Единого подхода к эффективному использованию ПНГ не существует, так как каждое месторождение характеризуется своими геологическим и промысловыми особенностями. И выбор конкретного направления использования будет зависеть от объемов добычи ПНГ, наличия эффективных технологий, геологической структуры, удаленности месторождения от ГПЗ и магистральных газопроводов, гарантии доступа на рынок, проводимых государственных программ по эффективному использованию ПНГ.
Несмотря на предпринимаемые меры у государственных компаний «Роснефти» и «Газпром нефти» уровень утилизации ПНГ достаточно низкий, поскольку осуществляется ввод новых нефтедобывающих проектов в новых регионах добычи со слаборазвитой инфраструктурой и происходит рост добычи ПНГ, а формирование мощностей по утилизации ПНГ компании откладывают, как правило, на более поздние сроки.
Основные направления квалифицированного использования попутного нефтяного газа (рис. 3, 4):
* переработка на ГПЗ - процесс переработки включает выделение гомологов метана и производство на их базе нефтехимической продукции, а выделенный сухой отбензиненный газ поставляется далее в энергетику;
кроме того, из отбензиненного газа могут быть получены сжиженный природный газ (СПГ) и жидкое топливо;
* сайклинг-процесс (нагнетание газа обратно в пласт для повышения давления с целью дальнейшего увеличения нефтедобычи);
* энергетика - сжигание в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии, в том числе для собственных нужд.
Также небольшие объемы ПНГ могут быть закачаны в газотранспортную систему (ГТС) Газпром с целью дальнейшей поставки потребителям в составе природного газа. Однако этим способом может быть транспортировано не более 5 % ПНГ в составе природного газа. Также одним из вариантов отсутствия роста этого направления использования ПНГ является высокая загруженность ГТС.
Единого подхода к эффективному использованию ПНГ не существует, так как каждое месторождение характеризуется своими геологическим и промысловыми особенностями. И выбор конкретного направления использования будет зависеть от объемов добычи ПНГ, наличия эффективных технологий, геологической структуры, удаленности месторождения от ГПЗ и магистральных газопроводов, гарантии доступа на рынок, проводимых государственных программ по эффективному использованию ПНГ.
Для малых месторождений наиболее экономически выгодным вариантом является выработка электроэнергии для собственных нужд и нужд местных потребителей. Для средних месторождений наиболее экономически целесообразным вариантом является переработка ПНГ на ГПЗ. Для крупных месторождений наиболее привлекательным вариантом является генерирование электроэнергии на крупной электростанции для последующей оптовой продажи в энергосистему.
С целью утилизации ПНГ последние годы компании реализуют крупные инвестиционные программы по рациональному использованию попутного газа. Так, с 2013 г. на основе данных нефтегазовых компаний суммарный объем инвестиций в увеличение уровня рационального использования ПНГ составил более 500 млрд руб. (рис. 5).
В 2017 г. в рамках программы по повышению уровня рационального использования попутного нефтяного газа компания «Роснефть» разработала технологию подготовки ПНГ с использованием оборудования на основе микропористых мембран, которая позволяет очистить газ от нежелательных примесей. Далее подготовленный и очищенный ПНГ может быть поставлен в газораспределительные сети. С применением новых компактных установок компания сможет сократить затраты и повысить уровень эффективного использования попутного нефтяного газа.
Среди различных направлений использования ПНГ (ресайклинг, энергетика, собственные нужды и др.) наиболее квалифицированным направлением использования является переработка попутного нефтяного газа с выделением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и метана, который в дальнейшем может поступать в газопроводную систему.
В соответствии с утвержденной «Программой по рациональному использованию ПНГ организаций Группы ЛУКОЙЛ на 2016 - 2018 гг.» в 2016 г. осуществлялись проектирование, строительство и реконструкция 28 объектов рационального использования ПНГ. У компании ЛУКОЙЛ уже есть рекордный проект, на котором достигнуто нулевое сжигание ПНГ -- Пякхинское месторождение, запущенное в октябре 2016 г.
На базовых активах компания «Газпром нефть» планирует достигнуть 95 % уровня полезного использования ПНГ к 2020 г. С 2010 - 2017 гг. компания реализовала ряд крупных проектов, направленных на повышение уровня полезного использования ПНГ: введение в эксплуатацию Южно-Приобского ГПЗ в ХМАО, компрессорной станции на Еты-Пуровском месторождении в ЯНАО, газопровода в Оренбургской области и другие. Уровень полезного использования ПНГ на месторождениях «Газпром нефть-Ноябрьскнефтегаз» и «Газпром нефть-Хантос» достиг в 2017 г. 96 %, «Газпром нефть-Муравленко» -- 98 %.
Переработку ПНГ на ГПЗ можно считать наиболее квалифицированным использованием попутного газа.
В последние годы объем газопереработки в России растет исключительно за счет увеличения переработки попутного нефтяного газа. Доля переработки ПНГ на газоперерабатывающих заводах в 2017 г. составила более 50 % (38,3 млн т), увеличившись относительно 2016 г. на 3,5 %.
Крупнейшей компанией по переработке попутного газа в России является «Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания» (СИБУР), в структуру которой входит «СИБУР Тюмень Газ» -- организация, объединяющая газоперерабатывающие мощности СИБУРа по приему и переработке ПНГ на территории Западной Сибири. Глубина извлечения целевых фракций при переработке попутного нефтяного газа на мощностях «СИБУРа» в феврале 2017 г. составила 96,6 %.
Крупной компанией по переработке попутного газа является «Сургутнефтегаз», на долю которой в 2017 г. приходилось около 17 % от общего объема переработки попутного газа в России. В состав «Сургутнефтегаза» входит «Сургутское управление по переработке газа (УПГ)», которое перерабатывает попутный газ Быстринского, Западно-Сургутского, Лянторского, Соколинского и других месторождений. Объем переработки ПНГ Сургутским УПГ составляет около 6,5 млрд м3 попутного газа. С целью достижения высоких показателей утилизации ПНГ «Сургутнефтегаз» реконструирует и строит новые системы сбора, транспортировки и использования газа, реализует проекты, направленные на его рациональное использование.
Третьей компанией по объему переработки ПНГ на ГПЗ в России является компания ЛУКОЙЛ, которая в 2017 г. переработала 3 млрд м3 попутного нефтяного газа. В 2016 г. на нефтехимическом заводе «Ставролен» (ЛУКОЙЛ) запущена установка по переработке попутного нефтяного газа с месторождений Каспийского моря мощностью 2,2 млрд м3 газа с целью дальнейшего получения полиэтилена и полипропилена. Так, в 2017г. на заводе было переработано 856 млн м3 газа. В 2018 г. планируется ввести вторую очередь завода мощностью в 4 млрд м3 попутного газа. Газохимический комплекс станет одним из ведущих в России центров выпуска полимеров.
С октября 2015 г. в рамках реализации совместного проекта Газпрома и ЛУКОЙЛа на Сосногорский ГПЗ стал поступать попутный нефтяной газ с северной группы месторождений «ЛУКОЙЛ-Коми», что позволило увеличить загрузку завода, который снижал объемы производства в связи с истощением сырьевой базы. Между компаниями действует генеральное соглашение о стратегическом партнерстве, в 2017 г. на заводе было переработано 2361 млн м3 газа, из них 297 млн м3 -- попутного нефтяного.
Так, на ГПЗ трех компаний (СИБУР, «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ) пришлось более 84 % переработки ПНГ в 2017 г. Остальные 16 % ПНГ были переработаны на заводах компании - «Газпром нефть» (6,1%), «Роснефть» (5,9%), «Татнефть» (2,2%), «БерезкаГаз» (1,2 %), «Башнефть» (0,2%) и «РуссНефть» (0,1 %) (табл. 3).
ЗАКОНОДАТЕЛЬНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ УТИЛИЗАЦИИ ПНГ
Ориентир на повышение степени утилизации ПНГ был заложен во всех стратегических документах, определяющих траекторию развития нефтегазового комплекса России, начиная со второй половины 1990-х гг., включая все издания Энергетической стратегии России. Однако объем сжигаемого попутного газа не сокращался. Негативную тенденцию удалось преодолеть в 2013г., когда вступило в силу Постановление Правительства РФ «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа». Документом предусматривается двухэтапное повышение размера платы за сверхнормативные (свыше 5 % от добычи) выбросы вредных веществ путем применения повышающих коэффициентов: в 2013 г. -- в 12 раз, а начиная с 2014 г. -- в 25 раз. Если приборы учета отсутствуют, коэффициент составит 120 вне зависимости от объемов сжигания. До конца 2012 г. действовала система штрафов, в которой коэффициент с приборами учета составлял 4,5, без них -- 6. Изначально Министерство энергетики РФ предполагало, что уровень эффективного использования ПНГ будет доведен до 95 % в 2014 г., сейчас уже прогнозируется выход на этот уровень всех нефтяных компаний к 2020 г.
В конце 2017 г. в документ внесены поправки, которые затрагивают новые морские месторождения углеводородного сырья, расположенные целиком или частично в пределах Баренцева, Карского, Печорского, Чукотского, Восточно-Сибирского, Белого морей и моря Лаптевых, степень выработанности которых по состоянию на 1 января 2017 г. составляет не менее 0,01. Суть поправок заключается в том, что для шельфовых арктических месторождений к ставкам платы за выбросы применяется дополнительный коэффициент Кнмм, значение которого в период с 1 января 2018 г. по 31 декабря 2019 г. и с 1 января 2031 г. равно 1, а с 1 января 2020 г. по 31 декабря 2030 г. -- 0,25 (Постановление Правительства РФ от 28.12.2017 № 167).
В результате, несмотря на применяемые Правительством РФ меры по введению штрафов за неэффективное использование ПНГ, в последние два года (2016 -- 2017 гг.) уровень рациональной утилизации попутного нефтяного газа сократился (2015 г. -- 87 %,
2017 г. -- 85 %), что обусловлено разработкой новых нефтяных месторождений Восточной Сибири (Среднеботуобинское, Сузунское, Тагульское), для которых действуют особые налоговые режимы. Однако к 2020 г. ожидается ужесточение штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ на факелах, что вынудит добывающие компании увеличить полезное использование ПНГ.
Но в связи со спецификой российского законодательства (льготы), объективными (неразвитая транспортная инфраструктура, наличие небольших независимых компаний) и субъективными (уклонение от платежей, отсутствие взаимодействия между компаниями) особенностями ТЭК России эти правила могут коснуться не всех. В этой связи одним из вариантов является развитие механизмов государственно-частного партнерства - участие региональных властей, которые способны в целях улучшения благосостояния региона учесть интересы одновременно добывающих, перерабатывающих, транспортных компаний. Региональные власти могут способствовать развитию инвестиционных проектов по эффективному использованию ПНГ в регионе не только с помощью штрафов и контроля, а также с помощью субсидирования и рациональных предложений по консолидации усилий.
ПЕРСПЕКТИВЫ И УСЛОВИЯ ПОВЫШЕНИЯ УРОВНЯ ЭФФЕКТИВНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПНГ В РОССИИ.
Роль государства и бизнеса.
Для обеспечения 95 %-ного уровня утилизации ПНГ для нефтяных компаний разработаны механизмы государственного регулирования, прежде всего административного и налогового, которые через систему штрафов и налоговых льгот стимулируют рост инвестиций в утилизацию и переработку ПНГ.
Сложная ситуация с повышением уровня утилизации ПНГ складывается у малых независимых нефтедобывающих компаний (МННК), в качестве негативных факторов выступают отсутствие специализированной транспортной инфраструктуры и равноправного доступа к ней, а также низкие стимулы экономического характера. Одним из механизмов государственной поддержки МННК в направлении повышения уровня утилизации ПНГ должно стать развитие государственно-частного партнерства наряду с рядом стимулирующих мер налогового и кредитно-денежного регулирования [12]. Эффективное государственно-частное партнерство подразумевает в первую очередь софинансирование строительства производственной и транспортной инфраструктуры, а также обеспечение государственных гарантий при получении кредитов на развитие инновационных технологий. Государственно-частное партнерство может частично решить проблему нехватки инфраструктуры для транспортировки попутного нефтяного газа к местам его переработки.
Экологический аспект
Для большинства нефтяных компаний бизнес, связанный с утилизацией ПНГ, является убыточным и в целом воспринимается как социальный и экологический проект. Около 15 % всех вредных выбросов в России приходится на сжигание попутного нефтяного газа. Объем выбросов, загрязняющих веществ в атмосферный воздух от стационарных источников в России в 2017 г. составил около 17,5 млн т, в том числе на долю добычи полезных ископаемых приходится треть объемов -- 4,9 млн т. В среднем в России на 1 т добытой нефти приходится около 8 кг вредных атмосферных выбросов, которые сосредоточены преимущественно в регионах с высоким уровнем добычи углеводородов.