Постановление Пятнадцатого арбитражного апелляционного суда от 22 октября 2020 г. N 15АП-15782/20 по делу N А32-44169/2019

город Ростов-на-Дону

22 октября 2020 г.

дело N А32-44169/2019

Резолютивная часть постановления объявлена 19 октября 2020 года.

Полный текст постановления изготовлен 22 октября 2020 года.

Пятнадцатый арбитражный апелляционный суд в составе:

председательствующего судьи Пименова С.В.

судей М.В. Соловьевой, С.С. Филимоновой

при ведении протокола судебного заседания секретарём судебного заседания Семченко Ю.В.

при участии:

от публичного акционерного общества "Нефтяная компания "Роснефть": Конькова Л.А., представитель по доверенности от 28.11.2018,

рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу Южного Межрегионального управления Федеральной службы по надзору в сфере природопользования

на решение Арбитражного суда Краснодарского края от 29.06.2020 по делу N А32-44169/2019

по заявлению публичного акционерного общества "Нефтяная компания "Роснефть" (ИНН 7706107510, ОГРН 1027700043502)

к Южному Межрегиональному управлению Федеральной службы по надзору в сфере природопользования (ИНН 2309089375, ОГРН 1042304949752)

об оспаривании предписания,

УСТАНОВИЛ:

публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть"" (далее - Общество) обратилось в Арбитражный суд Краснодарского края с заявлением о признании недействительным предписания Южного Межрегионального управления Федеральной службы по надзору в сфере природопользования (далее - Управление) от 11.07.2019 N 05-06-44-П-1 в части пунктов 1, 2, 3, 5, 6, 7.

Решением Арбитражного суда Краснодарского края от 29.06.2020 по делу N А32-44169/2019 требования Общества были удовлетворены, предписание Управления от 11.07.2019 N 05-06-44-П-1 в части пунктов 1, 2, 3, 5, 6, 7 было признано не действительным.

Не согласившись с принятым судебным актом, Управление обратилось в Пятнадцатый арбитражный апелляционный суд с апелляционной жалобой, в которой просит решение отменить и принять новый судебный акт, которым отказать в удовлетворении требований Общества. В обоснование апелляционной жалобы Управление указывает, что процессуальный срок обжалования Управлением решения Арбитражного суда Краснодарского края от 29.06.2020 по уважительным причинам, при этом, оснований для отказа в принятии жалобы не имеется. Судом первой инстанции необоснованно принят довод Общества о том, что требование о необходимости проведения доизучения месторождения является противоречащим согласованному порядку дополнений к технологическому проекту. Вывод суда первой инстанции о том, что требование о разработке технического проекта разработки месторождения Дыш с учётом предельно допустимого значения показателей сжигания на факельных установках и рассеивания попутного нефтяного газа в размере не более 5% от общего объёма добытого попутного нефтяного газа является незаконным, поскольку основано на предоставления Обществом недостоверных данных о фактической эксплуатации месторождения Дыш и об объёмах добычи газа. Позиция суда первой инстанции о том, что требование Управления об обеспечении эффективных меры по сбору и очистке нефтяного попутного газа не отвечает требованиям законодательства, так как невозможно определить возможность его исполнения, является необоснованным. Обществом с нарушением технологической схемы разработки месторождения в 2018 году выброшено в атмосферный воздух сверх утверждённого норматива объём равный - 322,9 млн.куб.м., а технологическая схема разработки Анастасиевско-Троицкого месторождения не соответствует проектным решениям, что привело к сверхнормативным выбросам вредных загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах Славянского и Крымского районов Краснодарского края, что указывает о некорректности вывода суда первой инстанции о недействительности пункта 5 оспариваемого предписания. Суд не обосновал отсутствие у Роснедра полномочий по согласованию объёмов сжигания и рассеивания природного газа, добытого из газовых скважин.

Пятнадцатый арбитражный апелляционный суд рассматривает апелляционную жалобу в порядке главы 34 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

Управление, извещённое надлежащим способом о времени и месте судебного заседания, в порядке статьи 123 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, в том числе публично, путём размещения соответствующей информации на официальном сайте пятнадцатого арбитражного апелляционного суда, явку своего представителя в судебное заседание не обеспечило.

В судебном заседании представитель Общества просил решение суда первой инстанции оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения по доводам изложенным в отзыве. Апелляционный суд приобщил отзыв к материалам дела.

Дело рассмотрено в порядке статей 156, 200 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации в отсутствие Управления, надлежащим способом извещённого о времени и месте судебного разбирательства.

Исследовав представленные доказательства, по правилам статьи 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, дав надлежащую правовую оценку доводам лиц, участвующих в деле, апелляционный суд пришёл к выводу о том, что суд первой инстанции обоснованно исходил из следующего.

В силу статьи 198 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации граждане, организации и иные лица вправе обратиться в арбитражный суд с заявлением о признании ненормативных правовых актов недействительными, решений и действий (бездействия) государственных органов, органов местного самоуправления, иных органов, должностных лиц незаконными, если полагают, что оспариваемый ненормативный правовой акт, решение и действие (бездействие) не соответствуют закону или иному нормативному правовому акту и нарушают их права и законные интересы в сфере предпринимательской и иной экономической деятельности, незаконно возлагают на них какие-либо обязанности, создают иные препятствия для осуществления предпринимательской и иной экономической деятельности.

Пунктом 4 статьи 200 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации при рассмотрении дел об оспаривании ненормативных правовых актов, решений и действий (бездействия) государственных органов, органов местного самоуправления, иных органов, должностных лиц арбитражный суд в судебном заседании осуществляет проверку оспариваемого акта или его отдельных положений, оспариваемых решений и действий (бездействия) и устанавливает их соответствие закону или иному нормативному правовому акту, устанавливает наличие полномочий у органа или лица, которые приняли оспариваемый акт, решение или совершили оспариваемые действия (бездействие), а также устанавливает, нарушают ли оспариваемый акт, решение и действия (бездействие) права и законные интересы заявителя в сфере предпринимательской и иной экономической деятельности.

В силу части 2 статьи 201 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации основанием для признания ненормативных правовых актов недействительными, а также действий (бездействия) должностного лица неправомерными является несоответствие их закону и иному нормативному правовому акту, а также нарушение прав и законных интересов заявителя в сфере предпринимательской или иной экономической деятельности.

Таким образом, для признания арбитражным судом незаконными ненормативных актов и действий государственных органов, должностных лиц необходимо наличие одновременно двух юридически значимых обстоятельств: несоответствия их закону или иным нормативным правовым актам и нарушения прав и законных интересов заявителя в сфере предпринимательской и иной экономической деятельности.

Согласно части 2 статьи 22 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" (далее - Закон N 2395-1) пользователь недр обязан обеспечить, в том числе, соблюдение требований законодательства, а также утверждённых в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ, связанных с пользованием недрами, и при первичной переработке минерального сырья (пункт 1); соблюдение утверждённых в установленном порядке стандартов (норм, правил), регламентирующих условия охраны недр, атмосферного воздуха, земель, лесов, водных объектов, а также зданий и сооружений от вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами (пункт 7).

В соответствии с пунктом 2 статьи 23 Закона N 2395-1 одним из основных требований по рациональному использованию недр является обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр.

В пункте 3 статьи 23 Закона N 2395-1 предусмотрено, что основными требованиями по рациональному использованию и охране недр является проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр, предоставленного в пользование в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых.

В пункте 4 статьи 23 Закона N 2395-1 к числу основных требований по рациональному использованию и охране недр отнесены проведение государственной экспертизы и государственного учёта запасов полезных ископаемых, а также участков недр, используемых в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых.

Как следует из материалов дела, Управлением в период с 14.06.219 по 11.07.2019 на основании распоряжения от 05.06.2019 N 05-06-44-П проведена плановая документарная проверка Общества по вопросу соблюдения законодательства в области охраны окружающей среды и природоохранных требований.

В ходе проверки Управление выявило нарушения Закона N 2395-1, в связи с чем 11.07.2019 Обществу было выдано предписание N 05-06-44-П-1, которым на Общество была возложена обязанность:

1. В рамках лицензии на пользование недрами КРД 05276НЭ обеспечить детальное геологическое изучение и достоверную оценку запасов нефтяного попутного газа (растворённый газ, свободный газ и газ газовой шапки) по месторождению Дыш: объект Р3, горизонт I, объект Р3, горизонт II, чем нарушены требования пункта 1, 3 части 2 статьи 22, пунктов 2, 3, 4 статьи 23 Закона N 2395-1. Срок исполнения - 06.04.2020;

2. В рамках лицензии на пользование недрами КРД 05276 НЭ по результатам геологического изучения и оценки запасов нефтяного попутного газа (растворённый газ, свободный газ и газ газовой шапки) по месторождению Дыш: объект Р3, горизонт I, объект Р3, горизонт II обеспечить разработку технического проекта разработки месторождения с учётом предельно допустимого значения показателя сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа в размере не более 5 процентов от общего объёма добытого попутного нефтяного газа, чем нарушены требования пункта 7 части 2 статьи 22, пунктов 2 статьи 23, статьи 23.2 Закона N 2395-1, пункта 3 постановление Правительства Российской Федерации 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". Срок исполнения - 02.11.2019;

3. В рамках лицензии на пользование недрами КРД 05276 НЭ при эксплуатации объектов переработки, транспортировки, хранения и реализации нефти, газа и продуктов их переработки обеспечить эффективные меры по сбору и очистке нефтяного попутного газа (растворённый газ, свободный газ и газ газовой шапки, добытый из нефтяных скважин), и меры по снижению негативного воздействия на окружающую среду, чем нарушены требования пункта 7 части 2 статьи 22, статьи 23.2 Закона N 2395-1, пункта 2 статьи 46 Федерального закона от 10.01.2002 N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды". Срок исполнения - 05.11.2019;

5. В рамках лицензии на пользование недрами КРД 05309 НЭ обеспечить внесение в технический проест разработки Анастасиевско-Троицкого месторождения достоверных данных по объёмам добычи и схемам сбора попутного нефтяного газа (растворённый газ, свободный газ и газ газовой шапки, добытый из нефтяных скважин), с учётом предельно допустимого значения показателя сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа в размере не более 5 процентов от общего объёма добытого попутного нефтяного газа, чем нарушены требования пункта 7 части 2 статьи 22, пункта 2 статьи 23, статьи 23.2 Закона N 2395-1, пункта 3 4 постановления Правительства Российской Федерации 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". Срок исполнения 06.04.2020;

6. В рамках лицензии на пользование недрами КРД 05309 НЭ при эксплуатации объектов переработки, транспортировки, хранения и реализации нефти, газа и продуктов их переработки, обеспечить эффективные меры по сбору и очистки нефтяного попутного газа (растворённый газ, свободный газ и газ газовой шапки добытый из нефтяных скважин), по снижению негативного воздействия на окружающую среду, чем нарушены требования пункта 7 части 2 статьи 22 Закона N 2395-1, пункта 2 статьи 46 Федерального закона от 10.01.2002 N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды". Срок исполнения - 05.11.2019;

7. В рамках лицензии на пользование недрами КРД 05309 НЭ согласовать с Федеральным агентством по недропользованию (Роснедра) объёмы сжигания и (или) рассеивание природного газа, добытого из газовых скважин, либо не допускать сжигание и (или) рассеивание природного газа, чем нарушены требования статьи 1.2, пунктов 1, 7 части 2 статьи 22, пункта 2 статьи 23, статьи 23.2 Закона N 2395-1. Срок исполнения - 05.11.2019.

Согласно статье 23.2 Закона N 2395-1 разработка месторождений полезных ископаемых осуществляются в соответствии с утвержденными техническими проектами. Пользователь недр обязан обеспечить соблюдение требований технических проектов, планов и схем развития горных работ, недопущение сверхнормативных потерь, разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых. Порядок подготовки, согласования и утверждения технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, устанавливается Правительством Российской Федерации по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами.

Частью 1 и 2 статьи 39 Федерального закона от 10.01.2002 N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды" (далее - Федеральный закон N 7-ФЗ) предусмотрено, что юридические и физические лица, осуществляющие эксплуатацию зданий, строений, сооружений и иных объектов, обязаны соблюдать утвержденные технологии и требования в области охраны окружающей среды, восстановления природной среды, рационального использования и воспроизводства природных ресурсов, а также юридические и физические лица, осуществляющие эксплуатацию зданий, строений, сооружений и иных объектов, обеспечивают соблюдение нормативов качества окружающей среды на основе применения технических средств и технологий обезвреживания и безопасного размещения отходов производства и потребления, обезвреживания выбросов и сбросов загрязняющих веществ, а также наилучших доступных технологий, обеспечивающих выполнение требований в области охраны окружающей среды, проводят мероприятия по восстановлению природной среды, рекультивации земель в соответствии с законодательством.

На основании части 1 статьи 46 Федерального закона N 7-ФЗ размещение, проектирование, строительство, реконструкция, ввод в эксплуатацию и эксплуатация объектов нефтегазодобывающих производств, объектов переработки, транспортировки, хранения и реализации нефти, газа и продуктов их переработки должны осуществляться в соответствии с требованиями, установленными законодательством в области охраны окружающей среды.

При размещении, проектировании, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию и эксплуатации объектов нефтегазодобывающих производств, объектов переработки, транспортировки, хранения и реализации нефти, газа и продуктов их переработки должны предусматриваться эффективные меры, в том числе по рекультивации нарушенных и загрязненных земель, снижению негативного воздействия на окружающую среду, а также по возмещению вреда окружающей среде, причиненного в процессе строительства и эксплуатации указанных объектов (часть 2 статьи 46 Федерального закона N 7-ФЗ).

В соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации 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" предусмотрено следующее - установить предельно допустимое значение показателя сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа в размере не более 5 процентов объёма добытого попутного нефтяного газа. Предельно допустимое значение показателя сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа не применяется при освоении участков недр со степенью выработанности запасов нефти по участку недр меньше или равной 0,01, а также в течение 3 лет с момента превышения указанного показателя или до достижения степени выработанности запасов нефти по участку недр, равной 0,05, если это наступит раньше. При этом степень выработанности запасов нефти определяется как отношение суммы накопленной добычи нефти по участку недр к начальным извлекаемым запасам нефти всех категорий по этому участку.

Как следует из материалов дела следует, Общество осуществляет деятельность на основании лицензии на пользование недрами КРД 05276 НЭ с целевым назначением и видами работ для разведки и добычи полезных ископаемых на участке недр, расположенном в Горячеключевском районе Краснодарского края со сроком действия до 31.12.2035.

В пределах участка недр по указанной лицензии находится месторождение Дыш, находящееся на поздней стадии разработки. Месторождение полностью разбурено согласно утверждённой проектной сетки скважин. Все запасы в границах разрешенной лицензионной деятельности отнесены к категории А. Степень выработанности запасов углеводородного сырья составляет по пластам майкопской серии: для горизонта I - 95%, для горизонта II - 99%.

Программа геологического изучения месторождения выполнена на основании действующего проектного документа - Дополнение к технологическому проекту разработки газонефтяного месторождения Дыш, утверждённое протоколом заседания Центральной нефтегазовой секции Роснедр по УВС от 13.12.2018 N 7419, согласно которому предусмотрена программа исследовательских работ и доразведки месторождения Дыш (нефть), в которой предусмотрено бурение эксплуатационных скважин для целей уточнения геологического строения (при проведении разведочных работ и доразведки) месторождения.

В соответствии с выпиской о состоянии запасов полезных ископаемых месторождения Дыш, по данным Росприроднадзора, остаточные запасы на 01.01.2019 составляют: растворённый газ - 106 млн.куб.м. и газ газовой шапки 391 млн.куб.м..

В соответствии с пунктом 6 Методических рекомендаций по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утверждённых распоряжением Минприроды России от 01.02.2016 N 3-р, полезные ископаемые, содержащиеся в залежах углеводородов, подразделяются на основные, попутные полезные ископаемые и попутные полезные компоненты. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объёмным методом разработаны специализированным институтом Министерства природных ресурсов Российской Федерации - Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (ВНИГНИ), и согласованы с Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых в 2002 году (далее - Методические рекомендации).

Начальные геологические запасы газа, растворённого в нефти, определяются по начальным геологическим запасам нефти и начальному газосодержанию, определенному по пластовым пробам при их дифференцированном разгазировании. Газосодержание является одним из основных свойств нефти и газа в пластовых условиях.

Газосодержание нефти характеризует количество природного газа, растворённого в пластовой нефти. Определение значения газосодержания нефти осуществляется единожды для месторождения или его пласта (в зависимости от строения месторождения) в начале их разработки путем исследования отобранной глубинной пробы нефти, и измеряется отношением объёма газа, выделенного из нефти при ее дегазации (при давлении 101 кПа и 20 °С), к объёму или массе дегазированной нефти. Для месторождения Дыш значение газосодержания нефти составляет для майкопского горизонта I - 195 м/т, для горизонта майкопского II - 198 куб.м./т до 01.01.2019, с 01.01.2019 - 207 куб.м./т.

Данные значения газосодержания нефти использовались для определения запасов растворённого газа и отражены в Государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации на 01.01.2018 и на 01.01.2019. Применённые подсчётные параметры запасов нефти и растворённого газа, а также газа газовых шапок месторождения Дыш по состоянию на 01.01.2019 отражены, соответственно, в таблицах 1.1 и 1.2. Протокола Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Российской Федерации от 06.12.2018 N 03-18/944-пр.

Административный орган в акте проверки ссылается на учёт параметра "рабочий газовый фактор" при подсчете запасов растворённого газа, запасов свободного газа газовой шапки. Однако, газовый фактор является показателем текущей разработки месторождения, зависит от условий разработки залежи, и не участвует в расчете начальных извлекаемых запасов растворённого газа и свободного газа газовой шапки. Суд также учитывает, что в рамках работ по подсчёту запасов материалы, обосновывающие параметры и запасы нефти, растворённого газа, газа газовой шапки прошли экспертизу и утверждение экспертной комиссией ГКЗ Роснедра в 2009 году (Протокол от 11.11.2009 N 2053-дсп).

В оперативном порядке материалы, обосновывающие изменение состояния запасов углеводородов по залежам пластов I и II майкопской свиты месторождения Дыш, представлялись в ГКЗ Роснедра, прошли экспертизу и утверждение в 2018 году (Протокол от 06.12.2018 N 03-18/944-пр).

Согласно Протоколу Роснедр от 06.12.2018 N 03-18/944-пр ФГБУ "Росгеолфонд" внесены изменения в Государственный баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации по месторождению Дыш по состоянию на 01.01.2019 в соответствии с таблицами 1.1, 1.2, 2.1, 2.2, 2.3 и с учётом накопленной добычи.

По данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых Российской Федерации по месторождению Дыш по состоянию на 01.01.2019 запасы растворённого газа составили 116 млн.м, газа газовой шапки 391 млн.м. При этом, в данных Государственного баланса запасов полезных ископаемых РФ по месторождению Дыш отражены помимо запасов растворённого газа и газа газовой шапки параметры разработки (добыча плюс потери газа с начала освоения, коэффициент извлечения газа, степень выработанности запасов газа, темпы отбора запасов), а также параметры залежи свободного газа (площадь газоносности, газонасыщенная толщина, открытая пористость, газонасыщённость, газосодержание, пластовое давление), что подтверждает, что параметр "рабочий газовый фактор" для данных Государственного баланса запасов полезных ископаемых Российской Федерации значение не имеет.

Таким образом, судом первой инстанции обоснованно признан пункт 1 предписания от 11.07.2019 N 05-06-4-П-1 недействительным, в силу названных выше обстоятельств.

В пункте 2 оспариваемого предписания, Управление указало, что в рамках лицензии на пользование недрами КРД 05276 НЭ по результатам геологического изучения и оценки запасов нефтяного попутного газа (растворённый газ, свободный газ и газ газовой шапки) по месторождению Дыш: объект Р3, горизонт I, объект Р3, горизонт II обществу необходимо обеспечить разработку технического проекта разработки месторождения с учётом предельно допустимого значения показателя сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа в размере не более 5 процентов от общего объёма добытого попутного нефтяного газа, общество указывает на то, что действующим проектным документом разработки месторождения является Дополнение к технологическому проекту разработки газонефтяного месторождения Дыш, утверждённое Протоколом заседания Центральной нефтегазовой секции Роснедр по УВС от 13.12.2018 N 7419.

Согласно материалам дела, по итогам эксплуатации месторождения в 2018 году фактически достигнутые значения по показателям разработки, характеризующие выполнение проектного документа (пункт 5.1 Правил разработки месторождений углеводородного сырья, 10 утверждённых приказом Минприроды России от 14.06.2016 N 356), не превышают допустимые отклонения. В соответствии с подпунктом "б" пункта 13 Положения о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, утверждённого постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N1185, в проектную документацию на разработку месторождений углеводородного сырья включаются мероприятия по обеспечению использования и утилизации попутного нефтяного газа. Уровень рационального использования попутного нефтяного газа (далее - ПНГ) установлен для Компании в ПТД и составляет на 2018 35%, а с 2021 рациональное использование ПНГ - 95%, что подтверждено Министерством энергетики Российской Федерации письмом от 05.12.2018 N05-3949.

В 2018 году фактическая добыча ПНГ по месторождению Дыш составила 44,0 млн.куб.м., объём использования ПНГ составил 21,9 млн.куб.м., в связи с чем, фактический уровень использования ПНГ составил 49,7% (21,9 *100%/ 44,0 =49,7%), что не ниже показателя, установленного в ПТД и согласованного Минэнерго России (35 %).

Доказательства несоблюдения Обществом показателей ПТД, в материалы дела не представлены. Доказательства того, что ПТД не соответствует требованиям действующего законодательства, в том числе и с учётом предельно допустимых показателей сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа в размере более 5 процентов объёма добытого попутного нефтяного газа, установленных пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.11.2012 N 1148, также в материалы дела не представлены.

Из представленных в материалы дела доказательств следует, что по завершению строительства МУПГ "Смоленская" газ с месторождения Дыш (лицензия КРД 05276 НЭ) будет поступать на существующий объект КС "Ключевая" для компримирования и дальнейшей подачи газа по газопроводу КС Ключевая - КС Смоленская на МУПГ "Смоленская" для подготовки его до требований качества СТО 089-2010 с последующей сдачей в ЕСГ ПАО "Газпром".

Проектная мощность объекта МУПГ "Смоленская" составляет 70 млн.куб.м./год. Газопровод "КС Ключевая - КС Смоленская" был введён в эксплуатацию в апреле 2017. На МУПГ "Смоленская" ведётся завершение строительно-монтажных работ, ввод в эксплуатацию намечен на конец 2020 года. Доказательства того, что названные обстоятельства являются ненадлежащими мерами по сбору и очистке нефтяного попутного газа, по снижению негативного воздействия на окружающую среду, в материалы дела не представлены.

В пункте 3 оспариваемого предписания Управление не указало, какие конкретно необходимы меры по снижению негативного воздействия на окружающую среду в рамках лицензии на пользование недрами КРД 05276 НЭ при эксплуатации объектов переработки, транспортировки, хранения и реализации нефти, газа и продуктов их переработки. Предписание в данной части содержит лишь общее указание на норму пункта 2 статьи 46 Федерального закона N 7 без конкретизации действий. Из акта проверки также не следует указание Обществу на совершение действий.

Согласование Дополнения к технологическому проекту разработки Анастасиевско-Троицкому нефтегазоконденсатному месторождению Краснодарского края, утверждённое Протоколом заседания Центральной нефтегазовой секции Роснедр но УВС от 19.12.2018 N 7453, было произведено компетентным, уполномоченным органом, проверена достоверность представленных данных, в том числе, и по объёмам добычи полезных ископаемых, в связи с чем отсутствуют основания полагать, что в действующий проектный документ внесены некорректные данные.

Управление в ходе проверки пришло к выводу о том, что общий объём ПНГ, добытый при разработке месторождения, целесообразно считать по рабочему газовому фактору газоводонефтяной смеси, содержащей пластовую воду, носит вероятностный характер, не подтверждён положениями типовых методик расчёта и не основан на нормативно-правовом регулировании.

Из материалов дела следует, что в ПТД Анастасиевско-Троицкое месторождения уровень рационального использования ПНГ в 2018 году составляет 85%, с 2021 года рациональное использование ПНГ на месторождении достигнет 95%, что подтверждено согласованием Министерства энергетики Российской Федерации письмом от 17.12.2018 N 05-4261.

Фактическая добыча ПНГ по м/р Анастасиевско-Троицкое за 2018 составила 164,0 млн.куб.м., объём использования ПНГ составил 149,3 млн.куб.м..

Таким образом, фактический уровень использования ПНГ составил 91% (149 3 * 100%/164,0=91%). Соответственно, в 2018 году фактический уровень использования ПНГ составил 91%, что не ниже показателя установленного в ПТД Анастасиевско-Троицкое месторождения и согласованного Минэнерго России (85%).

Доказательства несоблюдения Обществом показателей, установленных в ПТД Анастасиевско-Троицкое месторождения, в материалы дела не представлены.

Суд первой инстанции обоснованно пришёл к выводу о том, что материалами дела подтверждается ПТД Анастаеневско-Троицкое месторождения подготовлен в полном соответствии с требованиями действующего законодательства, в том числе и с учётом предельно допустимых показателей сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа в размере более 5 процентов объёма добытого попутного нефтяного газа, установленных пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.11.2012 N 1148 и будет выполнен с 2021 года, апелляционный суд находит обоснованным.

Из материалов дела следует, что Общество осуществляет проведение мероприятий по сбору и очистке ПНГ. Доказательства неэффективности применяемых Обществом, в материалы дела не представлены.

Общество с целью достижения уровня рационального использования ПНГ 95% на Анастасиевско-Троицком месторождении осуществляет строительство комплекса объектов Газовой программы, включающие в себя реконструкцию узлов учёта на ГУ. Введён в эксплуатацию в апреле 2019 года - строительство центральных нефтегазосборных коллекторов от ГУ до ДНС. Ввод в эксплуатацию намечен на октябрь 2019 года - строительство сборных газопроводов от ДНС до КС с целью транспортировки газа от дожимной насосной станции до компрессорной. Введен в эксплуатацию в марте 2016 года - реконструкцию ДНС "Троицкая" и ДНС "Ханьковская" с целью дегазации нефтеэмульсии и сбора газа для дальнейшей подачи на прием планируемой компрессорной. ДНС "Ханьковская" введена в эксплуатацию в августе 2018 года, ДИС "Троицкая" - в декабре 2018 года - строительство компрессорной станции КС "Троицкая" мощностью 300 млн.куб.м/год с целью компримирования низконапорного газа с последующей подачей газа на УПГ "Газелан".

Стороны не оспаривают того факта, на момент рассмотрения дела судом первой инстанции на объекте ведутся пусконаладочные работы оборудования, ввод в эксплуатацию намечен на конец 2020 года с учётом планируемого окончания СМР.

Из содержания оспариваемого предписания от 11.07.2019 N 05-06-44-П-1 не следует конкретизация необходимых мер по снижению негативного воздействия на окружающую среду в рамках лицензии на пользование недрами КРД 05309 НЭ при эксплуатации объектов переработки, транспортировки, хранения и реализации нефти, газа и продуктов их переработки, обеспечить эффективные меры по сбору и очистки нефтяного попутного газа (растворённый газ, свободный газ и газ газовой шапки добытый из нефтяных скважин), данных о том, какие именно мероприятия не осуществляет Общество и что необходимо для соблюдения законодательства отсутствуют. Указание на совершение таких мер не следует и из текста акта проверки.

В оспариваемом предписании Управление считает, что Общество при эксплуатации месторождения Анастасиевско-Троицкого месторождения осуществляет сжигание и рассеивание газа, не включённого в проектный документ и, соответственно, объёмы образования и утилизации, в атмосферный воздух.

Доказательства того, что у Общества имеется возможность выбора способа соблюдения требований природоохранного законодательства с учётом возможности его исполнения, в материалы дела не представлены.

Полномочия Федерального агентства по недропользованию в установленной сфере деятельности перечислены в части 5 раздела II постановления Правительства Российской Федерации от 17.06.2004 N 293 "Об утверждении Положения о Федеральном агентстве по недропользованию", согласно которому полномочия по согласованию объёмов сжигания и (или) рассеивания природного газа, добытого из газовых скважин, в перечне части 5 отсутствуют.

Материалами дела подтверждается, что Общество обеспечивает подготовку и реализацию объектов Газовой программы, которая предусматривает сбор, транспортировку, подготовку и сдачу газлифтного и попутного газа Анастасиевско-Троицкого и ЗападноАнастасиевского месторождения (УПГ "Газелан", узлы учёта на групповых установках, ДНС "Троицкая", ДНС "Ханьковская", Сборный газопровод ДНС Ханьковская-ДНС ТроицкаяКС Троицкая). Доказательства обратному в материалы дела не представлены.

При таких обстоятельствах апелляционный суд пришёл к выводу о том, что судом первой инстанции обоснованно сделан вывод о несоответствии предписания в оспариваемых Обществом пунктах положениям Закона N 2395-1, Федеральному закону N 7-ФЗ и нарушает права Общества, возлагая не него обязанность совершения действий, которые не конкретизированы, ни оспариваемым предписанием, ни актом проверки.

Доводы апелляционной жалобы, сводящиеся к иной, чем у суда первой инстанции трактовке тех же обстоятельств дела и норм права, не опровергают правомерность и обоснованность выводов суда первой инстанции, не могут служить основанием для отмены обжалуемого судебного акта.

Нарушения и неправильного применения норм процессуального права, влекущих отмену судебного акта в силу статьи 270 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, судом апелляционной инстанции не установлено.

Таким образом, суд первой инстанции вынес законное и обоснованное решение, доводов, которые не были предметом исследования в суде первой инстанции, не приведено.

Согласно пункту 3 статьи 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации в постановлении арбитражного суда апелляционной инстанции указывается на распределение судебных расходов, в том числе расходов, понесённых в связи с подачей апелляционной жалобы.

В силу части 5 статьи 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации судебные расходы, понесённые лицами, участвующими в деле, в связи с рассмотрением апелляционной, кассационной жалобы, распределяются по правилам, установленным настоящей статьёй.

Управление на основании статье 333.40 Налогового кодекса Российской Федерации, освобождено от уплаты государственной пошлины при обращении с апелляционной жалобой, в связи с чем, апелляционный суд не рассматривает вопрос о распределении судебных расходов.

На основании изложенного, руководствуясь статьями 258, 269-271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, арбитражный суд

ПОСТАНОВИЛ:

решение Арбитражного суда Краснодарского края от 29.06.2020 по делу N А32-44169/2019 оставить без изменения, апелляционную жалобу - без удовлетворения.

В соответствии с частью 5 статьи 271, частью 1 статьи 266 и частью 2 статьи 176 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации постановление арбитражного суда апелляционной инстанции вступает в законную силу со дня его принятия.

Постановление может быть обжаловано в порядке, определённом главой 35 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, в Арбитражный суд Северо-Кавказского округа, в течение двух месяцев с даты его вступления в законную силу, через арбитражный суд первой инстанции.

Председательствующий

С.В. Пименов

Судьи

М.В. Соловьева С.С. Филимонова