Проект по полезному использованию попутного нефтяного газа
38. На предстоящий финансовый год и плановый (двухлетний) период пользователь недр – плательщик формирует прогноз затрат на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа, учитываемых при исчислении платы за выбросы (далее – прогноз затрат) и осуществляемых в рамках инвестиционных газовых программ пользователей недр, представленных в Министерство энергетики Российской Федерации, и (или) технических проектов разработки месторождений, согласованных в установленном порядке.
39. Информация о прогнозе затрат направляется главному администратору (администратору) платы за выбросы, который в соответствии с действующим законодательством формирует и представляет в финансовый орган бюджета субъекта Российской Федерации и местных бюджетов прогноз поступления доходов по форме, согласованной с финансовым органом, а также сведения, необходимые для составления среднесрочного финансового плана и (или) проекта соответствующего бюджета.
40. Информация о прогнозе затрат направляется главному администратору (администратору) платы за выбросы до 25 мая текущего года в письменном и электронном виде.
41. Информация о прогнозе затрат в обязательном порядке включает:
– уведомление (заявку) о прогнозе затрат на имя руководителя органа, осуществляющего функции главного администратора (администратора) платы за выбросы, по образцу согласно приложению 8 к настоящим Инструктивно-методическим указаниям;
– результаты расчета платы за выбросы на предстоящий год и на плановый (двухлетний) период по образцу в соответствии с приложением 9 к настоящим Инструктивно-методическим указаниям;
– отчет об освоении затрат на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа с информацией о достигнутых (проектируемых) природоохранном и ресурсосберегающем эффектах (в физических показателях) по завершенным объектам и сооружениям в год, предшествующий году подачи уведомления (заявки) о прогнозе затрат, по образцу в соответствии с приложением 10 к настоящим Инструктивно-методическим указаниям;
– перечень объектов, сооружений и оборудования в соответствии с проектами по полезному использовании попутного нефтяного газа, затраты на осуществление которых подлежат учету при исчислении показателя покрытия затрат, а также сведения об ожидаемом природоохранном и ресурсосберегающем эффектах (в физических показателях) по образцу в соответствии с приложением 10 к настоящим Инструктивно-методическим указаниям;
– прогноз освоения затрат по объектам, сооружениям и оборудованию, реализуемым в составе проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа, на предстоящий год и на плановый (двухлетний) период по образцу в соответствии с приложением 10 к настоящим Инструктивно-методическим указаниям.
42. При исчислении платы за выбросы затраты на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа учитываются при определении показателя покрытия затрат, которым обуславливается применение дополнительного коэффициента К.
43. Определение показателя покрытия затрат с учетом затрат на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа осуществляется пользователем недр – плательщиком самостоятельно по итогам каждого платежного периода.
44. Затраты на реализацию и приобретение объектов, сооружений и оборудования, осуществляемые в составе проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа и учитываемые при определении показателя покрытия затрат, определяются в соответствии с приложением 1 к настоящим Инструктивно-методическим указаниям.
45. Определение перечня и сумм затрат, учитываемых при расчете показателя покрытия затрат, на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа осуществляется в заявительном порядке и представляется пользователем недр – плательщиком в составе форм Расчета платы за негативное воздействие на окружающую среду, утвержденных приказом Ростехнадзора от 05.04.2007 N 204 (зарегистрировано в Минюсте России 27.06.2007, регистрационный N 9725; Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2007, N 31), с изменениями, внесенными приказом Ростехнадзора от 27.03.2008 N 182 (зарегистрировано в Минюсте России от 05.05.2008, регистрационный N 11626; Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2008, N 23).
46. В составе форм Расчета платы за негативное воздействие на окружающую среду и прилагаемых к нему документов пользователь недр – плательщик представляет отчет об освоении средств на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа в отчетном платежном периоде по образцу в соответствии с приложением 11 к настоящим Инструктивно-методическим указаниям, в таблице которого:
графы 7 – 9 таблицы заполняются нарастающим итогом: величина затрат каждого квартала, следующего за I кварталом, определяется суммированием значения графы 5 со значением графы предыдущего квартала (графы 6 – 8);
в разделе I указываются объекты (сооружения, оборудование) по пользователю недр;
при применении метода дифференциации раздел II не заполняется. При применении метода агрегирования в разделе II указываются объекты (сооружения, оборудование) по всем пользователям недр, входящим в одну группу.
Указанный отчет содержит реестр (перечень) объектов и документов, подтверждающих обоснованность и достоверность осуществления затрат (за исключением расходов на капитальный ремонт) на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа. Надлежащим образом заверенные копии указанных в реестре (перечне) подтверждающих документов, в том числе приведенных в пункте 47 настоящих Инструктивно-методических указаний, представляются главному администратору (администратору) доходов бюджетов по завершении отчетного периода (календарного года) в составе форм Расчета платы за негативное воздействие на окружающую среду за IV платежный период.
47. При осуществлении контроля за правильностью исчисления платы за выбросы, в том числе в части понесенных затрат на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа, учтенных при определении показателя покрытия затрат, по требованию главного администратора (администратора) доходов бюджетов пользователь недр – плательщик представляет надлежащим образом заверенные копии указанных в реестре (перечне) документов, в том числе:
– договоров с поставщиками, подрядчиками, исполнителями на поставку товарно-материальных ценностей, выполнение работ, оказание услуг;
– платежных поручений текущего платежного периода с указанием реквизитов договоров на поставку товаров, выполнение работ, оказание услуг и других расчетных документов в соответствии с Положением о правилах осуществления перевода денежных средств, утвержденным Центральным банком Российской Федерации 19.06.2012 N 383-П (зарегистрировано в Минюсте России 22.06.2012, регистрационный N 24667; Вестник Банка России, 2012, N 34), с изменениями, внесенными Указанием Банка России от 15.07.2013 N 3025-У “О внесении изменений в Положение Банка России от 19 июня 2012 года N 383-П “О правилах осуществления перевода денежных средств” (зарегистрировано в Минюсте России 14.08.2013, регистрационный N 29387; Вестник Банка России, 2013, N 47);
– актов о приеме-передаче объектов основных средств по формам первичной учетной документации N ОС-1, N ОС-1а, N ОС-15, N ОС-16 (при вводе объектов основных средств в эксплуатацию), актов о приеме-сдаче отремонтированных, реконструированных, модернизированных объектов основных средств по форме статистической отчетности N ОС-3 (в случае ремонта, реконструкции, модернизации) в соответствии с постановлением Госкомстата России от 21.01.2003 N 7 “Об утверждении унифицированных форм первичной учетной документации по учету основных средств” (Финансовая газета, 2003, N 11, в государственной регистрации не нуждается, письмо Минюста России от 27.02.2003 N 07/1891-ЮД) или по формам первичной учетной документации, утвержденным хозяйствующим субъектом самостоятельно в соответствии с действующим законодательством;
– актов о приемке выполненных работ и справок о стоимости выполненных работ и затрат (при приемке выполненных подрядных строительно-монтажных работ производственного назначения, работ по капитальному ремонту зданий и сооружений) по формам первичной учетной документации, утвержденным хозяйствующим субъектом самостоятельно в соответствии с действующим законодательством;
– счетов-фактур.
“Прочие расходы”, включенные в стоимость выполненных работ и затрат, не принимаются к зачету средств при исчислении платы за выбросы.
48. Главный администратор (администратор) платы за выбросы рассматривает представленные пользователем недр – плательщиком в соответствии с пунктами 46 – 47 настоящих Инструктивно-методических указаний материалы на предмет установления достоверности и правильности использования содержащейся в них информации и расчетов фактической платы за выбросы.
49. При выявлении ошибок и недостоверности в расчетах фактической платы за выбросы с учетом затрат на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа главный администратор (администратор) платы за выбросы направляет пользователю недр – плательщику уведомление (решение) о полученных результатах рассмотрения в установленном порядке.
50. В случае выявления заниженного размера исчисленной фактической платы за выбросы, в том числе по причине несоблюдения условий пункта 47 настоящих Инструктивно-методических указаний, пользователь недр – плательщик уведомляется о размере доначисленной платы и ему предъявляется требование о необходимости ее внесения в бюджетную систему Российской Федерации.
51. В случае выявления завышенного размера исчисленной фактической платы пользователь недр – плательщик уведомляется о размере превышения исчисленной фактической платы и ему предлагается оформить в установленном порядке зачет переплаты в счет платежей последующих периодов.
52. В случае несоблюдения положений частей 2 и 3 пункта 13 настоящих Инструктивно-методических указаний пользователь недр – плательщик уведомляется о необходимости выполнения и представления в течение 7 рабочих дней корректирующего расчета платы за выбросы с применением метода исчисления интегрального показателя сжигания, принятого в предшествующем отчетном периоде.
53. Представляемые пользователями недр – плательщиками сведения о фактически понесенных затратах на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа по окончании платежного периода в течение пяти рабочих дней администратором платы за выбросы по субъекту Российской Федерации ежеквартально направляются в центральный аппарат Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по образцу в соответствии с приложением 12 к настоящим Инструктивно-методическим указаниям, в таблице которого:
информация по субъекту Российской Федерации представляется в разрезе вертикально интегрированных компаний (ВИК), в том числе аффилированных структурных единиц, независимых пользователей недр – плательщиков.
54. По результатам обобщения в течение 10 рабочих дней сведений, представленных согласно пункту 53 настоящих Инструктивно-методических указаний, Федеральная служба по надзору в сфере природопользования ежеквартально направляет на рассмотрение и согласование в Министерство энергетики Российской Федерации отчет (сведения) о затратах на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа, фактически понесенных пользователями недр – плательщиками платы за выбросы по образцу в соответствии с приложением 12 к настоящим Инструктивно-методическим указаниям, в таблице которого:
информация по Российской Федерации представляется в разрезе месторождений (с привязкой к объектам) по субъектам Российской Федерации, вертикально-интегрированных компаний (ВИК), в том числе аффилированных структурных единиц и независимых пользователей недр – плательщиков.
55. Министерство энергетики Российской Федерации в течение 20 рабочих дней рассматривает отчет (сведения) о затратах на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа, фактически понесенных пользователями недр – плательщиками (по образцу согласно приложению 12), на предмет согласования.
КонсультантПлюс: примечание.
Постановлением Правительства РФ от 14.03.2015 N 227 Правительственная комиссия по вопросам топливно-энергетического комплекса, воспроизводства минерально-сырьевой базы и повышения энергетической эффективности экономики реорганизована в Правительственную комиссию по вопросам топливно-энергетического комплекса и повышения энергетической эффективности экономики и Правительственную комиссию по вопросам природопользования и охраны окружающей среды.
После получения ответа Министерства энергетики Российской Федерации по указанному отчету (сведениям) в течение пяти рабочих дней Федеральная служба по надзору в сфере природопользования направляет подготовленные материалы с приложением справки, содержащей замечания Министерства энергетики Российской Федерации по представленным сведениям, ежеквартально в Правительственную комиссию по вопросам развития топливно-энергетического комплекса, воспроизводства минерально-сырьевой базы и повышения энергетической эффективности экономики.
Попутная прибыль
Текст: Петр Шмелев
Иллюстрации: Дмитрий Коротченко
Попутный нефтяной газ (ПНГ) — проблема для нефтяников по всему миру или ценный ресурс? И то и другое. Основным стимулом для рационального использования ПНГ зачастую становятся экологические ограничения и связанные с ними финансовые риски. Тем не менее при грамотном подходе к утилизации попутного газа нефтяным компаниям удается не только избежать штрафов за нарушение экологического законодательства, но и неплохо заработать
В поисках midstream
Попутный нефтяной газ — смесь, которая растворена в самой нефти. По составу ПНГ богаче традиционного природного газа. Помимо метана и этана в нефтяном газе есть пропан, бутан и другие углеводороды. В одной тонне нефти содержится от одного до нескольких тысяч кубометров ПНГ. Сжечь все это на факеле с точки зрения макроэкономики роскошь, хотя пока и позволительная. Но помимо экономического фактора есть и не менее важный экологический. При сжигании ПНГ в воздух попадают значительные объемы диоксида углерода (СО2) и метана, относящихся к парниковым газам, а также сажа, оксиды азота, бензапирен, сероводород и другие опасные для окружающей среды компоненты.
К сожалению, в СССР с его курсом на экстенсивное наращивание добычи нефти переработка попутного нефтяного газа не входила в число приоритетных задач и никак не регулировалась на законодательном уровне. ПНГ считался побочным (то есть ненужным) продуктом нефтедобычи. Как правило, его просто сжигали на факельных установках на месторождениях. До 1 января 2001 года ПНГ не отражался в финансовой отчетности российских компаний. Сейчас подход меняется концептуально. Серьезная борьба против сжигания ПНГ на факелах началась в России в 2008–2009 годах во многом благодаря присоединению России к Киотскому протоколу, направленному на сокращение выбросов парниковых газов. По данным Минприроды, благодаря принятым мерам по итогам 2016 года полезное использование ПНГ достигло в среднем по крупным отечественным нефтяным компаниям 90%.
В мировой же практике достаточно давно выделяют midstream — промежуточный сегмент между upstream и downstream со своими законами ценообразования. Очевидно, что нефть и газ не могут быть вовлечены в переработку (downstream) в том виде, в котором они были добыты (upstream). Существуют дополнительные технологические операции: доставка углеводородов к местам переработки, а также подготовка к транспортировке. Их и относят к midstream. При этом в процессе подготовки нефти возникает большой поток попутных продуктов разнообразного свойства, среди которых и ПНГ. Его переработка в мировой практике — это тоже midstream. Что же такое рациональное использование попутного нефтяного газа?
Киотский протокол
Киотский протокол (КП) был принят в дополнение к Рамочной конвенции ООН об изменении климата в Киото (Япония) в 1997 году. Данный протокол стал первым глобальным соглашением об охране окружающей среды, основанным на рыночном механизме регулирования, который предполагал торговлю квотами на выбросы парниковых газов (ПГ) между развитыми странами и странами с переходной экономикой с целью сокращения или стабилизации уровня выбросов в атмосферу. Страны, подписавшие протокол, определили для себя количественные обязательства по сокращению выбросов шести видов парниковых газов: диоксида углерода (CO₂), метана (CH₄), закиси азота (N₂O), гидрофторуглеродов (ГФУ), перфторуглеродов (ПФУ) и гексафторида серы (SF₆)₂₈. Первые три входят в состав ПНГ и продуктов его сгорания. Наибольшее влияние на парниковый эффект оказывают СО₂ и СН₄. Первый период обязательств по КП длился 5 лет: с 1 января 2008 года до 31 декабря 2012 года. На этот период Россия поставила перед собой обязательство сохранить среднегодовые выбросы на уровне 1990 года. По данным РИА «Новости», 27 сентября 2015 года на саммите по глобальному развитию в рамках Генеральной Ассамблеи ООН глава МИД РФ Сергей Лавров заявил о перевыполнении Россией своих обязательств по Киотскому протоколу, приводя данные об уменьшении выбросов от энергетического сектора в России за последние 20 лет на 37%.
Сжечь или заработать
Варианты утилизации ПНГ универсальны по всему миру, но используются в разных пропорциях. Сжигание на факелах месторождений долгое время было основным способом, ценное углеводородное сырье и энергия горючих компонентов уходили в воздух с ущербом для окружающей среды. С середины прошлого века развитые страны начали серьезно ограничивать сжигание ПНГ.
Столь же удобный с точки зрения логистики, как и сжигание, но экологичный способ утилизации — закачка ПНГ обратно в пласт. Нередко этот метод применяют для повышения нефтеотдачи пласта, хотя эффективным он оказывается не всегда. Газ при дальнейшей добыче все равно вернется, но гидродинамика залежи может быть уже хуже. Еще один вариант использования ПНГ на месторождении — промысловая генерация электроэнергии: ПНГ направляется на газотурбинные и газопоршневые установки. Выхлопной газ можно использовать в системах теплоснабжения объектов месторождения или опять-таки закачивать в пласт для повышения нефтеотдачи. Промысловая генерация электроэнергии очень широко используется в России.
Эффективную монетизацию обеспечивает полноценная переработка попутного нефтяного газа, но это и стоит намного дороже. Тут есть свои сложности — ПНГ нестабилен по составу, в нем много примесей и влаги, требуется сложная подготовка. На выходе получают метан-этановую фракцию, по своим свойствам близкую к сухому природному газу, а также широкую фракцию легких углеводородов — ценное сырье для нефтехимических предприятий и производства сжиженного углеводородного газа (СУГ), использующегося для коммунально-бытовых нужд и в качестве топлива для автотранспорта.
Газоперерабатывающие заводы изначально строились возле крупных месторождений, позже для малых месторождений были предложены компактные блочные решения для переработки сырья.
Существует и сложная технология химической переработки ПНГ gas-to-liquids (GTL), позволяющая получать из газа жидкие нефтепродукты, характерные для традиционной нефтепереработки, а также метанол и базовые химические полуфабрикаты. В качестве альтернативы применяют мягкий паровой риформинг. Это, по сути, обратная GTL: жидкие остатки переработки нефтяного газа и газоконденсата трансформируются в газ, который затем можно использовать как топливо для генерации электроэнергии или транспортировать по обычному газопроводу.
«Выбор наиболее экономически привлекательных опций утилизации ПНГ зависит от конкретных факторов в привязке к конкретному месторождению. В целом глубокая переработка ПНГ наиболее экономически эффективна, но, например, при малых объемах доступного газа предпочтительна утилизация на месторождении, — говорит руководитель аналитического центра интегрированной газоперерабатывающей и нефтехимической компании «СИБУР» Ксения Каретина. — Также имеет значение состав ПНГ, спрос на локальных рынках и нетбэки на газ, электричество, тепло, дизель и т. д. Существенным фактором становится наличие инфраструктуры для транспортировки и переработки газа и расстояние до целевых рынков. К примеру, рост сжигания в мире в последние годы отчасти как раз и связан с освоением новых удаленных месторождений и развитием сланцевой добычи».
Альтернативы обязательны
Уровень утилизации ПНГ во многом определяет эффективность развития всего нефтегазового комплекса той или иной страны. Использование ПНГ — маркер квалификации государства и бизнеса в вопросе комплексного освоения недр, использования сырья и экологической безопасности.
В США, Канаде, Норвегии полезное использование ПНГ достигает 99–100%. При разработке новых месторождений запускаются обязательные процедуры принятия решений об утилизации газа — дерево альтернатив. Государственные регуляторы требуют рассматривать различные варианты, и только в том случае, если ни один из вариантов рациональной утилизации не отвечает критериям эффективности, разрешается сжигать часть нефтяного газа.
В США и Канаде работает примерно 80% газоперерабатывающих заводов мира, эти мощности для Северной Америки сейчас даже избыточны. Дело в том, что большое число малых ГПЗ строилось в середине прошлого века для производства бытового газа. Однако сейчас основой газоперерабатывающей отрасли США стали крупные заводы, связанные с химическими предприятиями. По данным Химического совета США, сейчас в стране строятся или планируются нефтехимические проекты на $185 млрд. В прошлом году инвестиции в химические заводы составили половину всех капиталовложений в производственном секторе США. Причина — изобилие дешевых побочных продуктов сланцевой добычи нефти, в частности нефтяного газа.
В принципе, сжигать попутный газ в Канаде и США запрещено, в Техасе такой запрет был введен еще в 1946 году. Там, где мощностей по переработке нет, например на Аляске, ПНГ полностью закачивается обратно в пласт. В Северной Дакоте быстро развивается бизнес по сжижению ПНГ, который используется как автомобильное топливо. В ряде регионов США существует сеть специальных трубопроводов, куда частные компании могут сдавать ПНГ практически без подготовки, существуют лишь ограничения по содержанию влаги. Далее сырье направляется на газоперерабатывающие и химические предприятия. В Канаде построена развитая инфраструктура для газовой энергогенерации.
Одной из передовых европейских стран в плане рационального использования ПНГ стала Норвегия. Местное правительство не устанавливает специальных нормативов по сжиганию ПНГ, но предоставляет разрешение на сжигание в основном для обеспечения безопасности нефтедобычи. Сжигать ПНГ в тех объемах, которые выше необходимых, для обеспечения безопасности без одобрения Министерства нефти и энергетики Норвегии нельзя. Государственная компания Statoil, недавно переименованная в Equinor, после подготовки направляет нефтяной газ по трубопроводу к системе экспорта газа. На факелы газ может быть сброшен только тогда, когда давление в системе превышает нормативное.
Наличие развитой газотранспортной инфраструктуры и близость к рынкам ЕС позволяет норвежцам эффективно экспортировать подготовленный нефтяной газ, но применяется и закачка ПНГ в пласт для увеличения нефтеотдачи. Газовой энергогенерацией Норвегия практически не занимается.
На китайском супергигантском месторождении Дацин построено 14 промышленных установок по переработке ПНГ, а также оборудование для обработки нефтяного газа для дальнейшей продажи. Власти страны намерены построить семь новых крупных прибрежных нефтехимических производств, в том числе завод стоимостью $15 млрд в порту Нинбо и перерабатывающий центр в провинции Хэбэй. Кроме того, экономика Китая нуждается в использовании ПНГ для снижения доли угля в энергетическом балансе и улучшения экологических показателей национальной энергетики.
В Саудовской Аравии, пятой в мире по запасам газа, порядка 60% этих запасов — попутный нефтяной газ. Мощности по его переработке в целом соответствуют уровню добычи, на сухой газ — продукт газоперерабатывающих заводов — приходится 40% энергобаланса страны. В качестве побочного продукта саудовцы получают этан, который по регулируемым и очень низким тарифам предоставляется на переработку нефтехимикам. Такая конструкция привела и продолжает приводить огромные инвестиции в нефтехимию Саудовской Аравии, сейчас эта страна — мировой нефтехимический лидер вместе с США и Китаем. Лишь рост спроса на электричество в прошлом году заставил Saudi Aramco задуматься над увеличением добычи собственного природного газа, не связанного с объемами добычи нефти (тут действуют ограничения ОПЕК).
«Стоит обратить внимание на опыт Саудовской Аравии, где драйверами поиска решений утилизации ПНГ стали избыток попутного газа и активность государства: основаны индустриальные города Эль-Джубайль и Янбу-эль-Бахр, государственная компания Saudi Aramco строила необходимую инфраструктуру для сбора и транспортировки ПНГ, была основана специализированная нефтехимическая компания SABIC», — отмечает Ксения Каретина. По словам эксперта, для Саудовской Аравии характерно не только большое количество доступных объемов нефтяного газа, но и высокое содержание жирных фракций в составе ПНГ, что делает его ценным нефтехимическим сырьем. «Сейчас Россия и Ближний Восток являются крупнейшими регионами мира, где осуществляется глубокая переработка ПНГ в полимеры», — заключает Ксения Каретина.
Старается не отставать от соседей и Иран. В стране ежедневно транспортируется почти 40 млн кубометров ПНГ с нефтяных месторождений в провинции Хузестан на перерабатывающие предприятия. За последние годы здесь было построено и запущено множество небольших частных химических заводов, использующих в основном европейское оборудование и достаточно современные технологии. Благодаря дешевому местному сырью они имеют серьезное конкурентное преимущество.
Для России может быть интересен опыт Казахстана, где система газопереработки формировалась в рамках плановой экономики СССР. Казахстан обошел Россию в законодательном регулировании утилизации попутного нефтяного газа. Законами «О нефти» и «О недрах и недропользовании» и последующими подзаконными актами введен запрет на промышленную эксплуатацию нефтегазовых месторождений без рациональной утилизации попутного нефтяного газа.
Большой проект сбора попутного нефтяного газа с морских платформ на Каспии ведет государственная нефтекомпания Азербайджана SOCAR в партнерстве с BP и международной организацией по ограничению сжигания ПНГ. Ежегодно с морских месторождений компании собирается и передается в газотранспортную систему около 1 млрд кубометров нефтяного газа.
Законодательное регулирование не всегда единственный фактор влияния на нефтяников. Так, в Индонезии нет развитой трубопроводной инфраструктуры или законов, запрещающих факельное сжигание. При этом страна — четвертый в мире экспортер сжиженного нефтяного газа, а интерес местного бизнеса к монетизации ПНГ растет.
Свой путь — в Анголе. Еще в 2002 году компания Sonangol обязала всех партнеров, разрабатывающих месторождения, предусматривать план коммерциализации нефтяного газа. Договоры на разработку ангольских недр содержат пункт о том, что партнеры Sonangol имеют право сжигать попутный газ только до завершения строительства завода по переработке нефтяного газа.
Не опоздать с переработкой
В исследовании отраслевого информационно-аналитического центра Rupec, специализирующегося на вопросах газопереработки и нефтехимии, отмечено, что наибольший вклад в повышение уровня утилизации ПНГ в России внесло «цивилизованное сжигание» нефтяного газа, то есть промысловая энергетика как наименее затратный способ полезного использования ПНГ. Аналитики считают, что в качестве стимулирующих мер помимо штрафов необходима благоприятная среда для инвестиций в midstream-объекты. Да и в целом понятие midstream в России пока не приживается. «Midstream не только никак не регулируется отдельно от upstream и downstream, но даже не выделяется понятийно. Фактически этот сегмент всякий раз оказывается заложником переноса акцентов с добычи на переработку и обратно. А ведь именно midstream является связкой, обеспечивающей попадание существенной доли углеводородного сырья из сферы добычи в сферу нефтехимической и вообще химической переработки», — поясняют аналитики Rupec.
В организации отмечают те выгоды, которые может получить государство, акцентированно стимулируя сегмент переработки ПНГ. Во-первых, это снятие технологических ограничений при вводе новых нефтяных и газовых месторождений, в том числе географически удаленных от основной газовой инфраструктуры и со сложным составом газа. Во-вторых, рост общей доходности добычи углеводородов для добывающих компаний, которые могли бы реинвестировать дополнительную маржу в новые проекты.
«В-третьих, даже без наращивания производства углеводородов (что в целом отвечает ситуации текущего момента с точки зрения спроса как на внутреннем, так и на внешних рынках) это интенсификация переработки уже имеющегося сырья с производством более маржинальной продукции, которая имеет экспортный потенциал, в том числе на новых рынках, таких как Азия, а также может быть потреблена внутри страны. Пример Северной Америки показывает, что рост предложения продукции midstream стимулирует запуск большого числа крупных проектов в нефтехимии», — отмечают в Rupec.
Аналитики также видят возможность синхронного с развитием переработки ПНГ роста инвестиций в основной капитал. Более активная переработка нефтяного газа создаст новые источники спроса на труд в регионах, а также спроса на высокотехнологичную продукцию российского химического и транспортного машиностроения, металлургии и т. п.
Доля нефтехимии в российской промышленности составляет лишь около 2%, в то время как в Китае — 30%, в США — 25%. Суммарная выручка от продажи нефтегазохимической продукции в мире достигает $3 трлн, что сопоставимо с показателями мирового нефтяного рынка.
«Эпоха нефти и газа как источников топлива и энергии подходит к концу. Будущее ископаемых углеводородов — быть почти исключительно сырьем химических процессов. Без развития midstream такой переход просто невозможен, и если не стимулировать развитие мощностей сейчас, потом строить их будет уже очень дорого», — отмечается в исследовании Rupec.