Войти используя аккаунт
Войти используя аккаунт:
Логин Пароль Забыли свой пароль?

Непростые отношения

10.12.2012 / 13:10

Отношения газоперерабатывающих и нефтяных компаний в вопросах поставок ПНГ всегда складывались непросто. Хотя, казалось бы, обоюдная выгода от подобного сотрудничества всем очевидна. Только вот достичь взаимовыгодных условий поставок сторонам удается далеко не сразу. И при ближайшем рассмотрении оказывается, что штрафные инициативы правительства работают куда менее эффективно, чем, например, механизмы углеродного финансирования. Очевидно, осознавая это, Правительство согласовало увеличение штрафов за сжигание ПНГ с будущего года.

Примером такого долгого пути к сотрудничеству стал «Ноябрьский интегрированный проект», в рамках которого крупнейший газоперерабатывающий холдинг СИБУР ввел в эксплуатацию Вынгапуровский ГПЗ, а "Газпром нефть" построила новые газопроводы и провела частичную реконструкцию существующей системы сбора газа на месторождениях Вынгапуровской группы.

"Реализация этого проекта – хороший пример сотрудничества двух сильных партнеров, которым не всегда просто договариваться, но которые в итоге находят решения, коммерчески, технологически и организационно полезные для обеих сторон", - так прокомментировал генеральный директор СИБУРа Дмитрий Конов взаимодействие компаний в рамках проекта.

Почему же нефтяникам и нефтехимикам так сложно порой находить общий язык, несмотря на обоюдную выгоду от реализации проекта? Для начала рассмотрим конфигурацию проекта поподробнее.

Из КС в ГПЗ

Процесс превращения Вынгапуровской компрессорной станции (КС) в полноценный ГПЗ начался в 2009 году. Запуск в августе на КС установки низкотемпературной сепарации (НТС) позволил начать выделение из принимаемого попутного нефтяного газа ШФЛУ в объеме до 200 тыс. тонн в год. Для транспортировки ШФЛУ был построен 80-километровый продуктопровод до конденсатопровода "Газпрома" "Уренгой-Сургут". ШФЛУ смешивалась с деэтанизированным газовым конденсатом и поступало на Сургутский ЗСК, где проходило его повторное выделение. Затем оно отдавалось обратно СИБУРу. Такая схема была явно неоптимальной, так как приходилось платить как за транспортировку, так и за повторное выделение ШФЛУ.

В феврале 2010 года были завершены работы по модернизации КС – в результате ее мощность по приему ПНГ увеличилась с 1,26 до 1,4 млрд м3, а объемы выделения ШФЛУ достигли 230 тыс. тонн в год. Однако схема транспортировки нефтехимического сырья осталась прежней.

Позже в рамках создания в регионе единой сети транспортировки продуктов переработки газа локальными продуктопроводами были соединены Губкинский и Муравленковский ГПЗ, а ШФЛУ-провод от Вынгапуровской КС до конденсатопровода «Газпрома» был подключен к запущенной в ноябре 2011 года наливной железнодорожной эстакаде в Ноябрьске. К ней же был подключен и Муравленковский завод. Это завершило проект по связыванию в единую производственную сеть всех газоперерабатывающих объектов СИБУРа в ЯНАО. Холдинг смог, наконец, освободить часть мощностей трубопровода, который все больше и больше нагружается собственным сырьем «Газпрома».

В 2010-2012 годах СИБУР продолжил работы по расширению существующих мощностей и углублению извлечения целевых фракций на вынгапуровской площадке. В частности, была запущена установка низкотемпературной конденсации и ректификации проектной мощностью 2,1 млрд м3 ПНГ в год, а также установка осушки газа. Были также модернизированы три турбокомпрессорных агрегата и построен один новый. В результате проведенных работ мощность завода по приему ПНГ превысила 2,4 млрд м3, а мощности по выработке ШФЛУ увеличены более чем в 2 раза – до 640 тыс. тонн в год.

Одновременно на Вынгапуровском ГПЗ была введена в эксплуатацию газопоршневая электростанция, работающая на сухом отбензиненном газе, мощностью 6,8 МВт. Станция позволит обеспечить энергетическую автономность Вынгапуровского ГПЗ в полном объеме.

В результате строительства новых установок глубина извлечения целевых компонентов на Вынгапуровском ГПЗ выросла с 60% до 99%. Этот показатель является максимальным в России наравне с Губкинским ГПК СИБУРа. После завершения модернизации Южно-Балыкского ГПК такую глубину извлечения будут иметь три из семи ГПЗ холдинга.

Все объемы ШФЛУ с Вынгапуровского ГПЗ будут поставляться по продуктопроводу на Ноябрьскую наливную эстакаду. Затем железнодорожным транспортом нефтехимическое сырье будет транспортироваться на "Тобольск-Нефтехим", где ведутся работы по расширению газофракционирующих мощностей с 3,8 млн тонн ШФЛУ в год до 6,6 млн тонн в год.

Строительство Вынгапуровского ГПЗ стало завершающим этапом комплексной программы, направленной на создание СИБУРом в Ямало-Ненецком автономном округе единой сети мощностей по переработке попутного нефтяного газа и транспортировке продуктов его переработки. Общие инвестиции в реализацию программы с 2007 года превысили 20 млрд рублей. В том числе, в создание Вынгапуровского ГПЗ было вложено 4,8 млрд рублей. В результате реализации проектов общая мощность перерабатывающих заводов СИБУРа по сырому газу к настоящему моменту превысила 20 млрд м3.

Вклад "Газпром нефти"

Первая фаза «Ноябрьского интегрированного проекта» охватывает 5 месторождений "Газпром нефти" - Вынгапуровское, Новогоднее, Еты-Пуровское, Вынгаяхинское, Ярайнерское.

NIP.jpg

В рамках создания сети транспорта ПНГ на Вынгапуровской группе в 2010 году "Газпром нефть" завершила строительство и ввод в эксплуатацию газопровода с Ярайнерского месторождения до Вынгапуровской КС протяженностью 55 км.

В апреле 2012 года был завершен основной объем строительно-монтажных работ на линейной части трубопроводов, в частности прокладка 61 км газопровода от Еты-Пуровской ДНС-2 (дожимной насосной станции) до Вынгаяхинского месторождения, реконструкция 40 км существующего газопровода от Вынгаяхинского месторождения до КС Вынгаяхинская. В июле началось комплексное опробование системы внешнего транспорта газа. Всего в рамках проекта было реконструировано и построено 111 км трубопроводов.

Ведется также строительство вакуум-компрессорных станций (ВКС), необходимых для транспортировки газа низкого давления. Завершить их строительство "Газпром нефть" планирует в конце 2012 – начале 2013 годов. ВКС расположены на ЦПС (центральный пункт сбора нефти) Вынгапуровского месторождения, на ДНС-1 Вынгапуровского месторождения, на ДНС-2 Еты-Пуровского месторождения, на ЦПС – Вынгаяхинского месторождения.

Инвестиции нефтяной компании в сооружение ВКС и газопроводов для сбора газа с этих месторождений превысят 3 млрд рублей.

Как отмечают в "Газпром нефти", расширение Вынгапуровского ГПЗ позволит "Газпром нефти" поставлять дополнительно до 1 млрд м3 ПНГ с месторождений Вынгапуровской группы. В результате реализации проекта уровень утилизации попутного газа по всей нефтяной компании вырастет с 60% до 70%. В начале 2013 года стороны рассчитывают запустить еще один совместный проект, направленный на увеличение переработки ПНГ на южной лицензионной территории Приобского месторождения. После этого "Газпром нефть" выйдет на уровень утилизации попутного газа свыше 80%.

Для закрепления сотрудничества СИБУР и "Газпром нефть" подписали меморандум о взаимопонимании, предусматривающий продление до 2022 года текущего договора на поставку газа на Вынгапуровский ГПЗ, а также взаимные гарантии компаний по объемам поставки и переработки газа.

В дальнейшем "Газпром нефть" планирует реализацию второй фазы Ноябрьского интегрированного проекта, задачей которого станет утилизация ПНГ на отдаленных месторождениях Ноябрьского региона – Равнинного, Холмистого, Чатылькынского и т. д.. В настоящее время ведется проработка этого проекта.

Подводные камни

В целом, Вынгапуровский проект выглядит эффективным и для СИБУРа, и для "Газпром нефти". Сама нефтяная компания признает, что строить собственные перерабатывающие мощности ей невыгодно. Это требует огромных инвестиций, да и делать это на отдельных месторождениях просто экономически нецелесообразно с учетом постепенного снижения объемов добычи попутного газа. А увеличивать утилизацию попутного газа важно как с точки зрения экологии, так и с экономической точки зрения – нефтяные компании могут безболезненно сжигать не более 5% добытого ПНГ.

Впрочем, все не так однозначно. Попробуем разобраться почему.

"Газпром нефть" в начале октября сообщила о завершении двух сделок по продаже единиц сокращения выбросов (ЕСВ) в рамках Киотского протокола, реализовав 3,93 млн ЕСВ (каждая единица соответствует 1 тонне СО2). ЕСВ были получены, в частности, за счет реализации проектов на Еты-Пуровском и Ярайнерском месторождениях, которые, как мы помним, входят в первую фазу «Ноябрьского интегрированного проекта». И именно реализация проектов в рамках Киотского протокола, как отмечает "Газпром нефть", сделала проекты по утилизации ПНГ на этих месторождениях оправданными с экономической точки зрения. Иными словами, средства, вырученные от продажи углеродных единиц, сильно поправили экономику этого проекта.

В материалах, подготовленных для реализации проекта по утилизации ПНГ на Ярайнерском месторождении, "Газпром нефть" отмечает, что утилизация попутного газа пока еще не стала в России общей практикой. Нефтяные компании крайне неохотно осуществляют строительство инфраструктуры по сбору и транспортировке ПНГ, так как из-за огромных финансовых расходов, сравнительно низких цен на попутный газ, неопределенности и непрозрачности в вопросах доступа к ГТС подобные проекты представляют значительный инвестиционный риск. Надо отметить, впрочем, что такая ситуация не является уникальной для России: во всех странах с похожей моделью регулирования недропользования вопросы попутного газа решались только через репрессии со стороны государства.

Так, по расчетам "Газпром нефти", при продолжении сжигания ПНГ на факеле ДНС-1 Ярайнерского месторождения плата за сверхлимитное сжигание попутного газа составит около 0,55 млн рублей в год или 4,9 млн рублей за период 2012-2020 гг. При этом строительство газопровода от Ярайнерского месторождения для подачи ПНГ на Вынгапуровский ГПЗ обошлась "Газпром нефти" в 680 млн рублей. Таким образом, нефтяная компания признает, что тот уровень штрафов, которые она вынуждена платить за сжигание ПНГ в 2012 году, несравнимо ниже требуемых инвестиций в утилизацию ПНГ.

"Газпром нефть" также отмечает, что низкий уровень цен, по которым ПНГ покупают потребители, недостаточен, чтобы способствовать развитию новых транспортных объектов. Так, базовая стоимость ПНГ, которую "Газпром нефть" учитывала в своих расчетах, составляла 231 рубль за тыс. м3 (эта цена была действительна на начало проекта в 2008 году, сегодня, конечно, цены значительно выше). Расчеты эффективности проекта с учетом этой цены приводили к отрицательному показателю NPV (чистой приведенной стоимости) в 602,2 млн рублей. При этом даже двукратное увеличение цены ПНГ (до 462 рублей за тыс. м3) не позволяло получить положительный NPV – он в этом случае составлял бы минус 425,8 млн рублей. И лишь увеличение цены на попутный газ до 1100 рублей за тыс. м3 позволило бы достичь точки безубыточности данного проекта.

Анализ эффективности различных вариантов использования попутного газа на Еты-Пуровском месторождении, без учета возможных сделок по продаже ЕСВ, также привел «Газпром нефть» к тому, что единственным экономически привлекательным сценарием было бы продолжение сжигания ПНГ на факелах.

Что еще более существенно, чем ценовой аргумент - "Газпром нефть" также отмечает, что невыполнение требования по утилизации 95% ПНГ не приводит к отказу в праве разработки нефтяного месторождения. Тем самым "Газпром нефть" сама признает тот факт, что нефтяные компании недостаточно мотивированы для утилизации попутного газа.

Эффективной утилизации ПНГ препятствует и структурный аспект. Так, существующая магистральная газотранспортная система (ГТС) вследствие полной загруженности имеет ограничения по доставке до потребителей продуктов переработки попутного газа с месторождений, где сосредоточенны основные ресурсы ПНГ.

Кто виноват?

Получается, что те механизмы воздействия в вопросах утилизации ПНГ, которые государство так стремилось применить к нефтяным компаниям, так и не смогли заработать в нужном направлении. В результате СИБУР и нефтяные компании вынуждены, как и прежде, договариваться, порой преодолевая множество разногласий. При этом пример «Ноябрьского интегрированного проекта» наглядно демонстрирует, что инструментарий Киотского соглашения через продажу единиц сокращения выбросов оказывается куда более действенным стимулом, нежели штрафные мероприятия правительства.

А общая ситуация с утилизацией ПНГ за прошедшее с принятия постановления правительства время принципиально не изменилась. Так, по данным Минприроды, уровень полезного использования попутного газа в среднем по стране составляет 76%, и только 2 компании - "Татнефть" и "Сургутнефтегаз" - достигли уровня в 95%.

При этом нефтяные компании одновременно выступают за более мягкие условия с утилизацией ПНГ. Так, первый заместитель гендиректора компании Вадим Яковлев заявлял на пресс-конференции после запуска Вынгапуровского ГПЗ, что "если нам вручную надо будет выводить утилизацию ПНГ на требуемый (то есть 95%-ный) уровень, это может, в том числе, сказаться на нашей добыче". Посыл очевиден: если давление в вопросах утилизации попутного газа усилится, нефтяники могут пойти просто на сокращение добычи. И это, наверное, будет оправдано на ряде мелких, удаленных месторождений с падающей добычей.

Очевидно, впрочем, что и самостоятельный мониторинг эффективности штрафных мероприятий в 2012 году со стороны правительства, и консультации с нефтяными компаниями принесли плоды. В середине ноября правительство приняло постановление, согласно которому с 1 января 2013 года коэффициент при расчете платы за сжигание ПНГ свыше 5% будет составлять 12, а с 2014 года - 25. То есть уже со следующего года размер штрафов увеличится в 2,7 раз, в 2014 – в 5,6 раз по сравнению с 2012 годом. При этом при отсутствии приборов учета коэффициент составит 120, независимо от объемов сжигания. Как политика нефтяных компаний в свете новых репрессивных правил, можно будет оценить совсем скоро.

Вернуться в раздел