ГОСУДАРСТВЕННОЕ
РЕГУЛИРОВАНИЕ
И
ЗАКОН
В
СФЕРЕ
БОРЬБЫ
СО
СЖИГАНИЕМ
ПОПУТНОГО
ГАЗА
:
АНАЛИЗ
НА
ПРИМЕРАХ
КАЗАХСТАНА
И
НИГЕРИИ
Сжигание попутного газа является одним из наиболее проблемных вопросов нефтяной индустрии. Особое значение это имеет для развивающихся стран, которые напрямую зависимы от доходов, получаемых в результате добычи нефти. Казахстан и Нигерия входят в эту группу стран, и, как следствие, в них традиционно регистрировались высокие уровни сжигания попутного газа. Данные государства внедрили различные законодательные и регуляторные практики, направленные на то, чтобы снизить это негативное явление. Данные меры достигли определенного результата. В частности, согласно данным спутникового мониторинга Всемирного Банка Казахстан лидирует в мире (на 38,7%) по снижению темпов сжигаемого попутного газа в период с 2006 по 2010 гг. Прогресс Нигерии в этот же период времени был значительно более скромный и составил 18,7%. Данное исследование изучит регуляторные и законодательные практики данных стран и предпримет попытку определить, какие факторы повлияли на снижение объёмов сжигаемого попутного газа. Автор данной работы Б. Курманов /1/ также охватил анализ законодательства Казахстана по измерению объемов сжигания попутного газа и провел его сравнение с лучшими мировыми практиками.
I. АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ И ПРЕДМЕТ ИССЛЕДОВАНИЯ
Производство нефти неразрывно связано с необходимостью ее очищения от попутного газа, который является ее естественным компонентом. Вплоть до 70-х годов основная доля попутного газа сжигалась или вентилировалась практически во всех нефтедобывающих странах мира. Постепенно, понимая расточительность данного процесса, отдельные страны, такие как Норвегия, США и Канада, минимизировали либо значительно сократили объемы сжигаемого попутного газа. Между тем для значительной доли развивающихся стран, являющихся нефтедобытчиками, данное расточительное явление все еще продолжает иметь место в значительных масштабах /2/. Создание Всемирным Банком Глобального Партнерства по Сокращению Объемов Сжигания Попутного Газа в августе 2002 года ознаменовало, что меры по снижения объемом сжигаемого попутного газа будут предприняты на международном уровне. Были достигнуты определенные положительные результаты. Статистика Всемирного Банка демонстрирует, что, несмотря на повышение объемов добычи нефти, объемы сжигаемого попутного газа в мире сократились за последнее десятилетие. Согласно данным спутникового мониторинга в 2010 году в мире было сожжено 134 млрд. кубических метров попутного газа, тогда как в 2006 году данная цифра равнялась 162 млрд. кубических метров. В то же время объемы ежегодно сжигаемого попутного газа до сих пор поражают воображение. Всемирный Банк привел следующие цифры: объемы сжигаемого попутного газа могли бы обеспечить энергией половину Африканского континента, а также эквивалентны 75% экспорта всего добываемого в России природного газа /3/. Негативные последствия сжигания попутного газа включают не только растрату энергетических ресурсов - это также значительные объемы эмиссий углекислого газа в атмосферу. В результате сжигания попутного газа ежегодно приблизительно 400 миллионов куб. метров углекислого газа ежегодно выбрасываются в атмосферу, что равно эмиссиям от 77 миллионов. Наряду с этим сжигание попутного газа наносит прямой ущерб окружающей среде и здоровью населения в районах нефтедобычи. К примеру, согласно данным неправительственных организаций население дельты реки Нигер в Нигерии, где происходит массовая нефтедобыча, страдает от многочисленных заболеваний вызванных сжиганием попутного газа, таких как астма, рак и выкидыши /4/. Казахстан и Нигерия традиционно ответственны за значительную долю сжигаемого в мире попутного газа. К примеру, согласно данным спутникового мониторинга в 2006 году Нигерия сожгла 18,2 млрд. куб. метров попутного газа. Казахстан в этот же период сжег 6,2 млрд. куб. метров природного газа /5/. Данные страны применили различные законодательные и регуляторные практики, направленные на борьбу с этим негативным процессом. В результате объемы сжигаемого попутного газа сократились в Казахстане до 3,8 млрд. куб. метров и в Нигерии - до 15,2 млрд. куб. метров. В то же время из этих цифр следует, что темпы прогресса в борьбе с этой проблемой в данных странах довольно значительно отличаются. Так, в процентном соотношении снижение объемов сжигаемого газа для Казахстана составило 38,7%, тогда как в Нигерии прогресс был менее успешен, равняясь 17,6% /6/. Данное исследование анализирует законодательство и регуляторные практики, предпринятые данные странами для снижения объемов сжигаемого попутного газа. Первоначально представлена базовая информация о существующих практиках утилизации попутного газа и проблемах в ее применении. Затем проведен анализ истории применения регуляторных практик в Казахстане и Нигерии и сформулированы выводы касательно их эффективности. Последняя секция данной работы проводит анализ законодательства Казахстана по измерению объемов сжигания попутного газа и сравнивает его с лучшими мировыми практиками. Следует отметить, что данная работа не охватывает анализ развития газовой отрасли в целом, так как данная тема требует отдельного исследования.
II. ТЕХНОЛОГИИ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО ГАЗА И БАРЬЕРЫ В ИХ ПРИМЕНЕНИИ
Существует три основных технологии утилизации попутного газа:
1) использование попутного газа для генерации электроэнергии, которая либо используется для обеспечения деятельности нефтедобывающей компании, либо реализуется на рынке потребления электроэнергии /7/;
2) закачка попутного газа обратно в пласт для увеличения нефтедобычи /8/;
3) переработка в сжиженный газ для продажи /9/.
Несмотря на относительную развитость этих технологий, их применение на практике достаточно осложнено. Стоимость их внедрения очень высока, и кроме самих технологий зачастую требуется наличие соответствующей инфраструктуры (газопроводы) для доступа к рынку потребления газа. Несложно представить, какие расходы и сложности связаны с такими проектами. Кроме того, доход от продажи нефти в среднем значительно выше, чем доход от продажи продуктов переработки попутного газа /10/. В результате этих факторов, нефтедобывающие компании с коммерческой точки зрения обычно не заинтересованы во внедрении данных технологий - на практике намного доступнее сжигать газ, нежели инвестировать огромные денежные средства в его утилизацию /11/.
III. ЗАКОНОДАТЕЛЬНАЯ И РЕГУЛЯТОРНАЯ ПРАКТИКА ПО БОРЬБЕ СО СЖИГАНИЕМ ПОПУТНОГО ГАЗА
1. КАЗАХСТАН
Краткий обзор нефтедобывающей отрасли
Казахстан обладает порядка 5,5 млрд. тон доказанных извлекаемых запасов нефти, что равняется 2,9% от общей мировой доли /12/. Эти цифры позволили Казахстану войти в первую десятку стран в мире по этому показателю /13/. Производство сырой нефти в 2010 году равнялось 1757 тысячам баррелей ежедневно, что составляет 2,1% от общей мировой доли /14/. Основная добыча нефти началась в Казахстане в 90-е годы. Развитие нефтяных месторождений осуществлялось практически полностью иностранными компаниями, т.к. казахстанские компании в эти годы не обладали необходимыми технологиями и финансовыми ресурсами. Правоотношения между инвесторами и государством были основаны на контрактах, которые, по-видимому, не включали программы утилизации газа. Это была обычная практика для данного периода, т.к. экономика Казахстана находилась в значительной зависимости от иностранных инвестиций в нефтяную отрасль и Казахстан, вероятно, не мог добиться лучших условий контрактов в части утилизации попутного газа /15/. Важно отметить, что в 2002 году Казахстан основал национальную нефтяную компанию - АО «НК «КазМунайГаз». Данная компания путем увеличения ее доли в нефтедобывающей отрасли страны к 2007 году объявила себя вторым по объему нефтедобывающим предприятием в Казахстане /16/.
Историческое развитие
(a) Введение запрета на сжигание попутного газа. В декабре 2004 года Парламент Республики Казахстан внес изменения в Закон «О нефти», установив с 1 января 2005 года запрет на сжигание попутного газа. Данными изменениями был предусмотрен ряд исключений из общего запрета, которые включали разрешение сжигать газ в случае аварийной ситуации и угрозе здоровью населения и окружающей среде /17/.
(b) Институциональная структура. Испол-
нение норм о запрете сжигания попутного газа осуществлялось следующими уполномоченным органами: 1) по защите окружающей среды; 2) по энергетике и минеральным ресурсам; 3) органами прокуратуры /18/. Согласно Закону «О нефти» основная роль среди них была возложена на государственные органы по охране окружающей среды /19/. Законодательство Казахстана по охране окружающей среды предусматривало выплату штрафов и возмещение ущерба, нанесенного в результате незаконных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. В результате запрета на сжигание попутного газа, все выбросы загрязняющих веществ, имевших место в случае такого сжигания, являлись незаконными. В этом случае уполномоченные органы по охране окружающей среды обладали правом инициировать два вида карательных мер: 1) налагать штрафы; 2) требовать путем подачи искового заявления в суд возмещения ущерба, причиненного в результате загрязнения окружающей среды /20/. Компетентный орган по энергетике и минеральным ресурсам был ответствен за соблюдение недропользователями контрактов на недропользование. В связи с тем, что контракты на недропользование обязывали недропользователей осуществлять добычу нефти в соответствии с законодательством Республики Казахстан о недропользовании и охране окружающей среды, данный уполномоченный орган обладал правом инициировать расторжение контракта в случае незаконного сжигания попутного газа /21/. Органы прокуратуры, согласно статье 83 Конституции Республики Казахстан» были наделены правом осуществления надзора за применением законов на территории Республики. В результате, в случае незаконного сжигания попутного газа, органы прокуратуры с целью восстановления интересов государства и защиты прав человека вносили соответствующие акты прокурорского надзора.
(c) Исполнение закона. Запрет на сжигание попутного газа вступил в силу 1 января 2005 года. Это было довольно радикальное требование на тот период т.к. на практике отсутствовали условия для утилизации попутного газа. В результате, большинство нефтедобывающих компаний осуществляли нефтедобычу в нарушение запрета. К концу 1-го квартала 2005 года государственные органы Казахстана начали предпринимать карательные меры за незаконное сжигание попутного газа /22/.
Один из ярких примеров применения таких мер - в отношении АО ‘PetroKazakhstan Inc.’ (‘PetroKazakhstan’). Государство и данная компания, которая частично принадлежала Канадским инвесторам, заключили в период с 1996 по 1998 гг. ряд контрактов на разработку нефтяных месторождений на юге Казахстана /23/. Контракты на недропользование, по-видимому (отсутствуют в свободном доступе), не предусматривали программы утилизации попутного газа. К концу 2003 года PetroKazakhstan производило 151 349 баррелей сырой нефти в сутки и, одновременно, сжигало 96% производимого попутного газа /24/. Несмотря на то, что данная компания объявила о внедрении программ по утилизации попутного газа, к началу 2005 году его сжигание по большей части продолжалось. В марте 2005 года уполномоченные государственные органы предприняли ряд мер в отношении PetroKazakhstan за незаконное сжигание попутного газа. Они наложили на эту компанию штраф в размере эквивалентном 3,6 млн. долларов США, что, в принципе, не так значительно для этой компании в сравнении с 5,5 млн. тон сырой нефти добытых данной компанией в 2005 году /25/. Самые жесткие примененные санкции заключались в требовании уполномоченного органа о снижении объемов добычи нефти на 30% с целью сокращения объемов сжигаемого попутного газа. Наряду с этим, имело место уголовное преследование топ-менеджмента АО ‘PetroKazakhstan Kumkol Resources’ (аффилированной компании PetroKazakhstan) за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ по признакам преступления предусмотренного ч. 1 ст. 292 Уголовного кодекса Республики Казахстан /26/. (d) Критика и модификация запрета. Неудивительно, что внезапность запрета на сжигание попутного газа подверглась критике со стороны нефтедобывающих компаний, а также в специализированной периодике /27/. Было отмечено, что создание инфраструктуры, закупка и установка оборудования по переработке попутного газа - долгосрочный процесс, который не может быть осуществлен за один месяц. Государство должно было официально и заблаговременно предупредить нефтедобывающие компании о предстоящем запрете, что позволило бы спланировать данный процесс путем привлечения инвестиций или использования других финансовых механизмов. Также было отмечено, что Закон «О Нефти» не предусматривал исключения в случае пробного испытания нефтяных скважин /28/. Данная критика была воспринята Казахстаном и 14 октября 2005 года были внесены изменения в Закон «О нефти». В то время как запрет на сжигание попутного газа остался в силе, к нему были добавлены новые исключения. Первое исключение предусматривало, что общий запрет на сжигание газа не распространяется на подрядчиков, осуществляющих нефтяные операции по контрактам на недропользование по состоянию на 1 декабря 2004 года, до завершения сроков реализации программ по утилизации попутного и (или) природного газа, если они были утверждены (согласованы) в государственном органе до 1 декабря 2004 года или согласованы в компетентном органе и в уполномоченном органе в области охраны окружающей среды до 1 июля 2006 года. Второе исключение предусматривало возможность сжигания попутного газа по согласованию с уполномоченным органом в случае пробного испытания нефтяных скважин. Эти изменения предоставили большинству нефтяных компаний достаточное время для разработки проектов по утилизации газа. Между тем, несмотря на эти исключения, государственная политика по снижению объемов сжигаемого попутного газа продолжилась путем повышения штрафов и других платежей за загрязнение окружающей среды.
(e) Дальнейшие регуляторные меры. Были внесены изменения в законодательство по налогам и охране окружающей среды, которые значительно увеличили объемы штрафов и других платежей в бюджет за эмиссии, допускаемые в результате сжигания попутного газа (как легального, так и нелегального). К началу 2007 года был принят новый Экологический Кодекс Республики Казахстан, который значительно увеличили штрафы и платежи за загрязнение окружающей среды. Кроме того, он наделил местные исполнительные органы правом увеличивать их до 20-кратного размера /29/. Другим важным фактором было принятие Правил /30/ предусматривающих, что объемы ущерба, нанесенного в результате сжигания попутного газа, должны высчитываться на основе среднерыночной стоимости основных компонентов попутного газа (метан, пропан, этан, бутан). Данные меры принесли результаты. К примеру, согласно информации Министра по охране окружающей среды Казахстана, нефтедобывающие компании, сжигающие попутный газ, заплатили в 2008 году в качестве штрафов и других платежей за сверхлимитные выбросы загрязняющих веществ сумму размере 14,5 млрд. тенге, что примерно было эквивалентно 120 миллионам долларов США /31/. Наглядный пример ощутимости данных штрафов и платежей можно привести на примере компании «Казахойл Актобе».
Данная компания осуществляла нефтедобычу в западной части Казахстана. В 2008 году она выплатила в качестве налогов за легальные выбросы загрязняющих веществ (большинство от сжигания попутного газа) сумму эквивалентную 35 миллионам долларов США. Вдобавок в этом же году (2008 г.) данная компания также выплатила 33 миллиона долларов США за сверхлимитные выбросы загрязняющих веществ в результате сжигания попутного газа /32/. Производство сырой нефти данной компанией в 2008 году составляло 760 тыс. тонн /33/. Таким образом, платежи, выплаченные «Казахойл Актобе» в результате сжигания попутного газа оказались финансово ощутимыми для данной компании. Данный факт был подтвержден ее руководителем /34/. Таким образом, можно заключить, что изменения в законодательство о налогах и об охране окружающей среды финансово «мотивировали» нефтедобывающие компании сокращать объемы сжигаемого попутного газа путем разработки программ по его утилизации.
2. НИГЕРИЯ
Базовый обзор нефтедобывающей отрасли
Доказанные извлекаемые запасы нефти Нигерии равны порядка 5 млрд. тон, что равно 2,7% от общей мировой доли. Нигерии входит в первую десятку стран в мире по этому показателю /35/. Производство сырой нефти в 2010 году равнялось
2402 тыс. баррелей в сутки, что составляет 2,9% от общемирового объема /36/. Нефтедобывающая индустрия начала развиваться в Нигерии в 50-е годы. До 70-х гг. добыча нефти осуществлялась иностранными компаниями. В этот период времени попутный газ сжигался в мире практически повсеместно, и Нигерия также не была исключением. В 70-х гг. нефтяная индустрия страны была частично национализирована. Нигерийское Правительство через Нигерийскую национальную нефтяную компанию (НННК) образовало совместные предприятия (СП) с иностранными компаниями. Доля НННК составляла порядка 55%. В дальнейшем это соотношение корректировалось и к настоящему моменту доля НННК составляет порядка 55-60% /37/. Права на разведку и добычу нефти предоставляются Правительством путем выдачи лицензий /38/. Отношения между НННК и иностранными нефтяными компаниями основываются на контракте. Последние включают три типа: контракты СП; соглашения о разделе продукции
(СРП); и сервисные контракты (СК). Существенным отличием между ними является то, что в СП контрактах НННК несет все финансовые затраты как партнер, тогда как в СРП и СК иностранные компании ответственны за все затраты /39/.
Историческое развитие законодательства и регуляторной практики по борьбе со сжиганием попутного газа
(a) Введение запрета на сжигание попутного газа. Первая законодательная попытка решить проблему с попутным газом в Нигерии была предпринята в 1979 году, когда был принят Закон по обратной закачке попутного газа /40/. Вторая секция данного закона предусматривала, что к 1 апреля 1980 года все нефтепроизводящие компании должны предоставить в правительство программы по утилизации или обратной закачке попутного газа. Секция 3 (1) закона объявила сжигание газа после 1 января 1984 года вне закона. Санкции, предусмотренные законом за несоблюдение этого требования, предусматривали конфискацию права на добычу нефти /41/.
(b) Критика и модификация запрета. К 1984 году большинство нефтяных компаний не было готово к соблюдению этой нормы Закона по ряду причин. К ним относили отсутствие соответствующей инфраструктуры и финансовые проблемы НННК, которая как партнер СП на большинстве, разрабатываемых в Нигерии нефтяных месторождений, не могла покрыть свою часть расходов на внедрение программ по утилизации попутного газа /42/. В результате в 1984 г. были внесены законодательные изменения /43/, которые предусматривали целый ряд исключений из общего запрета на сжигание попутного газа. К примеру, освобождались от данного требования пользователи нефтяных месторождений, на которых считалось, что газ невозможно использовать для индустриальных целей или где предполагалось, что технически невозможно произвести обратную закачку газа в пласт /44/. Более того, в 1985 гг. в закон были внесены изменения /45/, которые разрешали сжигание попутного газа на любом нефтяном месторождении с согласия министра при условии уплаты штрафов, предписанных данным министром /46/. Эти исключения позволили легально продолжать сжигать газ на 86 из 155 нефтяных месторождений. Большинство остальных месторождений получили разрешения министра и платили штраф в размере 9 центов США за 1000 кубических метров сожжённого газа. Данный штраф был признан незначительным для нефтедобывающих компаний /47/. К примеру, Глобальное Партнерство Всемирного банка отметило в докладе 2004 года, что в последние годы нефтедобывающие компании платили штрафы ежегодно в размере 150 000 - 370 000 тысяч долларов США ежегодно за сжигаемый попутный газ. При этом в научной литературе было отмечено, что стоимость проекта по утилизации попутного газа в 1986 г. Составляла 56 миллионов долларов США, что многократно выше, чем незначительные штрафы, наложенные за сжигание попутного газа /48/. В результате можно прийти к выводу, что для нефтяных компаний в Нигерии было значительно выгоднее продолжать сжигать газ и платить незначительные штрафы, нежели вкладываться в дорогостоящие программы по утилизации попутного газа /49/.
(c) Налоговые стимулы. Нигерия в 1990 г. предоставила налоговые льготы для развития индустрии по производству сжиженного газа, в т.ч. путем его переработки из попутного газа /50/. К примеру, ставка налога компаний, развивающих данный сектор, уменьшилась с 85 до 30% /51/. Данные льготы привлекли значительные инвестиции и внесли вклад в сокращение объемов сжигаемого попутного газа. Однако, было признано, что данные льготы не смогли коренным переломить ситуацию со сжиганием попутного газа в Нигерии /52/.
(d) Институциональная структура. Контроль за соблюдением запрета на сжигание попутного газа осуществлялся двумя государственными структурами: 1) департаментом нефтяных ресурсов (ДНР); 2) НННК /53/. Основная функция ДПР заключалась в контроле за соблюдением нефтяной индустрией Нигерии требований законодательства о безопасности и охране окружающей среды /54/. Следовательно, ДПР также был ответственен за контроль за соблюдением запрета на сжигание попутного газа. ДПР являлся структурным подразделением Министерства нефтяных ресурсов Нигерии и подчинялся министру. Последний был наделен основными полномочиями по наложению карательных мер согласно Закону о нефти Нигерии 1969 года. Таким образом, принимая во внимание то, что министр обладал правом выдавать разрешения на продолжение сжигания попутного газа, фактически ДПР не был способен исполнять осуществление запрета /55/. В научной литературе, деятельность ДПР была подвергнута критике и отмечено, что данный департамент не наделен самостоятельностью и соответствующими полномочиями для осуществления своих функций /56/. НННК одновременно являлась коммерческим предприятием и государственным регуляторным органом. Она было наделено функциями по выдаче разрешений на разведку и добычу нефтяных месторождений, а также осуществляла контроль за соблюдением подзаконных актов, изданных министром. Сочетание коммерческих и регуляторных функций в одном лице было подвергнуто критике /57/. Отмечалось, что в работе НННК существует конфликт между коммерческими и регуляторными функциями /58/.
Следует отметить, что хотя в Нигерии также функционировали государственные органы по охране окружающей среды, они не играли значительной роли в борьбе со сжиганием попутного газа. Это было установлено законодательством о нефти, которое наделяло данными полномочиями только ДПР и НННК /59/.
IV. ОБОБЩЕНИЕ И ВЫВОДЫ
Перед проведением любых параллелей между регуляторными практиками Казахстана и Нигерии, а также формулированием выводов необходимо отметить, что политические, социальные и экономические обстоятельства, а также периоды времени, когда данные страны внедряли эти практики, значительно отличаются. Так, Нигерия значительно раньше начала добычу нефти и ввела первый запрет на сжигание попутного газа в 80-х гг., тогда как Казахстан ввел данный запрет в 2000-х гг. Кроме того, Нигерия путем национализации приобрела 50-60% долей в нефтедобывающей отрасли страны к 1984 году, в то время как казахстанская национальная нефтяная компания путем покупки различных нефтяных компаний смогла занять ранг второго производителя нефти в стране только в 2007 году /60/. В этой связи было бы некорректно проводить прямые сравнения между этими странами с точки зрения эффективности примененных регуляторных мер по борьбе со сжиганием попутного газа. Между тем ряд общих наблюдений и выводов может быть сформулирован. Казахстанский опыт наглядно демонстрирует, что «карательный» подход, который основан на значительных штрафах и платежах может внести решающий вклад в сокращение объемов сжигаемого попутного газа. К примеру, согласно данным спутникового мониторинга Всемирного Банка, Казахстан лидирует в мире (на 38,7%) по снижению темпов сжигаемого попутного газа в период с 2006 по 2010 гг. /61/. Однако следует отметить, что первоначально установленный запрет на сжигание попутного газа был достаточно нерационален, т.к. он предоставил нефтедобывающим компаниям срок всего в виде одного месяца на полное внедрение технологий по утилизации попутного газа. Казахстан воспринял данную критику и внес изменения, которые легализовали сжигание попутного газа для большинства нефтедобывающих компаний. Между тем одновременно Казахстан предпринял жесткие карательные меры в отношении нефтяных компаний сжигающих самые большие объемы попутного газа в сравнении с объемом добываемой нефти. Данные меры также сыграли свою роль, обозначая необходимость внедрения программ по утилизации попутного газа /62/.
Важным элементом послужило то, что «карательные» меры были предприняты органами по охране окружающей среды и органами прокуратуры, которые были законодательно независимы от уполномоченного органа по энергетике и минеральных ресурсов, а также от национальной нефтяной компании. Это достаточно интересное наблюдение, потому что в нескольких научных работах было отмечено, что создание одного регуляторного органа в сфере нефти и газа и наделение его полными полномочиями по сокращению объемов сжигания попутного газа является более рациональным решением, чем существование нескольких государственных органов /63/. Между тем казахстанский опыт демонстрирует, что уполномоченный орган по охране окружающей среды, который независим от уполномоченного органа в сфере нефти и газа, является более эффективным решением для снижения объемов сжигаемого попутного газа. Другим важным фактором является то, что экологическое и налоговое законодательство Казахстана позволило налагать крупные штрафы, тем самым переводя сжигание попутного газа в достаточно «дорогостоящее» явление для нефтедобывающей компании.
В отличие от Казахстана, Нигерия ввела первоначальный запрет на сжигание попутного газа, продемонстрировав более рациональный подход со временем (4 года), предоставляемым на внедрение технологий по его утилизации. Однако, несмотря на данный период времени, нефтяные компании не предприняли никаких существенных мер по снижению сжигаемого попутного газа /64/. В результате Нигерия была экономически вынуждена разрешить сжигание попутного газа на большинстве нефтяных месторождений с целью поддержания нефтедобычи. Между тем практически половина из них была освобождена от уплаты штрафов, тогда как оставшаяся часть платила незначительные штрафы, которые не стимулировали нефтедобывающие компании внедрять дорогостоящие технологии по утилизации попутного газа. Законодательство в сфере нефти не позволяло уполномоченным органам Нигерии по охране окружающей среды вмешиваться в деятельность нефтяных компаний. Как следствие, сжигание попутного газа по большей части продолжалось в Нигерии на протяжении 25 лет /65/. Необходимо отметить, что Нигерия в отличие от Казахстана ввела налоговые льготы для проектов по разработке газовой отрасли. Однако данные льготы не смогли внести существенный вклад в прекращение сжигания газа /66/. Таким образом, проанализировав вышеизложенное, можно прийти к выводу, что в законодательной и регуляторной практике Нигерии был недостаточно развит «карательный» подход (путем наложения штрафов и увеличения налогов), который бы «простимулировал» нефтяные компании внедрять технологии по утилизации попутного газа. Частично, данная ситуация может быть оправдана тем, что Нигерия участвовала в совместных предприятиях по нефтедобыче и, соответственно, должна была нести расходы на внедрение проектов по утилизации попутного газа. Между тем, как отмечалось выше, в Казахстане национальная нефтяная компания (КазМунайГаз) к 2007 году уже занимало место второго по объему добытчика нефти. Однако, несмотря на данный факт, уполномоченные органы по охране окружающей среды и органы прокуратуры благодаря их независимому статусу продолжали налагать значительные штрафы (в т.ч. и на национальную компанию) за сжигание попутного газа. Следует отметить, что в идеальной ситуации самая лучшая практика в сфере борьбы со сжиганием попутного газа это сочетание обоих подходов - (i) основанного на применении наказания (карательный) и (ii) предоставляющего поощрение (поощрительный) /67/. Между тем данное исследование показывает, что в прямом сравнении «карательный» подход представляется более эффективным, чем поощрительный. Суммируя, можно заключить, что следующие законодательные и регуляторные факторы оказали влияние на снижение объемов сжигаемого попутного газа:
1) развитое законодательство по охране окружающей среды, которое позволяет налагать значительные штрафы и налоги за сжигание попутного газа;
2) эффективный контроль за исполнением законодательства направленного на снижение объемов сжигаемого попутного газа, основанный на независимом статусе уполномоченного органа по охране окружающей среды;
3) налоговые льготы на развитие проектов по утилизации попутного газа.
Одно из противоречивых наблюдений, полученных в ходе данного исследования, заключается в том, что компании с государственным участием демонстрируют тенденцию сжигать больше попутного газа, нежели частные компании. Противоречивость этого наблюдения в том, что государство, декларируя запрет на сжигание попутного газа, в то же самое время продолжает сжигать попутный газ в нефтедобывающих компаниях, в которых владеет правами собственности. Можно предположить, что экономические интересы государства в данной ситуации ставятся выше интересов по защите окружающей среды, сохранению ресурсов и защите здоровья населения. Как уже отмечалось, в этом случае, если целью ставится снижение объемов сжигаемого попутного газа, необходимо наличие регулятора по охране окружающей среды независимого от нефтедобывающей отрасли страны.
V. ИЗМЕРЕНИЕ ОБЪЕМОВ СЖИГАЕМОГО ПОПУТНОГО ГАЗА В КАЗАХСТАНЕ
Предыдущая секция продемонстрировала, что Казахстан имеет довольно эффективный общий запрет на сжигание попутного газа, закрепленный в законодательных актах. В то же самое время эффективность данного запрета находится в прямой зависимости от того насколько достоверно измеряются данные о сжигаемых объемах попутного газа. Правильное измерение объемов сжигаемого попутного газа важно, так как оно определяет суммы штрафов и налогов. Согласно спутниковым данным Всемирного банка (The World Bank’s GGFR) за 2010 год в Казахстане сожжено 3,8 млрд. куб. метров /68/. По данным Министерства нефти и газа Казахстана за этот же период (2010 год) в Казахстане сожжено 1,4 млрд. куб. метров попутного нефтяного газа /69/. Следует отметить, что в спутниковых данных об объемах сжигаемого попутного газа возможны определенные погрешности. В то же время такое значительное расхождение в данных (более чем на 270%) не может быть обусловлено одной лишь неточностью спутниковых измерений. Для установления причин таких расхождений мною был проведен анализ законодательства Республики Казахстан в сфере расчета нормативов и объемов сжигания попутного нефтяного газа и проведено его сравнение с лучшими образцами из мировой практики. Партнерство Всемирного Банка рекомендует в качестве модели опыт Канадской провинции Альберта по измерению объемом сжигаемого попутного газа, который признан одним из самых успешных в мире. Основной нормативный документ Канадской провинции Альберта в данной области: Директива 17 «Требования к измерениям для нефте- и газодобывающих компаний» Совета по энергетике и коммунальному хозяйству (EUB Directive 17) /70/. В Казахстане имеется один подзаконный акт в данной области: «Методика расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций», утвержденная постановлением Правительства Республики Казахстан от 8 декабря 2010 года № 1319. Согласно методике расчет объемов сожженного попутного нефтяного газа производится по формуле, решающим компонентом которой является «Газовый фактор» (Гф) (Gas-oil-ratio - межд. термин). Газовым фактором является отношение количества выделившегося газа к количеству нефти. Между тем в методике детально не регламентировано - каким образом на практике должен измеряться Гф.
В свою очередь Директива провинции Альберта устанавливает целый ряд требований к процедуре определения Гф. Не вдаваясь в детали можно перечислить такие требования директивы, как определение Гф на основании 24-х часового теста; процедура предъявления тестовых образцов в лабораторию (требования к давлению и температуре тестовых образов); ежегодное обновление этого показателя и т.п. В целом канадская директива на 296 страницах подробно устанавливает стандарты в вопросах измерения объемов сжигания попутного газа в т.ч.: единые требования к процедуре установления измерительных устройств, их калибровке и обслуживанию; допустимые погрешности; частота и стандарты аккуратности измерений. В свою очередь, казахстанская методика является 4-х страничным документов общего содержания, который оставляет вне сферы государственного регулирования данные вопросы. Важно отметить, что согласно недавно опубликованным данным Всемирного Банка Казахстаном за 2011 год сожжено 4,7 млрд. куб. метров попутного газа, т.е. на 0,9 млрд. куб. метров больше, чем за 2010 год /71/. Таким образом, наблюдается негативная тенденция увеличения объемов сжигаемого попутного газа в Казахстане. Тогда как Министерство нефти и газа постоянно заявляет в средствах массовой информации о снижении объемов сжигаемого попутного газа /72/. Всемирный Банк в Руководстве по Измерению Объемов Факельного Сжигания и Сброса Газа в Атмосферу /73/ подтверждает, что детализированность и четкость регуляций является центральным фактором для корректного измерения объемов сжигаемого попутного газа. Прозрачная и детализированная система измерения объемов сжигаемого попутного газа также критична для получения финансирования в рамках Механизма Чистого Развития, к которому Казахстан имеет доступ как страна, ратифицировавшая Киотский протокол. К примеру, во Вьетнаме на месторождении Rang Dong через сокращение объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу был успешно профинансирован проект утилизации попутного газа /74/. Таким образом, полагаю, что дальнейшее изучение и заимствование опыта Канадской провинции Альберта в этом направлении могло бы внести положительный вклад в улучшение достоверности официальных показателей сжигаемого попутного газа в Казахстане.
ЛИТЕРАТУРА
1. Автор данной статьи осуществлял трудовую деятельность в Генеральной прокуратуре Республики Казахстан и в настоящее время проходит обучение на Магистра Международного и Публичного Права в Университете Мельбурна, Австралия в рамках государственной стипендии «Болашақ». Данная работа была первоначально воспроизведена на английском языке и опубликована в международном журнале ‘Oil, Gas, Energy Law Intelligence’ (OGEL, ISSN 1875-418X). Цитата: B. Kurmanov; "Anti-Gas Flaring Regulation and the Law: The History and Recent Developments in Kazakhstan and Nigeria" OGEL 5 (2012), www.ogel.org URL: www.ogel.org/article.asp?key=3309. Статья отражает только взгляды автора и не связана с деятельностью в Генеральной прокуратуре Республики Казахстан и Университете Мельбурна. Электронная почта автора для контактов: baur.kv@gmail.com.
2. The World Bank’s Global Gas Flaring Reduction public-private partnership (‘GGFR’), ‘Regulation of Associated Gas Flaring and Venting: A Global Overview and Lessons from International Experience’ (Report No. 3, April 2004), 14, https://documents.worldbank.org/curated/ en/2004/04/4946514/regulation-associated-gas-flaring-venting-global-overview-lessons-international-experience.
3. The World Bank’s GGFR ‘Learn the Facts’, https://go.worldbank.org/016TLXI7N0.
4. Orhioghene Benedict Akpomuvie, ‘Tragedy Of Commons: Analysis Of Oil Spillage, Gas Flaring And Sustainable Development Of The
Niger Delta Of Nigeria’ (2011) 4(2) Journal Of Sustainable Development, 200.
5. The World Bank’s GGFR ‘Estimated Flared Volumes from Satellite Data, 2006-2010’ (23 March 2011) https://go.worldbank.org/G2OAW2DKZ0.
6. Ibid.
7. The World Bank’s GGFR, above n 1, 13.
8. Ibid 1.
9. Michael F. Farina ‘Flare Gas Reduction: Recent global trends and policy considerations’ (October 2010) GE Energy Global Strategy and
Planning, 49 https://www.genewscenter.com/ImageLibrary/DownloadMedia.ashx?MediaDetailsID=3691.
10. Ibid 3841; The World Bank’s GGFR, above n 1.
11. Ibid.
12. British Petroleum ‘BP Statistical Review of World Energy’ (June 2011), 6.
13. British Petroleum ‘BP Statistical Review of World Energy’ (June 2011), 6, https://www.bp.com/assets/bp _internet/globalbp/globalbp _uk_ english/repor ts_and_ publications/statistical_energy _review_ 2011/STAGING/local_assets/pdf/statistical_review_of_world_energy _full_ report_ 2011.pdf.
14. Ibid 8.
15. Меж дународный институт современной политики [International Institute For Modern Policy] ‘История становления нефтегазового сектора и перспективы его развития’ [The History of the Development of Oil and Gas Industry and Perspectives of its Development] (23
Septermber 2005), https://www.iimp.kz/default.aspx?article_id=878 [all translations in this paper are by the author, except where otherwise indicated].
16. Kazakh Institute of Oil and Gas ‘NC ‘KazMunayGas’, ‘Shareholders’, https://www.king.kz/language/en-US/O_kompanii/Akcionery.aspx.
17. Закон Республики Казахстан от 28 июня 1995 года № 2350 ‘О нефти’ [The Law of the Republic of Kazakhstan ‘On oil’ № 2350,
dated 28 June 1995] ст. 30-5.
18. Закон РК «О Нефти» ст. ст. 6, 6-2.
19. Закон РК «О Нефти» ст. 6-2
20. Закон Республики Казахстан от 15 июля 1997 № 160-1 ‘Об Охране Окружающей Среды’ [The Law of the Republic of Kazakhstan
‘On environmental protection’ № 160-1, dated 15 July 1997].
21. Закон РК «О Нефти» ст. 6-2.
22. G. Nurakhmet; ‘Gas Flaring and Venting: What can Kazakhstan Learn from the Norway Experience?’ (2006) 4 Oil, Gas & Energy Law
(OGEL) www.ogel.org/article.asp?key=2269.
23. PetroKazakhstan Inc. ‘The Annual Report’ (2003) Kazakhstan Stock Exchange, 52, https://www.kase.kz/files/emitters/CA _PKZ_ /ca_
pkzp _ 2003_e.pdf.
24. Ibid 26.
25. Maureen S. Crandall, Energy, Economics, and Politics in the Caspian Region: Dreams and Realities ( Westport, CT: Praeger Security
International, 2006) 87.
26. Ibid.
27. See, e.g., Nurakhmet, above n 21, 12; ’Oil firms ask Kazakh government to postpone flaring ban’, The Times of Central Asia (Bishkek, Kyrgyzstan) 7 September 2005.
28. Nurakhmet, above n 21, 12.
29. Налоговый Кодекс Республики Казахстан ст. 495 (9).
30. Правила исчисления ущерба, причиненного вследствие нарушения требований в области использования, охраны недр, утверж денные постановлением Правительства Республики Казахстан от 22 авг уста 2006 года № 796 [The Rules on the calculation of damages caused by the breach of the requirements on subsoil protection approved by the Decree of the Government of the Republic of Kazakhstan № 796, dated 22 August 2006].
31. ‘ В Казахстане за сверхнормативное сжигание попутного газа в 2008 году с пяти компаний был взыскан ущерб в сумме 14.5 млрд. тенге’ [In Kazakhstan 5 companies have paid 14.5 billions of tenge as fines for illegal gas flaring in 2008] Nomad, https://www.nomad. su/?a=7-200901190025.
32. ‘ ТОО ‘ Казахойл Актобе’ получило разрешение на сжигание попутного нефтяного газа на факелах до 1 апреля 2011 года’ [LLP
‘Kazakhoil Akrobe’ was granted a permission to burn associated gas in flares until 1 April 2011] JSC ‘NC ‘KazMunayGas’, https://www.kmg. kz/press/market_news/developments/4906.
33. ‘Назначен новый генеральный директор «Казахойл Актобе»’ [A new General Director of ‘Kazakhoil Akrobe’ has been appointed] Profinance.kz, https://profinance.kz/news/12240-naznachen-novyj-generalnyj-direktor-kazaxojl.html.
34. ‘ ТОО ‘ Казахойл Актобе’ получило разрешение на сжигание попутного нефтяного газа на факелах до 1 апреля 2011 года’ [LLP
‘Kazakhoil Akrobe’ was granted a permission to burn associated gas in flares until 1 April 2011] JSC ‘NC ‘KazMunayGas’, https://www.kmg. kz/press/market_news/developments/4906.
35. British Petroleum, above n 12, 6.
36. Ibid 8.
37. Nigeria National Petroleum Corporation (NNPC) ‘History of the Nigerian Petroleum Industry’, https://www.nnpcgroup.com/NNPCBusiness/ BusinessInformation/OilGasinNigeria/IndustryHistory.aspx.
38. Petroleum Act 1969 (LFN 1990), s 2 (1)(a)-(b).
39. Ibironke T. Odumosu, ‘Transferring Alberta’s Gas Flaring Reduction Regulatory Framework To Nigeria: Potentials And Limitations’ (2007)44 (4) Alberta Law Review 863, 876-7.
40. Decree № 99 (1979) (AGRA 1979); (LFN 1990) Cap 26 (AGRA 1990).
41. Ibid; see also Paul Samuel Tamuno ‘Legal Response to Gas Flaring in Developed and Developing Countries: a comparative analysis of Nigeria, United Kingdom and Norway’ (Working Research Paper Series №: 2010/14, Centre for Energy, Petroleum & Mineral Law & Policy, the University of Dundee, United Kingdom, 2010) 15, https://www.dundee.ac.uk/cepmlp/gateway/index.php?news=30981; Odumosu, above n 52, 889.
42. Yinka Omorogbe, ‘Oil And Gas Law In Nigeria: Simplified’ (Malthouse Press, 2003) 59 quoted in Tamuno, above n 40, 19.
43. Associated Gas Reinjection Act, supplement to Official Gazette № 67 Vol. 71, 29 November 1984. Part B; S.I. 43 of 1984.
44. Ibid s 1 (a)-(e).
45. Decree № 7 (1985); (LFN 1990) AGRA 1990, 188.
46. Odumosu, above n 52, 889.
47. Yinka Omorogbe, ‘Oil And Gas Law In Nigeria: Simplified’ (Malthouse Press, 2003) 58 cited in Tamuno, above n 54, 20.
48. Sarah Ahmad Khan ‘Nigeria: The Political Economy оf Oil’ (Oxford University Press, 1994) 162 cited in Odumosu, above n 52, 889.
49. Odumosu, above n 52, 889; Tamuno above n 40, 20.
50. Tamuno above n 40, 21; Odumosu, above n 52, 891-2.
51. Companies Income Tax Act (L.F.N. 1990) c. 60.
52. Tamuno above n 40, 224; Odumosu, above n 52, 891-2.
53. Odumosu, above n 52, 892.
54. Odumosu, above n 52, 892; The Department of Petroleum Resources ‘The role of the DPR’ (2009), https://www.dprnigeria.com/dpr_roles. html.
55. Tamuno above n 40, 23.
56. Odumosu, above n 52, 881.
57. Odumosu, above n 52, 892; Tamuno above n 40, 23.
58. Tamuno above n 54, 23.
59. Petroleum Act 1969 (LFN 1990) Schedule I, paras. 24-27.
60. See generally Omorogbe, above n 60; Nurakhmet, above n 21.
61. The World Bank’s GGFR, above n 5.
62. See, e.g., Nurakhmet, above n 21, 11-2.
63. Tamuno above n 40, 33; Nurakhmet, above n 21, 14.
64. See generally Tamuno above n 40.
65. Ibid.
66. Ibid.
67. The World Bank’s GGFR, above n 1.
68. The World Bank’s GGFR, above n 5.
69. Sauat Mynbaev ‘20 лет Устойчивого Развития Энергетической Отрасли Казахстана и её Роль в Энергетике Евразии: Достижения, Темпы Роста, Проблемы и Перспективы’ (Выступление на VI Евразийском Энергетическом Форуме , 4-5 октября 2011 года, г. Астана) [‘20 Years of Sustainable Development of energy sector of Kazakhstan and its role in the energy sector of Eurasia: the pace of development, problems and perspectives] (Speech delivered at the VI Eurasian Energy Forum, 4-5 October 2011, Astana city)], https://www.mgm. gov.kz/index.php?option=com_content&view=article&id=1480:-vi4-5 -2011-&catid=29:2011090204-10-35&Itemid=45&lang=ru.
70. Directive № 017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations’ (‘the Directive’) Energy and Conservation Board, 18 April 2011,https://www.ercb.ca/docs/documents/directives/Directive017.pdf.
71. The World Bank’s GGFR, https://go.worldbank.org/G2OAW2DKZ0.
72. Zakon.kz ‘На казахстанских нефтедобывающих предприятиях сжигается менее 2% попутного газа - Мынбаев’ https://www.zakon. kz/4487550-na-kazakhstanskikh-neftedobyvajushhikh.html.
73. Clearstone Engineering Ltd. (Alberta, Canada) ‘The Guideline on Flare and Vent Measurement’ (18 September 2008) The World Bank’s
GGFR, https://siteresources.worldbank.org/INTGGFR /Resources/Guidelines_Flare_Vent_Measurement.pdf.
74. Clean Development Mechanism https://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1133472308.56.
