Сжигать нельзя переработать: инновации VS риски

18 апреля 2014, 18:39

Во многих странах мира попутный нефтяной газ (ПНГ) из побочного продукта нефтедобычи давно превратился в ценное сырье для нефтегазохимии. В России же добывающие компании по-прежнему сжигают значительные объемы ПНГ на факельных установках. Однако постепенно уровень полезного использования повышается

26-27 марта компания CREONEnergy провела в Москве международные конференции «Попутныйнефтяной газ2014» и «Технологии GTL и CTL2014». Мероприятия прошли при поддержке Общероссийской общественной организации «Деловая Россия».

В приветственном слове глава CREONEnergyФаресКильзие отметил, что первое мероприятие по тематике ПНГ компания провела в 2007 г., сразу после послания Президента РФ, в котором было уделено внимание этому продукту. На тот момент казалось, что поставленная государством задача – достичь уровня утилизации ПНГ в 95% - до 2012 г. будет выполнена. Однако по факту процесс затянулся. По словам г-на Кильзие, проблема попутного газа делится на две составляющие – экологическую и экономическую (получение из ПНГ сырья для нефтегазохимии). Первая успешно выполняется: введена система штрафов за выбросы при сжигании газа, она уже показала свою эффективность. Коммерческая же сторона, которая должна была стать нашим ответом сланцевому явлению, реализуется медленно, однобоко, неохотно. Добывающие компании действуют двумя простыми способами: закачивают ПНГ обратно в пласт или просто снижают уровень добычи нефти для минимизации суммы штрафов.

Ахмед Гурбанов, старший менеджер управления координации газоэнергетической деятельности и продаж продуктов нефтехимии и газопереработки «Лукойл», рассказал о принципах ценообразования на ПНГ в России. Оно имеет ряд особенностей: это отсутствие ликвидных котировок и госрегулирования, логистические ограничения и высокая удельная стоимость транспортировки. Поэтому формирование справедливой цены на ПНГ затруднительно как для поставщиков, так и для покупателей. Ценообразование на ПНГ напрямую зависит от области его применения - как топлива для объектов энергетики либо как сырья для газоперерабатывающей отрасли. Цена представляет собой нетбэк бизнес-процесса добычи, транспортировки и переработки ПНГ. При использовании в качестве сырья ценообразование связано с содержанием фракции С3+. По словам г-на Гурбанова, себестоимость добычи ПНГ составляет 4-5 тыс. руб./тыс. м3. Однако расчетная справедливая цена - около 3 тыс. руб./тыс. м3. Фактическая же цена поставок - от 600 до 1200 руб./тыс. м3. Складывается ситуация, когда нефтедобывающие компании занимаются утилизацией ПНГ себе в убыток. Эксперт подчеркнул, что этот процесс в любом случае финансово невыгоден для компаний и является не источником прибыли, а формой экологической ответственности. Однако для собственников ГПЗ работа с попутным газом - весьма доходное направление. Поэтому сегодня нужен баланс рынка, необходима формула справедливой цены, устраивающая обе стороны.

«Лукойл» предлагает рассмотреть возможность установления льготной ставки НДПИ на ресурсы природного газа (вплоть до 0%), направляемые на переработку на ГПЗ. Предложение основано на том, что при низком содержании фракций С3+ эффективность переработки ПНГ на ГПЗ полного цикла крайне низка. Как правило, такой газ проходит подготовку на УКПГ, чтобы довести его качества до требований транспортировки по ГТС. В результате в ГТС «Газпрома» в составе природного газа сдается до 15 млн т ШФЛУ в год. По мнению компании «Лукойл», в данной ситуации неэффективность строительства ГПЗ полного цикла связано с текущей ставкой НДПИ на газ. Доля этого налога в цене размещения газа на скважине в РФ увеличилась с 14% (2008 г.) до 27% (2014 г.). К 2021 г. показатель ожидается на уровне 32.1%. При снижении и даже обнулении ставки НДПИ объемы сжиженных газов, не используемые в качестве нефтехимического сырья, могут быть направлены на экспорт. Выпадающие доходы от сокращения поступления НДПИ компенсируются налоговыми поступлениями от введения новых газоперерабатывающих и нефтехимических мощностей.

О важности учета регионального контекста при реализации бизнес-стратегии по полезному использованию ПНГ рассказал Алексей Книжников, руководитель программы по экологической политике ТЭК WWFRussia. Сегодня в России складывается ситуация, когда при наличии одной нерешенной проблемы государство переключается на другую. А именно – переносит основное внимание с полыхающих факельных установок в Восточной Сибири на освоение арктического шельфа. По словам эксперта, развитие нефтедобычи на шельфе несет неприемлемые риски. Так, моделирование ситуации с возможными разливами нефти при эксплуатации МЛСП «Приразломная» показало, что в зону риска загрязнения попадают более 140 тыс. км2 акватории и свыше 3.5 тыс.  км побережья. Поэтому разработка месторождения пока приостановлена именно по экологическим причинам. Гораздо большего внимания требует ситуация с уровнем утилизации ПНГ, который еще далек от желаемого. Приоритетным проектом для нефтедобывающих компаний должна стать переработка попутного и жирного газа в местах традиционной добычи.

По мнению экологов, официальные данные полезного использования ПНГ занижены как минимум в два раза. Наблюдается тенденция переноса основных объемов сжигания из Западной Сибири в Восточную. Решением проблемы должно стать создание в этом регионе бизнес-партнерств по комплексной переработке ПНГ. Разрабатывается проект по газификации Забайкалья и Бурятии с помощью ПНГ. Однако его реализация упирается в отсутствие системы транспортировки.

Компания CREONEnergyобъявила о совместном с WWF Russiaпроекте – первом в России рейтинге экологической ответственности нефтегазодобывающих компаний России. По словам г-на Кильзие, «сейчас в компаниях зачастую отсутствует культура экологии. Сохранность окружающей среды страдает в процессе погони за прибылью. Однако задача современных предприятий - не только выгодно разрабатывать природные ресурсы, но и быть социально-ответственными». Кто же из нефтедобытчиков следит за экологичностью процесса извлечения и переработки сырья, а кому следует работать в этом направлении? Рейтинг, планируемый как ежегодный, даст ответ на этот вопрос. Уже проработаны основные методы исследования, опирающиеся на публичные данные. Работа будет вестись в нескольких направлениях газо- и нефтедобычи. Итоги рейтинга будут озвучены 9 декабря 2014 г. на втором международном Форуме «Нефтегазопереработка в России 2014».

«Введенная система штрафных санкций за выбросы при сжигании попутного газа работает, но работает в основном на старых месторождениях. Заявленный курс на поддержание и увеличение уровня добычи нефти ставит компании перед необходимостью запуска и разработки новых месторождений, вот только их планы не включают в себя затраты на полезное использование попутного газа, что вновь приводит к увеличению уровня сжигания ПНГ», - резюмирует директор департамента углеводородного сырья CREONEnergy г-н Гатунок.

Одним из наиболее перспективных направлений монетизации газа является производство синтетического жидкого топлива. GTL-установки - оптимальный вариант для небольших или удаленных месторождений. Однако российские компании не торопятся вкладываться в инновационные, но малоизученные технологии.

За год, прошедший с проведения первой конференции по технологиям GTL, интерес участников рынка к этой теме вырос, отметил генеральный директор CREONEnergyСанджарТургунов. Многие компании просчитывают такие проекты, однако реализованы только два, оба на Юрхаровском месторождении. В качестве возможной причины г-н Тургунов назвал ориентированность GTL-проектов на местные нужды, которые весьма малы. А для рентабельности предприятия необходимо выпускать значительные объемы продукции, которые будут отправляться, в том числе и в соседние регионы. Поэтому компании заняли выжидательную позицию, рассчитывая, что на установку GTL потратится кто-то другой. Желающих делать первый шаг и брать на себя все сопутствующие риски пока не находится.

Долгое время развитие GTL и CTL-технологии было обусловлено исключительно политическими факторами. Постепенно удельный CAPEX GTL-производства снижался, в то время как затраты на облагораживание нефти на НПЗ только росли. Сегодня мировой энергетический рынок стоит на пороге четвертого поколения разработок на основе процесса Фишера-Тропша, которое уже полностью будет экономически обоснованным и особенно актуальным для российских нефтяных компаний.Перспективы GTL-технологий в РФ связаны с законодательно закрепленной необходимостью полезного использования ПНГ, а также с разрывом между ценой на газ и на нефть. К 2017 г. сегмент российского рынка моторных топлив, который может занять синтетическая легкая нафта, составит порядка 8 млн т, синтетическое дизтопливо - до 10 млн т.

«В последние годы совместно с западом российские инжиниринговые компании ведут активные и вполне успешные разработки в сфере GTL-технологий,- подтверждает г-н Гатунок. - Введение в действие установок мини-GTL поднимет технологический уровень РФ, поспособствует увеличению глубины переработки, поддержит необходимый уровень добычи углеводородов. Что нам мешает? Пока отсутствие команды со стороны ведущих российских нефтегазовых компаний “Поехали!” Поехали?»