Газ в портфеле

Газ в портфеле

«Газпром нефть» выработала подход к решению проблемы утилизации попутного нефтяного газа.

«Газпром нефть» выработала подход к решению проблемы утилизации попутного нефтяного газа.

Текст: Сергей Орлов

8 млрд рублей — стоимость базового портфеля проектов «Газпром нефти» по утилизации ПНГ

Ситуацию с утилизацией попутного нефтяного газа (ПНГ) безо всяких оговорок можно включить в список самых актуальных проблем российской нефтянки. На основании существующих нормативов до 2012 года все нефтекомпании платили за сжигание ПНГ в факелах суммарно 340 млн рублей в год. С 1 января нормативный объем сжигания попутного газа сократился до 5%, за весь остальной газ, уходящий в факелы, нормативная плата теперь умножается на коэффициент 112,5, а если нет приборов учета — то на 150. Исходя из существующей ситуации, по расчетам Энергетического центра СКОЛКОВО, прогнозируются рост совокупного платежа нефтекомпаний в 2012 году до 16,7 млрд рублей. В ближайшее время ожидается выход постановления правительства РФ, предлагающего новые правила регулирования вопроса утилизации ПНГ, в том числе меры, стимулирующие нефтяные компании к сокращению сжигания попутного газа. Однако ключевым инструментом по-прежнему остаются значительные штрафные санкции. Финансовый удар по отрасли наносится внушительный, но заранее прогнозировавшийся, поэтому в течение последних лет российские нефтяники активно работали над решением проблемы. Но существенная часть российской нефтедобычи сегодня — это удаленные от инфраструктуры по использованию ПНГ некрупные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, серьезным газовым фактором, поэтому добиться заветных 95% утилизации к обозначенному правительством сроку не удалось практически никому. «Газпром нефть» — не исключение из общероссийских правил. Реализация программы по утилизации ПНГ позволяет компании уже к концу нынешнего года серьезно приблизиться к нормативному показателю, однако достижение 95% утилизации выведет добычу на проблемных активах за грань положительной рентабельности. Подход компании к решению задачи по утилизации попутного нефтяного газа обозначен среднесрочной инвестиционной программой, принятой в конце 2010 года. В рамках этого подхода был выделен базовый портфель проектов, выполнение которых критически необходимо. Это Южно-Приобский проект, Ноябрьский интегрированный проект, разбитый на две фазы реализации, проект на Шингинском месторождении «Газпромнефть-Востока», а также создание автоматизированных систем учета ПНГ.

ПРИОБСКИЙ ВЫСОКОДОХОДНЫЙ

Один из ключевых проектов базового портфеля — Южно-Приобский проект в Ханты-Мансийском автономном округе. Он реализуется совместно с СИБУРом и состоит из двух частей. Первая — 100%-ный проект «Газпром нефти», в рамках которого создается система сбора газа на Южно-Приобском месторождении, в том числе строятся газопроводы, вакуумные компрессорные станции. А строительство большой компрессорной станции и газопровода внешнего транспорта до ЮжноБалыкского газоперерабатывающего завода (ГПЗ) финансируется уже совместно с СИБУРом в пропорции 50×50. Разработанная схема взаимодействия с нефтехимическим холдингом позволяет добиться высокой доходности, и, несмотря на масштабные инвестиции со стороны «Газпром нефти» — более 5 млрд рублей, потенциал вывода рентабельности на положительный уровень достаточно высок. Причем по опыту осуществления крупных проектов утилизации ПНГ на месторождениях без существующей инфраструктуры сбора и транспорта газа хорошим результатом считается достижение хотя бы «нулевой» экономики. Полная реализация проекта позволит уже в 2012 году погасить все факелы на Южно-Приобском месторождении и сделать серьезный шаг в доведении объема утилизации ПНГ в среднем по «Газпром нефти» до уровня лидирующих сегодня в этом вопросе российских нефтяных компаний.

СЛОЖНЫЕ ФАЗЫ НОЯБРЬСКА

Ноябрьский интегрированный проект (НИП) разделен на две фазы. В базовый портфель входит только первая, предполагающая утилизацию ПНГ на Вынгапуровской группе месторождений, где добывается около половины всего ПНГ компании. Здесь работает полностью загруженный Вынгапуровский газоперерабатывающий завод (ГПЗ), существует инфраструктура по сбору и транспорту ПНГ, однако ее недостаточно для организации переработки всего добываемого газа. Факелы, как и в ХМАО, гасятся совместно с СИБУРом: «Газпром нефть» модернизирует систему внешнего транспорта ПНГ с месторождений, строит вакуумные компрессорные станции для утилизации низконапорного газа, а СИБУР увеличивает производительность Вынгаяхинской компрессорной станции и Вынгапуровского ГПЗ (с 1,4 до 2,5 млрд кубометров в год). Синхронизация деятельности компаний в данном проекте достигается за счет заключения долгосрочного контракта, четко описывающего взаимные обязательства и коммерческие условия. Вторая фаза НИП, в которой задействованы проблемные отдаленные месторождения — Равнинное, Холмистое, Чатылькинское, Воргенское, — из-за значительной удаленности от рынков сбыта и целого ряда объективных сложностей и неопределенностей в разработке самих месторождений приводит к формированию интегральной негативной экономики этих активов. При существующем соотношении объемов добычи нефти и сжигания газа с учетом необходимых инвестиций на утилизацию ПНГ перспектива сохранить положительную рентабельность добычи есть лишь у Чатылькинского и при определенных условиях — у Холмистого месторождения. Строительство же необходимой газотранспортной инфраструктуры здесь будет, по сути, лишь действием, направленным на соблюдение экологических требований, не имеющих под собой экономической основы. Хотя концептуальные варианты использования газа уже проработаны и из них выбран лучший, принятие окончательного решения о его реализации напрямую зависит от появления стимулирующих мер для выполнения проектов, находящихся за гранью рентабельности.

ОБЪЕДИНЕННАЯ ТОМСКАЯ УТИЛИЗАЦИЯ

Еще один многофазный и, по оценке специалистов «Газпром нефти», самый сложный — Томский интегрированный проект. Сложность обусловлена объективными причинами: все месторождения «Газпромнефть-Востока» — вертолетной доступности, соответственно, тянуть трубу до газовых рынков и магистральных газопроводов далеко, а в разумном приближении инфраструктуры использования газа нет. А значит, вложения в создание системы утилизации ПНГ делают любой проект убыточным, что резко негативно сказывается на всей экономике предприятия. Поэтому в базовый портфель пока попал лишь проект транспортировки и утилизации газа с Шингинского месторождения. Газопровод, предназначенный для транспортировки неподготовленного попутного нефтяного газа с Шингинки на газокомпрессорную станцию Лугинецкая «Томскнефти» уже введен в эксплуатацию.

Впрочем, на этих активах объем утилизации ПНГ не велик, как и на Лугинецких месторождениях, транспортировка газа с которых составит вторую фазу реализации Томского интегрированного проекта. Главная проблема — Урманское месторождение, с достаточно серьезными объемами попутного газа и в то же время трудноизвлекаемыми запасами и затратной добычей. Здесь формируется такая же интегральная негативная экономика добычи нефти и утилизации ПНГ, как и в случае Фазы 2 НИП. И это проблема не только «Газпром нефти» — другие недропользователи в регионе находятся в такой же непростой ситуации. Поэтому и возможный выход — в объединении ресурсов «Газпромнефть-Востока», «Роснефти», «Томскнефти», «Томскгазпрома», «Новосибирскнефтегаза» и «Альянс-нефтегаза». Идея — в сборе ПНГ с месторождений всех участников проекта и совместном строительстве транспортной инфраструктуры. Рассматриваются два возможных направления транспортировки — на «Томскнефтехим» СИБУРа для переработки или в Барабинск Новосибирской области, где проходят газопроводы, автомобильные и железные дороги и целесообразно строительство ГПЗ. Специалисты не исключают, что эффект масштаба может сработать, однако расчеты показывают крайне высокий материальный уровень инвестиций в проект (более $1 млрд) и значительные риски отсутствия загрузки построенных мощностей из-за недопоставки газа различными недропользователями.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ