выбросы пнг что это
Выбросы пнг что это
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
МЕТОДИКА
расчета выбросов вредных веществ в атмосферу
при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках
Дата введения 1998-01-01
РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским институтом охраны атмосферного воздуха
УТВЕРЖДЕН приказом Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды (от «8» апреля 1998 г. N 199)
ВВЕДЕН в действие с 01.01.98 сроком на пять лет для практического применения при учете и оценке выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
1. Введение
1.1. Настоящий документ:
(1) разработан в соответствии с Законом Российской Федерации “Об охране окружающей природной среды” с целью получения данных о выбросах загрязняющих веществ при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках;
(2) устанавливает методику расчета параметров выбросов загрязняющих веществ от факельных установок разного типа;
(3) распространяется на факельные установки, эксплуатируемые в соответствии с действующими проектными нормами.
1.2. Разработчики документа: канд. физ.-мат. наук Миляев В.Б., канд. геогр. наук Буренин Н.С., канд. физ.-мат. наук Елисеев В.С., канд. физ.-мат. наук Зив А.Д., канд. техн. наук Гизитдинова М.Р., канд. техн. наук Турбин А.С.
2. Ссылки на нормативные документы
2.1. Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем, утвержденных Госгортехнадзором России от 21.04.92 *1).
3. Основные понятия и определения
3.2. Продукты сгорания попутного нефтяного газа, покидающие факельную установку, а также несгоревшие компоненты, являются потенциальным источником загрязнения окружающей атмосферы вредными веществами.
Качественная и количественная характеристики выбросов вредных веществ определяются типом и параметрами факельной установки и составом сжигаемого ПНГ.
3.3. Конструкции высотных и горизонтальных факельных установок обеспечивают бессажевое горение попутного нефтяного газа при выполнении установленного «Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем», утв. Госгортехнадзором РФ от 21.04.92 следующего условия: скорость истечения сжигаемого газа должна превышать 0,2 от скорости распространения звука в газе.
3.4. Для оценки максимальных приземных концентраций загрязняющих веществ в атмосфере, источником которых являются факельные установки, настоящая методика предусматривает выполнение расчетов следующих параметров:
— мощности выброса вредных веществ;
— расхода выбрасываемой в атмосферу газовой смеси;
— высоты источника выброса над уровнем земли;
— средней скорости поступления в атмосферу газовой смеси;
— температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси.
4. Исходные данные
4.1. Проектные характеристики факельной установки
— диаметр выходного сопла, м;
— высота факельной трубы (для высотных факельных установок), м;
— расстояние от выходного сопла до уровня земли (для горизонтальных факельных установок), м;
( >0 для труб, проложенных выше уровня земли и
Арктический ПНГ: сжигать нельзя утилизировать
Истощение запасов нефти в традиционных регионах добычи обуславливает увеличение активности энергетических компаний в Арктике. Вместе с этим обостряется вопрос утилизации ПНГ. Несмотря на широкий спектр технологий в этой сфере существует целый ряд ограничивающих факторов для их применения в условиях Арктики. Дальнейшее ужесточение системы экологического регулирования не только не улучшит показатели полезного использования ПНГ, но может привести к снижению добычи нефти из-за роста затрат.
Арктика безальтернативна
Ключевыми источниками выбросов ККЗ являются выработка энергии для жилищного сектора, лесные пожары, а также промышленность, где значительный вклад вносит сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ). При этом в отличие от лесных пожаров, которые являются стихийным распространением огня, промышленные процессы можно оптимизировать и контролировать выбросы.
Истощение запасов нефти в традиционных регионах добычи влечет за собой увеличение активности энергетических компаний в Арктике. Это обуславливает рост инвестиций нефтегазовых компаний в проекты по утилизации ПНГ на протяжении последних лет. Компании строят объекты электрогенерации, необходимые для производственных и социально-бытовых нужд, инфраструктуру для подготовки и транспортировки газа и прочего ценного попутного сырья в соседние регионы, в том числе на газоперерабатывающие мощности. Одним из крупных направлений инвестиций в данной области также являются проекты по увеличению нефтеотдачи с использованием газовых технологий. Так, с 2010 по 2018 гг. объем капитальных вложений в новые мощности увеличился в 2,5 раза до 65 млрд руб. (Рисунок 1).
При этом некоторое отставание темпов ввода объектов инфраструктуры в эксплуатацию и временная нехватка мощностей для утилизации ПНГ на гринфилдах может приводить к сжиганию попутного нефтяного газа и выбросам ККЗ. Поэтому высокие скорости развития нефтедобычи в Арктике сопровождаются относительно низким уровнем утилизации ПНГ (на 10%-15% ниже чем по остальной части России).
Лучшие отраслевые практики
Выбросы в атмосферу происходят на всех этапах разработки нефтяных месторождений: при добыче сырья и транспортировке, полезном использовании попутного нефтяного газа (ПНГ) и, главным образом, при его сжигании на факельных установках (Рисунок 2).
У компаний в арсенале имеется целый спектр наилучших доступных технологий и отраслевых практик (НДТ — НОП), позволяющих снизить уровень выбросов ККЗ в атмосферу по всей производственной цепочке.
Например, технологии и практики, направленные на сокращение выбросов при добыче и подготовке сырья, связаны в основном с мониторингом и предотвращением утечек газа. Но несмотря на доказанную международным опытом эффективность практик по сокращению утечек газа на этапе добычи и подготовки сырья, масштабного снижения выбросов можно добиться только за счет повышения доли полезного использования газа.
При утилизации ПНГ возможно комбинированное применение технологий. На первом этапе могут отделяться жирные компоненты, являющиеся ценным нефтехимическим сырьем. При этом сжигание оставшегося сухого газа уже будет выделять в атмосферу кратно меньше загрязняющих веществ, чем отправка на факел «жирного газа». Альтернативно, сухой газ может в дальнейшем утилизироваться с применением другой опции — поставки потребителям по системе магистральных газопроводов, газохимического производства и др.
В ХМАО поставки попутного газа на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для выделения нефтехимического сырья — наиболее популярный способ утилизации, на это направляется около половины всего добываемого ПНГ. Однако для арктического региона низкая сосредоточенность мощностей по переработке вместе со слабо развитой газотранспортной инфраструктурой являются основными ограничивающими факторами для этой опции утилизации. А строительство ГПЗ на отдельном месторождении может быть экономически нецелесообразным ввиду малых объемов добычи.
Ограничением для использования многих технологий (тепло- и электрогенерация, малотоннажное производство продуктов газохимии) также является отсутствие в регионе конечных потребителей получаемой продукции за исключением самих месторождений.
Одним из решений проблем отсутствия рынка сбыта или недостаточного масштаба производства может стать создание силами нескольких компаний промышленных площадок по утилизации, на которые будет направляться ПНГ с нескольких близлежащих месторождений.
Однако, даже на самом эффективном производстве порой неизбежна технологическая утилизация ПНГ на факельных установках. Различают два вида сжигания: сажевое, т. е. сопровождающееся выбросами черного углерода, и бессажевое. Стоит отметить, что первый вид по составу выбросов вредных веществ в эквиваленте CO2 в среднем в 600 раз превышает второй. Это связано не только с образованием черного углерода, но и с большими объемами выбросов прочих компонентов из-за неполного сгорания сырья.
Технологии для сокращения выбросов ККЗ при сжигании ПНГ, в первую очередь, направлены на усовершенствование степени полноты сгорания сырья. Как правило, они связаны с оптимизацией конструкции и повышением эффективности использования действующего факела, в том числе через изменение различных параметров системы факельных установок. Например, скорость потока газа, состав, устойчивость пламени и другие. Влияние на эти характеристики позволяет конвертировать сажевое сжигание в бессажевое и в сотни раз сократить выбросы ККЗ в окружающую среду.
Применение НДТ-НОП для утилизации ПНГ, а также оптимизации факельного сжигания могут обеспечить колоссальные возможности для снижения уровня выбросов в Арктической зоне (Рисунок 3).
Мировой опыт в помощь
Анализ мировой практики показал, что российская система регулирования сжигания ПНГ концептуально схожа с системой провинции Альберта (Канада): обе устанавливают общеотраслевые ограничения на сжигание и задают универсальные нормы в области сжигания ПНГ для всех участников рынка. Это означает, что отдельные решения и механизмы могут быть перенесены из одной системы в другую и реализованы в ней, не противореча при этом общей структуре и принципам регулирования.
В связи с этим, основываясь на опыте Альберты, российская система регулирования может быть дополнена механизмом предоставления льгот для отдельных проектов по утилизации ПНГ, которые в противном случае были бы экономически неэффективными. Для формирования вывода о необходимости поддержки, несомненно, должна проводиться тщательная экономическая оценка проекта в соответствии с заранее установленными правилами. Альтернативно, поддержка может предоставляться в целях ускорения ввода в эксплуатацию объектов утилизации, например, для новых месторождений.
Конечно для такого региона, как Арктика, существует ряд ограничивающих факторов, главным образом связанных с отдаленностью рынков сбыта и отсутствием потребителей на местах. Некоторые нефтяные проекты даже не вводятся из-за отсутствия экономической эффективности объектов утилизации и, как следствие, пограничной рентабельности проекта в целом. Учитывая арктические особенности, утилизация в регионе требует уникального подхода к решению проблемы. Окном возможностей для использования попутного сырья добычи нефти видится в создании специальных технологических площадок для реализации проектов по утилизации ПНГ. Такие площадки позволят применять наиболее эффективные комплексные НДТ — НОП, максимизировать уровень использования ПНГ с близлежащих малых и средних месторождений, а также значительно сократить издержки на транспортировку готовых продуктов ПНГ до конечного потребителя. Однако для запуска в регионе подобных масштабных проектов, подразумевающих участие сразу нескольких компаний-операторов, необходима поддержка со стороны государства.
Проблема глобального потепления из-за растущих выбросов ККЗ в Арктике требует скорейших решений. Сегодня забота о будущем планеты не является единственной причиной, по которой компании должны ответственно относиться к окружающей среде. Для ориентированных на работу на глобальном рынке игроков отсутствие программ устойчивого развития или несоответствие существующим создают репутационные риски, которые влекут за собой потери инвесторов. Так, в последние годы многие международные (в их числе российские) нефтегазовые компании теряют инвесторов из-за несоответствия положениям Парижского климатического соглашения. А введение таких инициатив, как, например, углеродный налог для импортеров, может привести к потере торговых партнеров и даже целых рынков сбыта. Но это уже тема для отдельной статьи.
Старший консультант VYGON Consulting Марина Мосоян
Отраслевой эксперт Антон Коровяков
Выбросы пнг что это
от 8 ноября 2012 г. N 1148
ОБ ОСОБЕННОСТЯХ ИСЧИСЛЕНИЯ ПЛАТЫ ЗА НЕГАТИВНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ ПРИ ВЫБРОСАХ В АТМОСФЕРНЫЙ ВОЗДУХ
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ, ОБРАЗУЮЩИХСЯ ПРИ СЖИГАНИИ
НА ФАКЕЛЬНЫХ УСТАНОВКАХ И (ИЛИ) РАССЕИВАНИИ
ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
Список изменяющих документов
(в ред. Постановлений Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381,
от 28.12.2017 N 1676, от 13.12.2019 N 1667)
(п. 1 в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
(п. 2(1) введен Постановлением Правительства РФ от 28.12.2017 N 1676)
В отношении показателей, предусмотренных пунктом 3 Положения, пользователь недр вправе осуществить перерасчет с учетом изменений, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381, за период с 1 января 2013 года.
Для целей настоящего Положения под объемом попутного нефтяного газа, добытого на участке недр или на всех участках недр, предоставленных в пользование, понимается весь объем растворенного газа или смеси растворенного газа и газа из газовой шапки всех видов месторождений углеводородного сырья, добытого через нефтяные скважины, за вычетом газлифтного газа, возвращенного в газлифтную систему.
Показатель сжигания определяется ежегодно исходя из суммы показаний узлов учета объемов попутного нефтяного газа по участку недр, предоставленному в пользование, с точностью до второго знака после запятой.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
В случае если в соответствии с проектной документацией на разработку месторождения попутный нефтяной газ, добытый на нескольких участках недр, поступает на один источник выбросов загрязняющих веществ, для расчета показателя сжигания по каждому участку недр, предоставленному в пользование, объем сожженного и (или) рассеянного попутного нефтяного газа, зафиксированный на указанном источнике выбросов загрязняющих веществ, распределяется пропорционально объемам попутного нефтяного газа, добытого на каждом участке недр, предоставленном в пользование.
(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
В отношении показателей, предусмотренных пунктом 4 Положения, пользователь недр вправе осуществить перерасчет с учетом изменений, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381, за период с 1 января 2013 года.
4. При плановой остановке газоперерабатывающих мощностей для проведения ремонтно-профилактических работ показатель сжигания рассчитывается без учета сожженного и (или) рассеянного попутного нефтяного газа в объемах его поставки на газоперерабатывающие мощности. Объем поставки попутного нефтяного газа на газоперерабатывающие мощности в таких случаях определяется по формуле:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
5. При отсутствии средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями, соответствующих требованиям, устанавливаемым Министерством энергетики Российской Федерации, измеряющих объем фактически добытого и сожженного на факельных установках и (или) рассеянного попутного нефтяного газа, исчисление размера платы за выбросы осуществляется независимо от значения показателя сжигания с применением к ставкам платы за выбросы дополнительного коэффициента К, равного 120.
(п. 5 в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
6. В случае если годовой объем добытого пользователем недр попутного нефтяного газа не превышает 5 млн. куб. метров или объемное содержание неуглеводородных компонентов в попутном нефтяном газе, добытом на участке недр, превышает 50 процентов, к ставкам платы за выбросы не применяется дополнительный коэффициент К, за исключением случая, предусмотренного пунктом 5 настоящего Положения.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
Средний фактический компонентный состав попутного нефтяного газа, сжигаемого на факельной установке и (или) рассеиваемого, определяется пользователем недр на основании анализа состава сжигаемого и рассеиваемого попутного нефтяного газа, выполняемого не реже 1 раза в квартал.
В случае если значение показателя покрытия затрат равно или превышает 1, дополнительный коэффициент К устанавливается равным 1.
В случае если значение показателя покрытия затрат меньше 1, дополнительный коэффициент К умножается на разницу 1 и показателя покрытия затрат. При этом величина дополнительного коэффициента К не может быть менее 1.
В случае если при реализации мероприятий по обеспечению полезного использования попутного нефтяного газа, включенных в планы мероприятий по охране окружающей среды или программы повышения экологической эффективности, обеспечивается снижение негативного воздействия на окружающую среду и пользователь недр осуществляет корректировку размера платы за выбросы в соответствии с Правилами исчисления и взимания платы за негативное воздействие на окружающую среду, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2017 г. N 255 «Об исчислении и взимании платы за негативное воздействие на окружающую среду», показатель покрытия затрат не определяется.
(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 13.12.2019 N 1667)
Положения настоящего пункта не распространяются на случай, предусмотренный пунктом 5 настоящего Положения.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
а) проектирование, строительство и реконструкция систем сбора, подготовки и транспортировки попутного нефтяного газа (компрессорных станций и газопроводов с сооружениями, являющимися их неотъемлемой конструктивной частью, установок сепарации, ингибирования, линий электропередачи вдоль трасс, а также проездов, узлов регулирования и переключения, мультифазных насосных станций и напорных трубопроводов газожидкостной смеси, эжекторных установок для транспорта попутного нефтяного газа, установок предварительной и комплексной подготовки газа);
(в ред. Постановления Правительства РФ от 13.12.2019 N 1667)
(см. текст в предыдущей редакции)
б) проектирование, строительство и реконструкция установок по выработке электрической энергии и тепла, в качестве топлива для которых используются попутный нефтяной газ или продукты его переработки, а также строительство и реконструкция связанных с этими установками распределительных электрических сетей и подстанций;
(в ред. Постановления Правительства РФ от 13.12.2019 N 1667)
(см. текст в предыдущей редакции)
в) проектирование, строительство и реконструкция установок по переработке попутного нефтяного газа, а также мощностей по отгрузке товарной продукции, включая наливные эстакады, продуктопроводы и газопроводы сухого отбензиненного газа от газоперерабатывающих мощностей соответственно до наливной эстакады и магистрального газопровода;
(в ред. Постановления Правительства РФ от 13.12.2019 N 1667)
(см. текст в предыдущей редакции)
г) проектирование, строительство и реконструкция объектов по закачке попутного нефтяного газа в пласт, включая закачку в газовые шапки, пласты, естественные и искусственные подземные хранилища газа, в соответствии с утвержденной в установленном порядке проектной документацией на разработку и обустройство месторождения, на газонагнетательные скважины, а также на строительство кустовых площадок и манифольдов, бурение и освоение нагнетательных скважин;
(в ред. Постановления Правительства РФ от 13.12.2019 N 1667)
(см. текст в предыдущей редакции)
д) проектирование, строительство и реконструкция объектов и систем по повышению нефтеотдачи пластов, использующих попутный нефтяной газ, в соответствии с утвержденной в установленном порядке проектной документацией на разработку и обустройство месторождения;
(в ред. Постановления Правительства РФ от 13.12.2019 N 1667)
(см. текст в предыдущей редакции)
е) оборудование факельных установок нефтегазодобывающих организаций высокоинтенсивными камерами сгорания с минимальным количеством выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (бездымное сгорание).
(в ред. Постановления Правительства РФ от 13.12.2019 N 1667)
(см. текст в предыдущей редакции)
8(1). В составе фактически понесенных затрат на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа, указанных в пункте 8 настоящего Положения, не учитываются средства, полученные из бюджетов бюджетной системы Российской Федерации.
(п. 8(1) введен Постановлением Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
При определении показателя покрытия затрат в году, следующем за годом, в котором уплачены авансовые платежи, указанные в абзаце первом настоящего пункта, фактически понесенные затраты на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа, включающие затраты на установку и ввод в эксплуатацию частично оплаченного оборудования, уменьшаются на величину уплаченных в предыдущем году авансовых платежей.
В случае отказа от поставки или невведения в эксплуатацию указанного оборудования в течение текущего календарного года после его поставки либо при его отчуждении показатель покрытия затрат подлежит пересчету без учета авансовых платежей и дополнительно исчисленная сумма платы за выбросы подлежит внесению в бюджеты бюджетной системы Российской Федерации.
(п. 8(2) введен Постановлением Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
В отношении показателей, предусмотренных пунктом 9 Положения, пользователь недр вправе осуществить перерасчет с учетом изменений, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381, за период с 1 января 2013 года.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
Отчетным периодом в отношении платы за выбросы признается календарный год.
(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
Порядок и условия представления указанных сведений устанавливаются Министерством природных ресурсов и экологии Российской Федерации.
(см. текст в предыдущей редакции)
10. Плата за выбросы исчисляется для пользователя недр в зависимости от интегрального и фактического показателей сжигания.
В случае если интегральный и (или) фактический показатель сжигания не превышает предельно допустимое значение показателя сжигания или равен такому значению, размер платы за выбросы исчисляется в соответствии с правилами исчисления и взимания платы за негативное воздействие на окружающую среду, устанавливаемыми Правительством Российской Федерации в соответствии с пунктом 13 статьи 16.3 Федерального закона «Об охране окружающей среды», с учетом положений абзаца четвертого пункта 7 и пунктов 14 и 19 настоящего Положения.
В случае если интегральный и (или) фактический показатель сжигания превышает предельно допустимое значение показателя сжигания, размер платы за выбросы исчисляется как сумма:
платы за выбросы, рассчитанной в отношении объема сожженного и (или) рассеянного попутного нефтяного газа, не превышающего объема, соответствующего предельно допустимому значению показателя сжигания, в соответствии с абзацем вторым настоящего пункта;
платы за выбросы (как за сверхлимитное загрязнение), рассчитанной в отношении объема сожженного и (или) рассеянного попутного нефтяного газа, превышающего объем, соответствующий предельно допустимому значению показателя сжигания, которая определяется по формуле:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 28.12.2017 N 1676)
(см. текст в предыдущей редакции)
(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 28.12.2017 N 1676)
(п. 10 в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
11. Интегральный показатель сжигания рассчитывается с применением:
Пользователи недр, у которых отсутствуют средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями, указанные в пункте 5 настоящего Положения, применяют только метод дифференциации.
(п. 11 в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
13. При применении метода агрегирования интегральный показатель сжигания определяется по формуле:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
14. В случае если интегральный показатель сжигания не превышает предельно допустимого значения показателя сжигания, для каждого пользователя недр, входящего в группу пользователей недр, дополнительный коэффициент К к ставкам платы за выбросы не применяется.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
15. В случае если интегральный показатель сжигания превышает предельно допустимое значение показателя сжигания, плата за выбросы исчисляется каждым пользователем недр, входящим в группу пользователей недр, на основании значения фактического показателя сжигания.
(п. 15 в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
16. Фактический показатель сжигания определяется для пользователя недр, входящего в группу пользователей недр, по формуле:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
— объем сожженного на факельных установках и (или) рассеянного попутного нефтяного газа, добытого на j-м участке недр i-м пользователем недр, входящим в группу пользователей недр, за исключением объемов сжигания попутного нефтяного газа при плановой остановке газоперерабатывающих мощностей, определенных в соответствии с пунктом 4 настоящего Положения;
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
— объем попутного нефтяного газа, добытого на j-м участке недр i-м пользователем недр, входящим в группу пользователей недр.
В отношении показателей, предусмотренных пунктом 17 Положения, пользователь недр вправе осуществить перерасчет с учетом изменений, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381, за период с 1 января 2013 года.
17. Показатель покрытия затрат, используемый для расчета дополнительного коэффициента К для каждого пользователя недр, входящего в группу пользователей недр, определяется по формуле:
— затраты, понесенные l-м пользователем недр на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа в отчетном периоде t;
— плата за выбросы l-го пользователя недр, исчисленная за отчетный период t с учетом применения дополнительного коэффициента К, установленного пунктом 2 настоящего Положения.
(п. 17 в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
18. При применении метода дифференциации интегральный показатель сжигания определяется по формуле:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
19. В случае если интегральный показатель сжигания не превышает предельно допустимого значения показателя сжигания, для каждого участка недр дополнительный коэффициент К к ставкам платы за выбросы не применяется.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
20. В случае если интегральный показатель сжигания превышает предельно допустимое значение показателя сжигания, плата за выбросы исчисляется по каждому участку недр на основании значения фактического показателя сжигания для этого участка недр.
(п. 20 в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
21. Фактический показатель сжигания для участка недр определяется по формуле:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)
(см. текст в предыдущей редакции)
В отношении показателей, предусмотренных пунктом 22 Положения, пользователь недр вправе осуществить перерасчет с учетом изменений, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381, за период с 1 января 2013 года.
22. Показатель покрытия затрат, используемый для расчета дополнительного коэффициента К для пользователя недр, определяется по формуле:
(п. 22 в ред. Постановления Правительства РФ от 17.12.2016 N 1381)