Утилизация попутного нефтяного газа - фактор рационального использования углеводородного сырья Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

23 (374) - 2014

Стратегия экономического развития

УДК 336.717

УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА -ФАКТОР РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ*

О.Б. БРАГИНСКИЙ,

доктор экономических наук, профессор, заведующий лабораторией E-mail: [email protected] Центральный экономико-математический институт Российской академии наук

Рассматриваются вопросы утилизации попутного нефтяного газа, значительные объемы которого до сих пор сжигаются на факелах. Проанализированы причины нерационального использования попутного нефтяного газа. Обсуждается комплекс экономических, организационно-технических, институциональных и экологических проблем утилизации попутного нефтяного газа. Предложены направления утилизации попутного нефтяного газа, методы выбора технологий и системы ценообразования. Проблема утилизации попутного нефтяного газа увязывается с проблемой производства, внутреннего использования и экспорта сжиженных углеводородных газов.

Ключевые слова: попутный нефтяной газ, сжиженные углеводородные газы, утилизация, технологии, ценообразование

В 2009 г. Россия вышла на первое место в мире по сжиганию попутного нефтяного газа (ПНГ) на факелах. Этот факт стал венцом вопиющего расточительства, продолжающегося уже многие годы. Всего в 2009 г. в мире было сожжено 140 млрд м3 ПНГ, в том числе в России около 15 млрд м3, в Нигерии - 14,9 млрд, в Иране - 14,3 млрд, в Ираке - 9,1 млрд, в Саудовской Аравии - 3,7 млрд, в

* Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского гуманитарного научного фонда (проект № 14-02-00332).

других нефтедобывающих странах по 2-3 млрд м3. Суммарная доля четырех стран (России, Нигерии, Ирана и Ирака) составила около 40%.

Приведенные цифры - данные официальной статистики. Но есть и другие оценки. Агентство по космическим исследованиям США по результатам аэрокосмической разведки опубликовало данные о ежегодном сжигании ПНГ в России в 50-60 млрд м3 (включая природный газ). Консалтинговая компания PFG Energy оценила объем сожженного в России в 2009 г. ПНГ в 38 млрд м3. Ряд российских экспертов не очень доверяет данным официальной статистики, поскольку на многих факельных установках нет достаточно надежной измерительной аппаратуры, количество сожженного газа определяется на глаз и часто занижается. Не вдаваясь в обсуждение достоверности этих данных, можно отметить, что и официальные данные российской статистики впечатляют.

Почему в России сжигается так много ПНГ? Причин несколько: ограниченная пропускная способность газотранспортной системы; бывшие долгое время низкими цены на ПНГ, не заинтересовывавшие нефтяные компании перерабатывать этот газ; ориентация на централизованную схему поставок газа, не имеющую возможности маневра; отсутствие реальной гарантии недискриминационного доступа к магистральным газопроводам

Таблица 1

Объем добычи и сжигания попутного нефтяного газа в России в 2000-2012 гг.

Показатель 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Объем добычи, 35 36 42 50 55 58 59 62 60 58 65 68 72 74

млрд м3

Объем сжигания, 9 10 11 15 14 17 15 15 15 15 16 16 18 16

млрд м3

Доля сжигаемого 25,7 27,8 30,0 25,5 29,3 25,4 24,2 25,0 25,9 25,9 24,6 23,5 25,0 21,6

газа,%

Источник: [8, 9].

(хотя такой доступ декларируется); неэффективная система государственного контроля и мониторинга выполнения условий лицензионных соглашений компаниями - разработчиками недр; отсутствие необходимой нормативно-справочной базы, регулирующей деятельность по утилизации ПНГ; последствия прошедшей приватизации нефтяной отрасли, приведшие к неравномерному распределению газоперерабатывающих заводов между собственниками, в результате чего многие производители ПНГ оказались отдалены от переработчиков газа.

Попутный нефтяной газ пока не признан самостоятельным продуктом, к нему не применен налог на добычу полезных ископаемых, что на руку недропользователям.

Как показывает статистика, доля сжигаемого ПНГ от объемов его добычи продолжает оставаться высокой на протяжении 2000-х гг. (табл. 1).

Степень утилизации ПНГ (отношение объема, использованного на собственные нужды промыслов и переработанного на газоперерабатывающих заводах, к суммарной добыче) в среднем за 2000-2010 гг. была на уровне 75%. Показатели степени утилизации ПНГ по крупнейшим нефтедобывающим районам различны: на месторождениях Европейской части России этот показатель в 2011 г. составил 71%, Западной Сибири -84,5%, Восточной Сибири - 24%, Дальнего Востока -89,2% (в среднем порядка 76%) [9]. Низкая степень утилизации в Восточной Сибири объясняется тем, что это новый нефтедобывающий район, в котором темпы роста добычи значительно выше, чем темпы создания инфраструктуры, в частности, объектов по сбору, транспортировке и утилизации ПНГ.

Отличаются и показатели утилизации по крупнейшим нефтедобывающим компаниям. По данным Центрального диспетчерского управления Минэнерго России, в 2011 г. наиболее высокой была степень утилизации ПНГ в ОАО «Сургутнефтегаз» (98%), ОАО «Татнефть» (94%), ОАО АНК «Башнефть» (83%), а наиболее низкой - в компании

ОАО «НК «Роснефть» (51%), что объясняется в существенной степени исторически сложившимся соотношением добывающих, инфраструктурных и перерабатывающих мощностей компаний.

Безусловно, терпеть такое положение вещей, когда четверть добываемого ПНГ сжигалась на факелах, стало невозможно. По расчетам экспертов, если бы сжигаемый ПНГ утилизировался и перерабатывался в сухой отбензиненный газ (СОГ), сжиженные углеводородные газы (СУГ) и нефтехи-микаты на его основе, а также в электроэнергию, то годовая выручка составляла бы 14 млрд долл. в год, а с учетом необходимых для утилизации расходов -порядка 7-9 млрд долл. в год.

В 2009 г. было законодательно установлено* довести в 2012 г. степень утилизации ПНГ до 95%. Впоследствии этот срок был перенесен на 2014 г.

Для решения этой важной задачи необходимо решить ряд проблем, а именно:

- технических - налаживание учета объемов сжигания и использования газа, создание инфраструктуры сбора, транспортировки и переработки ПНГ;

- экономических - совершенствование ценообразования на ПНГ;

- организационно-институциональных - совершенствование законодательной базы ПНГ, лицензионной практики с обязательным включением в лицензию требований о 95%-ной утилизации газа, снятие ограничений доступа к магистральным газовым сетям, развитие государственно-частного партнерства при создании инфраструктуры сбора, транспортировки и распределения ПНГ;

- экологических - определение экономически обоснованного штрафа за отклонение от 95%-

* Постановление Правительства Российской Федерации

от 08.01.2009 № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках».

Рис. 1. Направления утилизации попутного газа и возможные технологии

и др.), а также синтетических жидких топлив по технологии GTL (газ в жидкость) по схеме, приведенной на рис. 2.

Малогабаритные (в ряде случаев мобильные) установки по переработке ПНГ в химические продукты или моторные топлива могут оказаться экономически эффективными в отдаленных не-фтегазодобыва-

ной нормы утилизации ПНГ, использование положений Киотского протокола по торговле квотами на выброс СО2.

Набор возможных направлений переработки ПНГ в общем виде представлен на рис. 1.

Для выбора оптимального варианта технологий переработки ПНГ следует учитывать ряд факторов, главными из которых можно считать потребность системы газоснабжения в поставках газа; ресурсы ПНГ на месторождении; состав газа, в частности, содержание неуглеродных компонентов; технико-экономические и производственно-финансовые показатели технологий по утилизации газа; расстояния от месторождений до пунктов сбора ПНГ, а последних - до газоперерабатывающих заводов и центральных газофракционирующих установок; объемы выбросов вредных веществ по стадиям технологической цепочки утилизации ПНГ и допустимые ограничения по объемам выбросов.

Экспертная система выбора технологий утилизации ПНГ в зависимости от объемов добываемого газа и расстояний представлена в табл. 2.

Для мелких, малых и средних месторождений рекомендуется прямо на месторождении строить малогабаритные установки по производству химических продуктов (метанола, диметилового эфира, малеинового ангидрида, диметилтерефталата

ющих районах, где имеются

небольшие месторождения. Получаемые на таких установках химические продукты, например метанол, могут использоваться непосредственно на промыслах для уменьшения гидратообразования при транспортировке газа. Если же перерабатывать ПНГ на малогабаритных установках в моторные топлива по технологии GTL (gas to liquid - газ в жидкость), то можно заменить дорогое дальнепривозное моторное топливо, что особенно актуально при решении проблемы северного завоза. Если же использовать малогабаритные установки, работающие по технологии GTL, для получения синтетической нефти, то этот продукт (малосернистая легкая нефть) может быть направлен для смешения с традиционной нефтью в целях улучшения ее качества.

Малогабаритные установки могут сооружаться из модулей, собираемых на специализированных машиностроительных заводах, что существенно уменьшает необходимость сборки на месте. Такие установки позволяют гибко реагировать на изменения спроса, их изготовление обеспечит загрузку отечественных предприятий по производству оборудования.

Однако пока работают всего две небольшие установки по производству метанола непосредственно на промыслах: одна опытно-промышленная

Таблица 2

Экспертная система выбора технологий использования попутного нефтяного газа в зависимости от объемов добываемого на месторождениях газа и расстояний

Годовая добыча газа Расстояние, км Рекомендуемая технология

до пункта сбора до объекта сбережения до потребителя

Мелкие месторождения (до 10 млн м3 в год) До 40 До 40 Не имеет значения Совместный транспорт нефти и газа до комплексного сборного пункта

Свыше 40 Свыше 40 Не имеет значения Использование на собственные нужды

Малые месторождения (10-50 млн м3 в год) Свыше 40 До 40 Свыше 40 Использование на собственные нужды

Свыше 40 Свыше 40 Свыше 40 Использование на собственные нужды

Свыше 40 Свыше 40 Свыше 40 Первичная переработка (сухой отбен-зиненный газ для котельной в поселке; широкая фракция легких углеводородов - сброс в нефтяной коллектор)

Средние месторождения (50-150 млн м3 в год) Не имеет значения Не имеет значения Не имеет значения Переработка на газоперерабатывающих заводах с получением сухого отбензиненного газа, смеси жидких углеводородов. Выработка на базе СОГ электроэнергии. Переработка жидких углеводородов в бензин и дизельное топливо

Крупные месторождения (более 150 млн м3 в год) Не имеет значения Не имеет значения Не имеет значения Газоразделение на газоперерабатывающих заводах и центральных газо фрак -ционирующих установках с получением СУГ и сухого отбензиненного газа

Источник: [7].

Рис. 2. Схема использования на небольших месторождениях малогабаритных установок по переработке попутного нефтяного газа

мощностью 12,5 тыс. т в год, одна промышленная -мощностью 40 тыс. т в год. Разработан ряд проектов малогабаритных установок, основанных

на технологиях GTL, однако пока ни один из них не реализован.

Еще одним направлением повышения эффективности использования ПНГ могли бы стать возможности, предоставляемые положениями Ки-отского протокола. Это - возможность привлекать дополнительные инвестиции за счет продажи квот на выбросы. При этом используется так называемый механизм чистого развития, который дает возможность инвесторам из различных стран участвовать в проектах по сокращению выбросов парникового

газа в развивающихся государствах или странах с переходной экономикой. Этот механизм представляет собой проекты совместного осуществления, благодаря которым развитые страны, ведущие полный учет и аудит выбросов, могут реализовывать проекты в своих и других странах. Этот механизм предполагает торговлю квотами [4].

Примером такого механизма является проект ОАО «Газпром», ОАО «Сбербанк России» России и двух японских компаний [5]. Конкретно - проект ОАО «Газпромнефть» по утилизации ПНГ на Еты-Пуровском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе. Обязанности членов образованного для этого случая пула распределялись так: ОАО «Газпромнефть» осуществляла строительство и эксплуатацию объектов по утилизации ПНГ; японские компании Mitsubishi Corp. и Nippon Oil Corp. -координацию в рамках проекта и приведение его в соответствие с действующим законодательством РФ и нормами Киотского протокола; ОАО «Сбербанк России» был финансовым оператором проекта.

В процессе реализации проекта производилась конвертация углеродных единиц в единицы сокращения выбросов: проект регистрировался в журнале International Transaction Log; объявлялся тендер; углеводородные единицы проекта, выраженные в единицах сокращения выбросов, были куплены Европейской энергетической компанией, и ОАО «Газпромнефть» получило определенную сумму средств для реализации проекта.

К сожалению, в настоящее время такой механизм стал неэффективен из-за резкого уменьшения цены каждой единицы сокращения выбросов.

После установления 95%-ной утилизации ПНГ компании прежде всего стали налаживать инструментальную базу учета ПНГ, сооружать новые системы его сбора на промыслах, транспортировки до компрессорных станций и газоперерабатывающих заводов, расширять мощности по переработке, строить эстакады для отгрузки продуктов переработки газа, сооружать малогабаритные установки по переработке ПНГ в химические продукты.

Заметные сдвиги в повышении уровня утилизации ПНГ стали происходить после принятия постановления Правительства России от 08.11.2012 № 1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» - ключевого документа, регулирующего параметры утилизации ПНГ.

Согласно ему и с учетом пожеланий Министерства природных ресурсов и экологии РФ с 01.01.2013 были утверждены повышенные штрафы за сжигание попутного нефтяного газа и предложен дифференцированный подход к утилизации газа. В частности, коэффициент при расчете платы за ненормативное сжигание на факелах ПНГ, превышающее 5% от добытого объема, составляет 12, а с 01.01.2014 - 25. При отсутствии приборов измерения количества газа коэффициент составит 120, независимо от объемов сжигаемого газа. Это существенно выше, чем по действовавшим в 2012 г. нормативам, при которых коэффициент повышения штрафов ранее составлял 4,5, а при отсутствии измерительных приборов - 6.

В 2013 г. коэффициент утилизации ПНГ составил 79%, что почти на 3 п.п. выше уровня 2012 г. В значительной мере это было достигнуто за счет усилий вертикально интегрированных компаний (ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НК «Роснефть», ОАО АНК «Башнефть» и др.), а также крупнейшего потребителя ПНГ - нефтехимической компании ОАО «СИБУР Холдинг». Немалую роль сыграл фактор бизнес-сотрудничества, в частности, сотрудничества компании - потребителя попутного нефтяного газа ОАО «СИБУР Холдинг» с ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпромнефть», ОАО НК «РуссНефть», независимой газодобывающей компанией ОАО «НОВАТЭК». Стоит отметить работу, проведенную в основном нефтедобывающем районе - Ханты-Мансийском автономном округе. Здесь создан газоперерабатывающий кластер, в котором за счет кооперации нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих предприятий, расширения объектов инфраструктуры уровень утилизации достиг в 2013 г. 91,4% [6].

По сообщению Центрального диспетчерского управления Минэнерго России, в 2014 г. российские нефтедобывающие компании на треть сократят объем сжигаемого ПНГ (до 11,2 млрд м3) и приблизятся к желаемому уровню в 95%. Предполагается, что полностью достигнуть уровня утилизации попутного нефтяного газа в 95% удастся в 2015 г.

После выхода в свет упомянутого ранее постановления Правительства РФ о достижении 95%-ной доли утилизации ПНГ цены на газ стали свободными. Практика ценообразования на попутный нефтяной газ показала, что его низкая цена ни в коей мере не устраивала нефтяные компании, ибо в этом случае они не могли окупить своих затрат на сбор, транспортировку и переработку газа. Вы-

сокая цена устраивала нефтяные компании, но не устраивала потребителей попутного газа, так как продукция, полученная при переработке дорогого газа (СУГ, химические продукты, электроэнергия и др.) оказывалась неконкурентоспособной. Попытки определить «справедливую» цену на попутный нефтяной газ эмпирически результатов не дали.

Методически более правильно использовать так называемую цену net back (цену экспортной эквивалентности), в которой за основу берутся цены продукта первого передела попутного газа, торгуемого на международных рынках, а именно сжиженных углеводородных газов (СУГ). Технически расчет цены производится следующим образом: берутся цены СУГ (пропан-бутана) на границе с Польшей по котировкам агентства Argus (DAF Брест), затем из этой цены исключаются транспортные расходы, пошлина и затраты на извлечение СУГ (пропан-бутана) из ПНГ.

Такой принцип ценообразования основан на неразрывной связи ПНГ с СУГ как наиболее значимым (и торгуемым на рынке) продуктом, а также на том, что СУГ является экспортным товаром, причем размеры экспорта год от года растут.

Не останавливаясь подробно на вопросах экономики производства и потребления сжиженных углеводородных газов, которые подробно описаны в работах [1-3], стоит заметить, что вопросы ценообразования вскрыли несколько аспектов конфликта интересов, проявившихся в подходе к определению размера экспортных пошлин при продаже СУГ за рубеж.

В настоящее время экспортная пошлина на СУГ (пропан-бутановая смесь) рассчитывается Минэкономразвития России по специальной формуле и составляет 120-150 долл./т. Экспортные операции приносят производителям сжиженных углеводородных газов неплохой доход, что стимулирует увеличение объемов экспорта этого продукта. В то же время СУГ является нефтехимическим сырьем, и уменьшение поставок его на внутренний рынок тормозит развитие нефтехимической промышленности.

В связи с этим представители нефтехимических предприятий республик Татарстан и Башкортостан, Самарской области обратились в Правительство РФ с просьбой увеличить размер таможенной экспортной пошлины до уровня пошлины на бензин (т.е. до 90% от пошлины на нефть), чтобы ограничить экспорт сырья, которое могло бы эффективно использоваться на внутреннем рынке для нужд

нефтехимической промышленности. Заботы нефтехимиков не ограничивались стремлением обеспечить загрузку сырьем действующих предприятий, а касались также вопросов обеспечения сырьем планируемых в перспективе крупных нефтехимических проектов.

Учитывая то обстоятельство, что цена сжиженных углеводородных газов определяется по принципу экспортной эквивалентности (цена net back), рост пошлины привел бы к снижению внутренней цены СУГ и сделал бы этот вид сырья наиболее приемлемым для нефтехимической промышленности.

Производители сжиженных углеводородных газов (ОАО «СИБУР Холдинг», ОАО «НОВАТЭК») считают, что повышать экспортные пошлины на этот продукт нельзя, так как из-за повышения пошлин экспорт для них станет невыгодным, снизится маржа, доходов производителей не будет хватать на реализацию проектов по утилизации попутного газа. Кроме того, производители СУГ обеспокоены тем, что при уменьшении экспортных поставок образующиеся ниши займут поставщики продукта из других стран. Высказывались также предположения, что если замкнуть СУГ внутри страны, то бюджет не досчитается части доходов от экспорта.

Спор между нефтехимиками и переработчиками ПНГ вышел на самый высокий уровень. Президент России во время церемонии ввода в эксплуатацию крупнейшего в Европе производства полипропилена в Тобольске выслушал предложения по поводу уровня экспортных пошлин на СУГ и дал указания заинтересованным сторонам подготовить соответствующие обоснования и представить их для рассмотрения в Правительство РФ.

По мнению автора, приоритет в использовании сжиженных углеводородных газов должен быть отдан внутреннему рынку, на котором выстраиваются цепочки производств по утилизации ПНГ, производству СУГ, переработке их в нефтехимические продукты, выпуск на их основе изделий, находящих применение во многих отраслях экономики страны. Подобное решение является наиболее рациональным способом использования ресурсов углеводородного сырья, реальным направлением перехода от экспортно-сырьевой к высокотехнологичной экономике.

Список литературы

1. Андрианов В. СУГ: у каждого своя правда // Нефтегазовая вертикаль. 2014. № 3. С. 71-76.

2. Вторая международная конференция «СУГ-2012» // Газовая промышленность. 2012. № 12. С. 96-97.

3. Газы улетучиваются (СУГ-2011) // http://www. сгеоп-опНпе.ги/?Ш=491795.

4. КоржубаевА., ЛамортД., ЭдерЛ. Негасимое пламя ПНГ // Нефть России. 2012. № 7. С. 58-61.

5. Кутепова Е. ПНГ закон не писан // Нефть России. 2012.№ 7. С. 62-65.

6. Цена чистого неба над Югрой // Нефть и капитал. 2014. № 1-2. С. 34-36.

7. ПНГ - законотворческий избыток при методическом дефиците // Нефтегазовая вертикаль. 2009. № 25-26, С. 50-55.

8. ПуртовП., АджиевА., Мегедь А. Лучший путь для попутного газа // Нефть России. 2014. № 1-2. С. 40-44.

9. Фрейман Л.А., Корба О.И. Попутный нефтяной газ: цифры и факты // Вестник химической промышленности. 2012. № 5. С. 37-42.

Strategy of economic advancement

UTILIZATION OF PETROLEUM GAS: RATIONAL USE OF HYDROCARBONS

Oleg B. BRAGINSKII

Abstract

The article discusses the problems of associated gas utilization, significant amount of which is still flaring. The author has analyzed the reasons of irrational use of oil gas and considered the economic, organizational, technical, institutional and environmental problems of associated gas utilization. These problems correlate with problems of production, domestic use and exports. The author proposes the possible ways of associated gas utilization, methods for selecting technologies and pricing.

Keywords: associated gas, liquefied hydrocarbon gases, utilization, technology, pricing

References

1. Andrianov V. SUG: u kazhdogo svoia pravda [Associated gas: everyone has one's own truth]. Nefte-gazovaia vertikal'- Oil and gas vertical, 2014, no. 3, pp.71-76.

2. Vtoraia mezhdunarodnaia konferentsiia SUG-2012 [The 2nd International conference AG-2012]. Gazovaia promyshlennost' - Gas Industry, 2012, no. 12, pp. 96-97.

3. Volatilized gases (AG-2011). Available at: http:// www.creon-online.ru/?1D=491795. (In Russ.)

4. Korzhubaev A., Lamort D., Eder L. Negasimoe plamia PNG [Eternal flame of associated gas]. Neft' Rossii - Oil of Russia, 2012, no. 7, pp. 58-61.

5. Kutepova E. PNG zakon ne pisan [Associated gas observes no rules]. Neft' Rossii - Oil of Russia, 2012, no. 7, pp. 62-65.

6. Tsena chistogo neba nad Iugroi [The price of clear sky over Ugra]. Neft' i kapital - Oil and capital, 2014, no. 1-2, pp. 34-36.

7. PNG - zakonotvorcheskii izbytok pri metod-icheskom defitsite [Associated gas: too much of lawmaking, too little of methodology]. Neftegazovaia vertikal' -Oil and gas vertical, 2009, no. 25-26, pp. 50-55.

8. Purtov P., Adzhiev A., Meged' A. Luchshii put' dlia poputnogo gaza [The best way of associated gas]. Neft'Rossii - Oil of Russia, 2014, no. 1-2, pp. 40-44.

9. Freiman L.A., Korba O.I. Poputnyi neftianoi gaz: tsifry i fakty [Associated gas: facts and figures]. Vestnik khimicheskoi promyshlennosti - Bulletin of chemical industry, 2012, no. 5, pp. 37-42.

Oleg B. BRAGINSKII

Central Economics and Mathematics Institute, RAS, Moscow, Russian Federation [email protected]