CC BY
115
УДК: 339.727.22/.24, 336. 121.
В.В. Сажин, Л.И. Кошкин, Е.В. Матушкина, В.Б. Сажин
Высшая школа приватизации и предпринимательства (ВШ1III)- Институт, Москва, Россия Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева, Москва, Россия
ЭФФЕКТИВНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Рассмотрена стратегия «Газпрома» в области производства и поставок сжиженного природного газа до 2030 года. Установлено, что инвестиции в производственные мощности СПГ в России до 2015 года могут составить до $15 млрд. Приведен критический анализ проекта «Газпрома» по промышленной разработке шахтного метана в Кузбассе. Рассмотрена история вопроса утилизации попутного нефтяного газа в России, показано современное состояние вопроса и проанализированы пути развития. Установлено, что при возможном эффекте от переработки ПНГ в России в 362 млрд. руб. в год, ежегодные экономические потери от сжигания газа составляют 139,2 млрд. руб. Причем, кроме прямых экономических потерь сжигание ПНГ приводит к сокращению ресурсов РФ в рамках Киотского протокола и ухудшению экологической ситуации в России.
Сжатый природный газ и сжиженный нефтяной газ являются весьма конкурентоспособными видами топлива по отношению к традиционным нефтепродуктам (бензин, дизельное топливо), а по некоторым основным параметрам (октановое число, низшая теплота сгорания, экологичность) даже превосходят их.
Сжатый природный газ (СПГ) представляет собой смесь различных углеводородов метанового ряда, а также неуглеводородных компонентов - азота, углекислого газа, сероводорода и гелия. Компонентный состав природного газа включает метан и группу более сложных углеводородов (этан, пропан и бутан). Основным компонентом СПГ является метан, который добывают непосредственно из газовых скважин. Некоторое количество метана получают в процессе переработки нефти, фракционирования газового конденсата или нефтяного попутного газа. По классификации ООН, сжиженные нефтяные газы - СНГ (Liquid Petroleum Gases —LPG) — это углеводороды, которые находятся в газообразном состоянии при условиях нормальной температуры и давления, но превращаются в сжиженное состояние путем сжатия или охлаждения для облегчения их транспортировки, перегрузки и хранения. Сжиженные нефтяные газы состоят в основном из пропана и бутанов (н-бутана и изобутана), соотношение между которыми может колебаться в широких пределах от почти чистого пропана до почти чистых бу-танов, при этом в последнем случае примеси изобутана составляют не более 20% содержания бутанов. Еще одно название сжиженного нефтяного газа - сжиженный про-пан-бутановый газ (СПБГ). Основными источниками получения СНГ являются побочные продукты переработки нефти и газа на нефте- и газоперерабатывающих заводах. В зависимости от принятой технологии выход основных компонентов СНГ (бутаны, пропан) может составлять 3 - 10 % массы исходного сырья. Помимо пропана и бутанов, к сжиженным нефтяным газам относятся пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции процессов переработки нефти (каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования и др.). Сжиженные нефтяные газы извлекается из попутного нефтяного газа и из природного (богатого этаном) газа на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) и получаются на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).
Важным сектором потребления СНГ в мире является нефтехимия. Наиболее крупным из нефтехимических потребителей СНГ является производство этилена и пропилена, где они конкурируют с прямогонными бензиновыми и газойлевыми фракциями прямой перегонки нефти. Использование СНГ для установок пиролиза достигло
наибольших масштабов в странах североамериканского региона (США, Канаде, Мексике), в Южной Америке и ряде стран Азиатско-Тихоокеанского региона. На Ближнем Востоке СНГ является основным сырьем для получения нефтехимических продуктов. Здесь реализуются несколько новых крупных проектов по созданию нефтехимических комплексов на базе СНГ. Для пиролизных установок используется в основном пропан и частично нормальный бутан. Кроме того, нормальный бутан и изобутан используются для производства мономеров промышленности синтетического каучука (бутадиена, изобутилена), а изобутан, превращаемый путем изомеризации в изобутилен — для производства метилтретичнобутилового эфира (МТБЭ) — компонента автобензинов с улучшенными экологическими характеристиками, а также полиизобутиленов.
В последнее время появился ряд новых технологических процессов, позволяющих существенно расширить возможности СНГ как нефтехимического сырья. К ним можно отнести процесс дегидрирования пропана в пропилен (для получения полипропилена, окиси пропилена, малеинового ангидрида и других нефтехимических продуктов), а также процесс дегидроциклизации углеводородов С3-С4 с целью получения ароматических углеводородов (на Западе — процесс «Сайклар», в России — «Алифар»).
В настоящее время крупнейшим в мире производителем сжиженного природного газа (СПГ) является Катар в лице компании Qatargas и ряда совместных предприятий с крупными западными кампаниями. В 2007 году поставки СПГ на рынок превысили 30 млн тонн, а в 2010 году должны составить от 45 до 77 млн тонн. По информации эксперта Н. Гриб, Катар планирует обеспечить мировой рынок сжиженным природным газом на 30% и стать его основным поставщиком в США в ближайшие пять-семь лет. По информации пресс-службы «Газпрома» с февраля 2008 года рассматривалась стратегия «Газпрома» в области производства и поставок сжиженного природного газа до 2030 года. Разработаны три сценария развития СПГ — «консервативный», «умеренный» и «агрессивный». Так при «агрессивном сценарии» в России предполагается создание центра по сжижению газа, сопоставимого с крупнейшим в мире — катарским. Инвестиции в производственные мощности СПГ в России до 2015 года могут составить до $15 млрд. Стратегия предусматривает ранжирование рынков сбыта продукции. Самым большим по объему реализации СПГ и привлекательным по ценам в «Газпроме» признается рынок Атлантического бассейна, от восточного побережья США до Западной Европы. Ресурсной базой для него является Штокмановское газоконденсатное месторождение в Баренцевом море с запасами до 3,8 трлн. кубометров. Вторым по величине и привлекательности считается рынок Тихоокеанского бассейна с Сахалином (суммарные запасы первого и второго блоков 1 трлн. кубометров) в качестве ресурсной базы. И, наконец, третьим по значимости рынком считается бассейн Индийского океана. По мнению Н. Гриб, производственная площадка Штокмановского проекта наиболее пригодна в качестве базы для создания центра СПГ в «Газпроме». Предусматривается в рамках реализации всего проекта строительство четырех-шести линий сжижения газа производительностью 7,5 млн. тонн каждая. Также планируется построить в рамках проекта «Сахалин-2» двух-четырех линий производительностью 4,5 млн. тонн каждая. Тем самым «Газпром» планирует создать центры производства СПГ к 2030 году мощностью 39-63 млн. тонн. К ним, скорее всего, будет добавлен один из заводов СПГ на Ямале, рассчитанный на ресурсы Южно-Тамбейского месторождения.
Эксперт из «Тройки Диалог» В. Нестеров считает, что главное преимущество Штокмана как ресурсной базы для поставок СПГ на Североамериканский рынок - значительно меньшее транспортное плечо по сравнению с поставками СПГ из Катара. Правда, запасы Катара несоизмеримы со Штокманом - они составляют 14 трлн. кубо-
метров газа. В случае отсутствия спроса на рынках США и Европы, возможны поставки в Корею, Японию, Китай, Индию. По мнению директора East European Gas Analysis М. Корчемкина, рынок США готов потребить весь объем, что может предложить «Газпром». По расчетам Минпромэнерго (2008 год), в 2015 году Россия будет экспортировать в США и Канаду 54 млрд. кубометров СПГ. Если в 2005 году США импортировали 22 млрд. кубометров СПГ, то по прогнозам департамента энергетики США, импорт СНГ составит в 2015 году 60 млрд. кубометров, в 2020 году - 67 млрд., в 2025 году — 74 млрд. кубометров СНГ. Собственная же добыча газа в США (549 млрд. кубометров в 2007 году) равна добыче «Газпрома (548 млрд.). Эксперты (Н. Гриб. и др.) отмечают, что рынок США весьма привлекателен, поэтому «Газпрому» предстоит серьезная конкуренция с Тринидадом, Катаром, Нигерией, Алжиром.
«Газпром», по данным топ-менеджера А. Ананенкова, ведет интенсивные работы по угольным разрезам в Кемерове с целью разработки месторождений метана, который находится в угле, и планирует в 2008-2009 годах приступить к промышленной разработке шахтного метана в Кузбассе, суммарные запасы которого в регионе составляют 13 трлн. кубометров. Но расчетам «Газпрома», прогнозные ресурсы угольного метана в целом в России сопоставимы с ресурсами традиционного газа и оцениваются в 49 трлн. кубометров (15% мировых запасов шахтного метана). «Газпром» выходит на угольные разрезы с приобретением в 2008 году 54% ООО «Геологопромысловая компания (ГНК) «Кузнецк», у которой есть лицензия на разведку и добычу шахтного метана в пределах Южно-Кузбасской группы угольных месторождений, в Ведовском, Прокопьевском, Междуреченском и Новокузнецком районах Кемеровской области. ГНК «Кузнецк», 28,74% и 25,26% которой ранее принадлежало кипрским Metan Investors и Metan exploration & production Ltd соответственно, с 2003 года не ведет производственной деятельности. Однако строительство экспериментальных площадей по добыче метана на ГНК завершено.
Но информации эксперта А. Ахундова, опыт добычи шахтного метана есть у Itera, которая в 2002 году приобрела в США компанию Grayson Hill Energy, добывающую метан в Иллинойсе. Газ поставляется на электростанции. Нри сравнительно небольших объемах добычи — 1 млрд. кубометров в год — проект, как утверждают в Itera, приносит прибыль. В феврале 2008 года «Северсталь-ресурс» объявила о начале реализации проекта, в рамках которого с помощью шахтного метана будет производиться электроэнергия на трех газогенераторах мощностью 62 МВт.
Но информации отраслевого эксперта, аналитика ИК «Финам» Д. Горева, в России пока никто не добывает шахтный метан в промышленных масштабах. Шахтный метан сложно разведать и оценить его объемы. В отличие от США в России не разрабатываются угольные пласты, содержащие метана столько, чтобы его можно было добывать с поверхности. Нри существующей технологии добычи газа на угольных шахтах у газа низкое качество, использовать его можно только в качестве добавки к метану газовых месторождений. Утилизация шахтного метана в России дороже, чем обычная добыча газа, и экономически целесообразна лишь вместе с одновременной добычей угля, что, по мнению эксперта А. Ахундова, подтверждается созданием «Газпромом» в 2008 году СН с крупнейшей в своей отрасли в России Сибирской угольной энергетической компанией - СУЭК. Возможно предположить, что «Газпром» в рамках угольного проекта в Кузбассе интересует возможность использования механизмов Киотского протокола. Он был подписан в 1997 году как дополнение к рамочной конвенции ООН о сохранении климата и ратифицирован Россией в 2004 году. Нротокол предусматривает обмен квотами на вредные выбросы в атмосферу между странами и национальными
производителями. Используя шахтный метан, «Газпром» теоретически получит право на торговлю квотами, но финансовая привлекательность этого до сих пор под вопросом. По заявлению аналитика «Тройки Диалог» И. Васильева, в России нет пока ни одного завершенного проекта, который получил бы что-то от реализации Киотского протокола. По прогнозам МЭРТа, реально приступить к торговле российские компании смогут не ранее 2010 года, когда квоты будут распределены между предприятиями и появятся необходимые механизмы.
Известно, что попутный нефтяной газ (ПНГ) является побочным продуктом при разработке нефтяных месторождении и представляет собой смесь летучих углеводородов — метана этана пропана и бутана Он также содержит легкие жидкие углеводороды в основном пентан и гексан. ПНГ может быть растворен в залегающей под землей нефти или скапливаться в верхней части нефтеносного пласта. Со временем наступает необходимость утилизации попутного газа. Существует несколько способов. ПНГ можно закачать обратно под землю для поддержания давления в пласте и обеспечения нефтепритока. Однако для этого необходимо большое количество электроэнергии и оборудование, которое способно выдерживать высокое давление, что приводит к значительным затратам. Также ПНГ можно использовать для выработки электроэнергии непосредственно на месторождении или перерабатывать в синтетическое топливо по технологии GTL (gas to liquids). Чтобы эффективно использовать ПНГ нужна инфраструктура и производственные мощности для сепарации разных углеводородов. Процесс этот технологически очень сложный, осуществить его в полевых условиях невозможно. Поэтому попутный газ собирается и по отдельному трубопроводу направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) где и производится сепарация. Сепарация попутного газа на ГПЗ сводится к получению широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) сухого (отбензиненного) газа который на 98 % состоит из метана и газового бензина (смеси более тяжелых углеводородов, в основном, пентана и гексана). Сухой газ используется для генерации электроэнергии, а также для бытовых и промышленных нужд, а газовый бензин — для производства моторного топлива. ШФЛУ подвергается дальнейшей сепарации: выделяется этан и пропан-бутановая фракция. Именно ШФЛУ служит основным сырьем для нефтехимических предприятий. ПНГ также является сырьем для производства моторного топлива. Выделяемая из ШФЛУ смесь пропана и бутана стала все чаще использоваться в качестве альтернативы традиционному бензину и дизельному топливу. Привлекательность пропан-бутановой смеси определяется не только сравнительно низкой стоимостью, но и большей экологичностью. Киотский процесс является дополнительной мотивацией для нефтяных компаний инвестировать средства в строительство многотопливных АЗС, где кроме бензина и дизельного топлива будет предлагаться пропан - бутановая смесь.
Существующие запасы попутного нефтяного газа (ПНГ) в России весьма значительны. По информации эксперта Argus Media А. Карабьянца, ресурсный потенциал ПНГ составляет 2,3 трлн. куб м по категориям А, В, С1 и С2. Из них на суше сосредоточено 2,2 трлн. куб м, на шельфе — 100 млрд. куб. м. Россия в настоящее время добывает 55-60 млрд. куб м ПНГ, из которых 26% сжигается на факелах, а еще 305 млн. куб м списывается на технические нужды. Поскольку процедура учета ПНГ на месторождениях прописана расплывчато и далеко не все месторождения имеют узлы учета, то фактически объемы сжигаемого попутного газа вероятно значительно выше. Так по оценкам западных компаний, только в Западной Сибири основном нефтедобывающем регионе России, сжигается около 25 млрд. куб. м газа в год. По расчетам министра природы Ю. Трутнева, суммарный эффект от переработки ПНГ в России мог бы составить
362 млрд. руб. в год а сейчас ежегодные экономические потери от сжигания газа составляют 139,2 млрд. руб. Причем, кроме прямых экономических потерь сжигание ПНГ приводит к сокращению ресурсов РФ в рамках Киотского протокола и ухудшению экологической ситуации в России.
В России наибольший газовый фактор (количество ПНГ, растворенного в 1 тонне нефти) отмечен на месторождениях Ямало-Ненецкого автономного округа - свыше 130 кубометров на тонну нефти. В других регионах он ниже - 100-110 куб. м. Во время разработки месторождений нефть вместе с ПНГ через пробуренные скважины из-за высокого давления в пласте выходит на поверхность. Уже на нефтепромысле происходит начальная сепарация. Нефть отделяется от газа и доводится до товарного состояния для последующей перекачки по системе трубопроводов или отгрузки по железной дороге потребителям. Сброс отделяемого ПНГ в атмосферу невозможен по причине пожаро-взрывоопасности попутного газа. Поэтому ПНГ сжигают в факелах — в этом случае процесс горения можно контролировать
По данным А. Карабьянца, в середине 1960 годов в Западной Сибири были открыты и начали разрабатываться богатейшие месторождения углеводородов. В 1970 были созданы условия для их комплексного освоения. Разработанная программа развития включала генеральную схему размещения и строительства объектов сбора и переработки попутного газа. При этом сбор газа на промыслах и поставку его на ГПЗ должны были осуществлять нефтедобывающие предприятия, а переработку и доставку готовой продукции потребителям - специально созданное объединение Сибнефтегазперера-ботка. Программа развития предусматривала комплексное использование ресурсов легкого углеводородного сырья. В Западной Сибири где расположены основные центры нефтедобычи (Сургут, Ноябрьск, Пурпе, Нягань, Нижневартовск, Локосово) были построены ГПЗ которые использовали единую систему транспортировки ПНГ. В качестве готовой продукции ГПЗ выпускали сухой природный газ газовый бензин и ШФЛУ. Причем ШФЛУ планировалось перекачивать по специально построенным трубопроводам на нефтехимические предприятия, а сухой природный газ — на ГРЭС в Нижневартовске и Сургуте, которые должны были снабжать электроэнергией нефтегазовые предприятия и ГПЗ Западной Сибири. Крупнейшим в Советском Союзе стал Нижневартовский ГПЗ мощностью 4 млрд. куб м, запущенный в эксплуатацию в 1974 году, другие ГПЗ имели стандартную мощность 1,2 млрд. куб. м. ГПЗ также строились в других нефтедобывающих регионах — Поволжье Южно-Уральском регионе, Тимано-Печоре и на Северном Кавказе. Для транспортировки ШФЛУ был построен специальный 1800-километровый трубопровод Западная Сибирь—Урал-Поволжье. Однако после взрыва из-за утечки на трубопроводе в Башкирии в 1989 году он частично был выведен из эксплуатации. Сейчас используется только 500-километровый участок этого трубопровода до Тобольска, где находится крупный нефтехимический комплекс. Для создания системы сбора и сепарации ПНГ большое значение имело централизованное государственное финансирование строительства новых газоперерабатывающих мощностей и дешевая электроэнергия. Производство ШФЛУ в то время достигало 4,5 млн. тонн в год. Тогда планировалось, что утилизация попутного газа в нефтегазовой отрасли к 1990 году составит 90%. Однако после развала Советского Союза в 1991 году резко выросли затраты на электроэнергию и железнодорожный транспорт, прекратилось государственное финансирование, были разорваны налаженные производственные связи, из-за падения мировых цен на нефть сократилась ее добыча, а следовательно, и производство ПНГ в России. Загрузка некоторых ГПЗ уменьшилась на 70-80%. С приватизацией в нефтегазовой отрасли в начале 1990-х новые владельцы нефтяных активов не
были заинтересованы в утилизации ПНГ из-за больших капитальных затрат, связанных с его сбором и транспортировкой, и низких закупочных цен на ПНГ.
В 1995 году была образована Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания (СИБУР), которая получила 38% объединения «Сибнефтегазпереработка». СИБУР начал активно скупать и другие активы, приобретая пакеты акций предприятий нефтехимии. В результате в собственность или фактическую зависимость от компании попало около 60 предприятий, доля которых в различных секторах отрасли составила от 25% до 70%. СИБУР превратился в мощный холдинг, под контролем которого оказалась большая часть газоперерабатывающих мощностей. Сейчас СИБУР контролируется «Газпромом». На него приходится половина перерабатываемого в России ПНГ. К 2011 году холдинг планирует увеличить мощности по переработке ПНГ до 24 млрд. куб. м в год. Еще четырьмя ГПЗ в настоящее время владеет ЛУКОЙЛ и одним — «Сургутнефтегаз» (крупнейшим в России Сургутским ГПЗ).
По мнению А. Карабьянца, серьезными препятствиями для наращивания переработки ПНГ являются ограничения по доступу нефтяных компаний в магистральные трубопроводы «Газпрома» и поставкам газа на теплоэлектростанции. Кроме того, цена на попутный газ пока регулируется государством, и в случае небольших объемов производства ПНГ строительство инфраструктуры для сбора газа является малорентабельным. В начале 1990-х годов установленная цена на ПНГ была 60 руб./куб., к 2000-му году была повышена до 155 руб./куб. м, в 2001-м году был установлен ценовой коридор на ПНГ от 275 до 350 руб./куб.м. С 1 января 2003 года оптовые цены на ПНГ впервые стали зависеть от содержания жидкой фракции. Планируемого с 1 января 2007 года повышения цены на ПНГ на 70-230% пока не произошло и в 2008 году. С 1999 года были введены балансовые задания для нефтяных компаний на поставки населению сжиженного газа (пропан-бутановой смеси) — производного продукта переработки ШФЛУ. Выполнение балансовых заданий является обязательным условием для экспорта газа: лицензии на экспорт выдаются лишь после предоставления ресурсных справок о выполнении поставок населению.
По словам А. Гудкова, затянувшийся спор между нефтяниками и нефтехимиками о том, чем является попутный нефтяной газ (ПНГ),— сырьем или отходами производства нефти,— близится к концу. Одобрено изъятие ПНГ из перечня продукции, цены на которую подлежат государственному регулированию. Перечень этот был утвержден постановлением правительства №239 от 1995 года и предусматривал госрегулирование цен на природный, нефтяной (попутный) и отбензиненный сухой газ. Нефтехимики долгое время настаивали на сохранении низких регулируемых закупочных цен, упирая на то, что ПНГ специально не добывается, а является лишь побочным продуктом переработки нефти. Нефтяники возражали, указывая на дорогостоящую инфраструктуру транспортировки ПНГ на перерабатывающие заводы. Долгое время победа в этом споре была за нефтехимиками,— регулируемые цены на ПНГ были утверждены МЭРТом еще в 2002 году и составляли от 70 до 450 руб. за 1 тыс. куб. м в зависимости от содержания жидких фракций. Однако при таких ценах нефтяным компаниям было выгоднее сжигать ПНГ, чем направлять его на переработку. Когда же правительство заявило о намерении существенно увеличить экологические штрафы, компании начали строить собственные перерабатывающие мощности, пытаясь превратить регулируемые цены на ПНГ в трансфертные. В результате над СИБУРом, крупнейшим потребителем ПНГ в России, контролируемым «Газпромом», нависла угроза необеспечения сырьем его строящихся перерабатывающих мощностей.
В настоящее время наибольший уровень утилизации ПНГ среди нефтепроизво-дителей — у «Сургутнефтегаза». По сообщению топ-менеджера А. Нуряева, на 46 месторождениях «Сургутнефтегаза» в Тюменской области коэффициент использования ПНГ доведен до 95%, на 20 месторождениях— до 98%. Компания перерабатывает газ на Сургутском ГПЗ, а также использует его на газотурбинных электростанциях. В 2006 году «Сургутнефтегаз» ввел в эксплуатацию третью установку по переработке попутного газа с Лянторского нефтегазоконденсатного месторождения и довел мощности Сургутского ГПЗ до 7,2 млрд. куб. м в год. В компании созданы два подразделения, которые занимаются сбором и переработкой попутного газа. Основная часть газа идет на 12 газотурбинных электростанций (ГТЭС). В ближайшие годы планируется построить еще две ГТЭС. По данным А. Карабьянца, ЛУКОЙЛ доведет утилизацию газа до 95% к 2016 году (против 75% в 2007 году) за счет строительства новой инфраструктуры для сбора и переработки ПНГ. В первую очередь компания планирует увеличить переработку на собственных ГПЗ, а также обеспечить сырьем газотурбинные станции на своих месторождениях. «Газпромнефть» повысит уровень утилизации ПНГ до 95% к 2011 году, а ТНК-ВР и «Роснефть» — до 95% к 2010-му году.
Прекращение госрегулирования цен позволит существенно увеличить утилизацию ПНГ и нарастить производство сжиженного газа. По сведениям А. Карабьянца, рассматривается вопрос о повышении регулируемой цены по балансовым заданиям, и увеличатся штрафные санкции за превышение сжигания газа сверх установленной квоты для месторождения (сейчас - 0.05 руб. за 1 тыс. куб. м). Компании обяжут перерабатывать 95% ПНГ спустя четыре года после ввода месторождения в эксплуатацию. Технические проекты разработке месторождений будут содержать требования к технологиям переработки попутного газа и ряд природоохранных требований. По сообщению депутата ГД РФ А. Гудкова, осенью-зимой 2008 года Госдума РФ рассмотрит законопроект «О попутном нефтяном газе», предусматривающий увязывать штрафные санкции за сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ) со степенью рентабельности его переработки и объемом инвестиций в соответствующую инфраструктуру. В соответствии с законопроектом предлагается разработать «технико-экономическую модель», использование которой позволит оценить экономическую эффективность утилизации НПГ на новых нефтегазовых месторождениях. Учитывая географическое положение, наличие инфраструктуры и потенциальные объемы добычи, будет оцениваться объем инвестиций, необходимый для утилизации ПНГ. В случае полной невозможности добиться экономически эффективного решения допускается вывод месторождения из-под требования лимитов утилизации, которые также будут введены законодательно. Предполагается, что лимит утилизации ПНГ будет закреплен на уровне 95% добычи. Кроме того, одновременно с повышением штрафных санкций за сжигание ПНГ предлагается рассмотреть возможность введения понижающих коэффициентов для расчета штрафов или НДПИ «в зависимости от отношения вложений компании на утилизацию ПНГ к общему объему инвестиций». Законопроект предусматривает также таможенные льготы при закупке не производящегося в стране оборудования, предназначенного для утилизации ПНГ. Предлагается также соответствующими поправками уточнить понятие «нефтяного (попутного) газа» в законе «О недропользовании», ввести бюджетную классификацию ПНГ в законе «О бюджете», внести в Налоговый кодекс льготы, предоставляемые при реализации мер по утилизации ПНГ.
По данным Росстата, в России ежегодно добывается 60 млрд. куб. м ПНГ, около 20 млрд. куб. м из них сжигается в факелах, ежегодный ущерб, нанесенный экономике, оценивается в $7 млрд. По данным Всемирного банка, отчасти подтвержденным проверками Ростехнадзора, объем сжигаемого в России ПНГ гораздо выше.
