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

Интересно, что в законодательном акте от 2000 года «О государственном регулировании цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации» понятие «попутный нефтяной газ» не встречается вовсе.

Следующим документов был не законодательный акт в полном понимании этого слова, а некоторый модельный документ, определяющий намерения Правительства России - «Распоряжение Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 года № 1715-р «Об Энергетической стратегии РФ на период до 2030 года». В данном документа определятся важность рационального использования попутного нефтяного газа и указывается необходимый уровень утилизации 95%.

Фактически, законом прямого действия является «Постановление Правительства Российской Федерации от 8 ноября 2012 года № 1148

Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа», которое определяет порядок расчётов и выплат за сжигание попутного нефтяного газа.

С 1 января 2012 года начинало действовать Постановление Правительства РФ №7 от 8 января 2009 года «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». Основные нововведения данного законопроекта:

· Введение целевой показатель утилизации в 95%

· Расчёт платы за выбросы сверх установленных 5% как за сверхлимитное загрязнение

· Введение повышающего коэффициента 4,5 для выплат за выбросы сверх установленного лимита

· Введение повышающего коэффициента 6 для выплат за выбросы в случае, если отсутствуют измерительные приборы, фиксирующие точное количество выбросов

· Следует учесть, что в рамках порядка определения платы и её предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, утвержденного Постановлением Правительства РФ от 28 августа 1992 года, в России имеется три категории платы за загрязнение окружающей среды:

· В пределах допустимых нормативов (Предельно допустимые выбросы, ПДВ)

· В пределах временно согласованных нормативов - с использование повышающего коэффициента 5

· Сверх установленных нормативов - с использование повышающего коэффициента 25

Таким образом, в случае превышения допустимых выбросов в 5% от добытого попутного газа, недропользователь будет вынужден осуществить выплаты с суммарным коэффициентом 112,5 (4,5*25) в случае наличия измерительных приборов и 150 (6*25) в случае их отсутствия. Таким образом, Правительство получает достаточно эффективный по степени прямого регулирования рычаг воздействия на недропользователей. Данные вопрос регулируется Постановлением Правительства РФ от 12 июня 2003 года №344. В зависимости от ставки ПДВ, государство может регулировать выплаты за загрязнения. По оценке Энергетического центра Сколково [1], в 2009 году более 80% выбросов от сжигания ПНГ укладывались в нормативы.

Эксперты центра так же отмечает, что важным фактором является элементный состав попутного нефтяного газа, так как выплаты зависят от того, является ли горение сажевым или бессажевым (рисунок 15).

Рисунок 15 расчёт выплат за выбросы при сжигании ПНГ в пределах нормативов ПДВ при бессажевом горении. Источник: Энергетический центр Сколково

Рисунок 16 - расчёт выплат за выбросы при сжигании ПНГ в пределах нормативов ПДВ при бессажевом горении. Источник: Энергетический центр Сколково

При сажевом горении платы за выбросы более чем в 20 раз выше, чем при бессажевом горении (рисунок 16).

Особенностью законодательного подхода в области определения выплат за загрязнение в России является то, что в случае отсутствия точных измерений, сжигание попутного газа является бессажевым. Таким образом, несмотря на большие выплаты в случае отсутствия измерительных приборов, компания всё ещё имеет стимулы их не устанавливать, так как в случае выявления фактического сажевого горения выплаты могут кратно вырасти. Этим можно объяснить достаточно большой процент необустроенных измерительными приборами месторождений в России. По данным Минприроды России, средняя плата в России за выбросы сжигания ПНГ в 2009 году составляла около 25 руб./тыс. м³.

Исходя из представленных ниже недостатков законопроекта:

· Отсутствия определения объекта, для которого рассчитывается показатель

· Отсутствия порядка расчёта показателя сжигания

· Отсутствия определения момента достижения целевого показателя

· Отсутствия учёта сложности достижения целевого показатели на сложных месторождениях ответственным органам Правительства РФ было поручено разработать нормативно-правовые акты, конкретизирующие необходимые аспекты.

В 2011 году Министерство природных ресурсов и экологии РФ разработало проект «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». Данный проект предусматривает следующие изменения:

· Повышение повышающего коэффициента 4,5 до 12 на период 2012-2013 гг. и до 25 с 2014 г

· В случае отсутствия измерительных приборов применять коэффициент 120 вместо 6

· Введение механизмов вычета затрат на утилизацию из суммы выплат компании за загрязнение

· Создание механизма консолидации показателя сжигания в рамках холдинговых структур

· Неприменение повышающего коэффициента для:

· Начальной стадии разработки месторождений (степень выработанности 5% и/или три года после достижения выработанности 1%)

· Месторождений с добычей ПНГ менее 5 млн куб. метров в год

· Месторождений с добычей ПНГ, состав которого более чем на 50% состоит из неуглеводородных компонентов

· Учитывается сезонность потребления попутного газа объектами электроэнергетики/газопереработки

Логика неприменения повышающего коэффициента в случае начальной стадии разработки продиктована тем, что на стадии первичной эксплуатации месторождения достаточно сложно определить оптимальный дебет скважины и точные запасы, что приводит к сложности принятия инвестиционного решения о масштабах необходимых утилизационных работ. Механизм вычетов же позволит сократить издержки даже после достижения выработанности 5% и/или трёх лёт после достижения выработанности 1%, так как предприятие сможет скорректировать свои инвестиционные стратегии и реализовать дополнительные проекты по утилизации.

Следует заметить, что представленный проект может быть использован для крупных месторождений, с высоким содержанием неуглеводородного сырья, что могло бы дать дополнительные льготы тем недропользователям, что используют попутные газ как раз для выделение иных компонентов (сера, металлы и т.д.).

Метод агрегирования позволяет компаниям «распределить» объёмы сожженного газа в целом по холдингу или по группе аффилированных лиц, но может создать некоторые трудности для администрирования. Так, если компания превысит пороговый уровень в 5% по холдингу в целом, повышающий коэффициент будет применён ко всем предприятиям, которые превысили уровень в 5% - таким образом, суммарные выплаты могут расти неравномерно, в зависимости от того, было ли превышение распределено равномерно между небольшими группами, либо неравномерно встречалось у одного предприятия. Таким образом, холдинг будет иметь дополнительные стимулы к манипуляции статистикой. В случае же достижения необходимого уровня в 5%, он не будет иметь дополнительных стимулов к увеличению уровня утилизации.

Особенно нужно отметить тот факт, что в случае применения механизма консолидации, возникают межрегиональные проблемы. Так, предприятие может достигнуть необходимого уровня утилизации в одном регионе, и за этот счёт увеличить объём сжигаемого газа в другом регионе. Таким образом, создаётся дополнительный экологический ущерб в одном из субъектов федерации, тогда как другой субъект может лишиться выплат за выбросы, т.к. 80% остаются в бюджете региона.

Учёт сезонных колебаний необходим для того, чтобы дать возможность компаниям планомерно распределить уровень утилизации. Так, в холодные периоды года спрос на энергоносители для котельных повышается, и утилизация может превысить 95%, в остальные же сезоны она может быть ниже, но в среднем по году достигать необходимого уровня. «Инструктивно-методическими указаниями по взиманию платы за загрязнение окружающей природной среды, утв. Минприроды РФ 26.01.1993 (редакция от 15.02.2000, с изменениями от 12.07.2011)» определяет, что отчётным периодом за выбросы должен являться квартал. Таким образом, при в целом достигнутом уровне годовой утилизации 95% могут платить избыточные штраф за какой-либо период, где утилизация была ниже. Например, при утилизации в пределах трёх кварталов на уровне 99% и в одном квартале на уровне 83% (при равномерном объёме добычи 100 млн м3), компания заплатила бы:

при использовании расчетной стоимости сжигания 1 тысячи кубометром попутного газа сажевым методом, равным 13,6 по данным ЭЦ Сколково [1], а так же применением повышающего коэффициента 4,5 и индексации базовой ставки в 1,27.

Стоит так же отметить, что понятие «утилизация» не имеют точной юридической формулировки. Все объёмы попутного газа, не сожжённые на факельных установках и не выпущенные в атмосферу, считаются «утилизированными». Это, в свою очередь, создаёт возможность для возникновения конфликтных ситуаций между недропользователями и администрирующими органами, а так же благоприятствовать использованию газа не в самых эффективных для общества целях. Например, закачивать обратно в пласт без должного расчёта эффективности данного мероприятия. Котельная с крайне низким КПД так же будет, с точки зрения нынешнего законодательства, являться эффективной мерой по утилизации газа.

Один из последних проектных документов - «Генеральная схема развития нефтяной отрасли на период до 2020 года», предполагает достижения утилизации ПНГ в 95% к 2014 году.

2.3 Сравнение российского и мирового опыта в области утилизации попутного нефтяного газа

В отличие от России, где процесс регулирования использования ПНГ основывается на разного рода подзаконных актах, регламентах и постановлениях, в некоторых зарубежных странах имеются законы, прямым образом регулирующие эту сферу. В США, Канаде, Франции имеются законы, запрещающие добычу нефти без обязательной утилизации попутного газа. [Нефть, газ и бизнес]

На рисунке 17 внизу изображены данные по количеству сжигаемого попутного газа по данным Всемирного Банка (на основе спутниковых данных). Данные по спутнику значительно разняться с официальной статистикой, в связи с разным методом подсчёта. Эти данные почти в два раза отличаются от данных ЦДУ по России, но даже без этой разницы видно, что Россия всё равно является мировым лидером по количеству сжигаемого попутного газа. Особо стоит отметить, что другие мировые лидеры по добычи газа, США и Саудовская Аравия характеризуются значительно меньшим количеством ежегодно сжигаемого ПНГ. Хотя в США в последние годы имеется тенденция к увеличению количества сжигаемого газа, но это можно объяснить тем, что в США растёт добыча на нетрадиционных источниках углеводородного сырья, где очень высокие издержки на добычу нефти, что делает крайне нерентабельной утилизацию ПНГ, особенно на начальных этапах проектов по добычи.

Рисунок 17 - сравнение стран по уровню сжигания попутного нефтяного газа, 2009-2011 гг, Источник: Всемирный Банк, GGFR

На данный момент две крупные организации занимаются вопросами утилизации попутного нефтяного газа - World Wide Fund (WWF) и World Bank с подразделением Global Gas Flaring Reduction (GGFR).

WWF ежегодно публикует аналитические доклады о состоянии и перспективах развития утилизации попутного газа в России. Основной целью организации является просветительская и научно-образовательная деятельность, направленная на освещение и обсуждение вопросов в области утилизации ПНГ.

GGFR - это крупное государственно-частное партнёрство, вовлекающее большое количество стран. Данная организация имеет особое подразделение Европы и Центральной Азии, рабочим языком которого является русский и включающее такие страны, как Азербайджан, Казахстан, Россия, Туркменистан и Узбекистан. Организация имеет устав, 4 комитета - координационный, технический, коммуникационный и комитет по финансированию утилизации попутного газа. Основной целью деятельности GGFR является организация встреч и обсуждений, в ходе которых государства с одной стороны и бизнес с другой стороны находили бы общие точки соприкосновения в вопросах использования попутного нефтяного газа.

Ежегодный обзор WWF от 2011 года приводит позитивный пример реализации программ по утилизации ПНГ в Норвегии. Государство входит в десятку крупнейших экспортёров нефти, и условия добычи так же характеризуются своими логистическими и технологическими трудностями.

Основные законодательные акты, регулирующие нефтедобычу Норвегии:

· Закон о нефтяной деятельности (Закон от 29 ноября 1996 года № 72 в области нефтяной деятельности) - этот закон определяет общее юридическое поле в области нефтедобычи. Под нефтью понимается все углеводородные соединения, добываемые из недр. Закон определяет, что перед началом разработки месторождение нефтедобытчик обязан предоставить чёткий план реализации всех инфраструктурных объектов, включая объекты сбора ПНГ, транспортировки, сжигания, передачи электроэнергии и т.д. Сжигание нефти ограничено количеством, устанавливаемым Министерством нефти и энергетики Норвегии, необходимым для эксплуатационной безопасности.

· Закон о борьбе с загрязнением (Закон от 13 марта 1981 года № 6 «О защите от загрязнения и в отношении отходов» - закон обязывает любой субъект, причастный к загрязнению окружающей среды, возместить ущерб в равной мере полученному вреду. Закон служит юридической основой для налогообложения предприятий налогом на выбросы углекислого газа.

· Налог на выбросы CO2 (Закон о налоге на выбросы CO2 в ходе нефтяных работ на континентальном шельфе) - по состоянию на январь 2012 года налог на выбросы составляет в среднем около 9 центов США за сжигание 1 м³ ПНГ. Применение аналогичной ставки в России привело бы к росту выплат за сжигание ПНГ свыше 1 млрд долларов США в год, только за выбросы CO₂ без учёта всех остальных выбросов, что выше выплат 2009 года в 100 раз [Сколково, 2012]

Налогообложение количества сжигаемого газа в Норвегии происходит раз в шесть месяцев, что позволяет в большей мере сгладить неравномерность утилизации ПНГ в связи с сезонными изменениями. Измерение происходит ежедневно лицензированными приборами, дающими погрешность не более 5%. Трубопроводный транспорт является естественно-монопольным с регулируемыми тарифами, но пользователи могут передавать на рыночной основе свои права на транспортировку газа.

Основной способ использования ПНГ в Норвегии - это закачка в пласт. Попутный газ с месторождений с высоким газовым фактором закачивают в месторождения с низким фактором. В связи с развитой гидроэлектроэнергетикой попутный газ в основном не используется для электрогенерации.

Важным примером могут служить США, где коренным образом отличается процесс поставок ПНГ в магистральную газотранспортную систему. Там, в отличие от России, предприятия поставляют ПНГ практически в любом виде, лишь на входе замеряется состояние этого газа по точкам росы. На выходе же из этого участка магистральной сети газ очищается мощными газоперерабатывающими заводами. Таким образом, компании платят только за услуги по переработки, не занимаясь сложными непрофильным бизнесом по обустройству месторождений объектами первичной доработки нефти. [Салихов, 2009]

3. АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТИ УРОВНЯ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В РОССИИ ОТ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА УРОВЕНЬ УТИЛИЗАЦИИ

Для определения зависимостей уровня утилизации попутного газа от факторов, определённых в предыдущих главах, был выбран метод эконометрического анализа панельных данных.

Автор в ходе работы располагает данными по уровню добычи нефти и попутного газа, уровня утилизации газа, данных о наличии поставок попутного газа в ГТС Газпрома, на ГПЗ сторонних организаций и собственных установок, данные о поставках ПНГ на объёкты электрогенерации для промысловых нужд. Эти данные получены из Центрального Диспетчерского Управления (ЦДУ ТЭК).

Данные о внешних экономических факторах (цена нефти марки брент, обменный курс) получены из открытых биржевых источников (finam.ru).

Данные об уровне инфляции, внутренних ценах на газ и электроэнергию получены из Государственного Комитета по Статистике (ГКС).

Данные ЦДУ ТЭК разбиты по конкретным юридическим лицам, владеющим лицензиями на добычу. Временной интервал данных имеет помесячную структуру и составляет 124 месяца (период сентябрь 2003 - декабрь 2012). В случае необходимости будут сокращены интервалы, чтобы избавиться от неточных данных, либо с целью проверить наличие временного лага.

Временной интервал данных включал период с сентября 2003 года по декабрь 2012 года. Кросс-секционная часть анализа включала 482 нефтедобывающих предприятия, добывающих попутный газ в разные периоды времени. Суммарное количество наблюдений - 26458. Ввиду того, что количество компаний изменялось во времени, панель данных не сбалансирована.

3.1 Зависимость от экономических факторов

В этой части работы я проверю зависимость уровня утилизации от экономических факторов - ценовых (мировая цена нефти марки брент, цена электроэнергии внутри России, цена природного газа внутри России), а так же макроэкономических (валютный курс рубля к доллару). Этап расчётов будет заключаться в выделении вначале внешних факторов (брент и курс), а затем внутренних факторов (цена электроэнергии и газа).

3.1.1 От внешних факторов

Для определения зависимости уровня утилизации от внешних экономических факторов были взяты такие данные, как биржевая цена нефти марки брент и биржевой курс рубля к доллару.

Для того, чтобы определить влияние этих факторов на уровень утилизации была взята предпосылка, что нефтедобывающие компании свою валютную выручку обменивают на рубли и расходуют их на капитальные и операционные расходы.

Таким образом, единым показателем бралась рублёвая выручка от продажи одного барреля нефти. С целью привести все показатели к единому эквиваленту, учитывалась инфляция, по данным ГКС, подсчитанная к сентябрю 2003 года.

С целью выявить возможные временные лаги использовались лаговые переменные, относимые к аналогичному период прошлого года.

Зависимая переменная - util_per, которая является отношением количества утилизированного ПНГ к общему количеству добытого газа и умноженная на 100, таким образом отражающая процент утилизации.

Объясняющие переменные - brent, brent(-12), brent(-24), brent(-36), brent(-48), brent(-60), которые отражают выручку с продажи одного барреля нефти в рублёвом эквиваленте в ценах сентября 2003 года, отнесённые к разным периодам времени. Модель использовалась с фиксированными эффектами, так как другие модели были мене значимы. Тест Хаусмана определил выбор именно этой модели.

Модель с фиксированными эффектами даёт R² приемлемого уровня - 80, модель в целом значима. Далее необходимо провести анализ объясняющих переменных на мультиколлинеарность. Для этого использовалась корреляционная матрица. Целью данного этапа является определение самого значимого и наиболее сильно влияющего периода, в течение которого цена на нефть наиболее определяет уровень утилизации.

Поочерёдно определяя пары самых коррелирующих друг с другом регрессоров, и из них убирая менее коррелирующий с объясняемой переменной, было определена следующая регрессия:

Данная регрессия примечательна с двух сторон. С одной стороны, она показывает, что инвестиционные лаги в области добычи и утилизации попутного газа наиболее значимы с периодом лага, равным трём годам. Это частично согласуется с раннее приводимыми данными Энергетического Центра Сколково. С другой стороны, отрицательный знак регрессии показывает, что с ростом доходов от продажи нефти утилизация падает - так, с ростом доходов на 1 рубль, утилизация падает 0.002%. В долларовом эквиваленте это означает, что при среднем курсе 30 рублей, рост цены барреля нефти на 1$, утилизация упадёт на 0.06%. Это связано с тем, что стоимость барреля нефти в первую очередь увеличивает добычу именно нефти. Как уже было приведено в главах ранее, на начальных стадиях проекта нефтедобычи утилизация попутного газа минимальна, так как экономические и технологические факторы препятствуют быстрому достижению приемлемого уровня утилизации. Несмотря на это, и на значимость самого регрессора, степень влияния одного только внешнеэкономического фактора на уровень утилизации попутного газа минимальна, и для улучшения модели введём дополнительные внутренние экономические факторы.

3.1.2 От внутренних факторов

К внутренним экономическим факторам отнесём внутренние цены закупок электроэнергии для предприятий (по данным ГКС) и регулируемые цены продажи газа промышленным предприятиям. С ростом обоих показателей предполагаем, что утилизация попутного газа должна расти - так, с ростом цен на продажу газа потребителям растёт стимул к его утилизации посредством разделения на фракции СОГ и ШФЛУ(СУГ). С ростом стоимости электроэнергии растёт стимул заниматься собственной генерацией.

Переменные, используемые здесь:

· price_ener - средняя по РФ для промышленных предприятий цена приобретения МВТ*ч электроэнергии в рублях

· price_gas - средняя по РФ для промышленных предприятий цена тыс. м³ газа в рублях.

· Polyet - средняя по РФ для промышленных предприятий цена

Для начала определим, какой из периодом является самым значимым с точки зрения стоимости электроэнергии.



Выходит, что на уровень утилизации больше всего влияет период цен на электроэнергию с лагом в один год. Это может быть связано с тем, что инвестиционный период для автономной мини- и средней генерации составляет не столь же значительные сроки, что и инвестиционный период в нефтедобычи. Оборудование промыслов котельными может быть осуществлено посредством покупки готовым решений с частичным капитальным монтажом.

Для уровня цен на газ получилась следующую регрессию. Видно, что в большей степени цены на газ влияют с лагом в один год. Это можно объяснить возможностью установки установок по первичной осушке газа, которая позволяет выделять значительную долю СОГ на начальных стадиях переработки ПНГ. Осушенный газ может быть использован самостоятельно (вместо закупаемого централизованного), либо отправлен в ГТС (в случае наличия технических и юридических возможностей).



Если же объединить все три экономических ценовых фактора в одну модель, то получится следующая регрессия:

Можно увидеть, что ценовой фактор электроэнергии стал крайне незначимым, тогда как вся модель и другие параметры остаются значимыми. Отсюда можно сделать один важный вывод - несмотря на значительную долю электрогенерации в общей доле утилизации попутного газа сам ценовой фактор не играет роли в выборе именно этого способа утилизации - он выбирается именно по причине лёгкости реализации данного метода, с целью избежать лишние издержки по выплатам о загрязнении при сжигании без генерации.

Полиэтилен не попал в данную модель по той причине, что он оказался слишком коррелирован с показателем brent:

Из этого можно сделать вывод, на производство полиэтилена сама по себе влияет цена на нефть. Это может быть связано с тем, что ПНГ не является основным сырьём для производства полиэтилена, а с нефтью корреляция связана не сырьевым уровнем, а макроэкономическом - высокие цены на нефть характеризуют по большей части высокий спрос со стороны производителей, которые в то же время предъявляют повышенный спрос на полимеры.

3.2 Зависимость от технических факторов

Зависимость от технических факторов имеет более прямое воздействие на уровень утилизации попутного газа. Данные факторы напрямую воздействую на ту или иную возможность утилизации попутного газа - поставка на ГПЗ, в ГТС или на объекты генерации. Количество новых скважин и газовый фактор определяют поступление ПНГ и влияют на возможность использовать дополнительные поступившие объёмы газа полезным способом.

Используемые переменные в данном случае:

· Gasfactor - расчётный показатель, исчисляемый отношением всего добытого попутного газа в отчётный месяц к суммарному объёму добытой нефти за тот же период, измеряется в м³/тонну.

· Wells - отношение количество скважин, введённых в данном месяце, к общему количеству скважин предприятия, умноженное на 100

· GPP - dummy переменная, определяющая наличие у предприятия возможности и наличия поставок ПНГ на ГПЗ

· GTS - dummy переменная, определяющая наличие у предприятия технологической и юридической возможностей, а так же наличия поставок ПНГ в ГТС Газпрома

· GENER - dummy переменная, определяющая наличие у предприятия возможности и наличия поставок ПНГ на объекты генерации

Получившаяся регрессионная модель представлена ниже. Видно, что знаки коэффициентов совпадают с теоритическими предположениями предыдущих глав. Так, расчётный газовый фактор и процентное отношение новых скважин имеются отрицательный знак. Самым влияющим является фактор наличия возможности у предприятия проводить собственную генерацию - именно это, как уже говорилось, является сейчас самым распространённым способом утилизации ПНГ. Модель даёт этому наличию увеличение уровня утилизации на 20.8 процентных пунктов, наличию доступа в ГТС - 12.6 процентных пунктов, доступа к ГПЗ - 15.5 процентных пунктов. Количество новых скважин оказывает отрицательное влияние на утилизацию попутного нефтяного газа.



3.3 Зависимость от институциональных факторов

Следующим этапом является определение зависимости утилизации попутного газа от институциональных факторов. В данной работе обосновывается важность таких институциональных факторов, как наличие законодательных инициатив в области утилизации ПНГ. Так же важными факторами, которые необходимо рассмотреть в ходе данной работы, является различные способы организации предприятий - вхождение предприятия в ВИНК либо самостоятельная деятельность, а так же форма собственности предприятия - государственная или частная. К институциональным факторам так же относится такой фактор, как наличие налаженных технологических цепочек в области использования попутного газа. В данных, представляемых ЦДУ ТЭК, этот показатель называется «поставки прочим потребителям» - за исключением объектов энергетики, ГПЗ и ГТС.

Ввиду того, что фактически единственным самостоятельным законодательным актом, регулирующим сферу утилизации ПНГ напрямую является Постановление Правительства РФ №7 от 8 января 2009, начавшее действовать 1 января 2012 года, то в работе будет рассмотрено два периода существования этого законодательного акта - с момента принятия до момента вступления и с момента вступления. Логика выделения таких периодов такова, что время с момента принятия до момента вступления являлось временем, которое компании имели для реализации своих проектов по утилизации попутного газа, а с момента вступления постановления в силу значительно выросли платы за загрязнения.

Используемые переменные в данной части работы:

· VIOC - dummy переменная, характеризующая принадлежность добывающего предприятия к ВИНК, а так же к группе Газпрома.

· Gov - dummy переменная, характеризующая государственную форму собственности добывающего предприятия

· Other2 - переменная, характеризующая долю поставок попутного нефтяного газа прочим потребителям от общей количества добытого попутного газа.

· Bill1 - dummy переменная, характеризующая факт принятия Постановления Правительства №7 от 8 января 2009 года

· Bill2 - dummy переменная, характеризующая факт вступления в силу Постановления Правительства №7 от 8 января 2009 года

Получившаяся модель приведена ниже:



Показательно, что коэффициент gov о принадлежности предприятия государству оказался незначимым - следовательно, нельзя говорить о неэффективности именно государства как экономического субъекта.

Важно отметить большой отрицательный коэффициент при показателе VIOC. Отсюда можно сделать вывод о том, что крупные компании менее эффективны с точки зрения утилизации попутного газа в нынешнем понимании. Даже если из анализа исключить такой экстремальный случай, как Ванкорское месторождение, отрицательный коэффициент всё равно остаётся значительным. Это опровергает сделанное ранее предположение о том, что крупные нефтедобывающие компании более эффективны в утилизации ПНГ.

С точки зрения анализа влияния законодательства, то можно сделать вполне разнумный вывод, что с момента вступления в силу Постановления Правительства влияние данного законодательного акта выше, чем с момента его принятия до момента вступления в силу.

3.4 Объединённая модель

После объединения всех факторов, поэтапного исключения всех взаимно коррелирующих факторов получилась следующую модель:

Данная модель состоятельна, коэффициенты значимы. Остаток c имеет значение 29.11 - то есть, большая часть роста утилизации объясняется другими факторами, и данная часть добытого попутного газа может быть рациональна использована независимо ни от каких факторов.

Знаки при переменных подтверждают теоритические предположения предыдущих глав. В большей части утилизация попутного газа зависит от технических факторов - от газового фактора, от доступа предприятия к поставкам газа на ГПЗ, на ГТС и на генерацию. Рост числа новых скважин так же сказывается на падении утилизации попутного газа. Важно заметить, что между регрессорами роста числа новых скважин и ростом цен на нефть нет сильной мультикорреляционной зависимости, следовательно на рост новых скважин может играть не ценовой фактор. Ценовые факторы, значимые при выборе уровня утилизации - это цена газа внутри России а так же доходы от продажи одного барреля нефти марки Брент. Значимым институциональным фактором служит возможность поставок ПНГ прочим потребителям.

Данная модель построена для России в целом. Если же построить ей отдельно по разным федеральным округам, то получатся следующие результаты:

Приволжский федеральный округ

Для Приволжского федерального округа значимыми параметрами оказались с, other2 и gener. Это может говорить о том, что в данном регионе, являющимся старым регионом добычи нефти, уже имеются налаженные связи по поставкам ПНГ на объекты газопереработки, и в большей мере предприятия утилизируют газ исходя из имеющихся и не изменяющихся технологических цепочек.

Сибирский федеральный округ

Для Сибирского федерального округа незначимыми оказались параметры связей с прочими потребителями и доступ к ГТС, а так же константа. Незначимость параметра доступа к ГТС связана с тем, доступ фактически имеет всего одно предприятие, находящееся в Томской области, и не отражающее общей специфики региона - огромных проблем с инфраструктурной частью. Крайне важным становится возможность предприятия поставлять ПНГ на объекты переработки и генерации.

Уральский федеральный округ

Количество новых скважин оказалось незначимым фактором в модели. Это связано с тем, что новые скважины появляются в пределах уже освоенных территорий. Высока роль фактора поставок газа на ГПЗ - предприятия с доступом к газопереработке в значительно большей мере утилизируют ПНГ.

Южный и Северо-Кавказский федеральные округа

Значимыми оказались факторы константа, цены на газ и доступ к генерации. Утилизация ПНГ в больше мере зависит от уже имеющихся поставок и от местных социально-экономических условий.

Для Дальневосточного и Северо-Западного федеральных округов модель оказалась незначима по причине отсутствия достаточного количество данных.

Влияние факторов на утилизацию ПНГ посредством поставов газа на ГПЗ

С точки зрения рассмотренной ранее утилизации ПНГ самым наилучшим образом - поставкой на ГПЗ, то здесь важно отметить, что наличие доступа к ГТС является конкурирующим фактором использования ПНГ к поставкам в ГПЗ.

По состоянию на конец 2012 года, стоимость российского газа на границе с Германией составляла 419.04 доллара за кубометр. Стоимость природного газа внутри России составляет 3306.96 рубля. Используя полученный коэффициент при показатели внутренней стоимости природного газа, можно получить «потенциал» роста утилизации ПНГ в России посредством достижения равенства цен. При расчётах учитывались данные о ценах IMF, данные об инфляции ГКС, данные о тарифах на перекачку газа (при условии маршрута Ямал-Европа) и стоимости газа внутри страны ФСТ, данные об экспортной пошлине на газ. Равенство доходности достигается равенству цен на границе с равенством цен внутри России, при которых netback от экспорта будет равен доходам от продаж на внутреннем рынке.

Рисунок 18 - Потенциал утилизации ПНГ при условии достижения net-back равенства цен внутри и за пределами России, по данным ЦДУ, IMF, ГКС

Таким образом, достижение равной доходности способно при первом приближении увеличить утилизацию попутного газа на 15%.

Если рассматривать такие регионы, как Уральский федеральный округ (УФО) и Приволжский федеральный округ (ПФО), где Газпром в большей мере имеет инфраструктурные возможности к допуску предприятий к газопроводной системе, то допуск всех компаний, не имеющих до сих пор возможности поставок в ГТС, позволит увеличить утилизацию на 4,72% и 9,23% соответственно. Так, в декабре 2012 года, с учётом доли добычи ПНГ предприятиями, не имеющими доступ к ГТС ПФО и УФО составляет 69% и 10% соответственно, то общий рост уровня утилизации ПНГ при доступе к газопроводу составит 4.3 процентных пункта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты выполненных в работе исследований по утилизации попутного нефтяного газа заключаются в следующем:

1. Выявлены основные факторы, влияющие на уровень утилизации попутного газа: для ценовых факторов определены периоды, наиболее коррелирующие с уровнем утилизации- для нефти временной лаг составляет 3 года, для цен на электроэнергию и природный газ на внутреннем рынке временной лаг составляет 1 год. Были выделены главные факторы, влияющие на уровень утилизации попутного газа

2. Рассмотрены теоретические предположения (гипотезы) о влиянии наиболее существенных факторов на утилизацию попутного нефтяного газа, по каждому из них проведено исследование, по результатам которых установлено:

· Технические факторы:

o Доступ к ГПЗ - гипотеза подтверждена, положительное влияние на уровень утилизации, фактор значим в общей модели

o Доступ к генерации - гипотеза подтверждена, положительное влияние на уровень утилизации, фактор значим в общей модели

o Доступ к ГТС - гипотеза подтверждена, положительное влияние на уровень утилизации, фактор значим в общей модели

o Газовый фактор - гипотеза подтверждена, отрицательное влияние на уровень утилизации, фактор значим в общей модели

o Новые скважины - гипотеза подтверждена, отрицательное влияние на уровень утилизации, фактор не значим в общей модели

· Экономические факторы

o Цена на электроэнергию - гипотеза не подтверждена, фактор не значим

o Цена на природный газ - гипотеза подтверждена, положительное влияние на уровень утилизации, фактор значим в общей модели

o Цена на полиэтилен - гипотеза не подтверждена, фактор не значим

o Рублёвый доход от продажи барреля нефти марки Брент - гипотеза подтверждена, отрицательное влияние на уровень утилизации, фактор значим в общей модели

· Институциональные

o Изменение законодательства - гипотеза подтверждена, положительное влияние на уровень утилизации, фактор не значим в общей модели

o Связи с предприятиями и прочими потребителями - гипотеза подтверждена, положительное влияние на уровень утилизации, фактор значим в общей модели

o Государственная собственность - гипотеза не подтверждена, фактор не значим

o Вертикальная интеграция - гипотеза не подтверждена, отрицательное влияние на уровень утилизации, фактор не значим в общей модели

3. По результатам исследований построена общая модель зависимости уровня утилизации ПНГ от технических, экономических и институциональных факторов:

· Util_per = 29.11*c - 0.02*Gasfactor + 12.45*Gener + 21.22*GPP + 5.61*GTS + 0.02*Price_Gas(-12) - 0.01*Brent(-36) + 6.06*Other - 0.17*Wells

o Other - dummy переменная, характеризующая наличие поставок прочим потребителям, за исключением поставок на ГПЗ, ГТС и генерацию.

o Price_gas(-12) - средняя по РФ для промышленных предприятий цена тыс. м³ газа в рублях 1 год назад

o Brent(-36) - рублёвый доход от продажи 1 барреля нефти марки Брент, рублей/баррель, 3 года назад

o Gasfactor - расчётный показатель, исчисляемый отношением всего добытого попутного газа в отчётный месяц к суммарному объёму добытой нефти за тот же период, измеряется в м³/тонну.

o GPP - dummy переменная, определяющая наличие у предприятия возможности и наличия поставок ПНГ на ГПЗ

o GTS - dummy переменная, определяющая наличие у предприятия технологической и юридической возможностей, а так же наличия поставок ПНГ в ГТС Газпрома

o GENER - dummy переменная, определяющая наличие у предприятия возможности и наличия поставок ПНГ на объекты генерации

o Wells - отношение количество скважин, введённых в данном месяце, к общему количеству скважин предприятия, умноженное на 100

4. Приведенные выше качественные результаты о влиянии наиболее существенных факторов на утилизацию попутного нефтяного газа и математическая модель, приведенная в п. 3 имеют научную и практическую значимость, которая заключается в следующем:

· Главная проблема ситуации, сложившейся в области утилизации попутного нефтяного газа - это инфраструктурные проблемы, решение которых должно быть осуществлено совместно в рамках государственно-частного партнёрства. Имеются технические особенности, связанные со спецификой самой нефтедобычи, ограничивающие возможности по утилизации попутного нефтяного газа.

· Институциональная среда влияет на уровень утилизации попутного газа посредством наличия взаимосвязей между предприятиями и таким образом, либерализация отрасли внутри страны с введением института рыночного ценообразования приведет к рационализации использования попутного нефтяного газа;

· Институциональные различия в рамках формы собственности и типам организации предприятия не являются определяющими факторами уровня утилизации попутного нефтяного газа, при этом принадлежность компании к ВИНК приводит к тому, что менеджмент данного предприятия будет менее гибким и окажет негативное влияние на уровень утилизации;

· Географическая принадлежность предприятия так же вносит свои коррективы - в районах с неблагоприятными климатическими и социально-экономическими условиями уровень утилизации максимальным образом зависим от внешним условий, тогда как в регионах с налаженной работой отрасли и приемлемыми условиями уровень утилизации ПНГ в большей мере зависит от внутренних факторов работы самого предприятия.

5. Были проведены расчёты перспектив утилизации ПНГ, в зависимости от факторов, которые могут быть подконтрольны Правительству и регулирующим органам - внутренняя цена на газ и доступ к ГТС Результаты исследований, выполненные в представленной работе рекомендуются нефтедобывающим компаниям и регулирующим органам для определения стратегии в области утилизации попутного нефтяного газа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Основной список литературы:

Using Russia's Associated Gas. Prepared for the Global Gas Flaring Reduction Partnership and the World Bank By PFC Energy. December 10, 2007.

Атапаева Е. Этиленовый бум вслед за сланцевым? // Нефтегазовая Вертикаль, №03/2013.

Грей Форест, «Добыча нефти» / Пер. с англ. - М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2001. - 416 с.

Е. Бортников, Е.Ф. Кутырев, Ю.В. Белоусов, К.Е. Кордик, «Об изменении газового фактора нефти при разработке заводняемых залежей», Территория Нефтегаз, № 2, 2010г.

Книжников А., Пусенкова Н, «Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России. Выпуск 2», Москва 2010

Книжников А., Пусенкова Н, «Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России. Выпуск 3», Москва 2011

Книжников А., Пусенкова Н, Кочи К., «Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России. Выпуск 4», Москва 2012

Книжников А., Пусенкова Н., «Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России. Выпуск 1», Москва 2009

Книжников А.Ю, Кутепова Е.А.. «Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России, Москва 2010

Коржубаев А.Г., Ламерт Д.А., Эдер Л.В. Проблемы и перспективы эффективного использования попутного нефтяного газа в России. // Бурение и нефть, №4/2012.

Костин А.А., «Популярная нефтихимия, увлекательный мир химических процессов», СИБУР, Москва, 2011

Крюков В.А. Организацонно-финансовый реинжиниринг проектов освоение нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири. Открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса» // Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН, 19 июня 2012 года.

Крюков В.А., Силкин В. Ю. Токарев А. Н. , Шмат В. В. Как потушить факелы на нефтепромыслах? Институциональный анализ условий комплексного использования углеводородов (на примере попутного нефтяного газа). // ИОЭПП СО РАН. Новосибирск, 2008.

Салихов Р.М., «Доступ к газотранспортной системе - дополнительный стимул для сокращения объемов сжигания ПНГ», Территория Нефтегаз, № 6, 2009г.

Славинская Л. Газохимия: издержки стратегии. // Нефтегазовая Вертикаль, №03/2013.

Утилизация попутного нефтяного газа: проблема 2012, Энергетический центр Сколково, Москва 2012

Филиппов А.В., «Использование попутного нефтяного газа», 2011 // http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

Филиппов А.В., Вартумян Г.Т., Ткаченко Л.Г., «Попутный нефтяной газ - “попутка” или ценный ресурс?», «Нефть, газ и бизнес» №12, 2009

Хазова Т. Нефтегазохимия - главное инновационное направление России. Интервью с Тамарой Хазоваой, директором департамента аналитики компании «Альянс-Аналитика». // Нефтегазовая Вертикаль, №4/2013.

Периодические издания:

oilcapital.ru - информационно-аналитический портал нефтегазового сектора

rupec.ru - информационно-аналитический портал нефтехимического сектора

Нефтегазовая вертикаль - журнал, 2009 - 2013

ТЭК России - журнал, 2003 - 2013

Законодательство:

«Генеральная схема развития нефтяной отрасли на период до 2020 года»

Постановление Правительства Российской Федерации от 5 февраля 1998 года №162 «Об утверждении Правил поставки газа в Российской Федерации».

Постановление Правительства РФ №7 от 8 января 2009 года «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках».

Распоряжение Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 года № 1715-р «Об Энергетической стратегии РФ на период до 2030 года».

Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

Федеральный закон Российской Федерации от 31 марта 1999 года № 69-ФЗ О газоснабжении в Российской Федерации».

Размещено на Allbest.ru

...