Пояснительная записка к проекту Постановления Правительства Российской Федерации "О внесении изменений в Положение 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, утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 8 ноября 2012 г. N 1148" (подготовлен Минприроды России 25.09.2017)

Пояснительная записка к проекту Постановления Правительства Российской Федерации "О внесении изменений в Положение 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, утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 8 ноября 2012 г. N 1148"
(подготовлен Минприроды России 25.09.2017 г.)

Текст проекта

Досье на проект

Действующие нормативные правовые акты, регламентирующие вопросы взимания платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа (далее соответственно - плата за сжигание ПНГ, ПНГ), содержат ряд стимулирующих мер, направленных на обеспечение полезного использования ПНГ. Вместе с тем, имеющиеся механизмы ориентированы, прежде всего, на месторождения, расположенные на суше.

В отношении месторождений, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации, следует принимать во внимание следующее.

1. Вклад шельфовых проектов в добычу ПНГ крайне незначителен.

В настоящий момент промышленная добыча нефти (и, соответственно, содержащегося в ней ПНГ) ведется только на шельфах южной части Охотского, Балтийского, Печорского, Карского морей и в российской части дна Каспийского моря. Стоит отметить, что полностью шельфовая добыча нефти в наиболее неблагоприятных географо-климатических условиях (в Печорском и Карском морях) началась только в конце 2013 года, когда было введено в промышленную разработку Приразломное нефтяное месторождение.

За 2012-2016 годы суммарная накопленная добыча ПНГ на морских месторождениях составляет всего лишь 2,7% от общего объема добычи ПНГ в Российской Федерации и в отдельные годы указанного периода не превышала 3%. В первую очередь это объясняется малым количеством морских месторождений, вовлеченных в разработку, а также их геологическими условиями. В текущих условиях не ожидается быстрое наращивание добычи нефти (и, соответственно, ПНГ) на морских месторождениях.

Ввод в разработку новых месторождений, расположенных в пределах акваторий морей Российской Федерации, в настоящий момент осложнен гораздо более тяжелыми условиями освоения и целым рядом негативных факторов, среди которых можно выделить неблагоприятную макроэкономическую ситуацию (низкие цены на нефть), а также ограничение доступа к необходимому оборудованию и технологиям, без которых эффективная работа на шельфе требует гораздо большего времени. В связи с этим, реалистичный прогноз добычи нефти и, следовательно, ПНГ, может оказаться ниже запланированного, поскольку ряд ожидаемых проектов может быть отложен на неопределенный срок.

Суммарная добыча ПНГ за 2016 год на месторождениях, расположенных в пределах морских акваторий Российской Федерации составила 2,5 млрд м3 (см. Таблица 1). Промышленная разработка нефтяных месторождений ведется в пределах следующих акваторий: Охотское море, Балтийское море, Карское море, российская часть дна Каспийского моря и Печорское море.

Таблица 1. Добыча ПНГ морских месторождений Российской Федерации

Акватория	Кол-во месторождений	Добыча ПНГ, млн куб. м
		Накопленная	годовая
Азовское море	-	-	-
Балтийское море	1	162	7
Карское море	1	5	3
Каспийское море	3	648	177
Охотское море (юг)	6	21 717	2 175
Печорское море	1	178	125
Всего	12	22 710	2 487

В последние годы основная часть добычи ПНГ приходится на три месторождения Охотского моря, отнесенные к проектам "Сахалин-1" и "Сахалин-2": Чайво, Пильтун-Астохское, Одопту-море. С 2016 г. в разработке находится Аркутун-Дагинское месторождение, что в ближайшей перспективе позволит нарастить годовые уровни добычи нефти и, соответственно, увеличит добычу ПНГ. Кроме того, в данной акватории расположены многочисленные перспективные структуры (Венинская, Лебединская, Северо-Шмидтовская и др.), ввод которых в разработку намечался на 2015-2020 гг. Однако, в результате изменения экономической ситуации, начало промышленного освоения данных объектов отложено и ожидается не ранее 2025-2030 гг.

Добыча нефти и попутного газа на Кравцовском месторождении (Д-6) - единственном разрабатываемом месторождении Балтийского моря - ведется с 2004 года. По состоянию на 2017 г. годовая добыча ПНГ Кравцовского месторождения составляет 7 млн м3. В дальнейшем ожидается падение уровней добычи по месторождению, к 2030 году добыча составит не более 2,0-2,5 млн м3 в год.

В пределах российской части дна Каспийского моря в настоящее время разрабатываются месторождения имени Юрия Корчагина и имени Владимира Филановского: добыча ПНГ в пределах этой акватории за 2016 г. составила 177 млн м3. Предполагается, что в ближайшие годы месторождение им. В. Филановского выйдет на проектный уровень, что приведет к некоторому увеличению объемов добычи ПНГ в пределах Каспийского моря (максимально до 900 млн м3). Кроме того, к 2020-2025 гг. ожидается ввод в разработку Ракушечного месторождения.

С декабря 2013 года введено в разработку первое новое морское месторождение углеводородного сырья Печорского моря - Приразломное. За 2016 год добыча ПНГ по нему составила 125,4 млн м3, в дальнейшем, ожидается некоторое увеличение уровней добычи. Другие месторождения данной акватории, вероятно, не будут введены в разработку до 2030 г.

Следует отметить, что к 2030 году в разработку может быть введено одно из крупнейших открытых за последнее время месторождений - Победа, расположенное в пределах Карского моря.

При условии консервативного сценария, предполагающего ввод в разработку только отдельных объектов, к 2030 году добыча ПНГ в пределах морских акваторий Российской Федерации будет незначительна и останется на уровне 1,7-2 млрд м3 в год. В целом, это соответствует положениям Энергетической стратегии развития России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 N 1715-р.

Таким образом, оценка ресурсного потенциала морских месторождений до 2030 года показывает, что на этом временном горизонте добыча ПНГ шельфовых проектов не будет вносить существенный вклад в общую добычу ПНГ в Российской Федерации. Более того, учитывая технические потребности данных проектов в использовании попутного газа на собственные нужды, доля сжигаемого ПНГ будет крайне незначительной в суммарных объемах сжигания.

2. Размеры повышающих коэффициентов к ставкам платы за сжигание ПНГ должны учитывать особенности освоения шельфовых месторождений с учетом удаленности и слабоизученности территорий.

Оценка накопленного опыта стимулирования полезного использования ПНГ показала следующее. Показатель полезного использования (утилизации) ПНГ существенно разнится по регионам в зависимости от условий освоения месторождений углеводородного сырья, в первую очередь это касается месторождений, расположенных в удаленных и труднодоступных регионах, таких как Восточная Сибирь, Дальний Восток и континентальный шельф (главным образом Арктических морей).

В первую очередь существенное влияние оказывает распределение запасов.

По данным государственного баланса запасов полезных ископаемых суммарные запасы растворенного в нефти газа в пределах морских месторождений Российской Федерации составляют 161,2 млрд м3 (69,6 млрд м3 по категориям A+B+C и 91,6 млрд м3 по категории С).

Запасы ПНГ распределены по акваториям Российской Федерации следующим образом (см. Таблицу 2): на долю южной части Охотского моря приходится около 37 %, Каспийского моря - 29 %, Карского - 17 %, Печорского - 16 %, а на долю Азовского и Балтийского морей - суммарно лишь 1 %.

Таблица 2. Запасы ПНГ морских месторождений Российской Федерации

Акватория	Кол-во месторождений	Запасы ПНГ, млн куб. м
		A+B+C1	С2	Всего
Азовское море	1	245	626	871
Балтийское море	6	526	430	956
Карское море	6	225	27 854	28 079
Каспийское море	12	26 363	19 822	46 185
Охотское море (юг)	11	37 893	21 113	59 006
Печорское море	7	4 341	21 784	26 125
Всего	43	69 593	91 629	161 222

Всего в пределах внутренних морских вод, территориального моря Российской Федерации, континентального шельфа и российской части дна Каспийского моря открыто 71 месторождение нефти и газа и выявлено 619 перспективных нефтегазовых структур, расположенные в акваториях Азовского, Балтийского, Баренцева, Каспийского, Карского, Охотского, Печорского и Японского морей. Из них 43 месторождения содержат запасы нефти с растворенным газом (что составляет 1,6 % от общего количества месторождений с ПНГ в Российской Федерации).

Всего к 2017 году в разработку введены только 12 месторождений, содержащих запасы ПНГ, расположенных в пределах внутренних морских вод, территориального моря Российской Федерации, континентального шельфа и российской части дна Каспийского моря, что составляет 28 % от общего числа морских месторождений, содержащих растворенный газ.

Вместе с тем, на условия освоения месторождений также влияют географо-климатические особенности, связанные с гидрометеорологическими условиями, такими как глубина моря, ледовая обстановка, климат, период открытой воды. Данные особенности определяют принципиальную возможность освоения месторождений при существующем уровне технического развития. Их влияние обусловлено тем, что основные шельфовые проекты России расположены в Арктических морях, ледовая обстановка которых создает определенные трудности при обустройстве месторождений и транспортировке добываемых углеводородов и продуктов их переработки до потребителей.

Стоит отметить, что по результатам анализа географо-климатических условий к наиболее сложным регионам относятся все Арктические моря Российской Федерации, что, в свою очередь, затрудняет эффективное освоение (включая утилизацию ПНГ) месторождений углеводородов в этих акваториях.

Наконец, технико-экономические особенности, также в значительной степени определяют сложность условий освоения месторождений. К ним относится наличие и развитость морской и береговой инфраструктуры по добыче, переработке и транспортировке ПНГ (в том числе удаленность месторождений от трубопроводов, газоперерабатывающие заводы и пр.).

Технологические и экономические условия не всегда позволяют транспортировать ПНГ с морских месторождений по системе трубопроводов на компрессорные станции или газоперерабатывающие заводы, расположенные на берегу. В этих случаях целесообразно рассматривать возможность строительства плавучих технических сооружений таких, как: СПГ-завод, СПГ-хранилище, GTL.

При этом ПНГ обладает такой особенностью как неравномерность добычи во времени, связанная с изменением объемов добычи по годам, вследствии истощения месторождений, поэтому для каждого месторождения разрабатывается индивидуальная схема утилизации ПНГ, учитывающая такую информацию, как: обоснование выбора вариантов использования и достигаемый максимальный коэффициент использования ПНГ; наличие транспортной инфраструктуры и удаленность от нее.

Таким образом, с учетом всех трех факторов, можно определить, что континентальный шельф северных морей относится к регионам с крайне сложными условиями освоения месторождений.

3. Наиболее распространённые способы утилизации ПНГ на континентальной части Российской Федерации не применимы для шельфовых проектов. Необходимо детальное изучение состава ПНГ, свойств, изменения газовых факторов и пр. Научная проработка вопросов утилизации ПНГ на шельфовых проектах потребует времени на научные и конструкторские работы.

На сегодняшний день существует ряд технических решений по утилизации ПНГ. Способ, получивший наибольшее распространение - утилизация ПНГ с целью выработки электроэнергии. Собираемый на промысле ПНГ направляется на газоперерабатывающий завод, откуда сухой отбензиненный газ по газопроводу подается на газовую электростанцию. Выработанная на газопереработывающем заводе широкая фракция легких углеводородов (далее - ШФЛУ) по продуктопроводу либо по железной дороге направляется на нефтехимические заводы для дальнейшего использования в производстве с целью получения таких индивидуальных углеводородов, как: пропан, бутан, пентан (методом фракционирования) и следующей продукции: каучук, пластмасса, этанол, растворители, компоненты высокооктановых бензинов, получаемых при дальнейшей переработке индивидуальных углеводородов. Выделяемая из ШФЛУ смесь пропана-бутана может использоваться в качестве газомоторного топлива, как альтернатива бензину и дизельному топливу. Наряду со значительными достоинствами метода, существует и ряд недостатков: необходимость создания инфраструктуры, включающей сложные технологические объекты; ограниченность выбора технологических решений в районах со сложными географо-климатическими условиями (в том числе в пределах морских акваторий); возможность существенных потерь ПНГ по причине низких значений большинства технологических элементов.

Транспортировка ПНГ с целью дальнейшего использования также является одним из основных способов его утилизации. При этом в качестве потребителей могут выступать газоперерабатывающие заводы, населенные пункты, отдельные предприятия. Различают бескомпрессорный, компрессорный и мультифазный транспорт.

Еще одним вариантом утилизации ПНГ является его использование на месте добычи в качестве топлива для выработки тепловой и электрической энергии, а также для закачки в пласт для поддержания пластового давления, для повышения нефтеотдачи. Однако имеется ряд технологических ограничений, связанных с изменениями свойств пластов после закачки, вследствие чего может возникнуть необходимость использования иного оборудования и режима эксплуатации.

В некоторых случаях ПНГ может быть законсервирован на длительный срок с целью его будущего использования, однако, стоимость данной технологии крайне высока и используется только в тех случаях, когда утилизация ПНГ иными способами невозможна или экономически невыгодна.

Также ПНГ может быть использован в газо- и нефтехимии. Среди газохимических методов наиболее перспективным направлением является разработка GTL (gas-to-liquid), предусматривающая получение жидкости на основе газа. Результатом использования данного способа утилизации является более глубокая переработка ПНГ. Однако применение GTL-технологии осложняется высокой капитальной стоимостью комплексов по переработке попутного газа, а также наличием инвестиционных рисков финансового и технологического характера.

Применение газохимических технологий позволяет использовать те запасы газа, которые являются экономически неэффективными в силу отсутствия транспортной инфраструктуры и значительной удаленности месторождений от существующих объектов газовой системы. В Российской Федерации данные технические решения не распространены в силу географо-климатических особенностей отдельных регионов.

В рамках шельфовых проектов на предложенные варианты утилизации накладывается целый ряд существенных ограничений.

Так, для транспортировки попутного газа с морских месторождений до объектов его дальнейшего использования необходимо строительство подводных и наземных трубопроводов, что влечет за собой значительные капитальные вложения и сильно зависит от сторонней инфраструктуры.

Первичная и вторичная переработка ПНГ на промысле в рамках морских проектов практически невозможна вследствие необходимости создания больших по площади и технологически сложных объектов инфраструктуры; исключением может являться производство сжиженного природного газа.

В случае, когда морские месторождения располагаются вблизи побережья, существует возможность строительства наземного СПГ-завода. Однако, с целью покрытия капитальных затрат на строительство, завод по производству сжиженного природного газа должен быть соединен с одним или несколькими месторождениями, обладающими достаточными запасами для обеспечения полной загрузки технологических линий в течение десятилетий.

При значительной удаленности морских месторождений от берега для сокращения расходов и минимизации технологических и экологических рисков, сопряженных со строительством длинных подводных трубопроводов и наземных заводов СПГ, в качестве способа утилизации ПНГ можно рассматривать плавучий завод по сжижению природного газа, который может быть сравнительно легко и дешево перебазирован на другой проект в любой точке мира. Однако данная технология не апробирована.

Химическая переработка попутного газа в метанол, синтетические жидкие углеводороды (технология GTL) и прочие продукты не представляется возможной на морских месторождениях Российской Федерации, т.к. это сложные и требующие высоких капитальных затрат технологии, не апробированные в условиях шельфовых проектов.

Надо отметить, что отсутствие значительного количества информации по влиянию техногенных факторов на экологию региона работ применительно к шельфовым проектам требует проведения комплекса дополнительных исследований за значительный период времени. В таблице 3 приводится возможное техническое задание на проведение научных, научно-исследовательских и изыскательных работ в области охраны окружающей среды для шельфового проекта, расположенного в пределах арктических морей (при условии, что к 2017 году весь комплекс геолого-технологических мероприятий по подготовке месторождения к вводу в промышленную разработку завершен).

Таблица 3. Возможное техническое задание на проведение работ в области охраны окружающей среды для шельфового проекта

N

Планируемые организационно- технические, инвестиционные мероприятия

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

1

Изучение национального и международного опыта в целях поиска эффективных технологий использования ПНГ в условиях морской добычи и применимости такого опыта в условиях месторождения

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

1.1

Исследования техник и технологий по закачке ПНГ в нефтеносный пласт в условиях экстремальных условий окружающей среды в целях повышения внутрипластового давления

x

x

x

x

1.2

Исследования научных разработок, эффективных техник и технологий переработки ПНГ в условиях малого объема добычи и технологических ограничений морских проектов в целях выработки электроэнергии на собственные нужды

x

x

x

x

1.3

Исследования научных разработок, эффективных техник и технологий химической переработки ПНГ в условиях малого объема добычи и технологических ограничений морских проектов в целях последующего добавления к основному потоку нефти и передачи на НПЗ

x

x

x

x

x

1.4

Исследования научных разработок, эффективных техник и технологий химической переработки ПНГ в условиях малого объема добычи и технологических ограничений морских проектов в топливо (Технология "Gas-to-liquids")

x

x

x

1.5

Концептуальные исследования подходов комплексирования утилизации ПНГ нефтяного месторождения.

x

x

x

x

Таблица 3. Типовое техническое задание на проведение работ в области экологии для шельфового проекта (Окончание)

1.6.

Разработка комплексной программы утилизации ПНГ на месторождениях, в том числе: сбор, обработка и анализ материалов и данных о состоянии природной среды Арктической зоны, поиск и изучение объектов-аналогов, функционирующих в природных условиях сходных с районом месторождения

x

x

x

x

2

Проведение комплекса инженерно-экологических изысканий регионов в границах влияния бизнес-проектов

x

x

x

x

x

x

x

2.1

Проведение НИР по определению фонового состояния флоры и фауны побережий и акваторий в границах влияния бизнес-проектов

x

x

x

2.2

Проведение аэро- и космосъемки районов деятельности с дальнейшим дешифрированием в целях определению фонового состояния флоры и фауны побережий и акваторий в границах влияния бизнес-проектов

x

x

x

2.3

Проведение анализа уровня воздействия выбросов ПНГ на экосистемы в целях морского пространственного планирования и определения допустимых методов утилизации ПНГ

x

x

x

x

2.4

мониторинг состояния ОС в районе МЛСП с учетом оценки эффективности применения установки безсажевого горения (2й год)

x

x

x

3

Реализация текущих инвестиционных проектов, направленных на повышение степени утилизации ПНГ

x

x

3.1

Модернизация энергетического комплекса с максимальным использованием попутного нефтяного газа: - уточнение величины газового фактора месторождения; - строительство установки безсажевого горения; - пуско-наладочные работы

x

x

Из таблицы видно, что в случае благоприятных условий, для проведения первоочередных мероприятий требуется около 6-7 лет, а создание эффективной системы утилизации ПНГ может быть осуществлено примерно в течение 10-11 лет.

В связи с низкой изученностью экологической обстановки арктических морей, понадобятся дополнительные экологические исследования в период подготовки, строительства инфраструктуры и первоначальной эксплуатации системы утилизации ПНГ.

4. Основные принципы стимулирования использования ПНГ и направленность их действия.

Действие нормативных правовых актов, регламентирующих стимулирование использования (утилизации) ПНГ, направлено на создание условий, способствующих снижению уровня сжигания или рассеивания ПНГ, а также стимулирующих развитие методик и технологий по рациональному использованию ПНГ.

Основополагающим природоохранным федеральным актом в этой части является Федеральный закон от 10.01.2002 N7-ФЗ "Об охране окружающей среды" (далее - Закон N 7-ФЗ), который в целом регламентирует механизм исчисления и взимания платы за негативное воздействие на окружающую среду, в т. ч. вопросы взимания платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросе загрязняющих веществ в атмосферный воздух стационарными источниками. Основные положения в части платежей при ненормированных выбросах загрязняющих веществ (в т. ч. при утилизации ПНГ) определяют следующее: отчетный период; базу для расчета платежей; сроки внесения платежей; лиц, обязанные вносить платежи; отчетную форму по плате.

Положения Закона N 7-ФЗ конкретизированы в постановлениях Правительства Российской Федерации от 03.03.2017 N 255 "Об исчислении и взимании платы за негативное воздействие на окружающую среду" и от 08.11.2012 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" далее - Постановление N 1148).

Постановление N 1148 наряду с ужесточением системы платы за сжигание ПНГ, также содержит ряд экономических стимулов для пользователей участками недр.

К ужесточающим мерам можно отнести:

введение предельно допустимого показателя сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного газа на уровне 5 процентов объема добытого ПНГ;

введение дополнительного коэффициента К равного 25, в случае превышения предельного допустимого показателя сжигания;

введение дополнительного коэффициента К равного 120, в случае отсутствие у недропользователя средств измерения и (или) технических систем и устройства с измерительными функциями.

К стимулирующим мерам можно отнести:

возможность выбора недропользователем механизма расчета показателя сжигания, для целей исчисления платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании ПНГ;

возможность учета показателя покрытия затрат при реализации программ по полезному использованию ПНГ в рамках инвестиционных газовых программ пользователей недр, и тем самым понижения платы за выбросы загрязняющих веществ;

неприменение показателя сжигания для участков недр со степенью выработанности запасов нефти по участку недр меньше или равной 0,01, а также в течение трех лет с момента превышения указанного показателя или до достижения степени выработанности запасов нефти по участку недр, равной 0,05, если это наступит раньше;

неприменение дополнительного коэффициента К 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;

исключение из расчета показателя сжигания объемов сжигания ПНГ при плановой остановке газоперерабатывающих мощностей.

При разработке мер стимулирования полезного использования ПНГ основной упор делался на поощрение создания инфраструктуры переработки и подготовки ПНГ со значительным количеством участников. Данный подход возможен только для континентальной части Российской Федерации (наличие большого количества месторождений на разных стадиях, наличие или возможность строительства совместной инфраструктуры, значительные объемы ПНГ).

Что касается шельфовых проектов, их разработка сопряжена со значительными трудностями, связанными с географо-климатическими (шельф арктических морей Российской Федерации), технологическими, инфраструктурными особенностями. Поэтому, принимая во внимание специфику добычи ПНГ на месторождениях, расположенных в акваториях морей Российской Федерации, из всех мер стимулирования, предусмотренных действующим законодательством, лишь одна может условно считаться применимой - возможность выбора механизма расчета показателя сжигания, но и в этом случае технические условия накладывают значительные ограничения на ее применение.

Стоит отметить, что при этом, в настоящий момент, ужесточающие меры в равной степени действуют на проекты, распложенные во всех регионах Российской Федерации, включая и шельфовые проекты.

Таким образом, для создания эффективной системы стимулирования полезного использования ПНГ для недропользователей, ведущих разработку морских месторождений, необходима дополнительная проработка и апробация действенных мер стимулирования утилизации ПНГ для шельфовых проектов, учитывающих в полной мере специфику их реализации.

С учетом изложенного проектом постановления Правительства Российской Федерации "О внесении изменений в Положение 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" для новых морских месторождений углеводородного сырья, расположенных целиком или частично в пределах Баренцева, Карского, Печорского, Чукотского, Восточно-Сибирского, Белого морей и моря Лаптевых, степень выработанности которых по состоянию на 01.01.2017 составляет не менее 0,01, предусматривается введение дополнительного коэффициента Кнмм, значение которого в период с 1 января 2018 года по 31 декабря 2019 года и с 1 января 2031 года планируется установить равным 1, а с 1 января 2020 года по 31 декабря 2030 года равным 0,25 (с учетом введения в действие с 01.01.2020 коэффициента 100 за объем или массу выбросов загрязняющих веществ, сбросов загрязняющих веществ, превышающих установленные для объектов I категории такие объем или массу, а также превышающих указанные в декларации о воздействии на окружающую среду для объектов II категории такие объем или массу). Установление на период 2020-2030 годов коэффициента Кнмм, равного 0,25, означает возможность понижения в 4 раза 100-кратного коэффициента за объем или массу выбросов загрязняющих веществ, сбросов загрязняющих веществ, превышающих установленные для объектов I категории такие объем или массу, а также превышающих указанные в декларации о воздействии на окружающую среду для объектов II категории такие объем или массу, предусмотренного статьей 16.3 Закона N 7-ФЗ (с 01.01.2020), до размера действующего в настоящее время коэффициента 25 - за объем или массу выбросов загрязняющих веществ, сбросов загрязняющих веществ, превышающих установленные разрешениями на выброс загрязняющих веществ в атмосферный воздух, разрешениями на сброс загрязняющих веществ в окружающую среду, предусмотренного пунктом 8 статьи 11 Федерального закона от 21.07.2014 N 219-ФЗ "О внесении изменений в Федеральный закон "Об охране окружающей среды" и отдельные законодательные акты Российской Федерации" (на период с 01.01. 2016 до 31.12.2019). Принятие постановления не приведет к выпадающим доходам бюджетов бюджетной системы Российской Федерации.

Принятие и реализация постановления не потребуют дополнительных расходов федерального бюджета.

Принятие постановления не повлияет на индикаторы государственных программ Российской Федерации и их результаты.

Проект Постановления соответствует положениям Договора о Евразийском экономическом союзе, положениям иных международных договоров Российской Федерации.