В проекте постановления целевое значение показателя сжигания устанавливается в размере не более 5% от объема добытого ПНГ. Данный показатель значительно превышает размер технологических потерь, составляющих около 1,5% от добытого ПНГ и является вполне достижимым для нефтяной отрасли в целом.
Показатель сжигания в целом по России в 2010 г. составил 24%. Максимальный показатель сжигания был у компаний ОАО «НК «Роснефть» (47,2%) и ОАО «Газпром нефть» (44,2%). Наименьший показатель сжигания в 2010 г. отмечен у ОАО «Сургутнефтегаз» (4,1%) и ОАО «Татнефть» (6,4%).
В 2010 г. в России было добыто 65,4 млрд куб. м ПНГ, сожжено 15,7 млрд куб. м, из которых основной объем сжигания пришелся на ОАО «НК Роснефть» (6,1 млрд куб. м) и примерно по 2 млрд куб. м на ОАО «ТНК-ВР Холдниг», ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «Газпром нефть». На долю этих компаний пришлось свыше 76% объема сжигания ПНГ в России.
Согласно планам крупнейших нефтяных компаний, на реализацию проектов утилизации ПНГ за период 2010-2015 гг. планируется затратить около 300 млрд руб., или по 50 млрд руб. в год (порядка 6% суммарных инвестиций в добычу нефти). Такой объем инвестиций позволит снизить показатель сжигания по России в целом до 18% к 2012 г. и 5% к 2014 г.
Для стимулирования нефтяных компаний к инвестированию в проекты полезного использования ПНГ, в проекте постановления предлагается ввести к нормативам платы дополнительный повышающий коэффициент К1, который равен 100.
По мнению директора Департамента экономики и финансов Минприроды России Григория Выгона, плата за выбросы загрязняющих веществ будет эффективным инструментом стимулирования компаний к реализации проектов по полезному использованию ПНГ только в том случае, если она будет сравнима с необходимым объемом инвестиций. Удельные инвестиции для обеспечения целевого показателя сжигания составляют около 4800 руб./тыс. куб. м. По оценкам Минприроды России, на сегодняшний день предприятия по добыче нефти и газа платят за выбросы при сжигании ПНГ всего около 340 млн руб., удельная плата составляет 20 руб. за одну тыс. куб. м сожженного ПНГ. В связи с этим, для стимулирования инвестиций в проекты полезного использования ПНГ, в проекте постановления коэффициент К1 устанавливается равным 100.
«Возможное увеличение платежей в результате применения дополнительного коэффициента на финансовых показателях отрасли существенно не скажется, в том числе из-за предлагаемых в постановлении принципов расчета платы», - отметил Григорий Выгон. В частности, проект постановления предполагает применение механизма консолидации при расчете показателя сжигания и уменьшение дополнительного коэффициента для недропользователей, реализующих проекты по снижению объемов сжигания ПНГ. Для недропользователей, добывающих незначительные объемы ПНГ с высоким содержанием неуглеводородных компонентов, коэффициент применяться не будет.
В соответствии с проектом постановления, величина платы зависит как от значения показателя сжигания юридического лица – пользователя недр, так и значения интегрального показателя сжигания по юридическому лицу – основному обществу и юридическим лицам, являющимся его дочерними обществами. Так, в случае если интегральный показатель сжигания ПНГ или показатель сжигания юридического лица – пользователя недр не превышает 5%, то коэффициент К1 к нормативам платы не применяется.
В проекте постановления коэффициент К1 уменьшается в зависимости от отношения объема затрат компаний на проекты по повышению уровня полезного использования ПНГ к сумме размера платы, рассчитанной за период, в течение которого понесены данные затраты (показатель покрытия затрат). В случае, если значение показателя покрытия затрат превышает единицу, коэффициент К1 устанавливается равным 1.
Для недропользователей, разрабатывающих участки недр, характеризующихся объемами добычи ПНГ менее 5 млн куб. м в год и содержанием неуглеводородных компонентов свыше 50%, дополнительный коэффициент К1 к нормативам платы не применяется.
По данным Ростехнадзора, в 2007 г., из 1845 факельных установок лишь 52% были оснащены измерительными устройствами. По состоянию на 2011 г. достоверная информация о степени оснащенности факелов счетчиками, а также качественных характеристиках точности измерительных устройств на всех этапах добычи и использования ПНГ отсутствует. Для решения данной проблемы предлагается применять при расчете платы за выбросы к нормативам платы дополнительный коэффициент К2, равный 1000, для недропользователей, у которых отсутствуют средства измерения и учета, подтверждающие фактический объем образования, использования и сжигания на факельных установках ПНГ.
По мнению Г. Выгона, это заставит компании установить счетчики, поскольку при таких платежах эксплуатировать месторождения нефти при их отсутствии становится невыгодным. Расходы на оснащение месторождений измерительными устройствами относительно невелики - по данным ОАО «Газпромнефть», расходы на внедрение автоматизированной системы учета ПНГ (АСУ) на одной дожимно-насосной станции (ДНС) составляют около 4 млн руб. В целом компания потратит на внедрение такой системы в 2010-2011 гг. порядка 300 млн руб., а по России расходы на внедрении АСУ не должны превысить 6 млрд руб.
|
