года, заключенным между <данные изъяты> (исполнитель) (том 4 л.д. 240-249);

2) техническим заданием <данные изъяты> от 01.08.2005 года к договору №53-05 от 01.08.2005 года (том 5 л.д 1-2);

3) договором №61-06 от 10.10.2006 года, заключенным между <данные изъяты> (исполнитель) (том 5 л.д. 19-31);

4) дополнительным соглашением №3 от 14.05.2008 года к договору №61-06 от 10.10.2006 года (том 5 л.д. 37-41);

5) актом приёма-сдачи работ от 01.11.2007 года и счёт-фактурой № 14 от 01.11.2007 года (работы по блоку получения керосиновой фракции для модернизации НПУ-50), актом сдачи-приёмки работ (услуг) № 09 от 04.11.2008 года и счёт-фактурой № 16 от 04.11.2008 года (работы по модернизации НПУ-50) (том 4 л.д. 211-212; том 85 л.д. 123, 126, 127, 135).

В соответствии с пунктом 1 Технического задания «Малотоннажная нефтеперерабатывающая (нефтеперегонная) установка НПУ-50» от 01.08.2005 года к договору №53-05 от 01.08.2005 года (далее – Техническое задание к договору №53-05) назначение НПУ-50 - для первичной перегонки углеводородного сырья на следующие фракции: бензиновая, дизельная, мазутная (том 5 л.д. 1).

Пунктом 3.1. Технического задания к договору №53-05 предусмотрено, что бензиновая фракция, получаемая в результате перегонки углеводородного сырья, должна содержать 90% углеводородных фракций, которые перегоняются при температуре не выше 1900 С (том 5 л.д. 1).

Таким образом, бензиновая фракция, предусмотренная Техническим заданием к договору №53-05, не соответствует понятию прямогонного бензина, содержащемуся в подпункте 10 пункта 1 статьи 181 НК РФ, поскольку не содержит сведений о температуре конца кипения бензиновой фракции.

Согласно пункту 1 Технического задания «Нефтеперегонная установка НПУ-150М» по договору № 61-06 от 10.10.2006 года (в редакции дополнительного соглашения № 3 от 14.05.2008 года к договору № 61-06 от 10.10.2006 года) назначение установки НПУ-150М: для первичной атмосферной перегонки углеводородного сырья на следующие фракции: бензиновая, дизельная, мазутная (том 5 л.д. 37).

Согласно пункту 03 договора № 61-06 от 10.10.2006 года, модернизация нефтеперерабатывающей (нефтеперегонной) установки НПУ-50 заключается в монтаже и запуске в промышленную эксплуатацию дополнительного оборудования по получению керосиновой фракции и его согласовании с работой существующей установки НПУ-50 (том 5 л.д. 19).

Из пункта дополнительного соглашения №3 от 14.05.2008 года к договору №61-06 от 10.10.2006 года следует, что стоимость подрядных работ по модернизации установки НПУ-50 с оснащением блоком получения керосиновой фракции составляет 253 045 долларов США (том 5 л.д. 39-41).

В пункте 4 дополнительного соглашения №3 от 14.05.2008 года к договору №61-06 от 10.10.2006 года указано: «внести в договор следующие дополнительные условия:

При выполнении подрядных работ по модернизации установки НПУ-50 с оснащением блоком получения керосиновой фракции Исполнитель произвел поставку, монтаж и инжиниринговые услуги дополнительного оборудования, позволившего расширить технологические возможности модернизированной НПУ-50.

За произведенные дополнительные работы сверх работ по модернизации установки НПУ-50 с оснащением блоком получения керосиновой фракции Заказчик должен оплатить дополнительно 4 000 000 (четыре миллиона) рублей, в том числе НДС.» (том 5 л.д. 40).

В акте приёма-сдачи работ от 01.11.2007 года на сумму 6 742 180 рублей, подписанном между <данные изъяты> (Исполнитель), указано, что в соответствии с условиями договора № 61-06 Исполнитель выполнил подрядные работы по блоку получения керосиновой фракции для модернизации установки НПУ-50 в полном объёме, а Заказчик принял работы (том 85 л.д. 135).

Акту приёма-сдачи работ от 01.11.2007 года на сумму 6 742 180 рублей соответствует счёт-фактура № 14 от 01.11.2007 года на аналогичную сумму (том 85 л.д. 123).

Акт сдачи-приёмки работ (услуг) № 09 от 04.11.2008 года по договору № 61-06 от 06.02.2007 года, подписанный между <данные изъяты> (Исполнитель), составлен на выполненные работы (услуги) по модернизации НПУ-50 доп.согл. № 3 от 14.05.08 на сумму 4 000 000 рублей, включая НДС (том 4 л.д. 212; том 85 л.д. 126).

<данные изъяты> выставлена счёт-фактура № 16 от 04.11.2008 года за услуги по модернизации НПУ-50 на сумму 4 000 000 рублей, включая НДС (том 4 л.д. 211; том 85 л.д. 127).

Таким образом, актом приёма-сдачи работ от 01.11.2007 года и счёт-фактурой № 14 от 01.11.2007 года на сумму 6 742 180 рублей, актом сдачи-приёмки работ (услуг) № 09 от 04.11.2008 года и счёт-фактурой № 16 от 04.11.2008 года на сумму 4 000 000 рублей подтверждается проведение модернизации нефтеперегонной установки НПУ-50, которая заключалась в монтаже и запуске в промышленную эксплуатацию дополнительного оборудования по получению керосиновой фракции, что было предусмотрено пунктом 03 договора № 61-06 от 10.10.2006 года, заключенного между <данные изъяты> и дополнительным соглашением №3 от 14.05.2008 года к договору №61-06 от 10.10.2006 года (том 5 л.д. 19; 39-41).

Пунктом 3.2. Технического задания к договору №53-05 предусмотрено, что дизельная фракция, получаемая в результате перегонки углеводородного сырья, должна содержать 96% углеводородных фракций, которые перегоняются при температуре не выше 340 (360)0 С. Температура вспышки дизельной фракции, определяемая в закрытом тигле, должна быть не ниже 35 (40)0 С (том 5 л.д. 1).

Из пункта 3.2. Технического задания «Нефтеперегонная установка НПУ-150М» по договору № 61-06 от 10.10.2006 года (в редакции дополнительного соглашения № 3 от 14.05.2008 года) следует, что дизельная фракция, получаемая в результате перегонки нефти, должна содержать 95% углеводородных фракций, которые перегоняются при температуре не выше 3600 С. Температура вспышки дизельной фракции, определяемая в закрытом тигле, должна быть не ниже 400 С (том 5 л.д. 38).

Таким образом, Техническими заданиями к договорам №№53-05, 61-06 для дизельной фракции предусмотрено только два показателя – фракционный состав и температура вспышки.

Однако, для отнесения дизельной фракции к дизельному топливу недостаточно сравнения по двум указанным показателям.

Помимо фракционного состава и температуры вспышки Техническим регламентом, ГОСТ 305-82 и ГОСТ Р 52368-2005 предусмотрены также иные обязательные характеристики (физико-химические показатели), которым должно соответствовать дизельное топливо.

В марте - апреле 2009 года были выявлены недостатки в работе нефтеперегонных установок НПУ-50, НПУ-150, для устранения которых в течении 2009 года <данные изъяты> выполнены дополнительные работы, в результате которых в зависимости от параметров технологического процесса (технологического режима) и показателей сырья, на НПУ-50, НПУ-150 стало возможным стабильное производство следующих жидких углеводородных фракций: легкая бензиновая фракция (фракционный состав: конец кипения не выше 190?С); тяжелая бензиновая фракция (фракционный состав: начало кипения не ниже 30?С, конец кипения не ниже 2200С и не выше 250?С); керосино - газойлевая фракция (фракционный состав: начало кипения не выше 160?С, конец кипения не выше 280?С); легкая дизельная фракция (легкий газойль) (фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360?С); тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) (фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 360?С), мазутная фракция, а на НПУ-50 – также керосиновая фракция (фракционный состав: начало кипения не выше 150?С, конец кипения не выше 250?С).

Работы, которые проведены со стороны <данные изъяты> на нефтеперегонных установках НПУ-50 и НПУ-150, а также наименования и характеристики углеводородных фракций, которые могут производиться на данных нефтеперегонных установках, в том числе, тяжелая бензиновая фракция и тяжелая дизельная фракция, подтверждаются следующими доказательствами:

1) отчет <данные изъяты> от 03.10.2014 года - пункты 5.2., 5.8. (том 28 л.д. 159 – 250, № 29 л.д. 1-49, № 74 л.д. 20-55);

2) паспорт Колонна ректификационная плёночная НПУ-50.01.00.000ПС (введён взамен НПУ-50.01.00.000ПС от 2006 года), Новосибирск 2009 (восстановлен 03.10.2014 года)», разработанный <данные изъяты> (том 73 л.д. 104-157);

3) паспорт Колонна ректификационная <данные изъяты> (введён взамен НПУ-150.01.00.000ПС от 2008 года), Новосибирск 2009 (восстановлен 03.10.2014 года)», разработанный <данные изъяты> (том 73 л.д. 158-221);

4) паспорт на установку нефтеперерабатывающую <данные изъяты> (введен взамен ЛИНАС-НПУ-150-4.00.000ПС от 2008 года), Новосибирск 2009 (восстановлен 03.10.2014 года)», разработанный <данные изъяты> (том 73 л.д. 222-242);

5) паспорт на установку нефтеперерабатывающую <данные изъяты> (введен взамен НПУ-50-00.000ПС), Новосибирск 2009 (восстановлен 03.10.2014 года)», разработанный <данные изъяты> (том 74 л.д. 1-19);

6) руководство по эксплуатации нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты>, 2009 (восстановлено 03.10.2014 г.), разработанное <данные изъяты> (том 74 л.д. 56-178);

7) руководство по эксплуатации нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты>, 2009 (восстановлено 03.10.2014 г.), разработанное <данные изъяты> (том 74 л.д. 179-251);

8) акт проверки Сибирского управления Ростехнадзора № 37НХ/О-12/А от 03.03.2015 г. (том 82 л.д. 114-131);

9) предписание по итогам внеплановой выездной проверки соблюдения требований (требований промышленной безопасности) Сибирского управления Ростехнадзора № 37НХ/О-12/П от 03.03.2015 г. (том 82 л.д. 133-143);

10) письмо <данные изъяты> № 072 от 05.05.2014 г. (том 78 л.д. 147-148);

11) письмо <данные изъяты> № 042 от 06.03.2014 г. (том 78 л.д. 155);

12) письмо <данные изъяты> от 27.12.2013 г. в ответ на требование от 13.11.2013 № 05-10/11113 (том 4 л.д. 203);

13) письмо <данные изъяты> от 27.12.2013 г. в ответ на требование от 13.11.2013 № 05-10/11112 (том 4 л.д. 205);

14) технологический регламент нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-05-09, утвержден генеральным директором 30.12.2009 года, сроком действия с 01.01.2010 года по 31.12.2014 года (том 76 л.д. 1-72);

15) технологический регламент нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-05-11, утвержден генеральным директором 01.08.2011 года, сроком действия с 01.08.2011 года по 31.07.2016 год (том 75 л.д. 85-171);

16) технологический регламент нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-06-09, утвержден генеральным директором 30.12.2009 года, сроком действия с 01.01.2010 года по 31.12.2014 год (том 75 л.д. 172-247);

17) технологический регламент нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-06-11, утверждён генеральным директором 01.08.2011 года, сроком действия с 01.08.2011 года по 31.07.2016 год (том 91 л.д. 20-250; том 92 л.д. 1-45);

18) показания свидетеля С. А.Ф. (судебное заседание от 24.05.2017 года);

Из пункта 5.2. Отчета <данные изъяты> от 03.10.2014 года следует, что в 2005-2006 годах <данные изъяты> выполнены основные работы по созданию нефтеперегонной установки НПУ-50 на основании договора №53-05 от 01.08.2005 года, заключенного между <данные изъяты> (далее - договор №53-05 от 01.08.2005 года).

По техническому заданию к договору №53-05 от 01.08.2005 года установка НПУ-50 была предназначена для первичной атмосферной перегонки углеводородного сырья на следующие фракции: бензиновая фракция (90% фракций перегоняются при температуре не выше 190?С), дизельная фракция (в режиме отбора летнего дизельного топлива: 96% фракций перегоняются при температуре не выше 360?С, температура вспышки, определяемая в закрытом тигле – не ниже 40?С; в режиме отбора зимнего дизельного топлива: 96% фракций перегоняются при температуре не выше 340?С, температура вспышки, определяемая в закрытом тигле – не ниже 35?С;) и мазутная фракция (остаточный продукт перегонки углеводородного сырья) при соблюдении требований по перерабатываемому углеводородному сырью, в том числе по показателям массовой доли парафинов (не более 1,5%) и содержанию светлых нефтепродуктов (в нефти - от 55 до 60% суммы бензиновой и дизельной фракций).

На основании договора №61-06 от 10.10.2006 года, заключенного между <данные изъяты> (далее - договор №61-06 от 10.10.2006 года), и технического задания к договору №61-06 от 10.10.2006 года в 2007-2008 годах <данные изъяты> проведена модернизация НПУ-50, в результате которой на НПУ-50:

- установлены тарелка отборная керосиновой фракции (керосиновая секция) и связанные с ней аппарат воздушного охлаждения ХВ-7, насосы Н-7/1,2, технологические трубопроводы, КИПиА, кабельная продукция и электротехническая аппаратура;

- установлена секция с трубчатой регулярной насадкой (промежуточная секция) между тарелкой отборной керосиновой фракции (керосиновая секция) и тарелкой отборной дизельной фракции (дизельная секция);

- доработана системы АСУТП и ПАЗ.

Указанные работы по модернизации позволили расширить технологические возможности НПУ-50, в частности, производить керосиновую фракцию.

В марте - апреле 2009 года были выявлены следующие недостатки в работе НПУ-50: не достижение номинальной производительности, недостаточное охлаждение бензиновой фракции, недостаточное охлаждение теплоносителя (частые пробои пара), не достигались низкотемпературные показатели дизельной фракции, нестабильность технологического процесса, пониженный выход светлых фракций, при отборе керосиновой фракции отдельным потоком наблюдалась нестабильность работы ректификационной колонны.

В течении 2009 года для устранения указанных выявленных недостатков <данные изъяты> были выполнены следующие дополнительные работы:

- монтаж дополнительного аппарата воздушного охлаждения КХ-1/3 на линии теплоносителя ректификационной колонны;

- монтаж дополнительной секции с трубчатой регулярной насадкой (промежуточная секция) между секцией с трубчатой регулярной насадкой (промежуточная секция) и тарелкой отборной дизельной фракции (дизельная секция);

- монтаж дополнительного аппарата воздушного охлаждения КХ-1/4 на линии теплоносителя ректификационной колонны;

- увеличение угла наклона аппаратов воздушного охлаждения КХ-1/1, КХ-1/2, КХ-1/3;

- замена насосов Н-8/1,2 марки КМ 80-65-160/2-5-2М-УЗ на насосы марки 3М65-200/15ВХ-3000;

- переобвязка трубопроводов теплоносителя;

- установка дополнительного аппарата воздушного охлаждения бензиновой фракции КХ-2/2; переобвязка трубопроводов бензиновой фракции;

- замена насосов Н2/1,2 марки 2ЦГ25/50 на насосы марки 2ЦГ25/80; переобвязка технологических трубопроводов сырья;

- переобвязка трубопроводов дизельной фракции с монтажом байпаса в обход теплообменника Т-1;

- монтаж КИПиА, прокладка дополнительной кабельной продукции, монтаж пусковой и регулирующей аппаратуры; доработка программного обеспечения и мнемосхемы на компьютерах АРМ оператора.

После завершения этих работ на НПУ-50 увеличилась производительность установки, увеличился балансовый выход светлых углеводородных фракций, расширились пределы варьирования фракционного состава и качества получаемых углеводородных фракций, повысилась стабильность работы установки, в том числе, при выпуске углеводородных фракций различного фракционного состава, в результате чего расширены возможности работы нефтеперегонной установки НПУ-50 по выпуску углеводородных фракций, фракционный состав которых может варьироваться в более широких пределах, чем были предусмотрены техническими заданиями к договорам №53-05 от 01.08.2005 года, №61-06 от 10.10.2006 года.

В результате выполнения указанных работ, в зависимости от параметров технологического процесса (технологического режима) и показателей сырья, на НПУ-50 стало возможным стабильное производство следующих жидких углеводородных фракций: легкая бензиновая фракция (фракционный состав: конец кипения не выше 190?С); тяжелая бензиновая фракция (фракционный состав: начало кипения не ниже 30?С, конец кипения не ниже 2200С и не выше 250?С); керосиновая фракция (фракционный состав: начало кипения не выше 150?С, конец кипения не выше 250?С); керосино - газойлевая фракция (фракционный состав: начало кипения не выше 160?С, конец кипения не выше 280?С); легкая дизельная фракция (легкий газойль) (фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360?С); тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) (фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 360?С), мазутная фракция.

Из пункта 5.8. Отчета <данные изъяты> от 03.10.2014 года следует, что в 2006-2008 годах <данные изъяты> выполнены основные работы по созданию нефтеперегонной установки НПУ-150М на основании договора №61-06 от 10.10.2006 года, заключенного между <данные изъяты>.

По техническому заданию к договору №61-06 от 10.10.2006 года (дополнительное соглашение №3 от 14.05.2008 года к договору № 61-06 от 10.10.2006 года) установка НПУ-150М была предназначена для первичной атмосферной перегонки углеводородного сырья на следующие фракции: легкая прямогонная бензиновая фракция (с концом кипения не выше 170-180?С), дизельная фракция (95% перегоняются при температуре не выше 360?С; температура вспышки, определяемая в закрытом тигле – не ниже 40?С) и мазутная фракция (остаточный продукт перегонки углеводородного сырья) при соблюдении требований по перерабатываемому углеводородному сырью, в том числе по показателям массовой доли парафинов (не более 1,5%) и фракционному составу (65% объемных перегоняется при температуре 3500 С).

В марте - апреле 2009 года были выявлены следующие недостатки в работе НПУ-150М: не обеспечивалась номинальная производительность установки, насосы Н-2/1 и Н-2/2 работали нестабильно, недостаточное охлаждение теплоносителя, при работе вакуумного насоса Н-11 происходил пробой пара в линию вакуумного насоса, не достигались низкотемпературные показатели дизельной фракции, наблюдался пониженный выход светлых углеводородных фракций, перекрытие между фракциями превышало расчетные границы.

В течение 2009 года для устранения указанных выявленных недостатков <данные изъяты> были выполнены следующие дополнительные работы:

- монтаж дополнительных холодильников АВМ-Г-20-0,6-Б3-В-4-1-1,5 (4 шт.) в контуре охлаждения теплоносителя; переобвязка трубопроводов контура охлаждения теплоносителя;

- монтаж дополнительных патрубков Ду200 мм и Ду150 мм в крышке ректификационной колонны для отбора бензиновой фракции;

- замена контактных устройств в отпарной секции ректификационной колонны;

- изменение схем обвязки конденсаторов - холодильников бензиновой фракции КХ-2 с двухпоточной на трехпоточную (перемонтаж аппаратов воздушного охлаждения, увеличение проходного диаметра и переобвязка трубопроводов бензиновой фракции);

- переобвязка трубопроводов дизельной фракции с монтажом байпаса в обход теплообменника Т-1;

- монтаж аппарата воздушного охлаждения КХ-3 на линии сброса прямогонного газа на свечу рассеивания; переобвязка трубопроводов природного газа; врезка трубопроводов бензиновой фракции;

- монтаж КИПиА, прокладка дополнительной кабельной продукции, монтаж пусковой и регулирующей аппаратуры; доработка программного обеспечения и мнемосхемы на компьютерах АРМ оператора;

- введены дополнительные контактные элементы между ректификационной секцией и дополнительной секцией с трубчатой регулярной насадкой (промежуточная секция);

- в узел ввода сырья введены распределительные элементы;

- произведена дополнительная переобвязка контура циркуляции теплоносителя ректификационной колонны.

В результате проведенных дополнительных работ на НПУ-150М увеличилась тепловая мощность контура циркуляции теплоносителя в ректификационной колонне, устранены пробои пара на насос Н-11, снижено гидравлическое сопротивление на выходе из ректификационной колонны, и, как следствие, увеличены производительность установки и балансовый выход светлых углеводородных фракций, расширены пределы варьирования фракционного состава и качества получаемых углеводородных фракций, повышена стабильность работы установки при выпуске углеводородных фракций различного фракционного состава и качества, в результате чего расширены возможности работы нефтеперегонной установки НПУ-150М по выпуску углеводородных фракций, фракционный состав которых может варьироваться в более широких пределах, чем были предусмотрены техническим заданием к договору №61-06 от 10.10.2006 года (дополнительное соглашение №3 от 14.05.2008 года к договору № 61-06 от 10.10.2006 года).

В результате выполнения указанных работ, в зависимости от параметров технологического процесса (технологического режима) и показателей сырья, на НПУ-150М стало возможным стабильное производство следующих жидких углеводородных фракций: легкая бензиновая фракция (фракционный состав: конец кипения не выше 190?С); тяжелая бензиновая фракция (фракционный состав: начало кипения не ниже 30?С, конец кипения не ниже 2200С и не выше 250?С); легкая дизельная фракция (легкий газойль) (фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360?С); тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) (фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 360?С); керосино - газойлевая фракция (фракционный состав: начало кипения не выше 160?С, конец кипения не выше 280?С); мазутная фракция.

В паспорте «Колонна ректификационная плёночная НПУ-50.01.00.000ПС» (введён взамен НПУ-50.01.00.000ПС от 2006 года), Новосибирск 2009 (восстановлен 03.10.2014 года)», разработанном <данные изъяты> (том 73 л.д. 104-157), указано:

- в разделе 1 паспорта: «Адрес местонахождения: <адрес> наименование и адрес предприятия изготовителя: <данные изъяты>, <адрес>; год изготовления - 2006; год модернизации – 2007, 2008; год проведения дополнительных работ – 2009; наименование и назначение: колонна ректификационная плёночная предназначена для разделения углеводородных фракций.» (том 73 л.д. 106);

- в разделе 6 паспорта: «Внесены изменения с учетом следующих выполненных работ:

1. Монтаж секции с трубчатой регулярной насадкой между ректификационной (массообменной) секцией и тарелкой отборной дизельной фракции (дизельной секцией) – 2006 г.

2. Монтаж отборной тарелки керосиновой фракции (керосиновой секции) и секции с трубчатой регулярной насадкой (промежуточной) – 2007-2008 гг.

3. Монтаж дополнительной секции с трубчатой регулярной насадкой (промежуточной) между секцией с трубчатой регулярной насадкой (промежуточной) и тарелкой отборной дизельной фракции (дизельной секцией) – 2009г.

Настоящий паспорт НПУ-50.01.00.000ПС от 25.12.2009 года выдан взамен паспорта НПУ-50.01.00.000ПС от 03.03.2006 года» (том 73 л.д. 112);

- в разделе 1.3. Руководства по эксплуатации (Приложение Б):

«В ректификационной части колонны происходит разделение бензиновой, керосиновой и дизельной фракций.» (том 73 л.д. 144);

- в разделе 3 Руководства по эксплуатации (Приложение Б):

«Колонна может использоваться для перегонки углеводородного сырья (нефти, газового конденсата, смеси нефти и газового конденсата и иного углеводородного сырья) с получением различных углеводородных фракций. При однократной ректификации одновременно могут вырабатываться до пяти углеводородных фракций. Эксплуатация колонны осуществляется в соответствии с требованиями настоящего руководства, технологического регламента на производство и руководства по эксплуатации на нефтеперерабатывающую установку <данные изъяты>» (том 73 л.д. 149);

- в Сведениях о замене и ремонте основных элементов и арматуры (Приложение В):

«2006 года - Монтаж секции с трубчатой регулярной насадкой между ректификационной (массообменной) секцией и тарелкой отборной дизельной фракции (дизельной секцией).

2007-2008 год - Монтаж отборной тарелки керосиновой фракции (керосиновой секции) и секции с трубчатой регулярной насадкой (промежуточной).

2009 год - Монтаж дополнительной секции с трубчатой регулярной насадкой (промежуточной) между секцией с трубчатой регулярной насадкой (промежуточной) и тарелкой отборной дизельной фракции (дизельной секцией)» (том 73 л.д. 153).

В паспорте «Колонна ректификационная <данные изъяты>» (введён взамен НПУ-150.01.00.000ПС от 2008 года), Новосибирск 2009 (восстановлен 03.10.2014 года)», разработанном <данные изъяты> (том 73 л.д. 158-221), указано:

- в разделе 1 паспорта: «Адрес местонахождения: <адрес> наименование и адрес предприятия изготовителя: <данные изъяты><адрес>; год изготовления - 2008; год проведения дополнительных работ – 2009; наименование и назначение сосуда: колонна ректификационная <данные изъяты> предназначена для разделения углеводородных фракций.» (том 73 л.д. 160);

- в разделе 6 паспорта: «Внесены изменения с учетом следующих выполненных работ:

1. Монтаж дополнительных патрубков Ду200 мм и Ду150 мм в крышке ректификационной колонны для отбора бензиновой фракции - 2009г.

2. Замена контактных устройств в отпарной секции ректификационной колонны – 2009г.

3. Введены дополнительные контактные элементы между ректификационной секцией и секцией с трубчатой регулярной насадкой (промежуточная секция) - 2009г.

4. В узел ввода сырья введены распределительные элементы – 2009г.

Настоящий паспорт НПУ-150.01.00.000ПС от 25.12.2009 года взамен паспорта НПУ-150.01.00.000ПС от 05.11.2008 года» (том 73 л.д. 166);

- в разделе 1.3. Руководства по эксплуатации (Приложение Б):

«В ректификационной секции колонны происходит разделение бензиновой и дизельной фракций.» (том 73 л.д. 192);

- в разделе 3 Руководства по эксплуатации (Приложение Б):

«Колонна может использоваться для перегонки углеводородного сырья (нефти, газового конденсата, смеси нефти и газового конденсата и иного углеводородного сырья) с получением различных углеводородных фракций. При однократной ректификации одновременно могут вырабатываться до четырех углеводородных фракций. Эксплуатация колонны осуществляется в соответствии с требованиями настоящего руководства, технологического регламента на производство и руководства по эксплуатации на нефтеперерабатывающую установку <данные изъяты>» (том 73 л.д. 201);

- в Сведениях о замене и ремонте основных элементов и арматуры (Приложение В):

«1. Монтаж дополнительных патрубков Ду200 мм и Ду150 мм в крышке ректификационной колонны для отбора бензиновой фракции - 2009г.

2. Замена контактных устройств в отпарной секции ректификационной колонны – 2009г.

3. Введены дополнительные контактные элементы между ректификационной секцией и секцией с трубчатой регулярной насадкой (промежуточная секция) - 2009г.

4. В узел ввода сырья введены распределительные элементы – 2009г.» (том 73 л.д. 208).

В паспорте на установку нефтеперерабатывающую <данные изъяты> (введен взамен <данные изъяты> от 2008 года), Новосибирск 2009 (восстановлен 03.10.2014 года)», разработанном <данные изъяты> (том 73 л.д. 222-242), указано:

- назначение – для первичной переработки ректификацией углеводородного сырья с получением различных углеводородных фракций (том 73 л.д. 225);

- вид перерабатываемого углеводородного сырья – нефть, газовый конденсат, смесь нефти и газового конденсата, иное углеводородное сырьё (том 73 л.д. 225);

- в 2009 году выполнены следующие дополнительные работы при доработке установки:

1. Монтаж дополнительных холодильников АВМ-Г-20-0,6-Б3-В/4-1-1,5 (4 шт.) в контуре охлаждения теплоносителя.

2. На ректификационной колонне К-1 выполнены работы:

- монтаж дополнительных патрубков Ду200 мм и Ду150 мм в крышке ректификационной колонны для отбора бензиновой фракции;

- замена контактных устройств в отпарной секции ректификационной колонны.

3. Изменение схемы обвязки конденсаторов - холодильников бензиновой фракции КХ-2 с двухпоточной на трехпоточную (перемонтаж аппаратов воздушного охлаждения, увеличение проходного диаметра и переобвязка трубопроводов бензиновой фракции).

4. Переобвязка трубопроводов дизельной фракции с монтажом байпаса в обход теплообменника Т-1.

5. Монтаж аппарата воздушного охлаждения КХ-3 на линии сброса прямогонного газа на свечу рассеивания. Переобвязка трубопроводов природного газа, врезка трубопроводов бензиновой фракции.

6. Монтаж КИПиА, прокладка дополнительной кабельной продукции, монтаж пусковой и регулирующей аппаратуры. Доработка программного обеспечения и мнемосхемы на компьютерах АРМ оператора.

7. Введены дополнительные контактные элементы между ректификационной секцией и секцией с трубчатой регулярной насадкой (промежуточной) ректификационной колонны.

8. В узел ввода сырья ректификационной колонны введены распределительные элементы.

9. Переобвязка контура циркуляции теплоносителя колонны.

Настоящий паспорт <данные изъяты> от 25.12.2009 года выдан взамен паспорта НПУ-150.4.00.000ПС от 05.11.2008 года» (том 73 л.д. 241).

В паспорте на установку нефтеперерабатывающую <данные изъяты> (введен взамен НПУ-50-00.000ПС), Новосибирск 2009 (восстановлен 03.10.2014 года)», разработанном <данные изъяты> (том 74 л.д. 1-19), указано:

- назначение – для первичной переработки ректификацией углеводородного сырья с получением различных углеводородных фракций (том 74 л.д. 4);

- вид перерабатываемого углеводородного сырья – нефть, газовый конденсат, смесь нефти и газового конденсата, иное углеводородное сырьё (том 74 л.д. 4);

- в 2007-2008 году выполнены следующие работы по модернизации установки:

1. На ректификационной колонне К-1 выполнены следующие работы:

- монтаж отборной тарелки керосиновой фракции (керосиновая секция);

- монтаж секции с трубчатой регулярной насадкой (промежуточной) между тарелкой отборной керосиновой фракции (керосиновой секцией) и тарелкой отборной дизельной фракции (дизельной секцией).

2. Монтаж аппарата воздушного охлаждения ХВ-7 керосиновой фракции.

3. Монтаж насосов Н-7/1,2.

4. Монтаж технологических трубопроводов керосиновой фракции.

5. Монтаж КИПиА, кабельной продукции и электротехнической аппаратуры.

6. Доработка систем АСУ ТП и ПАЗ.

- в 2009 году выполнены следующие дополнительные работы по доработке установки:

1. Монтаж дополнительного аппарата воздушного охлаждения КХ-1/3 на линии теплоносителя ректификационной колонны.

2. Монтаж дополнительной секции с трубчатой регулярной насадкой (промежуточной) между секцией с трубчатой регулярной насадкой (промежуточной) и тарелкой отборной дизельной фракции (дизельной секцией);

3. Монтаж дополнительного аппарата воздушного охлаждения КХ-1/4.

4. Увеличение угла наклона аппаратов воздушного охлаждения КХ-1/1–КХ-1/3.

5. Замена насосов Н-8/1,2 марки КМ 80-65-160/2-5-2М-УЗ на насосы марки 3М65-200/15ВХ-3000.

6. Переобвязка трубопроводов теплоносителя.

7. Установка дополнительного аппарата воздушного охлаждения КХ-2/2. Переобвязка трубопроводов бензиновой фракции.

8. Замена насосов Н2/1,2 марки 2ЦГ25/50 на насосы марки 2ЦГ25/80. Переобвязка технологических трубопроводов сырья.

9. Переобвязка трубопроводов дизельной фракции с монтажом байпаса в обход теплообменника Т-1.

10. Монтаж КИП и А, прокладка дополнительной кабельной продукции, монтаж пусковой и регулирующей аппаратуры. Доработка программного обеспечения и мнемосхемы на компьютерах АРМ оператора.

Настоящий паспорт <данные изъяты> от 25.12.2009 года выдан взамен паспорта НПУ-50.00.000ПС от 2006 года. (том 74 л.д. 18).

В руководстве по эксплуатации нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> РЭ, 2009 (восстановлен 03.10.2014г.), разработанном <данные изъяты> (том 74 л.д. 56-178), указано:

«Нефтеперерабатывающая установка <данные изъяты> изготовлена на основании договоров № 5305 от 01.08.2005г. и № 61-06 от 10.10.2006г., заключенных между <данные изъяты> и расположена по адресу: <адрес>.

Данное РЭ от 25.12.2009 года вводится взамен «Нефтеперегонная установка НПУ-50. Руководство по эксплуатации НПУ-50.00.00.000РЭ» от 2006 года и составлено с учетом модернизации установки, проведенных дополнительных работ и испытаний установки (том 74 л.д. 59).

На установке возможно получение следующих жидких углеводородных фракций:

1. Бензиновые фракции:

- легкая бензиновая фракция - фракционный состав: конец кипения не выше 1900С,

- тяжелая бензиновая фракция - фракционный состав: начало кипения не ниже 300С, конец кипения не ниже 2200С и не выше 2500С.

2. Керосиновая фракция - фракционный состав: начало кипения не ниже 1500С, конец кипения не выше 2500С.

3. Керосино-газойлевая фракция - фракционный состав: начало кипения не выше 160 0С, конец кипения не выше 2800С.

4. Дизельные фракции:

- легкая дизельная фракция (легкий газойль) - фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 3600С,

- тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) - фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 3600С.

5. Мазутная фракция – остаток перегонки (том 74 л.д. 60).

В составе основного и вспомогательного оборудования НПУ-50 находятся аварийная ёмкость тёмных нефтепродуктов Е-5 и аварийная ёмкость светлых нефтепродуктов Е-6 (том 74 л.д. 61).

Технология установки НПУ-50 представляет собой атмосферную перегонку углеводородного сырья с однократным испарением. Описание процесса перегонки углеводородного сырья на установке НПУ-50 иллюстрируется принципиальной технологической схемой. Точные данные технологических режимов определяются в процессе отработки режимов на конкретном виде сырья с учетом качества получаемых продуктов (том 74 л.д. 63).

Возможен вариант работы НПУ-50 без отбора керосиновой фракции отдельным потоком. В этом случае КФ остается в ректификационной колонне и распределяется между бензиновой фракцией и/или дизельной фракцией в зависимости от технологического режима переработки. В этом случае выход фракций с установки осуществляется в трехпоточном режиме (тремя потоками) через продуктовую гребенку (том 74 л.д. 64).

В зависимости от показателей углеводородного сырья и параметров ведения технологического процесса на установке возможно одновременно производить и отбирать отдельными потоками до четырех жидких углеводородных фракций из числа следующих:

- легкая бензиновая фракция - фракционный состав: конец кипения не выше 1900С;

- тяжелая бензиновая фракция - фракционный состав: начало кипения не ниже 300С, конец кипения не ниже 2200С и не выше 2500С;

- керосиновая фракция - фракционный состав: начало кипения не ниже 150 0С, конец кипения не выше 250 0С;

- керосино-газойлевая фракция - фракционный состав: начало кипения не выше 160 0С, конец кипения не выше 280 0С;

- легкая дизельная фракция (легкий газойль) - фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360 0С);

- тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) - фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 360 0С,

- мазутная фракция – остаток перегонки.

При возникновении на установке НПУ-50 аварийной ситуации производится слив нефтепродуктов с установки в аварийные ёмкости Е-5, Е-6, которые входят в состав НПУ-50 (том 74 л.д. 65).

Аварийный слив нефтепродуктов с установки производится в аварийные ёмкости Е-5 и Е-6, которые входят в состав НПУ-50.

Параметры технологического режима и условия ведения технологического процесса определяются экспериментальным путем в зависимости от показателей сырья и номенклатуры получаемых углеводородных фракций (продуктов).

Конечный результат работы установки зависит от комбинации и степени воздействия параметров технологического режима, а также от показателей исходного сырья.

В общем случае основными параметрами технологического режима, влияющими на качество получаемых углеводородных фракций (продуктов) и баланс их выхода являются:

- подача насоса-дозатора подачи сырья Н-2 (производительность);

- температура нагрева сырья на выходе из печи нагрева сырья П-1 (входе в ректификационную колонну К-1);

- производительность насоса Н-8 циркуляции теплоносителя и степень охлаждения (температура) теплоносителя в холодильниках КХ-1;

- уровень L3 дизельной фракции в отборной тарелке колонны К-1;

- уровень L7 керосиновой фракции в отборной тарелке колонны К-1;

- уровень L2 в кубе колонны К-1;

- давление Р-10 в колонне К-1.

Оптимизация технологического режима производится с учетом выше сказанного и в зависимости от поставленной технологической задачи (производительности, баланса выхода светлых фракций и требований к получаемым продуктам) (том 74 л.д. 67-68).».

В руководстве по эксплуатации нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты>, 2009 (восстановлен 03.10.2014г.), разработанном <данные изъяты> (том 74 л.д. 179-251), указано:

«Данное РЭ от 25.12.2009 года вводится взамен «Нефтеперерабатывающая (нефтеперегонная) установка НПУ-150М. Руководство по эксплуатации НПУ-150.00.00.000РЭ» от 2008 года и составлено с учетом проведенных в 2009 году дополнительных работ и испытаний Установки (том 74 л.д. 182).

На установке возможно получение следующих жидких углеводородных фракций:

1. Бензиновые фракции:

- легкая бензиновая фракция - фракционный состав: конец кипения не выше 1900С,

- тяжелая бензиновая фракция - фракционный состав: начало кипения не ниже 300С, конец кипения не ниже 2200С и не выше 2500С;

2. Дизельные фракции:

- легкая дизельная фракция (легкий газойль) - фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 3600С,

- тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) - фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 3600С.

3. Керосино-газойлевая фракция - фракционный состав: начало кипения не выше 1600С, конец кипения не выше 2800С).

4. Мазутная фракция – остаток перегонки (том 74 л.д. 183).

В составе основного и вспомогательного оборудования НПУ-150 находятся аварийная ёмкость тёмных нефтепродуктов Е-5 и аварийная ёмкость светлых нефтепродуктов Е-6 (том 74 л.д. 184).

Технология установки НПУ-150 представляет собой атмосферную перегонку углеводородного сырья с однократным испарением. Описание процесса перегонки углеводородного сырья на установке НПУ-150 иллюстрируется принципиальной технологической схемой. Точные данные технологических режимов определяются в процессе отработки режимов на конкретном виде сырья с учетом качества получаемых продуктов (том 74 л.д. 187).

В зависимости от показателей углеводородного сырья и параметров ведения технологического процесса на установке возможно одновременно производить и отбирать отдельными потоками до трех жидких углеводородных фракций из числа следующих:

- легкая бензиновая фракция - фракционный состав: конец кипения не выше 1900С;

- тяжелая бензиновая фракция - фракционный состав: начало кипения не ниже 300С, конец кипения не ниже 2200С и не выше 2500С;

- легкая дизельная фракция (легкий газойль) - фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360 0С);

- тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) - фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 360 0С;

- керосино-газойлевая фракция - фракционный состав: начало кипения не выше 160 0С, конец кипения не выше 280 0С;

- мазутная фракция – остаток перегонки.

При возникновении на установке НПУ-150 аварийной ситуации производится слив нефтепродуктов с установки в аварийные ёмкости Е-5, Е-6, которые входят в состав НПУ-150 (том 74 л.д. 189).

Аварийный слив нефтепродуктов с установки производится в аварийные ёмкости Е-5 и Е-6, которые входят в состав НПУ-150.

Параметры технологического режима и условия ведения технологического процесса определяются экспериментальным путем в зависимости от показателей сырья и номенклатуры получаемых углеводородных фракций (продуктов).

Конечный результат работы установки зависит от комбинации и степени воздействия параметров технологического режима, а также от показателей исходного сырья.

В общем случае основными параметрами технологического режима, влияющими на качество получаемых углеводородных фракций (продуктов) и баланс их выхода являются:

- подача насосов-дозаторов подачи сырья Н-2/1, Н2/2 (производительность);

- температура нагрева сырья на выходе из печей нагрева сырья П-1, П-2 (входе в ректификационную колонну К-1);

- производительность насоса Н-8 циркуляции теплоносителя и степень охлаждения (температура) теплоносителя в холодильниках КХ-1;

- уровень L3 дизельной фракции в отборной тарелке колонны К-1;

- уровень L2 в кубе колонны К-1;

- отключение или включение насоса Н-11 (атмосферный или модифицированный режим соответственно) с поддержанием требуемого разряжения в контуре;

- давление Р-10 в колонне К-1.

Оптимизация технологического режима производится с учетом выше сказанного и в зависимости от поставленной технологической задачи (производительности, баланса и требований к получаемым продуктам) (том 74 л.д. 191-192).».

Из акта проверки Сибирского управления Ростехнадзора № 37НХ/О-12/А от 03.03.2015г. (том 82 л.д. 114-131) следует, что:

1. В 2005-2006 годах <данные изъяты> выполнены основные работы по созданию нефтеперегонной установки НПУ-50, которая предназначалась для первичной атмосферной перегонки углеводородного сырья на следующие фракции: бензиновая, дизельная и мазутная.

В 2007-2008 годах <данные изъяты> проведены дополнительные работы, в результате которых на НПУ-50:

- установлены тарелка отборная керосиновой фракции (керосиновая секция) и связанные с ней аппарат воздушного охлаждения ХВ-7, насосы Н-7/1,2, технологические трубопроводы, КИПиА, кабельная продукция и электротехническая аппаратура;

- установлена секция с трубчатой регулярной насадкой (промежуточная секция) между тарелкой отборной керосиновой фракции (керосиновая секция) и тарелкой отборной дизельной фракции (дизельная секция);

- доработана системы АСУТП и ПАЗ.

Указанные работы позволили расширить технологические возможности НПУ-50, в частности, производить керосиновую фракцию.

В течении 2009 года выполнены дополнительные работы:

- монтаж дополнительного аппарата воздушного охлаждения КХ-1/3 на линии теплоносителя ректификационной колонны;

- монтаж дополнительной секции с трубчатой регулярной насадкой (промежуточная секция) между секцией с трубчатой регулярной насадкой (промежуточная секция) и тарелкой отборной дизельной фракции (дизельная секция);

- монтаж дополнительного аппарата воздушного охлаждения КХ-1/4 на линии теплоносителя ректификационной колонны;

- увеличение угла наклона аппаратов воздушного охлаждения КХ-1/1, КХ-1/2, КХ-1/3;

- замена насосов Н-8/1,2 марки КМ 80-65-160/2-5-2М-УЗ на насосы марки 3М65-200/15ВХ-3000;

- переобвязка трубопроводов теплоносителя;

- установка дополнительного аппарата воздушного охлаждения бензиновой фракции КХ-2/2; переобвязка трубопроводов бензиновой фракции;

- замена насосов Н2/1,2 марки 2ЦГ25/50 на насосы марки 2ЦГ25/80; переобвязка технологических трубопроводов сырья;

- переобвязка трубопроводов дизельной фракции с монтажом байпаса в обход теплообменника Т-1;

- монтаж КИПиА, прокладка дополнительной кабельной продукции, монтаж пусковой и регулирующей аппаратуры; доработка программного обеспечения и мнемосхемы на компьютерах АРМ оператора.

В результате выполнения указанных работ, в зависимости от параметров технологического процесса (технологического режима) и показателей сырья, на НПУ-50 стало возможным стабильное производство следующих жидких углеводородных фракций: легкая бензиновая фракция; тяжелая бензиновая фракция; керосиновая фракция; керосино - газойлевая фракция; легкая дизельная фракция (легкий газойль); тяжелая дизельная фракция; мазутная фракция.

2. В 2006-2008 годах <данные изъяты> выполнены основные работы по созданию нефтеперегонной установки НПУ-150М, которая предназначалась для первичной атмосферной перегонки углеводородного сырья на следующие фракции: бензиновая, дизельная и мазутная.

В течении 2009 года <данные изъяты> выполнены дополнительные работы:

- монтаж дополнительных холодильников АВМ-Г-20-0,6-Б3-В-4-1-1,5 (4 шт.) в контуре охлаждения теплоносителя; переобвязка трубопроводов контура охлаждения теплоносителя;

- монтаж дополнительных патрубков Ду200 мм и Ду150 мм в крышке ректификационной колонны для отбора бензиновой фракции;

- замена контактных устройств в отпарной секции ректификационной колонны;

- изменение схем обвязки конденсаторов - холодильников бензиновой фракции КХ-2 с двухпоточной на трехпоточную (перемонтаж аппаратов воздушного охлаждения, увеличение проходного диаметра и переобвязка трубопроводов бензиновой фракции);

- переобвязка трубопроводов дизельной фракции с монтажом байпаса в обход теплообменника Т-1;

- монтаж аппарата воздушного охлаждения КХ-3 на линии сброса прямогонного газа на свечу рассеивания; переобвязка трубопроводов природного газа; врезка трубопроводов бензиновой фракции;

- монтаж КИПиА, прокладка дополнительной кабельной продукции, монтаж пусковой и регулирующей аппаратуры; доработка программного обеспечения и мнемосхемы на компьютерах АРМ оператора;

- введены дополнительные контактные элементы между ректификационной секцией и дополнительной секцией с трубчатой регулярной насадкой (промежуточная секция);

- в узел ввода сырья введены распределительные элементы;

- произведена дополнительная переобвязка контура циркуляции теплоносителя ректификационной колонны.

В результате выполнения указанных работ, в зависимости от параметров технологического процесса (технологического режима) и показателей сырья, на НПУ-150 стало возможным стабильное производство следующих жидких углеводородных фракций: легкая бензиновая фракция; тяжелая бензиновая фракция; керосино - газойлевая фракция; легкая дизельная фракция (легкий газойль); тяжелая дизельная фракция; мазутная фракция.

3. В ходе проведения проверки выявлены следующие нарушения, связанные с выполнением вышеуказанных работ на НПУ-50, НПУ-150: не согласованы с проектной организацией (<данные изъяты>) и не внесены в проектную документацию «Реконструкция зданий и сооружений <данные изъяты> под производство товарных нефтепродуктов – мини-НПЗ» произведенные изменения в технологическую схему НПУ-50, НПУ-150 аппаратное оформление, в системы контроля и ПАЗ, а также отсутствует экспертиза промышленной документации на внесенные изменения в проектную документацию «Реконструкция зданий и сооружений <данные изъяты> под производство товарных нефтепродуктов – мини-НПЗ (пункты 1-4 нарушений в акте проверки).

В предписании по итогам внеплановой выездной проверки соблюдения требований (требований промышленной безопасности) Сибирского управления Ростехнадзора № 37НХ/О-12/П от 03.03.2015г. также перечислены нарушения, отраженные в акте проверки Сибирского управления Ростехнадзора № 37НХ/О-12/А от 03.03.2015г., и установлены сроки их устранения (том 82 л.д. 133-143).

В пункте 1 письма № 072 от 05.05.2014 года <данные изъяты> в ответ на запрос ИФНС России по ОАО г.Омска от 11.11.2013 года № 07-16/008635 указано, что на НПУ-50 и НПУ-150М, расположенных по адресу: <адрес> в результате варьирования режимами работы установок возможно получение нефтепродуктов следующих углеводородных фракций:

- бензиновая фракция с концом кипения не выше 190?С;

- бензиновая фракция тяжелая с началом кипения не ниже 30?С и концом кипения не выше 250?С;

- керосиновая фракция с началом кипения не выше 150?С и концом кипения не выше 250?С (только на НПУ-50);

- дизельная фракция, у которой 95% перегоняется при температуре не выше 360?С;

- дизельная фракция тяжелая, у которой не более 90% перегоняется при температуре 360?С;

- керосино-газойлевая фракция с началом кипения не выше 160?С и концом кипения не выше 280?С;

- мазутная фракция.

Установка НПУ-50 позволяет одновременно получать до четырех жидких углеводородных фракций. Установка НПУ-150М позволяет одновременно получать до трех жидких углеводородных фракций (том 78 л.д. 147, 148).

В письме <данные изъяты> № 042 от 06.03.2014 года (пункты 8, 9) в ответ на требование ИФНС по <адрес> № 12-15/11705 от 27.01.2014 года, направленному по поручению ИФНС России по ОАО г.Омска от 23.01.2014 года, указано, что в процессе испытаний модифицированной установки НПУ-50 получались следующие фракции углеводородов:

- бензиновая фракция с концом кипения не выше 190?С;

- керосиновая фракция с началом кипения не выше 150?С и концом кипения не выше 250?С (только на НПУ-50);

- дизельная фракция, у которой 95% перегоняется при температуре не выше 360?С;

- дизельная фракция тяжелая, у которой не более 90% перегоняется при температуре 360?С;

- мазутная фракция.

Кроме того, в процессе испытаний в результате варьирования режимами работы установки был получен ряд других фракций:

- бензиновая фракция тяжелая с началом кипения не ниже 30?С и концом кипения не выше 250?С;

- керосино-газойлевая фракция с началом кипения не выше 160?С и концом кипения не выше 280?С.

Модифицированная установка НПУ-50 позволяет перерабатывать углеводородное сырье с однократным получением от двух до четырех жидких углеводородных фракций (том 78 л.д. 155).

В письмах <данные изъяты> от 27.12.2013г. в ответ на требования налогового органа от 13.11.2013 № 05-10/11113, от 13.11.2013 № 05-10/11112 указано, что работы по модернизации, реконструкции, техническому перевооружению и установке нового оборудования на НПУ-50 и НПУ-150, разработанных и установленных <данные изъяты> в <адрес>, проводились в 2008, 2009 годах (том 4 л.д. 203, 205).

Технологический регламент нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-05-09, утверждён генеральным директором 30.12.2009 года, сроком действия с 01.01.2010 года по 31.12.2014 года (том 76 л.д. 1-72).

Технологический регламент ТР-05-09 введен взамен технологического регламента ТР-02-09, утвержденного генеральным директором 04.04.2009 года (том 76 л.д. 4).

Технологический регламент нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-05-11, утверждён генеральным директором 01.08.2011 года, сроком действия с 01.08.2011 года по 31.07.2016 год (том 75 л.д. 85-171).

Технологический регламент ТР-05-11 введен взамен технологического регламента ТР-05-09, утвержденного генеральным директором 30.12.2009 года (том 75 л.д. 88).

В технологических регламентах ТР-05-09, ТР-05-11 указано следующее:

«Назначение установки НПУ-50 – для первичной атмосферной переработки углеводородного сырья с одновременным получением до четырех жидких углеводородных фракций из числа следующих:

1. Бензиновые фракции:

- легкая бензиновая фракция – фракционный состав: конец кипения не выше 190?С;

- тяжелая бензиновая фракция – фракционный состав: начало кипения не ниже 30?С, конец кипения не ниже 220?С и не выше 250?С.

2. Керосиновая фракция - фракционный состав: начало кипения не выше 150?С, конец кипения не выше 250?С.

3. Керосино-газойлевая фракция – фракционный состав: начало кипения не выше 160?С, конец кипения не выше 280?С.

4. Дизельные фракции:

- легкая дизельная фракция (легкий газойль) – фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360?С;

- тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) – фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 360?С.

5. Мазутная фракция – остаток перегонки.

Виды углеводородного сырья – нефть, газовый конденсат, смесь нефти и газового конденсата, иное углеводородное сырье (том 76 л.д. 6; том 75 л.д. 90).

К лёгкой бензиновой фракции относится нафта полнофракционная (дистиллят газового конденсата легкий) марок НЛмс(НЛ), конец кипения которой составляет не выше 1800С.

К тяжелой бензиновой фракции относится бензин газовый стабильный марок БТ (БТмс), ТУ 0272-002-85357554-2008, конец кипения которой составляет не ниже 2200С.

К тяжелой дизельной фракции относится топливо печное бытовое, ТУ 0251-007-85357554-2009, 90% которого перегоняется при температуре не выше 3600С.

К легкой дизельной фракции относятся топливо дизельное летнее и зимнее, ТУ 0251-006-85357554-2009 (том 76 л.д. 9-10; том 75 л.д. 93-94).

Возможен вариант работы НПУ-50 без отбора керосиновой фракции отдельным потоком. В этом случае КФ остается в ректификационной колонне и распределяется между бензиновой фракцией и/или дизельной фракцией в зависимости от технологического режима переработки. В этом случае выход фракций с установки осуществляется в трехпоточном режиме (тремя потоками) через продуктовую гребенку (том 76 л.д. 14; том 75 л.д. 98).

В зависимости от показателей углеводородного сырья и параметров ведения технологического процесса на установке возможно одновременно производить и отбирать отдельными потоками до четырех жидких углеводородных фракций из числа следующих:

- легкая бензиновая фракция - фракционный состав: конец кипения не выше 1900С;

- тяжелая бензиновая фракция - фракционный состав: начало кипения не ниже 300С, конец кипения не ниже 2200С и не выше 2500С;

- керосиновая фракция - фракционный состав: начало кипения не ниже 1500С, конец кипения не выше 2500С;

- керосино-газойлевая фракция - фракционный состав: начало кипения не выше 160 0С, конец кипения не выше 2800С;

- легкая дизельная фракция (легкий газойль) - фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 3600С);

- тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) - фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 3600С;

- мазутная фракция – остаток перегонки.

При возникновении на установке НПУ-50 аварийной ситуации производится слив нефтепродуктов с установки в аварийные ёмкости Е-5, Е-6, которые входят в состав НПУ-50 (том 76 л.д. 15; том 75 л.д. 99-100).

Нормы технологического режима указаны в таблице 2 раздела 4 ТР-05-09.

Конкретные значения параметров технологического режима переработки сырья выбираются начальником НПУ с учетом получения углеводородных фракций (продукции) необходимого качества и номенклатуры и соотношения выхода продуктов (фракций) – баланса.

В общем случае основными параметрами технологического режима, влияющими на качество получаемых углеводородных фракций (продуктов) и баланс их выхода являются:

- подача насоса-дозатора подачи сырья Н-2;

- температура нагрева сырья на выходе из печи нагрева сырья П-1 (входе в ректификационную колонну К-1);

- производительность насоса Н-8 циркуляции теплоносителя и степень охлаждения (температура) теплоносителя в холодильниках КХ-1;

- уровень L3 дизельной фракции в отборной тарелке колонны К-1;

- уровень L7 керосиновой фракции в отборной тарелке колонны К-1;

- уровень L2 в кубе колонны К-1;

- давление Р-10 в колонне К-1.

При этом состав получаемых углеводородных фракций и конкретные параметры технологического режима в значительной мере зависят от показателей углеводородного сырья.

Перевод установки с одного режима на другой производится без остановки установки.

При изменении параметров технологического режима необходимо соблюдать следующие условия:

- изменять параметры технологического режима необходимо плавно, без резких изменений параметра;

- в случае необходимости откорректировать другие необходимые параметры технологического режима;

- выдержать установленный технологический режим в течении 30мин.-1 часа;

- произвести отбор ходовых проб продуктов;

- по результатам лабораторных анализов в случае необходимости произвести корректировку технологического режима или какого-либо отдельного параметра.

При корректировке режимов может понадобиться перевод отдельных (или всех) фракций в линию циркуляции с возвратом в сырьевой резервуар ТСП. В этом случае перевод продуктов в соответствующие продуктовые резервуары ТСП из линии циркуляции после отработки новых режимов производить после анализа проб получаемых фракций и получения положительных результатов. Решение о необходимости перевода фракций в линию циркуляции принимает начальник НПУ.

Параметры технологических режимов задаются и корректируются начальников НПУ на основании результатов лабораторных исследований получаемой продукции (ходовых проб) на ее соответствие техническим условиям для конкретных марок нефтепродуктов в пределах норм (значений), указанных в таблице 2 (том 76 л.д. 16-19; том 75 л.д. 103-104).

Аналитический контроль технологического процесса проводится испытательной лабораторией ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» с целью контроля соответствия качества выпускаемой продукции требованиям нормативных документов при заданных параметрах технологического режима.

Отбор ходовых проб для проведения анализов осуществляют операторы технологических установок (том 76 л.д. 20; том 75 л.д. 105).».

Технологический регламент нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-06-09, утверждён генеральным директором 30.12.2009 года, сроком действия с 01.01.2010 года по 31.12.2014 год (том 75 л.д. 172-247).

Технологический регламент ТР-06-09 введен взамен технологического регламента ТР-03-09, утвержденного генеральным директором 04.04.2009 года (том 75 л.д. 175).

Технологический регламент нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-06-11, утверждён генеральным директором 01.08.2011 года, сроком действия с 01.08.2011 года по 31.07.2016 год (том 91 л.д. 202).

Технологический регламент ТР-06-11 введен взамен технологического регламента ТР-06-09, утвержденного генеральным директором 30.12.2009 года (том 91 л.д. 205).

В технологических регламентах ТР-06-09, ТР-06-11 указано следующее:

«Назначение установки НПУ-150 – для первичной атмосферной переработки углеводородного сырья с одновременным получением до трех жидких углеводородных фракций из числа следующих:

1. Бензиновые фракции:

- легкая бензиновая фракция – фракционный состав: конец кипения не выше 190?С;

- тяжелая бензиновая фракция – фракционный состав: начало кипения не ниже 30?С, конец кипения не ниже 220?С и не выше 250?С.

2. Керосино-газойлевая фракция – фракционный состав: начало кипения не выше 160?С, конец кипения не выше 280?С.

3. Дизельные фракции:

- легкая дизельная фракция (легкий газойль) – фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360?С;

- тяжелая дизельная фракция (тяжелый газойль) – фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 360?С.

4. Мазутная фракция – остаток перегонки.

Виды углеводородного сырья – нефть, газовый конденсат, смесь нефти и газового конденсата, иное углеводородное сырье (том 75 л.д. 177; том 91 л.д. 207).

К лёгкой бензиновой фракции относится нафта полнофракционная (дистиллят газового конденсата легкий) марок НЛмс(НЛ), ТУ 0272-010-85357554-2010, конец кипения которой составляет не выше 1800С;

к тяжелой бензиновой фракции относится бензин газовый стабильный марок БТ (БТмс), ТУ 0272-002-85357554-2008, конец кипения которой составляет не ниже 2200С;

к тяжелой дизельной фракции относится топливо печное бытовое, ТУ 0251-007-85357554-2009;

к легкой дизельной фракции относятся топливо дизельное летнее и зимнее, ТУ 0251-006-85357554-2009 (том 75 л.д. 180-181; том 91 л.д. 210-211).

В зависимости от показателей углеводородного сырья и параметров ведения технологического процесса на установке возможно одновременно производить и отбирать отдельными потоками до трех жидких углеводородных фракций из числа следующих:

- легкая бензиновая фракция - фракционный состав: конец кипения не выше 1900С;

- тяжелая бензиновая фракция - фракционный состав: начало кипения не ниже 300С, конец кипения не ниже 2200С и не выше 2500С;

- легкая дизельная фракция - фракционный состав: 95% перегоняется при температуре не выше 360 0С);

- тяжелая дизельная фракция - фракционный состав: менее 95% перегоняется при температуре не выше 360 0С;

- керосино-газойлевая фракция - фракционный состав: начало кипения не выше 1600С, конец кипения не выше 2800С;

- мазутная фракция – остаток перегонки (том 75 л.д. 186; том 91 л.д. 216-217).

При возникновении на установке НПУ-150 аварийной ситуации производится слив нефтепродуктов с установки в аварийные ёмкости Е-5, Е-6, которые входят в состав НПУ-150 (том 75 л.д. 186; том 91 л.д. 217).

Нормы технологического режима указаны в таблице 2 раздела 4 ТР-06-09.

Конкретные значения параметров технологического режима переработки сырья выбираются начальником НПУ с учетом получения углеводородных фракций (продукции) необходимого качества и номенклатуры и соотношения выхода продуктов (фракций) – баланса.

В общем случае основными параметрами технологического режима, влияющими на качество получаемых углеводородных фракций (продуктов) и баланс их выхода являются:

- подача насосов-дозаторов подачи сырья Н-2/1, Н2/2;

- температура нагрева сырья на выходе из печей нагрева сырья П-1, П-2 (входе в ректификационную колонну К-1);

- производительность насосов Н-8 циркуляции теплоносителя и степень охлаждения (температура) теплоносителя в холодильниках КХ-1;

- уровень L3 дизельной фракции в отборной тарелке колонны К-1;

- уровень L2 в кубе колонны К-1;

- отключение или включение насоса Н-11 (атмосферный или модифицированный режим соответственно) с поддержанием требуемого разряжения в контуре;

- давление Р-10 в колонне К-1.

При этом состав получаемых углеводородных фракций и конкретные параметры технологического режима в значительной мере зависят от показателей углеводородного сырья.

Перевод установки с одного режима на другой производится без остановки установки.

При изменении параметров технологического режима необходимо соблюдать следующие условия:

- изменять параметры технологического режима необходимо плавно, без резких изменений параметра;

- в случае необходимости откорректировать другие необходимые параметры технологического режима;

- выдержать установленный технологический режим в течении 30мин.-1 часа;

- произвести отбор ходовых проб продуктов;

- по результатам лабораторных анализов в случае необходимости произвести корректировку технологического режима или какого-либо отдельного параметра.

При корректировке режимов может понадобиться перевод отдельных (или всех) фракций в линию циркуляции с возвратом в сырьевой резервуар ТСП. В этом случае перевод продуктов в соответствующие продуктовые резервуары ТСП из линии циркуляции после отработки новых режимов производить после анализа проб получаемых фракций и получения положительных результатов. Решение о необходимости перевода фракций в линию циркуляции принимает начальник НПУ.

Параметры технологических режимов задаются и корректируются начальников НПУ на основании результатов лабораторных исследований получаемой продукции (ходовых проб) на ее соответствие техническим условиям для конкретных марок нефтепродуктов в пределах норм (значений), указанных в таблице 2 (том 75 л.д. 190-191).

Аналитический контроль технологического процесса проводится испытательной лабораторией ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» с целью контроля соответствия качества выпускаемой продукции требованиям нормативных документов при заданных параметрах технологического режима.

Отбор ходовых проб для проведения анализов осуществляют операторы технологических установок (том 75 л.д. 192; том 91 л.д. 222).».

Наличие у ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» ТР-05-09, ТР-06-09, ТР-05-11, ТР-06-11 подтверждается следующими доказательствами:

1) актом проверки Западно-Сибирского Управления Ростехнадзора № 20Х-ИК-12 от 12.08.2011года (том 28 л.д. 86-94);

2) показаниями подсудимого Масленкова С.В., свидетелей Н. О.В., Р. Т.Б., А. И.А., М. Е.В. и других.

Из ответа Сибирского управления Ростехнадзора от 18.12.2015 года на запрос следователя СУ СК РФ по Омской области Б. от 15.12.2015 года, следует, что:

- в полномочия Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору согласование, утверждение и регистрация технологических регламентов на производство продукции не входит;

- федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности не предусмотрено согласование, утверждение и регистрация технологических регламентов (том 76 л.д. 148).

Сторона обвинения в качестве одних из доказательств, подтверждающих обвинения Масленкова С.В. в совершении преступления, ссылается на технологический регламент нефтеперегонной установки НПУ-50 ТР-02-09 от 04.04.2009 года и технологический регламент нефтеперегонной установки НПУ-150М ТР-03-09 от 04.04.2009 года (том 5 л.д. 95-212).

Защита считает, что ТР-02-09 и ТР-03-09 не могут быть приняты в качестве доказательств, подтверждающих вину Масленкова С.В. в совершении преступления, по следующим основаниям.

Во-первых, ТР-02-09 и ТР-03-09 от 04.04.2009 года не имеют отношения к обстоятельствам дела, поскольку содержат сведения по состоянию на 04.04.2009 года, то есть на дату, предшествующую периоду 2010–2012 годов, следовательно не являются относимыми доказательствами. Кроме того, взамен ТР-02-09 и ТР-03-09 от 04.04.2009 года в период 2010-2012 годов действовали ТР-05-09 и ТР-06-09 от 30.12.2009 года (срок действия с 01.01.2010 по 31.12.2014 года), а также ТР-05-11 и ТР-06-11 от 01.08.2011 года (срок действия с 01.08.2011 по 31.07.2016 года).

Во-вторых, ТР-02-09, ТР-03-09 от 01.04.2009 года подтверждают доводы стороны защиты о производстве таких спорных нефтепродуктов, как бензин газовый стабильный и топливо печное бытовое.

В разделе 2 ТР-02-09 в таблице 1 (пункт 4) в числе наименований готовой продукции указано топливо печное бытовое, ТУ 0251-007-85357554-2009 (том 5 л.д. 104).

В пункте 3.4. ТР-02-09 указано, что паровая фаза нагретого сырья, состоящая из светлых фракций, поступает в ректификационную секцию К-1/1. В колонне К-1 происходит тепломассообменный процесс, в результате которого пары светлых углеводородов разделяются на жидкую фазу фракции топливо печное бытовое и паровую фазу бензиновой фракции (том 5 л.д. 112).

Из пункта 3 таблицы в разделе № 5 ТР-02-09 следует, что дизельная фракция по качеству должна соответствовать ТУ 0251-007-85357554-2009, то есть по ТР-02-09 возможность НПУ-50 по производству дизельной фракции описана только в виде производства топлива печного бытового (том 5 л.д. 118).

Согласно подпункту 17 пункта 6.2. раздела 6 ТР-02-09 получаемые целевые продукты на НПУ-50 – бензиновая фракция (нафта, БГС), дизельная фракция (дизельное топливо, топливо печное бытовое светлое), мазутная фракция (ТТЭ) (том 5 л.д. 133).

В таблицах 7, 8 раздела 7 ТР-02-09 указана дизельная фракция (топливо печное бытовое) (том 5 л.д. 137, 138).

В пункте 1.1. ТР-03-09 изложено, что назначение установки НПУ-150 – первичная атмосферная перегонка углеводородного сырья с получением на установке следующих конечных фракций: прямогонный газ, бензиновая фракция (бензин газовый стабильный, нафта полнофракционная); дизельная (топливо дизельное, топливо печное бытовое); мазутная (топливо технологическое экспортное) (том 5 л.д. 164).

В разделе 2 ТР-03-09 в таблице 1 (пункт 4) в числе наименований готовой продукции указано топливо печное бытовое, ТУ 0251-007-85357554-2009 (том 5 л.д. 166).

В пункте 3.4. ТР-03-09 содержится описание технологии основного процесса, в том числе в части топлива печного бытового, а именно: «Паровая фракция нагретой нефти (ГК), состоящая из светлых фракций, поступает в ректификационную секцию К-1/1. В колоне К-1 происходит тепломассообменный процесс, в результате которого пары светлых углеводородов разделяются на жидкую фазу фракции дизельного топлива (ТПБ) и паровую фазу бензиновой фракции» (том 5 л.д. 175).

В подпункту 17 пункта 6.2. ТР-03-09 указано, что получаемые целевые продукт – нафта (БГС), дизельное топливо (ТПБ), ТТЭ – направлять в ТСП на повторную переработку (том 5 л.д. 198).

Таким образом, в ТР-02-09 и ТР-03-09 также было предусмотрено производство спорной продукции – бензина газового стабильного и топлива печного бытового.

Бензин газовый стабильный «тяжелый» (БГС марки БТмс), производимый ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», соответствовал показателям, предусмотренным Техническими условиями на бензин газовый стабильный, ТУ 0272-002-85357554-2008 (в редакции изменений от 01.01.2010 г.), являлся продуктом тяжелой бензиновой фракции и имел отличный от прямогонного бензина фракционный состав, а именно температуру конца кипения – не ниже 220?С и не выше 250?С, что не соответствовало понятию прямогонного бензина, содержащемуся в подпункте 10 пункта 1 статьи 181 НК РФ, в соответствии с которым конец кипения прямогонного бензина составлял не выше 215?С.

Производимое ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» топливо печное бытовое соответствовало показателям, предусмотренным Техническими условиями на топливо печное бытовое, ТУ 0251-007-85357554-2009 (в редакции изменений от 01.01.2010 г., № 1 от 11.04.2011 г.), являлось продуктом тяжелой дизельной фракции, не соответствовало требованиям, предъявляемым к дизельным топливам Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005, имело отличные от дизельного топлива физико–химические показатели (фракционный состав, массовая доля серы, концентрация фактических смол, предельная температура фильтруемости, температура застывания и другие).

Произведенный ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» бензин автомобильный неэтилированный марки «Нормаль-80» не являлся прямогонным бензином, а соответствовал показателям, предусмотренным Техническими условиями на автомобильный бензин, ТУ 0251-008-85357554-2009.

Возможность фактического производства и реальное производство бензина газового стабильного «тяжелого» (БГС марки БТмс) – тяжелой бензиновой фракции, не соответствующей характеристикам прямогонного бензина по пп. 10 п. 1 ст. 181 НК РФ, топлива печного бытового – тяжелой дизельной фракции, не соответствующей требованиям, предъявляемым к дизельному топливу Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005, а также автомобильного бензина подтверждается следующими доказательствами:

1) технические условия на бензин газовый стабильный (в редакции изменений от 01.01.2010 года), ТУ 0272-002-85357554-2008, утвержденные генеральным директором ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» 01.01.2010 года (том 76 л.д. 81-87.); технические условия на топливо печное бытовое (в редакции изменений от 01.01.2010 года), ТУ 0251-007-85357554-2009, утвержденные генеральным директором ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» 01.01.2010 года (том 76 л.д. 88-95); технические условия на топливо печное бытовое, ТУ 0251-007-85357554-2009 в редакции с изменением № 1 от 11.04.2011 года, утвержденные генеральным директором ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» 11.04.2011 года (том 76 л.д. 73-80);

2) свидетельство № 038-ИП-10 об оценке состояния измерений в лаборатории (Аттестации) от 22.04.2010 года; приложение к свидетельству № 038-ИП-10 от 22.04.2010 года «Перечень объектов и контролируемых показателей в топливной лаборатории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»»; аттестат аккредитации испытательной лаборатории (центра) №РОСС RU. 0001.22НР05 от 30.11.2010 года; приложение к аттестату аккредитации испытательной лаборатории № РОСС RU. 0001.22НР05 от 30.11.2010 года «Область аккредитации испытательной лаборатории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»»; приложение № 2 к аттестату аккредитации испытательной лаборатории № РОСС RU. 0001.22НР05 от 30.11.2010 года «Дополнительная область аккредитации испытательной лаборатории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»» (том 78 л.д. 116-136);

3) заключение по технологической экспертизе ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт переработки нефти» от 10.05.2012 года (далее - заключение ОАО «ВНИИ НП» от 10.05.2012 года) (том 15 л.д. 1-20; том 50 л.д. 198 – 215);

4) отчет <данные изъяты> от 03.10.2014 года - пункты 5.13., 5.14., 5.17., 5.18., 5.19., 5.20.; аналитические отчеты по бензиновой фракции № NK14-03035.001 от 24.06.2014 года, по дизельной фракции № NK14-03033.001 от 25.06.2014 года, по бензиновой фракции № NK14-03036.001 от 24.06.2014 года, по дизельной фракции № NK14-03034.001 от 25.06.2014 года, выполненные ЗАО <данные изъяты> (том 28 л.д. 159 – 250, № 29 л.д. 1-49, № 74 л.д 20-55);

5) протоколы проверки качества бензиновых, керосиновых и дизельных фракций №№ 66Пр, 67Пр, 68Пр, № 69Пр, № 70Пр, от 23.06.2014 года, полученных в результате переработки нефти на НПУ-50 и НПУ-150 на территории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по адресу: <адрес> (дата отбора проб 11.06.2014 года), представленные ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе» (том 29 л.д. 214-221);

6) заключение экспертов Института химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук от 18.04.2017 года (том 82 л.д. 20-49);

7) заключение экспертов Томского политехнического университета от 24.05.2017 года (том 82 л.д. 86-91, 96-105);

8) протоколы испытаний нефтепродуктов №№ 233/1, № 234/1 от 17.06.2012 года, проведенных Лабораторией Технического Контроля (ЛТК) <данные изъяты> (том 31 л.д. 51, 52);

9) паспорта на «Топливо печное бытовое» № 236 от 28.06.2010, № 322 от 22.09.2010, №47 от 24.03.2011, №67 от 06.04.2011, №69 от 08.04.2011, №86 от 25.04.2011, №107 от 17.05.2011 (а/ц Н633ТР), №107 от 17.05.2011 (а/ц О262ХА), №108 от 20.05.2011, №125 от 29.06.2011, №126 от 30.06.2011, №131 от 06.07.2011, №133 от 08.07.2011, №150 от 25.07.2011, №150 от 25.07.2011, №157 от 03.08.2011, №157 от 05.08.2011, №166 от 16.08.2011 (а/ц Н633ТР), №166 от 16.08.2011 (а/ц О262ХА), которые получены от <данные изъяты> (том 10 л.д. 179-196);

10) паспорт на «Топливо печное бытовое» № 303 от 03.09.2010, который получен от <данные изъяты> (т. 12 л.д. 73);

11) паспорта на «Топливо печное бытовое» №740 от 24.05.2012, №741 от 24.05.2012, №746 от 26.05.2012, №750 от 26.05.2012, №863 от 08.06.2012, №865 от 09.06.2012, №655 от 14.05.2012, №658 от 14.05.2012, №656 от 14.05.2012, №657 от 14.05.2012, №958 от 20.06.2012, №959 от 20.06.2012, №960 от 20.06.2012, №961 от 20.06.2012, №962 от 20.06.2012, №786 от 01.06.2012, №785 от 01.06.2012, №783 от 01.06.2012, №782 от 01.06.2012, которые получены от <данные изъяты> (том 15 л.д. 129-132, 135-136, 139-142, 145-149, 154-157);

12) протокол испытаний № 113/3277 от 18.04.2011 года и приложение № 1 к протоколу испытаний № 113/3277 от 18.04.2011 года топлива печного бытового, которые проведены испытательной лабораторией нефтепродуктов <данные изъяты> по направлению на испытания от <данные изъяты> (том 10 л.д. 127-130; том 31 л.д. 64-66);

13) протокол испытаний № 8/2753 от 05.04.2012 года и приложение к протоколу испытаний № 8/2753 от 05.04.2012 года топлива печного бытового, которые проведены испытательной лабораторией нефтепродуктов <данные изъяты> по направлению на испытания от <данные изъяты> (том 10 л.д. 68-71; том 31 л.д. 55-57);

14) ответ ГОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Г.» № 620/98 от 04.04.2011 (том 12 л.д. 157-158);

15) ответ ГОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Г.» № 620/97 от 04.04.2011 (том 12 л.д. 159-160);

16) ответ Учреждения Российской академии наук «Институт проблем переработки углеводородов» Сибирского отделения РАН № 15935-10-174 от 29.03.2001 г. «О нефтепродукте «Топливо печное бытовое» (том 12 л.д. 161);

17) ответ Учреждения Российской академии наук «Институт проблем переработки углеводородов» Сибирского отделения РАН № 15935-10-171 от 29.03.2001 г. «О нефтепродукте «Бензин газовый стабильный» (том 12 л.д. 162);

18) экспертное заключение № Т056/2011 от 15.04.2011 года на продукцию ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» Бензин газовый стабильный марок БТ и БТмс (том 12 л.д. 165-181);

19) экспертное заключение № Т057/2011 от 15.04.2011 года на продукцию ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» Топливо печное бытовое (том 12 л.д. 182-205);

20) показаниями подсудимого Масленкова С.В., свидетелей Н. О.В., Р. Т.Б., Ч. С.М., А. А.И, А. И.А., М. Е.В., А. В.А., Ц. Н.К., С. А.Ф., Е. Г.С. и других.

В технических условиях на бензин газовый стабильный (в редакции изменений от 01.01.2010 года), ТУ 0272-002-85357554-2008, утвержденных генеральным директором ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» 01.01.2010 года (том 76 л.д. 81-87), указано:

«Настоящие технические условия распространяются на бензин газовый стабильный (далее – БГС, продукт, продукция), получаемый при первичной переработке углеводородного сырья.

БГС применяется как сырье для дальнейшей переработки, в том числе для специфических процессов, или для технологических нужд.

В зависимости от фракционного состава и массовой доли серы устанавливают четыре марки бензина: лёгкий (БЛ), лёгкий малосернистый (БЛмс), тяжелый (БТ) и тяжёлый малосернистый (БТмс).

Настоящая редакция технических условий вводится взамен ТУ 0272-002-85357554-2008 от 14.11.2008 года и изменений № 1 от 10.03.2009 года к ТУ 0272-002-85357554-2008.

По физико-химическим показателям БГС должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1, в том числе фракционный состав: не выше 2000С - для марок БЛ и БЛмс, не ниже 2200С и выше 2500С - для марок БТ и БТмс (том 76 л.д. 82).

БГС должен изготавливаться на основе следующего углеводородного сырья: нефть; конденсат газовый; разнородные смеси нефти и конденсата газового (том 76 л.д. 83).».

В технических условиях на топливо печное бытовое (в редакции изменений от 01.01.2010 года), ТУ 0251-007-85357554-2009, утвержденных генеральным директором ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» 01.01.2010 года, указано (том 76 л.д. 88-95):

«Настоящие технические условия распространяются на топливо печное бытовое, получаемое путем первичной переработки углеводородного сырья.

Топливо печное бытовое предназначено для коммунально-бытовых нужд, предприятий сельского хозяйства, а также снабжения населения.

Настоящая редакция технических условий вводится взамен ТУ 0251-007-85357554-2009 от 23.03.2009 года и изменений № 1 от 31.03.2009 года (том 76 л.д. 89).

По физико-химическим показателям топливо печное бытовое должно соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1, в том числе по следующим показателям: массовая доля серы; коксуемость 10%-го остатка; зольность; массовая доля воды; массовая доля механических примесей; испытание на медной пластине; температура застывания; предельная температура фильтруемости; плотность при 150С; плотность при 200С; температур вспышки; фракционный состав (10%, 90%); содержание сероводорода; концентрация фактических смол; вязкость кинематическая при 200С (том 76 л.д. 89-90).

Топливо печное бытовое должно изготавливаться на основе следующего углеводородного сырья: нефть; конденсат газовый; разнородные смеси нефти и конденсата газового (том 76 л.д. 90).».

В технических условиях на топливо печное бытовое, ТУ 0251-007-85357554-2009 в редакции с изменением № 1 от 11.04.2011 года, утвержденные генеральным директором ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» 11.04.2011 года, указано (том 76 л.д. 73-80):

«Настоящие технические условия распространяются на топливо печное бытовое, получаемое путем первичной переработки углеводородного сырья.

Топливо печное бытовое предназначено для коммунально-бытовых нужд, предприятий сельского хозяйства, а также снабжения населения.

Настоящая редакция технических условий вводится взамен ТУ 0251-007-85357554-2009 в редакции изменений от 01.01.2010 года (том 76 л.д. 74).

По физико-химическим показателям топливо печное бытовое должно соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1, в том числе по следующим показателям: массовая доля серы; коксуемость 10%-го остатка; зольность; массовая доля воды; массовая доля механических примесей; испытание на медной пластине; температура застывания; предельная температура фильтруемости; плотность при 150С; плотность при 200С; содержание водорастворимых кислот и щелочей; температур вспышки; фракционный состав; содержание сероводорода; концентрация фактических смол; вязкость кинематическая при 200С (том 76 л.д. 74-75).

Топливо печное бытовое должно изготавливаться на основе следующего углеводородного сырья: нефть; конденсат газовый; разнородные смеси нефти и конденсата газового (том 76 л.д. 75).».

Сторона защиты обращает внимание суда на то, что из вышеуказанных документов следует вывод о том, что взамен Технических условий ТУ 0272-002-85357554-2008 от 14.11.2008 года на бензин газовый стабильный и Технических условий ТУ 0251-007-85357554-2009 от 23.03.2009 года на топливо печное бытовое, на которые ссылается сторона обвинения, в период 2010-2012 годов соответственно действовали Технические условия на бензин газовый стабильный (в редакции изменений от 01.01.2010 года) и Технические условия на топливо печное бытовое (в редакции изменений от 01.01.2010 года, 11.04.2011 года).

Согласно вводной части технических условий «Топливо печное бытовое» ТУ 0251-007-85357554-2009 в редакции от 23.03.2009 года, топливо печное бытовое должно изготавливаться из дистиллятных фракций, получаемых прямой перегонкой нефти и вторичными процессами нефтепереработки, и газовых конденсатов (том 12 л.д. 110; 209).

Из вынесенных ИФНС России по Октябрьскому АО г.Омска в отношении ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» акта выездной налоговой проверки № 07/01 от 11.02.2014 года и решения № 07-16/523 от 03.04.2014 года о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения следует, что налоговым органом, исходя из анализа текста Технических условий на топливо печное бытовое в редакции от 23.03.2009 года, был сделан вывод о том, что топливо печное может получаться только в процессе вторичной переработки и изготовить такой нефтепродукт на НПУ-50 и НПУ-150, арендуемых ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» не возможно, т.к. установки предназначены для первичной переработки углеводородного сырья (том 4 л.д. 14 (страницы 127 акта); том 1 л.д. 184 (страница 100 решения)).

В то же время из проведенного лингвистического исследования от 05.06.2016 года (исследование проведено Б. Л.О. - доктором филологических наук, профессором, заведующим кафедрой русского языка, славянского и классического языкознания Омского государственного университета им. Ф.М. Достоевского, специальность «10.02.01 – Русский язык», 10.02.19 – Теория языка», стаж экспертной работы 11 лет, стаж научной работы 27 лет) следует, что:

«В предложении, представленном на лингвистический анализ – «Топливо печное бытовое должно изготавливаться из дистиллятных фракций, получаемых прямой перегонкой нефти и вторичными процессами нефтепереработки, и газовых конденсатов», - имеется два сочинительных союза И.

Первый сочинительный союз И содержится в причастном обороте, относящемся к одному из дополнений должно изготавливаться из чего? ( фракций ( каких? дистиллятных.

Причастный оборот – получаемых прямой перегонкой нефти и вторичными процессами нефтепереработки – осложняет анализируемое простое двусоставное распространенной предложение, передает информацию о способах получения фракций.

Данные способы переданы с помощью однородных распространенных обстоятельств образа действия, выраженных существительными – перегонкой и процессами. Отношения между указанными однородными обстоятельствами – семантическое и грамматическое равенство при наличии антонимичных распространителей у каждого из них. За счет текстовых антонимов прямой/вторичной уточняется семантическая роль сочинительного союза И, дается указание на возможность получения фракций путем прямой перегонкой нефти или вторичными процессами нефтепереработки.» (том 90 л.д. 226).

Таким образом, вывод налогового органа о том, что топливо печное бытовое может получаться только в процессе вторичной переработки подлежит критической оценке, поскольку сделан на неверном толковании текста Технических условий на топливо печное бытовое в редакции от 23.03.2009 года и без привлечения соответствующих специалистов (экспертов).

В технических условиях на бензин автомобильный неэтилированный, 0251-008-85357554-2009, утвержденных генеральным директором ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» 28.03.2009г., и Изменениях № 1 к ТУ 0251-008-85357554-2009, утвержденных генеральным директором ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» 03.08.2009г., указано:

«Настоящие технические условия распространяются на неэтилированный бензин марок Нормаль-80 и Регуляр-92 для автомобильного транспорта экологического класса 2.

Бензин автомобильный неэтилированный должен изготавливаться методом компаундирования углеводородных фракций, получаемых прямой перегонкой и вторичными процессами переработки нефти и газовых конденсатов и допущенных к применению в установленном порядке в составе автомобильных бензинов функциональных высооктановых добавок и антиокислительных, антидетонационных присадок. Перечнь присадок и добавок, вовлекаемых в технологический процесс производства бензина приведён в п. 2.2.1. настоящих технических условий (вводная часть ТУ).

По физико-химическим показателям бензин должен соответствовать требованиям и нормам, приведенным в таблице 1, в том числе по следующим показателям: фракционный состав, объём испарившегося бензина, октановое число по исследовательскому методу, октановое число по моторному методу, массовая концентрация свинца, концентрация марганца, концентрация железа, плотность при 150С, давление насыщенных паров, кислотность, концентрация фактических смол, индукционный период бензина, массовая доля серы, массовая доля меркаптановой серы, содержание водорастворимых кислот и щелочей, внешний вид, объёмная доля бензола (пункт 2.1.1. ТУ в редакции изменений № 1).

Бензин должен изготавливаться компаундированием (смешением) одного из основных компонентов и одного или нескольких дополнительных компонентов (пункт 2.2.1. ТУ в редакции изменений № 1).» (том 12 л.д. 113 – 116; 236-250; том 12 л.д. 227-230, 231-234).

В рамках предварительного расследования настоящего уголовного дела следователем был направлен запрос от 15.12.2015 года в ФБУ «Омский ЦСМ», в котором просил сообщить зарегистрированы ли следующие документы:

- технологические условия на топливо печное бытовое ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в редакции изменений от 01.01.2010 года, ТУ 0251-007-85357554-2009;

- технологические условия на топливо печное бытовое ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в редакции с изменением № 1 от 11.04.2011 года, ТУ 0251-007-85357554-2009;

- технологические условия на бензин газовый стабильный ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в редакции изменений от 01.01.2010 года, ТУ 0272-002-85357554-2008 (том 76 л.д. 149).

ФБУ «Государственный региональный центр стандартизации и метрологии и испытаний по Омской области» (ФБУ «Омский ЦСМ») в письме от 17.12.2015 года № 38-4.0/1732 указало следующее:

«На Ваш запрос представляю копии каталожных листов на интересующую Вас продукцию: топливо печное бытовое и бензин газовый стабильный производства ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ».

Каталожный лист продукции (КЛП) - машинно-ориентированный документ, содержащий единый набор реквизитов, позволяющий получить сведения о наименовании и обозначении конкретной продукции, о предприятии-изготовителе, о нормативном или техническом документе, в соответствии с требованиями которого выпускают и поставляют продукцию, о держателе подлинника указанного документа, а также об основных потребительских характеристиках этой продукции.

Территориальный орган Ростехрегулирования по Омской области (ФБУ «Омский ЦСМ») проводит учетную регистрацию каталожных листов продукции для формирования региональной базы данных при осуществлении справочно-информационного обслуживания пользователей по их запросам. Учетная регистрация КЛП проводится по инициативе разработчика и на бесплатной основе. За достоверность представленной информации ответственность несет держатель подлинника нормативно-технической документации.

Регистрация технических условий нормативно-правовыми актами не предусмотрена.

В соответствии с п. 4.4. ПР 50-718-99 «Правила заполнения и представления каталожных листов продукции» каталожный лист продукции заполняется на конкретное изделие с учетом заинтересованности потребителя в получении информации и собственной заинтересованности предприятия-изготовителя в доведении до потребителя информации о продукции.

Изменения к КЛП в соответствии с п. 6.1. ПР 50-718-99 оформляет предприятие-изготовитель, если эти изменения связаны с изменением содержания реквизитов КЛП, а так же на основании изменений информации о предприятии.

Изменения, дополнения, вносимые в ТУ согласовываются с потребителем-заказчиком продукции, если иное не оговорено в контракте (договоре) на продукцию.

Технические условия (ТУ) входят в комплект конструкторской документации и являются собственностью предприятия (в соответствии с ГОСТ 2.114-95 ЕСКД. Технические условия).

Сведениями о регистрации технических условий в Сибирском управлении Ростехнадзора ФБУ «Омский ЦСМ» не располагает.» (том 76 л.д. 150-151).

Аналогичный ответ содержится в письме ФБУ «Государственный региональный центр стандартизации и метрологии и испытаний по Омской области» (ФБУ «Омский ЦСМ») от 04.02.2014 года №38-4.0/147 (т. 3 л.д. 96).

Сторона защиты обращает внимание суда на то, что из ответов ФБУ «Омский ЦСМ» следует, что регистрация технических условий нормативно-правовыми актами не предусмотрена, а наличие или отсутствие учетной регистрации каталожного листа продукции (КЛП) или изменений в КЛП не имеет правового значения и не влияет на вступление в силу технических условий, изменений к ним.

Также сторона защиты обращает внимание суда на то, что каталожные листы продукции (КЛП) на спорные нефтепродукты прошли учетную регистрацию в ФГУ «Омский ЦСМ».

В частности, каталожные листы продукции зарегистрированы:

- на бензин газовый стабильный за № 008213 от 14.11.2008 года (том 3 л.д. 99),

- на топливо печное бытовое за № 008444 (078/008444) от 23.03.2009 года (том 3 л.д. 99, том 14 л.д. 3, 6-7),

- на бензин автомобильный неэтилированный за № 008707 (078/008707) от 31.07.2009 года (том 3 л.д. 99, том 12 л.д. 235).

В связи с тем, что изменения, внесенные в технические условия на спорные нефтепродукты, не связаны с изменением содержания реквизитов КЛП и информации о предприятии-изготовителе, то новая учетная регистрация КЛП или изменений в КЛП не требовалась.

В то же время изменения в КЛП на бензин газовый стабильный и топливо печное бытовое также прошли учетную регистрацию в ФБУ «Омский ЦСМ», в частности:

- на бензин газовый стабильный за № 008213/01 (078/008213/01) от 14.11.2011 года (том 3 л.д. 97, 99; том 76 л.д. 152),

- на топливо печное бытовое за № 008444/01 (078/008444/01) от 14.11.2011 года (том 3 л.д. 97, 99; том 76 л.д. 153).

По версии стороны защиты производимые ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» нефтепродукты проходили лабораторные испытания (анализ) в лаборатории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», по результатам которых выдавались паспорта качества, содержащих фактические характеристики (показатели) нефтепродуктов и подтверждающих их соответствие требованиям технических условий на нефтепродукты.

В 2010 году проведены аттестация и аккредитация лаборатории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», о чем выданы следующие документы:

1) свидетельство № 038-ИП-10 об оценке состояния измерений в лаборатории (Аттестации) от 22.04.2010 года сроком действия до 22.04.2013 года (далее - свидетельство об оценке состояния измерений в лаборатории (Аттестации) от 22.04.2010 года) (том 78 л.д. 116);

2) приложение к свидетельству № 038-ИП-10 от 22.04.2010 года «Перечень объектов и контролируемых показателей в топливной лаборатории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»» (том 78 л.д. 117-118);

3) аттестат аккредитации испытательной лаборатории (центра) №РОСС RU. 0001.22НР05 от 30.11.2010 года сроком действия до 30.11.2015 года (далее – аттестат аккредитации от 30.11.2010 года) (том 78 л.д. 120);

4) приложение к аттестату аккредитации испытательной лаборатории № РОСС RU. 0001.22НР05 от 30.11.2010 года «Область аккредитации испытательной лаборатории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»» (том 78 л.д. 121-133);

5) приложение № 2 к аттестату аккредитации испытательной лаборатории № РОСС RU. 0001.22НР05 от 30.11.2010 года «Дополнительная область аккредитации испытательной лаборатории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»» (том 78 л.д. 134-136).

Свидетельство об оценке состояния измерений в лаборатории (Аттестации) от 22.04.2010 года удостоверяет наличие в топливной лаборатории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» условий, необходимых для выполнения измерений в закрепленной области деятельности, которые указаны в приложении (перечень объектов и контролируемых в них показателей).

В соответствии с приложением к свидетельству №038-ИП-10 от 22.04.2010 года в перечень анализируемых объектов топливной лаборатории общества включены: топливо дизельное (летнее и зимнее), топливо печное бытовое, нафта полнофракционная (Бензин газовый стабильный экспортный (дистиллят газового конденсата)), бензин газовый стабильный, топливо нефтяное (мазут), топливо технологическое экспортное, дистиллят газового конденсата для специфических процессов переработки, нефть.

Также в приложении к свидетельству №038-ИП-10 от 22.04.2010 года содержится перечень контролируемых показателей по каждому анализируемому объекту.

Аттестат аккредитации от 30.11.2010 года удостоверяет, что испытательная лаборатория ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» аккредитована на техническую компетентность для проведения работ по испытаниям в соответствии с областью аккредитации, которая определена в приложении к аттестату.

Из Приложений к аттестату аккредитации испытательной лаборатории (центра) № РОСС RU.0001.22НР05 следует, что к областям аккредитации испытательной лаборатории общества отнесена, в частности, следующая продукция: бензины автомобильные, нафта полнофракционная (Бензин газовый стабильный экспортный), нафта полнофракционная экспортная (дистиллят газового конденсата легкий), бензин газовый стабильный, топливо дизельное, топливо печное бытовое, мазут (топочный 40), топливо технологическое экспортное, дистиллят газового конденсата для специфических процессов переработки, нефть.

Также в Приложениях к аттестату аккредитации испытательной лаборатории (центра) № РОСС RU.0001.22НР05 содержатся следующие сведения: наименования испытаний и (или) определяемых характеристик (параметров) продукции; технические регламенты и нормативные документы, устанавливающие требования к продукции.

Из пункта 2 ответа ФБУ «Омский ЦСМ» от 23.12.2011 № 38-1.2/1342 на запрос ИФНС России по ОАО г.Омска № 13-15/012482 от 15.12.2011 года следует, что отражение результатов в паспорте проведенных анализов не аттестованной лабораторией возможно, т.к. по Приказу Министерства энергетики РФ № 231 от 19.06.2003г. в «Инструкции по контролю и обеспечению сохранения качества нефтепродуктов в организациях нефтепродуктообеспечения (п. 3.2., п. 3.15., п. 3.21) не установлены требования к статусу лаборатории (аттестация, аккредитация) (том 14 л.д. 9, 10).

Из заключения ОАО «ВНИИ НП» от 10.05.2012 года следует, что в результате проведенных ОАО «ВНИИ НП» в период с 02.05.2012 по 10.05.2012 осмотра и изучения работы нефтеперегонных установок НПУ-50, НПУ-150М и иного оборудования, расположенного по адресу: <адрес>, эксплуатируемого ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», отбора и лабораторных испытаний проб бензина газового стабильного марки БТмс (проба №6051 из объединённого потока НПУ-50+НПУ-150, акт отбора проб от 02.05.2012г.) и топлива печного бытового (проба №6050 из объединённого потока НПУ-50+НПУ-150, акт отбора проб от 02.05.2012г.), полученных в результате первичной переработки нефти на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М, эксплуатируемых ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», анализа результатов этих испытаний, а также анализа технической, технологической и иной документации, представленной ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», сделаны, в частности, следующие выводы:

1) производство бензина газового стабильного (тяжелого) марки БТмс, ТУ 0272-002-85357554-2008 с изменением 1, и топлива печного бытового, ТУ 0251-007-85357554-2009 с изменением 1, в результате первичной переработки (перегонки) нефти на нефтеперегонных установках НПУ-50 и НПУ-150М, эксплуатируемых ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», является возможным;

2) образец полученного в результате переработки нефти на НПУ-50, НПУ-150М топлива печного бытового (проба №6050 из объединённого потока НПУ-50+НПУ-150, акт отбора проб от 02.05.2012г.) соответствует требованиям ТУ 0251-007-85357554-2009 с изменением 1;

3) образец полученного в результате переработки нефти на НПУ-50, НПУ-150М топлива печного бытового (проба №6050 из объединённого потока НПУ-50+НПУ-150, акт отбора проб от 02.05.2012г.) не соответствует характеристикам (показателям) дизельного топлива, установленным в Техническом регламенте «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», утвержденном Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.02.2008 года № 118, ГОСТ 305-82 «Топливо дизельное. Технические условия» и ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2004) «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия», по следующим показателям: массовая доля серы (0,21%), предельная температура фильтруемости (00С), фракционный состав (до 3600С перегоняется 90%), вязкость кинематическая при 200С (6,2 мм2/с);

4) образец полученного в результате переработки нефти на НПУ-50, НПУ-150М бензина газового стабильного марки БТмс (проба №6051 из объединённого потока НПУ-50+НПУ-150, акт отбора проб от 02.05.2012г.) соответствует требованиям ТУ 0272-002-85357554-2008 с изменением 1;

5) образец полученного в результате переработки нефти на НПУ-50, НПУ-150М бензина газового стабильного марки БТмс (проба №6051 из объединённого потока НПУ-50+НПУ-150, акт отбора проб от 02.05.2012г.) не соответствует определению «прямогонный бензин», изложенному в подпункте 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации, по концу кипения (2230C);

6) бензин газовый стабильный марки БТмс по ТУ 0272-002-85357554-2008 с изменением 1 (проба №6051 из объединённого потока НПУ-50+НПУ-150, акт отбора проб от 02.05.2012г.) и топливо печное бытовое по ТУ 0251-007-85357554-2009 с изменением 1 (проба №6050 из объединённого потока НПУ-50+НПУ-150, акт отбора проб от 02.05.2012г.) получены в результате первичной переработки (перегонки) нефти на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М, эксплуатируемых ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ;

7) производство бензина автомобильного неэтилированного марки Нормаль-80 по ТУ 0251-008-85357554-2009 с изменением 1 путем компаундирования (смешения) на базе основного компонента - бензина газового стабильного марки БЛмс по ТУ 0272-002-85357554-2008 с изменением 1 и дополнительных добавок - N–метиланилин технический улучшенный (N–монометиланилин, ММА-монометиланилин) по СТО 00204168-001-2008 и эфир метил-трет-бутиловый (МТБЭ) по ТУ 38.103704-90, возможно;

8) бензин автомобильный неэтилированный марки «Нормаль-80», не является прямогонным бензином согласно подпункту 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации, а является автомобильным бензином согласно пп. 7 п. 1 ст. 181 НК РФ (том 15 л.д. 1-20; том 50 л.д. 198 – 215).

Сторона защиты обращает внимание на следующие обстоятельства и доказательства, связанные с отчетом <данные изъяты> от 03.10.2014 года:

1. В мае 2014 года <данные изъяты> (предыдущее наименование - ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»), ИНН 5506205330, в рамках рассмотрения УФНС России по Омской области апелляционной жалобы на решение ИФНС России по Октябрьскому административному округу г.Омска № 07-16/523 от 03 апреля 2014 года о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения обращалось с ходатайством провести исследование и (или) экспертизу с целью определения технической возможности производства спорных нефтепродуктов на оборудовании, которое использовалось для производства нефтепродуктов, а также исследование и (или) экспертизу качества нефтепродуктов, произведенных на данном оборудовании, на предмет их соответствия или несоответствия подакцизным товарам (том 2 л.д. 130 – пункт 11 апелляционной жалобы).

В удовлетворении данного ходатайства ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» со стороны налогового органа было отказано (том 1 л.д. 53, 54; том 2 л.д. 63, 64 – страницы 14-15 решения УФНС от 29.07.2014 года).

Налоговым органом не проводились такие исследования (экспертизы), а также не привлекались какие-либо специалисты (эксперты) для выяснения указанных вопросов, в ходе неоднократных налоговых проверок ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», в том числе двух выездных налоговых проверок (в 2010-2011 и 2013 годах).

В связи с чем в мае-октябре 2014 года по инициативе ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» работы по таким исследованиям были проведены со стороны <данные изъяты> которое являлось разработчиком и создателем нефтеперегонных установок НПУ-50, НПУ-150, на которых ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» производились нефтепродукты.

По результатам этих исследований и был составлен Отчет <данные изъяты> от 03.10.2014 года.

2. В рамках проведения работ по составлению Отчета <данные изъяты> от 03.10.2014 года с участием независимых и компетентных организаций (ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе», <данные изъяты>) на территории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» были отобраны, в том числе, пробы произведенных в их присутствии бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, которые были переданы на исследование в <данные изъяты> и ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе». По результатам лабораторных исследований характеристик (показателей) отобранных углеводородных фракций были составлены:

1) в <данные изъяты> аналитические отчеты по бензиновой фракции № NK14-03035.001 от 24.06.2014 года, по дизельной фракции № NK14-03033.001 от 25.06.2014 года, по бензиновой фракции № NK14-03036.001 от 24.06.2014 года, по дизельной фракции № NK14-03034.001 от 25.06.2014 года (том 28 л.д. 203 – 211);

2) в ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе» протоколы проверки качества бензиновых, керосиновых и дизельных фракций №№ 66Пр, 67Пр, 68Пр, № 69Пр, № 70Пр от 23.06.2014 года (том 29 л.д. 214-221).

В аналитических отчетах <данные изъяты> и протоколах проверки качества ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе» содержатся фактические данные по показателям углеводородных фракций, которые произведены в результате первичной переработки нефти на тех же неизменных по сравнению с 2010 – 2012 годами нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150, имеющих неизменный технологический процесс, на которых ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» производил нефтепродукты в 2010 – 2012 годах.

Данные аналитические отчеты <данные изъяты> и протоколы проверки качества ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе» подтверждают возможность и фактическое производство ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в результате первичной переработки нефти на нефтеперегонных установках НПУ-50 и НПУ-150 продукции, которая не соответствует характеристикам подакцизных товаров – прямогонному бензину и дизельному топливу.

Из отчета <данные изъяты> от 03.10.2014 года следует, что в мае 2014 года в ходе эксперимента путем последовательной первичной переработки двух видов нефти практически подтверждено фактическое производство из аналогичного сырья и на том же оборудовании, имеющим неизменный технологический процесс, в сравнении с периодами 2010-2012 годов бензиновых фракций, которые имеют характеристики отличные от прямогонного бензина, не соответствуют определению понятия «прямогонный бензин» и не являются прямогонным бензином в соответствии с подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 НК РФ, а также дизельных фракций, которые не соответствуют характеристикам дизельного топлива, установленным Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005, и не являются дизельным топливом в соответствии с Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (пункты 5.13, 5.14., 5.17., 5.19. отчета).

В частности в пунктах 5.13., 5.14., 5.17., 5.19 отчета <данные изъяты> от 03.10.2014 года указано следующее:

«5.13. Согласно аналитическому отчету <данные изъяты> NK14-03035.001 бензиновая фракция, полученная в результате переработки нефти №1 на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М, имеет температуры начала кипения: 34,50? С и конца кипения: 232,50? С.

Согласно аналитическому отчету <данные изъяты> NK14-03036.001 бензиновая фракция, полученная в результате переработки нефти №2 на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М, имеет температуры начала кипения: 34,50? С и конца кипения: 240? С.

Следовательно, на нефтеперегонных установках НПУ-50 и НПУ-150М, расположенных по адресу: <адрес>, в результате первичной переработки нефти возможно производство бензиновой фракции со следующими характеристиками фракционного состава: начало кипения - не ниже 30? С, конец кипения - не ниже 220? С.

Как подтверждено в ходе эксперимента и следует из аналитических отчетов <данные изъяты> NK14-03033.001, NK14-03034.001 на нефтеперегонных установках НПУ-50 и НПУ-150М, расположенных по адресу: <адрес>, в результате первичной переработки нефти возможно производство дизельной фракции со следующими характеристиками:

1) фракционный состав:

10% перегоняется при температуре - не ниже 160? С (по результатам анализа проб: 196,5? С и 210? С);

не более 95% перегоняется при температуре - не выше 360?С (по результатам анализа проб: 85% при температуре 370? С; 85% при температуре 363? С);

2) массовая доля серы - не более 0,5% (по результатам анализа проб: 0,254% и 0,231%);

3) температура застывания - выше минус 10? С (по результатам анализа проб: 60 С и 40 С);

4) температура помутнения - выше минус 5? С (по результатам анализа проб: 130С и 11?С);

5) предельная температура фильтруемости - выше минус 5? С (по результатам анализа проб: 90С и 80С);

6) концентрация фактических смол - более 40 мг на 100 см3 топлива (по результатам анализа проб: 200 мг и 110 мг).

На основании подпункта 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации в целях налогообложения акцизом под прямогонным бензином понимаются бензиновые фракции, полученные в результате переработки нефти, газового конденсата, попутного нефтяного газа, природного газа, горючих сланцев, угля и другого сырья, а также продуктов их переработки, за исключением бензина автомобильного и продукции нефтехимии. При этом бензиновой фракцией является смесь углеводородов, кипящих в интервале температур от 30 до 215 градусов Цельсия при атмосферном давлении 760 миллиметров ртутного столба.

Специалистами <данные изъяты> установлено и из аналитических отчетов <данные изъяты> NK14-03035.001, NK14-03036.001 следует, что бензиновые фракции, полученные в ходе эксперимента в результате переработки нефтей №№ 1, 2 на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М, имеют температуру начала кипения: 34,5? С и температуру конца кипения: 232,50? С и 240?С, то есть температурный интервал кипения этих бензиновых фракций не совпадает с интервалом кипения бензиновой фракции, установленным подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации (конечная температура кипения располагается за пределами установленного интервала).

Следовательно, полученные в результате первичной переработки нефти на нефтеперегонных установках НПУ-50 и НПУ-150М, расположенных по адресу: <адрес>, бензиновые фракции не соответствуют определению понятия «прямогонный бензин» и не являются прямогонным бензином в соответствии с подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации.

Специалистами <данные изъяты> установлено и из аналитических отчетов <данные изъяты> NK14-03033.001, NK14-03034.001 следует, что дизельные фракции, полученные в ходе эксперимента в результате переработки нефтей №№ 1, 2 на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М, расположенных по адресу: г<адрес> не соответствуют по следующим характеристикам (показателям) дизельного топлива, установленным Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005:

1) фракционному составу – не соответствуют требованиям Технического регламента, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005;

2) массовой доле серы - не соответствуют требованиям Технического регламента, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005;

3) предельной температуре фильтруемости - не соответствуют требованиям Технического регламента, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005;

4) температуре застывания – не соответствуют требованиям ГОСТ 305-82;

5) температуре помутнения - не соответствуют требованиям ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005;

6) содержанию фактических смол - не соответствуют требованиям ГОСТ 305-82;

7) кислотности (мг КОН на 100 см3) - не соответствуют требованиям ГОСТ 305-82 (только дизельная фракция, произведенная из нефти № 2).

Поскольку указанные дизельные фракции не соответствуют характеристикам (показателям) дизельного топлива, установленным Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005, такие дизельные фракции не являются дизельным топливом в соответствии с Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005.

Показатели качества дизельных фракций, полученных в результате переработки нефтей №№ 1, 2, и характеристики (показатели) дизельного топлива, установленные Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005, изложены в таблице № 11 настоящего отчета.».

Из отчета <данные изъяты> от 03.10.2014 года следует, что в 2010-2012 годах на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М, расположенных по адресу: <адрес>, была возможность производства бензиновой фракции с фракционным составом: начало кипения не ниже 30?С и конец кипения не ниже 220?С, не соответствующей определению понятия «прямогонный бензин» и не являющейся прямогонным бензином в соответствии с подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации, а также дизельной фракции, не соответствующей характеристикам (показателям) дизельного топлива, установленным Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005, и не являющейся дизельным топливом в соответствии с Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (пункты 5.18., 5.20. отчета).

В частности в пунктах 5.18., 5.20. отчета <данные изъяты> от 03.10.2014 года указано, что:

«Специалистами <данные изъяты> установлено, что конструкция и состав нефтеперегонных установок НПУ-50, НПУ-150М, технологические схемы НПУ-50, НПУ-150М, а также технологический процесс переработки нефти и производства углеводородных фракций на НПУ-50, НПУ-150М соответствуют конструкции и составу нефтеперегонных установок НПУ-50, НПУ-150М, технологической схеме и технологическому процессу переработки нефти и производства углеводородных фракций после завершения <данные изъяты> всех работ на нефтеперегонных установках в 2009 году.

Также специалистами <данные изъяты> установлено, что после завершения <данные изъяты> работ в 2009 году изменений в нефтеперегонные установки и их ректификационные колонны, технологические схемы и технологические процессы не вносилось.

В результате сравнительного анализа показателей нефти установлено, что нефти, использованные для эксперимента, и нефти, перерабатываемые на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М в 2010-2012 годах, имеют схожие характеристики показателей.

Следовательно, можно сделать вывод о том, что нефти, использованные для эксперимента, соответствуют нефти, перерабатываемой на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М в 2010-2012 годах.

В ходе эксперимента в результате переработки нефтей №№ 1, 2 на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М получены бензиновые фракции, которые имеют температуру начала кипения: 34,5? С и температуру конца кипения: 232,50? С и 240? С, то есть температурный интервал кипения этих бензиновых фракций не совпадает с интервалом кипения бензиновой фракции, установленным подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации (конечная температура кипения располагается за пределами установленного интервала).

В ходе эксперимента в результате переработки нефтей №№ 1, 2 на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М получены дизельные фракции, которые не соответствуют характеристикам (показателям) дизельного топлива, установленным Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005, и не являются дизельным топливом в соответствии с Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005.

В связи с изложенным можно сделать вывод о том, что в 2010 - 2012 годах на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М, расположенных по адресу: <адрес>, была возможность производства:

- бензиновой фракции с фракционным составом: начало кипения не ниже 30?С и конец кипения не ниже 220?С, не соответствующей определению понятия «прямогонный бензин» и не являющейся прямогонным бензином в соответствии с подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации;

- дизельной фракции, не соответствующей характеристикам (показателям) дизельного топлива, установленным Техническим регламентом (утвержден Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.01.2008 №118), ГОСТ 3 05-82, ГОСТ Р 52368-2005, и не являющейся дизельным топливом в соответствии с Техническим регламентом (утвержден Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.01.2008 №118), ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005.».

Из аналитического отчета по бензиновой фракции № NK14-03035.001 от 24.06.2014 года, выполненного <данные изъяты>, следует, что образец бензиновой фракции не соответствует требованиям, предъявляемым в прямогонному бензину Налоговым кодексом РФ, поскольку температура конца кипения составляет 232,50С (том 28 л.д. 203-204).

Из аналитического отчета по дизельной фракции № NK14-03033.001 от 25.06.2014 года, выполненного <данные изъяты>, следует, что образец дизельной фракции не соответствует требованиям, предъявляемым в дизельному топливу по следующим показателям (том 28 л.д. 205):

1) фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1960С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (до температуры не выше 1800С не более 10%);

2) фракционный состав - 85 процентов объемных перегоняется при температуре 3700С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С);

3) температура застывания – плюс 6, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

4) температура помутнения – плюс 13, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 50С для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 250С для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 350С для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ);

5) массовая доля серы – 0,254%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 500 мг/кг (0,05 процента массовых) - класс 2; не более 350 мг/кг (0,035 процента массовых) - класс 3; не более 50 мг/кг (0,005 процента массовых) - класс 4; не более 10 мг/кг (0,001 процента массовых) - класс 5), а также ГОСТ 305-82 (не более 0,2% до 03.08.2011 года и не более 0,05% с 04.08.2011 года) и ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035 процента массовых) - вид I; не более 50 мг/кг (0,005 процента массовых) – вид II; не более 10 мг/кг (0,001 процента массовых) - вид III) в части соблюдения требований Технического регламента;

6) содержание фактических смол – 200 мг/см3, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг./100 см3 топлива);

7) предельная температура фильтруемости – плюс 9, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата; не выше минус 38 для арктического климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20).

Из аналитического отчета по бензиновой фракции № NK14-03036.001 от 24.06.2014 года, выполненного <данные изъяты>, следует, что образец бензиновой фракции не соответствует требованиям, предъявляемым к прямогонному бензину Налоговым кодексом РФ, поскольку температура конца кипения составляет 2400С (том 28 л.д. 208-209).

Из аналитического отчета по дизельной фракции № NK14-03034.001 от 25.06.2014 года, выполненного <данные изъяты> (том 28 л.д. 210-211), следует, что образец дизельной фракции не соответствует требованиям, предъявляемым к дизельному топливу по следующим показателям:

1) фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 2100С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (до температуры не выше 1800С не более 10%);

2) фракционный состав - 85 процентов объемных перегоняется при температуре 3630С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С);

3) температура застывания – плюс 4, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

4) температура помутнения – плюс 11, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 50С для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 250С для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 350С для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ);

5) массовая доля серы – 0,231%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 500 мг/кг (0,05 процента массовых) - класс 2; не более 350 мг/кг (0,035 процента массовых) - класс 3; не более 50 мг/кг (0,005 процента массовых) - класс 4; не более 10 мг/кг (0,001 процента массовых) - класс 5), а также ГОСТ 305-82 (не более 0,2% до 03.08.2011 года и не более 0,05% с 04.08.2011 года) и ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035 процента массовых) - вид I; не более 50 мг/кг (0,005 процента массовых) – вид II; не более 10 мг/кг (0,001 процента массовых) - вид III) в части соблюдения требований Технического регламента;

6) содержание фактических смол – 110 мг/см3, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг./100 см3 топлива);

7) кислотность – 6,28, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 5 мг. КОН/100 см3 топлива);

8) предельная температура фильтруемости – плюс 8, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата; не выше минус 38 для арктического климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20).

По протоколу проверки качества № 66Пр от 23.06.2014 года (проба № 310 (С)/5284; дата отбора пробы 11.06.2014 года), выданному ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе», дизельная фракция, полученная в результате переработки нефти на НПУ-50 и НПУ-150 на территории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по адресу: <адрес> (том 29 л.д. 214), не соответствует дизельному топливу по следующим требованиям:

массовая доля серы – 0,277%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 500 мг/кг (0,05 процента массовых) - класс 2; не более 350 мг/кг (0,035 процента массовых) - класс 3; не более 50 мг/кг (0,005 процента массовых) - класс 4; не более 10 мг/кг (0,001 процента массовых) - класс 5), а также ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,2% до 03.08.2011 года и не более 0,05% с 04.08.2011 года) и ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035 процента массовых) - вид I; не более 50 мг/кг (0,005 процента массовых) – вид II; не более 10 мг/кг (0,001 процента массовых) - вид III);

предельная температура фильтруемости – плюс 9, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата; не выше минус 38 для арктического климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

фракционный состав - 95 процентов объемных перегоняется при температуре 4050С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С);

температура помутнения – плюс 13, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 50С для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 250С для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 350С для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ).

По протоколу проверки качества № 66Пр от 25.06.2014 года (проба № 307 (С)/5286; дата отбора пробы 11.06.2014 года), выданному ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе», дизельная фракция, полученная в результате переработки нефти на НПУ-50 и НПУ-150 на территории ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по адресу: <адрес> (том 29 л.д. 215), не соответствует дизельному топливу по следующим требованиям:

массовая доля серы – 0,245%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 500 мг/кг (0,05 процента массовых) - класс 2; не более 350 мг/кг (0,035 процента массовых) - класс 3; не более 50 мг/кг (0,005 процента массовых) - класс 4; не более 10 мг/кг (0,001 процента массовых) - класс 5), а также ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,2% до 03.08.2011 года и не более 0,05% с 04.08.2011 года) и ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035 процента массовых) - вид I; не более 50 мг/кг (0,005 процента массовых) – вид II; не более 10 мг/кг (0,001 процента массовых) - вид III);

предельная температура фильтруемости – плюс 9, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата; не выше минус 38 для арктического климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

фракционный состав - 95 процентов объемных перегоняется при температуре 4050С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С);

температура помутнения – плюс 13, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 50С для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 250С для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 350С для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ).

По протоколу проверки качества № 70Пр от 23.06.2014 года (проба № 309 (Б)/5285; дата отбора пробы 11.06.2014 года), выданному ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе» (том 29 л.д. 218), 98% керосиновой фракции перегоняется при температуре 278,50С, в связи с чем данная керосиновая фракция не соответствует характеристикам прямогонного бензина, у которого конец кипения составлял 2150С в соответствии с подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции 2010 –2012 годов).

По протоколу проверки качества № 69Пр от 23.06.2014 года (проба № 314 (С)/5289; дата отбора пробы 11.06.2014 года), выданному ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе» (том 29 л.д. 219), 98% керосиновой фракции перегоняется при температуре 278,50С, в связи с чем данная керосиновая фракция не соответствует характеристикам прямогонного бензина, у которого конец кипения составлял 2150С в соответствии с подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции 2010 –2012 годов).

По протоколу проверки качества № 68Пр от 23.06.2014 года (проба № 311 (Б)/5283; дата отбора пробы 11.06.2014 года), выданному ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе» (том 29 л.д. 220), у бензиновой фракции температура конца кипения составляет 2350С, в связи с чем данная бензиновая фракция не соответствует характеристикам прямогонного бензина, у которого конец кипения составлял 2150С в соответствии с подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции 2010 –2012 годов).

По протоколу проверки качества № 67Пр от 23.06.2014 года (проба № 313 (Б)/5287; дата отбора пробы 11.06.2014 года), выданному ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и энергосбережения в Южно-Сибирском регионе» (том 29 л.д. 221), у бензиновой фракции температура конца кипения составляет 2350С, в связи с чем данная бензиновая фракция не соответствует характеристикам прямогонного бензина, у которого конец кипения составлял 2150С в соответствии с подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции 2010 –2012 годов).

Институтом химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) по делу проведена судебная экспертиза, по результатам которой составлено заключение экспертов от 18.04.2017 года (далее – заключение экспертов ИХН СО РАН от 18.04.2017 года) (том 82 л.д. 20-49).

В заключении экспертов ИХН СО РАН от 18.04.2017 года указано, что:

1) значения показателей образца нефти, изъятого судом 25.11.2016 года из единого трубопровода, доставляющего нефть на установки НПУ-50 и НПУ-150, приведены в таблице 1 заключения (страницы 4, 21 заключения);

2) сравнение показателей качества образца нефти (таблица 1), предоставленного судом на экспертизу, с показателями качества нефтей, поставленных на установки НПУ-50 и НПУ-150 в 2010-2012 годах (таблица 2), указывает на то, что практически по всем определённым показателям исследованная нефть схожа с нефтями, поставленными на НПУ-50 и НПУ-150 в 2010-2012 годах, кроме содержания серы и хлористых солей (страницы 6, 21 заключения);

3) из нефтей, поставленных на НПУ-50 и НПУ-150 в 2010-2012 годах, можно получить:

- фракцию с концом кипения свыше 2150С (страницы 8, 22 заключения),

- дизельную фракцию, не соответствующую требованиям, предъявляемым к дизельному топливу по фракционному составу: по ГОСТ 305-82 по температуре выкипания 50% и 96% объёма; по ГОСТ Р 52368-2005 по объёму отгона фракции до 1800С (норма – не более 10%), температуре отгона 85 % фракции; по Техническому регламенту по температуре отгона 95% фракции; по содержанию серы: по нормам Технического регламента для дизельного топлива 5 класса; нормам ГОСТ 305-82 топливу виду II; нормам ГОСТ Р 52368-2005 топливу вида III (страница 22 заключения);

4) расчётных математических способов распределения серы по фракциям не существует;

5) образец бензиновой фракции, изъятый судом 25.11.2016 года из единого трубопровода, доставляющего бензиновую фракцию от установок НПУ-50 и НПУ-150, является смесью углеводородов, кипящих в интервале температур от 450 до 3160С при атмосферном давлении 760 мм. рт. ст.

Так как 90% по объёму образца бензиновой фракции отгоняется при температуре 2600С, что намного выше температуры, нормируемой в ГОСТ Р 51105-97 «Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин» и в подпункте 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса РФ в редакции, действующей в период 2010-2012 годов, бензиновая фракция не является прямогонным бензином (страницы 12, 13, 22 заключения);

6) образец дизельной фракции без добавления присадки, изъятый судом 25.11.2016 года из единого трубопровода, доставляющего дизельную фракцию от установок НПУ-50 и НПУ-150, не является дизельным топливом в соответствии с Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 в редакциях, действующих в 2010-2012 годах по несоответствию следующих показателей: фракционному составу, предельной температуре фильтруемости, кинематической вязкости при 200С, температуре застывания, температуре помутнения, содержанию серы, содержанию водорастворимых кислот и щелочей, концентрации фактических смол, содержанию механических примесей (страницы 14-18, 24);

7) образец дизельной фракции с добавлением присадки, изъятый судом 25.11.2016 года из единого трубопровода, доставляющего дизельную фракцию от установок НПУ-50 и НПУ-150, не является дизельным топливом в соответствии с Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 в редакциях, действующих в 2010-2012 годах по несоответствию следующих показателей: фракционному составу, предельной температуре фильтруемости, кинематической вязкости при 200С, плотности при 150С, температуре застывания, температуре помутнения, содержанию серы, содержанию водорастворимых кислот и щелочей, концентрации фактических смол, содержанию механических примесей (страницы 14-18, 24);

8) для обеспечения требуемой эффективности и заданных технических характеристик дизелей (конструкции, принципам работы, предназначению), исключающих сбои в его работе, соблюдения экологических требований, обязательными являются все показатели, перечисленных в стандартах на дизельное топливо.

Томским политехническим университетом по делу проведена судебная экспертиза, по результатам которой составлено заключение экспертов от 24.05.2017 года (далее –заключение экспертов Томского политехнического университета от 24.05.2017 года) (том 82 л.д. 86-91, 96-105).

Из заключения экспертов Томского политехнического университета от 24.05.2017 года следует, что:

1. Температура конца кипения образца бензиновой фракции, изъятого судом 25.11.2016 года из единого трубопровода, доставляющего бензиновую фракцию от установок НПУ-50 и НПУ-150, составляет 2970С (таблица 2 заключения), что не соответствует характеристикам прямогонного бензина, у которого конец кипения составлял 2150С в соответствии с подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции 2010 –2012 годов).

2. Образец дизельной фракции с присадками, изъятый судом 25.11.2016 года из единого трубопровода, доставляющего дизельную фракцию от установок НПУ-50 и НПУ-150, имеет следующие показатели, не соответствующие предъявляемым к дизельному топливу требованиям (таблица 3 заключения):

1) фракционный состав – 79 процентов объемных перегоняется при температуре 3600С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С);

2) кинематическая вязкость при температуре 200С - 10,004, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 6 мм2/с (сСт));

3) температура застывания – минус 7, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

4) температура помутнения – плюс 18, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 50С для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 250С для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 350С для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ);

5) массовая доля серы – 0,5204%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

6) предельная температура фильтруемости – плюс 13, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20).

3. Образец дизельной фракции без присадок, изъятый судом 25.11.2016 года из единого трубопровода, доставляющего дизельную фракцию от установок НПУ-50 и НПУ-150, имеет следующие показатели, не соответствующие предъявляемым к дизельному топливу требованиям (таблица 3 заключения):

1) фракционный состав – 75 процентов объемных перегоняется при температуре 3600С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С);

2) кинематическая вязкость при температуре 200С - 9,6, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 6 мм2/с (сСт));

3) температура застывания – плюс 8,5, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

4) температура помутнения – плюс 19, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 50С для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 250С для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 350С для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ);

5) массовая доля серы – 0,5043%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

6) предельная температура фильтруемости – плюс 16, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20).

По протоколу испытаний №233/1 от 17.06.2012г., проведенных Лабораторией Технического Контроля (ЛТК) <данные изъяты> (том 31 л.д. 51), нефтепродукт не соответствует дизельному топливу по следующим требованиям:

1) массовая доля серы – 1620 мг/кг, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

2) предельная температура фильтруемости – минус 70С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 200С), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше минус 200С);

3) фракционный состав - 95 процентов объемных перегоняется при температуре 3640С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С).

По протоколу испытаний №234/1 от 17.06.2012г., проведенных Лабораторией Технического Контроля (ЛТК) <данные изъяты> (том 31 л.д. 51), нефтепродукт не соответствует дизельному топливу по следующим требованиям:

1) массовая доля серы – 1640 мг/кг, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

2) предельная температура фильтруемости – минус 70С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 200С), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше минус 200С);

3) фракционный состав - 95 процентов объемных перегоняется при температуре 3670С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С).

В протоколах испытаний № 233/1, № 234/1 от 17.06.2012 года, проведенных Лабораторией Технического Контроля (ЛТК) <данные изъяты>, содержатся фактические характеристики произведённого ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» топлива печного бытового, отгруженного и перевозимого согласно транспортных накладных №№ 186, 188 от 05.04.2012 года, к котором были приложены паспорта №№ 411, 413 от 05.04.2012 года (т. 12 л.д. 74-81).

Из протокола испытаний № 233/1 от 17.06.2012 года следует, что проба изъята из цистерны автомобиля MAN г.н. .

В транспортной накладной от 05.04.2012 на топливо печное бытовое указано транспортное средство МАН рег.номер (т. 12 л.д. 80-81).

Из протокола испытаний № 234/1 от 17.06.2012 года следует, что проба изъята из цистерны г/н автомобиля Камаз.

В транспортной накладной от 05.04.2012 на топливо печное бытовое указано транспортное средство Камаз АМ 3466 (т. 12 л.д. 76-77).

Таким образом, протоколы испытаний №№ 233/1, 234/1 от 17.06.2012 года оформлены по результатам исследования образцов топлива печного бытового, отгруженного и перевозимого по транспортным накладным от 05.04.2012 года, грузоотправителем которого являлось ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ».

Данные транспортные накладные №№ 186, 188 от 05.04.2012 года на топливо печное бытовое и паспорта №№ 411, 413 от 05.04.2012 года в составе материалов выездной налоговой проверки ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» направлены из ИФНС Росси по Октябрьскому административному округу г.Омска в СУ СК РФ по Омской области и приобщены к материалам настоящего уголовного дела (т. 12 л.д. 74-81).

Из вынесенных ИФНС России по Октябрьскому АО г.Омска в отношении ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» акта выездной налоговой проверки № 07/01 от 11.02.2014 года и решения № 07-16/523 от 03.04.2014 года о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения следует, что паспорта №№ 411, 413 от 05.04.2012 года на топливо печное бытовое были представлены в ИФНС России по ОАО г.Омска письмом от 17.10.2013 года № 201.2/803208 из Следственного отдела по г.Омску СУ СК России по Омской области; паспорта получены в ходе следственных мероприятий, проведенных в отношении ООО «Оникс» в рамках уголовного дела № 803208 в отношении генерального директора ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» Масленкова С.В. (документы в приложении № 58 к акту проверки) (том 4 л.д. 10 – 11 (страницы 120, 121 акта); том 1 л.д. 177 (страница 93 решения).

Вместе с паспортами №№ 411, 413 от 05.04.2012 года в приложении № 58 к акту проверки и соответственно материалах настоящего уголовного дела имеются транспортные накладные от 05.04.2012 года на топливо печное бытовое, к которым прилагаются данные паспорта.

Из материалов уголовного дела № 803208 в отношении Масленкова С.В. по п. «б» ч. 2 ст. 199 УК РФ, прекращённого 23.10.2012 года постановлением следователя по ОВД следственного отдела по городу Омска Следственного управления Следственного комитета Российской Федерации по Омской области М. А.С. на основании статьи 28.1. УПК РФ, следует, что паспорта №№ 411, 413 от 05.04.2012 года и транспортные накладные от 05.04.2012 на топливо печное бытовое были получены при следующих обстоятельствах.

05.04.2012 года в рамках расследования СУ СК РФ по Омской области уголовного дела № 803208 в отношении Масленкова С.В. по п. «б» ч. 2 ст. 199 УК РФ по поручению следователя по ОВД СО СУ СК РФ по Омской области К. В.В. от 24.02.2012 года на территории производственной базы ООО «МонтажРесурс» по адресу: <адрес>, был проведен осмотр автомобилей MAN с цистерной, КАМАЗ с цистерной. По результатам осмотра были составлен протокол осмотра места происшествия и изъяты образцы нефтепродуктов, содержащихся в цистернах; транспортные накладные №№ 186, 188 от 05.04.2012 года; паспорта №№ 411, 413 от 05.04.2012 года на продукт с наименованием «Топливо печное бытовое», завод - изготовитель в которых значится ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» (том 80 л.д. 171-181).

В рамках расследования уголовного дела № 803208 указанные образцы нефтепродуктов направлены Следственным отделом по г.Омску СУ СК РФ по Омской области письмом от 21.05.12 № 110с-11/803208 на исследование в <данные изъяты>, по результатам чего Лабораторией Технического Контроля (ЛТК) <данные изъяты> составлены протоколы испытаний №№ 233/1, № 234/1 от 17.06.2012 года (том 80 л.д. 184; том 31 л.д. 51, 52).

Заказчиком испытаний по протоколам испытаний № 233/1, № 234/1 от 17.06.2012 года являлся СУ СК России по Омской области, следственный отдел по г.Омску.

Кроме того, свидетелем С. А.Ф. (технический директор <данные изъяты>) по настоящему уголовному делу, а также экспертом Ч. Е.В. по уголовному делу № 803208 даны показания, согласно которым нефтепродукты, показатели которых указаны в этих протоколах испытаний, не относятся к дизельному топливу и не соответствуют требованиям, предъявляемым к дизельным топливам (т. 44 л.д. 71-82; т. 72 л.д. 148-149).

Из протокола допроса свидетеля С. А.Ф. от 29.04.2015 года следует, что на вопрос: «Вам предъявлены протокол испытания № 233/1 от 17.06.2012, № 234/1 от 17.06.2012 лаборатории технического контроля <данные изъяты>. Какой, по Вашему мнению, это нефтепродукт?» был дан следующий ответ: «По действующему Техническому регламенту отнести этот нефтепродукт к автомобильному дизельному топливу нельзя, этот продукт может подойти под категорию печного бытового топлива или судового маловязкого топлива или другой дизельной фракции по особым техническим условиям» (т. 44 л.д. 76).

Из протокола допроса Ч. Е.В. от 20.06.2012 года следует, что: «Следователем мне предъявлены протоколы испытаний № 234/1 и № 233/1. Могу сказать, что представленные на испытания нефтепродукты не отвечают требованиям, которые законодательство предъявляет к дизельному топливу, практически по всем показателям, а именно по сере, предельной температуре фильтруемости, по фракционному составу» (т. 72 л.д. 148-149).

Таким образом, протоколы испытаний № 233/1, № 234/1 от 17.06.2012 года, проведенные Лабораторией Технического Контроля (ЛТК) <данные изъяты>, подтверждают, что произведенное ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» топливо печное бытовое, отгруженное и перевозимое по транспортным накладным №№ 186, 188 от 05.04.2012, не соответствует требованиям, предъявляемым к дизельному топливу (том 12 л.д. 76-77, 80-81; том 31 л.д. 51, 52; том 80 л.д. 178-181).

Из паспортов на «Топливо печное бытовое» № 236 от 28.06.2010, № 322 от 22.09.2010, №47 от 24.03.2011, №67 от 06.04.2011, №69 от 08.04.2011, №86 от 25.04.2011, №107 от 17.05.2011 ), №107 от 17.05.2011 ), №108 от 20.05.2011, №125 от 29.06.2011, №126 от 30.06.2011, №131 от 06.07.2011, №133 от 08.07.2011, №150 от 25.07.2011, №150 от 25.07.2011, №157 от 03.08.2011, №157 от 05.08.2011, №166 от 16.08.2011 (), №166 от 16.08.2011 (), которые получены от <данные изъяты> (том 10 л.д. 179-196), следует, что топливо печное бытовое, заводом – изготовителем которого являлся ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», не являлось дизельным топливом, поскольку не соответствовало требованиям, предъявляемым к дизельному топливу, а именно:

1) по паспорту № 133 от 08.07.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 179) не соответствует дизельному топливу по такому показателю, как предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

2) по паспорту № 236 от 28.06.2010 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 180) не соответствует дизельному топливу по такому показателю, как фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1910С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (фракционный состав до температуры не выше 1800С - не более 10%);

3) по паспорту № 322 от 22.09.2010 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 181) не соответствует дизельному топливу по такому показателю, как фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1910С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (фракционный состав до температуры не выше 1800С - не более 10%);

4) по паспорту №125 от 29.06.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 182) не соответствует дизельному топливу по такому показателю, как предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

5) по паспорту №126 от 30.06.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 183) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- температура застывания – минус 5, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

6) по паспорту №131 от 06.07.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 184) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- температура застывания – минус 5, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

7) по паспорту №157 от 03.08.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 185) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 147 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

8) по паспорту №157 от 05.08.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 188:) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 157 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

9) по паспорту №150 от 25.07.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 189) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,212%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 169 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

10) по паспорту №108 от 20.05.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 190) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,25%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 96 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

11) по паспорту №107 от 17.05.2011 (а/ц Н633ТР) топливо печное бытовое (том 10 л.д. 191) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,25%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – 00С, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

3) концентрация фактических смол – 244 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

12) по паспорту № 69 от 08.04.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 192) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,35%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – плюс 2, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 181 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

- кинематическая вязкость – 7,64, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 6 мм2/с (сСт);

- фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1860С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (фракционный состав до температуры не выше 1800С - не более 10%);

13) по паспорту № 67 от 06.04.2011 топливо печное бытовое (том 10 л.д. 193) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы - 0,35%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости - плюс 2, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20).

- концентрация фактических смол - 181 мг на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

- кинематическая вязкость – 7,64, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 6 мм2/с (сСт));

- фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1890С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (фракционный состав до температуры не выше 1800С - не более 10%);

14) по паспорту №107 от 17.05.2011 (а/ц О262ХА) топливо печное бытовое (том 10 л.д. 194) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,25%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – 0, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 244 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

15) по паспорту № 86 от 25.04.2011 года топливо печное бытовое (том 10 л.д. 195) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,25%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – 0, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 252 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

16) по паспорту №47 от 24.03.2011 (том 10 л.д. 196) топливо печное бытовое (том дела 10 л.д. 196) не соответствует дизельному топливу по таким показателям, как:

- массовая доля серы – 0,32%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,2%), ГОСТ 305-82 (не более 0,2%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- концентрация фактических смол – 110 мг на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг на 100 см3 топлива);

- кинематическая вязкость - 7,70, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 6 мм2/с (сСт));

- фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1890С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (фракционный состав до температуры не выше 1800С - не более 10%).

Кроме того, по паспортам № 236 от 28.06.2010, № 322 от 22.09.2010, №166 от 16.08.2011 (), №166 от 16.08.2011 () топливо печное бытовое не может быть отнесено к дизельным топливам из-за отсутствия в паспортах сведений о таких обязательных в 2010 – 2011 годах характеристиках (показателях) дизельного топлива, как цетановое число, предельная температура фильтруемости, полициклические ароматические углеводороды, смазывающая способность и прочих показателях, предусмотренных Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (том 10 л.д. 180, 181, 186, 187).

Из паспорта № 303 от 02/03.09.2010 года, который получен от <данные изъяты> (том 12 лист дела 73), следует, что топливо печное бытовое, заводом – изготовителем которого являлся ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», не являлось дизельным топливом, поскольку не соответствовало требованиям, предъявляемым к дизельному топливу по фракционному составу - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1890С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (до температуры не выше 1800С не более 10%).

Кроме того, топливо печное бытовое по данному паспорту не может быть отнесено к дизельным топливам из-за отсутствия в паспорте сведений о таких обязательных в 2010 году характеристиках (показателях) дизельного топлива, как цетановое число, предельная температура фильтруемости, полициклические ароматические углеводороды, смазывающая способность и прочих показателях, предусмотренных Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005

Из паспортов на «Топливо печное бытовое» №740 от 24.05.2012, №741 от 24.05.2012, №746 от 26.05.2012, №750 от 26.05.2012, №863 от 08.06.2012, №865 от 09.06.2012, №655 от 14.05.2012, №658 от 14.05.2012, №656 от 14.05.2012, №657 от 14.05.2012, №958 от 20.06.2012, №959 от 20.06.2012, №960 от 20.06.2012, №961 от 20.06.2012, №962 от 20.06.2012, №786 от 01.06.2012, №785 от 01.06.2012, №783 от 01.06.2012, №782 от 01.06.2012, которые получены от <данные изъяты> (том 15 л.д. 129-132, 135-136, 139-142, 145-149, 154-157), следует, что топливо печное бытовое, заводом – изготовителем которого являлся ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», не являлось дизельным топливом, поскольку не соответствовало требованиям, предъявляемым к дизельному топливу, а именно:

1) по паспорту №740 от 24.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 129) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,14%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 65 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

2) по паспорту №741 от 24.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 130) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,14%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 65 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

3) по паспорту №746 от 26.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 131) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,15%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 65 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

4) по паспорту №750 от 26.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 132) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,14%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 65 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

5) по паспорту №863 от 08.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 135) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,141%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

6) по паспорту №865 от 09.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 136) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,141%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

7) по паспорту №655 от 14.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 139) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,145%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

8) по паспорту №658 от 14.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 140) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,145%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

9) по паспорту №656 от 14.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 141) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,145%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

10) по паспорту №657 от 14.05.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 142) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,145%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

11) по паспорту №958 от 20.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 145) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,125%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- температура застывания – минус 7, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

12) по паспорту №959 от 20.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 146) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,125%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- температура застывания – минус 7, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

13) по паспорту №960 от 20.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 147) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,125%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- температура застывания – минус 7, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

14) по паспорту №961 от 20.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 148) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,125%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- температура застывания – минус 7, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

15) по паспорту №962 от 20.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 149) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,125%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- температура застывания – минус 7, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 152 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

16) по паспорту №786 от 01.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 154) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,147%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

17) по паспорту №785 от 01.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 155) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,147%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

18) по паспорту №783 от 01.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д. 156) не соответствует дизельному топливу по следующим показателям:

- массовая доля серы – 0,147%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива);

19) по паспорту №782 от 01.06.2012 топливо печное бытовое (том 15 л.д.157) имеет следующие показатели, не соответствующие предъявляемым к дизельному топливу требованиям:

- массовая доля серы – 0,147%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 0,05%), ГОСТ 305-82 в части соблюдения требований Технического регламента (не более 0,05%), ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035%));

- предельная температура фильтруемости – минус 4, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ 305-82 (не выше минус 5), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

- концентрация фактических смол – 67 мг. на 100 см3 топлива, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг. на 100 см3 топлива).

Из протокола испытаний № 113/3277 от 18.04.2011 года и приложения № 1 к протоколу испытаний № 113/3277 от 18.04.2011 года, которые проведены испытательной лабораторией нефтепродуктов <данные изъяты> по направлению на испытания от <данные изъяты> следует, что топливо печное бытовое по ТУ 0251-00785357554-2009, заводом – изготовителем которого являлся ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» (том 10 л.д. 127-130; т.31 л.д. 64-66), не являлось дизельным топливом, поскольку не соответствовало требованиям, предъявляемым к дизельному топливу по следующим показателям:

1) фракционный состав - 94 процентов объемных перегоняется при температуре 3600С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С);

2) предельная температура фильтруемости – минус 5, что не соответствует Техническому регламенту (не выше минус 20 для холодного климата), ГОСТ Р 52368-2005 (не выше – 20);

3) концентрация фактических смол – 116 мг/см3, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг./100 см3 топлива).

Из протокола испытаний № 8/2753 от 05.04.2012 года и приложения к протоколу испытаний № 8/2753 от 05.04.2012 года, которые проведены испытательной лабораторией нефтепродуктов ОАО <данные изъяты> по направлению на испытания от <данные изъяты>, следует, что топливо печное бытовое по ТУ 0251-00785357554-2009, заводом – изготовителем которого являлся ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» (том 10 л.д. 68-71; том 31 л.д. 55-57), не являлось дизельным топливом, поскольку не соответствовало требованиям, предъявляемым к дизельному топливу по следующим показателям:

1) фракционный состав - 10 процентов объемных перегоняется при температуре 1910С, что не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (до температуры не выше 1800С не более 10%);

2) массовая доля серы – 0,14%, что не соответствует Техническому регламенту (не более 500 мг/кг (0,05 процента массовых) - класс 2; не более 350 мг/кг (0,035 процента массовых) - класс 3; не более 50 мг/кг (0,005 процента массовых) - класс 4; не более 10 мг/кг (0,001 процента массовых) - класс 5), а также ГОСТ 305-82 (не более 0,05%) и ГОСТ Р 52368-2005 (не более 350 мг/кг (0,035 процента массовых) - вид I; не более 50 мг/кг (0,005 процента массовых) – вид II; не более 10 мг/кг (0,001 процента массовых) - вид III) в части соблюдения требований Технического регламента;

3) концентрация фактических смол – 45 мг/см3, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 40 мг./100 см3 топлива).

В ответе ФГБУН «Институт проблем переработки углеводородов» Сибирского отделения Российской академии наук (ИППУ СО РАН) от 03.05.2012 года на запрос следователя СУ СК России по Омской области К. от 19.04.2012 года (том 72 л.д. 151), указано:

«На Ваш запрос № 101с-11/803208 от 19.04.12 сообщаем, что нефтепродукт под наименованием «Топливо печное бытовое» по данным представленных паспортов № 8711, 8827, 8859 (ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ») соответствует установленным для него показателям.

Для дизельного топлива в соответствии с действующими ГОСТ и Техническим регламентом «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», утвержденным Постановлением Правительства РФ от 28.02.2008 года № 118, существует ряд показателей, отсутствующих в предоставленных паспортах, а именно: цетановое число, предельная температура фильтруемости, более подробный фракционный состав топлива, массовая доля полициклических углеводородов, смазывающая способность.

Таким образом, на основании данных представленных паспортов продукт «Топливо печное бытовое» не может быть отнесен к дизельному топливу.».

В ответе ГОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Г.» № 620/98 от 04.04.2011 указано:

«В соответствии с пп.1 п1. ст.181 Налогового кодекса РФ, под прямогонным бензином понимаются бензиновые фракции, которые представляют собой смесь углеводородов, кипящих в интервале температуры от 30 до 2150С при атмосферном давлении 760 мм.р.с. Температура конца кипения бензина газового стабильного марок БТ и БТмс, произведённого ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», согласно ТУ 0272-002-85357554-2008, находятся в диапазоне выше 2200С. Изучив представленные документы, специалистами РГУ нефти и газа, сделаны следующие выводы: 1) нефтепродукт, производимый ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по ТУ 0272-002-85357554-2008 под наименованием «Бензин газовый стабильный марок БТ и БТмс», по совокупности физических параметров не соответствует определению прямогонного бензина, предусмотренному пп. 10 п. 1 ст. 181 Налогового кодекса РФ; 2) нефтепродукт, производимый ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по ТУ 0272-002-85357554-2008 под наименованием «Бензин газовый стабильный марок БТ и БТмс», не является прямогонным бензином в определении, предусмотренным пп. 10 п. 1 ст. 181 Налогового кодекса РФ» (том 12 л.д. 157-158).

Из ответа ГОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Г.» № 620/97 от 04.04.2011 следует, что:

1) нефтепродукт, производимый ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» под наименованием «Топливо печное бытовое» по Техническим условиям ТУ 0251-007-85357554-2009, не соответствуют требованиям, предъявляемым к дизельным топливам Техническим регламентом «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», утвержденным Постановлением Правительства РФ от 27.02.2008 года № 118, ГОСТ 52368-2005, ГОСТ 305-82;

2) нефтепродукт, производимый ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» под наименованием «Топливо печное бытовое» по ТУ 0251-007-85357554-2009, не является дизельным топливом (том 12 л.д. 159-160).

В ответе Учреждения Российской академии наук «Институт проблем переработки углеводородов» Сибирского отделения РАН № 15935-10-174 от 29.03.2001 г. «О нефтепродукте «Топливо печное бытовое»» указано: «В ответ на ваше обращение, связанное с выдачей независимого заключения, о том, может ли производимый вашей организацией нефтепродукт «Топливо печное бытовое» (ТУ 0251-007-85357554-2009) отнесен к категории дизельного топлива сообщаем следующее. Набор и допустимые уровни контролируемых значений показателей качества нефтепродукта «Топливо печное бытовое», определенные в ТУ 0251-007-85357554-2009, не соответствуют показателям, нормам и их возможным различным сочетаниям, применяемым в ГОСТ 305-82 «Топливо дизельное. Технические условия», ГОСТ Р 52368-2005 «Топливо дизельное. Евро. Технические условия», Техническом регламенте «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», утвержденном Постановлением Правительства РФ от 27.02.2008 года № 118, что однозначно не позволяет рассматривать данный нефтепродукт как дизельное топливо. Примерами этого является отсутствие нормы на цетановое число, нормирование фракционного состава, не свойственным, для дизельных топлив образом и т.д. Согласно вашим данным, фактическое содержание серы в нефтепродукте «Топливо печное бытовое» составляет 0,3- 0,35 и только это уже полностью исключает возможность его использования на законных основаниях в качестве дизельного топлива.» (том 12 л.д. 161).

В ответе Учреждения Российской академии наук «Институт проблем переработки углеводородов» сибирского отделения РАН № 15935-10-171 от 29.03.2001 г. «О нефтепродукте «Бензин газовый стабильный» указано: «В ответ на ваше обращение, связанное с выдачей независимого заключения, о том, может ли, производимый вашей организацией нефтепродукт «Бензин газовый стабильный» (ТУ 2008) марок БТ и БТмс отнесен к категории прямогонных бензиновых фракций сообщаем следующее. Поскольку конец кипения нефтепродукта «Бензин газовый стабильный» согласно ТУ 2008 составляет не ниже 2200С, то он не соответствует определению прямогонного бензина в пп. 10 п.11 ст. 181 Налогового кодекса, конец кипения которого должен быть ограничен температурой 2150С. Производимый на Вашем предприятии нефтепродукт «Бензин газовый стабильный» (ТУ 2008) марок БТ и БТмс может быть квалифицирован как продукция нефтехимии и предназначенный для использования в качестве основы различных технических растворителей или сырья для производства пластических масс.» (том 12 л.д. 162).

В экспертном заключении № Т056/2011 от 15.04.2011 года ООО «Томский экспертно-правовой центр «Регион-70» сделаны следующие выводы:

1) бензин газовый стабильный марок БТ и БТмс, производимый ЗАО «ВСП Крутогорский нефтеперерабатывающий завод» по ТУ 0272-002-85357554-2008 «Бензин газовый стабильный», не соответствует по диапазону температур кипения «прямогонному бензину», определенному в подпункте 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса РФ;

2) бензин газовый стабильный марок БТ и БТмс, производимый ЗАО «ВСП Крутогорский нефтеперерабатывающий завод» по ТУ 0272-002-85357554-2008 «Бензин газовый стабильный», не является «прямогонном бензином» в определении, предусмотренном подпунктом 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса РФ (том 12 л.д. 171).

В экспертном заключение № Т057/2011 от 15.04.2011 года ООО «Томский экспертно-правовой центр «Регион-70» сделаны следующие выводы:

1) нефтепродукт, производимый ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по ТУ 0251-007-85357554-2009 «Топливо печное бытовое» не соответствует требованиям, предъявляемым по показателям качества к дизельному топливу, установленным Техническим регламентом «О Требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.02.2008 года № 118, ГОСТ Р 52368-2005 «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия», ГОСТ 305-82 «Топливо дизельное. Технические условия»;

2) нефтепродукт, производимый ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» под наименованием «топливо печное бытовое» по ТУ 0251-007-85357554-2009 «Топливо печное бытовое», не является дизельным топливом (том 12 л.д. 187).

5. ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» никогда не производил, не имел и не имеет в настоящее время возможности производства на нефтеперегонных установках НПУ-50 и НПУ-150 дизельного топлива, соответствующего требованиям Технического регламента, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005.

Дизельное топливо, производимое по техническим условиям ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в период 2010-2012 годов, не соответствовало дизельному топливу, предусмотренному Техническим регламентом, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005.

Указанные обстоятельства подтверждаются следующими доказательствами:

1) протокол испытаний № 39/9888 от 20.01.2010 года и приложение к протоколу испытаний № 39/9888 от 20.01.2010 года продукта с наименованием Топливо дизельное «Л» (из акта отбора проб от 22.12.2009г.), которые проведены испытательной лабораторией нефтепродуктов <данные изъяты> (производитель - ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ») - том 10 л.д. 64-66;

2) выписка из журнала анализов от 27.03.2010 года продукта с наименованием «Дизельное топливо Летнее» (заказчик - ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»), которые проведены лабораторией технического контроля <данные изъяты> - том 10 л.д. 47; том 36 л.д. 139;

3) выписка из журнала анализов от 30.05.2010 года продукта с наименованием «Дизельное топливо» (заказчик - ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»), которые проведены лабораторией технического контроля <данные изъяты> - том 10 л.д. 48; том 36 л.д. 142;

4) показаниями подсудимого Масленкова С.В., свидетелей Х. Д.В., Е. Г.С., Л. В.А., Д. Д.Ю., Н. О.В., Р. Т.Б., С. А.Ф., А. В.А., Ф. В.А и других.

По протоколу испытаний № 39/9888 от 20.01.2010 года и приложению к протоколу испытаний № 39/9888 от 20.01.2010 года, которые проведены испытательной лабораторией нефтепродуктов <данные изъяты> (том 10 л.д. 64-66), дизельное топливо имеет следующие показатели, не соответствующие предъявляемым к дизельному топливу требованиям:

1) фракционный состав - 95 процентов объемных перегоняется при температуре 3720С, что не соответствует Техническому регламенту, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005 (95 процентов объемных перегоняется при температуре не выше 3600С);

2) температура помутнения – минус 2, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 50С для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 250С для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 350С для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ).

По выписке из журнала анализов от 27.03.2010 года, которые проведены лабораторией технического контроля <данные изъяты> (том 10 л.д. 47; том 36 л.д. 139), дизельное топливо имеет концентрацию фактических смол - 237 мг на 100 см3, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не более 30 мг на 100 см3 по летней марке ДТ; не более 40 мг на 100 см3 по зимней марке ДТ и арктической марке ДТ).

По выписке из журнала анализов от 30.05.2010 года, которые проведены лабораторией технического контроля <данные изъяты> (том 10 л.д. 48; том 36 л.д. 142), дизельное топливо не соответствует предъявляемым к дизельному топливу следующим показателям:

1) температура застывания (0С) – минус 8, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 10 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 35 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 45 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 55 для холодной климатической зоны по арктической марке ДТ);

2) температура помутнения (0С) – минус 1, что не соответствует ГОСТ 305-82 (не выше минус 5 для умеренной климатической зоны по летней марке ДТ, не выше минус 25 для умеренной климатической зоны по зимней марке ДТ, не выше минус 35 для холодной климатической зоны по зимней марке ДТ), а также не соответствует ГОСТ Р 52368-2005 (не выше минус 10 (класс 0), не выше минус 16 (класс 1), не выше минус 22 (класс 2), не выше минус 28 (класс 3), не выше минус 34 (класс 4)).

Защита указывает, что производство бензина газового стабильного тяжелого (БГС марки БТмс) и топлива печного бытового на ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» было обусловлено назначением нефтеперегонных установок НПУ-50, НПУ-150 только для первичной переработки сырья, отсутствием вторичных процессов нефтепереработки, показателями перерабатываемой в 2010-2012 годах нефти (высокое содержание светлых фракций и парафинов), а также отсутствием оборудования по предварительной подготовке сырья (нефти) для ее дальнейшей переработки (отсутствие оборудования по очищению нефти от парафинов, серы, соли, воды и прочего).

Данные обстоятельства подтверждаются следующими доказательствами:

1) техническое задание «Малотоннажная нефтеперерабатывающая (нефтеперегонная) установка НПУ-50» от 01.08.2005 года к договору №53-05 от 01.08.2005 года (том 5 л.д. 1);

2) техническое задание «Нефтеперегонная установка НПУ-150М» по договору № 61-06 от 10.10.2006 года (в редакции дополнительного соглашения № 3 от 14.05.2008 года к договору № 61-06 от 10.10.2006 года) (том 5 л.д. 37);

3) паспорт на установку нефтеперерабатывающую <данные изъяты> разработанный <данные изъяты> (том 73 л.д. 222-242);

4) паспорт на установку нефтеперерабатывающую <данные изъяты>, разработанный <данные изъяты> (том 74 л.д. 1-19);

5) отчет <данные изъяты> от 03.10.2014 года - пункт 5.16. (том 28 л.д. 186 – 190, № 74 л.д 47-51);

6) паспорта качества на нефть за период 04.01.2010 – 31.12.2012 года, изъятые в пункте налива нефти <данные изъяты> (том 31 л.д. 98 – 250, тома 32 - 35, том 36 л.д. 1 - 130);

7) письмо <данные изъяты> № 072 от 05.05.2014г. (том 78 л.д.147-148);

8) заключение экспертов Института химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) от 18.04.2017 года (том 82 л.д. 20-49);

9) показаниями подсудимого Масленкова С.В., свидетелей К. А.А., Х. Д.В., Ц. Н.К., Е. Г.С, Н. О.В., Р. Т.Б., А. В.А., Ф. В.А. и других.

В соответствии с пунктом 1 Технического задания «Малотоннажная нефтеперерабатывающая (нефтеперегонная) установка НПУ-50» от 01.08.2005 года к договору №53-05 от 01.08.2005 года назначение НПУ-50 - для первичной перегонки углеводородного сырья на следующие фракции: бензиновая, дизельная, мазутная (том 5 л.д. 1).

Согласно пункту 1 Технического задания «Нефтеперегонная установка НПУ-150М» по договору № 61-06 от 10.10.2006 года (в редакции дополнительного соглашения № 3 от 14.05.2008 года к договору № 61-06 от 10.10.2006 года) назначение установки НПУ-150М: для первичной атмосферной перегонки углеводородного сырья на следующие фракции: бензиновая, дизельная, мазутная (том 5 л.д. 37).

Из паспорта на установку нефтеперерабатывающую <данные изъяты>, разработанного <данные изъяты> следует, что назначение установки – для первичной переработки ректификацией углеводородного сырья с получением различных углеводородных фракций (том 73 л.д. 225).

Из паспорта на установку нефтеперерабатывающую <данные изъяты>, разработанного <данные изъяты>, следует, что назначение установки – для первичной переработки ректификацией углеводородного сырья с получением различных углеводородных фракций (том 74 л.д. 4);

Исходя из технических заданий к договорам №53-05 от 01.08.2005 года и №61-06 от 10.10.2006 года, заключенным между <данные изъяты>, для получения на данных нефтеперегонных установках углеводородных фракций, соответствующих по качеству и количеству условиям данных технических заданий, предъявлялись следующие требования к нефти: сумма светлых фракций не превышает 60% (для НПУ-50) и 65% (для НПУ-150), а массовая доля парафинов составляет не более 1,5% (том 5 л.д. 1, 2 – пункты 2.2., 4.2. Техническое задание от 01.08.2005 года на НПУ-50; том 5 л.д. 37, 38, 39 – подпункт 2.2. пункта 2, подпункты 4.2., 4.11. пункта 4 Технического задания от 13.05.2008 года на НПУ-150М; том 28 л.д. 186, 187 и том 74 л.д. 47, 48 – пункт 5.16. отчета).

В то же время из паспортов качества на нефть и отчета <данные изъяты> от 03.10.2014 года следует, что в большинстве случаев в нефти, которая перерабатывалась ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в 2010 – 2012 годах на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150, количество светлых фракций (фракции, выкипающие до 3600С) превышало 70-73%, а массовая доля парафинов превышала 1,5% (нефти с массовой долей парафинов свыше 1,5%: в 2010 году – более 89%, в 2011 году – более 72%, в 2012 году – более 97%) (том 31 л.д. 98 – 250, тома 32 - 35, том 36 л.д. 1 – 130, том 90 л.д. 229-250; том 91 л.д. 1-131 – паспорта на нефть; том 28 л.д. 187 - 188, том 29 л.д. 32 – 49, том 74 л.д. 48 – 49 – отчет <данные изъяты>).

Показатели нефти по имеющимся в материалах уголовного дела паспортам качества на нефть были проанализированы в Отчете <данные изъяты> от 03.10.2014 года, в частности в пунктах 5.15., 5.16. отчета, а также в приложении к отчету - Таблицы с показателями нефтей, перерабатываемых на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М, расположенных по адресу: <адрес> в 2010 – 2012 годах (том 28 л.д. 184 - 190, том 29 л.д. 32 – 49, том 74 л.д. 45 - 51).

Также из вынесенных ИФНС России по Октябрьскому АО г.Омска в отношении ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» акта выездной налоговой проверки № 07/01 от 11.02.2014 года и решения № 07-16/523 от 03.04.2014 года о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения следует, что согласно полученных в ходе проверки паспортов качества на нефть за период 2010-2012 годов ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» использовал сырьё с выходом около 71% фракций при температуре до 300 0С; при том, что согласно общеустановленной практике, светлыми считаются фракции кипящие до 360 0С. (том 3 л.д. 235 (страница 69 акта); том 1 л.д. 124 (страница 40 решения)).

Таким образом, нефть, которая перерабатывалась ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в 2010 – 2012 годах на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150, отличалась от требований к сырью, предусмотренных техническими заданиями к договорам №53-05 от 01.08.2005 года и №61-06 от 10.10.2006 года, на основании которых создавались данные нефтеперегонные установки, по таким показателям, как количество светлых фракций и массовая доля парафинов.

Несоблюдение требований к сырью по данным показателям напрямую повлияло на качество производимых на данных нефтеперегонных установках углеводородных фракций (нефтепродуктов).

Из пункта 5.16. отчета <данные изъяты> от 03.10.2014 года следует, что:

«В связи с существенным отличием показателей сырья фактически перерабатываемого на нефтеперегонных установках в 2010-2012 годах от требований к сырью, предусмотренных техническими заданиями к договорам №53-05 от 01.08.2005 года и №61-06 от 10.10.2006 года, при работе нефтеперегонных установок при параметрах технологического процесса (технологического режима), характерного для переработки сырья, соответствующего требованиям этих технических заданий, характеристики производимых фракций (нефтепродуктов) будет существенно отличаться от характеристик углеводородных фракций, определенных в технических заданиях к договорам №53-05 от 01.08.2005 года и №61-06 от 10.10.2006 года.

Превышение содержания светлых фракций в перерабатываемом сырье (свыше 60% для НПУ-50; свыше 65% для НПУ-150М) приводит к увеличению нагрузки на ректификационные колонны и другое оборудование установок, что при определенных параметрах технологического процесса (технологического режима) ведет к снижению качества разделения получаемых фракций, а именно увеличению границы перекрытия температур кипения между разделяемыми фракциями, в результате чего температура конца кипения бензиновой фракции может превысить 2200 С, а температура перегона 95% объемных дизельной фракции - превысить 3600 С (менее 95% объемных дизельной фракции будет перегоняться при температуре не выше 3600 С).

При содержании в сырье светлых фракций более 60% (для НПУ-50) и более 65% (для НПУ-150М) характеристики бензиновой и дизельной фракций, в зависимости от параметров технологического процесса (технологического режима) работы нефтеперегонных установок, могут как соответствовать, так и не соответствовать по фракционному составу (для бензиновой фракции - температура конца кипения; для дизельной фракции - 95% или менее % объемных перегоняются при температуре не выше 3600 С) характеристикам, указанным в технических заданиях к договорам №53-05 от 01.08.2005 года и № 61-06 от 10.10.2006 года, заключенным между <данные изъяты>, а также как соответствовать, так и не соответствовать характеристикам прямогонного бензина, изложенным в подпункте 10 пункта 1 статьи 181 Налогового кодекса Российской Федерации, и требованиям, предъявляемым к дизельному топливу Техническим регламентом «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.01.2008 №118, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005.

Наличие парафинов в сырье негативно влияет на низкотемпературные показатели дизельной фракции, а именно приводит к повышению предельной температуры фильтруемости, температуры застывания и температуры помутнения, вплоть до их несоответствия требованиям, предъявляемым к дизельным топливам Техническим регламентом (утвержден Постановлением Правительства РФ от 27.01.2008 №118), ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005.

В случае наличия в сырье массовой доли парафинов в размере 1,5% и более на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-150М, расположенных по адресу: <адрес>, невозможно получить дизельную фракцию, соответствующую по низкотемпературным показателям (предельная температура фильтруемости, температура застывания, температура помутнения) требованиям Технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.01.2008 №118, ГОСТ 305-82, ГОСТ Р 52368-2005.

Для улучшения низкотемпературных показателей дизельной фракции рекомендуется, в частности, добавлять специальные присадки. Однако и добавление таких присадок не всегда дает положительные результаты по улучшению (понижению) температур помутнения, застывания и фильтруемости дизельной фракции.» (том 28 л.д. 186 – 190, № 74 л.д. 47-51).

В письме № 072 от 05.05.2014 года <данные изъяты> (пункты 2, 3, 4) указано, что:

- в случае наличия в сырье массовой доли парафина в размере 1,5% и более невозможно получить дизельную фракцию, соответствующую требованиям Технического регламента и ГОСТ 305-82 по низкотемпературным показателям (предельная температура фильтруемости, температура застывания, температура помутнения);

- при переработке нефти с содержанием массовой доли серы 0,26% (паспорт качества на нефть №1127 от 29.11.2011 года) в дизельной фракции содержание серы может варьироваться от 0,15% до более 0,26% серы. По указанной в паспорте характеристике невозможно дать однозначное заключение, так как в различных видах углеводородного сырья сера может быть распределена по углеводородным фракциям очень неоднородно и неравномерно. На это также оказывает влияние параметры технологического режима, при котором ведется переработка нефти, а также иные факторы. Однозначный ответ может быть получен только прямым измерением содержания серы в каждой конкретной фракции;

- при переработке нефти с массовой долей парафина 1,8% на установках НПУ-50 и НПУ-150М, расположенных по адресу: <адрес>, невозможно получить товарное дизельное топливо, соответствующее характеристикам (требованиям), предъявляемым Техническим регламентом, ГОСТ 305-82. Наличие парафинов в сырье негативно влияет на низкотемпературные свойства дизельной фракции, такие как, предельная температура фильтруемости, температура застывания, температура помутнения (том 78 л.д. 147-148).

В заключение экспертов Института химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) от 18.04.2017 года (том 82 л.д. 20-49) указано, что:

1) сравнение показателей качества образца нефти (таблица 1), предоставленного судом на экспертизу, с показателями качества нефтей, поставленных на установки НПУ-50 и НПУ-150 в 2010-2012 годах (таблица 2), указывает на то, что практически по всем определённым показателям исследованная нефть схожа с нефтями, поставленными на НПУ-50 и НПУ-150 в 2010-2012 годах, кроме содержания серы и хлористых солей (страницы 6, 21 заключения);

2) из нефтей, поставленных на НПУ-50 и НПУ-150 в 2010-2012 годах, можно получить:

- фракцию с концом кипения свыше 2150С (страницы 8, 22 заключения),

- дизельную фракцию, не соответствующую требованиям, предъявляемым к дизельному топливу по фракционному составу: по ГОСТ 305-82 по температуре выкипания 50% и 96% объёма; по ГОСТ Р 52368-2005 по объёму отгона фракции до 1800С (норма – не более 10%), температуре отгона 85 % фракции; по Техническому регламенту по температуре отгона 95% фракции; по содержанию серы: по нормам Технического регламента для дизельного топлива 5 класса; нормам ГОСТ 305-82 топливу виду II; нормам ГОСТ Р 52368-2005 топливу вида III (страница 22 заключения).

В период 2010-2012 годов сырьё и производимые нефтепродукты ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» хранило в резервуарах в количестве от 21 до 24 штук общим объёмом 27880 куб.м. (Е6, Е7 объёмом 2000 куб.м. каждый; Е207/1, Е207/2, Е207/3, Е207/4 объёмом 3000 куб.м. каждый; Е222, Е223 объёмом 3000 куб.м. каждый; Е221 объёмом 1000 куб.м.; Е18/1, Е18/2 объёмом 2000 куб.м. каждый; Е1, Е2, Е3, Е4, Е5, Е9, Е10, Е11 объёмом 50 куб.м. каждый; Е12, Е13 объёмом 90 куб.м. каждый; Е303, Е304, Е305 объёмом 100 куб.м. каждый), а в некоторых случаях также в железнодорожных цистернах, что подтверждается следующими доказательствами:

1) заключение экспертизы промышленной безопасности № 2009-04-0235 от 01.04.2009 года ЗАО «ЦТБиД «Полисервис» (том 7 л.д. 178 – 208);

2) расчетно-пояснительная записка к ПЛАС от 01.10.2008 года (том 8 л.д. 1 - 124);

3) заключение экспертизы промышленной безопасности № 2010-07-0755 от 31.08.2010 года ЗАО «ЦТБиД «Полисервис» (том 91 л.д. 132-201);

4) сведения, характеризующие опасный производственный объект ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» - база товарно-сырьевая (том 7 л.д. 69-72);

5) сведения, характеризующие опасный производственный объект ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» - площадка производства нефтепродуктов (том 7 л.д. 69-72);

6) паспорта на резервуары (том 9 л.д. 46 – 251; том 10 л.д. 1-39);

7) акты о проведении инвентаризации за период 2010-2012 годов (том 83 л.д. 50-86);

8) протокол осмотра места происшествия от 20.07.2015 года (том 60 л.д. 186 – 205);

9) протокол выездного судебного заседания от 25.11.2016 года, в ходе которого проведен осмотр местности и помещений Крутогорского НПЗ;

10) технологическая схема ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» (том 82 л.д. 146);

Из вынесенных ИФНС России по Октябрьскому АО г.Омска в отношении ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» акта выездной налоговой проверки № 07/01 от 11.02.2014 года и решения № 07-16/523 от 03.04.2014 года о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения следует, что: «Из заключения № 2009-04-0235 экспертизы промышленной безопасности на документацию, связанную с эксплуатацией взрывопожароопасных производственных объектов, и допроса специалиста <данные изъяты>Г. Е.Б. следует, что налогоплательщик использовал для хранения готовых нефтепродуктов только 4 резервуара:

- для хранения дизельного топлива использовался резервуар Е-207/1, резервуар Е-207/2 является аварийным;

- для хранения прямогонного бензина – нафты полнофракционной использовался резервуар Е-7, резервуар Е-6 является аварийным;

- для хранения мазута М-40 и топлива технологического экспортного Э-4,0 – резервуары Е18/1, Е18/2 или Е221;

- резервуары Е1, Е2, Е3, Е4, Е5 объёмом 50 тыс.л. Каждый (наземные) и Е12, Е13 объёмом 87 тыс.л. каждый и Е9, Е10, Е11 объёмом 47 тыс.л. каждый (подземные), не использовались, так как были выведены из эксплуатации.

Таким образом, у налогоплательщика отсутствовали резервуары для хранения Топлива печного бытового и Бензина газового стабильного марки БТмс или «тяжелый» (том 4 л.д. 3 (страницы 105-106 акта); том 1 л.д. 161 (страница 77 решения)).

На основании заключения эксперта № 98 от 17.11.2015 года органом предварительного следствия установлены наименования нефтепродуктов и их остаток на конец каждого месяца в период 2010-2012 годов (том 72 л.д. 102-108).

Из обвинительного заключения следует, что анализ результатов данной экспертизы в части задействованных емкостей для хранения нефтепродуктов, позволяет следствию сделать вывод о технической невозможности одновременного хранения на территории товарно-сырьевого парка ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» такого количества наименований нефтепродуктов как задекларировано предприятием (том № 78 л.д. 62 (страница 62 обвинительного заключения)).

В то же время орган предварительного следствия не указывает конкретные данные, на основании которых сделан такой вывод, а также не указывает на конец какого месяца отсутствовала техническая возможность одновременного хранения на территории товарно-сырьевого парка ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» нефтепродуктов и каких именно нефтепродуктов.

В ходе судебного следствия установлено, что данные выводы не соответствует обстоятельствам и доказательствам по делу.

Согласно разделу 2 заключения экспертизы промышленной безопасности № 2009-04-0235 от 01.04.2009 года объектом экспертизы является документация, перечисленная в разделе 5 настоящего заключения.

Заключение экспертизы промышленной безопасности № 2009-04-0235 от 01.04.2009 года и документация, которая являлась объектом экспертизы, отражают сведения о ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по состоянию на 01.04.2009 года.

В то же время деятельность ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по производству нефтепродуктов была начата после составления заключения № 2009-04-0235 от 01.04.2009 года, а уголовное дело расследуется по обстоятельствам 2010 – 2012 годов.

Следовательно, заключение экспертизы промышленной безопасности № 2009-04-0235 от 01.04.2009 года и документация, которая являлась объектом данной экспертизы, не имеют отношения к настоящему делу, поскольку отражают сведения о периоде, предшествующем производству спорных нефтепродуктов и не относятся к периоду 2010 – 2012 годов.

Таким образом, заключение экспертизы промышленной безопасности № 2009-04-0235 от 01.04.2009 года не соответствует требованиям относимости доказательств.

Кроме того, ссылаясь на заключение экспертизы промышленной безопасности № 2009-04-0235 от 01.04.2009 года, налоговый орган и сторона обвинения сделали выводы, полностью не соответствующие содержанию данного заключения, исказив его действительный текст.

Из текста раздела 6 заключения № 2009-04-0235 от 01.04.2009 года следует, что:

«Нефтепродукты хранятся в емкостях и резервуарах базы товарно-сырьевой:

- резервуарный парк приема темных нефтепродуктов с железнодорожной сливо-наливной эстакады общей ёмкостью 7000 м3. Два резервуара РВС-3000 – тех. № 222-БТ, аварийного приема 223-БУ и один РВС-1000 – 221-БФ, размещенных в обваловании;

- два резервуара РВС 2000, размещенные в обваловании, предназначены для приема светлых нефтепродуктов, хранения в резервуаре Е-7. Е-6 резервуар аварийного приема. После отстоя нефтепродукты перекачиваются в промежуточный резервуарный парк;

- промежуточный резервуарный парк – пять надземных емкостей Е1-Е5 по 50 м3 размещены под навесом, в обваловании, рядом с корпусом 108 склад нафтила. Емкости предназначены для приема, хранения и выдачи светлых нефтепродуктов (на сливо-наливную эстакаду). Четыре емкости рабочие и одна для аварийного приема продукта (емкости не эксплуатируются до проведения экспертизы промышленной безопасности);

- подземный резервуарный парк – две емкости 90 м3 Е-12, Е-13 и три емкости по 50 м3 Е-9, Е-10, Е-11 предназначены для приема, хранения и перекачки светлых нефтепродуктов на сливо-наливные эстакады.

В состав площадки производства нефтепродуктов входят, в частности:

- резервуарный парк сырья и дизельного топлива – 4 резервуара РВС 3000, общим объемом 12000м3;

- резервуарный парк мазута – 2 резервуара РВС 2000, общим объемом 4000 м3 (К18);

- подземный резервуарный парк.

Сырая нефть из резервуаров РВС-3000 насосами по технологическому трубопроводу подаётся в расходные резервуары РЦГ-100 установленные в резервуарном парке К-23. Из резервуаров РЦГ-100 насосами по циркуляционному трубопроводу нефть подаётся на перерабатывающие установки в необходимом количестве. Работа трёх резервуаров осуществляется по схеме: один резервуар в резерве, второй и третий используются по очереди. В один закачивается нефть из резервуара РВС-3000, из другого осуществляется подача нефти на перерабатывающую установку.

В процессе переработки нефти товарный мазут насосами НПУ подаётся по трубопроводам в резервуар РВС 1000 или один из резервуаров РВС 2000.

Получаемые на установке бензин и товарное дизельное топливо поступают в подземный резервуарный парк – три ёмкости РЦГ-50 (Е9, Е10, Е11) и две ёмкости РЦГ-90 (Е12, Е13).»

Сторона обвинения настаивает, что заключением экспертизы промышленной безопасности № 2009-04-0235 от 01.04.2009 года было предусмотрено использование ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по состоянию на 01.04.2009 года резервуаров в количестве 24 штук.

В разделе 6 заключения экспертизы промышленной безопасности № 2009-04-0235 указано, что только резервуары Е1, Е2, Е3, Е4, Е5 не эксплуатируются до проведения экспертизы промышленной безопасности.

Такие экспертизы промышленной безопасности резервуаров Е1-Е5 проведены в октябре 2009 года, после чего резервуары признаны пригодными для эксплуатации, введены в эксплуатацию в ноябре 2009 года и эксплуатировались в течение 2010-2012 годов.

Проведение экспертиз промышленной безопасности и пригодность к дальнейшей эксплуатации ёмкостей Е1-Е3 сроком до 28.08.2015 года и ёмкостей Е4-Е5 сроком до 27.08.2015 года подтверждается:

1) заключением экспертизы промышленной безопасности №01400.012/004-10-09 от 27.10.2009г. и письмом Западно-Сибирского управления Ростехнадзора № 27/5761 от 16.11.2009 г. об утверждении заключения экспертизы промышленной безопасности за рег. №61-ТУ-19085-2009 (ёмкость - заводской № 375, регистрационный № Н-4, технологический № Е-1) (том 78 л.д. 201-237);

2) заключением экспертизы промышленной безопасности №01400.012/005-10-09 от 27.10.2009г. и письмом Западно-Сибирского управления Ростехнадзора № 27/5762 от 16.11.2009 г. об утверждении заключения экспертизы промышленной безопасности за рег. №61-ТУ-19086-2009 (ёмкость - заводской № 373, регистрационный № Н-2, технологический № Е-2) (том 79 л.д. 1-37);

3) заключением экспертизы промышленной безопасности №01400.012/006-10-09 от 27.10.2009г. и письмом Западно-Сибирского управления Ростехнадзора № 27/5764 от 16.11.2009 г. об утверждении заключения экспертизы промышленной безопасности за рег. №61-ТУ-19087-2009 (ёмкость - заводской № 374, регистрационный № Н-3, технологический № Е-3) (том 79 л.д. 38-74);

4) заключением экспертизы промышленной безопасности №01400.012/007-10-09 от 27.10.2009г. и письмом Западно-Сибирского управления Ростехнадзора №27/5763 от 16.11.2009 г. об утверждении заключения экспертизы промышленной безопасности за рег. №61-ТУ-19088-2009 (ёмкость - заводской № 381, регистрационный № Н-5, технологический № Е-4) (том 79 л.д. 75-111);

5) заключением экспертизы промышленной безопасности №01400.012/008-10-09 от 27.10.2009г. и письмом Западно-Сибирского управления Ростехнадзора №27/5765 от 16.11.2009 г. об утверждении заключения экспертизы промышленной безопасности за рег. №61-ТУ-19089-2009 (ёмкость - заводской № 384, регистрационный № Н-1, технологический № Е-5) (том 79 л.д. 112-148);

6) паспортами сосудов работающих под давлением (регистрационные номера Н-1; Н-3; Н-2; Н-5; Н-4) (том 9 л.д. 46-61; 62-76; 82-97; 98-113; 114-129), в которых имеются следующие записи результатов освидетельствования: 27.10.2009 г. – произведена экспертиза промышленной безопасности ёмкостей; срок дальнейшей безопасной эксплуатации технических устройств 6 лет до 27.08.2015 г.; 17.11.2009 г. – проведены работы по расконсервации в соответствии с Проектом организации работ; эксплуатация разрешается согласно паспортных характеристик (том 9 л.д. 57; 73; 93; 109-110; 125-126).

О проведении указанных экспертиз промышленной безопасности ёмкостей Е1, Е2, Е3, Е4, Е5 было известно как налоговому органу, так и стороне обвинения, что подтверждается:

1) ответом Западно-Сибирского управления Ростехнадзора от 10.05.2011 года № 04/5532 (на запрос ИФНС России по ОАО г.Омска № 11-13/004092 от 22.04.2011), в пунктах 27-31 приложения которого были перечислены заключения экспертиз промышленной безопасности от 16.11.2009 года на резервуары Е1, Е2, Е3, Е4, Е5 (том 7 л.д. 53-54);

2) паспортами сосудов работающих под давлением (регистрационные номера Н-1; Н-3; Н-2; Н-5; Н-4), которые представлены в материалы настоящего уголовного дела самим налоговым органом и стороной обвинения (том 9 л.д. 46-61; 62-76; 82-97; 98-113; 114-129).

Заключение экспертизы промышленной безопасности № 2009-04-0235 было подготовлено на основании имеющейся на тот момент документации, в частности Расчетно-пояснительной записки к плану локализации и ликвидации аварийный ситуаций опасных производственных объектов ЗАО «Крутогорский НПЗ» от 2008 года (далее – РПЗ к ПЛАС 2008 года), что отмечено в пункте 119 раздела 5 данного заключения экспертизы (том 7 л.д. 189).

В свою очередь в РПЗ к ПЛАС 2008 год было предусмотрено использование 21 резервуара, некоторые из которых предполагалось использовать в качестве аварийных резервуаров для приема некондиционного бензина и некондиционного дизельного топлива.

Из РПЗ к ПЛАС 2008 года (том 8 л.д. 1-124) следует, что:

«На площадке Нефтебазы ЗАО «Крутогорский НПЗ» расположены:

- резервуарный парк сырья и дизельного топлива: резервуар объемом 3000 м3 РВС-3000 (Е207/1, 2, 3,4) – 4 шт.

- резервуарный парк бензина: резервуар объемом 2000 м3 РВС-2000 (Е6-7) – 2 шт.

- парк наземных резервуаров: резервуар объемом 50 м3 РГС-50 (Е1-Е5) – 5 шт.

- парк подземных резервуаров: резервуар объемом 50 м3 (Е9-Е11) – 3 шт; резервуар объемом 50 м3 (Е12-Е13) – 2 шт.

- резервуарный парк нефти и товарного мазута: резервуар объемом 2000 м3 РВС-2000 (222-БТ, 223-БУ, К-18) – 4 шт; резервуар объемом 1000 м3 РВС-1000 (221-БФ) – 1 шт. (том 8 л.д. 4-5).

В состав Блока № 3 «Резервуарный парка нефти и дизельного топлива» (том 8 л.д. 21-24) входят следующие резервуары: резервуары РВС 3000 Е207-1, Е207-2, Е207-3, Е207-4 (том 8 л.д. 21).

Резервуарный парк предназначен для хранения, подготовки нефти в резервуарах Е207/3, Е207/4. С установок НПУ-50, НПУ-150 в резервуар Е207/1 подается дизельное топливо для хранения, отстоя и дальнейшей перекачки в промежуточные резервуарные парки для закачки в автомобильные и железнодорожные цистерны на сливо-наливных эстакадах и дальнейшей отправки потребителю. Резервуар Е-207/2 используется в качестве аварийного резервуара для приема некондиционного дизельного топлива. Имеется возможность перекачки некондиционного дизельного топлива в резервуарные парки (блоки 4, 6, 7) для компаундирования или вовлечения в повторную переработку совместно с сырьем (том 8 л.д. 23).

В состав Блока № 4 «Резервуарный парк бензина, дизельного топлива» (том 8 л.д. 24-26) входят следующие резервуары: резервуар РВС 2000 Е6 (дизельное топливо, бензин), резервуар РВС 2000 Е7 (бензин) (том 8 л.д. 24).

Резервуарный парк предназначен для приема с установок НПУ-50, НПУ-150, хранения, подготовке бензина в резервуаре Е-7. После отстоя бензин перекачивался в промежуточный резервуарный парк (блок №5) (том 8 л.д. 25).

Резервуар Е-6 используется в качестве аварийного резервуара для приема некондиционного бензина, дизельного топлива. Имеется возможность перекачки некондиционного бензина, дизельного топлива в резервуарные парки (блок 5) для компаундирования или вовлечения в повторную переработку совместно с сырьем (том 8 л.д. 26).

В состав Блока № 5 «Наземный резервуарный парк, насосная» (том 8 л.д. 26 – 28) входят следующие резервуары: Е1 (бензин), Е2 (бензин), Е3 (бензин), Е4 (бензин), Е5 (бензин) – аварийный (том 8 л.д. 26 – 27).

Резервуарный парк предназначен для приема, хранения и перекачки нефтепродукта на сливо-наливные эстакады. Бензин поступает в парк с установок НПУ-50, НПУ-150 и резервуарного парка (блоки №№ 1, 2, 6). Дизельное топливо (некондиционный нефтепродукт) поступает в парк с резервуарного парка (блок №4). Резервуар Е-5 используется в качестве аварийного резервуара для приема некондиционного бензина, дизельного топлива. Имеется возможность перекачки некондиционного бензина, дизельного топлива в резервуарные парки (блок 6) для компаундирования (том 8 л.д. 28).

Автомобильная и железнодорожная сливо-наливная эстакады (Блок №6) предназначен для налива товарных светлых нефтепродуктов в автомобильные и железнодорожные цистерны с блоков №№ 3, 5, 7. Узлы слива-налива оборудованы аварийными дренажными ёмкостями объемом V=5м3 для сбора аварийных проливов нефтепродукта (том 8 л.д. 30).

В состав Блока № 7 «Подземный резервуарный парк» (том 8 л.д. 30-34) входят следующие резервуары: Е9 (ДТ), Е10 (бензин), Е11 (бензин), Е12 (бензин) - аварийная емкость, Е13 (ДТ) (том 8 л.д. 31).

Подземный резервуарный парк предназначен для приема, хранения и дальнейшей перекачки нефтепродукта на сливо-наливные эстакады. Бензин поступает в парк с установок НПУ-50, НПУ-150 и резервуарного парка (блоки №№ 1, 2, 5). Дизельное топливо поступает в парк с резервуарного парка (блок №6). Резервуар Е-12 используется в качестве аварийного резервуара для приема некондиционного бензина, дизельного топлива. Имеется возможность перекачки некондиционного бензина, дизельного топлива в резервуарные парки (Блок 3, 6) (том 8 л.д. 33).

В Блоке № 8 «Железнодорожная эстакада, насосная, операторная» узел слива-налива оборудован аварийной дренажной емкостью объемом V=5м3 для сбора аварийных проливов нефтепродукта (том 8 л.д. 34-35).

Блок № 9 «Резервуарный парк нефти и товарного мазута» (том 8 л.д. 37-39), в состав которого входят следующие резервуары: Е222 (нефть) и Е223 (нефть) объёмом 3000 м3 каждый, Е221 (мазут) объёмом 1000 м3.».

Таким образом, согласно РПЗ к ПЛАС 2008 года:

1) предполагалось использование резервуаров в количестве 21 штуки, из которых:

резервуары Е6, Е7, Е1, Е2, Е3, Е4, Е5, Е10, Е11, Е12 - для бензина и некондиционного бензина;

резервуары Е207/1, Е207/2, Е5, Е6, Е9, Е12, Е13 - для дизельного топлива и некондиционного дизельного топлива, то есть нефтепродукта не соответствующего характеристикам дизельного топлива;

резервуары Е221 и два резервуара К-18 – для мазута;

резервуары Е207/3, Е207/4, Е222, Е223 - для нефти;

2) ни один из резервуаров резервуарного парка (в том числе Е-207/2; Е-6; Е-5; Е-12) не предписано содержать пустым (аварийным) на случай аварийных ситуаций;

3) для сбора аварийных проливов нефтепродукта узлы слива-налива оборудованы отдельными аварийными дренажными ёмкостями объемом V=5м3.

В связи с тем, что ПЛАС разработан и утвержден в 2008 году, то есть до начала деятельности по производству нефтепродуктов, то наименование нефтепродуктов не соответствует наименованию нефтепродуктов, хранение которых осуществлялось в товарно-сырьевом парке в период 2010-2012 годов.

В заключение экспертизы промышленной безопасности № 2010-07-0755 от 31.08.2010 (раздел 6), проведенной ЗАО «Центр Технической Безопасности и Диагностики» и зарегистрированной в Западно - Сибирском управлении Ростехнадзора за № 61-ИД-23243-2010 (том 91 л.д. 161-164), указано, что:

«ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» эксплуатируются следующие объекты:

резервуарный парк сырья и дизельного топлива - резервуары объемом 3000 м3 РВС-3000 (Е207/1, 2, 3,4) в количестве 4 шт.;

резервуарный парк бензина (К-108/3) – резервуары объемом 2000 м3 РВС-2000 (тех. № Е6, Е7) в количестве 2 шт.;

резервуарный парк светлых нефтепродуктов – резервуары объемом 50м3 (тех. № Е1-Е5) в количестве 5 шт.;

парк подземных резервуаров – резервуары объемом 50м3 (тех. № Е9-Е11) в количестве 3 шт.; резервуары объемом 50м3 (тех. № Е12-Е13) в количестве 2 шт.;

резервуарный парк нефти и товарного мазута – резервуары РВС-2000 (тех. № Е18/1, Е18/2) в количестве 2 шт., резервуары объемом 3000 м3 РВС-3000 (222-БТ, 223-БУ) в количестве 2 шт., резервуар объемом 1000 м3 РВС-1000 (221-БФ) в количестве 1 шт.;

резервуарный парк на 3 горизонтальных резервуара - резервуары объемом 100 м3 РГС-100 (тех. № Е303-305) в количестве 3 шт.

Нефтепродукты хранятся в емкостях и резервуарах базы товарно-сырьевой (ТСБ), в состав которой входит, в частности, резервуарный парк – 25 резервуаров.

Слив сырья из железнодорожных цистерн осуществляется в резервуар Е223 или Е222.

Из резервуара тех. № Е223 или Е222 сырьё поступает в расходный резервуар тех. № Е207/3 или резервуар тех № Е207/4.

Предприятием проведена реконструкция существующих зданий и сооружений для организации мини НПЗ с размещением установок НПУ-50 и НПУ-150М, предназначенных для переработки нефти, газового конденсата, смеси нефти и газового конденсата с получением конечных фракций: дизельная (дизельное топливо, топливо печное бытовое), мазутной (топливо технологическое экспортное), прямогонной бензиновой фракции (бензин газовый стабильный, нафта полнофракционная) и прямогонного газа.

Получаемые на НПУ нефтепродукты поступают в резервуары товарно-сырьевого парка:

- светлые нефтепродукты – в резервуар тех. № Е6, Е7 (РВС-2000), тех. № Е207/1, Е207/2 (РВС-3000), тех. № Е1, Е2, Е3, Е4 (РГС-50); для аварийного освобождения любой из емкостей тех. № Е1, Е2, Е3, Е4 установлена емкость РГС-50 тех. № Е5;

- темные нефтепродукты – один из резервуаров тех. № Е221 (РВС-1000), Е18/1 (РВС-2000), Е18/2 (РВС-2000).

Налив светлых нефтепродуктов производится из резервуара РВС-2000 тех. № Е6 или Е7, РВС-3000 тех. № 207/1 или 207/2 в железнодорожные цистерны или автоцистерны на сливо-наливной эстакаде светлых нефтепродуктов насосами, установленными в насосной станции светлых нефтепродуктов (поз. К-108) и насосной 206.

Налив темных нефтепродуктов производится из резервуаров тех. № Е221, Е18/1 или 18/2 на узле налива темных нефтепродуктов в автоцистерны насосом, установленным на открытой площадке налива, или в железнодорожные цистерны (2 шт.) на железнодорожной сливо-наливной эстакаде (СНЭ) на 4 цистерны насосами, установленными в насосной станции поз. К155-3Г.

Общая вместимость резервуарного парка 27880 м3.».

Таким образом, заключение экспертизы промышленной безопасности № 2010-07-0755 от 31.08.2010 года опровергает версию стороны обвинения об использовании ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» только четырех резервуаров для хранения готовых нефтепродуктов и подтверждает использование ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по состоянию на 31.08.2010 года резервуаров в количестве 24 штук, из которых 7 резервуаров (№ Е18/1, Е18/2, Е222, Е223, Е221, Е207/3, Е207/4) – под сырьё и темные нефтепродукты, 17 резервуаров (Е1, Е2, Е3, Е4, Е5, Е6, Е7, Е9, Е10, Е11, Е12, Е13, Е207/1, Е207/2, Е303, Е304, Е305) – под светлые нефтепродукты (нефтепродукты бензиновой и дизельной фракций).

Из сведений, характеризующих опасный производственный объект ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», зарегистрированных 20.04.2010 года в Западно-Сибирском управлении Ростехнадзора (том 7 л.д. 69-72), следует, что:

1) в <данные изъяты> входят следующие резервуары: РВС1000 (рег.№ 221-БФ), РВС3000 (рег.№ 222-БТ), РВС3000 (рег.№ 223-БУ), РВС2000 (рег.№ Е6), РВС2000 (рег.№ Е7), РГС90 (рег.№ Е13), РГС90 (рег.№ Е12), РГС50 (рег.№ Е1), РГС50 (рег.№ Е2), РГС50 (рег.№ Е3), РГС50 (рег.№ Е4), РГС50 (рег.№ Е5), РГС50 (рег.№ Е9), РГС50 (рег.№ Е10), РГС50 (рег.№ Е11);

2) в <данные изъяты> входят следующие резервуары: РВС3000 (рег.№ СХ-ГСМ/ВТ) в количестве 4 штук, РВС2000 (рег.№ К-18) в количестве 2 штук.

Таким образом сведения, характеризующие опасный производственный объект ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», зарегистрированные 20.04.2010 года в Западно-Сибирском управлении Ростехнадзора, подтверждают использование ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» по состоянию на 20.04.2010 года резервуаров в количестве 21 штуки.

Пригодность к эксплуатации остальных резервуаров - Е6, Е7, Е9, Е10, Е11, Е12, Е13, Е303, Е304, Е305, Е207/1, Е207/2, Е207/3, Е207/4, Е221, Е222, Е223, Е18/1, Е18/2 подтверждается:

1) заключением экспертизы промышленной безопасности №2007-10-12260 от 05.12.2007г. (срок действия до 31.10.2015 года) и письмом Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Омской области № ТУ-11507 от 25.01.2008 г. об утверждении заключения экспертизы промышленной безопасности за рег. №61-ТУ-11507-2008 (ёмкость - заводской № 42/8, регистрационный № 664, технологический № Е-12) (том 79 л.д. 149-177);

2) заключением экспертизы промышленной безопасности №2007-10-12259 от 05.12.2007г. (срок действия до 31.10.2015 года) и письмом Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Омской области № ТУ-11506 от 25.01.2008 г. об утверждении заключения экспертизы промышленной безопасности за рег. №61-ТУ-11506-2008 (ёмкость - заводской № 41/7, регистрационный № 665, технологический № Е-13) (том 79 л.д. 178-206);

3) письмом Западно-Сибирского управления Ростехнадзора № 22/19008 от 29.12.2010 г. об утверждении заключения экспертизы промышленной безопасности за рег. №61-ТУ-24790-2010 (резервуар РГС-100, техн. № Е-305) (том 7 л.д. 30);

4) письмом Западно-Сибирского управления Ростехнадзора № 22/19009 от 29.12.2010 г. об утверждении заключения экспертизы промышленной безопасности за рег. №61-ТУ-24792-2010 (резервуар РГС-100, техн. № Е-304) (том 7 л.д. 31);

5) письмом Западно-Сибирского управления Ростехнадзора № 22/19007 от 29.12.2010 г. об утверждении заключения экспертизы промышленной безопасности за рег. №61-ТУ-24791-2010 (резервуар РГС-100, техн. № Е-303) (том 7 л.д. 32);

6) паспортами на резервуары, в которых отсутствуют записи о приостановлении или прекращении их использования (том 9 л.д. 130-154 (Е 207/3), 155-173 (Е 207/2), 174-199 (Е 207/1), 200-218 (Е 207/4), 219-251 (Е6); том 10 л.д. 4 – 39 (Е7); том 88 л.д. 69-227; том 89 л.д. 1-167).

О проведении экспертиз промышленной безопасности ёмкостей Е12, Е13, Е303, Е304, Е305 было известно как налоговому органу, так и стороне обвинения, что подтверждается:

1) ответом Западно-Сибирского управления Ростехнадзора от 10.05.2011 года № 04/5532 (на запрос ИФНС России по ОАО г.Омска № 11-13/004092 от 22.04.2011), в пунктах 9-10 приложения которого перечислены заключения экспертиз промышленной безопасности на резервуары Е12, Е13 (том 7 л.д. 52);

2) письмами Западно-Сибирского управления Ростехнадзора №№ 22/19008, 22/19009, 22/19007 от 29.12.2010 г., которые представлены в материалы настоящего уголовного дела самим налоговым органом и стороной обвинения (том 7 л.д. 30-32).

Таким образом все 24 резервуара ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» (Е1, Е2, Е3, Е4, Е5, Е6, Е7, Е9, Е10, Е11, Е12, Е13, Е303, Е304, Е305, Е207/1, Е207/2, Е207/3, Е207/4, Е221, Е222, Е223, Е18/1, Е18/2) в период 2010-2012 годов были пригодны к эксплуатации и фактически использовались ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» для хранения сырья и нефтепродуктов.

Доказательств обратного стороной обвинения не представлено.

Протоколом осмотра места происшествия от 20.07.2015 года подтверждается наличие 24 рабочих резервуаров различных объёмов, которые эксплуатировались ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», в том числе: Е221 ёмкостью 1000 м3 для хранения мазутной фракции; Е222 и Е223 ёмкостью 3000 м3 каждый для хранения сырья (нефть, газовый конденсат); Е18/1 и Е18/2 ёмкостью по 2000 м3 для хранения мазутной фракции; Е1, Е2, Е3, Е4, Е5 ёмкостью 50 м3 каждый для промежуточного хранения нефтепродуктов; Е9, Е10, Е11, Е12, Е13 - подземный резервуарный парк; Е6 и Е7 ёмкостью 2000 м3 каждый для хранения бензиновой фракции; Е207/3 и Е207/4 ёмкостью 3000 м3 каждый для хранения сырья; Е207/3 и Е207/4 ёмкостью 3000 м3 каждый для хранения дизельной фракции; резервуары 303, 304, 305, 306 ёмкостью 100 м3 каждый, один из которых находится в нерабочем состоянии (том 60 л.д. 186 – 205).

В результате проведенного 25.11.2016 года в ходе выездного судебного заседания осмотра местности и помещений Крутогорского НПЗ по адресу: <адрес> установлено:

- наличие 24 резервуаров, в том числе №№ Е222, Е223, Е207/3, Е207/4 объёмом 3000 м.куб. каждый - для хранения сырья; Е207/1, 207/2 объёмом 3000 кубических метров каждый - для хранения дизельной фракции; Е18/1, Е18/2 объёмом 2000 м.куб. каждый и Е221 объёмом 2000 м.куб. – для хранения мазутной фракции; Е1, Е2, Е3, Е4, Е5 объёмом 50 м.куб. каждый – для хранения светлых нефтепродуктов (бензиновая и дизельная фракции); Е9, Е10, Е11 объёмом 50 м.куб. каждый и Е12, Е13 объёмом 90 м.куб. каждый – для хранения светлых нефтепродуктов (бензиновая и дизельная фракции); Е6 объёмом 2000 м.куб. - для хранения светлых нефтепродуктов (бензиновая и дизельная фракции), Е7 объёмом 2000 м.куб. - для хранения светлых нефтепродуктов (бензиновая фракция); Е303, Е304, Е305 объёмом 100 м.куб. каждый - для хранения сырья и светлых нефтепродуктов (бензиновая и дизельная фракции);

- на НПУ-50 имеются шесть отдельных трубопроводов: для бензиновой, дизельной, керосиновой и мазутной фракций, подачи сырья, циркуляции;

- имеются пять трубопроводов, примыкающих к НПУ-150, один из которых для подачи сырья на НПУ-150, второй – для циркуляция в случае настройки режимов работы НПУ-150, третий – для выходящей с НПУ-150 бензиновой фракции, четвёртый – для выходящей с НПУ-150 дизельной фракции, пятый - для выходящей с НПУ-150 мазутной фракции;

- бензиновая, дизельная и мазутная фракции, выходящие с НПУ-150, соединяются соответственно с бензиновой, дизельной и мазутной фракциями, выходящими с НПУ-50, после чего объединённым потоком направляются по единым трубопроводам с бензиновой, дизельной и мазутной фракциями в резервуары товарно-сырьевого парка.

На имеющейся в материалах уголовного дела технологической схеме ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» от 31.12.2009 года отражены все 24 резервуара, нефтеперегонные установки НПУ-50 и НПУ-150, насосные, трубопроводы, запорная арматура (вентиля) и прочее технологическое оборудование (том 82 л.д. 146).

Технологическая схема использовалась в работе операторами товарно-сырьевого парка ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» для технологических перекачек сырья и нефтепродуктов, что подтверждается показаниями свидетелей А. В.Г. (судебное заседание от 30.11.2016), С. М.Л. (судебное заседание от 07.12.2016), Щ. Ю.В. (судебное заседание от 07.12.2016), Д. Д.Ю. (судебное заседание от 21.04.2017).

Необходимость наличия технологических схем предусмотрена нормативными правовыми актами (Правила технической эксплуатации нефтебаз, утвержденные Приказом Минэнерго России от 19.06.2003 года № 232; Инструкция по контролю и обеспечению сохранения качества нефтепродуктов в организациях нефтепродуктообеспечения, утвержденная Приказом Минэнерго России от 19.06.2003 года № 231).

Считают, что стороной обвинения не доказано, что внутренней документацией общества и экспертизами промышленной безопасности этой документации было предусмотрено, что под каждый продукт необходимо содержать пустой резервуар на случай аварийных ситуаций.

Также нормативными актами в области промышленной и пожарной безопасности не установлены требования о необходимости наличия отдельного пустого резервуара для каждого продукта на случай аварийных ситуаций.

Согласно пункту 4.6. Правил промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ от 20.05.2003 №33, на каждом складе рекомендуется выделять запасной резервуар, освобожденный от нефтепродуктов, на случай аварии или пожара; вместимость этого резервуара должна быть не меньше вместимости наибольшего резервуара склада.

Таким образом, Правилами промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов на случай аварии или пожара рекомендуется выделять лишь один запасной резервуар на весь резервуарный парк, а не на каждый резервуар, в котором хранится нефть или нефтепродукты.

В пункте 6.4.56. СП 4.13130.2009. Свод правил. Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям (утв. Приказом МЧС РФ от 25.03.2009 N 174) установлено: «Из наземных резервуаров единичной и общей вместимостью более 1 куб.м. для легковоспламеняющихся и 5 куб.м. для горючих нефтепродуктов, относящихся к расходному складу и устанавливаемых в производственных зданиях, должны предусматриваться слив в аварийный подземный резервуар или опорожнение их продуктовыми насосами в резервуары основной ёмкости склада.

Объем аварийного резервуара должен быть не менее 30% суммарной вместимости всех резервуаров, устанавливаемых в производственных зданиях расходного склада, и не менее вместимости наибольшего из указанных резервуаров».

Таким образом, в пункте 6.4.56. СП 4.13130.2009 также говорится об одном резервуаре, а также о том, что его вообще может не быть, если нефтепродукты могут перекачиваться из одной ёмкости склада в другую.

Кроме того, эксплуатируемые обществом резервуары находятся в земляном обваловании, а резервуары Е207/1, Е207/2, Е207/3, Е207/4, Е221, Е222, Е223, Е18/1, Е18/2 - в бетонном ограждении (каре), что служит самостоятельной защитой на случай аварий.

Наличие земляных обвалований и бетонных ограждений вокруг резервуаров ЗАО «ВСП Прутогорский НПЗ» подтверждено в ходе осмотра, проведенного на выездном судебном заседании 25.11.2016 года.

В разделе 2.5. Расчетно-пояснительной записки к Плану локализации и ликвидации аварийных ситуаций опасных производственных объектов ЗАО «Крутогорский НПЗ» ПЛАС (стр.88) изложены анализ аварийных ситуаций, условий их возникновения и развития, способы и средства их ликвидации. В частности, из пункта 4 раздела 2.5. данного документа, следует, что при разгерметизации резервуара с нефтепродуктом с разливом в обвалование предусмотрена перекачка нефтепродукта из разгерметизированного резервуара в свободный соседний резервуар по системе внутрискладских трубопроводов или в резервуар специально выделенный для приема аварийных проливов (том 8 л.д. 93).

Аварийные ёмкости имелись в составе нефтеперегонных установок (НПУ-50, НПУ-150) и сливо-наливных эстакад.

Из ТР-02-09 на НПУ-50 и ТР-03-09 на НПУ-150 следует, что:

1) в перечне основного и вспомогательного технологического оборудования НПУ-50 и НПУ-150 имеются аварийная ёмкость тёмных нефтепродуктов Е-5 и аварийная ёмкость светлых нефтепродуктов Е-6 – таблица 2 раздела 3.2. (том 5 л.д. 110; том 5 л.д. 171);

2) при возникновении взрывопожароопасной ситуации на установках необходимо слить продукты из аппаратов в аварийные ёмкости Е-5 и Е-6 – раздел 7.10. (том 5 л.д. 145, 208);

3) водные стоки, образующиеся в результате пропарки аппаратов и трубопроводов установки во время регламентных и ремонтных работ, сливаются в соответствующие аварийные ёмкости Е-5 и Е-6; после устранения аварийной ситуации продукты аварийного слива из ёмкостей Е-5 и Е-6 откачиваются насосами Н-9/1,2 в товарно-сырьевой парк для последующей повторной переработки (том 5 л.д. 177);

4) аварийный слив темных нефтепродуктов и дизельной фракции с установки производится в аварийную емкость Е-5; аварийный слив светлых нефтепродуктов с установки производится в аварийную емкость Е-6; далее аварийные сливы перекачиваются в товарно-сырьевой парк для вторичной переработке на установке (том 5 л.д. 149, 212).

Из ТР-05-09 и ТР-05-11 на НПУ-50, а также ТР-06-09 и ТР-06-11 на НПУ-150 следует, что при возникновении на установках НПУ-50 и НПУ-150 аварийной ситуации производится слив нефтепродуктов с установок в аварийные ёмкости Е-5, Е-6, которые входят в состав как НПУ-50, так НПУ-150; после устранения аварийной ситуации продукты аварийного слива из ёмкостей Е-5 и Е-6 откачиваются насосами Н-9/1,2 в сырьевой резервуар товарно-сырьевого парка для последующей повторной переработки (том 76 л.д. 15 – стр. 15 ТР-05-09; том 75 л.д. 100 – стр. 16 ТР-05-11; том 75 л.д. 186 – стр. 15-16 ТР-06-09; том 91 л.д. 217 - стр. 16 ТР-06-11).

Таким образом, в составе НПУ-50 и НПУ-150 имелись отдельные аварийные ёмкости Е-5 и Е-6, которые по технологическим номерам совпадают с номерами резервуаров Е-5 и Е-6, входящих в состав товарно-сырьевого парка ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ».

В Руководствах по эксплуатации НПУ-50 и НПУ-150 указано, что аварийная ёмкость тёмных нефтепродуктов Е-5 и аварийная ёмкость светлых нефтепродуктов Е-6 входят в состав НПУ-50 и НПУ-150; аварийный слив нефтепродуктов с установок производится в аварийные емкости Е-5, Е-6; после устранения аварийной ситуации продукты аварийного слива из ёмкостей Е-5 и Е-6 откачиваются насосами Н-9/1,2 в товарно-сырьевой парк для последующей повторной переработки (том 74 л.д. 61, 67, 73; том 74 л.д. 184, 191, 197).

Из Расчетно-пояснительной записки к плану локализации и ликвидации аварийный ситуаций опасных производственных объектов ЗАО «Крутогорский НПЗ» от 2008 года следует, что узлы слива-налива автомобильной и железнодорожной сливо-наливных эстакад (блок №6), предназначенных для налива товарных светлых нефтепродуктов в автомобильные и железнодорожные цистерны, оборудованы аварийными дренажными ёмкостями объемом V=5м3 для сбора аварийных проливов нефтепродукта; блок № 8 - железнодорожная эстакада, насосная, операторная - оборудован аварийной дренажной емкостью объемом V=5м3 для сбора аварийных проливов нефтепродукта (том 8 л.д. 29-30, 34-35).

По версии стороны защиты и государственного обвинителя из возможных дат, по которым органом предварительного следствия на основании заключения эксперта № 98 от 17.11.2015 года (том 72 л.д. 102-108) в обвинительном заключении сделан вывод о технической невозможности одновременного хранения на территории товарно-сырьевого парка ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» такого количества наименований нефтепродуктов как задекларировано предприятием (том № 78 л.д. 62 - страница 62 обвинительного заключения), являются:

1) 31.01.2010 года, когда в остатках имелись, в частности, три продукта дизельной фракции (дизельное топливо зимнее в количестве 452,559 тонн, дизельное топливо летнее в количестве 13,429 тонн и топливо печное бытовое в количестве 2897,668 тонн);

2) 28.02.2010 года, когда в остатках имелись, в частности, три продукта бензиновой фракции (БГСт в количестве 101,905 тонн, бензин автомобильный н/эт Нормаль-80 в количестве 22,803 тонн и нафта полнофракционная в количестве 744,443 тонн) и три продукта дизельной фракции (дизельное топливо зимнее в количестве 1076,19 тонн, дизельное топливо летнее в количестве 13,429 тонн и топливо печное бытовое в количестве 443,864 тонн);

3) 31.03.2010 года, когда в остатках имелись, в частности, три продукта бензиновой фракции (БГСт в количестве 179,649 тонн, бензин автомобильный н/эт Нормаль-80 в количестве 21,256 тонн и нафта полнофракционная в количестве 1081,22 тонн) и три продукта дизельной фракции (дизельное топливо зимнее в количестве 307,737 тонн, дизельное топливо летнее в количестве 467,797 тонн и топливо печное бытовое в количестве 255,453 тонн);

4) 30.04.2010 года, когда в остатках имелись, в частности, три продукта бензиновой фракции (БГСт в количестве 133,524 тонн, бензин автомобильный н/эт Нормаль-80 в количестве 21,256 тонн и нафта полнофракционная в количестве 814,524 тонн) и три продукта дизельной фракции (дизельное топливо зимнее в количестве 307,737 тонн, дизельное топливо летнее в количестве 583,881 тонн и топливо печное бытовое в количестве 265,284 тонн);

5) 31.01.2012 года, когда в остатках имелись, в частности, два продукта дизельной фракции (топливо печное бытовое в количестве 290,999 тонн и топливо дизельное (ДТЗ-0,2 минус 35) в количестве 3912,167 тонн);

6) 29.02.2012 года, когда в остатках имелись, в частности, два продукта дизельной фракции (топливо печное бытовое в количестве 4555,361 тонн и топливо дизельное (ДТЗ-0,2 минус 35) в количестве 1738,514 тонн).

По версии стороны обвинения для хранения нефтепродуктов бензиновой фракции использовались два резервуара Е6, Е7 объёмом 2000 м.куб. каждый, для хранения нефтепродуктов дизельной фракции – два резервуара Е207/1, Е207/2 объёмом 3000 м.куб. каждый.

В связи с чем, по версии стороны обвинения в указанные вероятные даты (31.01.2010, 28.02.2010, 31.03.2010, 30.04.2010, 31.01.2012, 29.02.2012) технически невозможно было одновременно и раздельно хранить перечисленное количество наименований нефтепродуктов с данным весом (объёмом), поскольку для хранения каждого из нефтепродуктов требовался отдельный резервуар соответствующего объёма.

В то же время сторона защиты обращает внимание на то, что из материалов уголовного дела следует, что для хранения в период 2010-2012 годов производимых ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» нефтепродуктов, в том числе спорных, имелись и использовались в необходимом количестве и объёме резервуары, а в случае необходимости также железнодорожные цистерны.

В том числе у ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» имелась техническая возможность хранения всех наименований и всего количества сырья и нефтепродуктов по состоянию на конец каждого месяца в период 2010-2012 годов, указанных в заключении эксперта № 98 от 17.11.2015 года (том 72 л.д. 102-108), что подтверждается, в частности, следующими доказательствами:

1) акты о проведении инвентаризации за период 2010-2012 годов (том 83 л.д. 50-86);

2) договор оказания услуг транспортной экспедиции от 11.01.2009 года, заключенного между <данные изъяты> (том 83 л.д. 87-88);

3) договоры на подачу и уборку вагонов № 40ПУ/10 от 24.12.2009 года, № 32ПУ/11 от 01.01.2011 года, № 21ПУ/12 от 01.01.2012 года, заключенные между <данные изъяты> (том 83 л.д. 89-96);

4) счет-фактура № 419 от 10.02.2012 года <данные изъяты> (том 83 л.д. 97);

5) ведомость подачи и уборки вагонов № 71 от 09.02.2012 года (том 83 л.д. 98-100);

6) дубликаты накладных №№ АН 782033, АН 782034, АН 782035, АН 782036, АН 782028, АН 782029, АН 782030, АН 782031, АН 782027, АН 782032, АН 782023, АН 782022, АН 782021, АН 782024, АН 782025, АН 782026 (том 83 л.д. 101-132);

7) счет-фактура № 491 от 16.02.2012 года <данные изъяты> (том 83 л.д. 133);

8) ведомость подачи и уборки вагонов № 120 от 14.02.2012 года (том 83 л.д. 134-136);

9) дубликаты накладных №№ АН 782123, АН 782122, АН 782124, АН 782121, АН 782120 (том 83 л.д. 137-141);

10) счет-фактура № 807 от 05.03.2012 года <данные изъяты> (том 83 л.д. 142);

11) ведомость подачи и уборки вагонов № 24 от 03.03.2012 года (том 83 л.д. 143-144);

12) квитанция о приёме груза ЭЗ181214 (том 83 л.д. 145-147).

На основании пункта 2.1.2. договора подряда на переработку сырья от 18.03.2009 года, заключенного между <данные изъяты> (Заказчик) и ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» (Подрядчик), Заказчик поручает, а Подрядчик принимает на себя обязательства по учету нефтепродуктов, выработанных из переданного на переработку сырья, переходящих остатков сырья и нефтепродуктов (том 4 л.д. 38).

В соответствии с пунктом 2.1.2. договора подряда на переработку сырья от 31.03.2010 года, заключенного между <данные изъяты> (заказчик) и ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» (подрядчик), ежемесячно первого числа представителями сторон проводится инвентаризация остатков сырья и нефтепродуктов, по результатам которой составляется акт (том 4 л.д. 41).

В актах проведения инвентаризации за период 2010-2012 годов содержатся сведения о всех резервуарах, наличии или отсутствии в них сырья и нефтепродуктов, наименовании и количестве сырья и нефтепродуктов, а также сведения об использовании железнодорожных цистерн для временного хранения нефтепродуктов.

Из актов инвентаризации следует вывод о наличии технической возможности одновременного хранения нефтепродуктов по состоянию на первое число каждого месяца в течение 2010-2012 годов, в том числе по состоянию на 01.02.2010 года, 01.03.2010 года, 01.04.2010 года, 01.05.2010 года, 01.02.2012 года, 01.03.2010 года, а именно:

1) на 01.02.2010 года дизельное топливо зимнее в количестве 452 559 кг находилось в резервуаре Е207/2, дизельное топливо летнее в количестве 13 429 кг. находилось в резервуаре Е13, топливо печное бытовое в количестве 2 897 668 тонн находилось в резервуарах Е 207/1 и Е6;

2) на 01.03.2010 года БГСт (Бт мс) в количестве 101 905 кг находился в резервуаре Е7, бензин автомобильный н/эт Нормаль-80 в количестве 22 803 кг находился в резервуаре Е10, нафта полнофракционная в количестве 744 443 кг находилась в резервуаре Е207/4, дизельное топливо зимнее в количестве 1 076 190 кг находилось в резервуаре Е6, дизельное топливо летнее в количестве 13 429 кг находилось в резервуаре Е13, топливо печное бытовое в количестве 443 864 кг находилось в резервуаре Е207/1;

3) на 01.04.2010 года БГСт (Бт мс) в количестве 179 649 кг находился в резервуаре Е7, бензин автомобильный н/эт Нормаль-80 в количестве 21 256 кг. находился в резервуаре Е10, нафта полнофракционная в количестве 1081220 кг находилась в резервуаре Е207/4, дизельное топливо зимнее в количестве 307 737 кг находилось в резервуаре Е6, дизельное топливо летнее в количестве 467 797 кг находилось в резервуаре Е207/2, топливо печное бытовое в количестве 255 453 кг. находилось в резервуаре Е207/1;

4) на 01.05.2010 года БГСт (Бт мс) в количестве 133 524 кг находился в резервуаре Е7, бензин автомобильный н/эт Нормаль-80 в количестве 21 256 кг находился в резервуаре Е10, нафта полнофракционная в количестве 814 524 кг находилась в резервуаре Е207/4, дизельное топливо зимнее в количестве 307 737 кг находилось в резервуаре Е6, дизельное топливо летнее в количестве 583 881 кг находилось в резервуаре Е207/2, топливо печное бытовое в количестве 265 284 кг находилось в резервуаре Е207/1;

5) на 01.02.2012 года топливо печное бытовое в количестве 290 999 кг находилось в резервуаре Е207/1, топливо дизельное зимнее 0,2 минус 35 в количестве 3 912 167 кг. находилось в резервуаре Е207/2 и ж/д цистернах (21 штука), из которого в ж/д цистернах - 1 282 869 кг;

6) на 01.03.2012 года топливо дизельное зимнее 0,2 минус 35 в количестве 1 738 514 кг находилось в резервуаре Е207/2, топливо печное бытовое в количестве 4 555 361 кг находилось в резервуарах Е207/1, Е6 и ж/д цистернах (4 штуки), из которого в ж/д цистернах – 261 523 кг.

Нефтепродукты, которые поставляло <данные изъяты>, отгружались, в частности, железнодорожным транспортом, при этом грузоотправителем являлось <данные изъяты> на основании договора оказания услуг транспортной экспедиции от 11.01.2009 года, заключенного между <данные изъяты> (ООО «ПТК»).

В свою очередь услуги по подаче и уборке вагонов <данные изъяты> оказывались со стороны <данные изъяты> на основании заключенных между ними договоров на подачу и уборку вагонов № 40ПУ/10 от 24.12.2009 года, № 32ПУ/11 от 01.01.2011 года, № 21ПУ/12 от 01.01.2012 года.

Согласно счет-фактуре № 419 от 10.02.2012 года <данные изъяты> услуги по подаче и уборке вагонов.

Из прилагаемой к счет-фактуре № 419 от 10.02.2012 года ведомости подачи и уборки вагонов № 71 от 09.02.2012 года, подписанной между <данные изъяты> следует, что 24.01.2012 года поданы для грузовых операций и 09.02.2012 года завершены грузовые операции в отношении следующих вагонов-цистерн: №№ 57019804, 51826022, 51100485, 53866869, 57378259, 57669277, 54723879, 57340937, 50362896, 50962844, 53855722, 57243347, 51917193, 57152589, 51158467, 50175983.

Из дубликатов накладных №№ АН 782033, АН 782034, АН 782035, АН 782036, АН 782028, АН 782029, АН 782030, АН 782031, АН 782027, АН 782032, АН 782023, АН 782022, АН 782021, АН 782024, АН 782025, АН 782026 от 09.02.2012 года следует, что вагоны №№ 57019804, 51826022, 51100485, 53866869, 57378259, 57669277, 54723879, 57340937, 50362896, 50962844, 53855722, 57243347, 51917193, 57152589, 51158467, 50175983 загружены топливом дизельным ДТз-0,2 минус 35 соответственно в количестве 83 609 кг, 82 351 кг, 91 884 кг, 92 737 кг, 83 068 кг, 84 350 кг, 92 580 кг, 82 947 кг, 84 694 кг, 82 858 кг, 92 761 кг, 83 240 кг, 83 987 кг, 84 058 кг, 83 443 кг, 83 942 кг.

Согласно счету-фактуре № 491 от 16.02.2012 года <данные изъяты> услуги по подаче и уборке вагонов.

Из прилагаемой к счет-фактуре № 491 от 16.02.2012 года ведомости подачи и уборки вагонов № 120 от 14.02.2012 года, подписанной между <данные изъяты> следует, что 24.01.2012 года поданы для грузовых операций и 14.02.2012 года завершены грузовые операции в отношении следующих вагонов-цистерн: №№ 50239565, 51866572, 57557894, 58290875, 58297953.

Из дубликатов накладных №№ АН 782123, АН 782122, АН 782124, АН 782121, АН 782120 от 14.02.2012 года следует, что вагоны №№ 50239565, 51866572, 57557894, 58290875, 58297953 загружены топливом дизельным ДТз-0,2 минус 35 соответственно в количестве 82 143 кг, 83 272 кг, 93 675 кг, 82 837 кг, 83 082 кг.

Из перечисленных документов (ведомости подачи и уборки вагонов № 71 от 09.02.2012 года и № 120 от 14.02.2012 года, дубликаты накладных) следует, что с 24.01.2012 года в цистерны в количестве 21 штуки было загружено топливо дизельное ДТз-0,2 минус 35 в общем количестве 1 282 869 кг, что соответствует количеству цистерн и количеству топлива дизельного ДТз-0,2 минус 35, которое хранилось у ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ в ж/д цистернах и указано в акте инвентаризации по состоянию на 01.02.2012 года.

Согласно счет-фактуре № 807 от 05.03.2012 года <данные изъяты> услуги по подаче и уборке вагонов.

Из прилагаемой к счет-фактуре № 807 от 05.03.2012 года ведомости подачи и уборки вагонов № 24 от 03.03.2012 года, подписанной между <данные изъяты> следует, что 28.02.2012 года поданы для грузовых операций и 03.03.2012 года завершены грузовые операции в отношении следующих вагонов-цистерн: №№ 54072350, 54255245, 54092556, 58147620.

Из квитанции о приеме груза № ЭЗ181214 от 03.03.2012 года следует, что вагоны №№ 54072350, 54255245, 54092556, 58147620 загружены топливом печным бытовым в количестве 65 688 кг, 65 112 кг, 65 381 кг, 65 342 кг.

Из перечисленных документов (ведомость подачи и уборки вагонов № 24 от 03.03.2012 года, квитанция о приеме груза № ЭЗ181214 от 03.03.2012 года) следует, что с 28.02.2012 года в цистерны в количестве 4 штуки были загружено топливо печное бытовое в общем количестве 261 523 кг, что соответствует количеству цистерн и количеству топлива печного бытового, которое хранилось у ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ в ж/д цистернах и указано в акте инвентаризации по состоянию на 01.03.2012 года.

Таким образом, из актов о проведении инвентаризации за период 2010-2012 годов следует, что в резервуарах и ж/д цистернах хранились нефтепродукты тех же наименований и того же количества, что указаны в заключении эксперта № 98 от 17.11.2015 года (том 72 л.д. 102-108), на основании которого сторона обвинения сделала ошибочный вывод о технической невозможности одновременного хранения на территории товарно-сырьевого парка ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» такого количества наименований нефтепродуктов как задекларировано предприятием (том № 78 л.д. 62 (страница 62 обвинительного заключения)).

Сторона защиты обращает внимание, что на акты инвентаризации и на использование ж/д цистерн для временного хранения нефтепродуктов ссылались в своих показаниях свидетели Л. В.А., Ж. А.В. (судебное заседание от 25.11.2016), А. А.И., А. В.Г. (судебное заседание от 30.11.2016), С. М.Л., Щ. Ю.В. (судебное заседание от 07.12.2016), Д. Д.Ю. (судебное заседание от 21.04.2017), Р. Т.Б. (судебное заседание от 28.04.2017), Б. Н.В. (судебное заседание от 02.05.2017), К. М.А., К. А.С., У. Е.М. (судебное заседание от 05.05.2017).

8. В качестве одного из доказательств, подтверждающих обвинение Масленкова С.В. в совершении преступления, орган предварительного следствия сослался на Инструкцию ФГУП «ВНИИМС» от 23.09.2009 года «Масса нефтепродуктов. Методика выполнения измерений в железнодорожных цистернах косвенным методом статических измерений на объектах ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», в которой изложена методика определения массы бензина, дизельного топлива, мазута (том 6 л.д. 78-114; том 49 л.д. 109 – 170).

По версии налогового органа, изложенной в акте выездной налоговой проверки № 07/01 от 11.02.2014 года и решении о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения № 07-16/523 от 03.04.2014 года, аналогичные методики для определения массы таких нефтепродуктов, как: Бензин газовый стабильный марки БТмс или «тяжелый», Топливо печное бытовое, Бензин автомобильный с октановым числом до «80» ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» не заказывало и не приобретало, необходимые для их разработки данные не передавало, что свидетельствует об отсутствии выпуска таких нефтепродуктов, как: Бензин газовый стабильный марки БТмс или «тяжелый», Топливо печное бытовое, Бензин автомобильный с октановым числом до «80» (том 1 л.д. 149; том 3 л.д. 247 (оборотная сторона)).

Данная версия налогового органа поддержана стороной обвинения.

В то же время данная версия не может быть принята во внимание, в частности, по следующим основаниям.

8.1. Отсутствие у ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» специально разработанной методики выполнения измерений для определения массы таких нефтепродуктов, как: бензин газовый стабильный марки БТмс (БГС «тяжелый»), топливо печное бытовое, автомобильный бензин, не является препятствием для их производства, что подтверждено в ответе ФГУП «ВНИИМС» от 29.06.15 № 208/14-195 на запрос следователя СУ СК России по Омской области от 08.06.15 № 2013/803777 (том 49 л.д. 106; 107-108).

В ответе ФГУП «Всероссийский научно – исследовательский институт метрологической службы» (ВНИИМС) от 29.06.15 № 208/14-195 на запрос следователя СУ СК России по Омской области от 08.06.15 № 2013/803777, указано:

«В соответствии с договором № 39946 от 16.07.2009г. ФГУП «ВНИИМС» была разработана и аттестована методика выполнения измерений в железнодорожных цистернах косвенным методом статистических измерений на объектах ЗАО «ВСП Крутогорский нефтеперерабатывающий завод» (далее – МВИ).

На измерения массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах другими методами измерений, измерения массы нефтепродуктов не в железнодорожных цистернах, а также при производстве нефтепродуктов, данная МВИ не распространяется.

Отсутствие методики выполнения измерений (методики измерений) массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах не является препятствием для их производства, так как вопросы производства нефтепродуктов не входят в область применения МВИ. Необходимость в данной методике выполнения измерений массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах при производстве нефтепродуктов отсутствует.» (том 49 л.д. 107-108).

Методика, разработанная «ВНИИМС», применяется только в случаях измерения массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах, и не распространяется на измерения массы в резервуарах и автоцистернах.

А стороной обвинения не представлено доказательств, подтверждающих, что всё количество бензина газового стабильного марки БТмс (БГС «тяжелый»), топлива печного бытового и автомобильного бензина, по которому Масленкову вменяется неуплата налогов, было отгружено железнодорожным транспортом в железнодорожных цистернах.

Более того, из материалов уголовного дела следует, что ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» и <данные изъяты>» не являлись грузоотправителями нефтепродуктов железнодорожным транспортом (том 36 л.д. 148).

Кроме того, сторона защиты полагает, что разработанную ВНИИМС Инструкцию и имеющиеся в ней Таблицы пересчета плотности и объема нефтепродукта к стандартным условиям по бензину (таблицы А.2., Б.2.) и дизельному топливу (таблицы А.3., Б.3.) возможно применять для определения массы бензина газового стабильного тяжелого (бензин газовый стабильный марки БТмс), автомобильных бензинов и топлива печного бытового по следующим основаниям:

Инструкцией не предусмотрено, к каким именно бензинам она применяется.

Бензин газовый стабильный тяжелый (бензин газовый стабильный марки БТмс) и бензин автомобильный неэтилированный «Нормаль – 80» относятся к бензинам.

В разделе 4 «Метод измерений» Инструкции содержится описание единого метода измерений ко всем нефтепродуктам, независимо от их названий и характеристик (том 6 л.д. 119 – 120; том 49 л.д. 112 – 113;).

В частности, в разделе 4 «Метод измерений» Инструкции указано следующее:

«4.1. Измерение массы нефтепродукта в железнодорожной цистерне проводится косвенным методом статических измерений по ГОСТ Р 8.595.

4.2. Массу нефтепродуктов определяют по результатам измерений: уровня нефтепродукта в цистерне – метроштоком; плотности нефтепродукта-ареометром в лаборатории; объема нефтепродукта – по градуировочной таблице на цистерну по измеренному значению уровня нефтепродукта; температуры нефтепродукта в цистерне – термометром в точечной пробе нефтепродукта, отобранной по ГОСТ 2517 из цистерны; температуры нефтепродукта при измерении плотности – термометром при измерении плотности ареометром.

4.3. Сущность метода заключается в измерениях объёма, плотности и температуры нефтепродукта и расчете массы нефтепродуктов в цистерне.

4.4. Массу нефтепродуктов в цистерне определяют как произведение значений объёма и плотности нефтепродукта, приведенных к стандартным условиям (Т=150С и Ризб=0 Па).».

В подпунктах 7.3.1., 7.3.2. пункта 7.3. раздела 7 «Условия выполнения измерений» Инструкции содержится только две характеристики трёх наименований нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, мазут): диапазон изменения плотностей и диапазон изменения температуры (том 49 л.д. 114; том 6 л.д. 121).

Иных характеристик нефтепродуктов Инструкция не содержит.

В частности, пунктом 7.3.1. Инструкции и Таблицами пересчёта плотности нефтепродукта к стандартным условиям установлен следующий диапазон плотностей: для бензина – 680…750 кг/м3, для дизельного топлива– 780…850 кг/м3.

Таблицами пересчёта объёма нефтепродукта к стандартным условиям установлен следующий диапазон плотностей: для бензина – от 655 до 785 кг/м3, для дизельного топлива – от 740 до 880 кг/м3.

Из Технических условий на бензин автомобильный неэтилированный «Нормаль – 80» следует, что плотность данного бензина составляла не более 759 кг/м3, то есть подпадала под диапазон плотностей для бензина, предусмотренных Инструкцией и её Таблицами пересчётов плотности и объёма нефтепродукта к стандартным условиям - Приложения А2., Б2. Инструкции (том 12 л.д. 115, 228, 232, 238).

Из документов о качестве на топливо печное бытовое (паспорта качества, протоколы испытаний с приложениями и другие) следует, что плотность топлива печного бытового составляла 819,9 – 833,1 кг/м3, то есть подпадала под диапазон плотностей для дизельного топлива, предусмотренных Инструкцией и её Таблицами пересчётов плотности и объёма нефтепродукта к стандартным условиям - Приложения А3., Б3. Инструкции (том 10 л.д. 68 – 71 (т.31 л.д. 55-57): протокол испытаний № 8/2753 от 05.04.2012 года и приложение к протоколу испытаний № 8/2753 от 05.04.2012 года; том 10 л.д. 127-130 (т.31 л.д. 64-66): протокол испытаний № 113/3277 от 18.04.2011 года и приложение № 1 к протоколу испытаний № 113/3277 от 18.04.2011 года; том 10 л.д. 179-196: паспорта на топливо печное бытовое от <данные изъяты> том 15 л.д. 129-132, 135-136, 139-142, 145-149, 154-157: паспорта на топливо печное бытовое от <данные изъяты>).

Таким образом, из документов, имеющихся в материалах уголовного дела, можно сделать следующие выводы:

1) плотности производимых ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» спорных нефтепродуктов (бензин газовый стабильный марки БТмс (БГС тяжелый), бензин автомобильный неэтилированный «Нормаль – 80», топливо печное бытовое) подпадали под диапазоны плотностей бензина или дизельного топлива, предусмотренных данной Инструкцией (Методикой) и ее Таблицами пересчета плотности и объема нефтепродукта к стандартным условиям;

2) исходя из названий, бензин газовый стабильный марки БТмс (бензин газовый стабильный тяжелый) и бензин автомобильный неэтилированный «Нормаль – 80» относятся к бензинам, предусмотренным данной Инструкцией (Методикой) и ее Таблицами пересчета плотности и объема нефтепродукта к стандартным условиям.

В связи с изложенным в случае необходимости ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» имел возможность применения этой методики для измерения массы спорных нефтепродуктов.

В ходе судебного следствия по настоящему уголовному делу подсудимый Масленков С.В. (судебное заседание 29.06.2009), свидетели Казанцев (судебное заседание 30.09.2016), Л. (судебное заседание 25.11.2016), А. и А. (судебное заседание 30.11.2016), С. (судебное заседание 07.12.2016), Р. Т.Б. (судебное заседание 28.04.2017), показали, что для определения массы хранимых в резервуарах и отгружаемых железнодорожным и автомобильным транспортом нефтепродуктов работники ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в период 2010-2012 годов пользовались общедоступным методом выполнения измерений, основанном на измерениях плотности и объёма продуктов в мерах вместимости (резервуар, ж/д цистерна, автоцистерна), который, в том числе, описан в ГОСТ Р 5.895-2004, для чего использовали градуировочные таблицы на резервуары (при измерениях массы нефтепродуктов в резервуарах), таблицы калибровки железнодорожных цистерн МПС РФ 2003 года (при измерениях массы нефтепродуктов в ж/д цистернах), сертификаты о калибровке автомобильных цистерн (при измерениях массы нефтепродуктов в автомобильных цистернах).

В соответствии с пунктом 2.1.3.1. договора подряда на переработку сырья от 31.03.2010 года, заключенного между <данные изъяты> и ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», масса принимаемых и отгружаемых железнодорожным и автомобильным транспортом нефтепродуктов и сырья определяется по ГОСТ Р 8.595-2004 (том 4 л.д. 41).

Следовательно, для определения массы нефтепродуктов ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» был вправе был руководствоваться ГОСТ Р 8.595-2004.

На основании пункта 4.5. ГОСТ Р 8.595-2004 при косвенном методе статических измерений массу продукта определяют по результатам измерений:

а) в мерах вместимости:

- уровня продукта - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости;

- плотности продукта - переносным или стационарным средством измерений плотности или ареометром по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517;

- температуры продукта - термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;

- объема продукта - по градуировочной таблице меры вместимости с использованием результата измерений уровня продукта;

б) в мерах полной вместимости:

- плотности продукта - переносным средством измерений плотности или ареометром в лаборатории по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517;

- температуры продукта - переносным преобразователем температуры или термометром в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517;

- объема продукта, принятого равным действительной вместимости меры, значение которой нанесено на маркировочную табличку и указано в свидетельстве о поверке по ГОСТ Р 8.569, с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня.

Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям по температуре 15 °C или 20 °C или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема в мерах вместимости и мерах полной вместимости.

Таким образом для производства и отгрузки спорных нефтепродуктов ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» не требовалась отдельно разработанная и аттестованная методика выполнения измерений, а измерение массы отгружаемых нефтепродуктов осуществлялось методом, основанном на измерениях плотности и объёма нефтепродуктов в мерах вместимости.

Производство и передача от ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в адрес <данные изъяты> нефтепродуктов, в том числе бензина газового стабильного «тяжелый» (БГС марки БТмс), автомобильного бензина и топлива печного бытового, подтверждается следующими документами:

а) договорами подряда на переработку сырья, заключенными между <данные изъяты> (Заказчик) и ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» (Подрядчик); заданиями заказчика и отчетами подрядчика по договорам подряда на переработку сырья (том 4 л.д. 45-141);

б) накладными на передачу готовой продукции (том № 19 л.д. 1-250, том № 20 л.д. 1-250, том № 21 л.д. 1-250, том № 22 л.д. 1-250, том № 23 л.д. 1-242, том № 24 л.д. 1-114);

в) отчетами о производственной деятельности ЗАО "ВСП Крутогорский НПЗ" за 2010-2012 г., предоставленными ФГУП «Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса» и полученными налоговым органом по требованиям от 08.11.2012 № 07-09/009330 и от 22.07.2013 № 07-16-03/005307 в ходе выездной налоговой проверки (том 4 л.д. 142-167, 169-193).

Реализация и отгрузка бензина газового стабильного и топлива печного бытового в адрес покупателей и грузополучателей подтверждается следующими документами:

1) транспортные накладные и товарно - транспортные накладные за период 2010, 2011, 2012 годов, изъятые в ходе выемки в <данные изъяты>, подтверждающие отгрузку автомобильным транспортом топлива печного бытового и Бензина газового стабильного марки БТмс от грузоотправителя – ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в адрес грузополучателя – <данные изъяты> (том 36 л.д. 197 – 253; том 37 л.д. 1 - 221);

2) документы (договор поставки, приложения к договору поставки, счет–фактуры, товарные накладные, паспорта качества), подтверждающие реализацию топлива печного бытового от ЗАО <данные изъяты> в адрес покупателя – ООО «Промышленный железнодорожный транспорт» (т. 10 л.д. 141-250; т. 11 л.д. 1 - 250; т. 12 л.д. 1-68; т. 39 л.д. 82-250; т. 40 л.д. 1-130);

3) документы (договоры поставки, спецификации к договорам поставки, счет – фактуры, товарные накладные, карточки счетов №№ 41, 60), подтверждающие реализацию топлива печного бытового от <данные изъяты> (т. 39 л.д. 67-81; т. 40 л.д. 131-250; т. 41 л.д. 1-250; т. 64 л.д. 61-260; т. 65 л.д. 1-250; т. 66 л.д. 1-241; т. 67 л.д. 1-250; т. 68 л.д. 1-250; т. 69 л.д. 1-250; т. 70 л.д. 1-250; т. 71 л.д. 1-199);

4) документы (договор поставки, приложения к договору поставки, счет–фактуры, товарные накладные), подтверждающие реализацию топлива печного бытового от <данные изъяты> (т. 13 л.д. 57-77);

5) документы (счет–фактуры, товарные накладные, товарно-транспортные накладные, книги покупок, книги продаж, карточка счета, акт сверки), подтверждающие реализацию топлива печного бытового от <данные изъяты> (том 13 л.д. 78-88);

6) документы (договор поставки, приложения к договору поставки, счет–фактуры, товарные накладные), подтверждающие реализацию топлива печного бытового от <данные изъяты> (том 13 л.д. 142-196);

7) документы (договор поставки, приложения к договору поставки, счет–фактуры, товарные накладные), подтверждающие реализацию топлива печного бытового от ЗАО «ТД «Сибирские нефтепродукты» в адрес покупателя – ИП О. М.В. (том 13 л.д. 98-141);

8) документы, полученные от свидетеля С. А.В. (договоры поставки, приложения к договорам, счёт – фактуры, товарные накладные), подтверждающие реализацию топлива печного бытового в количестве 4,145 тонн от <данные изъяты> и его последующую реализацию от <данные изъяты> в адрес ИП О. М.В. (том 60 л.д. 126 – 141);

9) документы (договор поставки, приложения к договору поставки, товарные накладные), подтверждающие реализацию топлива печного бытового от <данные изъяты> (том 13 л.д. 210-222);

10) документы, изъятые в <данные изъяты> (счёт – фактуры, товарные накладные), подтверждающие реализацию топлива печного бытового от <данные изъяты> в период с 13.05.2010 года по 27.04.2011 года (том 54 л.д. 185 – 250, том 55 л.д. 1 – 106, 165 – 228);

11) выписка по операциям на счете <данные изъяты> за период с 11.01.2010 по 21.12.2012 года, предоставленная <данные изъяты> (том 30 л.д. 179-226), подтверждающая перечисление денежных средств за топливо печное бытовое и бензин газовый стабильный <данные изъяты> (том 30 л.д. 179, 180, 184, 186, 187, 188, 190, 191, 193, 194, 200, 201 202, 205, 206, 208, 209, 210, 211, 212, 213, 214, 215, 216, 217, 218, 220, 221, 222, 224, 225, - пункты 8, 23,36, 40, 160, 237, 256, 264, 304, 313, 338, 397, 410, 417, 481, 487, 488, 515, 522, 532, 734, 755, 765, 770, 797, 813, 913 (БГС), 914 (БГС), 922 (БГС), 923 (БГС), 930, 948, 1046, 1053, 1054, 1076, 1102, 1103, 1112, 1130, 1151, 1154, 1180, 1187, 1188, 1191, 1193, 1212, 1227, 1229, 1231, 1233, 1236, 1239, 1243, 1244, 1249 (БГС), 1282, 1293, 1294, 1298, 1316, 1332, 1379, 1429, 1482, 1499, 1501, 1502, 1568 (БГС), 1570, 1579, 1582 (БГС) выписки );

12) выписка по операциям на счете <данные изъяты> за период с 01.01.12 по 31.12.12, предоставленная <данные изъяты> (том 51 л.д. 160-225), подтверждающая перечисление денежных средств за топливо печное бытовое <данные изъяты> 05.12.2012, 06.12.2012, 07.12.2012 (том 51 л.д. 217–пункты 1334, 1342, 1348 выписки), 10.12.2012 (том 51 л.д. 218 – пункты 1360, 1362 выписки);

13) выписка по операциям на счете <данные изъяты> за период с 21.06.2010 по 31.12.2012, предоставленная <данные изъяты> (том 52 л.д. 158-165), подтверждающая перечисление денежных средств за топливо печное бытовое <данные изъяты> 08.07.2010 (том 52 л.д. 158 – пункт 6 выписки), 15.10.2010, 18.10.2010 и 26.10.2010 (том 52 л.д. 159 – пункты 14, 17, 20 выписки);

14) выписка по счету <данные изъяты> за период с 19.02.2010 по 23.07.2012, предоставленная <данные изъяты> (том 52 л.д. 173-201), подтверждающая перечисление денежных средств за топливо печное бытовое <данные изъяты> 21.07.2010 (том 52 л.д. 176 – пункт 59 выписки), 14.10.2010 и 18.10.2010 (том 52 л.д. 179 – пункты 113, 115 выписки);

15) выписка по операциям на счете <данные изъяты> за период с 01.01.2010 по 01.08.2012, предоставленная <данные изъяты> (том 52 л.д. 203-250, том 53 л.д. 1-40), подтверждающая перечисление денежных средств за топливо печное бытовое <данные изъяты> 23.12.2011 и 27.12.2011 (том 53 л.д. 29 – пункты 2094, 2097 выписки), 30.12.2011 (том 53 л.д. 30 – пункт 2108 выписки), 27.03.2012 (том 53 л.д. 36 – пункт 2286 выписки), 30.03.2012 (том 53 л.д. 37 – пункты 2297, 2299 выписки);

Сторона защиты обращает внимание суда на то, что из выписки по операциям на счете <данные изъяты> топливо печное бытовое. В свою очередь <данные изъяты> закупало топливо печное бытовое у <данные изъяты>

16) выписка по операциям на счете <данные изъяты> за период с 01.01.10 по 01.06.10, предоставленная Омским филиалом <данные изъяты> (том 53 л.д. 157-250, том 54 л.д. 1-105), подтверждающая перечисление денежных средств за бензин газовый стабильный (БГС) <данные изъяты> от покупателей (том 53 л.д. 158, 160, 162, 163, 170, 173, 176, 180, 181, 183, 184, 185, 187, 188, 189, 190, 191, 192, 194, 196, 197, 198, 200, 201, 205, 206, 207, 208, 209, 210, 211, 212, 213, 215, 218, 220, 221, 222, 225, 227, 228, 229, 230, 231, 233-239, 241, 243, 246, 248, 250 – пункты 6, 23, 36, 40, 42, 51, 104, 105, 132, 133, 154, 177, 190, 191, 202, 210, 212, 221, 223, 225, 226, 239, 251, 252, 257, 259, 264, 271, 272, 276, 281, 301, 318, 326, 344, 346, 349, 350, 358, 385, 388, 389, 394, 397 400, 401, 402, 415, 416, 418, 427, 430, 438, 445, 453, 471, 491, 493, 495, 513, 522, 527, 543, 544, 545, 547, 548, 561, 570, 573, 574, 586, 594, 609, 611, 617, 618, 629, 633, 636, 644, 647, 648, 659, 663, 664, 679, 680, 693, 694, 716, 543, 544, 547, 548, 561 выписки; том 54 лд. 1-4, 6-12, 14, 16, 19, 21, 24-28, 32-34, 36-38, 41, 43-46, 48, 50, 51, 53-56, 59, 61-63, 65, 72-74, 76-79, 82-87, 90, 95, 97, 99, 101-103 – пункты 570, 573, 574, 575, 586, 594, 609, 611, 617, 618, 629, 633, 636, 644, 647, 648, 659, 663, 664, 679, 680, 693, 694, 716, 723, 724, 754, 761, 763, 764, 766, 773, 774, 776, 779, 789, 816, 820, 830, 836, 838, 839, 856, 858, 860, 861, 875, 898, 899, 900, 910, 912, 915, 916, 929, 936, 938, 956, 969, 973, 976, 977, 979, 995, 1005, 1008, 1011, 1025, 1046, 1048, 1062, 1063, 1064, 1071, 1083, 1092, 1153, 1157, 1170, 1171, 1181, 1182, 1183, 1191, 1197, 1209, 1211, 1212, 1231, 1232, 1235, 1245, 1246, 1247, 1249, 1258, 1260, 1266, 1272, 1291, 1293, 1333, 1338, 1349, 1367, 1380, 1381, 1392, 1394, 1395, 1398 выписки).

Сторона защиты обращает внимание суда на то, что из выписки по операциям на счете <данные изъяты> продавало покупателям бензин газовый стабильный (БГС). В свою очередь <данные изъяты> закупало бензин газовый стабильный (БГС) у <данные изъяты>

17) выписка по операциям на счете <данные изъяты> за период с 16.06.2011 по 23.03.2012, предоставленная <данные изъяты> (том 54 л.д. 108-142), подтверждающая перечисление денежных средств за топливо печное бытовое <данные изъяты> 09.08.2011 и 10.08.2011 (том 54 л.д. 112 – пункты 212, 218 выписки), 11.08.2011, 16.08.2011, 17.08.2011, 18.08.2011 (том 54 л.д. 113–пункты 236, 270, 280, 291 выписки), 29.08.2011, 31.08.2011, 05.09.2011, 06.09.2011, 07.09.2011 и 08.09.2011 (том 54 л.д. 116 – пункты 398, 414, 438, 446, 455, 458 выписки), 09.09.2011, 12.09.2011, 13.09.2011, 14.09.2011 (том 54 л.д. 117 – пункты 471, 482, 491, 502 выписки), 19.09.2011, 20.09.2011, 22.09.2011 (том 54 л.д. 118 – пункты 533, 547, 565, 572 выписки), 23.09.2011, 26.09.2011, 28.09.2011 (том 54 л.д. 119 – пункты 580, 593, 612, 618 выписки), 29.08.2011, 04.10.2011, 05.10.2011 (том 54 л.д. 120 – пункты 633, 661, 681 выписки), 06.10.2011, 07.10.2011, 10.10.2011, 11.10.2011, 12.10.2011 (том 54 л.д. 121 – пункты 691, 703, 710, 726, 738 выписки), 14.10.2011 (том 54 л.д. 122 – пункт 764 выписки), 19.10.2011 (том 54 л.д. 123 – пункт 796 выписки);

18) выписка по операциям на счете <данные изъяты> за период с 01.01.2010 по 31.12.2012, предоставленная Новосибирским региональным филиалом <данные изъяты> (том 57 л.д. 68-250), подтверждающая перечисление денежных средств за топливо печное бытовое (ТПБ, топливо печное) <данные изъяты> 20.08.2010 (том 57 л.д. 111 – пункт 1224 выписки), 15.09.2010 (том 57 л.д. 150 – пункт 1387 выписки), 28.04.2011 (том 57 л.д. 161 – пункт 2661 выписки);

19) выписка по операциям на счете <данные изъяты> за период с 30.04.10 по 21.12.10, предоставленная <данные изъяты> (том 58 л.д. 143-161), подтверждающая перечисление денежных средств за топливо печное бытовое <данные изъяты> 31.08.2010 (том 58 л.д. 149 – пункт 355 выписки), 09.09.2010 (том 58 л.д. 150 – пункт 423 выписки), 14.09.2010 (том 58 л.д. 151 – пункт 450 выписки), 24.09.2010 (том 58 л.д. 152 – пункт 538 выписки), 01.10.2010 и 04.10.2010 (том 58 л.д. 153 – пункты 587, 601 выписки), 18.10.2010 и 20.10.2010 (том 58 л.д. 155 – пункты 697, 709 выписки), 18.11.2010, 23.11.2010, 25.11.2010 (том 58 л.д. 157–пункты 822, 841, 879 выписки), 29.11.2010 (том 58 л.д. 158 – пункт 904 выписки), 06.12.2010 и 07.12.2010 (том 58 л.д. 159 – пункты 981, 999 выписки), 10.12.2010 и 13.12.2010 (том 58 л.д. 160 – пункты 1028, 1043 выписки);

20) выписка по операциям на счете <данные изъяты> за период с 29.07.2011 по 31.12.2012, предоставленная Филиалом <данные изъяты> (том 58 л.д. 165-233), подтверждающая перечисление денежных средств за бензин газовый стабильный <данные изъяты> 10.08.2011 (том 58 л.д. 176 – пункт 29 выписки), 16.08.2011 (том 58 л.д. 177 – пункт 38 выписки).

Сторона защиты обращает внимание на то, что из вынесенных ИФНС России по Октябрьскому АО г.Омска в отношении ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» акта выездной налоговой проверки № 07/01 от 11.02.2014 года и решения № 07-16/523 от 03.04.2014 года о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения следует, что налоговым органом сделан вывод о том, что налогоплательщик фактически отгружал покупателям дизельное топливо, однако по документам оформлял как топливо печное бытовое (том 4 л.д. 18 (стр. 136 акта); том 1 л.д. 193 (стр. 109 решения)).

В обоснование данного вывода налоговый орган сослался, в частности:

1) на показания свидетеля Р. В.Л., из которых следовало, что отопительный котёл, для которого приобреталось топливо печное бытовое, работает только на дизельном топливе (том 4 л.д. 20 – 21 (стр. 139 – 141 акта); том 1 л.д. 196–198 (стр. 112 – 114 решения));

2) на показания свидетеля Я. Т.Г. – кладовщика склада <данные изъяты>, из которых следовало, что <данные изъяты> получало нефтепродукты, выпущенные ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»; получали дизельное топливо, но оно называлось печное топливо; ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» привозил только один вид нефтепродукта; топливо печное бытовое в основном отправляли на продажу; иногда заправляли тепловозы, принадлежащие <данные изъяты>, топливом, выпущенным ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»; тепловозы заправляли дизельным топливом в основном выпущенным <данные изъяты>, но иногда и топливом, выпущенным Крутогорским НПЗ (топливом печным бытовым (том 4 л.д. 23 – 24 (стр. 146, 147 акта); том 1 л.д. 202 – 204 (стр. 118 – 120 решения).

В ходе судебного следствия по настоящему уголовному делу данный вывод не нашёл своего подтверждения и был опровергнут имеющимися в деле документами.

В ходе выездной налоговой проверки показания свидетеля Р. В.Л. не были подтверждены какими-либо техническими документами, обосновывающими работу горелок отопительного котла на дизельном топливе.

А из имеющихся в материалах уголовного дела документов следует:

1) в отопительном котле применяются горелки типа R20/R30 на жидком топливе, что указано в техническом паспорте (том 60 л.д. 224-225);

2) горелки R20, R30 содержатся в перечне жидкотопливных горелок (горелки на жидком топливе) в приложении № 1 к разрешению № 06-470-2009 от 17.11.2009 года (том 60 л.д. 217-218), приложении № 1393027 к сертификату соответствия № РОСС DE.АИ43.В00096 (том 60 л.д. 222), приложение к разрешению № РРС 00-25396 от 18.07.2007 (том 60 л.д. 223).

Таким образом указанные документы подтверждают, что горелки данного отопительного котла работают на жидком топливе, к которому относятся, как дизельное топливо, так и топливо печное бытовое, а также другие виды жидкого топлива.

Следовательно, данные документы, подтверждающие работу горелок на жидком топливе, опровергают версию налогового органа и стороны обвинения о том, что топливо печное бытовое являлось дизельным топливом.

Из карточек счетов №№ 41, 60 <данные изъяты> за период 01.01.2010–31.12.2012 (том 64 л.д. 61 – 260, тома 65 – 70, том 71 л.д. 1 – 199), изъятых 25.09.2015 года в рамках расследования настоящего уголовного дела в ходе обыска в <данные изъяты>, в которых содержатся, в том числе, сведения об операциях по поступлениям, отгрузкам и заправкам ГСМ, и где отражена фамилия Я., следует, что:

1) дизельное топливо поступало не только от <данные изъяты> на что ссылается свидетель, но также от <данные изъяты> и других контрагентов, в частности:

2010 год – <данные изъяты> (том 60 л.д. 181, 182, 183, 185, 186, 187, 188, 190, 191, 192, 194, 195, 197, 198, 202, 205; том 66 л.д. 181-205 (карточка счета № 60 по контрагенту – <данные изъяты>); том 67 л.д. 10, 28, 80, 83, 87, 96, 98, 106, 109, 126, 130, 133, 137, 156, 165, 168, 177, 181, 182, 187, 194, 195, 212, 217, 226, 231, 232, 239, 242, 245, 248; том 68 л.д. 3, 14, 23, 24, 34, 37, 38, 42, 46, 64, 68, 69, 70, 75, 77, 90, 93, 104, 112, 113, 115, 117, 123, 129, 135, 141, 147, 150, 152, 153, 154, 156, 160, 163, 164, 167, 168, 182, 188, 195, 197, 206, 208, 219, 220, 224, 230, 238, 243, 244, 249, 250; том 69 л.д. 4, 5, 19, 23, 34, 53, 58, 62, 91, 97, 103, 110, 115, 132, 137, 144, 158, 159, 168, 172, 187, 189, 193, 197, 201, 208, 216, 226, 229, 232, 234, 236, 243, 247, 250; том 70 л.д. 6, 9, 15, 16, 20, 36, 40, 50, 52, 56, 58, 63, 69, 74, 77, 82, 84, 87, 89, 91, 93, 94, 96, 99, 106, 112, 117, 119, 120, 122, 123, 124, 133, 137, 162, 165, 171, 173, 180, 181, 185, 187, 190, 194, 199, 202, 203, 204, 205, 207, 209, 212, 219, 224, 226, 230, 233, 238, 244, 245);

2011 год – ТНК (ГСМ) <данные изъяты> (том 71 л.д. 4, 17, 19, 24, 41, 43, 49, 52, 53, 55, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 65, 68, 69, 70, 72, 74, 76, 79, 80, 81, 82, 86, 87, 88, 101, 102, 104, 107, 108, 111, 112, 113, 116, 120, 126, 127, 129, 131, 132, 134, 139, 140, 142, 145, 147, 162, 163, 166, 167, 168, 170, 172, 179, 181, 190, 191, 192, 193, 194, 196, 199; том 65 л.д. 1, 7, 10, 11, 15, 17, 20, 21, 26, 34, 46, 48, 50, 51, 52, 55, 57, 58, 59, 63, 64, 66, 80, 86, 96, 112, 115, 116, 121, 128);

2012 год – <данные изъяты> (том 65 л.д. 138, 142, 144, 145, 149, 150, 165, 168, 177, 180, 192, 194, 198, 200, 201, 204, 206, 208, 210, 211, 212, 213, 219, 220, 223, 226, 227, 230, 233, 239, 240, 246, 247, 248, 249, 251; том 64 л.д. 65, 68, 70, 79, 81, 82, 83, 90, 91, 93, 95, 96, 98, 102, 105, 106, 109, 112, 117, 118, 119, 124, 125, 127, 128, 129, 131, 133, 137, 140, 149, 150, 152, 155, 157, 158, 160, 162, 164, 167, 169, 170, 173, 175, 176, 177, 179, 180, 183, 188, 191, 192, 200, 204, 208, 210, 211, 213, 216, 218, 220, 223, 225, 229, 233, 235, 237, 239, 242, 243, 244, 246, 255, 256; том 66 л.д. 1, 2, 5, 7, 9, 10, 13, 16, 17, 18, 23, 24, 25, 32, 35, 37, 38, 39, 43, 44, 46, 47, 49, 54, 55, 59, 60, 61, 62, 63, 65, 67, 69, 72, 81, 85, 90, 97, 98, 102, 105, 107, 109, 112, 113, 117, 119, 120, 122, 125, 131, 132, 133, 136, 142, 143, 146, 153, 154, 155, 159, 162, 164, 165, 167, 169, 170, 171, 174, 176, 177);

2) дизельное топливо, поступившее в 2010-2012 годах, в тот же период было отгружено либо использовано для заправки.

Дизельное топливо использовалось для заправки ежемесячно, а именно:

29.01.10 – 20 242 кг. (том 67 л.д. 71);

26.02.10 – 23 402 кг. (том 67 л.д. 118);

31.03.10 – 22 666 кг. (том 67 л.д. 193);

28.04.10 – 88кг. + 24 973 кг. (том 68 л.д. 14);

31.05.10 – 21 671 кг. + 299 кг. (том 68 л.д. 92);

30.06.10 – 16 752 кг. (том 68 л.д. 187);

29.07.10 – 25 652 кг. (том 69 л.д. 73);

31.08.10 – 22 603,600 кг. (том 69 л.д. 201);

30.09.10 – 30 691 кг. (том 70 л.д. 42);

29.10.10 – 27 047 кг. (том 70 л.д. 106);

30.11.10 – 29 944 кг. + 2300 кг. (том 70 л.д. 176);

31.12.10 – 41 241 кг. (том 70 л.д. 238);

31.01.11 – 17 302 кг. + 17 кг. (том 71 л.д. 52);

28.02.11 – 29 457 кг. + 27 кг. (том 71 л.д. 74);

31.03.11 – 25 613 кг. + 92,550 кг. (том 71 л.д. 98 – 99);

29.04.11 – 21 607 кг. + 26 кг. (том 71 л.д. 123);

16.05.11 – 141 569,290 кг. (том 71 л.д. 137);

31.05.11 – 22 568 кг. + 180 кг. (том 71 л.д. 151);

30.06.11 – 23 168 кг. + 34 кг. + 681 кг. (том 71 л.д. 182);

29.07.11 – 21 995 кг. (том 65 л.д. 5);

31.08.11 – 17,0 кг. (том 65 л.д. 36);

12.09.11 – 14 479 кг. (том 65 л.д. 53);

30.09.11 – 33 033 кг. (том 65 л.д. 69);

31.10.11 – 60,600 кг. + 14 765,850 кг. (том 65 л.д. 87);

30.11.11 – 4 246 кг. + 25 330 кг. (том 65 л.д. 103 – 104);

30.12.11 – 23 463 кг. + 24 912 кг. (том 65 л.д. 132);

31.01.12 – 17 кг. + 18 294 кг. + 5 968 кг. (том 65 л.д. 150);

29.02.12 – 21 716 кг. + 6 231 кг. + 131,930 кг. + 303,070 кг. (том 65 л.д. 194);

06.03.12 – 864,330 кг. (том 64 л.д. 64);

30.03.12 – 28 513 кг. + 7 444 кг. (том 64 л.д. 102);

30.04.12 – 28 983кг. + 217 кг. + 1 550 кг. (том 64 л.д. 138);

31.05.12 – 30 099 кг. + 218 кг. + 3 519,940 кг. (том 64 л.д. 199, 201);

30.06.12 – 2 810 кг. + 24 122 кг. + 183 кг. (том 64 л.д. 255 – 256);

31.07.12 – 31 680 кг. + 435 кг. + 18 кг. + 123 кг. + 3 820 кг. (том 65 л.д. 240 – 241);

31.08.12 – 34 351 кг. + 34 кг. + 17 кг. + 37 463,680 кг. + 3 980 кг. (том 66 л.д. 25);

30.09.12 – 28 127 кг. + 18 кг. + 4 009,970 кг. (том 66 л.д. 68);

31.10.12 – 29 087 кг. + 26 кг. + 4 230 кг. (том 66 л.д. 111 - 112);

30.11.12 – 34 713 кг. + 10 600 кг. + 342 кг. + 4 080 кг. (том 66 л.д. 148 – 149);

31.12.12 – 3 398,790 кг. + 44 726 кг. + 17,0 кг. (том 66 л.д. 178, 180);

3) топливо печное бытовое поступало не только от ЗАО «ВСП Процессинг», но и от других контрагентов, а именно:

- в 2010 году – от <данные изъяты> в общем количестве 65 519 кг. (том 70 л.д. 77 – дата 14.10.10, кол-во 33 098 кг.; том 70 л.д. 99 – дата 29.10.10, кол-во 32421 кг.);

- в 2011 году – от <данные изъяты> в общем количестве 128 077 кг. (том 65 л.д. 95 – дата 01.11.11, кол-во 128 077 кг.);

- в 2012 году – от <данные изъяты> в общем количестве 241 791 кг. (том 65 л.д. 142 – дата 24.01.12, кол-во 120 104 кг.; том 65 л.д. 150 – дата 30.01.12, кол-во 121 687 кг.);

4) за 2010-2012 годы поступило топлива печного бытового в количестве 4 108 732 кг., из которых: отгружено – 4 006 161 кг. (97,5%), использовано для заправки в составе с дизельным топливом – 32 676 кг. (0,7%).

Топливо печное бытовое использовалось для заправки в составе с дизельным топливом только в двух случаях:

31.08.11 года – 32 624 кг. (том 65 л.д. 36);

30.12.11 – 52 кг. (том 65 л.д. 132).

На даты использования для заправки топлива печного бытового у <данные изъяты> имелось дизельное топливо, что подтверждается:

1) заправками и прочими расходными операциями с дизельным топливом в те же и предшествующие дни:

31.08.11 – заправка в количестве 17,0 кг. (том 65 л.д. 36);

31.08.11 – расходная операция в количестве 785,0 кг. (том 65 л.д. 37);

29.12.11 – расходные операции в количестве 491 кг. + 14 260 кг. (том 65 л.д. 131);

30.12.11 – заправки в количестве 23 463 кг. + 24 912 кг. (том 65 л.д. 132);

2) наличием по состоянию на 31.08.2011 года остатков дизельного топлива в количестве 126 677 кг. с учетом поступлений и отгрузок дизельного топлива в предшествующий и тот же день (180656-21351-32628=126677):

30.08.11 – поступления дизельного топлива в количестве: 4 236,0 кг. + 176 420 кг. = 180 656 кг. (том 65 л.д. 34),

30.08.11 – отгрузки дизельного топлива в количестве: 21 291,0 кг. + 60,0 кг. = 21 351 кг. (том 65 л.д. 34),

31.08.11 – отгрузки дизельного топлива в количестве: 4 240 кг. +14 272 кг. + 4 233 кг. + 9 247,410 кг. + 205,590 кг. + 430,0 кг. = 32 628 кг. (том 65 л.д. 35, 36),

итого остатков дизельного топлива на 31.08.2011 года: 180656-21351-32628=126677;

3) совместным написанием в одной строке по операции заправки ГСМ слов «дизельного топлива» и «топлива печного бытового» (том 65 л.д. 36 - 31.08.11 года, кол-во 32 624 кг.; том 65 л.д. 132 - 30.12.11, кол-во 52 кг.).

При отсутствии раздельного хранения топлива печного бытового и дизельного топлива следует, что для заправки использовалась смесь топлива печного бытового и дизельного топлива с преобладанием в составе такой смеси дизельного топлива.

Кроме того, в ходе расследования дела не установлено, топливо печное бытовое какого поставщика (<данные изъяты>) использовалось для заправки.

Таким образом, из материалов уголовного дела следуют следующие выводы по <данные изъяты>:

1) в период 2010-2012 годов <данные изъяты> закупало как топливо печное бытовое, так и дизельное топливо;

2) в период 2010-2012 годов <данные изъяты> закупило дизельного топлива у различных контрагентов в количестве 20 879 097 кг., в том числе в 2010 году у <данные изъяты> в количестве 702 565 кг.;

3) топливо печное бытовое поступало <данные изъяты> не только от <данные изъяты> но и от других контрагентов (в 2010 году - от <данные изъяты>, в 2011-2012 годах - от <данные изъяты>);

4) только в двух случаях за 2010-2012 годы топливо печное бытовое в смеси с дизельным топливом с преобладанием в составе такой смеси дизельного топлива было использовано для заправки (31.08.2011, 30.12.2011). В остальных случаях для заправки ежемесячно использовалось дизельное топливо.

ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» не являлось единственной организацией, которая эксплуатировала нефтеперегонные установки производства <данные изъяты> и производила на данных установках продукцию, которая не соответствовала требованиям, предъявляемым к подакцизным товарам – прямогонному бензину и дизельному топливу.

Из информации, размещенной на сайте <данные изъяты> в разделе «Промышленные проекты, выполненные группой компаний <данные изъяты> (том 78 л.д. 156-159; том 80 л.д. 221-227), следует, что нефтеперерабатывающие установки НПУ-8, НПУ-50, НПУ-65, НПУ-150 запущены в промышленную эксплуатацию следующим заказчикам:

<данные изъяты>

<данные изъяты>

<данные изъяты>

<данные изъяты>

<данные изъяты>

<данные изъяты>

<данные изъяты>

Арбитражными судами по делу № А27-525/2010 установлено, что основным видом деятельности <данные изъяты> в 2005 – 2007 годах являлось производство печного топлива, мазута и легкого нефтяного дистиллята. В целях производства печного топлива, мазута и легкого нефтяного дистиллята применялась нефтеперерабатывающая установка НПУ-8-02П (том 80 л.д. 228-240; том 81 л.д. 1-19).

По делу № А27-8238/2011 арбитражными судами установлено, что производимое <данные изъяты> на нефтеперегонных установках НПУ-50, НПУ-50-4, топливо для двигателей технологического оборудования не является дизельным топливом, а также сделаны выводы о недоказанности налоговым органом производства и реализации дизельного топлива под видом топлива для двигателей технологического оборудования (том 81 л.д. 20-59).

По делу №А27-1804/2015 арбитражные суды пришли к выводу о том, что ФНС России не доказан факт реализации <данные изъяты> в 2010, 2011 годах под видом топлива для технологического оборудования подакцизного товара – дизельного топлива (том 72 л.д. 152-164; том 81 л.д. 60-88).

Кроме того, из судебных актов по делу №А27-1804/2015 следует, что по результатам расследования уголовного дела по обстоятельствам реализации производимых <данные изъяты> нефтепродуктов следователем по ОВД третьего отдела по расследованию особо важных дел следственного управления Следственного комитета Российской Федерации по <адрес> от 07.09.2015 года вынесено постановление о прекращении уголовного дела (уголовного преследования).

Из материалов уголовного дела № 803208 в отношении Масленкова С.В. по п. «б» ч. 2 ст. 199 УК РФ, прекращённого 23.10.2012 года постановлением следователя по ОВД следственного отдела по городу Омска Следственного управления Следственного комитета Российской Федерации по Омской области М. А.С. на основании статьи 28.1. УПК РФ, следует, что в 2010 году при проведении ИФНС России по Октябрьскому АО г.Омска выездной налоговой проверки ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» за 2008-2009 годы налоговым органом получены следующие документы, согласно которых <данные изъяты>» осуществляет производство нефтепродуктов на нефтеперегонных установках НПУ-50:

- Технологический регламент на производство легкого нефтяного дистиллята, утвержденный главным инженером <данные изъяты> от 10.02.2007 года сроком действия до 10.02.2012 года (том 81 л.д. 92-97, 97-102);

- Технологический регламент на производство дизельного топлива, утвержденный главным инженером <данные изъяты>» от 10.02.2007 года сроком действия до 10.02.2012 года (том 81 л.д. 103-108);

- Технологический регламент на производство топлива для двигателей технологического оборудования, утвержденный главным инженером <данные изъяты> от 15.02.2008 года сроком действия до 15.02.2013 года (том 81 л.д. 109-113).

Согласно разделу 2 Технологического регламента на производство легкого нефтяного дистиллята данный нефтепродукт должен удовлетворять следующим параметрам по фракционному составу: температура начала перегонки - не ниже 35 град. С, конец кипения - 215-240 град. С.

Из этого следует, что производимый <данные изъяты> легкий нефтяной дистиллят не соответствует понятию прямогонного бензина, определенному в Налоговом кодексе РФ (в редакции 2010-2012 годов), согласно которому температура конца кипения прямогонного бензина не превышает 2150С.

Исходя из Технологических регламентов на производство дизельного топлива и топлива для двигателей технологического оборудования можно сделать вывод о том, что в соответствии с указанными документами <данные изъяты> осуществляет производство двух разных продуктов одной фракции - дизельного топлива и топлива для двигателей технологического оборудования с применением разных технологических параметров, изложенных в разделах 2.1. Технологических регламентов на данные продукты.

При этом, производимое дизельное топливо является подакцизным товаром, а топливо для двигателей технологического оборудования таковым не является, что установлено арбитражными судами по делам № А27-8238/2011, №А27-1804/2015 Арбитражного суда <адрес>.

Таким образом, <данные изъяты> на таких же, как и у общества, нефтеперегонных установках производит топливо для двигателей технологического оборудования, которое не является дизельным топливом, и легкий нефтяной дистиллят, который не соответствует понятию прямогонного бензина.

Согласно информации, размещенной на официальном сайте <данные изъяты> (www.sdsoil.ru) в информационно – телекоммуникационной сети «Интернет» (том 81 л.д. 114-116), <данные изъяты> производил следующую продукцию:

1) бензин газовый стабильный по ТУ 0251-002-93121148-2012;

2) топливо для двигателей технологического оборудования по ТУ 0251-001-93121148-2008, которое используется для специальных дизельных двигателей, эксплуатируемых на разрезах <данные изъяты>;

3) мазуты топочные.

<данные изъяты> были выданы на бензин газовый стабильный по ТУ 0251-002-93121148-2012 сертификат соответствия сроком действия с 13.03.2012 по 12.03.2015, на топливо для двигателей технологического оборудования по ТУ 0251-001-93121148-2008 сертификат соответствия сроком действия с 26.03.2012 по 26.03.2015.

В рамках расследования по настоящему уголовному делу следователем СУ СК России по Омской области был направлен запрос от 05.10.2015 № 2013/803777 в <данные изъяты> в котором просил предоставить сведения о видах производимых нефтепродуктов за период с 2006 года по настоящее время, сообщить производились ли <данные изъяты> топливо печное бытовое, бензин газовый стабильный БГСмт, если да, то сообщить сведения о внесённых технологических изменениях в нефтеустановки для производства указанных нефтепродуктов, а также о получении каких-либо разрешающих документов (том 72 л.д. 42).

В ответ на данный запрос следователя конкурсным управляющим <данные изъяты> дан ответ от 05.11.2015 года, в котором указано, что в период с 2006 года по 2014 год <данные изъяты> производило следующие виды нефтепродуктов: до 2012 года – бензин газовый стабильный, дизельное топливо, лёгкий нефтяной дистиллят, мазут, печное топливо, топливо для двигателей технологического оборудования; с 2012 года по 2015 год – бензин газовый стабильный, лёгкий нефтяной дистиллят, топливо для двигателей технологического оборудования, топочный мазут. Информация о внесении либо невнесении технологических изменений в нефтеперерабатывающие установки, а также о сопутствующих этому разрешающих документов у конкурсного управляющего отсутствует (том 72 л.д. 43).

Из постановления о прекращении уголовного дела (уголовного преследования) от 17.05.2017 года в отношении руководителя <данные изъяты> по основанию, предусмотренному п. 2 ч.1 ст. 24 УПК РФ, т.е. за отсутствием в деянии состава преступления, следует, что:

«В период с 01.01.2010 по 31.12.2011 <данные изъяты> осуществляло производство на установках по переработке нефти НПУ-50 и НПУ-50-4 (производства <данные изъяты>) и последующую реализацию следующих нефтепродуктов: легкий нефтяной дистиллят (бензин газовый стабильный), дизельное топливо, топливо для двигателей технологического оборудования, мазут.

Как в ходе выездной налоговой проверки, так и в ходе следствия установлено и подтверждено экспертным заключением, разъяснением государственного учреждения о маркировке нефтепродуктов, данными протоколов испытаний о несоответствии выпускаемой <данные изъяты> продукции требованиям ГОСТ 305-82 для отнесения его к дизельному топливу, а также настройками нефтеперерабатывающих установок на выпуск технического топлива, что в совокупности свидетельствует о том, что выпускаемый в период 2010-2011 г.г. <данные изъяты> продукт под торговым наименованием - топливо для двигателей технологического оборудования не является дизельным топливом, а, следовательно, подакцизным товаром.» (том 85 л.д. 60-84).

Также сторона защиты полагает, что государственным обвинителем неверно определена сумма неуплаченных акцизов.

Если исходить из версии государственного обвинителя, на основании тех доказательств, на которые ссылается государственный обвинитель (заключение эксперта № 98 от 17.11.2015 года; заключение эксперта № 26 от 23.03.2015 – том 72 л.д. 102-108; том 31 л.д. 5-39), и с учетом требований налогового законодательства сумма неуплаченных акцизов должна составлять не 21 199 289 рублей, а 1 348 663,932 рублей, исходя из следующего.

На основании заключения эксперта № 98 от 17.11.2015 года сделан вывод о технической невозможности у ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» одновременного хранения такого количества наименований нефтепродуктов как задекларировано предприятием по состоянию на следующие даты: 31.01.2010 года, 28.02.2010 года, 31.03.2010 года, 30.04.2010 года, 31.01.2012 года, 29.02.2012 года.

Таким образом, заключение эксперта № 98 от 17.11.2015 года подтверждает отсутствие технической возможности хранения нефтепродуктов только в указанные 6 (шесть) дней в течение января – апреля 2010 года, января – февраля 2012 года и не подтверждает отсутствие такой возможности в иные дни.

Кроме того, в ходе судебного следствия не подтверждено и в материалах дела отсутствуют иные доказательства о технической невозможности у ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» одновременного хранения такого количества наименований нефтепродуктов как задекларировано предприятием в другие дни в период 2010-2012 годов.

В соответствии с пп. 7 п. 1 ст. 182 НК РФ объектом налогообложения по акцизам признаются операции по передаче на территории Российской Федерации лицами произведенных ими из давальческого сырья (материалов) подакцизных товаров собственнику указанного сырья (материалов) либо другим лицам, в том числе получение указанных подакцизных товаров в собственность в счет оплаты услуг по производству подакцизных товаров из давальческого сырья (материалов).

На основании пункта 2 статьи 195 Налогового кодекса РФ по операциям передачи на территории Российской Федерации лицами произведенных ими из давальческого сырья (материалов) подакцизных товаров собственнику указанного сырья (материалов) либо другим лицам, в том числе получение указанных подакцизных товаров в собственность в счет оплаты услуг по производству подакцизных товаров из давальческого сырья (материалов), датой передачи признается дата подписания акта приема-передачи подакцизных товаров.

Из приложения к заключению эксперта № 26 от 23.03.2015 - таблицы №2 «Сведения о переданных нефтепродуктах – топливе печном бытовом, бензине газовом стабильном марки «БТмс» или «тяжелый» (БГСт), автомобильном бензине с октановым числом до «80», извлеченные из накладных ЗАО «ВСП Крутогорский нефтеперерабатывающий завод» на передачу готовой продукции потребителю <данные изъяты> на давальческих условиях за период с 01.01.2010 по 30.09.2012 года» следует, что:

31.01.2010 года по накладной № 23 передано топлива печного бытового 602,073 тонн;

28.02.2010 года – отсутствует передача каких-либо нефтепродуктов;

31.03.2010 года по накладной № 86 передано топлива печного бытового 519,341 тонн;

30.04.2010 года по накладной № 120 передано топлива печного бытового 13,825 тонн;

31.01.2012 года и 29.02.2012 года – отсутствует передача каких-либо нефтепродуктов (том 31 л.д. 21 – 39).

Сторона обвинения утверждает, что топливо печное бытовое являлось дизельным топливом.

Сумма акцизов на дизельное топливо в период с 01.01.2010 года по 31.12.2010 года включительно составляла 1188 рублей за тонну (пункт 1 статьи 193 Налогового кодекса РФ).

С учетом количества переданного топлива печного бытового 31.01.2010, 31.03.2010, 30.04.2010, и ставки акцизов на дизельное топливо в этот период сумма неуплаченных акцизов за 2010-2012 годы будет составлять 1 348 663,932 рублей, из которых:

1) за январь 2010 года – 715 262,724 рублей (602,073 тонн х 1188 рублей = 715 262,724 рублей);

2) за март 2010 года – 616 977,108 рублей (519,341 тонн х 1188 рублей = 616 977,108 рублей);

3) за апрель 2010 года – 16 424,1 рублей (13,825 тонн х 1188 рублей = 16 424,1 рублей).

В сумму акцизов, рассчитанной государственным обвинителем, включены суммы по нефтепродуктам, переданным не только 31.01.2010, 31.03.2010, 30.04.2010, но и в иные дни, указанные в заключении эксперта № 26 от 23.03.2015.

В то же время в расчетах неуплаченной суммы акцизов не может учитываться количество переданных спорных нефтепродуктов в иные даты, поскольку ни заключением эксперта № 98 от 17.11.2015 года, ни иными доказательствами по делу, не подтверждено отсутствие технической возможности хранения нефтепродуктов в другие дни в течение 2010-2012 годов.

Считают, что в данном деле с учетом положений статьи 10 УК РФ подлежит применению примечание 1 к статье 199 УК РФ в редакции, изложенной Федеральным законом от 03.07.2016 года № 325-ФЗ «О внесении изменений в УК РФ и УПК РФ», который вступил в силу с 15.07.2016 года.

Согласно примечанию 1 к статье 199 УК РФ (в редакции ФЗ от 03.07.2016 года № 325-ФЗ) крупным размером в настоящей статье, а также в статье 199.1 настоящего Кодекса признается сумма налогов и (или) сборов, составляющая за период в пределах трех финансовых лет подряд более пяти миллионов рублей, при условии, что доля неуплаченных налогов и (или) сборов превышает 25 процентов подлежащих уплате сумм налогов и (или) сборов, либо превышающая пятнадцать миллионов рублей, а особо крупным размером - сумма, составляющая за период в пределах трех финансовых лет подряд более пятнадцати миллионов рублей, при условии, что доля неуплаченных налогов и (или) сборов превышает 50 процентов подлежащих уплате сумм налогов и (или) сборов, либо превышающая сорок пять миллионов рублей.

В соответствии с примечанием 1 к статье 199 УК РФ (в редакции, действующей до вступления в силу ФЗ от 03.07.2016 года № 325-ФЗ) крупным размером в настоящей статье, а также в статье 199.1 настоящего Кодекса признавалась сумма налогов и (или) сборов, составляющая за период в пределах трех финансовых лет подряд более двух миллионов рублей, при условии, что доля неуплаченных налогов и (или) сборов превышает 10 процентов подлежащих уплате сумм налогов и (или) сборов, либо превышающая шесть миллионов рублей, а особо крупным размером - сумма, составляющая за период в пределах трех финансовых лет подряд более десяти миллионов рублей, при условии, что доля неуплаченных налогов и (или) сборов превышает 20 процентов подлежащих уплате сумм налогов и (или) сборов, либо превышающая тридцать миллионов рублей.

Сторона зашиты считает, что в соответствии с требованиями как нового, так и предыдущего уголовного закона, отсутствует обязательный признак объективной стороны преступления – не доказан крупный размер, в связи с чем в действиях подсудимого отсутствует состав преступления.

Несмотря на отрицание, вина подсудимого в совершении инкриминируемого стороной обвинения деяния помимо исследованных материалов дела полностью доказана показаниями допрошенных в ходе предварительного и судебного следствия следующих свидетелей: К. Л.Т., К. А.А., П. П.И., К. Ю.А., Х. Д.В., Г. Е.Б., П. П.Ф., Я. С.Д., В. А.В., А. С.А., А. А.Н., Р. А.А., С. Н.А., Х. Г.А., П. А.Г., П. П.И., Л. В.А, Ч. С.М., Ж. А.В., А. А.И., А. В.Г., С. М.А., Щ. Ю.В., А. Н.Г., Ц. Н.К., Д. Д.Ю., Н. О.В., Р. Т.Б., А. И.А., Б. Н.В., К. М.А., К. А.С., У. Е.М., Е. Г.С., П. А.Н., Н. Т.А., С. А.Ф., М. Е.В., А. В.А., М. И.Н., К. А.А., Д. Р.Ю., Р. В.Л., Б. А.Е., К. Л.В., Т. С.Г., Ф. В.Н.

Свидетель К. Л.Т. в судебном заседании показания, данные в ходе предварительного следствия (т.77 л.д. 30-56), подтвердила и показала, что она работает в Инспекции Федеральной налоговой службы по Октябрьскому административному округу г. Омска заместителем начальника правового отдела.

В середине 2012 года – феврале 2014 года она сопровождала выездную налоговую проверку ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ». С 6 марта 2014 года – <данные изъяты>. Проверка проводилась по всем налогам, в том числе по акцизам. Затем она осуществляла правовую экспертизу ненормативных документов, которые принимал налоговый орган по результатам выездной проверки. В дальнейшем она представляла интересы инспекции в судах различных инстанций, когда налогоплательщик оспаривал ненормативный акт налогового органа.

В ходе проверки было установлено, что также как и ранее общество осуществляло деятельность по договору на переработку давальческого сырья <данные изъяты> на тех же установках что и ранее в 2008-2009 годах – на НПУ-50, НПУ-150. Эти установки были арендованы обществом в проверяемый период у <данные изъяты>, разработчиком был <данные изъяты>. Вся разработка этих нефтеперегонных установок продолжалась <адрес> с 2005 по 2008 год и первом квартале 2009 года. В ходе проведенной выездной налоговой проверки, которая началась в июле 2013 года, общество препятствовало проведению выездной проверки, не пускало проверяющих лиц налогового органа на территорию.

В ходе проверки были сделаны выводы о том, что общество из давальческого сырья производя нефтепродукты вместо неподакцизных по документам фактически реализовывало подакцизные товары – это прямогонный бензин и дизельное топливо (ДТ). Такие выводы сделаны из документов, которые получены в рамках камеральных проверок, по встречным проверкам <данные изъяты>. Эти документы представлялись <данные изъяты> по исполнению договора на переработку из давальческого сырья, из инспекции по крупнейшим налогоплательщикам. Налоговый орган получал документы из надзорных органов, контролирующих органов, из департамента нефти и газа, также использовались документы возбужденного ранее уголовного дела № 803208. С учетом этих документов был сделан вывод, что общество, как и ранее в 2008-2009 годах, производило подакцизные товары, а по документам оформляло как неподакцизный товар.

Из тех показаний работников, которых допросили в рамках уголовного дела, было установлено, что общество лишь по документам оформляло неподакцизные товары и оформляло отгрузку, реализацию неподакцизных товаров (топливо печное бытовое (ТПБ) и бензин марки тяжелый (БГСмт), а на самом деле отгрузку вело из тех же емкостей, где хранились в эти же дни прямогонный бензин или дизельное топливо. То есть в топливную лабораторию общества образцы направлялись из тех же емкостей, где хранилось дизельное топливо, однако на пробирке указывалось, что это ТПБ, неподакцизный товар, или БГСмт. Налоговый орган делал запросы в надзорные органы: Ростехнадзор, Полисервис, Промтехбезопасность, которые подтвердили, что в проверяемые периоды 2010, 2011, 2012 годах никаких модернизаций и технических перевооружений на этих установках в оборудовании общества не было.

Были сделаны выводы о том, что, как и ранее, общество осуществляло деятельность на том же оборудовании. Согласно техническим заданиям на изготовление этого мини-завода на том оборудовании, которое использовало общество, могло вырабатываться лишь дизельное топливо и прямогонный бензин с температурой конца кипения 215°С и мазут. Согласно определению НК РФ – статьи 180, 181, подакцизным товаром является дизельное топливо, прямогонный бензин с температурой конца кипения от 30 до 215°С. Из документации о строительстве этого мини-завода следует, что на Крутой Горке Промплощадка №1 построен такой завод и НПУ способны вырабатывать лишь только подакцизные товары.

По мнению налогового органа, представители общества пытались изменить обстоятельства дела и доказать, что якобы на этом оборудовании произведены большие дополнительные работы, которые позволили производить те нефтепродукты, которые не подпадают под понятие акцизный, – это БГСмт, керосин, ТПБ. Но арбитражные суды не согласились с этими документами. И такой главный документ был – это отчет разработчика <данные изъяты> от 03.10.2014 года по договору на выполнение работ от мая 2014 года. Про этот отчет <данные изъяты> арбитражный суд сразу отметил в своих судебных актах, что отчет – это есть отчет, но первичных документов о том, что какие-либо работы производились на этом оборудовании, актов выполненных работ или документов о привлечении подрядчиков, не было представлено суду. Только представлен этот отчет разработчика Линас и в этом отчете отмечено, что в марте-апреле 2009 на НПУ-50, НПУ-150 выявлены некие недостатки и проведены дополнительные работы.

Налоговый орган запросил у разработчика <данные изъяты> акты сверки взаиморасчетов. В акте сверки взаиморасчетов вообще отсутствуют документы по выполнению работ в 2009 году, то есть с 01.04.2009 по 31.12.2009 не выполнялось никаких работ.

В рамках ранее возбужденного уголовного дела в отношении Масленкова С.В. были отобраны показания у С. и Б., это руководители <данные изъяты>. Они четко указали, что окончание всех пуско-наладочных работ на Промплощадке датировано 2008 годом и первым кварталом 2009 года. Относительно работ в дальнейшем С. и Б. пояснили, что они были лишь направлены на доведение установок до большей производительности.

В отчете сказано, что на НПУ есть трубопровод для получения, такого нефтепродукта как керосин. В ходе ранее проведенной проверки в декабре 2010 года был проведен осмотр территории плательщика, участвовал в ней руководитель общества и представитель ОВД по Омской области, протокол осмотра от 01.12.2010 находится в материалах дела. Этим протоколом осмотра не установлено наличие от НПУ-50 некого 4-го трубопровода, хотя в отчете это говорится. Налоговый орган запросил от <данные изъяты> за 2008 и 2012 года, они идентичны эти планы, то есть по тому составу оборудования, которое было заявлено ранее обществом в 2008 в 2012 году, по <данные изъяты> оборудование идентично.

В отчете было указано, что произведены какие-то дополнительные работы, которые были ранее предусмотрены проектной документацией. Проектной документацией эти работы не были предусмотрены и в отчете это указано. Налоговый орган, когда получил этот отчет, отправил его на экспертизу, которая была проведена <данные изъяты> и К. указал, что эти работы полностью попадают под техническое перевооружение.

Кроме того, в 2011 году общество включалось в реестр нефтеперерабатывающих заводов, оно не заявило о выпуске керосина, бензина тяжелого, которое не является подакцизным, было заявлено лишь три вида нефтепродукта – дизельное топливо, прямогонный бензин с концом кипения не более 215°С, подпадающий под определение подакцизного товара, и мазут. Это было включено в реестр нефтеперерабатывающих заводов в 2011 году по приказу Минпромторга.

Привлекался специалист ИКЦ Промтехбезопасность, который заявил, что в случае изменений в оборудовании, об этом должны быть уведомлены все операторы, которые эксплуатируют данную установку.

Предоставлялись технические регламенты, датированы с 01.01.2010 г. налоговый орган направлял запросы в Ростехнадзор, который ответил, что общество не обращалось для подтверждения этой новой технической документации, чтобы она прошла какую-то экспертизу. Заводом предоставлялись экспертизы ВНИИНП от мая 2012 года, затем экспертиза из уголовного дела. Все эти документы не доказывают производство спорных неподакцизных нефтепродуктов.

В 2013 году осмотр территории не проводился, так как решение на выездную проверку было выписано в июле 2012, общество воспрепятствовало осмотру, в акте проверки указано, что проверяющие приезжали на территорию завода, чтобы вручить решение о выездной налоговой проверке, на территорию завода никто их не пропустил.

Паспорта качества на продукты, так же как какие-либо иные документы, общество не предоставляло. Паспорта качества запрашивались у покупателей, и давалась оценка этим паспортам качества. Фактически то, что обозначалось как <данные изъяты>, однако все характеристики для дизельного топлива. Паспорта качества были получены у <данные изъяты>. Очень много паспортов качества предоставило <данные изъяты>. При отгрузке топлива выдавались следующие документы: паспорта качества, счета – фактуры, накладные. Фактически <данные изъяты> знало, что приобретает дизельное топливо, а не топливо печное бытовое, так как в договоре было сказано, что использовать это топливо по ТР № 118, а ТР № 118 относится к Дизельному топливу и предусматривает характеристики Дизельного топлива.

По изъятым паспортам качества у <данные изъяты> протоколам у <данные изъяты> налоговым органом экспертиза на соответствие названия нефтепродукта его характеристикам не назначалась, потому что налоговый орган сам давал характеристику и сравнивал с Техническим регламентом и ГОСТом. Обществом так же не заявлялось ходатайство о проведении экспертизы.

По отказу налогового органа в удовлетворении ходатайства ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», о проведении исследования или экспертизы с целью определения технической возможности производства спорных нефтепродуктов на оборудовании, которое имелось у ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» и использовалось для производства нефтепродуктов, а также исследования или экспертизы качества нефтепродуктов, произведенных на данном оборудовании, на предмет их соответствия или несоответствия подакцизным товарам пояснить ничего не может, поскольку апелляционную жалобу рассматривало Управление.

По поводу экспертизы, которую проводило ВНИИ НП, пояснила, что эта экспертиза была проведена односторонне, исследовались лишь только полученные нефтепродукты, а сырьё для изготовления не исследовалось. В отборе проб этих нефтепродуктов участвовали сами работники Крутогорского НПЗ, которые являются заинтересованными лицами. Кроме того, неизвестно, на какие методики ссылался эксперт.

По экспертному заключению № 420/1, пояснила, что оно выдавалось на основании отбора проб, произведённых в рамках уголовного дела. Отбор проб был произведен не правильно. Экспертиза проведена, но она недостоверна, недостаточна, и недопустима. Есть ГОСТ отбора проб. Сам отбор проб производился не на территории общества, а в январе 2013 года на территории предприятия <данные изъяты>. Подъехали, каким-то образом отобрали 3-х литровую банку, и повезли следователю. Согласно ГОСТ, пробы должны храниться в складах, темных помещениях. Эта проба хранилась у следователя.

Показатели топлива печного бытового указанные в имеющиеся в материалах дела паспортах качества подходят под ГОСТ 305-82, который действовал до января 2013 года. Общество один раз провело такую сертификацию и получило сертификат в 2009 году, и сертифицировало его по ГОСТ 305-82 как первый вид топлива.

Общество предоставило в материалы арбитражного дела за 2008-2009 года 170 паспортов на Топливо печное бытовое. Паспорта не были привязаны ни к одному документу, ни к одной товарно-транспортной накладной (ТТН), ни к одной счет-фактуре.

Для отнесения произведённых нефтепродуктов к Дизельному топливу в период 2010-2012 года, в том числе для исчисления акцизов следует руководствоваться Техническим регламентом № 118 и ГОСТ 305-82. В техническом регламенте № 118 очень многие показатели не нормируются. Получается, по технической литературе они даже не существенны. Обязательные требования к ДТ содержит Технический регламент № 118 – это массовая доля серы, вспышка, фракционный состав, цетановое число – для дизельного топлива. Все остальное не нормируется, значит, необязательны и даже это признаётся как дизельное топливо.

Соответствие топлива дизельному топливу должно устанавливаться по Техническому регламенту №118. Но по массовой доле серы – по ГОСТ 305-82, с добровольным соблюдения первого вида.

Документ, составляемый производителем нефтепродукта, содержащий информацию о характеристиках нефтепродукта - это сертификат соответствия, паспорт качества и упоминание в товарных накладных о выданных паспортах качества, номера, форма товарно-транспортной накладной. Ей не известно, выдавало, ли общество паспорт качества на каждую партию продукции. Некоторые потребители говорили, что паспортов и сертификатов им не выдавали.

Вывод о том что топливо печное бытовое являлось дизельным топливом был сделан налоговым органом также исходя из того как топливо фактически использовалось покупателями.

Экспертиза с целью установления, какие нефтепродукты выпускало общество в проверяемый период, не назначались. С марта 2013 года на этом оборудовании работало и получало нефтепродукты иное юридическое лицо. Они не проводили проверку иного юридического лица, так как решение на выездную налоговую проверку было выписано на ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» с ИНН 330. Не было правовых оснований для проведения каких-либо экспертиз. На Промплощадке это предприятия уже не работало. Выездная налоговая проверка начинается с направления требования на представление документов, устанавливается срок 10 рабочих дней. А в течение 10 рабочих дней общество уже перешло в Москву.

На основании показаний свидетелей, не основанных на лабораторных исследованиях нефтепродуктов и неподтвержденных документами, можно сделать вывод о соответствии нефтепродуктов подакцизным товарам, а также отнести нефтепродукты к подакцизным товарам – прямогонному бензину, дизельному топливу, так как свидетели имели отношение к отпуску, к реализации, к производству. Это операторы, которые оформляли отпуск, реализацию данного нефтепродукта.

По определению Налогового кодекса, прямогонный бензин это бензин с концом кипения не более 2150С, других свойств в кодексе не указано. Общество направляло БГС на исследования в другие лаборатории, температура конца кипения была не более 215°С. Способ изготовления бензина – прямогонный. Из технической документации общества следует, что НПУ не способно производить бензин тяжелый.

Понятие «прямогонный бензин», который указан в НК РФ, и понятие «прямогонный бензин» в смысле технологии производства одно и то же понятие. Потому что прямогонный бензин получают первичной переработкой. Вывод, что общество изготавливало прямогонный бензин, был сделан, потому что по технической документации нефтеперегонные установки только лишь способны на первичную переработку нефти. Именно по техническим условиям общества на прямогонный бензин, он получается при первичной переработке нефти, а вторичных процессов переработки у общества не было по технической документации. Бензин тяжелый получается при вторичном процессе переработке, которой не было. Технической возможности не было и температуры кипения различные. А если при первичной переработке, то только из газового конденсата, но такое сырье как газовый конденсат общество от давальца сырья не получало в проверяемый период. При первичной переработке нефти, подакцизный бензин это бензин получаемый в интервале температур от 30 до 215 °С. Еще температура и фракционный состав. А техническая возможность НПУ - не более 215°С переработка нефти.

Считает, что неподакцизная продукция не могла производиться на нефтеустановках ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» и не производилась. Спорные нефтепродукты – топливо печное бытовое и бензин газовый стабильный тяжелый на оборудовании завода производиться не мог и не производился.

Прямые доказательства этому – это техническая документация. Встречные проверки были проведены, проведены допросы свидетелей, анализировались в ходе проверки документы, полученные от других надзорных органов.

Возможность производства неподакцизных нефтепродуктов не подтвердил разработчик этого оборудования – <данные изъяты>

Позиция налогового органа состоит в том, что дополнительные работы по модернизации НПУ-50 и НПУ-150 никогда не проводились. Отчет <данные изъяты>, в котором разработчик сообщает налоговому органу, что работы по модернизации, реконструкции, техническому перевооружению и установке нового оборудования на НПУ-50 и НПУ-150М с 2008 года по 2009 год об этом не свидетельствуют. Этот ответ был получен вне рамок проверки когда проверка была закончена, поэтому они не имели права даже приобщать его к материалам дела. С другой стороны это лишь только какой-то ответ, а нужна совокупность документов для подтверждения фактов выполнения работ, например акты выполненных работ. Таких документов не было.

Все ли ответы <данные изъяты> переданы налоговым органом в следственное управление следственного комитета при передаче материалов по налоговой проверке не знает.

Передан ли запрос налогового органа от 11.11.2013 года №07-16/088635 в <данные изъяты>» о даче пояснений по вопросу о возможности получения готовых нефтепродуктов и их качестве, на основании качественных показателей углеводородного сырья – нефти (документы в приложении №3 к акту проверки) в следственное управление следственного комитета при передаче материалов по налоговой проверке не знает.

По письму № 072 от 05.05.2014г., ответ <данные изъяты> в налоговую инспекцию на запрос, поясняет, что письмо приобщалось в материалы данного судебного дела. Но позиция налоговая органа строилась на том, что письмо носит информационный характер, оно противоречит тем данным, которые были получены налоговым органом, противоречит всей технической документации на изготовление данного завода.

Когда были переданы материалы налоговой проверки из ИФНС по ОАО г.Омска в СУ СК по Омской области не знает.

О требовании ИФНС России по <адрес> в адрес <данные изъяты> от 27.01.2014 года и ответу <данные изъяты> № 042 от 2014-03-06, которые так же отсутствуют в материалах уголовного дела пояснила, что, наверное, запрашивали технические паспорта на колонны НПУ-50 и НПУ-150М, разработанные для <данные изъяты> Запросили и получили ответ, что паспортов на колонны НПУ-50 и НПУ-150М нет, так как они в единственном экземпляре. Общество в ходе проверки никаких документов не представило по этим НПУ, у налогового органа было только техническое задание разработчика и от <данные изъяты> проектные документы по установке.

Ответ <данные изъяты> № 042 от 06.03.2014 г. - это письмо информационного характера, не подтверждается другими документами. Например, в нем даже указано, что получалась керосиногазойлевая фракция. Выпуск керосина вообще не был подтвержден, и не было вообще документа, что испытания проводились, документов об испытании не представлено. Это просто ответ Линас-Техно. В протоколе допроса Сайфутдинов по другому уголовному делу не подтверждал, что было такое.

Договор № 61-06 от 10.10.2006 между <данные изъяты> дополнительное соглашению № 3, счет – фактура <данные изъяты> от 04.11.2008, акт сдачи – приёмки работ (услуг) № 09 по договору № 61-06 от 04.11.2008г. - это первичные документы, но нужно обратить внимание на протоколы допросов разработчиков С. и Б.. Они четко говорили, что все работы были выполнены по договору. Это протокол допроса 17.01.2011 года. В отчете Линас-Техно четко указано, что 4 труба была там установлена, но это не подтверждено, нет первичных документов. Это первичные документы, но эти первичные документы не говорят о том, что 4-ая труба построена для керосиногазойлевой фракции. В отчете указано, что идет 4-ая труба для откачки готовых нефтепродуктов, той же самой тяжелой фракции, но налоговый орган проводил осмотр в декабре 2010 года, не подтверждено наличие этой трубы для откачки тяжелых нефтепродуктов.

Отчет <данные изъяты> от 03.10.2017 г. не подписан обеими сторонами, это односторонний документ. Те работы, о которых, говорится в этих отчетах, они не подтверждаются первичными документами. В отчете указано, что это недостатки, однако документов от заказчика о том, что установлены какие-то недостатки скрытые, таких документов не было.

Работы не подтверждены документально, потому что отсутствуют в акте сверки на 04 августа 2010 года. В нем указаны первичные документы - счета-фактуры, акты выполненных работ и товарные накладные, и отсутствуют документы по выполнению в 2009 году каких-либо дополнительных работ. В документах по техническому заданию каких-либо дополнительных работ не было, эти работы не выполнялись.

На сайте <данные изъяты> содержится информация о работе конкретных НПУ, принадлежащих Крутогорскому НПЗ. С сайта <данные изъяты> налоговый орган использовал всю информацию, для своих выводов относительно нефтепродуктов производимых Крутогорским НПЗ. Бекетов в своих показаниях пояснил, что информация на данном сайте имеет общий характер.

О количестве секций на НПУ и наличии секции депарафинизации ей ничего не известно.

В своих выводах о четкости деления фракций на колоннах НПУ-50 и нПУ-150 налоговый орган основывался на технической документации, на совокупности доказательств, на паспортах качества. Четкость деления фракций на колоннах Крутогорского НПЗ такая же, как указана на схеме на сайте <данные изъяты>.

По информации, размещённой на сайте <данные изъяты> в разделе «Промышленные проекты, выполненные группой компаний <данные изъяты>», в которой указано в отношении Крутогорского НПЗ - поставка под ключ и запуск в промышленную эксплуатацию НПУ-150 с увеличенным выходом дизельного топлива и далее модификация существующей НПУ-50 для получения вместо 3 продуктов 4 товарных продуктов, включая керосин, 2007 год – дата выполнения данных работ, пояснила, что модификация НПУ-50 не была подтверждена, те работы, которые производились по установке, дополнительные работы по модификации, не были выполнены, в том числе работы для получения керосиновой фракции.

По отчёту <данные изъяты> утверждает, что в отчете как раз говорится, что какая-то была секция для получения керосиновой, керосиногазойлевой фракции. В 2008-2009 годах и в 2012 году общество представляло документы для плана локализации и аварийной ситуации, в 2008 году и 2012 году эти документы представляли, документы были представлены в Протехбезопасность – расчеты, пояснительная записка и т.д. Если бы все эти новые секции устанавливались, то они, были бы обозначены в этих документах. Позиция налогового органа как раз и сложилась из того, что никаких новых секций, никаких керосиновых трубопроводов в этих документах нет.

Все работы по модернизации подлежат обязательной экспертизе промышленной безопасности. Есть закон № 116 ФЗ РФ, статья 9 часть 12. В ней говорится, что проводится экспертиза любого оборудования и документации. На любые изменения, которые вносились, должна проводиться экспертиза, на техническое перевооружение всех технических объектов и технических устройств. На запросы в Ростехнадзор по данному вопросу, получали ответ, что по данным работам не нужна экспертиза. Были получены ответы Сибирского управления Ростехнадзора от 08.12.2014, о том, что данные работы не подлежат экспертизе промышленной безопасности. Но налоговый орган пользовался ФЗ № 116 и заключением ИКЦ Промтехбезопасность от 2014г.

План локализации аварийных ситуаций – план всего технического оборудования, в нем содержится информация о технических устройствах и установках. Если изменения внесены в оборудование, то нужно вносить изменения в <данные изъяты>, это установлено в ФЗ № 116. <данные изъяты>, анализировался с целью установления количества емкостей, используемых Крутогорским НПЗ, и налоговым органом был сделан вывод о том, что аварийные резервуары должны быть у каждого рабочего товарного резервуара для приема нефтепродуктов.

Экспертизу <данные изъяты> проводил <данные изъяты>, эксперт Г.. В <данные изъяты> указано, что для каждого нефтепродукта должна быть аварийная емкость, и она должна быть пустая. Свидетель Г. четко в своих показаниях говорит, что вот этот для бензина, а рядом – аварийный, тоже для бензина, два закреплено, для бензина, два для дизельного топлива, два для мазута. Один, куда закачивается, а другой – аварийный.

Пункт 4.6 Правил промышленной безопасности нефтепродуктов, в котором указано, что на каждом складе рекомендуется выделять запасной резервуар, освобожденный от нефтепродуктов на случай аварии или пожара; вместимость этого резервуара должна быть не меньше вместимости наибольшего резервуара склада, прокомментировать не может.

В период с 2010 года по 2012 год налоговый орган определял, чем отличается дизельное топливо от топлива печного бытового по техническим условиям на ТП Крутогорского НПЗ, техническим условиям на ДТ, ГОСТ 305-82, ТР № 118, по паспортам качества покупателей, протоколам испытаний, которые проводило само общество в других аккредитованных специальных лабораториях.

Количество показателей обязательных для анализа по Дизельному топливу содержится в Техническом регламенте №118. Там много показателей, а остальные не регламентированы. Два-три важные, остальные несущественны. Если они не регламентированы, значит они не существенные. Не все показатели, указанные в Техническом регламенте и ГОСТ должны совпадать. С 2011 года с сентября они не существенны. Есть основные показатели. Есть литература, для чего используется ТПБ, при соотнесении к ДТ, где что используется.

При отнесении продукта общества к прямогонному бензину, налоговый орган руководствовался техническим заданием и другими документами. Многие документы также получили от департамента нефти и газа, где тоже указано, что прямогонный бензин не выше 215°С конец кипения, и у общества также - не больше 215°С.

Нефтеперерабатывающие установки были построены по Техническому заданию. В дальнейшем изменений не вносилось и в 2009-2010 годах Сайфутдинов отметил, что проводились работы на этих установках по доведению ее до большей производительности, а на все то, что производилось, нужно было провести экспертизу промышленной безопасности.

Документов, подтверждающих завершение работ подрядчиком по повышению производительности не было. Согласно показаниям руководителя <данные изъяты> построено было то, что было указано в техническом задании. В дальнейшем изменения не вносились.

Налоговый орган делал вывод, что Крутогорский НПЗ не производил спорные нефтепродукты, в том числе, на основании заключения <данные изъяты> №2009-04-02-35. Налоговый орган направлял запросы во все надзорные органы за период 2010-2012 годы о том, какие еще экспертизы промышленной безопасности проводились, в том числе и Полисервис и получил ответ, что никаких экспертиз завод больше не проводил.

Заключение экспертизы промышленной безопасности от 31.08.2010 г. <данные изъяты>», переданное в ИФНС России по ОАО г.Омска прокуратурой ОАО г.Омска ей не знакомо, так как проверку она не проводила. Позиция налогового органа была следующей: несмотря на то, что есть трубопроводная система, от НПУ-50 и НПУ-150 идут определенные трубопроводы для отхода готовой продукции из установок, от установок идут для готовой продукции три трубопровода. Далее идут большие емкости для Дизельного топлива, как по схеме завода, для бензина и затем для мазута и аварийный резервуар. Действительно, Полисервисом проведены экспертизы в 2010, 2011, 2012 годах каких-то малых емкостей. Но сама трубопроводная система позволяет от НПУ откачивать только 3 (три) готовых нефтепродукта, а для каждого вида продукта нужно иметь отдельный трубопровод.

В материалах дела имеются отчеты подрядчика перед заказчиком о ежедневном выпуске готовой продукции. Ежедневно выпускалось как Дизельное топливо, так и Топливо печное бытовое. Аналогично и отпуск готовой продукции в одно и то же время оформлялся документами как отпуск Дизельного топлива, так и Топлива печного бытового. Труба одна, следовательно для того чтобы пустить по этой трубе другой нефтепродукт, например, тяжелый бензин или ТПБ, нужно сначала остановить, очистить.

Налоговый орган проводил анализ паспортов качества, которые выдавались Крутогорским НПЗ. Данные паспорта были изъяты у контрагентов ЗАО ВСП Процессинг – у ООО «ПЖТ», ООО «Норд-нск», других. А также анализировали документы, полученные от <данные изъяты> - протоколы испытаний и приложения к протоколам испытаний. Налоговый орган проводил этот анализ без привлечения специалистов, поскольку в паспортах указаны показатели и их сравнивали с данными, которые указаны в ГОСТ и ТР №118. Все эти документы все показатели, паспорта, полученные легально от покупателей, сравнили с нормативно-технической документацией, с техническими условиями (ТУ) самого завода и ГОСТ 305-82 и ТР № 118. При сравнении было установлено, что фактически эти документы говорят о том, что выпускалось Дизельное топливо практически по всем показателям. Сравнивали все паспорта, которые были в налоговой проверке.

По оглашённой выписке из журнала анализов от 27.03.2010 года продукта с наименованием «Дизельное топливо Летнее» (заказчик – ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»), которые были проведены лабораторией технического контроля <данные изъяты>», пояснила, что показатель фактических смол - это показатель склонности к образованию температурных отложений. Это не главные, не основные свойства для Дизельного топлива. Основные свойства – это фракционный состав, цетановое число, температура вспышки в закрытом тигле. То есть те показатели, которые влияют на эксплуатационные свойства. Горючесть, воспламеняемость и полнота сгорания. Все остальные показатели несущественны, не зря ТР №118 многие показатели не нормировал, потому что либо они влияют на отложения, на способность двигателя, на запасные части автомобиля и т.д. Когда завод сам оформлял паспорта качества, он многие показатели не указывал. Для Дизельного топлива нужны только основные показатели, это написано в ГОСТах.

НК РФ не связывает отнесение к подакцизным товарам определение дизельного топлива, так же как и прямогонного бензина, чтобы оно соответствовало всем показателям которые есть в ГОСТе. В НК РФ нет понятия Дизельного топлива, прямогонного бензина, но в то же время в налоговом кодексе есть понятие прямогонного бензина - это интервал кипения не более 215°С. По Дизельному топливу есть определение в ГОСТах – в ТР № 118, в налоговом кодексе ничего не указано, просто, что Дизельное топливо есть подакцизный товар. Есть ГОСТ 26098-84 «Нефтепродукты. Термины и определения», есть ГОСТ 26432-85 «Топлива нефтяные жидкие». В них сказано, что Дизельное топливо предназначено для двигателей внутреннего сгорания. Налоговый кодекс указывает, что необязательно соответствие всех показателей, и предприятие само, заполняя паспорта, многие показатели не указывает.

По документам общество выпускало Топливо печное бытовое, потому что Топливо печное бытовое не было подакцизным, а фактически по показателям это было Дизельное топливо.

По оглашённой выписке из журнала анализов от 30.05.2010 года продукта с наименованием «дизельное топливо» (заказчик – ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ»), которые были проведены лабораторией технического контроля <данные изъяты>», поясняет, что такую выписку налоговый орган не анализировал, так как это выписка на Дизельное топливо.

По показателю «температура застывания» в паспорте на Дизельное топливо от 30.05.2010 года пояснила, что показатель «температура застывания» влияет на текучесть топлива, не влияет на эксплуатационные качества топлива. Этот показатель не нормируется по Техническому регламенту №118, является несущественным. Есть эксплуатационные свойства, а есть несущественные, которые в ТР №118 не нормированы.

По предъявленному на обозрение паспорту качества № 131 от 06.07.2011 года, изъятому у <данные изъяты>», по показателю «предельная температура фильтруемости» пояснила, что если в паспорте показатель 00С, значит вообще не проводили испытания.

По предъявленному на обозрение паспорту качества № 157 от 03.08.2011 года, изъятому у <данные изъяты>», по показателю «предельная температура фильтруемости» пояснила, что НК РФ не содержит требования. Только эксплуатационные свойства, по которым можно отнести к Дизельному топливу. Остальные – не важны.

По предъявленным на обозрение паспортам качества № 157 от 05.08.2011 года, № 69 от 08.04.2011 года изъятых у <данные изъяты>», по показателю «предельная температура фильтруемости» пояснила, что эта температура не выше минус 200С, значит соответствует.

По предъявленным на обозрение паспортам качества, изъятым у <данные изъяты>», по показателю «предельная температура фильтруемости» и «температура застывания» пояснила, что это не обязательные показатели.

По предъявленному на обозрение паспорту качества № 150 от 02.07.2011 года, по показателю «массовая доля серы» пояснила, что данный паспорт, судя по сравнительной таблице налогового органа, не исследовался.

По предъявленному на обозрение паспорту качества № 108 от 20.05.2011 года, по показателю «массовая доле серы», пояснила, что данный паспорт отсутствует в сравнительной таблице налогового органа, и не исследовался.

В большинстве паспортов качества, которые проанализированы в сравнительной таблице налогового органа, массовая доля серы везде 0,2 %. В тех паспортах, где выше этот показатель, это влияет на коррозийность деталей двигателя.

Фактически данные паспорта, легально полученные у покупателей, сравнивали с показателями ГОСТ, ТР и ТУ общества. Паспорт общества законен, подписан. Однако в паспорте указано, что это Топливо печное бытовое, а показатели относятся к Дизельному топливу.

Основанием для отнесения Топлива печного бытового к Дизельному топливу является и показатели качества, и сфера применения. Например, <данные изъяты>» использовало Топливо печное бытовое для заправки тепловозов. А у тепловоза дизельный двигатель, он не может использовать Топливо печное бытовое. <данные изъяты>» получало от Крутогорского НПЗ под видом Топлива печного бытового Дизельное топливо. Это подтверждается договором, паспортом качества. В договоре указано, что использовать согласно ТР № 118. Кроме того, при допросе специалисты и кладовщик <данные изъяты>» четко говорили, что получают топливо от ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» и используют его в тепловозах. Складировали его в емкости, где хранилось Дизельное топливо. Покупало ли <данные изъяты>» топливо только для собственных нужд или для перепродажи ей не известно. При даче показаний, работники <данные изъяты>» на какие-либо документы не опирались.

Первичная документация на передвижение нефтепродуктов у <данные изъяты>» не запрашивалась. НК РФ не обязывает проводить такую проверку. Это уже было бы нарушением прав другого предприятия.

Вместе с материалами налоговой проверки был передан налоговым органом в СК РФ Паспорт «Колонна ректификационная пленочная НПУ-50.01.00.000ПС» от 03.03.2006 года. Этот документ был изъят СУ СК по Омской области. Почему он состоит из трех листов ей не известно. Как налоговый орган идентифицировал, что данные листы относятся именно к колонне НПУ-50, эксплуатируемой на Крутогорский НПЗ пояснить не может.

Проектная документация подтверждает, что в конечном итоге построил производитель. По документам, которые предшествовали строительству, налоговый орган сделал вывод о том, с какими техническими параметрами была создана установка. А именно, по документации, которая прошла экспертизу - это технический регламент, схемы завода, ПЛАС, расчетно-пояснительные записки, которые прошли экспертизу промышленной безопасности в Ростехнадзоре, Полисервисе. Общество в 2011 году регистрировало данные в Реестр нефтеперерабатывающих заводов и там указана вся схема этого завода и продукция, которая получается на этом заводе. Там было указано только эти три подакцизных товара.

В технических условиях на БГС указано, что он производится из нефти при первичной переработке, а по всем документам, эти установки относятся к первичной переработке. А из газового конденсата - при вторичной переработке. По отчетам завод получал только нефть. Такое сырье как газовый конденсат отсутствовало. Общество в проверяемый период газовый конденсат не получало. Данный вывод сделан на основании паспортов качества на нефть.

Исходя из содержания текста технических условий, следует, что Топливо печное бытовое может производиться как прямой перегонкой нефти, так и путем вторичных процессов нефтепереработки. Это значит, что Топливо печное бытовое изготавливается при первичных и вторичных процессах переработки из нефти, а из газового конденсата – отдельно при первичных. Четко указано в ТУ – из нефти при вторичной, а из газового конденсата при первичной. В ТУ написано «и из газового конденсата» по отдельности. Либо из нефти, либо из газового конденсата. У завода сырья газового конденсата не было.

Показания свидетелей – бывших операторов Товарно-сырьевого парка Крутогорского НПЗ ею оцениваются как допустимые и достоверные доказательства с учетом того, что они занимались приемкой, перекачкой и отгрузкой нефтепродуктов. Свидетели поясняли, что по указанию начальника смены из одной и той же емкости в один день они отгружали, как и Топливо печное бытовое, так и Дизельное топливо. По товарно-транспортным накладным <данные изъяты> видно, что отгружали разным покупателям в один день, например из Е207/4 как Дизельное топливо, так и Топливо печное бытовое. Кроме того, в обязанности операторов входил также отбор проб для испытаний. Они относили образцы, а затем паспорта качества прилагали к отгрузочным документам. И по этим документам было видно – что из одной емкости сегодня взяли Топливо печное бытовое и Дизельное топливо. Операторы вполне компетентны и разбирались в том, что они отгружали.

Вывод, что завод выпускал только подакцизные продукты, был сделан также и на основании Инструкции «Методика выполнения измерений в железнодорожных цистернах косвенным методом статических измерений на объектах ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», разработанной ФГУП «ВНИИМС». Проводилась встречная проверка в ФГУП «ВНИИМС», запрашивали, какие методики получало общество для ж/д отгрузок. ВНИИМС ответил, что общество получало методики только для ж/д поставок. Нефтепродукты не в килограммах и тоннах отгружаются, а в цистернах, нужны весы. Методики получали только на три подакцизных нефтепродукта. Методика должна быть на каждый нефтепродукт, это предусмотрено законодательством. Закон № 102-ФЗ, говорит, что все измерения должны проводиться по методикам, которые прошли поверку.

Отсутствие у предприятия специально разработанной Методики выполнения измерений различных нефтепродуктов в различных емкостях является препятствием для выпуска этих нефтепродуктов.

Общество нарушало законодательство, так как отсутствовала специальная методика для измерения массы нефтепродуктов в автоцистернах.

По разъяснениям ВНИИМС от 29.06.2015, поясняет, что в договоре написано про три нефтепродукта, поэтому методика разрабатывалась только на подакцизные нефтепродукты.

Технические регламенты общества ТР-02-09 и ТР-03-09 – это внутренний документ общества, в Решении налогового органа они отражены. Но из них видно, что опровергается возможность изготовления спорных нефтепродуктов.

По ответу Ростехнадзора от 08.12.2014 г., в котором указано, что в августе 2013 года в налоговую инспекцию направлялись акты проверок ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», в которых имеется информация, что с августа 2011 года действовали технические регламенты ТР-05-11 и ТР-06-11, заявляет, что все документы запрашивались органом у общества, но оно ничего не представило. Эта документация не прошла экспертизу промышленной безопасности. Вся документация должна проходить экспертизу промышленной безопасности. В этих техрегламентах еще указано, что они восстановлены в 2014 году. В этих документах много всего написано, что получается даже керосин, но ничего под керосин нет, ни труб нет, ни труб нет, секции нет, анализ показывает, что эти техрегламенты полностью совпадают с отчетом <данные изъяты>.

Изучение документов не значит проведение экспертизы промышленной безопасности. В экспертизе промышленной безопасности завода в 2008-2009 году Ростехнадзор был целый пакет документов, там нет штампика.

По ответу Ростехнадзора на запрос следователя Б., в котором Ростехнадзор поясняет, что действующим законодательством не предусмотрено согласование, утверждение и регистрация техрегламентов, поясняет, что статья 12 закона «О промышленной безопасности» говорит, что вся техническая документация на эксплуатацию завода должна проходить экспертизу промышленной безопасности.

Каждое техническое условие подлежит регистрации в органах ЦСМ. На каталожных листах продукции ЦСМ ставит свою печать. В проверяемый период ЦСМ ответил, что в 2008-2009 годах ТУ были зарегистрированы, а изменения к ТУ в части сырья зарегистрировано не было. В ЦСМ есть правило, что если общество собирается производить какой-то нефтепродукт, то оно обязано сообщить органам ЦСМ для того, чтобы оно принимало решение, нужно это делать или нет.

По ответу ЦСМ на запрос следователя Б. от 17.12.2015 года, в котором говорится, что учетная регистрация проводится по инициативе разработчика, за достоверность представленной информации несет держатель подлинника нормативно-технической документации, пояснила что когда организация собирается выпускать новый нефтепродукт, она должна делать это в соответствии с законами: ФЗ 184 о техрегулировании, постановлением гос.комитета по стандартизации и метрологии №46 Правила стандартизации и представления каталожных листов продукции, есть правила проведении сертификации нефтепродуктов – постановление Госстандарта №78.

Позиция налогового органа в судебных заседаниях и при вынесении оспоренного решения основывалась на том, что оборудование, которое существовало в ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», построено по проекту <данные изъяты>. Оно по техническим заданиям, по другим документам было построено и введено. По тем документам, которые были представлены во все надзорные органы, возможен был выпуск только трёх видов нефтепродукта. Это было подтверждено в рамках уголовного дела за 2009 год, это дело № 803208.

В ходе проверки они запросили во всех надзорных органах все документы, чтобы узнать были ли переоборудование, достройка, модернизация, реконструкция всех этих установок. Все надзорные органы, в том числе, Ростехнадзор, ответили, что никаких экспертиз не проводили. Эти экспертизы были необходимы в рамках закона «О промышленной безопасности», но таких документов не было. Также, не было представлено и документов, о том, что какие-либо работы были проведены в тот период с 01 апреля 2009 года по 31 декабря 2009 года.

Нет доказательств настройки, перестройки, дооборудования, у них ещё были поставлены новые насосы, трубопроводы, ведь доказательства этому должны быть как раз эти формы КС-2, КС-3, но ничего не было представлено. Самым главным документом-доказательством этому, что все эти выполненные работы должны быть подтверждены формами КС-2, КС-3, а в данном случае форма КС-2, КС-3 отсутствуют на выполнение каких-либо работ. Запрашивали у «<данные изъяты>» все акты выполненных работ и «<данные изъяты>» сообщил, что ничего нет, с 01 апреля 2009 года уже ничего не было.

В материалы арбитражного дела представлен акт сверки взаиморасчетов между <данные изъяты> - это как раз собственник установок. Этот акт сверки составлен по взаиморасчетам, по выполненным работам с 01 января 2007 года по 04 августа 2010 года. В этом акте сверки были указаны все первичные документы: счета фактуры, акты выполненных работ и товарные накладные, так вот, все документы по выполнению работ в 2009 году отсутствуют, а акт сверки составлялся на август 2010 года.

Ещё один документ, подтверждающий позицию налогового органа - это акт осмотра территории завода в декабре 2010 года. Если работы выполнены, должны были зафиксировать, по крайней мере, тот же самый трубопровод. Осмотр был проведён и протокол находится так же в материалах этого дела. К осмотру прилагался план территории завода, и вот этих новых трубопроводов, которые обозначены, которые якобы построены в 2009 году, для отвода от НПУ-50 готовой четвертой продукции, там его не было. Участие в осмотре принимал и подсудимый, он подписал акт без всяких разногласий.

Налоговый орган утверждает о том, что модернизации вообще не было в 2009 году, не было возможности производить иные нефтепродукты, потому что модернизации, достройки оборудования нефтеперегонных установок не было.

С. А.Ф. в своих показаниях подтвердил проведение работ в 2009 году. Он точно указал, какие работы производились: заводу была нужна большая производительность, на качество нефтепродуктов это не повлияло. Нефтепродукты имели те характеристики, которые соответствовали фракциям, указанным в технических заданиях на НПУ-50 и НПУ-150.

В декабре 2010 года был проведён осмотр территории, было зафиксировано три трубопровода – для бензиновой, дизельной и мазутной фракции, а четвертого трубопровода не было. Четвертый трубопровод это тот, через который подаётся сырьё.

Неоднократно использовали допрос специалиста Кремнева, который утверждал, что для того, чтобы установить трубопровод, нужно было приостановить все установки, это нельзя делать без остановки, может быть мощнейший взрыв, там даже сварочные работы идут, трубопровод и насосы врезают.

Вывод о том, что завод в это время не останавливался, был сделан по документам о ежедневной, ежемесячной готовой продукции в период с апреля по декабрь 2009 года. По объему выпуска продукции можно было определить, обе установки работали на момент проведения работ или одну приостановили, а другая выпускала продукцию. По документам видно, что с апреля 2009 года выпускался один и тот же объём.

По акту проверки № 37НХ/О-12/А от 03 марта 2015 года, вынесенному Сибирским Управлением Ростехнадзора поясняет, что он касался деятельности и составлен в отношении иного юридического лица - это Крутогорский НПЗ только с иным ИНН 5506222790. В 2015 году на этом оборудовании уже работало иное юридическое лицо. Следовательно, установить факт выполнения работ в каком-либо году, в том числе, в 2009 году, по этому акту невозможно. Данный акт является недопустимым доказательством.

По переписке Ростехнадзора с налогоплательщиком об отсутствии необходимости проведения экспертизы работ, выполненным в 2009 году <данные изъяты>, поясняет, что проводить экспертизу нужно было, так как это обязательное требование закона «О промышленной безопасности».

Документы уголовного дела <данные изъяты> налоговым органом никак не учитывались при рассмотрении дела в отношении налогоплательщика, так как не известно, какое было техническое задание и какое там использовалось оборудование.

Соответствие фактически смонтированных установок ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» техническому заданию, проектной документации выявлено по проектной документации, техническому заданию, актам выполненных работ, которые были подписаны между 2005 и 2009 гг. Кроме того, запрашивали документы в Ростехнадзоре и он им всё предоставил.

Согласно показаниям К. А.А., данным 03.12.2014г, в случае, если установка была модернизирована, произошла достройка оборудования, то любой оператор, который работает на установке, должен обладать сведениями, что там изменилось. Кроме того, нужно было на тот момент поменять все руководства по эксплуатации, паспорта новые составить. Паспорт, тем более какого-то оборудования, если какие-то изменения это обязательно согласовывать нужно было с заводом-производителем.

При проведении проверки налоговый орган не убеждался, какие это установки, что они выпускают, чем оборудование отличалось в 2009, 2010, 2011, 2012. Налоговый орган планировал привлечь специалистов, но общество препятствовало, это всё отражено в акте проверки. В 2015 году протокол осмотра территории был составлен на проходной завода, так как на территорию налоговый орган не пустили. Когда началась проверка в 2013 году на оборудование работало уже другое юридическое лицо, зарегистрированное в г.Москва, поэтому постановления о проведении экспертизы налоговым органом не выносилось.

По заключению экспертов Института химии, нефти Сибирского отделения Российской Академии наук от 18.04.2017г. пояснила, что в 2015-ом, 2016-ом годах уже действует третье юридическое лицо. Это обстоятельства деятельности третьего юридического лица, а обстоятельства деятельности первого проверяемого юридического лица никто не исследовал. Нельзя считать относимой, допустимой данную экспертизу, а также достаточной для соотнесения с деятельностью проверяемого юридического лица за 2010, 2011, 2012 года. Заключения экспертизы по паспортам качества сырья нынешнего и относимого к 2010-2012, не является доказательством, так как касается обстоятельства деятельности другого лица.

К материалам уголовного дела налоговый орган приобщил сравнительную таблицу, с пояснениями, что сера в нефтепродукте не может превышать процент, чем в сырой нефти. Данный расчет налоговый орган расчётным путём. Специалисты для составления данной таблицы не привлекались, так как налоговый орган использовал технический регламент, ГОСТ и паспорта качества. Акт проверки и таблицу составлял К. А.А. По мнению налогового органа, если большая часть показателей на дизельное топливо Техническим регламентом № 118 не нормируется, то значит они являются не существенными. Данная таблица это подтверждает. Нужно смотреть, по Техническому регламенту нормируется или не нормируется показатель. Существенные показатели для дизельного топлива это воспламенение, цетановое число.

Налоговый орган запрашивал паспорта качества и у тех покупателей, которые под видом топлива печного бытового фактически приобретали дизельное, и они его использовали как дизельное. Покупатели его использовали как дизельное топливо в двигателях внутреннего сгорания, но не в печах, не как топливо печное.

В рамках уголовного дела № 803268 следственный комитет изымал все документы по налогоплательщику в Ростехнадзоре. В этих документах не было технических регламентов 2010, 2011 годов. Про упоминание этих технических регламентов в акте проверки от 12.08.2011 года выданном Западно-Сибирским отделением Управления Ростехнадзора пояснить ничего не может. При изымании документов в Ростехнадзоре этих документов не было.

Все документы должны храниться в Ростехнадзоре. Если данные технические регламенты не были изъяты, значит, им не проводилась экспертиза промышленной безопасности, следовательно, самих регламентов не было. Имеется ли нормативный акт, предусматривающий обязательное хранение всех документов в Ростехнадзоре не знает.

По поводу абсолютно одинаковых показаний, данных свидетелями П., К., В., А., Ч. при допросе их налоговым органом, ничего пояснить не может, поскольку она при допросах не присутствовала.

Вывод о том, что хранение нефтепродуктов одной фракции в одном резервуаре в течение разного периода времени не возможно, сделан на основании показаний свидетелей, так как зачистка не может быть проведена за один день. Специалист К. А.А. в ходе допроса показал, что зачистка проводится довольно долго, в течение нескольких дней.

Расчет неуплаченного налогоплательщиком акциза рассчитывался налоговым органом на основании первичных документов, ежемесячных отчетов, накладных на передачу готовой продукции давальцу сырья. Весь объём топлива печного бытового переведён в дизельное топливо, а бензин марки тяжелый — в прямогонный бензин, потому что налоговая база состоит из количества переданного нефтепродукта давальцу сырья.

Выводы об использовании для хранения готовых нефтепродуктов только 4-х резервуаров, базировался на заключении 2009 года, которое предоставил «<данные изъяты>». Под каждый конкретный продукт закреплена определённая ёмкость.

В распоряжении налогового органа была схема емкостей НПУ, схема обвзяки, предоставленная Ростехнадзором и ИКЦ «<данные изъяты>».

Первичная документация на передвижение нефтепродуктов у <данные изъяты>» налоговым органом не запрашивалась. НК РФ не обязывает проводить такую проверку. Это уже было бы нарушением прав другого предприятия.

По показаниям свидетеля Р. В.Л., кладовщика ИП О. поясняет, что отопительный котёл, для которого приобреталось топливо, работает только на дизельном топливе. Данный вывод сделан на основании паспорта на горелки отопительного котла, который был найден в сети интернет. Технический паспорт, представленный владельцев оборудования налоговый орган не видел.

Стоимость на топливо печное бытовое так же считает показателем того, что под видом топлива печного бытового реализовывалось дизельное топливо, так как в договоре поставки <данные изъяты>» стоимость Топлива печного бытового рассчитывается исходя из цены на дизельное топливо за минусом 800 рублей. В сети интернет была найдена информация, что цена на топливо печное бытовое почти в 2 раза меньше дизельного топлива. Исследований по ценообразованию на дизельное топливо и топливо печное бытовое в регионе налоговым органом не проводилось. По договору поставки, налоговый орган сделан вывод, что топливо печное бытовое используется именно как дизельное топливо, потому что данный вид топлива нужно использовать по техническому регламенту № 118.

Свидетель К. А.А. в судебном заседании показал, что с 2005 года он работает в <данные изъяты> в должности начальника отдела. В 2008 году он проводил экспертизу промышленной безопасности <данные изъяты> Крутогорского НПЗ. На установках НПУ-50 и НПУ-150 выпускалось бензиновая фракция, дизельная фракция, мазут. На каждый продукт было примерно по 3 резервуара. Установки НПУ-50 и НПУ-150 относятся к первичной переработке, выпускают только три нефтепродукта. Полагает, что печное топливо - это темный нефтепродукт, мазут. Ему знаком принцип работы установок НПУ-50 и НПУ-150. По его мнению, НПУ-50 и НПУ-150 – это первичная переработка. Изготовление товарного дизельного топлива и товарного прямогонного бензина на самих установках НПУ-50 и НПУ-150 физически невозможно сделать. То есть с установок НПУ-50 и НПУ-150 выходит не товарный продукт, а всё-таки некая бензиновая и дизельная фракции.

Свидетель Х. Д.В. в судебном заседании показал, что следователь допрашивал его по ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в качестве специалиста. При допросе следователь ему предъявлял документы: технические условия на нефтепродукты: дизельное топливо, печное топливо, были паспорта на нефтепродукты. По техническим условиям на топливо печное бытовое, которые ему следователь предоставлял, это топливо печное бытовое. Если залить в современный автомобиль топливо печное бытовое, есть возможность вывести из строя нейтрализатор. Гореть оно будет, машина будет ехать, но двигатель выйдет из строя за счет того, что там гораздо больше серы, можно вывести из строя нейтрализатор, вывести из строя машину. На мощностях Крутогорского НПЗ вполне реально сделать топливо печное бытовое. Бензин газовый стабильный можно получить первичным путём.

Без предварительной очистки сырья, которая включает, прежде всего, процесс гидроочистки, при которой убирается сера, азот, удаляются кисло-содержащие соединения, получение качественного продукта не возможно. На Крутогорском НПЗ таких процессов нет. Выпускаемые продукты должны полностью соответствовать всем требуемым показателям качества. Не соответствующий показателям продукт дизельной фракции можно назвать топливом печным бытовым, судовым топливом или иным.

На такой установке, как на Крутогорском НПЗ, возможно получить прямогонный бензин по определению Налогового кодекса РФ с температурой кипения от 300С до 2150С. Получать дизельное топливо сложно. Товарные нефтепродукты получаются только при вторичных процессах переработки нефти. Смена продуктов одной фракции в резервуаре возможна без зачистки, в зависимости от объема оставшегося продукта и наливаемого.

Свидетель Г. Е.Б. в судебном заседании показала, что она участвовали в проведении экспертизы промышленной безопасности на предприятии - ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ». Экспертиз было несколько в 2009, в 2010 годах. Экспертиза с выездом на предприятие была в 2009 году. Это была экспертиза эксплуатационной документации, в связи с получением лицензии. Сколько резервуаров для хранения топлива действовало на предприятии, не помнит, как и какой вид топлива производило предприятие на момент проверки. Свои показания в ходе предварительного следствия (т.72 л.д.26-29) подтвердила частично и показала, что она участвовала в проведении экспертизы и в составлении заключения №2009-04-0235 от 01 апреля 2009 года экспертизы промышленной безопасности.

Подтверждает, что на момент проведения экспертизы в резервуарном парке ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» имелось 24 резервуара, в том числе резервуары РВС-2000 Е6 и Е7; РВС-3000 Е222 и Е223; РВС-1000 Е221; наземные резервуары - Е-1, Е2, Е3, Е4, Е-5; подземные резервуары - Е9, Е10, Е11, Е12, Е13; четыре резервуара РВС-3000; 2 резервуара РВС-2000; три резервуара РЦГ-100 №№ 303, Е304, Е305.

Пять наземных емкостей Е-1 – Е-5 на момент проведения экспертизы не эксплуатировались до проведения экспертизы промышленной безопасности. В отношении фразы в своих показаниях на стадии предварительного следствия: «На момент проведения экспертизы у ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» были емкости выведенные из эксплуатации, подземные резервуары были вынуты и выведены из эксплуатации» пояснила, что это не правильно изложены её слова, такого она утверждать не могла, потому что экспертизу технических устройств она не проводила, а только изучала документы. То, что они вынуты и где-то находятся в другом месте, этого она утверждать не могла. Вынутыми их из земли и лежащими на поверхности она не видела. Документов свидетельствующих о том, что они вынуты, демонтированы она не видела.

Также не подтверждает следующую фразу в своих показаниях на стадии предварительного следствия: «На момент проведения экспертизы ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» не представлены документы, подтверждающие производство автомобильного бензина марки «Нормаль-80». Теоретически выпуск данного топлива возможен на основании представленных документов, однако фактически выпуск был невозможен, так как на момент проведения экспертизы емкости для производства были выведены из эксплуатации.».

Когда со следователем разговор шёл, то она сразу обратила внимание на эту фразу, а следователь говорит «ну что вы переживаете, вот здесь же могут производить, значит, производили», а она следователю сказала – не значит, что она этого не видела, но, тем не менее, это так и осталось. Следователи её убедили так подписать. Она не утверждала, что резервуары вынуты, а говорила, что резервуары выведены из эксплуатации по записям.

В заключении экспертизы указано, что паспорта на емкости Е-9 – Е-11 не соответствуют определенным требованиям и на основании этого резервуары были выведены из эксплуатации, но это не значит что они вынуты, обрезаны или ещё как-то другим способом. Они могли эксплуатироваться, разрешения на их эксплуатацию не было. То есть они не должны, но в случае аварийной ситуации, или какой-то экстренной ситуации, их могли использовать. Данные емкости не изолированы из общего резервуарного парка, они были включены в схему.

Ёмкости могут эксплуатироваться, если выдано положительное заключение экспертизы промышленной безопасности.

После изучения экспертиз промышленной безопасности от 27 октября 2009 года подтвердила, что ёмкости Е1-Е5 после 27 октября 2009 года могли эксплуатироваться.

Также ею проводилась экспертиза промышленной безопасности и составлялось заключение экспертизы промышленной безопасности № 2010-07-0755 от 31 августа 2010 года.

На момент проведения экспертизы в 2010 году резервуары Е-1 – Е-5 могли использоваться.

Фраза по резервуарам Е9, Е10, Е11, Е12 «выведен из эксплуатации, не демонтирован» означает, что резервуар не демонтирован, что он находится в схеме.

Требований закона, что для каждого нефтепродукта должен быть отдельный аварийный резервуар не существует. По предъявляемым требованиям достаточно одного аварийного резервуара наибольшей вместимости на весь резервуарный парк, если технологическая обвязка предусматривает в него перекачку из любой ёмкости.

Свидетель А. Н.Г. в судебном заседании показала, что участвовала в проведении проверки в ноябре 2010 года, когда предприятие проверяла Московская комиссия центрального аппарата Ростехнадзора. Все ли имеющиеся резервуары на территории товарно-сырьевого парка эксплуатировались предприятием, не помнит.

На предприятии имелся действующий План ликвидации аварийных ситуаций. Это документ, который определяет опасность данного опасного объекта, определяет риски возникновения аварийных ситуаций, вероятность гибели людей, рассматривает ситуации в случае возникновения аварийной ситуации и расписывает действия персонала, начиная от аппаратчика и заканчивая руководителем предприятия. Данный документ пересматривается раз в пять лет.

Помнит, что для аварийных ситуаций имелись заглубленные ёмкости: для слива, для опорожнения системы в случае возникновения аварийной ситуации. Количество аварийных емкостей определяется проектом. По правилам в аварийных ситуациях разрешено использовать и подземные (заглубленные) ёмкости, а можно сливать и в действующее оборудование. Если на случай аварии отдельных резервуаров нет, не предусмотрено проектом, то можно использовать резервуар, который находится в работе, но наименее заполненный.

Она принимала участие в проверке от 03 марта 2015 года. В соответствии с этим актом не проведена государственная экспертиза промышленной безопасности проектной документации по ряду работ на НПУ-50 и НПУ-150, не было экспертизы промышленной безопасности на проектную документацию реконструкции зданий, сооружений <данные изъяты>». Сам факт работ, отраженных в акте проверки, был выявлен и подтвержден. Были внесены изменения в НПУ-50 и НПУ-150, по этому поводу были сделаны замечания, даны сроки на устранение.

Не уверена, что конкретные работы, которые отражены в акте проверки от 03 марта 2015 года Сибирским Управлением Ростехнадзора являются изменением в схему, и, что в данной ситуации нужно вносить изменения в <данные изъяты> потому что там рассматриваются наиболее тяжёлые по последствиям ситуации.

Знает, что в составе НПУ предусмотрены аварийные емкости Е5, Е6 на двух установках, они входят в состав не товарно-сырьевого парка, а именно в состав нефтеперерабатывающих установок, и эти емкости должны стоять пустыми, использоваться на случай проливов.

Свидетель К. А.А. в судебном заседании показал, что он участвовал в проведении налоговых проверок налогоплательщика за 2008-2009 годы и за 2010-2012 годы. Во время проведения второй проверки на территорию предприятия они не попали. Осмотр территории был только при проведении первой проверки. В осмотре территории он принимал участие.

Вторая налоговая проверка представляла собой плановую проверку по всем налоговым сборам, в том числе по уплате акцизов. Было установлено, что ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» не платил налоги: НДС и акцизы.

Завод выпускал три вида нефтепродукта: прямогонный бензин, дизельное топливо и мазут. С первых двух продуктов акциз не уплачивался. Вывод о возможности выпуска только трёх видов продукции был сделан при изучении документации на нефтеперегонные установки. Изучалось, куда реализовывались выпускаемые продукты. У Крутогорского НПЗ запрашивали документацию и пояснения, почему выпускали пять нефтепродуктов. По представленным техническим условиям произвести ничего нельзя.

Запрашивали данные в лаборатории на Омском нефтезаводе, там тоже были документы, подтверждающие, что прямогонный бензин Крутогорского НПЗ подходил под определение лёгкого бензина.

В документах, представленных Крутогорским НПЗ, было написано, что выпускали печное топливо. Но при проведении опросов, свидетели говорили, что на пробах писали «ТПБ», а на самом деле там было дизельное топливо, так как пробы брали из одной ёмкости. Так же свидетели говорили только о трёх видах нефтепродуктов, а не трёх фракциях. По ответам свидетелей о выпуске топлива печного бытового пояснить ничего не может.

Были ответы от <данные изъяты>», в которых указывалось, что НПУ выпускает только три продукта, при различном нагревании сырья, оно могло по разному выходить.. Выяснилось, что газовый конденсат заводом не приобретался и поэтому, он не использовался в качестве сырья, поэтому выйти на другие продукты, типа топлива печного бытового или бензина тяжёлого не могут. Кроме того они работали круглосуточно, без перерывов, а любая перенастройка это было бы очень долгим процессом.

В 2010 году во время проведения осмотра по списку отмечались все основные средства завода. На каждую ёмкость было необходимо иметь аварийную ёмкость, поэтому хранить более чем три нефтепродукта было просто не возможно. Есть там такие документы, как технологические карты по приёму, согласно которым оператор якобы открывает задвижки всевозможные, по которым движется с нефтеперегонных установок топливо в эти ёмкости. После того, как с нефтеперегонных установок перелили нефтепродукты в ёмкости, в трубах остаются всевозможные остатки, вычистить трубы полностью не возможно. Поэтому одновременно переливать по ним разные виды топлива просто не могли, у нас в решении всё написано.

На момент проведения осмотра на территории завода ж/д цистерн он не видел, ж/д цистерны стояли где-то далеко.

Налоговый орган выяснял, куда поставлялось то топливо, которое производилось. Кладовщик <данные изъяты> сказал, что они покупали нефтепродукты для использования их в качестве топлива для тепловозов, которые используют в качестве топлива - дизельное топливо. Ездили на <данные изъяты>, название не помнит, допрашивали председателя колхоза, он сказал, что приобретал для машин, тракторов топливо, ему сказали что, такое же как дизельное топливо.

Паспорта на ёмкости были получены в числе документов, предоставленных Ростехнадзором. Ни в одном паспорте не было записей о проведенных зачистках, а каждая зачистка должна быть обозначена в паспорте.

Под зачисткой он понимает, процесс, когда при смене нефтепродукта в ёмкости на дне остаётся большой осевший остаток, и, чтобы его убрать, нужно зачистить. Для этого нужно провести полную дегазацию, открыть люки, зачистить, полностью вычистить днище. Если хранить очень грязное, а потом заливать светлое, то соответственно, качество испортиться однозначно. По практике Омского нефтезавода это в районе двух-трёх недель. По смене нефтепродуктов одной фракции поясняет, что в резервуаре всё равно остаётся остаток, который влияет на качество другого продукта, потому что льётся ни сверху, а прямо возле днища. Нужна ли зачистка при смене нефтепродуктов одной фракции пояснить не может.

В ходе проверки допрошены сотрудники предприятия, которые подтвердили, что выпускалось только три продукта, никто о других даже не слышал.

В паспортах качества на топливо печное бытовое и дизельное топливо, которые у них имелись, показатели совпадали с характеристиками дизельного топлива. Топливо печное бытовое по паспортам соответствовало по требования к дизельному топливу. По бензину газовому стабильному он информацией не владеет, так как брали не паспорта, а результаты анализов. Для анализа показателей паспортов качества эксперты налоговым органом не привлекались.

Образование у него высшее экономическое, химического образования он не имеет.

Конденсат газовый стабильный - это газ, охлаждённый, не сжатый. Рассматривался вопрос, что завод получал нефть, а не газовый конденсат. Вопрос о том, подходила ли нефть, которая поступала на Крутогорский НПЗ под показания газового конденсата им не исследовался.

Всегда ли работали две установки и могли ли они работать по отдельности, он не знает.

При проведении налоговой проверки не назначалась экспертиза по показателям качества нефтепродуктов. Это было не целесообразным.

Таблицу по показателям паспортов качества, которая указана в Решении, составлял он сам.

С экспертизой проведенной Московским институтом при первой налоговой проверке он не согласен, так как считает, что сделана только экспертиза продуктов, а нужно было исследовать качество сырья, которое использовалось для производства этого продукта.

Крутогорский НПЗ был не единственным экплуатантом установок <данные изъяты>» в России – их было 8 штук по стране, НПУ-150 была единственной в стране. В <адрес> было тоже самое, топливо которое они выпускали, использовалось для самосвалов, но называлось оно по-другому.

В судебном заседании оглашались показания работников товарно-сырьевого парка «ВСП Крутогорский НПЗ».

Так, в ходе предварительного следствия свидетель К. Ю.А. давал показания о том, что в 2010 году в журнале отгрузки в частности указывалось, что топливо печное бытовое и дизельное топливо, БГС и БГСмт отгружаются из одной емкости, фактически же отгружалось дизельное топливо и БГС, а наименование топлива указывалось в соответствии с поступившими заявками на отгрузку. С данным вопросом он обратился к Масленкову С.В., то есть по каким причинам в документах указывается разный вид нефтепродуктов, в то время как фактически произведено всего два вида – дизельное топливо и БГС, на что Масленков С.В. пояснил, что данные вопросы не входят в его обязанности и не следует ему это выяснять, а производить отгрузку в соответствии с заявками.

На нефтеперерабатывающих установках ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» Выпускалось три фракции: бензиновая – прямогонный бензин или бензин газовый стабильный, дизельная и мазутная.

На хранение в товарно-сырьевом парке продукт под наименованием топливо печное бытовое не поступал. На хранение в парк поступал только один продукт дизельной фракции – дизельное топливо. Топливо печное бытовое и дизельное топливо хранить в одной емкости невозможно.

На хранение в товарно-сырьевой парк поступал только один нефтепродукт бензиновой фракции – бензин газовый стабильный, он же нафта полнофракционная или прямогонный бензин. На хранение в товарно-сырьевом парке продукт под наименованием БГСмт не поступал. (т. № 72 л.д. 30-35).

Свидетель П. А.Г. давал показания о том, что нефтепродукт с наименованием топливо печное бытовое ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» не производило, ЗАО «Крутогорский НПЗ» выпускалось только три вида топлива: дизельное топливо, бензин газовый стабильный и мазут.

Зачистка одного резервуара занимала примерно неделю. (т. № 60 л.д. 142-144).

Свидетель П. П.И. давал показания о том, что в период его работы он видел, что на пробах, полученных из одного резервуара, старшими операторами указываются разные наименования нефтепродуктов, а именно дизельное топливо и топливо печной бытовое, БГС и БГСмт. ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» выпускало БГС, дизельное топливо и мазут. На хранение в ТСП топливо печное бытовое и БГСмт не поступали. Смешивать данные нефтепродукты нельзя, поскольку изменяться их химические показатели. (т. № 72 л.д. 46-49).

Свидетель П. П.Ф. показал, что в ТСП хранились все нефтепродукты, производимые заводом, в частности нефть, мазут, БГС и дизельное топливо, топливо печное бытовое и БГмс не хранились. В 2010-2011 гг. он видел, как начальником ТСП на пробах дизельного топлива указывалось наименование топливо печное бытовое. (т. № 72 л.д. 90-92).

Аналогичные показания давал в ходе предварительного следствия свидетель Я. С.Д. (т. № 72 л.д. 93-95).

Свидетель Л. В.А. давал показания о том, что в 2010-2012 гг. резервуары Е 207/2 и Е 207/1 использовались для приема и хранения дизельной фракции: топлива печного бытового и дизельного топлива. Указанные нефтепродукты попеременно хранились в каждом указанном им резервуаре. Резервуары Е 7 и Е 6 использовались для хранения бензиновой фракции: нафты и БГСт. Указанные нефтепродукты попеременно хранились в каждом указанном резервуаре. (т. № 72 л.д. 234-237).

Аналогичные показания давали свидетели С. Н.А. (т. № 72 л.д. 239-242), Ж. А.В. (т. № 72 л.д. 244-247), А. А.И. (т. № 72 л.д. 249-252), Р. А.А. (т. № 73 л.д. 2-5), С. М.А. (т. № 73 л.д. 12-15), А. А.Н. (т. № 73 л.д. 17-20), А. В.Г. (т. № 73 л.д. 22-25), Х. Г.А. (т. № 73 л.д. 27-30), Щ. Ю.В. (т. № 73 л.д. 37-40),.

Свидетель В. А.В. давал показания о том, что завод выпускал БГС, дизельное топливо, мазут. Топливо печное бытовое и БГмс на хранение в ТСП не поступало, смешивать данные нефтепродукты нельзя. (т. № 76 л.д. 112-118).

Аналогичные показания давал свидетель А. С.А., дополнивший, что топливо печное бытовое и БГмс ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» не производило, он видел, что на пробах, полученных из одного резервуара указывается разное наименование нефтепродукта, а именно дизельное топливо и топливо печное бытовое, БГС и БГмс. (т. № 76 л.д. 126-132).

Такие же показания давал следователю и свидетель Ч. С.М. (т. № 76 л.д. 133-137).

Будучи допрошенными в качестве свидетелей в судебном заседании указанные работники товарно-сырьевого парка изменили свои показания на противоположные. Суть их показаний в суде свелась к тому, что топливо печное бытовое и бензин газовый стабильны заводом производились, для хранения нефтепродуктов были задействованы все 24 емкости.

Свидетель Ц. Н.К. в ходе предварительного следствия давала показания о том, что, что в период 2008-2014 гг. она работала в ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в должности начальника лаборатории. Она осуществляла контроль за проведением анализов нефтепродуктов. ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» производило 3 вида нефтепродуктов: дизельное топливо, прямогонный бензин и мазут. На исследование представлялось только указанные виды нефтепродуктов (т. № 76 л.д. 143-146).

В судебном заседании Ц. Н.К. свои показания следователю не подтвердила, заявила, что слово «топливо» не произносила, говорила говорила о фракциях, подписала протокол, доверившись сотруднику полиции.

Свидетель Д. Д.Ю. в судебном заседании показал, что с 2010 года работает начальником участка товарно-сырьевого парка. Завод выпускал три вида фракций: бензиновую фракцию – это нафта полнофракционная экспортная (лёгкий бензин), БГС тяжёлый (бензин газовый стабильный тяжёлый); дизельную фракцию – топливо печное бытовое, дизельное топливо; мазутную фракцию– мазуты. Случаев, чтобы фактически отгружался один вид топлива, а в документах указывался другой, не было. В товарно-сырьевом парке в период 2010-2012 годов хранились: бензиновая фракция: нафта полнофракционная – это лёгкий бензин, БГС (бензин газовый стабильный) – это тяжёлый бензин; дизельная фракция: топливо печное бытовое, дизельное топливо; мазуты.

Судя по отгрузкам, по накладным, топлива печного бытового производилось и отгружалось больше. НПУ не могли производить дизельное топливо, соответствующее ГОСТу. По виду, БГС от нафты и топливо печное бытовое от дизельного топлива не отличит, это могут определить только в лаборатории. В тот период на территории предприятия было 24 рабочих резервуара. Для смены нефтепродуктов одной фракции полная зачистка не требуется. При смене с одной фракции на другую, например, с дизельной на бензиновую, переносным насосом с зачистного вентиля откачивали незабираемый («мёртвый») остаток до лужиц. Если объемов резервуаров не хватало для хранения нефтепродуктов, то использовали железнодорожные цистерны. За 5 часов могут насосом КМН-100 откачать из резервуара 500 кубов и пойти туда другим продуктом. Все резервуары на территории ТСП соединены между собой и согласно технологической схеме имеется универсальная возможность пойти в любой резервуар любым продуктом. Отгрузка разных нефтепродуктов из одной ёмкости в течение одной смены возможна. Это происходило после опорожнения резервуара от одного продукта и принятия в резервуар с НПУ другого продукта либо по более сложной схеме - после смены одной фракции на другую можно отгружать продукты разных фракций. За смену можно произвести такую зачистку через зачистной вентиль.

Свидетель Н. О.В. в судебном заседании показал, что в период 2010-2012 года он работал в ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» начальником нефтеперерабатывающего участка. В обозначенный период завод выпускал бензиновую фракцию, дизельную фракцию, мазутную фракцию. Бензиновая фракция - это нафта и тяжёлый БГС, дизельная фракция - печное топливо. Из дизельной фракции, кроме печного топлива, установки делать ничего не могут. Невозможно получить дизельное топливо при первичной переработке из сырья, которое не прошло подготовку.

Аналогичные по сути показания дал в суде свидетель М. Е.В.

Свидетель Р. Т.Б. в судебном заседании показала, что в период с 2009 по 2012 год она работала в ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в должности главного технолога, курировала химлабораторию. В тот период завод выпускал бензиновую фракцию – БГС тяжёлый, нафту полнофракционную лёгкую; дизельную фракцию – топливо печное бытовое, дизельное топливо; мазуты.

В 2010-2012 годах действовали технические условия на БГС 2010 года в редакции от 01 января 2010года. Ранее было ТУ 2009 года, но потом <данные изъяты> переделывал установки, анализировали всю эту продукцию и уже в конце 2009 года разрабатывали, а в начале 2010 года утверждали изменения в ТУ.

На печное топливо в технические условия были внесены изменения в 2010 году, когда параллельно делались изменения в ТУ на БГС, а затем были изменения в ТУ на топливо печное бытовое в первой половине 2011 года.

На стадии предварительного следствия она говорила про 11 резервуаров, поскольку её спрашивали по схеме, на которой были указаны только резервуары Е-6, Е-7, Е-207/1, Е-207/2, Е-207/3, Е-207/4, Е-18/1, Е-18/2, Е-221, Е-222, Е-223. Про остальные 13 резервуаров она не поясняла, так как ей предъявляли схему, на которой были только эти 11 резервуаров.

Свидетель А. И.А. в судебном заседании 28.04.2017 года показала, что в ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в период 2010-2012 года она работала в должности инженера по техническому надзору.

План локализации аварийных ситуаций не является документом, который описывает технологию и не может являться руководящим документом для технологии хранения. Он предусматривает своей целью - безопасность, в плане имеют значение взрывопожарные характеристики, на случай именно аварийной ситуации. В <данные изъяты> не обязательно было указывать конкретные виды нефтепродуктов, достаточно было указать светлые – тёмные. Писали в <данные изъяты> так, как было указано в проекте, там указаны: бензин, дизель. Взяли общие характеристики из справочников. Характеристики, которые там указываются - это характеристики взрывоопасности, пожароопасности, воздействия на людей, спецодежды, в которой ликвидируются аварийные ситуации. Это не технический документ, он только по аварийным ситуациям разрабатывался.

В качестве аварийной используется любая ёмкость, не полностью заполненная, определённого объема, чтобы при аварийной ситуации можно было перекачать или слить продукт в срочном порядке.

Свидетель Б. Н.В. в судебном заседании показала, что в ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» в период с мая 2011 года по апрель 2015 года она работала в должности инженера-химика и заместителя начальника лаборатории. С ТСП приносили пробы следующих наименований: нафта полнофракционная, бензин газовый стабильный, топливо печное бытовое, дизельное топливо по техническим условиям, и мазуты: топливо технологическое экспортное, мазут М-40.

Свидетель К. М.А. в судебном заседании показала, что она работала в ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» с 2009 по 01 июля 2011 года в должности лаборанта химанализа 4 разряда. Случаев, чтобы им принёс оператор две пробы из одной ёмкости, на одной из которых написано «ТПБ», а на другой – «дизельное топливо», не было, то есть приносили в одну смену, но из разных емкостей дизельное топливо и топливо печное бытовое, а также БГС и нафту.

Свидетели К. А.С. и У. Е.М.- сотрудники лаборатории в судебном заседании дали аналогичные показания.

Свидетель П. А.Н. в ходе предварительного следствия давал показания о том, что в период 2010-2012 года возглавляемое им <данные изъяты>» имело взаимоотношения с <данные изъяты>» по покупке дизельного топлива и топлива печного бытового, произведенного ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ».

Стоимость дизельного топлива и топлива печного бытового отличается, стоимость топлива печного бытового ниже стоимости дизельного топлива. По предъявленным на обозрение счетам-фактурам по реализации <данные изъяты>» топлива печного бытового и дизельного топлива по цене 14,24 руб./кг, пояснил, что стоимость реализации определена по договоренности сторон.

По предъявленной на обозрение счет-фактуре № 00006977 от 29.12.2011 по реализации <данные изъяты> топлива печного бытового в количестве 4 158 кг. по цене 27,12 руб./кг на общую сумму 133 056 рублей и аналогичной счет-фактуре, представленной <данные изъяты>, ответить на вопрос по каким причинам в счет-фактуре, представленной <данные изъяты>, указано иное наименование топлива, а именно дизельное топливо, затруднился.

По предъявленной на обозрение товарной накладной № 1239 от 29.12.2011 по реализации <данные изъяты> дизельного топлива в количестве 4 158 кг. по 27,12 руб./кг на общую сумму 133 056 рублей, приложенной к счет-фактуре № 00006977 от 29.12.2011 по реализации топлива печного бытового, ответить на вопрос по каким причинам в товарной накладной указано о реализации иного нефтепродукта, а именно дизельного топлива, не смог (т. № 42 л.д. 219-222, т. № 72 л.д. 50-53).

В суде дополнил, что приобреталось дизельное топливо, топливо печное бытовое и ещё какой-то вид топлива, точно он не помнит. Топливо приобреталось по рыночной, приемлемой цене. Топливо печное бытовое по цене дешевле дизельного топлива.

По предъявленной на обозрение счет – фактуре от 29 декабря 2011 года поясняет, что это просто техническая ошибка работника, неверно указано наименование ГСМ. Все остальные документы правильные, это единственная такая накладная.

Нефтепродукты закупали не только у <данные изъяты>», было несколько других поставщиков с разных регионов: нефтезаводы <адрес>. В бухгалтерских документах фиксировалось, на какие нужды использовались ГСМ, на заправку собственного транспорта или на продажу.

Собственный железнодорожный транспорт заправляли преимущественно дизельным топливом. Пару раз была заправка топливом печным бытовым в виде эксперимента. На кратковременном промежутке всё работало, а что будет при длительной эксплуатации не знали.

Аналогичные показания дала в суде бухгалтер <данные изъяты>» Н. Т.А.

Свидетель Е. Г.С. в судебном заседании показал, что в 2012 году выезжал в Омск, по заключенному договору <данные изъяты>» проводилась экспертиза по заданным вопросам, отбирались пробы, проводились их испытания в институте, и было выдано заключение от 10 мая 2012 года. Было несколько вопросов, первый по определению, отнесению печного топлива к параметрам дизельного топлива. На тот период действовал Технический регламент 2008 года. И по тем показателям, которые были исследованы, было установлено, что данный продукт, получаемый на Крутогорском НПЗ, не может относиться к понятию дизельного топлива, как такового, потому что он должен соответствовать по всем параметрам, которые присутствуют в Техническом регламенте. Второй вопрос был по отнесению бензина газового стабильного, который отбирали, по налоговой идентификации к прямогонному бензину. Испытание данного образца показало, что по температуре конца кипения он не соответствует определению, данному Налоговым кодексом, по которому температуры выкипания прямогонного бензина были 30-215 градусов, а конец кипения получаемого на Крутогорском НПЗ продукта был даже больше - 223 градуса. Испытания проводили специалисты именно лаборатории института.

Получить продукцию на соответствие параметрам, которые были прописаны в Техническом регламенте, на установках такого плана, как <данные изъяты>, фактически невозможно без вторичных процессов. Нужны дополнительные процессы: изомеризации, алкилирования, обессеривания, то есть те показатели, которые выскочили, например, повышенное содержание парафинов в нефти приводит к тому, что печное топливо не могло относиться к дизельному по температуре фильтруемости и по вязкости. По содержанию серы однозначно без процессов сероочистки получить дизельное топливо, которое соответствует требованиям Техрегламента невозможно. Технологически на таких установках, как на Крутогорском заводе, можно получить прямогонный автомобильный бензин, с определением по Налоговому кодексу до 215 градусов температура кипения, но с большим ущербом для производства. Дизельное топливо, соответствующее требованиям технического регламента, получить невозможно вообще.

Свидетель С. А.Ф. в судебном заседании показал, что <данные изъяты> выполняло работы для <данные изъяты>, тогда ещё Крутогорского завода не было, он организовался попозже. Заказчик ожидал лучших работ установки, плюс ещё, когда начинали работу, заказчик представлял один вид сырья - с содержанием светлых 50-60%, а в процессе исполнения договора заказчик определился с другим видом сырья, и запускали установку на сырье, в котором светлых фракций содержалось до 80%, естественно это потребовало доработок установок, усиление холодильников, в частности, бензиновых, вплоть до теплоносителя колонны преобразования, некоторые насосы пришлось заменить на более мощные.

На нефтеустановках НПУ-50 и НПУ-150М, эксплуатируемых Крутогорским НПЗ возможно производить бензин с концом кипения выше 2150С.

Техническая возможность выпуска дизельного топлива на этих установках отсутствует, если нет сырья с низким содержанием серы или отсутствуют вторичные процессы переработки.

Свидетель А. В.А. в судебном заседании показал, что он являлся генеральным директором <данные изъяты>» с 04 сентября 2008 г. по январь 2015 года.

Согласно договорам подряда подрядчик – Крутогорский НПЗ в соответствии с заданиями и заявками заказчика - <данные изъяты>» осуществлял переработку нефти в нефтепродукты, а также оказывал услуги (приемка нефти, хранение нефти и нефтепродуктов, отгрузка нефтепродуктов, проверка количества и качества нефти и нефтепродуктов и прочее).

Во время рассмотрения первого уголовного дела, <данные изъяты>» и другие компании группы, вели переговоры с банками о продлении действующих и получении новых кредитов - это <данные изъяты> и другие банки, но уголовное дело по одной из компаний Группы было препятствующим фактором для получения кредитов, так как банком анализировалась вся Группа компаний. Акционером <данные изъяты> было принято решение оплатить сумму предъявленных требований, возместить ущерб и прекратить уголовное дело, решить вопросы с банками, а потом судиться и продолжать доказывать невиновность Масленкова С.В. и Крутогорского НПЗ. Мнение Масленкова С.В. не учитывалось, решение об уплате принималось единолично акционером.

ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» производило всю свою продукцию исключительно по заданиям и заявкам <данные изъяты>», так как собственником сырья (нефти) и всех произведенных нефтепродуктов являлось <данные изъяты> производил нефтепродукты, определённого качества и количества не пос своей инициативе и своему усмотрению, а строго по заданиям <данные изъяты>», за что собственно получали оплату.

<данные изъяты>» определяло какие конкретно нефтепродукты производить, то есть какого качества производить нефтепродукты, и в каком количестве нефтепродуктов должно быть произведено в конкретный период времени - в течение месяца, исходя из экономической целесообразности, учитывая спрос, цены и прочие факторы, с учетом характеристик сырья (показателей качества нефти), а также технических и технологических возможностей Крутогорского завода.

Производственный комплекс Крутогорского НПЗ представляет собой установки первичной атмосферной переработки нефти, где отсутствует предварительная подготовка сырья - это процессы депарафинизации нефти, обессеривания, обессоливания и прочие, а также отсутствует вторичная переработка - крекинг, вакуумное оборудование и прочее.

В условиях исключительно первичной переработки нефти на Крутогорском НПЗ качество нефти напрямую влияло на качество получаемых при ее переработке нефтепродуктов.

Учитывая выше сказанное, при данном техническом и технологическом уровне производства на Крутогорском НПЗ, а также учитывая качество получаемой на переработку нефти, Крутогорский НПЗ выпускал по заданиям и заявкам <данные изъяты> следующие нефтепродукты: нафту полнофракционную экспортную (легкий бензин), БГС «тяжелый» (БГС марки БТмс), топливо печное бытовое, дизельное топливо летнее, дизельное топливо зимнее, топливо технологическое экспортное, мазут топочный (М-40).

На производимые нефтепродукты заводом-изготовителем были разработаны и утверждены технические условия, а органом по сертификации выданы сертификаты соответствия. Физико-химические показатели, производимых нефтепродуктов исследовались в испытательной лаборатории Крутогорского НПЗ, которая была аттестована и имела аккредитацию, данная лаборатория имела необходимое оборудование, методики измерений и обученный персонал. Качество выпускаемой продукции подтверждалось паспортами качества. Данные паспорта на выпускаемую продукцию выдавались грузополучателям.

Нафта полнофракционная экспортная (легкий бензин) – это продукт который являлся подакцизным товаром, конец кипения был 180-200 градусов Цельсия. Нафта производилась под заказ только на экспорт. Область применения данного продукта - производство бензинов, сырье для нефтехимии.

БГС тяжелый (БГС марки «БТмс»), расшифровывается как бензин газовый стабильный тяжёлый малосернистый - не подакцизный нефтепродукт, имел предел температуры кипения не ниже 220 градусов, что не соответствует понятию прямогонного бензина, кипящему в интервале температур 30-215 градусов Цельсия по Налоговому кодексу РФ. Производился по заданию <данные изъяты>», реализовывался в России, применялся как сырье для дальнейшей переработки, область применения - для технологических нужд.

Дизельное топливо, которое производилось на Крутогорском НПЗ, это нефтепродукт дизельной фракции, подакцизный нефтепродукт, имел фракционный состав - не менее 95% выкипал при 360 градусов Цельсия. Вообще показатели качества данного нефтепродукта устанавливались Техническим регламентом и ГОСТами на дизельное топливо, в частности, такие показатели, как фракционный состав, массовая доля серы, концентрация фактических смол, предельная температура фильтруемости, температура застывания и другие.

Выпускаемое Крутогорским НПЗ дизельное топливо производилось по заданию <данные изъяты>» по Техническим условиям, было низкого качества, производилось для реализации в России только для сельскохозяйственной техники и на экспорт до 03.09.2011 г., а после указанной даты, когда вступили в силу более жесткие требования для дизельного топлива по Техническому регламенту по сере (не более 0,05%) и другим показателям, - только на экспорт. На самом деле выпускаемое Крутогорским НПЗ дизельное топливо только по названию было дизельным топливом, так как порою покупателю нужно было, чтобы на склад он положил по документам именно «дизельное топливо», при этом качество его практически не интересовало.

Топливо печное бытовое – являлось продуктом дизельной фракции ещё более низкого качества, чем заводское так называемое дизельное топливо. По своим параметрам топливо печное бытовое не может быть дизельным топливом, так как не соответствует требованиям, предъявляемым к дизельному топливу Техническим регламентом и ГОСТ, по фракционному составу, массовой доле серы, концентрации фактических смол, предельной температуре фильтруемости, температуре застывания, температуре помутнения и другим.

До 2013 года топливо печное бытовое было не подакцизным товаром по Налоговому кодексу РФ.

Область применения данного топлива, как топочное топливо, сельскохозяйственная сфера - это сушилки, обогрев, коммунальное хозяйство и прочее.

Основные отличия топлива печного бытового от дизельного топлива:

- фракционный состав - выкипает при 360 градусов менее 95%, к примеру, 90%, 92%, 89%, а у дизельного топлива должно быть не менее 95%; на фракционный состав влияют технологические режимы и качество сырья;

- низкотемпературные показатели: температура помутнения, предельная температура фильтруемости, температура застывания - у дизельного топлива они более минусовые, а у топлива печного бытового – менее минусовые, около ноля и плюсовые; в данном случае на низкотемпературные показатели влияет качество сырья - содержание парафинов, а также отсутствие необходимого технологического оборудования на производстве;

- концентрация фактических смол - по ГОСТ должно быть 30-40 мг/100 см3, у топлива печного бытового было примерно 200-300 мг/100 см3 и более единиц; на данный показатель влияют сырье - количество парафинов, технологические режимы и отсутствие необходимого оборудования;

- содержание серы - для дизельного топлива до осени 2011 года содержание серы было до 0,2%, а осени 2011 года – не более 0,05%. Топливо печное бытовое не удовлетворяло ни одному, ни другому требованиям. В данном случае на содержание серы в топливе печном бытовом влияло сырьё и отсутствие необходимого оборудования.

В 2009 году по заданию <данные изъяты>» была произведена партия автомобильного бензина неэтилированного Нормаль - 80, было примерно 2 тысячи тонн, этот бензин производился путём смешения, но в рассматриваемый период - 2010 год шла реализация остатков этого продукта, небольшие остатки были на складе Крутогорского НПЗ.

<данные изъяты>» являлось коммерческой организацией, целью которой было получение как можно большей прибыли от своей деятельности. В этом ничего противозаконного нет. А деятельность заключалась в загрузке Крутогорского НПЗ сырьем и реализации всех полученных от него нефтепродуктов. Поэтому получение прибыли заключалось в решении следующей задачи: купить нефть подешевле и продать все нефтепродукты подороже. Цены на нефть устанавливают нефтяные компании, ориентируясь на экспортные цены на нефть, цены рассчитываются по ценовым формулам. Цены на нефтепродукты также имеют свойство изменяться, а факторы влияющие на изменение цены - это спрос и предложение на продукты, цена на нефть, ёмкость рынка в конкретный период, время года, погода и прочее. При этом надо учитывать, что одинаковую прибыль можно получить путем реализации малого количества товара по максимальной цене или большого количества по минимально допустимой цене. Расчет прибыли идёт через расчет маржи переработки нефти, маржа в любом случае должна быть не менее какого-то допустимого минимального значения. Всегда стремились загрузить Крутогорский НПЗ по максимуму. Ежемесячно Крутогорскому НПЗ передавали на переработку тысячи тонн нефти, после переработки которой, получали от Крутогорского НПЗ тысячи тонн нефтепродуктов. Поэтому нам всегда надо было быть готовыми к реализации большого количества нефтепродуктов.

Реализация нефтепродуктов всегда планируется заранее, накануне месяца переработки. Анализируя рынок, имея уже заключенные контракты на поставку нефтепродуктов и предварительные договоренности, сотрудниками <данные изъяты>» планировалось какие по качеству и в каком количестве необходимо выпускать нефтепродуктов.

С экономической точки зрения, в зависимости от цены, нефтепродукты делятся на три категории:

1) дешевые по цене нефтепродукты - продукты мазутной фракции;

2) средние по цене нефтепродукты - продукты бензиновой фракции;

3) высокие по цене нефтепродукты - продукты дизельной фракции.

Производя больше продуктов дизельной фракции, устанавливая соответствующие режимы работы нефтеперегонных установок, можно получить меньше продуктов мазутной и бензиновой фракции. При этом, производя большее количество продуктов дизельной фракции - получаешь топливо печное бытовое, производя меньшее количество продуктов дизельной фракции – получаешь дизельное топливо.

Цена на топливо печное бытовое была несколько ниже, чем у дизельного топлива, но за счет большего выхода топлива печного бытового по количеству получали больше прибыли. Поэтому выгоднее делать больше продуктов дизельной фракции низкого качества, которые не будут соответствовать дизельному топливу, однако, при этом получим больше прибыли. Аналогично и в отношении нафты полнофракционной и БГС «тяжелого».

Производить и продавать только дизельное топливо было не выгодно, с учетом показателей сырья и технологических возможностей Крутогорского НПЗ, а с ужесточением требований Технического регламента к дизельному топливу, стало фактически невозможным. С 4 квартала 2011 года дизельное топливо выпускалось исключительно под экспортные контракты.

Для Крутогорского НПЗ суммы акцизов являлись возмещаемыми расходами со стороны <данные изъяты>», которому в свою очередь, суммы акцизов уплачивает покупатель в цене продукции.

У ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» отсутствовал смысл в том, чтобы не исчислять и не уплачивать акцизы, поскольку они являлись возмещаемыми расходами со стороны <данные изъяты>», которому, в свою очередь, акцизы в составе стоимости товаров оплачивал покупатель.

Производство Крутогорским НПЗ БГС «тяжелого» (БГС марки БТмс), топлива печного бытового, бензина автомобильного н/э марки Нормаль-80 и их передача <данные изъяты>» подтверждается договорами, заданиями и заявками заказчика, отчетами подрядчика, накладными на передачу готовой продукции, актами инвентаризации, паспортами качества и другими документами.

Для учета остатков продукции проводилась инвентаризация первого числа каждого месяца. Была создана комиссия, в неё входил он как генеральный директор <данные изъяты>, подсудимый Масленков Семён Васильевич, главный технолог Радаева, начальник смены и оператор ТСП, присутствовали лаборанты. Производился обход всего резервуарного парка Крутогорского НПЗ - это 24 ёмкости, всё проверялось, измерялось, иногда приходилось обследовать даже железнодорожные вагоны, которые применялись в качестве склада временного хранения. Всё считалось, остатки на начало месяца, сколько завезено, сколько передано, сколько отгружено, остатки на конец месяца, всё это сводилось в отчёт, в итоге отчет подрядчика.

Каждый месяц непосредственно выезжал на завод, на производство, для прохождения на территорию завода у него имелся свой пропуск.

Переданные от Крутогорского НПЗ указанные нефтепродукты приняты на учет <данные изъяты>» соответственно как БГС тяжелый (бензин газовый стабильный марки БТмс), топливо печное бытовое, бензин автомобильный неэтилированный марки Нормаль-80. В последующем ЗАО «ВСП Процессинг» реализовало данные нефтепродукты соответственно как БГС тяжелый (бензин газовый стабильный марки БТмс), топливо печное бытовое, бензин автомобильный н/э марки Нормаль-80, что подтверждается договорами, счет-фактурами, товарными накладными, регистрами бухгалтерского учета и другими документами.

Операции по реализации спорных нефтепродуктов включены <данные изъяты>» в налоговые базы при исчислении НДС и налога на прибыль, что подтверждается, в частности, книгами продаж, налоговыми декларациями по НДС и налогу на прибыль, оборотно-сальдовыми ведомостями по счетам бухгалтерского учета и другими документами.

Сумма налогов, в неуплате которой в данный момент обвиняется Масленков С.В., не была возмещена ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», так как данные спорные продукты не являлись подакцизными. Из подакцизного товара было много экспортного продукта, где акциза не было. По закону, ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» плательщик акциза. Завод предъявлял документы <данные изъяты>», бухгалтерия готовила документы, и происходило возмещение уплаченных акцизов. Со временем, <данные изъяты> перестал заказывать подакцизный товар, завод перестал его выпускать, следовательно, завод перестал предъявлять акциз к уплате. С осени 2011 года весь товар дизельной фракции стал не подакцизным, перешли в основном на выпуск топлива печного бытового, а дизельное топливо, если и выпускали, то только на экспорт, там где, пользуясь банковской гарантией, уплата акцизов не требуется, соответственно возмещение не требуется.

Цена на дизельное топливо и топливо печное бытовое не сильно отличалась, печное топливо могло быть немного дешевле.

На Крутогорском НПЗ шла ежедневная работа по производству и отгрузке продукции.

Свидетель М. И.Н. в судебном заседании показала, что в период с 24 февраля 2012 по 09 июля 2013 года она работала главным бухгалтером в ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ». Указаний от Масленкова С.В. отражать ложные сведения в накладных на передачу готовой продукции и отчетах подрядчика, а именно передачу подакцизного товара (дизельного топлива и прямогонного бензина) как передачу топлива печного бытового и бензина газового стабильного марки «тяжёлый», необлагаемых акцизом, ей никогда не поступало.

Свидетель Д. Р.Ю. в судебном заседании показал, что в период 2010-2012 года он работал в должности генерального директора <данные изъяты>». В данный период <данные изъяты> приобретало у <данные изъяты>» топливо печное бытовое, производителем и грузоотправителем которого являлся ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ». Топливо использовалось в зерносушилках. Зерносушилки принадлежали <данные изъяты>». В процессе приобретения топлива печного бытового ни кем из продавцов не озвучивалась информация, что данное топливо соответствует дизельному топливу.

Свидетель Р. В.Л. в судебном заседании показал, что в период 2010-2012 года он работал управляющим склада ИП Одинцов. В данный период ИП Одинцов приобретал топливо печное бытовое, производителем и грузоотправителем которого являлся ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ». Приобреталось топливо печное бытовое для работы котельной. Приобреталось топливо печное бытовое у ООО ТД «Сибирские нефтепродукты». Представители Торгового дома сказали ему, что топливо подойдёт для работы котельной. Данное топливо в автотранспорт заливать нельзя.

Свидетель Б. А.Е. в судебном заседании 05.07.2017 года показал, что в период 2010-2012 года он работал в должности директора <данные изъяты>». В указанный период <данные изъяты>» приобретало через посредников нефтепродукты, которые выпускало ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ». Нефтепродукты приобретались для перепродажи. Приобреталось дизельное топливо и топливо печное бытовое. На нефтепродукты давались паспорта качества, в которых отражались все характеристики данного продукта, там было много параметров.

Примерно в ноябре – декабре 2010 года со стороны конечных покупателей начались жалобы на топливо, производимое ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», топливо теряло товарный вид при низких температурах, оно мутнело. Скорее всего, это стало происходить из-за снижения значения параметра помутнения. С определённого времени этот параметр стал отсутствовать в паспортах качества.

Он относил пробы продукта на анализы на <адрес>. Исследования показывали, что показатели не соответствовали показателям дизельного топлива.

Свидетель К. Л.В. в судебном заседании показал, что в период 2010-2012 годов работал в должности директора <данные изъяты>» в период 2010-2012 годов закупало топливо печное бытовое, произведённое ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ».

Топливом печным бытовым заправляли сельскохозяйственные трактора, отечественную технику Т-75 и К-700. Когда вскрыли двигатели, увидели что прогорают клапана и головки. При подписании договора, при отгрузке их предупреждали о качестве печного топлива, что в печном топливе повышенное содержание серы, и ещё каких-то компонентов, что оно отличается от дизельного топлива.

Свидетель Т. С.Г. в судебном заседании показал, что в 2010-2012 годах работал менеджером, а в последствии заместителем директора ООО «Оникс».

ООО «Оникс» в период 2010-2012 годов закупало нефтепродукты, произведённые ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ». Закупались дизель, БГС, топливо печное бытовое. <данные изъяты>» предупреждало своих покупателей, о том, что топливо печное бытовое по характеристикам не дизельное топливо. Они приобретали его как топливо печное бытовое и реализовывали его в адрес своих покупателей как топливо печное бытовое. Между ценой на дизельное топливо и топливо печное бытовое была разница, топливо печное бытовое было дешевле.

Свидетель Ф. В.Н. в судебном заседании показал, что в 2010-2012 годах являлся единоличным акционером Крутогорского НПЗ. Участвовал в разработке стратегии и занимался стратегическим управлением предприятия.

Ему известно о налоговой проверке, проведённой налоговой инспекцией по Октябрьскому АО г.Омска за период 2010-2012 годов.

«<данные изъяты>» заявляло к производству продукты, которые были возможны к производству, это бензиновая фракция, дизельная фракция, мазутная фракция. Была изучена возможность сбыта этих фракций, какой баланс будет на установках при производстве этих фракций, экономика складывалась, соответственно в связи с этим подписали соглашение и приступили к реализации этого проекта. Когда разрабатывалось техническое задание на данное оборудование, оно было привязано к какой-то конкретной нефти для того, чтобы максимально сбалансировано построить те же колонны, рассчитать по лёгкой фракции, средней фракции, тяжёлой фракции, соответственно, чтобы равномерно загружалась, равномерно прогревалось оборудование.

В этой связи было подписано большое рамочное соглашение на поставку определённой нефти с определёнными физико-химическими характеристиками, а именно: фракционный состав, парафины и прочее. Когда приступили к строительству, а проект начал реализовываться в 2006 году, соответственно инжиниринговая компания рассчитала установки, построила установки. В 2009 году начали запускать эти установки. Но к тому моменту, когда начали запускать эти установки «<данные изъяты>», на которую рассчитывали по поставкам нефти, подписала соглашение с «<данные изъяты>». Они стали всю свою нефть сдавать в трубопроводную систему, что для них экономически рентабельнее, чем поставлять железнодорожным транспортом. Завод мог принимать только железнодорожным транспортом. Стали рассматривать возможности поиска альтернативной нефти. Были найдены другие варианты, но эти нефти уже отличались по физико-химическим характеристикам. В частности, по фракционному составу: если в нефти Иркутской нефтяной компании 64-65% светлых, в той нефти, которую нашли, светлых фракций содержалось 72-74%. Соответственно по тем же парафинам, если у <данные изъяты> они были 1-1,5%, максимум до 2%, то в той нефти, которую могли взять, уже значения были значительно выше. Нефть была также несколько более сернистой.

Когда перешли к этапу пуско-наладочных работ, выяснилось, что у колонны перегреваются по верху и соответственно работает не стабильно, соответственно балансы, которые получали по нефтепродуктам не достаточные для экономических целей, а, если добивались максимально интересных балансов, чтобы светлых можно было забирать как можно больше, то не достигали мощности, чуть ли 40-50% не добирали

Требовали от «<данные изъяты>» довести установки до заявленной мощности, а они доказывали, что виноваты сами, т.к. давали техзадание не совсем на ту нефть, которую применяем. В течение 2009 года, даже немножко захватило 2010 год, велись соответствующие работы на данных установках с целью добиться максимальной мощности при максимально эффективном балансе, при максимально возможном качестве. К сожалению, до конца не удалось этого добиться, на проектную мощность установки так и не вышли. После этого мы продолжили эксплуатировать установку с целью извлечения прибыли.

Добивались прибыли тремя путями: во-первых, это максимизация выхода светлых нефтепродуктов, которые являются наиболее дорогими, во-вторых, минимизация выхода мазута и прочих продуктов, в-третьих, естественно, при этом нужно было максимум переработать. Страдало качество е дизельной фракции очень сильно, но этот продукт был востребован.

Ни на каких установках первичной переработки нефти невозможно получить товарные нефтепродукты, соответствующие ГОСТу и техническому регламенту. Оборудование, которое получили от компании «<данные изъяты>» в итоге в эксплуатацию, не было доработано, поэтому не получали более-менее качественные продукты, нужной нам мощности, нужный баланс. Третье, безусловно качественные характеристики, физико-химические характеристики входящей нефти, а именно высокое содержание парафинов, относительно высокое содержание серы, в результате чего та же дизельная фракция имела очень высокие значения по температурам помутнения, фильтруемости, застывания, сере, которые не укладывались ни в ГОСТ, ни в техрегламент.

Ему известно о налоговой проверке Крутогорского нефтезавода за 2008-2009 годы и ее результатах. С результатами данной и последующей проверок он не согласен. Считает, во многом налоговый орган во второй проверке старался действовать из принципа преюдиции первой проверки.

В 2009 году, когда пошли первые возмещения НДС, налоговая инспекция начала отказывать в возмещении, в связи с этим начались суды. В 2010 году, когда заявили о новых возмещениях НДС, начались налоговые проверки во всех предприятиях, в которых он являлся акционером или участником, при этом неважно в какой налоговой инспекции оно состояло на учете. Тогда всем предприятиям насчитали суммарно более 1 миллиарда рублей недоимки по налогам, штрафов и пени. На этапе досудебного разбирательства практически все эти суммы были отметены. Но по итогу налоговая не отказалась от требований только к ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ». Предприятие обратилось в Арбитражный суд. В Арбитражном суде первой инстанции дело по спору с налоговой инспекцией выиграли. В это время было возбуждено уголовное дело в отношении Масленкова С.В. В этот период, был разгар банковского кризиса и от нас потребовали вернуть кредиты. Переговоры велись успешно с многими банками.

Одним из условий кредитования было поручительство ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ». Но предприятие в отношение, которого расследуется или ведётся какое-то уголовное дело, является «стоп-фактором» для возможного кредитования, или поручительства. Единственным способом получить кредит было, быстро прекратить уголовное дело. Было принято решение оплатить начисленную налоговым органом недоимку. Но мы не думали, что этот факт будет использоваться как якобы признание вины.

Было принято решение о том, чтобы от «<данные изъяты>» предоставить целевой займ на погашение налогов ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», а ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ» погасил эти налоги, и соответственно уголовное дело было закрыто.

Он никогда не занимался вопросами оперативного управления, и соответственно никогда не давал никаких указаний Семёну Васильевичу, в том числе незаконных поручений, вносить в финансовые документы недостоверные сведения, с целью уменьшить налогооблагаемую базу.

По налоговой проверке, которая проводилась за 2010-2012 года, пояснил, что она проводилась, когда он уже продал холдинг. Холдинг он продал в 2013 году. Но ему известно, что проводилась она по шаблону той самой первой проверки, используя те же самые решения, которые были в ходе первой проверки, используя те судебные решения, которые были, получены по первому арбитражному процессу в рамках первой проверки, используя преюдицию.

Установки НПУ-50, НПУ-150 никогда не были предназначены для производства качественного дизельного топлива, бензина, так как являлись установками первичной переработки нефти. Дизельное топливо и бензин, соответствующие требованиям ГОСТа и техническим регламентам, невозможно получить без вторичных процессов. В то же время, когда прорабатывалось техническое задание с заводом-изготовителем данных установок, существовал ГОСТ 305-82, который нормировал производство топлива с определёнными характеристиками - серы, температуры фильтруемости, застывания, помутнения, что регламентировал в последующем технический регламент. Из нефти, которая изначально планировалась - с низким содержанием парафинов, при неперегруженности установок и при качественном изготовлении этих установок, теоретически может быть по тому ГОСТу, который прекратил своё существование, в 2010 году в силу техрегламента, теоретически может быть и можно было произвести, но задачи такой никогда не ставилось принципиально, задача ставилась о том, чтобы получать полуфабрикаты с последующей продажей их именно как полуфабрикатов. Тем более, когда вступил в силу Технический регламент, просто по определению эти топлива было невозможно произвести.

На данных установках произвести бензин автомобильный было не возможно.

Пояснить, какие нефтепродукты выпускал завод, не может, так как оперативным управлением не занимался.

Завод произвёл одну партию бензина «Нормаль-80», но экономически это оказалось не оправдано и больше этим не занимались.

Иногда в дизельной фракции на заводе получался показатель серы 0,2%.

В то время акциз примерно составлял примерно 1000 рублей за тонну, при цене топливо в 30 000 рублей и более, акциз не составлял существенной части стоимости товара.

Ряд потребителей хотели приобретать для сельхозтехники и прочей именно дизельное топливо. Им объясняли качественные характеристики, что помутнение, застывание не соответствует, их всё устраивало, они приобретали данное топливо. Из-за того, что предприятие назвало дизельным топливом, то должно было уплатить акцизы.

Но, по его мнению, дизельное топливо завод не мог производить. Из той нефти, которую получал завод, не возможно было получить дизельное топливо, хотя бы в силу тех же парафинов.

На заводе был, товарно-сырьевой парк знает. Объем резервуарного парка больше 30 тыс.куб.метров, количество резервуаров не вспомнил, их не один десяток. Все ёмкости фактически сообщаются между собой.

Существуют определённые ГОСТы и нормы по переходу с одного продукта на другой по резервуарам с зачисткой или без данной зачистки. И эти нормы однозначно не подразумевают зачистки «под тряпочку», при переходе с одного сорта топлива на другой в пределах одной фракции.

В емкости остаётся не забираемый остаток, который составляет, например, кубов 30, а его накрыли сверху 2 тысячами кубов. На качество налитого продукта остаток не повлияет.

О наличии керосиновой трубы на НПУ-50 ему известно, но в какой период она установлена, не знает. С заключением, который сделал налоговый орган после проведение первой и второй проверки, не согласен.

Оценив в совокупности собранные и исследованные доказательства, суд приходит к выводу, что вина подсудимого в совершении инкриминируемого ему деяния доказана показаниями свидетелей, заключениями экспертиз, а также иными многочисленными материалами уголовного дела.

Стороной обвинения суду представлено убедительное доказательство- экспертное заключение № 98 от 17.11.2015 г., в котором указано на техническую невозможность одновременного хранения нефтепродуктов на территории товарно-сырьевого парка общества такого количества нефтепродуктов, как задекларированного в сравнении с используемыми емкостями по состоянию на 31.01.2010г., 28.02.2010г., 31.03.2010г., 30.04.2010г., 31.01.2012г., 29.02.2012 г.

Позиция стороны защиты о том, что именно в эти даты (6 дней), а не за весь налоговый период (календарный месяц в соответствии ст. 192 НК РФ) отсутствовала возможность хранения переданных нефтепродуктов Давальцу сырья – <данные изъяты>» и сумма неуплаченных акцизов в 1 348 663,932 руб. рассчитана только за эти дни, расценивается судом как избранный способ защиты.

От Давальца сырья по окончании каждого месяца составлялся итоговый документ, подписанный Заказчиком и Подрядчиком по форме Приложения №2 к договорам– Отчет Подрядчика. Данный документ составлялся за месяц и содержал сведения о количестве переданного нефтепродукта за истекший месяц по состоянию на последнюю дату истекшего периода: о количестве переданного и израсходованного сырья на переработку, о полученном количестве готовых нефтепродуктов, отдельной графой указано о количестве и наименовании переданного за месяц готового нефтепродукта, определялась стоимость услуг.

Таким образом, данный документ являлся по существу актом приема- передачи как переданного количества сырья на переработку, так и переданного готового нефтепродукта в адрес Заказчика за истекший месяц, то есть налоговый период.

Из выписки журнала анализов, проведенных Лабораторией топливного контроля <данные изъяты> в 2010-2012г.г.: от 27.03.2010 г. проба № 4468, от 27.03.2010 г., проба № 2442, от 20.02.2010г. на бензин газовый стабильный БГС, проба № 1347 (приложение № 55 к акту налоговой проверки следует, что температура конца кипения бензина газового стабильного и прямогонного бензина не превышает 190 градусов Цельсия. Из представленных Испытательной лабораторией нефтепродуктов <данные изъяты> протоколов и результатов испытаний, проведенных в 2010-2012 г.г. на Бензин газовый стабильный, выпущенный согласно ТУ 0272-002-85357557-2008, «Бензин газовый стабильный марки БТмс» (приложение № 56 к акту проверки) также следует: температура конца кипения бензина газового стабильного не выше 183 градусов Цельсия, т.е. показатели соответствуют определению прямогонного бензина с учетом требований Налогового Кодекса.

Налоговый кодекс РФ не содержит четкого определения дизельного топлива и требований (характеристик, показателей), которым это топливо должно соответствовать. Однако, очевидно, что дизельное топливо предназначено для Двигателей Внутреннего Сгорания с воспламенением рабочей смеси от сжатия (дизелей). Область применения топлива: моторное топливо для быстроходных дизельных и газотурбинных двигателей наземной и судовой техники. Область применения топлива печное бытового – для коммунально-бытовых нужд, предприятий сельского хозяйства, для нужд и снабжения населения.

Дизельное топливо сгорает в замкнутом объеме камеры сгорания в строго заданном температурном диапазоне, а печное топливо сгорает в атмосферных условиях.

Установленные судом факты использования топлива, производимого обществом в дизельных двигателях подтверждает вывод обвинения о том, что отпускаемое по документам общества печное топливо является дизельным- подакцизным товаром.

Приказом Росстандарта от 08.11.2011г. № 6292 внесены изменения в п. 2 таблицы Перечня национальных стандартов, в результате применения которых на добровольной основе (необязательное правило) обеспечивается соблюдение требований Постановления Правительства РФ от 27.02.2008г. № 118 «Об утверждении Технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу…», в том числе, с 04.09.2011г. с установлением показателя масс. доля серы со значением – не более 0,05% масс. Однако, данные изменения касаются дизельного топлива II вида, соответствующего кодам ОКП 02 5150, 02 5170, 02 5180. Иными словами, только для топлива II вида определены показатели по 2 стандартам: ГОСТ Р 52368-2005, ГОСТ 305-82 с добровольным соблюдением требований ТР № 118 в части изменения показателя масс. доля серы с «0,2% масс.» на «не более 0,05% масс». То есть, как и до 04.09.2011г., так и после указанной даты проверенного периода законодательно не изменились обязательные требования для дизельного топлива I вида по показателю массовая доля серы: не более 0,2% масс. по ГОСТ 305-82 (п. 7 табл. 2) (стр. 92-96, табл. №№ 33- 35 решения).

Для отнесения топлива к подакцизному необязательно наличие и соответствие всем показателям, на чем настаивает защита в обоснование своей позиции.

В НК РФ отсутствует условие о соответствии всех показателей дизельного топлива какому-либо ГОСТу в целях налогообложения его акцизом.

Отсутствующие параметры в паспортах качества, протоколах анализов, выписках из журналов анализов на топливо (такие как: кинематическая вязкость, температура помутнения и застывания, массовая доля меркаптановой серы, содержание воды, сероводородов, кислот, щелочей и примесей, температура фильтруемости, коксуемость, зольность, йодное число, смазывающая способность, плотность при 20* С) не нормированы в ТР № 118, следовательно, законодатель при формировании требований к характеристикам дизельного топлива счел их несущественными.

В ТУ 0251-007-85357554-2009 на топливо печное обществом также не нормированы следующие показатели– температура помутнения, содержание механических примесей, фактических смол и сероводорода, йодное число, плотность при 20 град. С, массовая доля меркаптановой серы. Однако, общество, несмотря на отсутствие нормирования по этим показателям, направляло на испытания в <данные изъяты> образцы топлива печного по установлению и этих показателей, после испытаний соответствовали показателям для дизельного топлива (приложения №№ 55, 56 к акту проверки).

Относительно доводов стороны защиты о проведенной модернизации, то они признаются не состоятельными по следующим основаниям.

В акте приема-сдачи от 01.11.2007 г. к договору № 61-06 указано о выполнении работ по блоку получения керосиновой фракции для модернизации установки НПУ-50 в полном объеме, однако, не указано о фактически выполненных работах по модернизации установки: монтажу блока, его пуско-наладке, испытаниях этого блока на НПУ-50.

Проведенным осмотром территории завода 01.12.2010 г. установлено отсутствие четвертого трубопровода для отвода готовой продукции.

Свидетелями С. А.Ф. и Б. О.Е.– разработчиками установок указано, что на установках отсутствовал блок для разделения прямогонного бензина на тяжелый и легкий.

В направленных как в 2008, так и в 2012годах в надзорные органы документах для проведения экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов и технической документации, связанной с эксплуатацией таких объектов, не упоминается о керосине, равно как отсутствуют сведения о технологии и процессе его получения, качественных характеристиках топлива.

Обществом не представлялись исходные данные по керосину при разработке ФГУП «ВНИМИС» Методик по определению массы нефти и нефтепродуктов в ж/д цистернах, таковые разработаны для 3–х видов продуктов, являющихся подакцизными.

Вопреки утверждению плательщика, при внесении завода в реестр нефтеперерабатывающих заводов Департаментом нефти и газа Минэнергетики РФ в октябре 2011 г. в заявленной номенклатуре выпускаемых топлив керосин не значился, обозначены 3 вида топлив, по качественным характеристикам соответствующим подакцизным (в разделе 2.1 Расчетно-пояснительной записки общества упомянуты дизельное топливо и характеристики бензина с температурой конца кипения до 190 град. С).

При проведении экспертиз промышленной безопасности согласно законодательству в области нефтепереработки как в 2008-2009г.г., так и в 2010-2012г.г. отсутствует на НПУ-50 блок для получения керосиновой фракции.

Также отсутствуют доказательства выполнения дополнительных работ на установках: первичные документы – акты выполненных работ. Отчет не отвечает требованиям допустимости и относимости: не подтвержден ни одним документом, не подписан обеими сторонами.

Согласно тексту Отчета от 03.10.2014 г. в период с апреля 2009г. по 31.12.2009 г. разработчиком установок- <данные изъяты> выполнены дополнительные работы по модернизации, дооборудованию НПУ, означенные на стр. 12-13, 19 Отчета.

Из акта-сверки взаиморасчетов между <данные изъяты>, составленным за период с 01.01.2007 г. по 04.08.2010 г. отсутствуют документы по выполнению в 2009 г. неких работ, последние выполненные работы датированы 28.11.2008.

Документы, свидетельствующие о проведенных работах на НПУ с 2009 по 2012 годы, не представлены, дан ответ об их отсутствии (стр. 73 Решения инспекции от 03.04.2014г.)

С. А.Ф. и Б. О.Е. подтверждают окончание всех пуско-наладочных и испытательных работ НПУ-50, НПУ-150М соответственно в 2008 г. и 1 квартале 2009 г., а в дальнейшем указывают на факт выполнения работ по доведению установок до большей производительности. Однако, эти работы не влияли на качество выпускаемых нефтепродуктов, которые предусмотрены и соответствовали Техническим заданиям к договорам на изготовление установок (приложение № 5 к акту проверки) три вида топлив – бензин с температурой конца кипения не более 215 градусов С, дизельное топливо и мазут. Характеристики указаны в Техническом задании на строительство завода и в Общей Пояснительной записке <данные изъяты> (табл. 14-17, приложение № 40 к акту проверки).

О факте выполнения дополнительных работ в 2009 г. обществом не было упомянуто и не заявлено в ходе рассмотрения в арбитражном суде спора по делу № А46-9117/2011 (за налоговые периоды 2008-2009г.г.) ни в одной из инстанций, при том, что дело рассматривалось в период с июля 2011г. по февраль 2013г.– в судах всех инстанций, то есть после 2009 г.

Наличие четвертого трубопровода для отвода готовой продукции, в т.ч. керосина, не подтверждается также протоколом осмотра территории завода от 01.12.2010 г. с участием Масленкова С.В.

В уточненном <данные изъяты> от 2012 г. для ЗАО «ВСП «Крутогорский НПЗ» отсутствует следующее основное оборудование, значащееся в Отчете (сравнение с стр. 12-13, 19 Отчета): КХ-1/3, КХ-1/4, КХ-2/2, ХВ-7, Е-5, Е-6, Н-7/1,2, Н-9/1, Н-9/2, также полностью отсутствует оборудование для получения керосиновой фракции. В <данные изъяты> от 2012 г. по НПУ-150М отсутствует следующее основное оборудование, значащееся в Отчете от 03.10.2014г.: дополнительная секция с контактными элементами (данное изменение является существенным изменением конструкции колонны), КХ-1/1-4, КХ-1/5, КХ-1/1-4.3, КХ-3, ХВ-6, Е-6; Н-9/1; Н-9/2», на это же указал свидетель К. А.А.

В уточненный <данные изъяты> за 2012 г. для нового ЗАО «ВСП «Крутогорский НПЗ» внесены изменения по фактически выполненным работам - строительству секции по вакуумной отгонке мазутной фракции. Других изменений в <данные изъяты> не вносилось, что свидетельствует об отсутствии какого-либо дооборудования, модернизации, техническом перевооружении установок.

Отчеты с данными о ежедневном и ежемесячном выпуске готовой продукции за период с апреля по декабрь 2009 г. прямо указывают на отсутствие приостановки работ на НПУ в течение 2009г.

Также в Паспорте на ректификационную колонну НПУ-50 (приложение № 6 к акту проверки) отсутствуют какие-либо сведения о проведенных работах в 2009 г. (врезках, изменении схемы включения и др.)

По мнению суда, Паспорт Колонна ректификационная плёночная НПУ-50.01.00.000ПС, Паспорт Колонна ректификационная <данные изъяты>, Паспорт на установку нефтеперерабатывающую <данные изъяты> паспорт на установку нефтеперерабатывающую <данные изъяты>, Руководство по эксплуатации нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты>, 2009, Руководство по эксплуатации нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты>, 2009, введенных взамен ранее разработанных, якобы, восстановленых только 03.10.2014 г., составлены лишь для рассмотрения судебных дел.

Относительно документов: акта проверки Сибирского управления Ростехнадзора № 37НХ/О-12/А от 03.03.2015 г., предписания по итогам внеплановой выездной проверки соблюдения требований (требований промышленной безопасности) Сибирского управления Ростехнадзора № 37НХ/О-12/П от 03.03.2015 г., писем <данные изъяты> № 072 от 05.05.2014 г., № 042 от 06.03.2014 г., Технологического регламента нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-05-09, утвержден генеральным директором 30.12.2009 года, сроком действия с 01.01.2010 года по 31.12.2014 года, Технологический регламент нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-05-11, утвержден генеральным директором 01.08.2011 года, сроком действия с 01.08.2011 года по 31.07.2016 год, Технологический регламент нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-06-09, утвержден генеральным директором 30.12.2009 года, сроком действия с 01.01.2010 года по 31.12.2014 год, Технологический регламент нефтеперерабатывающей установки <данные изъяты> ЗАО «ВСП Крутогорский НПЗ», ТР-06-11, утверждён генеральным директором 01.08.2011 года, сроком действия с 01.08.2011 года по 31.07.2016г., следует отметить следующее.

Применительно действия новых Технологических регламентов, введенных в действие с 01.01.2010г. и 01.08.2011г., имеются основания полагать об их недостоверности.

Так, получена информация от надзорных органов, прежде всего от Сибирского Управления Ростехнадзор и других организаций, подтверждающая, что в проверяемом периоде налогоплательщик не вносил каких-либо изменений в существующие Технические регламенты на установки, не разрабатывал и не принимал новых документов. Последнее подтверждается отсутствием экспертиз промышленной безопасности на эти документы в нарушение ст. 13 Федерального Закона от 21.07.1997г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», показаниями А. Н.Г.– инспектора Сибирского Управления Ростехнадзора, отрицавшей факт проведения экспертизы новых означенных документов (стр. 74 решения инспекции).

Фактическое производство спорных нефтепродуктов– топлива печного бытового, бензина БГС марки «тяжелый» отсутствует, что отмечено при рассмотрении арбитражного спора по делу А46-11868/2014. Арбитражным судом Омской области отказано в полном объеме (решение суда от 29.12.2014г.), апелляционная и кассационная жалобы общества Постановлениями Восьмого арбитражного апелляционного суда от 05.05.2015 г. и Арбитражного суда Западно-Сибирского округа от 28.07.2015г. оставлены без удовлетворения. 24.11.2015г. Верховным Судом РФ отказано в передаче дела на рассмотрение в Судебную коллегию по экономическим спорам ВС РФ по кассационной жалобе общества. При этом, судами в полном соответствии с нормами АПК РФ оценены представленные обществом доказательства, в том числе, в подтверждение выполнения дополнительных работ в 2009 г., однако, установлено, что означенные работы не выполнены на нефтеперегонных установках, а обстоятельства, установленные по делу А46-9117/2011 за налоговые периоды 2008-2009 г.г., признаны имеющими преюдициальное значение и для спора за 2010-2011 годы.

В части наличия технических условий на бензин газовый стабильный (в редакции изменений от 01.01.2010 года), ТУ 0272-002-85357554-2008, технических условий на топливо печное бытовое (в редакции Изменений от 01.01.2010 года), ТУ 0251-007-85357554-2009 и действии их в период с 2010-2012г.г. в иной редакции следует отметить их несостоятельность.

Указанными Изменениями плательщик внес в ТУ 0272-002-8535755402008 Бензин газовый стабильный, ТУ 0251-007-85357554-2009 Топливо печное бытовое изменения в части сырья, из которого изготавливаются данные продукты, и предусмотрел для получения печного топлива первичный процесс переработки нефти в противовес ранее предусмотренному вторичному процессу получения. Однако, данные измененные редакции ТУ не прошли соответствующую регистрацию в органах, ведающих вопросами стандартизации. Изменения к Техническим условиям не зарегистрированы в этих органах каталожными листами продукции, как это законодательно предписано положениями статьи 17 ФЗ от 27.12.2002г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», разделами 4 - 6 Постановления Госкомитета РФ по стандартизации и метрологии от 25.02.1999г. № 46 «О принятии и введении в действие Правил по стандартизации и Правил заполнения и представления каталожных листов продукции № ПР 50-718-99».

Согласно ответу ФБУ «Омского ЦСМ» по запросу налогового органа в период с 2009 по 2012 годы заявитель не регистрировал означенные документы, Изменений к каталожным листам продукции к ТУ не вносил (стр. 98-99, 103- 107 решения инспекции). Кроме этого, в соответствии п.3.12 Постановления Госстандарта РФ от 08.10.1998г. № 78 «Об утверждении и введении в действие «Правил проведения сертификации нефтепродуктов» при внесении изменений в состав продукции или технологию ее производства изготовитель извещает об этом орган, выдавший сертификат, который в соответствии с п. 3.5.4 «Порядка» принимает решение о необходимости проведения новых испытаний или оценке производства этой продукции. Данные об этом отсутствуют.

Относительно технологической экспертизы от 10.05.2012 г., проведенной ОАО «ВНИИ НП», суд соглашается с выводами арбитражных судов о том, что данное доказательство является лишь мнением специалиста, не предупрежденного о какой-либо ответственности за дачу ложного заключения, не влекущего для него каких-либо отрицательных последствий в случае дачи ложного заключения. Экспертиза проведена односторонне без исследования сырья в дни переработки и отбора проб готовых нефтепродуктов, в отборе проб для эксперимента участвовали заинтересованные лица– работники общества, что исключает факт изначальной достоверности исследования и обьективности эксперимента.

Касаемо Ответа ФГБУН «Института проблем переработки углеводородов» от 03.05.2012, полученного в рамках уголовного дела № 803208, отмечено, что для исследования в Институт направлены паспорта качества на топливо печное бытовое №№ 8711 от 18.11.2009г., 8827 от 22.11.2009г., 8859 от 23.11.2009г., т.е. на топливо, изготовленное в 2009г. Документ не относится к обстоятельствам дела, является лишь изложением мнения по запросу.

Заключения экспертов ИХН СО РАН от 18.04.2017г. и Томского политехнического университета от 24.05.2017 г. соответствуют требованиям закона, однако не относятся к обстоятельствам деятельности ЗАО «ВСП «Крутогорский НПЗ» (ЗАО «Феникс») за период деятельности в 2010-2012 г.г.

Из имеющихся документов, полученных от надзорных и контролирующих органов, проводивших экспертизу промышленной безопасности опасных производственных объектов, документов, имеющихся в деле (Технологические схемы-карты трубопроводов, стр. 71-72 решения инспекции), Технологические карты приема, отгрузки и перекачки нефтепродуктов № ТК-01-09 от 10.04.2009г., из которых установлено, что обществом для хранения углеводородного сырья (нефти) используются резервуары на участке базы товарно-сырьевой Е222 и Е223, объемом 2400 тыс. л. каждая, на участке площадки производства нефтепродуктов Е207/3 и Е207/4 (используется как аварийная), объемом 2700 тыс. л. каждая.

Для хранения мазутной фракции используются резервуары: на участке площадки производства нефтепродуктов Е18/1, Е18/2, объемом 1890 тыс. л. каждая, и Е221 объемом 952 тыс. л.

Для хранения дизельной фракции (дизельного топлива) используются резервуары на участке площадки производства нефтепродуктов Е207/1 и Е207/2 (используется как аварийная) объемом 2700 тыс. л. каждая.

Для хранения бензиновой фракции (прямогонного бензина) используются резервуары на участке базы товарно-сырьевой Е7 и Е6 (используется как аварийная) объемом 1890 тыс. л. каждая.

Из исследования Технологических схем-карт трубопроводов установлено закрепление трубопроводов и резервуаров за определенными видами выпускаемых нефтепродуктов. Готовые продукты поступали в определенные резервуары (закрепленные за одним продуктом) по трубопроводам. При производстве в один день различных видов продуктов (печного и дизельного топлива, по версии общества) необходима очистка емкости от первого нефтепродукта, данная операция производится до 2-3 дней. Также и трубопроводная система организации не предусматривает приема и слива нефтепродуктов в иные резервуары ввиду отсутствия технической возможности их поступления. Внесения изменений в существующую систему трубопроводов не установлено: отсутствуют экспертизы промышленной безопасности технических устройств (обязанность предписана положениями ст. 13 ФЗ № 116-ФЗ от 21.07.1997г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»), отсутствуют изменения в <данные изъяты> организации. Эти обстоятельства не подтверждены свидетельскими показаниями и проведенным осмотром площадок производства и хранения нефтепродуктов от 01.12.2010 г. Свидетелями показано, что в один день по документам отгружались два вида продукта, разливаемый из одной емкости.

К изменению работниками завода своих показаний в суде суд относится критически, так как они заинтересованы в исходе дела.

Показания работников товарно-сырьевого парка в ходе предварительного следствия показания о том, что на пробах, полученных из одного резервуара, старшими операторами указываются разные наименования нефтепродуктов, а именно дизельное топливо и топливо печной бытовое, БГС и БГСмт, завод выпускал БГС, дизельное топливо и мазут, на хранение в ТСП топливо печное бытовое и БГСмт не поступали, согласуются между собой и подтверждаются другими доказательствами по делу, в связи с чем кладутся в основу приговора. Также у суда нет оснований не доверять показаниям указанных свидетелей о количестве резервуаров, в большинстве случаев работники завода допрашивались с участием профессионального адвоката.

Доводы защиты о недостоверности показаний работников товарно-сырьевого парка в ходе предварительного следствия в связи с полным совпадением текстов протоколов их допроса отвергаются судом, так как действия по подмене наименования товара разнообразием не отличались, при их описании подыскания синонимов не требовалось.

Также несостоятельна обозначенная в суде позиция стороны защиты о невозможности выпуска заводом подакцизных дизельного топлива и прямогонного бензина еще и потому, что за весь исследуемый в суде период 2010-2012 г. предприятие декларировало выпуск подакцизных товаров и уплачивало соответствующие налоги. Убедительного объяснения фактически ненужных затрат при уплате акциза с неподакцизной продукции стороной защиты не представлено.

Первоначально органами предварительного следствия Масленков С.В. обвинялся в уклонении от уплаты акциза с организации за 2010-2012 гг. в особо крупном размере в сумме 445 601 717 рублей, то есть по п.«б» ч.2 ст. 199 УК РФ.

Полагая, что предъявленное Масленкову С.В. обвинение не нашло своего подтверждения в полном объеме в ходе судебного разбирательства, государственным обвинителем на стадии судебного следствия заявлено ходатайство о переквалификации действий подсудимого с п. «б» ч.2 ст.199 УК РФ на ч.1 ст.199 УК РФ.

В соответствии с ч.7 ст.246 УПК РФ, если в ходе судебного разбирательства государственный обвинитель придет к убеждению, что представленные доказательства не подтверждают предъявленное подсудимому обвинение, то он отказывается от обвинения и излагает суду мотивы отказа. Полный или частичный отказ государственного обвинителя от обвинения в ходе судебного разбирательства влечет за собой прекращение уголовного дела или уголовного преследования полностью или в соответствующей его части по основаниям, предусмотренным пунктами 1 и 2 части первой статьи 24 и пунктами 1 и 2 части первой статьи 27 настоящего Кодекса.

Также согласно ч.8 указанной статьи государственный обвинитель до удаления суда в совещательную комнату для постановления приговора может также изменить обвинение в сторону смягчения путем исключения из юридической квалификации деяния признаков преступления, отягчающих наказание или переквалификации деяния в соответствии с нормой Уголовного кодекса Российской Федерации, предусматривающей более мягкое наказание.

Требования закона о том, что полный или частичный отказ государственного обвинителя от обвинения, влекущий прекращение уголовного дела, равно как и изменение государственным обвинителем обвинения в сторону смягчения должны быть мотивированы со ссылкой на предусмотренные законом основания, а вынесение судом решения, обусловленного соответствующей позицией государственного обвинителя, допустимо лишь по завершении исследования значимых для этого материалов дела и заслушивания мнений участников судебного заседания со стороны обвинения и защиты, и что законность, обоснованность и справедливость такого решения возможно проверить в вышестоящем суде, полностью соблюдены, в связи с чем ходатайство государственного обвинителя о переквалификации действий Масленкова С.В. в сторону смягчения подлежит удовлетворению.

Масленков С.В. как единственный распорядитель денежными средствами завода, т.е. лицо, выполнявшее управленческие функции в коммерческой организации и обязанное правильно и своевременно исчислять, удерживать и перечислять налоги, умышленно не перечислил в бюджет акциз в сумме 21 199 289 рублей, что является крупным размером. Преступление Масленков С.В. совершил из личной заинтересованности, поскольку имел на предприятии достаточную для уплаты налогов сумму денежных средств.

Давая юридическую оценку содеянному в соответствии с предложением государственного обвинителя суд квалифицирует содеянное Масленковым С.В. по ч.1 ст.199 УК РФ – уклонение от уплаты налогов с организации путем включения в налоговую декларацию заведомо ложных сведений, совершенное в крупном размере.

Назначая наказание, суд учитывает характер и степень общественной опасности совершённого преступления, относящегося к категории небольшой тяжести; личность подсудимого, ранее не судимого, характеризующегося исключительно с положительной стороны, работающего в производственной сфере. К смягчающим обстоятельством, согласно ст.61 УК РФ, суд относит наличие у виновного малолетнего ребенка и при отсутствии отягчающих обстоятельств, предусмотренных в ст.63 УК РФ, полагает справедливым назначить Масленкову С.В. наказание в виде штрафа.

С учетом переквалификации действий подсудимого Масленкова С.В. на ч. 1 ст. 199 УК РФ (преступление небольшой тяжести) при истечении сроков давности уголовного преследования Масленков С.В. подлежит освобождению от наказания.

При доказанности вины в совершении преступления гражданский иск первого заместителя прокурора Омской области (т.43 л.д.237-238) в силу ст.1064 ГК РФ подлежит удовлетворению частично в размере суммы, определенной государственным обвинителем в суде, признанной судом доказанной.

На основании изложенного, руководствуясь ст.ст.302-304, 307-309 УПК РФ, суд

П Р И Г О В О Р И Л :

МАСЛЕНКОВА СЕМЁНА ВАСИЛЬЕВИЧА признать виновным в совершении преступления, предусмотренного ч.1 ст.199 УК РФ, назначить ему наказание в виде штрафа в размере 200 000 рублей и освободить его от наказания в связи с истечением сроков давности уголовного преследования.

Меру пресечения осуждённому до вступления приговора в законную силу оставить прежней в виде подписки о невыезде.

Гражданский иск первого заместителя прокурора Омской области удовлетворить в объеме предъявленного обвинения, взыскав с Масленкова Семена Васильевича в пользу Российской Федерации ущерб в виде неуплаченного в бюджет Российской Федерации акциза в размере 21 199 289 рублей.

Денежную сумму в размере 21 199 289 рублей перечислить на счет РКЦ ГУ Банка России по Омской области (получатель ИФНС России по Октябрьскому административному округу г.Омска).

Имущество и денежные средства Масленкова С.В., на которые наложен арест, на общую сумму 4 998 686 рублей (т.43 л.д.243, 250, т.44 л.д. 3-6, т.76 л.д.179, 184-191) обратить в счет возмещения гражданского иска.

Вещественные доказательства: бухгалтерские и иные документы, приобщённые к уголовному делу, хранить в деле и при деле.

Приговор может быть обжалован в апелляционном порядке в Омский областной суд в течение 10 суток со дня провозглашения. В случае подачи апелляционной жалобы осуждённый вправе ходатайствовать о своём участии в рассмотрении уголовного дела судом апелляционной инстанции.

Судья Е.В. Балацырь

Апелляционным определением Омского областного суда от 25.12.2017 года судебный акт оставлен без изменений. Приговор вступил в законную силу 25.12.2017 года.

Согласовано:

Судья: Е.В. Балацырь