«Необходимо найти золотую середину»

«Необходимо найти золотую середину»

Глава дирекции по газу и энергетике Антон Гладченко — о ситуации с утилизацией ПНГ.

Глава дирекции по газу и энергетике Антон Гладченко — о ситуации с утилизацией ПНГ.

— По какому принципу разрабатывалась инвестиционная программа по утилизации ПНГ?

— Мы включили в базовый портфель только те проекты, которые уже реализуем, или те, которые имеют серьезное обоснование для реализации. Это Южная Приобка, Фаза 1 Ноябрьского интегрированного проекта (НИП), работы на Вынгапуровской группе месторождений и Фаза 2 НИП, но пока только в части проектных работ, а также проект на Шингинском месторождении «Газпромнефть-Востока». Кроме того, необходимо создать автоматизированные системы учета, наличие которых является жестким требованием контролирующих органов. Это точно нужно сделать — и мы это делаем, причем стараясь выдерживать жестко поставленные сроки запуска объектов в эксплуатацию. Стоимость базового портфеля — около 8 млрд рублей. А еще порядка 13 млрд рублей — это проекты, которые, по сути, уничтожают эффективность добычи нефти на нескольких малых или средних отдаленных месторождениях с падающей добычей, где построенная инфраструктура использования ПНГ окажется незагруженной уже через несколько лет. К сожалению, эффективность разработки нефтяной части этих активов настолько невысока, что инвестиции в утилизацию ПНГ фактически убивают целесообразность дальнейшей разработки подобных месторождений: интегральная экономика добычи нефти и утилизации попутного нефтяного газа становится негативной. Другими словами, для компании становится экономически выгоднее прекратить добычу нефти, чем утилизировать ПНГ.

До 16,7 млрд рублей может вырасти совокупный платеж нефтекомпаний за сжигание ПНГ в 2012 году

— А как определялось, попадает актив в базовый пакет или не попадает? Наверняка же были какие-то пограничные варианты?

— Здесь было использовано несколько системных критериев: объем сжигаемого газа, экономическая эффективность альтернативных вариантов его использования, быстрота строительства. Важным фундаментом для принятия решений стали Комплексные проекты разработки месторождений (КПРМ). Только когда каждый актив оценен в долгосрочной перспективе с учетом всех неопределенностей, возможностей и рисков — можно с большой долей уверенности планировать инвестиции в утилизацию ПНГ. Например, еще не так давно не было практически никакого представления о ценности отдаленных месторождений в Ноябрьском регионе, оценка которых проводилась как раз в рамках разработки КПРМ. Сейчас мы интегрировали понимание экономики от добычи нефти на месторождениях с экономикой от утилизации ПНГ — и это сделало значительно эффективней процесс принятия решений по проектам использования попутного газа.

— И какова эта ситуация? С базовым портфелем все понятно, а что предполагается делать с проблемными активами?

— Где-то, возможно, вопрос можно будет решить за счет регуляторной работы, взаимодействия с госорганами и так далее. Мы совместно с управлением региональной политики, департаментом по работе с органами государственной власти, а также с прямым участием руководства компании прикладываем значительные усилия в этом направлении. Например, это касается второй фазы Ноябрьского интегрированного проекта. У нас есть несколько месторождений с очень маленьким объемом добычи нефти, но с существенным объемом сжигания газа. Ситуация такова, что нам из-за интегрально негативной экономики добычи нефти и утилизации ПНГ необходимо решить: мы либо инвестируем значительные средства, около 4-6 млрд рублей, в инфраструктуру утилизации ПНГ и в результате получаем убыток от разработки данных месторождений, или приостанавливаем работу на этих активах. С одной стороны, отказ от разработки таких месторождений позволит нам и снизить размер штрафов за сжигание, и улучшить свою репутацию, повысив уровень утилизации, а сэкономленные средства мы сможем эффективно инвестировать в развитие других нефтедобывающих активов. Однако остановка добычи нефти — крайняя мера, поэтому мы стараемся подробно объяснять контролирующим органам, что это очень сложное для нас решение, которое может приниматься только после тщательного учета всех факторов, но не второпях. Тем не менее мы как компания должны быть готовы и к такому развитию событий, если госорганы будут проводить жесткую политику в вопросах сокращения сжигания ПНГ.

300 млрд рублей необходимо отрасли на достижение утилизации в 95%

Альтернативным выходом могло бы стать применение особого подхода в части госрегулирования к требованиям по сжиганию ПНГ на проблемных месторождениях: установление целевого уровня утилизации менее 95%, адресные налоговые льготы и прочее. В исключительных случаях на некоторых месторождениях целесообразней продолжить экономически эффективную добычу нефти (пусть даже она будет сопровождаться сжиганием незначительных объемов ПНГ) — если это принесет больше выгоды государству и отрасли. Мы последовательно продолжаем доказывать и экономически аргументировать подобные подходы государственным органам, отвечающим за регулирование этого вопроса.

— А как вообще получилось, что уровень полезного использования ПНГ достаточно низок — и не только в «Газпром нефти», но в целом по отрасли?

— Для отрасли эта проблема — историческая: использование ПНГ никогда не было целью, на которой фокусировались нефтедобывающие предприятия, тем более что системные стимулы для развития этого направления бизнеса отсутствовали. Последние 5-6 лет некоторые компании стали активно менять свои подходы, если это помогало им не только решить вопрос утилизации ПНГ, но и получить достойную финансовую выгоду. Что касается нас, то если сравнивать с уровнем утилизации ПНГ в «Сибнефти», прогресс в последние время, безусловно, был. А отсутствие прорывов в изменении относительного объема утилизации объясняется, в первую очередь, тем, что основные объемы бурения в последние годы происходили на отдаленных месторождениях, не подключенных к инфраструктуре транспорта и переработки ПНГ. Однако организованный процесс подготовки, рассмотрения и реализации проектов использования ПНГ, который сейчас работает в «Газпром нефти», позволит нам совершить значительный рывок вперед.

— Сейчас у «Газпром нефти» есть новые крупные проекты. Как там решается проблема ПНГ?

— Опытно-промышленные работы на наших новых крупных активах в ЯНАО — Новопортовском месторождении и Мессояхской группе — закончатся после 2015-2016 года. И позиция компании заключается в том, что полномасштабное развитие этих месторождений будет санкционировано только после принятия решений, позволяющих полностью утилизировать ПНГ.

— А как обстоят дела на новых, но уже действующих активах?

— На месторождениях «Магмы» проблем нет — весь добываемый сейчас ПНГ транспортируется на Нижневартовский ГПЗ. А в Оренбурге вообще чем больше газа — тем лучше: там существуют свободные мощности на газоперерабатывающем заводе — соответственно, газ для нас является большой ценностью.

— Что в итоге позволяет достичь портфель проектов по утилизации ПНГ «Газпром нефть»?

— Реализация базовых проектов позволит нам в конце 2012 — начале 2013 года обеспечить объем утилизации на уровне лидирующих в этом вопросе российских компаний, которые сегодня используют около 80-85% добываемого ПНГ. О более точных цифрах можно будет говорить по итогам 2012 года после выполнения масштабной программы бурения на месторождениях, в том числе с высоким газосодержанием. При этом важно понимать, что данный уровень утилизации будет достигнут с оптимальным экономическим эффектом для компании и отрасли. Вопрос о сроках достижения директивного уровня утилизации в 95% напрямую увязан с вопросами регулирования сжигания ПНГ на отдаленных месторождениях с интегральной негативной экономикой, на месторождениях в ранней стадии разработки (гринфилды) и так далее. Мы, естественно, готовы выполнять уже проработанные технические решения, однако считаем необходимым сокращать сжигание ПНГ экономически эффективным для государства способом, а это требует более гибких условий регулирования и применения стимулирующих мер.

— Достижимы ли 95% по отрасли...?

— Технически возможно достичь и уровня вплоть до 98%. Однако наша позиция заключается в том, что сейчас, возможно, правильным решением было бы доведение уровня утилизации в целом по стране до некоего оптимального с экономической точки зрения уровня. Для всех очевидно, что отрасли необходимо сократить сжигание десятков миллиардов кубометров ПНГ, которые могут полезно использоваться и создавать дополнительную стоимость как для компаний, так и для государства. Но объемы, утилизация которых напрямую связана с экономически неэффективными инвестициями, требуют более продуманного решения. Например, для полного соблюдения утилизации в 95% по стране необходимо везде создать резервные мощности, то есть дополнительно построить линии электростанций, газоперерабатывающих заводов и других потребителей, которые будут работать всего несколько дней в году, пока останавливаются на ремонт и обслуживание основные технологические линии. В масштабах страны на это потребуется потратить миллиарды рублей, что будет экономически неэффективно, но позволит дополнительно утилизировать некоторый объем ПНГ. Куда эффективнее не замораживать инвестиции в нерентабельных проектах, а направлять их на интенсивное развитие и модернизацию основных фондов.

Кроме того, средний уровень утилизации по отрасли не совсем отражает проблематику тех же отдаленных месторождений с интегральной негативной экономикой добычи нефти и газа, поскольку не стимулирует развитие таких активов, а приводит к остановке добычи и обесцениванию проекта. Трудно сказать, какая доля из общей суммы инвестиций в программы утилизации в 300 млрд рублей, необходимых отрасли на достижение утилизации в 95%, придется на доведение этого показателя до оптимального экономического уровня, а какая — на экономически неэффективный остаток. Если пропорция будет такой же, как и у нашей компании, получается, что зарытыми в землю окажутся порядка 150 млрд рублей, которые можно было бы использовать гораздо эффективнее. Поэтому мы будем продолжать общаться с госорганами, чтобы найти оптимальные решения, которые пойдут на пользу и бизнесу, и обществу, и государству.