ПНГ — между экологией и экономикой

Антон Гладченко Интервью руководителя дирекции по газу и энергетике Антона Гладченко

Журнал «Нефтегазовая Вертикаль» ссылка откроется в новом окне

С Нового года резко повышается плата за сжигание ПНГ: 8 ноября с.г. правительство РФ утвердило постановление об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ при сжигании ПНГ, устанавливающее в 2013 году повышающий коэффициент в формуле расчета платежей на уровне 12, а с 2014 года — 25. В настоящее время используется коэффициент 4,5. Предельно допустимый показатель сжигания ПНГ на факельных установках остался на прежнем уровне — 5% от общего объема добытого попутного газа.

Кроме того, согласно новому документу, интегральный показатель сжигания ПНГ рассчитывается с применением либо метода агрегирования в отношении пользователей недр, входящих в одну группу лиц, либо метода дифференциации — для пользователя недр по всей совокупности участков недр, предоставленных ему в недропользование.

По словам руководителя дирекции по газу и энергетике «Газпром нефти» Антона ГЛАДЧЕНКО, новые правила, которых нефтяники ждали два года, изменят подход к утилизации ПНГ на более предсказуемый, в том числе в части освоения новых месторождений, для которых предусмотрен льготный период по утилизации ПНГ.

— Антон Викторович, как вы оцениваете новые условия по утилизации ПНГ?

— Действительно, с одной стороны, в новом постановлении оговорено многократное увеличение штрафных санкций, с другой — правительство стимулирует недропользователей, инвестирующих в проекты по эффективному использованию попутного газа, вычитая из платы за выбросы затраты на реализацию этих проектов.

Кроме того, новый документ позволяет вести учет утилизации ПНГ по компании в целом и предоставляет льготный период для новых месторождений — гринфилдов, где на начальном этапе разработки не будут применяться требования по утилизации 95% добываемого попутного газа. Нефтяные компании два года ждали принятия нового регулирующего документа.

Однако, на мой взгляд, только работа в течение одного-двух лет в новом режиме может окончательно сформировать и у компаний, и у регуляторов понимание того, насколько эффективны предлагаемые инструменты.

С Нового года штрафы резко увеличатся, поэтому хочется, чтобы новые регулирующие механизмы работали четко. Обеспокоенность вызвана практикой переходного 2012 года, когда действовало постановление правительства, принятое в 2009 году. В нем изначально были прорехи, например, можно было по-разному рассчитывать штрафы или использовать повышающие коэффициенты к сверхлимитным выбросам и т.д.

Каждая компания считала по-своему, у каждой было свое видение и прочтение, и в результате на выходе все получали абсолютно разные цифры.

 По словам Александра Дюкова, «Газпром нефть» по итогам 2012 года выплатит 800 млн рублей штрафов за нерациональное использование ПНГ против 30 млн рублей по итогам прошлого года. Как изменится ситуация в следующем году?

— За последние три года уровень утилизации ПНГ по нашей компании растет в среднем на 5% в год. Но в 2013 году мы ожидаем рост этого показателя сразу на 15% от уровня 2012 года.

Связано это с тем, что мы завершаем строительство основных мощностей на двух базовых проектах — это Южно-Приобский и Фаза 1 Ноябрьского интегрированного проекта (НИП). В результате в годовом исчислении объем утилизации у «Газпром нефти» составит около 80%.

На Южно-Приобской лицензионной территории, где сейчас добывается более 12 млн тонн нефти в год, мы построили систему сбора газа и сейчас совместно с СИБУРом завершаем строительство системы внешнего транспорта — газопровод до ГТС «Юганскнефтегаза» уже проведен, а в 2013 году будет введена в эксплуатацию компрессорная станция (КС).

Фазу 1 НИП, куда входят пять месторождений Вынгапуровской группы, мы также реализуем совместно с СИБУРом, но не в рамках СП, а на основе долгосрочного контракта на поставку и переработку газа. Свою часть работ мы закончим до конца 2012 года: уже реконструировано и построено 111 км трубопроводов и завершается строительство четырех вакуум-компрессорных станций (ВКС), необходимых для транспортировки газа низкого давления.

Параллельно СИБУР поэтапно расширил мощности Вынгапуровского ГПЗ, и мы получили возможность увеличить утилизацию на 1 млрд кубометров газа в год, а в будущем можем нарастить эти объемы.

Кроме того, в рамках Фазы 1 НИП мы создаем дополнительный газовый модуль. На Еты-Пуровском месторождении сегодня реализуется большая программа бурения. И для того, чтобы в будущем это месторождение не оказалось запертым, а система сбора и транспорта газа справлялась с теми объемами, которые планируется здесь добывать, мы сейчас проектируем здесь компрессорную станцию. Инвестиционный проект уже утвержден, и идет выбор основного оборудования.

Также выполняем ряд проектов по утилизации ПНГ в Томской области, где у нас несколько небольших активов. Так, в декабре 2011 года мы ввели в эксплуатацию новый газопровод для транспортировки газа с Шингинского месторождения на Лугинецкую КС.

Суммарно программу утилизации ПНГ нашей компании можно оценить в $1 млрд. Причем, в нее вошли только те проекты, которые реализуются или планируются на разрабатываемых месторождениях без учета гринфилдов. Половина инвестиций из этой суммы уже освоена, еще 12–15 млрд рублей должно быть инвестировано в ближайшие годы.

— Как компания решает проблему утилизации ПНГ на малых и отдаленных месторождениях?

— У нас есть несколько проблемных активов, решение по которым пока не принято. Ситуация такова, что инвестиции в утилизацию ПНГ на этих месторождениях приводят к общему отрицательному значению экономики проектов.

Яркий пример — Урманское месторождение в Томской области, попутный газ на котором сжигается. Месторождение с падающей добычей нефти находится за сотни километров от инфраструктуры и рынков использования продукции переработки газа, а объема попутного газа недостаточно для того, чтобы можно было хоть как-то обосновать инвестиции в строительство систем сбора, транспорта или закачки этого газа.

Это касается и Фазы 2 НИП: в 150–200 км на восток от Вынгапуровской группы находятся несколько небольших месторождений, где добывается очень маленький объем нефти — суммарно порядка 1 млн тонн в год, добыча сопровождается сжиганием газа, поскольку собственные нужды месторождений значительно ниже объемов извлекаемого ПНГ.

Но инвестиции в утилизацию ПНГ практически убьют целесообразность освоения этих запасов. Потому что нужно проложить до 200 км газопровода и построить дорогую компрессорную станцию. Т.е. вложить, в зависимости от вариантов, 8–10 млрд рублей в инфраструктуру, которая буквально через 3–5 лет останется незагруженной…

Для компании становится выгоднее остановить добычу нефти, чем утилизировать попутный газ. Но остановка добычи — мера крайняя, поэтому инвестиционное решение по данным месторождениям пока отсутствует. Оно будет принято с учетом результатов программы ГРР, запланированных на данной группе в ближайшие годы.

Думаю, что новое постановление правительства позволит нам дождаться результатов ГРР, поскольку допускает учет уровня утилизации попутного газа не по отдельным месторождениям, а по компании в целом.

— Как компания собирается использовать ПНГ на новых месторождениях — Мессояхе и Новопортовском? Какие экономические и технологические решения по эффективной утилизации попутного газа приняты по этим проектам?

— Разработка газового модуля данных проектов связана, во-первых, с удаленностью месторождений от газовой инфраструктуры и рынков. Во-вторых, со спецификой газовой составляющей — запасы газа большие, и на одном и на другом месторождении есть вероятность прорывов газа при добыче нефти, причем в значительных объемах. Мы прорабатываем сразу две опции параллельно: в качестве базовой — закачку газа в пласт, и как альтернативу — внешний транспорт газа.

Второе решение более сложное, потому что газ нужно не только добыть, подготовить и транспортировать, но и реализовать, т.е. иметь долгосрочные контракты по его поставке. К концу 2013 года концепция газового модуля будет определена, и соответственно к моменту промышленной разработки этих месторождений мощности по закачке газа должны быть введены в эксплуатацию.

Позиция компании заключается в том, чтобы запускать мощности по утилизации одновременно с запуском мощностей промышленной разработки новых месторождений. Слово «промышленной» я здесь подчеркну, потому что в ближайшие годы на Мессояхской группе и Новопортовском месторождении будут вестись опытно-промышленные работы.

— Проекты по утилизации ПНГ капиталоемкие и носят длительный период окупаемости. Какова эффективность проектов утилизации ПНГ на ваших месторождениях? Возможно ли их удешевление?

— Попутный нефтяной газ — сложный продукт, который не хранится. А это серьезно влияет на капиталоемкость сооружений газовой инфраструктуры и соответственно на коммерческую составляющую проектов.

Я уже говорил, что проекты по утилизации ПНГ на проблемных активах Ноябрьского района не только не окупаются, но и приводят к общему отрицательному экономическому результату.

На мой взгляд, нужна качественная системная экономическая экспертиза на этапе утверждения технологической схемы разработки месторождения. И если она покажет, что лучший вариант утилизации ПНГ приводит к общему отрицательному экономическому эффекту, то у государства будет выбор — либо разрешить уровень утилизации ниже, чем 95% на этом месторождении, либо принять, что его невыгодно разрабатывать в текущих условиях и отложить его разработку, естественно, теряя, при этом экономический эффект для отрасли и государства.

Другое дело такие проекты, как 1 Фаза НИП, экономика которого и для «Газпром нефти», и для СИБУРа привлекательна. Две компании договорились, заключили долгосрочный контракт, своевременно осуществили все инвестиции, практически синхронно обеспечили ввод мощностей — и как результат около 1 млрд м3 в годовом исчислении пошло на переработку.

Сократить капиталоемкость проектов можно и за счет кооперации с другими недропользователями. Изучая варианты утилизации газа, мы всегда пытаемся понять, нет ли синергии в том, чтобы построить общую систему сбора, транспорта, компримирования или переработки газа вместе с другими компаниями.

Например, у нас есть несколько пересечений с ТНК-ВР как в зоне наших текущих активов, так и в зоне новых крупных проектов, таких как Мессояха, и мы стараемся совместно прорабатывать проекты по утилизации газа. Есть потенциал и необходимость договариваться с «Роснефтью».

Однако для проектов ПНГ я бы не стал преувеличивать масштабы и возможности кооперации с другими компаниями. Расстояния даже в 50–100 км и неопределенности в прогнозах добычи крайне критичны для совместных проектов утилизации ПНГ. Иногда проще и экономически эффективнее построить разные цепочки для двух разных недропользователей, чем долго планировать и строить одну общую — такое тоже часто бывает.

— Вы будете развивать проекты в газовой энергетике?

— В 2010 и 2011 годах мы ввели в эксплуатацию две очереди ГТЭС общей мощностью 96 МВт на Южной Приобке — она полностью покрывает потребности этого крупнейшего месторождения в электроэнергии. Есть еще ряд небольших газопоршневых электростанций, разбросанных по нашим отдаленным месторождениям в Томской области, Ноябрьском регионе, Ханты-Мансийском округе.

У многих компаний — ТНК-ВР, ЛУКОЙЛа, «Сургутнефтегаза» — достаточно обширный портфель проектов по собственной генерации, которые покрывают в среднем 30–40% нужд электроэнергией собственного производства. Наша доля ниже — порядка 15% от наших потребностей.

Дело в том, что в 2011 году т.н. кривая затрат на создание собственной генерации оказалась ниже кривой затрат по внешней генерации. Многие компании — и нефтяные, и металлургические — были всерьез обеспокоены этим и форсировали проекты собственной генерации. Однако сейчас ситуация несколько изменилась. Поэтому, прежде чем приступить к масштабной реализации проектов в газоэнергетике, мы стараемся сначала ответить на вопрос: что экономически эффективнее в долгосрочной перспективе — нарастить долю собственной генерации или покупать электроэнергию через внешние сети?

Но там, где есть дефицит электроэнергии или нет альтернативных вариантов использования попутного газа, мы активно строим свои электростанции. Безусловно, в каждом крупном проекте, таком как Новый порт, Мессояха, Куюмба, Чонский проект, будет собственный автономный комплекс ГТЭС.

— «Газпром нефть» в прошлом году приступила к добыче газа. Почему вы стали заниматься этим бизнесом и планируете ли развивать его и дальше?

— В рамках Группы компаний «Газпром» наша специализация — это разработка жидких углеводородов. Но ряд наших месторождений, в их числе Новопортовское, — нефтегазоконденсатные. И мы не можем экономически эффективно разрабатывать запасы нефтяной оторочки без прорывов газа. Поэтому волей-неволей компания с учетом специфики запасов наращивает и добычу газа.

Сегодня у нас два газовых промысла на Муравленковском и Новогоднем месторождениях в Ноябрьском регионе. Нефтяная экономика этих активов достаточно слабая, месторождения находятся на поздней стадии разработки. Но там есть газовые запасы, и мы нашли простое и экономически эффективное решение — добывать газ и доставлять его на ближайшие мощности компании «Газпром добыча Ноябрьск», при этом используя практически ту же техническую базу и персонал, что и для добычи нефти.

Этот проект интересен как «Газпрому», который заполняет свои недозагруженные мощности и получает газ в систему, так и нам, поскольку мы можем экономически продлить жизнь этих месторождений.

И в будущем нам тоже придется заниматься разработкой газа, поскольку большая часть запасов и ресурсов новых проектов «Газпром нефти» — нефтегазоконденсатные. Поэтому мы продолжим изучать возможность одновременно осваивать и нефтяные, и газовые пласты, которая позволит нам добиться экономической синергии.