Влияние технических, экономических и институциональных факторов на уровень утилизации попутного нефтяного газа

Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы рационального использования попутного нефтяного газа в России связана с рядом факторов, из которых наиболее важным является экологическая политика государства. Само понятие рационального использования основано на том, что экономический субъект (в данном случае нефтедобывающая компания) исходя из каких-либо предпосылок (внутренних или внешних) выбирает ту или иную опцию, максимизирующую благосостояние недропользователя. В работе рассматривается выбор уровня утилизации попутного газа в зависимости от ряда факторов. добыча утилизация нефтяной газ попутный

Целью работы является качественное и количественное исследование степени влияния технических, экономических и институциональных факторов на уровень утилизации попутного нефтяного газа (далее ПНГ).

Задачи исследований:

· анализ технических, экономических и институциональных аспектов добычи и утилизации попутного нефтяного газа

· формирование и статистический анализ базы данных о фактическом уровне добычи и утилизации ПНГ по крупнейшим холдинговым компаниям

· анализ законодательной базы, регулирующей сферу утилизации попутного нефтяного газа

· анализ зависимости уровня утилизации попутного нефтяного газа в России от технических, экономических и институциональных фактор

· построение эконометрических моделей зависимости утилизации попутного нефтяного газа от влияющих на ее факторов

· формулирование выводов и заключений по результатам исследований

Теоретическая значимость. Исследование качественных и количественных факторов, влияющих на уровень утилизации попутного нефтяного газа.

Практическая значимость. Методические рекомендации по определению стратегии нефтедобывающих компаний и регулирующих органов в области утилизации попутного нефтяного газа.

Объект исследований: Утилизация попутного нефтяного газа.

Предмет исследования: Влияние факторов на уровень утилизации попутного нефтяного газа.

Методика исследований. Статистический анализ базы данных и численное моделирование эконометрических параметров, влияющих на уровень утилизации попутного нефтяного газа.

Краткое содержание работы (аннотация).

В введении дается обоснование актуальности темы, ставятся основные цели и задачи исследований, их теоретическая и практическая значимость, объект и методика исследований.

В первой главе «Попутный нефтяной газ» рассматриваются технические аспекты добычи и утилизации попутного газа, дается анализ экономических и институциональных факторов, влияющих на уровень утилизации и выбраны показатели, используемые для дальнейших расчётов.

Во второй главе «Попутный нефтяной газ в России» проводится обзор современного состояния утилизации попутного газа в России, дается качественный анализ утилизации попутного газа в разбивке по крупным компаниям и регионам добычи, приводятся статистические данные и экспертные прогнозы развития отрасли утилизации попутного газа, а также проводится сравнение российского и мирового опыта в области утилизации попутного нефтяного газа.

В третьей главе «Анализ зависимости уровня утилизации попутного нефтяного газа в России от факторов, влияющих на уровень утилизации» проведен анализ зависимости уровня утилизации попутного нефтяного газа в России от экономических и технических факторов, влияющих на уровень утилизации, построена модель зависимости уровня утилизации от различных параметров, с использованием которой получены ответы на поставленные в работе основные цели и задачи.

В заключении приводятся результаты исследований и рекомендации по их практическому применению.

1. ПОПУТНЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ

Попутный нефтяной газ (ПНГ), как ясно из самого названия, является побочным продуктом добычи нефти. Нефть залегает в земле вместе с газом и технически практически невозможно обеспечить добычу исключительно жидкой фазы углеводородного сырья, оставляя газ внутри пласта.

На данном этапе именно газ воспринимается как попутное сырье, так как мировые цены на нефть обуславливают большую ценность именно жидкой фазы. В отличие от газовых месторождений, где все производственные и технические характеристики добычи направлены на извлечение исключительно газообразной фазы (с незначительной примесью газового конденсата), нефтяные промысли не обустроены таким образом, чтобы эффективно вести процесс добычи и утилизации попутного газа.

Далее в этой главнее будут рассмотрены более детально технические и экономические аспекты добычи ПНГ, и исходя из полученных заключений будут выбраны параметры, для которых будет построена эконометрическая модель.

1.1 Общая характеристика попутного нефтяного газа

Описание технических аспектов добычи углеводородов начинается с описания условий их залегания.

Сама нефть образуется из органических остатков умерших организмов, оседающих на морском и речном дне. С течением времени вода и ил предохраняли вещество от разложения, и по мере накопления новых слоев давлением на залегающие пласты усиливалось, что в совокупности с температурными и химическими условиями обуславливало образование нефти и природного газа.

Нефть и газ залегают вместе. В условиях большого давления данные вещества скапливаются в порах так называемых материнских пород, и постепенно, проходя процесс непрерывного преобразования, микрокапиллярными силами поднимаются наверх. Но по мере выхода наверх, может образоваться ловушка - когда более плотный пласт накрывает пласт, по которому мигрирует углеводород, и таким образом происходит накапливание. В момент, когда накопилось достаточное количество углеводородов, начинает происходить процесс вытеснения оттуда вначале солёной воды, более тяжёлой, чем нефть. Далее сама нефть отделяется от более лёгкого газа, но при этом часть растворённого газа остаётся в жидкой фракции. Именно отделившаяся вода и газ служат инструментов выталкивания нефти наружу, образуя водо- или газонапорные режимы.

Исходя из условий, глубины залегания и контура территории залегания, разработчик выбирает количество скважин, позволяющее максимизировать добычу.

Основной современный используемый тип бурения - это роторное бурение. В этом случае бурение сопровождается непрерывным подъёмом бурового шлама - фрагментов пласта, отделённых буровым долотом, наружу. При этом, для улучшения условий бурения, используется буровой раствор, зачастую состоящий из смеси химических реагентов. [Грей Форест, 2001]

Состав попутного нефтяного газа будет различаться от месторождения к месторождению - в зависимости от всей геологической истории формирования данных залежей (материнская порода, физико-химические условия и т.д.). В среднем, доля содержания метана в таком газе составляет 70% (для сравнения - природный газ имеет в метан своём составе до 99% объёма). Большое количество примесей создаёт, с одной стороны, трудности для транспортировки газа посредством газотранспортной системы (ГТС), с другой стороны, наличие таких крайне важных составляющих, как этан, пропан, бутан, изобутан и др. делаёт попутный газ крайне желанным сырьём для нефтехимического производства. Для нефтяных месторождений Западной Сибири характерны следующие показатели содержания углеводородов в попутном газе [Популярная нефтехимия, 2011]:

· Метан 60-70%

· Этан 5-13%

· Пропан 10-17%

· Бутан 8-9%

ТУ 0271-016-00148300-2005 «Газ нефтяной попутный, подлежащий сдаче потребителям» определяет следующие категории ПНГ (по содержанию компонентов C₃++, г/м³):

· «Тощий» - менее 100

· «Средний» - 101-200

· «Жирный» - 201-350

· Особо жирный - более 351

На следующем рисунке [Филиппов, 2011] указаны основные мероприятия, проводимые с попутным нефтяным газом и эффекты, достигаемые этими мероприятиями.

Рисунок 1 - Основные мероприятия, проводимые с ПНГ и эффекты от них, источник: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

При добычи нефти и дальнейшей поступенчатой сепарации, выделяющийся газ имеет разный состав - самым первым выделяется газ с высоким содержанием метановой фракции, на следующих ступенях сепарации выделяется газ со всё большим содержание углеводородов более высокого порядка. Факторами, влияющими на выделение попутного газа, является температура и давление.

Для определения содержания попутного газа используется газовый хроматограф. При определении состава попутного газа важно так же обратить внимание на присутствие неуглеводородных компонентов - так, наличие сероводорода в составе ПНГ может негативным образом сказаться на возможности транспортировки газа, так как в трубопроводе могут происходить коррозийные процессы.

Рисунок 2 - Схема подготовки нефти и учёта ПНГ, источник: Энергетический центр Сколково

На рисунке 2 схематически изображён процесс поэтапной доработки нефти с выделением попутного газа. Как видно из рисунка, попутный газ - это в основной своей массе побочный продукт первичной сепарации углеводородного сырья, добываемого из нефтяной скважины. Проблема учёта попутного газа заключается в необходимости установки автоматических учётных приборов на нескольких стадиях сепарации, а в дальнейшем и поставках на утилизацию (ГПЗ, котельные и т.д.).

Основные применяемые установки на объектах добычи [Филиппов, 2009]:

· Дожимные насосные станции (ДНС)

· Установки сепарации нефти (УСН)

· Установки подготовки нефти (УПН)

· Центральные пункты подготовки нефти (ЦППН)

Количество ступеней зависит от физико-химических свойств попутного газа, в частности от такого фактора, как газосодержание и газовый фактор. Часто газ первой стадии сепарации используется в печах для выработки тепла и подогрева всей массы нефти, с целью увеличение выхода газа на следующих стадиях сепарации. Для движущих механизмов используется электроэнергия, которая так же вырабатывается на промысле, либо используются магистральные электросети. В основном используется газопоршневые элекстростанции (ГПЭС), газотурбинные (ГТС) и дизельгенераторные (ДГУ). Газовые мощности работают на газе первой ступени сепарации, дизельная станция работает на привозном жидком топливе. Конкретный тип электрогенерации выбирается исходя из потребностей и особенностей каждого отдельного проекта. ГТЭС в некоторых случаях может вырабатывать избыточное количество электроэнергии, хватающее на соседние объекты добычи нефти, а в некоторых случаях остатки могут быть проданы на оптовом рынке электроэнергии. При когенерирующем типе производства энергии установки одновременно производят тепло и электроэнергию.

Факельные линии являются обязательным атрибутом любого месторождения. Даже в случае их неиспользования они необходимы для сжигания избытка газа в аварийном случае.

С точки зрения экономики нефтедобычи, инвестиционные процессы в области утилизации попутного газа достаточно инерционны, и ориентируются в первую очередь не на конъюнктуру рынка в краткосрочном периоде, а на совокупность всех экономических и институциональных факторов на достаточно долгосрочном горизонте.

Экономические аспекты добычи углеводородов имеют свою особую специфику. Особенностью нефтедобычи является:

· Долгосрочный характер ключевых инвестиционных решений

· Значительные инвестиционные лаги

· Крупные начальные инвестиции

· Необратимость начальных инвестиций

· Естественное снижение добычи во времени

Для того, чтобы оценить эффективность любого проекта, распространённой моделью оценки стоимости бизнеса является оценка NPV.

NPV (Net Present Value) - оценка основывается на том, что все будущие предположительные доходы фирмы будут просуммированы и приведены к нынешней стоимости этих доходов. Одна и та же денежная сумма сегодня и завтра отличается на ставку дисконта (i). Это связано с тем, что в период времени t=0 имеющиеся у нас деньги имеют определённую ценность. В то время как в период времени t=1 на данные денежные средства будет распространена инфляция, будут иметься всевозможные риски и негативные влияния. Все это делает будущие деньги «дешевле», чем нынешние.

Средний срок проекта по добыче нефти может составлять около 30 лет с последующим длительным прекращением добычи, растянутым иногда на десятилетия, что связано с уровнем цен на нефть и с окупаемостью операционных затрат. Причём пика добыча нефти достигает в первые пять лет добычи, а потом, в виду естественного падения добычи, постепенно затухает.

В первые годы компания проводит крупные начальные инвестиции. Но сама добыча начинается только через несколько лет после начала капитальных вложений. Каждая компания стремится минимизировать инвестиционный лаг, чтобы как можно скорее выйти на окупаемость проекта.

Типичный график доходности проекта предоставлен на рисунке 3:

Рисунок 3 - схема NPV для типичного проекта нефтедобычи

На данном рисунке изображено NPV проекта. Максимально отрицательное значение - это показатель MCO (maximum cash outlay), является отображением того, насколько больших инвестиций требует проект. Пересечение графика линии накопленных денежных потоков с осью времени в годах - это точка времени окупаемости проекта. Скорость накопления NPV имеет убывающий характер, в связи как со снижающимся темпом добычи, так и со ставкой дисконта времени.

Помимо капитальных вложений, ежегодно добыча требует операционных затрат. Увеличение операционных затрат, коими могут являться ежегодные технические затраты, связанные с экологическими рисками, уменьшают NPV проекта и увеличивают срок окупаемости проекта.

Таким образом, дополнительные траты на учёт, сбор и утилизацию попутного нефтяного газа могут быть оправданы с точки зрения проекта, только если данные расходы будут увеличивать NPV проекта. В ином случае будет происходить уменьшение привлекательности проекта и, как следствие, либо уменьшение количество реализуемых проектов, либо скорректированы объёмы добычи нефти и газа в рамках одного проекта.

Условно, все проекты по утилизации попутного газа можно разделить на три группы:

1. Проект по утилизации сам по себе является прибыльными (с учётом всех экономических и институциональных факторов), и компании не будут нуждаться в дополнительном стимулировании к реализации.

2. Проект по утилизации имеет отрицательный ЧДД, при этом кумулятивный ЧДД от всего проекта по нефтедобычи является положительным. Именно на эту группу могут быть сконцентрированы все меры по стимулированию. Общий принцип будет заключаться в том, чтобы создать условия (льготами и штрафами), при которых компании будет выгодно проводить проекты по утилизации, а не платить штрафы. Причём чтобы суммарные затраты на проект не превышали совокупный NPV.

3. Проекты по утилизации имеют отрицательный NPV, при этом в случае их реализации общий проект нефтедобычи данного месторождения так же становится убыточным. В таком случае меры по стимулированию либо не будут приводить к уменьшению выбросов (компания будут платить штрафы вплоть до их кумулятивной стоимости, равной ЧДД проекта), либо месторождение будет консервироваться, а лицензия сдаваться.

По данным Энергетического центра Сколково, инвестиционный цикл в области реализации проектов по утилизации ПНГ составляет более 3 лет.

Инвестиции, по данным Минприроды, должны составить около 300 млрд рублей до 2014 года для достижения целевого уровня. Исходя из логики администрирования проектов второго типа, ставки выплат за загрязнения должны быть таковы, чтобы потенциальная стоимость всех выплат была бы выше 300 млрд рублей, а альтернативная стоимость равнялась бы совокупным инвестициям.

1.2 Методы утилизации попутного нефтяного газа

Возможности применения попутного нефтяного газа действительно крайне обширны, но основные способы утилизации, применяемые ввиду своей экономический и технологической эффективности - это поставка попутного газа на газоперерабатывающие заводы с дальнейшим участием осушенного газа в общем газовом балансе, использование ПНГ в качестве нефтехимического сырья, использование в качестве топлива для электро- и теплогенерации, закачка в пласт с целью повышения нефтеотдачи. Далее будут боле подробно рассмотрены эти типы утилизации попутного газа.

· Сжигание для производства электроэнергии

· Технологическое использование попутного газа

· Переработка на ГПЗ с дальнейшим разделением на сухой отбензиненный газ (с дальнейшей поставкой в газотранспортную систему) и широкую фракцию лёгких углеводородов (ШФЛУ), используемую как сырьё для нефтехимии.

На графике ниже представлены данные о процентном распределений типов утилизации попутного газа по состоянию на декабрь 2012 года (Рисунок 4а):

Рисунок 4а - распределение по типам утилизации по состоянию на декабрь 2012 года, по данным ЦДУ ТЭК

На рисунке 4б предоставлен график уровня утилизации ПНГ в России в целом по месяцам.

Рисунок 4б - уровень утилизации ПНГ в процентах по месяцам, по данным ЦДУ ТЭК

Рост поставок ПНГ на ГПЗ связан с активной деятельностью корпорации СИБУР, занимающей лидирующее положение в нефтехимический промышленности России. Основной источник сырья для ГПЗ и нефтехимических предприятий является ПНГ. СИБУР, как владелец значительной доли газоперерабатывающих предприятий, заинтересован в сборе и поставках газа на свои заводы, таким образом имеет стимулы к созданию совместных предприятий и заключении долговременных контрактов на поставку газа с нефтедобывающих предприятий на свои заводы.

Под поставками газа на ГТС подразумевается поставка сдача газа Газпрому после первичной осушки по регулируемым ценам, и данные объёмы газа начинают учитываться в общем объёме экспортного и внутреннего газа уже на балансе Газпрома.

Использование попутного газа методом закачки в пласт используется менее чем в 1% от общего объёма добытого ПНГ в России. Следует заметить, что в случае использования ПНГ на собственных КС, а так же на ГПЗ (собственных и сторонних), сухая фракция в дальнейшем поставляется в ГТС Газпрома и учитывается уже в общем баланса газа России. При этом газопроводы в определённых случаях компания строит за свой счёт. Они не являются магистральными и функционируют только для поставок газа конкретным потребителям.

Исходя из относительно высокого компонентного содержания этана и других углеродных газов в попутном газе, ПНГ может служить и служим важнейшим сырьём для нефтехимии.

Использование попутного газа в качестве топлива или технологического газа (для закачки в пласт) является не самым эффективным способом его утилизации, так как для данных целей лучшим образом подходили бы однокомпонентные газы, имеющие малое количество дорогостоящих примесей. Самым эффективным способом утилизации можно считать именно переработку данного газа в целях выделения компонентов, являющихся сырьем для дальнейших более высоких переделов.

Среди всех видов утилизации для каждого из проектов выбирается наиболее подходящий, ввиду того, что имеются технологические ограничения в реализации различных методов. Так, для полноценной реализации самого желаемого вида утилизации - переработка на ГПЗ, необходимо наличие достаточного количества объёмов попутного газа, с целью сокращения удельных издержек для реализации экономии от масштаба.

Журнал «Нефтегазовая вертикаль» предлагает следующие градации объёмов добычи попутного газа и рекомендуемые методы по утилизации:

· Несколько миллионов м3 в год - генерация электроэнергия для собственных нужд

· Несколько десятков миллионов м3 в год - первичная переработка ПНГ для выделения отбензиненного газа (СОГ) как топлива для котельной и широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ) как дополнительную жидкую часть нефтяного сырья

· 50-150 миллионов м3 в год - переработка ПНГ с целью СОГ, используемого для генерации электроэнергии для собственных нужд и для поставок в сеть, стабильного газового бензина (СГБ), используемого для собственных нужд и сжиженных углеводородных газов (СУГ), поставляемых на объекты нефтехимии

· Свыше 150 миллионов м3 в год - производство СОГ, ШФЛУ, СУГ, СГБ в большей степени используемых для продажи посторонним объектам генерации, нефтехимии и прочим потребителям.

Таким образом, можно сделать предположение, что в действительности более мелкие месторождения с незначительными объёмами добычи попутного газа не могут в некоторых случаях не могут сравниться по уровню утилизации с крупными проектами нефтедобычи.

Важнейшее значение утилизации ПНГ посредством использования газа на нефтехимичеких предприятиях продиктован «тройным» эффектом - увеличение уровня утилизации, благоприятно сказывающееся на экологической обстановке, импортозамещение за счёт увеличения производства полимеров и увеличение энергоэффективности за счёт более рационального использования энергетических ресурсов.

По данным экспертов, суммарные ежегодные потенциальные выгоды от использования попутного газа в России составляют 12 млрд долларов, тогда как ежегодные потери от сжигания составляют 4 млрд долларов.

По расчётам ВНИИГАЗа [Крюков, 2008] из 15 млрд м³ газа могут быть получены:

· 12 млрд м³ СОГ - эквивалента природного газа

· 2.5 млн тонн смеси пропана и бутана технического (СПБТ)

· 0.5 млн тонн бензина

Использование попутного нефтяного газа как сырья для нефтехимии может иметь большие экономические преимущества. Выручка от продажи нефти и нефтепродуктов может быть до 10 раз меньше, чем от продажи продуктов газонефтехимии [Крюков, 2012]. Ниже приведена таблица, составленная сотрудниками ОАО «НИПИгазпереработка». Она описывает суммарную стоимость получаемых продуктов от переработки 6 млрд м³ ПНГ в ценах 2004 года. В таблице рассмотрены 4 технологические схемы:

· Переработка ПНГ с получением СОГ и ШФЛУ

· Переработка ПНГ с получением СОГ, пропана, бутана и СГБ

· Переработка ПНГ с получением СОГ, бутана, СГБ, полиэтилена и полипропилена

· Переработка ПНГ с получением СОГ, СГБ, полиэтилена, полипропилена и бутадиенового каучука

Таблица 1. Оценка экономических характеристик некоторых технологических схем переработки 6 млрд. м³ ПНГ в год.

Ассортимент продукции	Количество продукции	Стоимость товарной продукции млн. руб.	Поступление налогов в бюджет, млн. руб.	Суммарная стоимость продукции, млн. руб.	Суммарные поступления налогов в бюджет, млн. руб.	Кол-во новых рабочих мест, человек
Газ горит на факеле	6000	-	-	-	1500	-
Технологическая схема 1
Топливный газ, млн. м 3/год	5220	1566	673	4806	2066	2400
ШФЛУ, тысяч тонн/год	1620	3240	1393
Технологическая схема 2
Топливный газ, млн. м 3/год	5220	1566	673	7506	3228	3000
Пропан, тысяч тонн/год	540	1620	697
Бутан, тысяч тонн/год	540	1620	697
СГБ, тысяч тонн/год	540	2700	1161
Технологическая схема 3
Топливный газ, млн. м 3/год	5220	1566	673	18846	8104	3600
Бутан, тысяч тонн/год	540	1620	697
СГБ, тысяч тонн/год	540	2700	1161
Полиэтилен, тысяч тонн/год	360	9720	4180
Полипропилен, тысяч тонн/год	120	3240	1393
Технологическая схема 4
Топливный газ, млн. м 3/год	5220	1566	673	31626	13599	4100
СГБ, тысяч тонн/год	540	2700	1161
Полиэтилен, тысяч тонн/год	360	9720	4180
Полипропилен, тысяч тонн/год	120	3240	1393
Бутадиеновый каучук, тысяч тонн/г	480	14400	6192

Источник: ОАО «НИПИгазпереработка»

Из таблицы видно, что при использовании технологической схемы №4 суммарные бюджетные поступления почти в 9 раз выше, чем в случае поступлений от штрафов за сжигание ПНГ, в то же время суммарная стоимость продукции достигает двукратного увеличения при переходе от одной технологической схемы к другой.

По оценкам Минприроды, средние ежегодные удельные инвестиции на утилизацию одной тысячи кубометров попутного газа составляют 4800 руб в ценах 2012 года [1]. Далее автором составлена таблица выгод от реализации каждой из технологических схем при затратах на утилизацию 6 млрд м³ ПНГ (Таблица 2)

Таблица 2. Сравнение выгод от инвестирования в разные технологические схемы утилизации ПНГ

Технологическая схема	Суммарная стоимость продукции в ценах 2012 года*, млн. руб	Доходность инвестиций в эту технологическую схему
1	10302.67	-64%
2	17709.39	-39%
3	48809.18	69%
4	83857.81	191%

*с учётом дополнительных бюджетных поступлений сверх начальных 1500 млн руб в ценах 2004 года, которые могут быть направлены на предоставление льгот и кредитов в проекты по утилизации

Доходность от инвестиций в первую и вторую технологические схемы по этим данным будут отрицательны, тогда как третья и четвёртая технологические схемы дают значительные по рыночным меркам доходности инвестиций.

Так же одной из косвенных проблем развития нефтехимической переработки является то, что этан оказывает значительного негативного влияния на трубопроводы при транспортировке [Филиппов, 2011]. По причине сложности дальней его транспортировки он вместе с метаном поступает на объекты энергетики предприятия и сжигается, и полностью теряется его потенциальная ценность как нефтехимического сырья.

1.3 Факторы, влияющие на уровень утилизации попутного нефтяного газа

Факторы, влияющие на уровень утилизации попутного газа можно разделить на два типа - факторы, влияющие напрямую и факторы, влияющие косвенно.

Факторы, влияющие напрямую - это технологические факторы, которые жёстко ограничивают возможности использования тех или иных методов утилизации. Технологические факторы имеют свойство большой инерционности - так, строительство трубопровода (а отсюда факт наличия/отсутствия) доступа к ГТС имеет длительный характер и процесс перемены состояния занимает длительный срок.

Косвенными факторы в данном рассмотрении будут пониматься факторы, которые влияют на выбор недропользователя, но не ограничивают его. Такими факторами можно назвать экономические факторы. Они изменяются во времени, и могут изменяться интенсивно, но при этом влияние имеет определённый временной лаг, который будет изучен в данной работе.

Особым образом рассматриваются институциональные факторы. Они занимаются промежуточное положение между факторами прямого и непрямого влияния - с одной стороны, они действительно могут напрямую ограничить выбор недропользователя - например, под угрозой изъятия лицензии или по причине отсутствия свободного рынка. С другой стороны, они могут носить косвенный характер, в плане возможности недропользователя выбирать между соблюдением условий или выплатой штрафов.

WWF в своё докладе от 2009 года выделяет следующие факторы, влияющие на утилизацию:

· Технические

o Инфраструктура

o Измерительные приборы

o Технико-технологические возможности

o Налаженные технологические цепочки

o Возможность транспортировки газа

· Экономические

o Цены на газ

o Наличие ценового регулирования

o Налоги и льготы

o Издержки на утилизацию

· Институциональные

o Законодательная база

o Государственный контроль

o Конкуренция

Технические факторы, наиболее существенно влияющие на утилизацию, тесно связаны с основными типами утилизации. Важность доступа к поставкам газа на ГПЗ очевидна, так как именно на ГПЗ происходит процесс утилизации. Аналогично обстоит дело с возможностью поставок газа на объекты генерации. Однако, как отмечает WWF: «Развитие переработки ПНГ зависит не только от развития мощностей, перерабатывающих нефтяной газ, а также отдельные его фракции, но и от развития транспортной инфраструктуры. Важную роль играет строительство трубопроводов как от мест добычи ПНГ к газоперерабатывающим заводам (ГПЗ), а также продуктопроводов от ГПЗ к газонефтехимическим комбинатам». Таким образом, ещё одним важным фактором является наличие доступа к трубопроводному транспорту. В данной работе оба фактора (наличие ГПЗ, на который поставляется ПНГ и наличие трубопровода, через который поставляют данный газ) будут объединены в общий показатель факта поставки газа на ГПЗ, и аналогично на объекты генерации.

Технический фактор поставок газа в ГТС Газпрома будет рассмотрен как отдельный технический фактор, так как он отличается от поставок газа на ГПЗ и др. тем образом, что условия поставок регулируются гораздое жёстче. Газпром может принять в свою систему газ только определённых параметров (регламентируемое давление 5.5-5.7 МПа и с жёстко регулируемыми по ОСТам показателями точки росы по влаге и по углеводородам.

Характеристики самих месторождений и способов добычи так же определяют технические возможности по утилизации. Так, рост газового фактора определяет увеличение добычи ПНГ, тогда как технические возможности по его сбору и утилизации могут иметь количественные ограничения. Увеличение количества новым скважин, которые только начинают добычу, могут быть не полным образом обустроены и так же влияют на уровень утилизации ПНГ.

Таким образом, в данной работе будут проверены теоритические предпосылки влияния следующих технических факторов:

· Доступ к ГПЗ - рост утилизации

· Доступ к генерации - рост утилизации

· Доступ к ГТС - рост утилизации

· Газовый фактор - падение утилизации

· Новые скважины - падение утилизации

Экономические факторы, которые могут влиять на уровень утилизации попутного газа - это в первую очередь ценовые факторы. Исходя из определения ПНГ как попутного от нефтедобычи газа, и отсутствием рынка ПНГ как такового, на утилизацию будут влиять цены нефти. Главным ценовым фактором российской нефтедобычи является стоимость на международном рынке барреля нефти марки брент, и именно этот фактор будет исследоваться в данной работе. Исходя из того, что работы по утилизации на территории России должны оплачиваться в национальной валюте, важным экономическим фактором является валютный курс рубля к доллару. Исходя из предположения, что при росте цен на нефть количество добываемой нефти возрастает, а, следовательно, растёт и количество добываемого попутного газа, который является не основным продуктом - рост стоимости барреля нефти должен уменьшать процент утилизации попутного газа.

Цены на продукты, которые могут быть связаны с утилизацией ПНГ - электроэнергия, природный газ (внутри России), и полимеры (в данной работе взяты цены на главный полимер - полиэтилен, являющийся одним из самых распространенных и технологически доступных).

Гипотеза влияния данных показателей такова:

· Цена на электроэнергию - рост утилизации

· Цена на природный газ - рост утилизации

· Цена на полиэтилен - рост утилизации

· Рублёвый доход от продажи барреля нефти марки Брент - падение утилизации

Институциональные факторы, рассматриваемые в данной работе - это факторы внутренней и внешней среды предприятий. Внутренняя среда характеризуется формой организации и формой собственности. Это могут быть крупные вертикально интегрированные компании (с точки зрения формы организации), либо независимые производители. Так же форма собственности может быть государственной либо частной.

Исходя из предположения о том, что крупные вертикально интегрированные компании имеют больше возможностей и финансовых средств к осуществлению программ по утилизации, выдвинем гипотезу, что принадлежность предприятия к ВИНК увеличивает уровень утилизации. Относительно формы собственности сделаем предположение, что государство является менее эффективным собственником, а так же государственные предприятия имеют больший вес в отношениях с регуляторами - таким образом, предположим, что государственная форма собственности ведёт к снижению уровня утилизации.

Внешними факторами служат законодательная база, регламентирующая данную сферу, а так же наличие взаимосвязей предприятий с другими экономическими субъектами. Исходя из того, что общая логика политики правительства направлена на снижение количества сжигания попутного газа, законодательные акты должны быть направлены на увеличение степени утилизации. Связи с другими предприятиями и прочими потребителями служат дополнительной степенью свободы в утилизации попу того газа и так же должны увеличивать степень утилизации ПНГ.

Таким образом, по институциональным фактором можно сделать следующие предположения влияния на степень утилизации ПНГ:

· Изменение законодательства - рост утилизации

· Связи с предприятиями и прочими потребителями - рост утилизации

· Государственная собственность - падение утилизации

· Вертикальная интеграция - падение утилизации

2. ПОПУТНЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ В РОССИИ

Одной из особенностей российской нефтегазовой отрасли можно назвать отношение к извлекаемому попутному нефтяному газу. Долгое время этот вид сырья считался побочным продуктом работы нефтяной отрасли, и, как следствие, до 1 января 2001 года никаким образом не учитывался обязательным образом в отчётах предприятий. Попутный нефтяной газ - это единственное полезное ископаемое, на которое распространяется нулевая ставка НДПИ. Это связано с тем, что наличие нулевой ставки (в отличие от отсутствия ставки вовсе) обязывает предприятия полностью отчитываться о добычи и заполнять налоговые декларации. Так правительство РФ стимулирует компании инвестировать в оборудование предприятий измерительными приборами. Косвенным образом данное изменение налогового кодекса повлияло на резкий рост уровня сжигания попутного газа (7.2 млрд м3 в 2001 и 11.2 млрд м3 в 2002) [Савинов], при этом вырос не фактический объём добычи и сжигания попутного газа - а лишь усилился контроль за реальными объёмами.

Данные по фактической добычи попутного газа в основном относятся либо к аналитически рассчитанным данным о среднем выходе попутного газа исходя из насыщенности и других характеристик конкретных месторождений, либо исходя из отчётов самих компаний, данные которых не проверяются - ввиду сложности замеров, в особенности в связи с длительным отсутствуем измерительных приборах на самих скважинах. В дальнейшем в работе будут использованы данные Центрального Диспетчерского Управления Топливно-Энергетического Комплекса. (ЦДУ ТЭК), которые имеются в открытом доступе (портал www.cdu.ru), а так же в журналах «ТЭК России» («МИНТОП»). Эти данные собираются в ходе отчётов нефтегазовых компаний перед государственными органами, которые в лице ГП «ЦДУ ТЭК» собирает оперативную информацию с предприятий нефтегазовой отрасли, обрабатывает её и в дальнейшем использует её для составления аналитических отчётов и статистических форм, используемых консалтинговыми компаниями. Ввиду указанных выше проблем с определением точности данных, в работе будет выбран ряд данных, наиболее подходящий с точки зрения достоверности. Более чёткие обоснования достоверности данных будут приведены далее, но общая логика определения достоверности заключается в поэтапном усиление административно-правового контроля государства в этом секторе экономики.

2.1 Статистические данные и закономерности

Данные, проанализированные автором, послужили основой для написания работы. С целью дальнейшего рассмотрения влияния различных факторов на уровень утилизации попутного газа, необходимо понимать, каким образом в России попутный газ распространён географически и во времени. Понимание данных вопросов позволит в дальнейшем построить гипотезы о влиянии тех или иных факторов в конкретных случаях и проверять их рамках имеющихся исходных данных и рабочих моделей.

Исходя из указанного в первой главе, попутный газ не является самоцелью добычи, а лишь побочным продуктом добычи основного вида сырья - нефти. Именно это обуславливает волатильность добычи попутного газа - в связи с волатильностью рынка материнского сырья, нефти.



Рисунок 5 - добыча нефти в России в период с марта 1996 по декабрь 2009, по данным ГКС

На рисунке 5 выше изображен график добычи нефти в России в период с марта 1996 по декабрь 2009. Можно точно определить тренд - повышение уровня добычи (во многом связанный с эффектом «низкой» базы от значительного падения добычи нефти в начале 90-х). Если же добавить к этому графику график добычи попутного газа, то можно будет сделать первый, качественный вывод о взаимосвязи этих двух показателей (Рисунок 6)

Рисунок 6 - добыча нефти и попутного газа в России в период с марта 1996 по декабрь 2009, по данным ГКС

Очевидно, что оба показателя имеют общий повышательный тренд. Но начиная с 2008 года можено заметить более быстрый рост добычи попутного газа, который растёт гораздо более быстрыми темпами, нежели рост добычи нефти. Это можно объяснить двумя причинами - либо идёт резкий рост газового фактора, что обуславливает большую добычу ПНГ с одной тонны нефти, либо причина в том, что это связано с более точным учётом добычи попутного газа, который раньше просто не учитывался самими компаниями.

Газовый фактор для месторождений, по сложившейся в России практике прогнозирования добычи попутного газа, определяется постоянным [Бортников, 2010]. Связано это с тем, что при использовании заводнения пластовое давление поддерживается на относительно постоянном уровне, и газовый фактор не изменяется.

Частично это так же можно связать с возрастом скважин. Так, по данным ЦДУ, автором был произведён расчёт количества новых скважин (возрастом до одного года) в общем фонде нефтяных скважин России (рисунок 7):

Рисунок 7 - доля новых скважин (до одного года) в общем эксплуатационном фонде скважин России, по данным ЦДУ ТЭК

Но связано это может быть не с газовым фактором как таковым, и не с попутным нефтяным газом в понимании растворённого в жидком сырье газообразного сырья, а с дополнительными источниками газа нефтяного месторождения [Филиппов, 2011]:

· Газ газовых шапок - за счёт прохождения при бурении сквозь данный участок недр, а так же за счёт прорывов газа к забоям скважины

· Газ возврата - газ, поступающий в нефтяные скважины из коллектора через некоторое время после закачки его для поддержания внутрипластового давления

· Газ дополнительного извлечения

· Газ газлифта

Но всё же столь быстрый рост добычи, а точнее учёта добычи, попутного газа связан в первую очередь именно с изменением институциональных условий, в частности изменения законодательства, что будет рассмотрено в следующей части работы.

За 2012 год, по данным ЦДУ, уровень добычи попутного газа составил 71807 млрд м³, а количество сожжённого попутного газа составило 17068 млрд м³. Утилизировано, таким образом, 23.7%.

В пространственном отношении распределение добычи попутного газа по федеральным округам на декабрь 2009 года выглядит так (рисунок 8):

Рисунок 8 - Годовое распределение добычи попутного газа по федеральным округам, на 1 января 2013 года по данным ЦДУ

Если же проследить тенденцию изменения уровня добычи попутного газа, то она следующая (рисунок 9):

Рисунок 9 - график роста добычи попутного газа по ФО, в процентах к январю 2009, по данным ЦДУ

Заметно, что рост добычи попутного нефтяного газа связан в значительной степени с ростом добычи в Сибирском федеральном округе. Связано это с освоением ресурсов Восточной Сибири, в частности Ванкорского месторождения.

Самые большие показатели по сжиганию попутного газа в России принадлежат компании Роснефть. Так, больше половины сожжённого газа приходится на Ванкорское месторождение. В декабре 2012 года Роснефть добыла 1362 млн м³ ПНГ [ЦДУ], из них 496 млн пришлось на ЗАО «Ванкорнефть». При этом сожжено предприятием Ванкорнефть 491 млн кубометров, то есть уровень утилизация составляет около 1%. Месторождение находится в Красноярском крае и добыча на этом месторождении составляет большую часть добычи всей Восточной Сибири. Месторождение находится в состоянии разработки, и проектной мощности добьётся к 2014 году[3]. При этом в рамках проекта развития Ванкора планируется максимальное использование попутного газа (1 млрд кубометров газа в год на газотурбинную электростанцию, 2.5 млрд закачка в пласт, 5.6 млрд в ГТС Газпрома).

Самые большие показатели утилизации попутного газа принадлежат Сургутнефтегазу. Сургутнефтегаз реализует безрезервуарную схему подготовки нефти, при этом газ низкого давления выбирается из нефти на центральных пунктах сбора, где отбирается вакуумными компрессорными станциями. Исходя из заявления самой компании[4], в 2012 уровень утилизации по компании достиг 99,2%, в том числе 100% в ЯНАО, 99,3; в ХМАО и 97,57% в Якутии. Столь высокий процент утилизации объясняется доступом к магистральным газопроводам длиной 3000 км, наличием 3 установок переработки газа суммарной мощности более 7 млрд м³ газа в год, а так же генерация электроэнергии 21 газотурбинными электростанциями и 7 газопоршневыми электростанциями. Так же газ используют местные промышленные предприятия. Пример Сургутнефтегаза показывает, что уровень утилизации попутного газа может быть достигнут без применения административным рычагов воздействия, если имеется доступ к комбинированным инструментам утилизации. Так, даже в 2007 год, ещё до выхода законопроекта 2009, устанавливающего требования в 95% утилизации, Сургутнефтегаз уже достиг данного уровня. Из этого можно сделать вывод, что в случае действительно положительной экономики проекта, компания имеет все стимулы к реализации.

По данным Минприроды, приведённым в докладе ЭЦ Сколково [Утилизация, 2012], на 2011 год структура использования ПНГ ВИНК в России такова:

· 1,4% - технологические потери

· 24% - сжигание

· 75% - утилизация, в том числе:

o 15% - собственные нужды (ГТЭС, котельные, КС и т.д.)

o 33% - поставки потребителям (Сибур, ГРЭС, население)

o 52% - собственная переработка (ГПЗ).

Теперь рассмотрим распределение сжигания попутного газа по федеральным округам (рисунок 10). Видно, что ситуация коренным образом меняется, и больше половины всего сожжённого газа приходится на Сибирский федеральный округ.

Рисунок 10 - Годове распредлеение сжигания попутного газа по федеральным округам, на 1 января 2013 года по данным ЦДУ

Если же обратиться к росту уровня сожжённого газа по федеральным округам, то здесь рост по Сибирскому ФО ещё более существенен (рисунок 11). Это связано со сложностью освоения новых месторождений без надлежащей инфраструктуры утилизации ПНГ.

Рисунок 11 - График роста количество сожжённого попутного газа по ФО, в процентах к январю 2009, по данным ЦДУ

На следующих графиках изображена добыча попутного газа по крупнейшим холдингам России (рисунок 12а):

Рисунок 12а - добыча ПНГ крупнейшими компаниями, по данным ЦДУ ТЭК

В сумме первые пять крупнейших компаний (Роснефть, Лукойл, Сургутнефтегаз, ТНК-BP и Газпром нефть) добывают около 83%, а на всех оставшихся приходится около 17%. Для сжигания газа ситуация практически аналогичная, с одним большим различием, связанным с Сургутнефтегазом - который утилизирует значительную часть добываемого попутного газа посредством поставок газа на собственные электрогенерирующие установки и компрессорные станции. Становится заметно (рисунок 12б), как значительно растёт уровень сжигания попутного газа Роснефтью. Это, как уже было сказано, связано с освоением новых месторождений Восточной Сибири. Заметим наличие незначительного, но видимого тренда на снижение сжигание попутного газа для Газпром нефти, а так же для прочих производителей.

Рисунок 12б - объём сжигания ПНГ по крупнейшим компаниям, по данным ЦДУ ТЭК

На слайде ниже предоставлены данные о поставках ПНГ на заводы России (рисунок 13а):

Рисунок 13а - поставки ПНГ на ГПЗ крупнейшими компаниями, по данным ЦДУ ТЭК

Такие компании, как Газпром нефть, Роснефть, Лукойл имеют стабильные невысокие (по отношению к общему уровню добычи) поставки газа на ГПЗ. Это связано с тем, что данные предприятия имеют стабильные поставки ПНГ на принадлежащие холдингам заводы, что делает возможным реализовывать весь предполагаемый объём поставок попутного газа в полной мере. Для Сургутнефтегаза характерны высокие показателей поставок ПНГ на принадлежащие ему Сургутский ГПЗ и Фёдоровских и Лянторских КС. Более высокая волатильность связана с особенностью географического положения сургутских заводов. Для ТНК-BP такая высокая волатильность связана с тем, что значительную часть своего попутного газа холдинг поставляет на заводы компании СИБУР, что делает поставки зависящими не только от действий самого холдинг ТНК-BP, но и от наличие договоров с владельцами заводов.

С точки зрения приобретения попутного нефтяного газа различными заводами, то на графике ниже представлены объёмы приобретения ПНГ крупнейшими компаниями-владельцами заводов (рисунок 13б). Далее приведён полный список всех заводов, осуществляющих переработку ПНГ:

· Лукойл

o Локосовский ГПЗ

o Коробковский ГПЗ

o Пермнефтегазпереработка

o Усинский ГПЗ

· СИБУР

o Белозёрный ГПЗ

o Губкинский ГПЗ

o Няганьгазпереработка

o Нижневартовский ГПЗ

o Ноябрьское ГПП

o Южно-Балыкский ГПЗ

· Роснефть

o Нефтегорский ГПЗ

o Отрадненский ГПЗ

· Башнефть

o Туймазинский ГПЗ

o Шкаповский ГПЗ

· Татнефть

o Миннибаевский ГПЗ

· ТНК-BP

o Зайкинское ГПП

· Сургутнефтегаз

o Сургутский ГПЗ

o Лянторские КС

o Федеровские КС

· Монолит

o Объгазпроцессинг

· Сахалин Энерджи

o Завод СПГ

Рисунок 13б - приобритение ПНГ крупнейшим компаниями-владельцами заводов, по данным ЦДУ ТЭК

Очевидно колоссальное значение СИБУРа в утилизации ПНГ посредством переработки на ГПЗ. Сургутнефтегаз, который так же характеризуется высоким значением переработки ПНГ на ГПЗ, отличается от СИБУРа тем, что основная продукция его заводов - это СОГ и ШФЛУ, которые в дальнейшем продаются нефтеперерабатывающим заводам или используются в собственных непроизводственных целях (потребление на промыслах и т.д.). СИБУР же использует первичны продукты переработки ПНГ с целью дальнейшего производства продукции более высоких переделов (полимеры и и т.д.). Сахалинский завод имеет вторичные процессы сжижения СОГ с целью экспортных поставок СПГ, а ШФЛУ так же потребляется самостоятельно.

2.2 Законодательство

Одним из первых законодательных актов, регулирующих отрасль добычи попутного нефтяного газа, является «Постановление Правительства Российской Федерации от 5 февраля 1998 года №162 Об утверждении Правил поставки газа в Российской Федерации». Но в данном законопроекта попутный нефтяной газ ни коим образом не выделяется из общей категории: «газ - природный, нефтяной (попутный)…»

Следующим документом является «Федеральный закон Российской Федерации от 31 марта 1999 года № 69-ФЗ О газоснабжении в Российской Федерации». Здесь нефтяной газ так же определяется в рамках совокупности всех источником получении газа, но уже имеется существенное отличие от предыдущего документа - в статье 27 о доступе организаций к газотранспортным и газораспределительным сетям устанавливается, что в первую очередь доступ к свободным мощностям предоставляется поставщиками для транспортировки отбензиненного сухого газа, получаемого после переработки попутного нефтяного газа. Данный законопроект, таким образом, является одним из первых, который теоретически может служить стимулирующим утилизацию попутного газа. В действительности же, данный законопроект не регулирует прямым образом, где и как будет осуществляться поставка газа, обязательно ли контрагентом должен выступать именно непосредственный недропользователь, или имеется возможность организовать холдинговую структуру. Проблема заключается в том, что даже в случае наличия приоритетного доступа, это не гарантирует увеличение утилизации по следующим возможным причинам:

Отсутствие свободных мощностей. Даже если вся система в целом имеет возможность принять дополнительные объёмы газа, в локальных узлах ГТС может возникнуть дефицит свободных объёмов, что приведёт к отсутствию возможности доставить отбензиненный газ. Данная проблема могла бы быть частично решена возможностью использования холдингового подхода и консолидирования.

В большинстве случаев, сама экономика проекта по утилизации (сбору, доработке, транспортировке) попутного газа будет отрицательной, так что никакие преференции не повлияют на решение компании.

Ввиду особенностей освоения новых месторождений (удалённых, необустроенных, имеющих особый химический состав попутного газа) такие проекты требуют больших капительных вложений и особого регулирования, что, несмотря на потенциально положительную экономику проекта по утилизации, делает сложной сам процесс реализации.

Особо стоит отметить, что даже в рамках приведённого закона можно было бы добиться частичного повышения уровня утилизации, если можно было бы применить систему холдингового подхода. Проиллюстрируем пример. Предположим, что у Холдинга есть два актива - чисто газовый актив (Г) и нефтегазовый актив (НГ). Активы расположены в пределах разных участков ГТС. Мощности актива Г позволяют добывать и транспортировать 1 млрд м³ газа в год, но на данном участке 1 имеется всего 0.5 млрд м³ свободных мощностей. Предположим, что затраты на утилизацию попутного газа актива НГ (который извлекает 0.5 млрд м³) методом закачки в пласт составляют $100 млн, а затраты на проект по подключению данного месторождение к местному локальному участку ГТС составляют $200 (прокладка инфраструктуры, оборудование и т.д.). Суммарная же выгода от доступа дополнительных 0.5 млрд. м³ для Холдинга составляет $150 млн. В случае, если рассматривать проекты НГ и Г отдельно, то суммарные поставки в ГТС составят 0.5 млрд м³, а весь попутный газ будет сожжён - так как имеются ограничения на участке 1, а проект НГ имеет отрицательную экономику. Если же применить холдинговый подход, то можно «отнести» 0.5 млрд м³ попутного газа к природному газу актива Г (который получит эту преференцию по отношению к другим компаниями на участке 1 и прокачает 1 млрд м³ газа). В этом случае в активе НГ Холдинг выберет способ утилизации закачки в пласт, тем самым получит суммарный NPV в размере $50 млн (рисунок 14).

Рисунок 14 - схема возможной реализации холдингового подхода

В законе об охране окружающей среды от 10.01.2002 года лишь указывается статьёй 46, что: «При размещении, проектировании, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию и эксплуатации объектов нефтегазодобывающих производств, объектов переработки, транспортировки, хранения и реализации нефти, газа и продуктов их переработки должны предусматриваться эффективные меры по очистке и обезвреживанию отходов производства и сбора нефтяного (попутного) газа…»

Следующим законодательным актом, затрагивающим область добычи и использования попутного газа, был Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике». Он устанавливал, что на оптовом рынке электроэнергия, произведённая с использованием попутного газа и продуктов его переработки, поставляет во вторую очередь (вместе с теплогенерацией и гидроэлектростанциями). В первую очередь определены генерирующие мощности, обеспечивающие системную надёжности (атомные электростанции), а в третью очередь все остальные мощности. По факту, данное распределение не повлияло существенным образом на фактический доступ электрогенерации на основе попутного газа к федеральным сетям, так как оставались проблемы с инфраструктурой, и так же достаточное количество генерирующих мощностей других типов.

...