"Профиль": Попутный компромисс
Под давлением нефтяных компаний государство согласилось либерализовать рынок попутного газа, положив конец фактической монополии "Сибура". После длительных споров по поводу регулирования рынка попутного нефтяного газа (ПНГ), чиновники и нефтяные компании нашли взаимоприемлемый вариант. Цены на ПНГ либерализованы, а те компании, которые к 2011 году все еще будут сжигать впустую более 5% от добытого попутного газа, ждет 113-кратное повышение размера штрафов за загрязнение атмосферы, - пишет "Профиль".
В первый раз обсуждать меры, стимулирующие нефтяные компании к переработке содержащего ценное сырье для газохимии попутного нефтяного газа, правительство начало еще в 90-х годах прошлого века. С тех пор попытки установить правила регулирования рынка ПНГ предпринимались не раз, но постоянно вязли в бюрократической рутине. Однако следующее за ростом мировых цен на нефть подорожание продуктов нефтегазохимии подогрело интерес и к ПНГ.
13 февраля Общественный совет при Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору в целом одобрил новую редакцию проекта постановления правительства России "О мерах по сокращению загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках".
Обсуждавшийся на совете вариант - это консенсус-версия, нечто среднее между жестким по отношению к нефтяникам вариантом Минприроды и Ростехнадзора и более либеральным проектом Минпромэнерго. Фактически меры по регулированию рынка ПНГ можно назвать подарком от государства российской нефтегазохимии. В стратегии развития отрасли до 2015 года никаких мер по поддержке отрасли не предполагается, но зато увеличение штрафов за сжигание попутного газа стимулирует нефтяные компании развивать сбор ПНГ и выделение из него ценных продуктов, один из которых - широкие фракции легких углеводородов, или ШФЛУ, - является ключевым сырьем для газохимиков. Правда, проект постановления не будет направлен в правительство до тех пор, пока рабочая группа под руководством Минэкономразвития не подготовит расчеты по дифференциации штрафных коэффициентов с учетом особенностей месторождений, на которых работают нефтяники. В Ростехнадзоре говорят, что к концу весны Общественный совет рассмотрит проект с учетом новых поправок, а затем доработанный документ будет передан в правительство. В этот же день премьер Виктор Зубков подписал постановление об отмене госрегулирования цен на попутный газ.
Попутный нефтяной газ - это продукт, который довольно долгое время нефтяные компании считали отходом, получившимся в результате подготовки нефти перед закачкой в трубопроводы. Часть извлеченных из ПНГ продуктов нефтяники использовали в качестве энергетического топлива для обслуживания промыслов (в мини-электростанциях и котельных), а остальные "отходы" сжигали на технологических факелах, выбрасывая тем самым в атмосферу огромное количество диоксида углеводорода и сажи. По данным общественной организации "Экологическое движение конкретных дел", в 2006 году объем загрязнения атмосферы при сжигании ПНГ составил 12% от общего объема выбросов вредных веществ в стране.
Между тем, если попутный нефтяной газ собрать с помощью газоулавливающих систем, затем построить компрессорные станции и доставить ПНГ специальными трубопроводами на газоперерабатывающий завод, можно получить массу ценных продуктов. В частности, это сухой отбензиненный газ, который как продукт близок к природному газу и который можно транспортировать по Единой системе газопроводов или использовать в электроэнергетике, а также пропан, бутан, газовый бензин и ШФЛУ (продукт, который после переработки на ГПЗ уже поступает на нефтегазохимические производства).
Статистика Минпромэнерго свидетельствует, что в 2006 году российские нефтяные компании добыли около 60 млрд куб. м попутного нефтяного газа. По итогам прошлого года основной переработчик попутного газа "Сибур", по данным самой компании, переработал 14 млрд куб. м ПНГ и получил 10 млрд куб. м ШФЛУ.
По разным данным, средний уровень утилизации ПНГ на факельных установках нефтяников на 2007 год составлял около 70-75% (то есть сжигали 25-30% ПНГ, или около 15 - 20 млрд куб. м).
Министерство природных ресурсов (МПР) приводит сведения, что в 2006 году около 47% попутного газа списывали на технологические потери или отправляли на промысловые нужды, сжигали примерно 27% и только 26% отправляли на дальнейшую переработку - компримирование и газофракционирование.
По данным "Сибура", сейчас на газофракционирование (выделение жидкой фракции или ШФЛУ из нестабильных газов или газоконденсатов углеводородов) поступает только 24% от общего объема добытого нефтяниками ПНГ. В свою очередь, из общего объема поступившего на переработку попутного газа только 42% выходят в качестве ШФЛУ и сжиженных газов, а остальные 58% либо используются в качестве топлива, либо экспортируются и тоже частично используются в виде топлива или газохимического сырья. После всех этих трансформаций оказывается, что в создании химических продуктов с высокой добавленной стоимостью участвует только 10% от общего объема добытого ПНГ.
Президент газохимического холдинга Дмитрий Конов считает, что объем вовлечения ПНГ в производство дорогостоящих продуктов в России слишком низок. Кстати, по информации Ростехнадзора, в США уровень улавливания ПНГ составляет 97%, а в Норвегии сжигание попутного газа полностью запрещено. (Правда, при этом представители Минпромэнерго приводили журналистам данные, что есть страны, которые теряют ценного сырья намного больше, чем Россия, на тонну добытой нефти сжигающая около 29, 3 куб. м газа. В Венесуэле на тонну добытой нефти сбрасывают на факела 36 куб. м, в Казахстане - 39, Иране - 66, 3, Ираке - 87, 3, а в Катаре и вовсе 93 куб. м.)
Летом прошлого года глава МПР Юрий Трутнев заявил, что практически во всех секторах российской экономики, включая добычу нефти и газа, наблюдается оживление инвестиционной активности, а вот в сегменте переработки попутного газа - полный застой. С 1980 года в стране не введено в строи ни одного нового газоперерабатывающего завода. По расчетам МПР, из-за сжигания ПНГ Россия ежегодно теряет около 139, 2 млрд рублей (консолидированная стоимость жидких углеводородов, пропана, бутана и сухого газа, производимых при переработке попутного газа), хотя суммарный эффект от переработки ПНГ в стране мог бы составить 362 млрд рублей в год.
Почему так происходит? Эксперты объясняют нежелание нефтяных компаний вкладываться в строительство систем сбора попутного газа, газопроводов и ГПЗ чрезвычайной дороговизной этих инвестиционных мероприятий. Глава "Сибура" Дмитрий Конов приводит пример: "Допустим, необходимо утилизировать 2 млрд куб. м попутного газа. Для этого нужно затратить на этапе сбора порядка 3, 8 млрд рублей, на этапе строительства ГПЗ - 8 млрд, на этапе транспортировки - около 5 - 5, 5 млрд, на этапе переработки жидких фракций - еще 25 млрд. То есть на утилизацию дополнительных 2 млрд куб. м ПНГ нужно затратить около 40 млрд рублей, а это значительные цифры". Следующий вопрос - будут ли окупаться инвестиции?
Для того чтобы они окупались, есть два пути. Во-первых, повышение доходов нефтяников от продажи ПНГ и снижение затрат на сбор и транспортировку продукта на дальнейшую переработку. Во-вторых, государство может повысить привлекательность инвестиций в один сегмент путем снижения рентабельности альтернативных путей. Похоже, что власти решили использовать оба пути - в феврале либерализованы цены на ПНГ, и одновременно подошла к финальной стадии длительная эпопея с утверждением штрафных санкций за сверхлимитные выбросы вредных веществ в атмосферу за счет сжигания газа на технологических факельных установках.
До прошлого года цены на ПНГ регулировались приказом Минэкономразвития от 2002 года "Об оптовых ценах на нефтяной (попутный) газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки", определявшим расценки на попутный газ от 73 до 442 рублей на 1000 куб. м в зависимости от содержания пропана, пентана, бутана, изобутана, изопентана и гексана. По данным Минпромэнерго, средняя цена на ПНГ в России составляла 256 рублей за 1000 куб. м. Между тем цены на получаемые при переработке нефтяного газа сухой отбензиненный газ и ШФЛУ значительно выше оптовых цен на попутный газ даже с учетом затрат на компримирование, газофракционирование и транспортировку по магистральным трубопроводам, уж не говоря о том, сколько стоит тонна продуктов, полученных из более высоких переделов ПНГ - этана, этилена, полиэтилена низкой плотности. В частности, в январе этого года тонна этилена на азиатских рынках достигала ценового уровня $1500 - 1600 за тонну.
В 2007 году МЭРТ планировал повысить регулируемые внутренние цены на ПНГ до 1017 рублей за 1000 куб. м (в среднем), но этот шаг, во-первых, так и не был сделан, а во-вторых, его было бы явно недостаточно - нефтяникам по-прежнему было проще сжигать газ на факелах, чем инвестировать в монетизацию своих бывших "попутных отходов". Наконец, в феврале этого года правительственным постановлением цены на попутный нефтяной газ были либерализованы.
Однако этим шагом были решены далеко не все проблемы рынка ПНГ. До сих пор экономика проектов сильно зависит от цены на сухой отбензиненный газ, которая регулируется государством и остается на низком уровне. Либерализация цен на ПНГ устранила некоторые инвестиционные риски, но сама по себе инвестиционную привлекательность проектов радикально не повысила. Остается еще сложность с предоставлением нефтяникам доступа выделенного из ПНГ сухого отбензиненного газа в Единую газотранспортную систему, а также еще один фактор, негативно влияющий на рентабельность проектов по сбору и транспортировке ПНГ, - стали огромные расстояния между месторождениями, которые разрабатывают нефтяники, ГПЗ и нефтегазохимическими производствами, зачастую расположенными в другой части страны. Трубопроводов для транспортировки ШФЛУ в России существуют считанные единицы, например "Тобольскнефтехим" связан транспортной нитью с ГПЗ "Сибура". Однако в основном широкую фракцию легких углеводородов приходится возить вагонами по железной дороге, а это весьма затратно.
По сведениям "Профиля", в этом году несколько компаний совместно заказали исследование целесообразности строительства продуктопровода для транспортировки ШФЛУ из Западной Сибири до европейской части России. Если продуктопровод будет построен, это значительно снизит себестоимость доставки жидкой фракции углеводородов до места переработки. Участники проекта надеются, что грандиозная стройка будет реализована на условиях частно-государственного партнерства.
В августе прошлого года Владимир Путин подписал поручение, предписывающее чиновникам к 2011 году снизить уровень сжигания ПНГ до 5% от общего объема добычи. Вообще-то обязательства утилизировать определенную долю попутного газа должны содержаться в одном из пунктов лицензионных соглашений на разработку месторождения, однако чиновники предпочли усилить заинтересованность нефтяников в сборе ПНГ с помощью ужесточения штрафных санкций. Сейчас нефтяники платят за тонну утилизированного вредным для окружающей среды способом "нормативного" газа около 6 - 10 рублей за тонну в зависимости от содержания ценных веществ в сожженном ПНГ. За каждую тонну газа, сброшенного на факела сверх установленного лимита, компании платят в 25 раз больше (150 - 250 рублей). По данным МНР, объем штрафов, выплаченных нефтяными компаниями за сверхнормативное сжигание ПНГ, в 2006 году составил всего 60 млн рублей.
Документы было поручено готовить Минпромэнерго, однако уже через месяц после выхода президентского поручения со своей версией проекта постановления правительства выступили МПР и Ростехнадзор. Предложения экологов чуть не довели нефтяников до инфаркта, потому что предполагалось в 350 раз повысить штрафы за сверхлимитное сжигание нефтяного газа уже с 1 января этого года, а к 1 июля Минприроды грозилось остановить эксплуатацию скважин, не оснащенных счетчиками ПНГ. Первоначально МПР и Ростехнадзор предлагали уже к 1 января 2009 года увеличить лимиты улавливания попутного газа до 85%, а с 1 января 2011 года поднять нормативы утилизации попутного газа еще на 10%. Вариант Минпромэнерго предусматривал увеличение объема штрафов в значительно меньшей степени, и не с 2008-го, а с 2011 года. Еще одна экстравагантная идея была высказана в январе этого года Минфином, который предложил облагать платежами не сверхлимитные объемы ПНГ, а все. Замысел представителей финансового ведомства заключался в отнесении попутного нефтяного газа не к продукту, выделяемому из добытой нефти, а к самостоятельному ископаемому, которое можно обложить НДПИ. Отправленный на переработку ПНГ Минфин предложил облагать нулевым налогом на добычу полезных ископаемых, а за сожженный на факелах газ нефтяники должны будут заплатить налог по специально рассчитанной дифференцированной ставке. Выступление Минфина пока не нашло понимания у чиновников других ведомств и нефтяников, которые сосредоточились на обсуждении согласованного проекта на базе предложений Ростехнадзора и Минпромэнерго. 13 февраля на заседании общественного совета при Ростехнадзоре разработчики проекта постановления правительства обсуждали с нефтяниками итоговую редакцию документа. В новой версии, которая будет представлена в правительство, с 2009 года штрафы за сверхлимитные выбросы при сжигании ПНГ увеличатся в 112, 5 раза. То есть при расчете платы за превышение лимитов загрязнения атмосферного воздуха чиновники предлагают применять дополнительный коэффициент 4, 5. А цифра 112, 5 получается при умножении дополнительного коэффициента на нынешний коэффициент 25, за лишнюю сожженную тонну ПНГ. По расчетам Ростехнадзора, за счет нововведения общие поступления от штрафов за сверхнормативные выбросы увеличатся до 3 млрд рублей в год. Нефтяники настаивают на дифференциации штрафных мультипликаторов в зависимости от уровня содержания ценных веществ в ПНГ, стадии освоения месторождения (новые предложено не облагать штрафами). Представитель одной из нефтяных компаний говорит, что иногда возникают экстренные ситуации, когда газ приходится сбрасывать на технологический факел во избежание аварийной ситуации. Кроме того, компании могут разрабатывать месторождения, где настолько низкий дебит, что строить системы улавливания ПНГ не будет рентабельным ни при каких обстоятельствах - эта проблема достаточно характерна для малых нефтяных компаний.
Стоит отметить, что многие крупные нефтяные компании начали инвестировать в газопереработку, не дожидаясь, когда правительство определится с размерами штрафов. Представитель ТНК-ВР сказал "Профилю", что в 2006 году нефтяная компания выделила 11, 3 млрд куб. м попутного газа, и сейчас средний уровень утилизации ПНГ составляет 76%, а "местами и все 100%". Компания вложила в строительство газосборной сети и другие мероприятия по утилизации ПНГ $2 млрд и уверена, что впишется в запланированные чиновниками лимиты выбросов. Высокие показатели утилизации ПНГ также наблюдаются у "Сургутнефтегаза", "Татнефти", "ЛУКОЙЛа" и "Башнефти" (все компании имеют свои ГПЗ).
Многие нефтяные компании приняли решение либо о строительстве собственных газоперерабатывающих заводов (например, "ЛУКОЙЛ" хочет строить новый ГПЗ в Калмыкии), либо о создании совместных предприятий с основным потребителем извлекаемых из попутного газа ШФЛУ "Си-буром". Самостоятельные и совместные с нефтяниками инвестпроекты "Сибура" позволят холдингу к 2011 году увеличить объем переработки ПНГ до 22 - 24 млрд куб. м. Совместные с "Сибуром" предприятия есть у "Газпром нефти" (по строительству нового ГПЗ для переработки попутного газа с Южно-Приобского месторождения), у ТНК-ВР на базе ООО "Юграгазпереработка" (Нижневартовский и Белозерный ГПЗ). Еще одно СП планирует создать "Роснефть". Предприятие будет специализироваться на переработке ПНГ, добытого на месторождениях "Юганскнефтегаза" на базе мощностей "Южно-Балыкского ГПК" (в начале прошлого года Росприроднадзор хотел отозвать у госкомпании лицензию на разработку Приобского месторождения из-за того, что "Роснефть" вместо 95% ПНГ утилизировала только 1, 9%). Представитель ТНК-ВР сказал "Профилю", что взаимодействие с "Сибуром" его компании выгодно. Создание собственной газопереработки - процесс капиталоемкий, требующий больших инвестиций в строительство межпромысловых трубопроводов, ГПЗ, наладку системы переработки и дальнейшего сбыта продукта, и нефтяников устраивает принцип разделения затрат с газохимиками. Штрафы нас не пугают, сказал собеседник "Профиля", но мы считаем, что нужно сначала дать нефтяникам возможность вложить в газопереработку деньги, получить прибыль, а потом уже давить.
В первый раз обсуждать меры, стимулирующие нефтяные компании к переработке содержащего ценное сырье для газохимии попутного нефтяного газа, правительство начало еще в 90-х годах прошлого века. С тех пор попытки установить правила регулирования рынка ПНГ предпринимались не раз, но постоянно вязли в бюрократической рутине. Однако следующее за ростом мировых цен на нефть подорожание продуктов нефтегазохимии подогрело интерес и к ПНГ.
13 февраля Общественный совет при Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору в целом одобрил новую редакцию проекта постановления правительства России "О мерах по сокращению загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках".
Обсуждавшийся на совете вариант - это консенсус-версия, нечто среднее между жестким по отношению к нефтяникам вариантом Минприроды и Ростехнадзора и более либеральным проектом Минпромэнерго. Фактически меры по регулированию рынка ПНГ можно назвать подарком от государства российской нефтегазохимии. В стратегии развития отрасли до 2015 года никаких мер по поддержке отрасли не предполагается, но зато увеличение штрафов за сжигание попутного газа стимулирует нефтяные компании развивать сбор ПНГ и выделение из него ценных продуктов, один из которых - широкие фракции легких углеводородов, или ШФЛУ, - является ключевым сырьем для газохимиков. Правда, проект постановления не будет направлен в правительство до тех пор, пока рабочая группа под руководством Минэкономразвития не подготовит расчеты по дифференциации штрафных коэффициентов с учетом особенностей месторождений, на которых работают нефтяники. В Ростехнадзоре говорят, что к концу весны Общественный совет рассмотрит проект с учетом новых поправок, а затем доработанный документ будет передан в правительство. В этот же день премьер Виктор Зубков подписал постановление об отмене госрегулирования цен на попутный газ.
Попутный нефтяной газ - это продукт, который довольно долгое время нефтяные компании считали отходом, получившимся в результате подготовки нефти перед закачкой в трубопроводы. Часть извлеченных из ПНГ продуктов нефтяники использовали в качестве энергетического топлива для обслуживания промыслов (в мини-электростанциях и котельных), а остальные "отходы" сжигали на технологических факелах, выбрасывая тем самым в атмосферу огромное количество диоксида углеводорода и сажи. По данным общественной организации "Экологическое движение конкретных дел", в 2006 году объем загрязнения атмосферы при сжигании ПНГ составил 12% от общего объема выбросов вредных веществ в стране.
Между тем, если попутный нефтяной газ собрать с помощью газоулавливающих систем, затем построить компрессорные станции и доставить ПНГ специальными трубопроводами на газоперерабатывающий завод, можно получить массу ценных продуктов. В частности, это сухой отбензиненный газ, который как продукт близок к природному газу и который можно транспортировать по Единой системе газопроводов или использовать в электроэнергетике, а также пропан, бутан, газовый бензин и ШФЛУ (продукт, который после переработки на ГПЗ уже поступает на нефтегазохимические производства).
Статистика Минпромэнерго свидетельствует, что в 2006 году российские нефтяные компании добыли около 60 млрд куб. м попутного нефтяного газа. По итогам прошлого года основной переработчик попутного газа "Сибур", по данным самой компании, переработал 14 млрд куб. м ПНГ и получил 10 млрд куб. м ШФЛУ.
По разным данным, средний уровень утилизации ПНГ на факельных установках нефтяников на 2007 год составлял около 70-75% (то есть сжигали 25-30% ПНГ, или около 15 - 20 млрд куб. м).
Министерство природных ресурсов (МПР) приводит сведения, что в 2006 году около 47% попутного газа списывали на технологические потери или отправляли на промысловые нужды, сжигали примерно 27% и только 26% отправляли на дальнейшую переработку - компримирование и газофракционирование.
По данным "Сибура", сейчас на газофракционирование (выделение жидкой фракции или ШФЛУ из нестабильных газов или газоконденсатов углеводородов) поступает только 24% от общего объема добытого нефтяниками ПНГ. В свою очередь, из общего объема поступившего на переработку попутного газа только 42% выходят в качестве ШФЛУ и сжиженных газов, а остальные 58% либо используются в качестве топлива, либо экспортируются и тоже частично используются в виде топлива или газохимического сырья. После всех этих трансформаций оказывается, что в создании химических продуктов с высокой добавленной стоимостью участвует только 10% от общего объема добытого ПНГ.
Президент газохимического холдинга Дмитрий Конов считает, что объем вовлечения ПНГ в производство дорогостоящих продуктов в России слишком низок. Кстати, по информации Ростехнадзора, в США уровень улавливания ПНГ составляет 97%, а в Норвегии сжигание попутного газа полностью запрещено. (Правда, при этом представители Минпромэнерго приводили журналистам данные, что есть страны, которые теряют ценного сырья намного больше, чем Россия, на тонну добытой нефти сжигающая около 29, 3 куб. м газа. В Венесуэле на тонну добытой нефти сбрасывают на факела 36 куб. м, в Казахстане - 39, Иране - 66, 3, Ираке - 87, 3, а в Катаре и вовсе 93 куб. м.)
Летом прошлого года глава МПР Юрий Трутнев заявил, что практически во всех секторах российской экономики, включая добычу нефти и газа, наблюдается оживление инвестиционной активности, а вот в сегменте переработки попутного газа - полный застой. С 1980 года в стране не введено в строи ни одного нового газоперерабатывающего завода. По расчетам МПР, из-за сжигания ПНГ Россия ежегодно теряет около 139, 2 млрд рублей (консолидированная стоимость жидких углеводородов, пропана, бутана и сухого газа, производимых при переработке попутного газа), хотя суммарный эффект от переработки ПНГ в стране мог бы составить 362 млрд рублей в год.
Почему так происходит? Эксперты объясняют нежелание нефтяных компаний вкладываться в строительство систем сбора попутного газа, газопроводов и ГПЗ чрезвычайной дороговизной этих инвестиционных мероприятий. Глава "Сибура" Дмитрий Конов приводит пример: "Допустим, необходимо утилизировать 2 млрд куб. м попутного газа. Для этого нужно затратить на этапе сбора порядка 3, 8 млрд рублей, на этапе строительства ГПЗ - 8 млрд, на этапе транспортировки - около 5 - 5, 5 млрд, на этапе переработки жидких фракций - еще 25 млрд. То есть на утилизацию дополнительных 2 млрд куб. м ПНГ нужно затратить около 40 млрд рублей, а это значительные цифры". Следующий вопрос - будут ли окупаться инвестиции?
Для того чтобы они окупались, есть два пути. Во-первых, повышение доходов нефтяников от продажи ПНГ и снижение затрат на сбор и транспортировку продукта на дальнейшую переработку. Во-вторых, государство может повысить привлекательность инвестиций в один сегмент путем снижения рентабельности альтернативных путей. Похоже, что власти решили использовать оба пути - в феврале либерализованы цены на ПНГ, и одновременно подошла к финальной стадии длительная эпопея с утверждением штрафных санкций за сверхлимитные выбросы вредных веществ в атмосферу за счет сжигания газа на технологических факельных установках.
До прошлого года цены на ПНГ регулировались приказом Минэкономразвития от 2002 года "Об оптовых ценах на нефтяной (попутный) газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки", определявшим расценки на попутный газ от 73 до 442 рублей на 1000 куб. м в зависимости от содержания пропана, пентана, бутана, изобутана, изопентана и гексана. По данным Минпромэнерго, средняя цена на ПНГ в России составляла 256 рублей за 1000 куб. м. Между тем цены на получаемые при переработке нефтяного газа сухой отбензиненный газ и ШФЛУ значительно выше оптовых цен на попутный газ даже с учетом затрат на компримирование, газофракционирование и транспортировку по магистральным трубопроводам, уж не говоря о том, сколько стоит тонна продуктов, полученных из более высоких переделов ПНГ - этана, этилена, полиэтилена низкой плотности. В частности, в январе этого года тонна этилена на азиатских рынках достигала ценового уровня $1500 - 1600 за тонну.
В 2007 году МЭРТ планировал повысить регулируемые внутренние цены на ПНГ до 1017 рублей за 1000 куб. м (в среднем), но этот шаг, во-первых, так и не был сделан, а во-вторых, его было бы явно недостаточно - нефтяникам по-прежнему было проще сжигать газ на факелах, чем инвестировать в монетизацию своих бывших "попутных отходов". Наконец, в феврале этого года правительственным постановлением цены на попутный нефтяной газ были либерализованы.
Однако этим шагом были решены далеко не все проблемы рынка ПНГ. До сих пор экономика проектов сильно зависит от цены на сухой отбензиненный газ, которая регулируется государством и остается на низком уровне. Либерализация цен на ПНГ устранила некоторые инвестиционные риски, но сама по себе инвестиционную привлекательность проектов радикально не повысила. Остается еще сложность с предоставлением нефтяникам доступа выделенного из ПНГ сухого отбензиненного газа в Единую газотранспортную систему, а также еще один фактор, негативно влияющий на рентабельность проектов по сбору и транспортировке ПНГ, - стали огромные расстояния между месторождениями, которые разрабатывают нефтяники, ГПЗ и нефтегазохимическими производствами, зачастую расположенными в другой части страны. Трубопроводов для транспортировки ШФЛУ в России существуют считанные единицы, например "Тобольскнефтехим" связан транспортной нитью с ГПЗ "Сибура". Однако в основном широкую фракцию легких углеводородов приходится возить вагонами по железной дороге, а это весьма затратно.
По сведениям "Профиля", в этом году несколько компаний совместно заказали исследование целесообразности строительства продуктопровода для транспортировки ШФЛУ из Западной Сибири до европейской части России. Если продуктопровод будет построен, это значительно снизит себестоимость доставки жидкой фракции углеводородов до места переработки. Участники проекта надеются, что грандиозная стройка будет реализована на условиях частно-государственного партнерства.
В августе прошлого года Владимир Путин подписал поручение, предписывающее чиновникам к 2011 году снизить уровень сжигания ПНГ до 5% от общего объема добычи. Вообще-то обязательства утилизировать определенную долю попутного газа должны содержаться в одном из пунктов лицензионных соглашений на разработку месторождения, однако чиновники предпочли усилить заинтересованность нефтяников в сборе ПНГ с помощью ужесточения штрафных санкций. Сейчас нефтяники платят за тонну утилизированного вредным для окружающей среды способом "нормативного" газа около 6 - 10 рублей за тонну в зависимости от содержания ценных веществ в сожженном ПНГ. За каждую тонну газа, сброшенного на факела сверх установленного лимита, компании платят в 25 раз больше (150 - 250 рублей). По данным МНР, объем штрафов, выплаченных нефтяными компаниями за сверхнормативное сжигание ПНГ, в 2006 году составил всего 60 млн рублей.
Документы было поручено готовить Минпромэнерго, однако уже через месяц после выхода президентского поручения со своей версией проекта постановления правительства выступили МПР и Ростехнадзор. Предложения экологов чуть не довели нефтяников до инфаркта, потому что предполагалось в 350 раз повысить штрафы за сверхлимитное сжигание нефтяного газа уже с 1 января этого года, а к 1 июля Минприроды грозилось остановить эксплуатацию скважин, не оснащенных счетчиками ПНГ. Первоначально МПР и Ростехнадзор предлагали уже к 1 января 2009 года увеличить лимиты улавливания попутного газа до 85%, а с 1 января 2011 года поднять нормативы утилизации попутного газа еще на 10%. Вариант Минпромэнерго предусматривал увеличение объема штрафов в значительно меньшей степени, и не с 2008-го, а с 2011 года. Еще одна экстравагантная идея была высказана в январе этого года Минфином, который предложил облагать платежами не сверхлимитные объемы ПНГ, а все. Замысел представителей финансового ведомства заключался в отнесении попутного нефтяного газа не к продукту, выделяемому из добытой нефти, а к самостоятельному ископаемому, которое можно обложить НДПИ. Отправленный на переработку ПНГ Минфин предложил облагать нулевым налогом на добычу полезных ископаемых, а за сожженный на факелах газ нефтяники должны будут заплатить налог по специально рассчитанной дифференцированной ставке. Выступление Минфина пока не нашло понимания у чиновников других ведомств и нефтяников, которые сосредоточились на обсуждении согласованного проекта на базе предложений Ростехнадзора и Минпромэнерго. 13 февраля на заседании общественного совета при Ростехнадзоре разработчики проекта постановления правительства обсуждали с нефтяниками итоговую редакцию документа. В новой версии, которая будет представлена в правительство, с 2009 года штрафы за сверхлимитные выбросы при сжигании ПНГ увеличатся в 112, 5 раза. То есть при расчете платы за превышение лимитов загрязнения атмосферного воздуха чиновники предлагают применять дополнительный коэффициент 4, 5. А цифра 112, 5 получается при умножении дополнительного коэффициента на нынешний коэффициент 25, за лишнюю сожженную тонну ПНГ. По расчетам Ростехнадзора, за счет нововведения общие поступления от штрафов за сверхнормативные выбросы увеличатся до 3 млрд рублей в год. Нефтяники настаивают на дифференциации штрафных мультипликаторов в зависимости от уровня содержания ценных веществ в ПНГ, стадии освоения месторождения (новые предложено не облагать штрафами). Представитель одной из нефтяных компаний говорит, что иногда возникают экстренные ситуации, когда газ приходится сбрасывать на технологический факел во избежание аварийной ситуации. Кроме того, компании могут разрабатывать месторождения, где настолько низкий дебит, что строить системы улавливания ПНГ не будет рентабельным ни при каких обстоятельствах - эта проблема достаточно характерна для малых нефтяных компаний.
Стоит отметить, что многие крупные нефтяные компании начали инвестировать в газопереработку, не дожидаясь, когда правительство определится с размерами штрафов. Представитель ТНК-ВР сказал "Профилю", что в 2006 году нефтяная компания выделила 11, 3 млрд куб. м попутного газа, и сейчас средний уровень утилизации ПНГ составляет 76%, а "местами и все 100%". Компания вложила в строительство газосборной сети и другие мероприятия по утилизации ПНГ $2 млрд и уверена, что впишется в запланированные чиновниками лимиты выбросов. Высокие показатели утилизации ПНГ также наблюдаются у "Сургутнефтегаза", "Татнефти", "ЛУКОЙЛа" и "Башнефти" (все компании имеют свои ГПЗ).
Многие нефтяные компании приняли решение либо о строительстве собственных газоперерабатывающих заводов (например, "ЛУКОЙЛ" хочет строить новый ГПЗ в Калмыкии), либо о создании совместных предприятий с основным потребителем извлекаемых из попутного газа ШФЛУ "Си-буром". Самостоятельные и совместные с нефтяниками инвестпроекты "Сибура" позволят холдингу к 2011 году увеличить объем переработки ПНГ до 22 - 24 млрд куб. м. Совместные с "Сибуром" предприятия есть у "Газпром нефти" (по строительству нового ГПЗ для переработки попутного газа с Южно-Приобского месторождения), у ТНК-ВР на базе ООО "Юграгазпереработка" (Нижневартовский и Белозерный ГПЗ). Еще одно СП планирует создать "Роснефть". Предприятие будет специализироваться на переработке ПНГ, добытого на месторождениях "Юганскнефтегаза" на базе мощностей "Южно-Балыкского ГПК" (в начале прошлого года Росприроднадзор хотел отозвать у госкомпании лицензию на разработку Приобского месторождения из-за того, что "Роснефть" вместо 95% ПНГ утилизировала только 1, 9%). Представитель ТНК-ВР сказал "Профилю", что взаимодействие с "Сибуром" его компании выгодно. Создание собственной газопереработки - процесс капиталоемкий, требующий больших инвестиций в строительство межпромысловых трубопроводов, ГПЗ, наладку системы переработки и дальнейшего сбыта продукта, и нефтяников устраивает принцип разделения затрат с газохимиками. Штрафы нас не пугают, сказал собеседник "Профиля", но мы считаем, что нужно сначала дать нефтяникам возможность вложить в газопереработку деньги, получить прибыль, а потом уже давить.