Добыча нефти неизбежно сопровождается выделением НПГ из поднимаемой на поверхность скважинной жидкости. Это вызвано тем, что НПГ растворен в нефти, содержащейся в залежах. Кроме того, зачастую к НПГ относят и газ газовых шапок, имеющийся на нефтегазовых месторождениях. Вскрытие таких геологических образований приводит к росту газового фактора добываемой скважинной жидкости и, как следствие, к необходимости его утилизации. Именно поэтому, проблему НПГ необходимо рассматривать как долгосрочную и принимать решения направленные на длительную перспективу.

Поскольку НПГ содержит в себе много ценных углеводородов, проект разработки месторождения нефти как правило предусматривает то или иное направление использования НПГ. Необходимость использования НПГ обусловлена, с одной стороны, безвозвратной потерей ценного углеводородного сырья, а с другой стороны, предотвращением загрязнения окружающей среды. Более того, поскольку в качестве одного из постулатов своей политики государство определило рациональное использование природных ресурсов, а значит и максимальное использование НПГ, во многие выданные лицензионные соглашения была включена норма, предписывающая недропользователю использовать значительную часть (до 95%) добываемого НПГ. Стоит отметить, что 100% использование НПГ во многих случаях технически затруднительно и экономически не целесообразно. Это касается использования НПГ на малых и удаленных от основных мест переработки месторождениях, а также возникновения технологических ограничений, включая потери различного вида, на использование НПГ.

Концепция утилизации добываемого углеводородного сырья Западной Сибири, разработанная еще в СССР, предусматривала создание системы сбора и переработки НПГ на приближенных к основным месторождениям нефти нескольких ГПЗ с последующей транспортировкой готовой продукции на предприятия нефтехимии.

В мировой практике НПГ, как правило, — внутренний продукт вертикально интегрированных нефтяных компаний. Практически все зарубежные нефтяные компании имеют в своем составе производственные мощности по утилизации НПГ и сами выбирают оптимальные направления его использования.

Прошедшая приватизация нефтяной отрасли привела к неравномерному распределению ГПЗ между различными собственниками. К настоящему времени часть ГПЗ вошли в состав добывающих компаний (например, Сосногорский и Оренбургский ГПЗ вошли в состав ОАО «Газпром», Нефтекумский ГПЗ в состав ОАО «Роснефть» и т.д.), основное же количество заводов оказалась сосредоточена в ОАО «СибурТюмень газ». Именно по этой причине в России сложилась ситуация в которой производители НПГ оказались отделены от его переработки и НПГ стало «рыночным товаром».

В таблице 1 представлены данные о добыче нефти и производстве НПГ в России.

Таблица 1. Добыча нефти и производство НПГ в России в 1995-2006 годах

Данные «ЦДУ ТЭК»

Объем рынка НПГ меняется под воздействием ряда факторов. Один из них рост привлекательности НПГ как сырья для нефтехимической промышленности. Влияние этого фактора стало ощущаться после 1998 года, когда в России стал расти спрос на нефтехимическую продукцию, сырьем для которой была ШФЛУ, получаемая из НПГ. Рост привлекательности нефтехимической промышленности привел к тому, что в 2000 году ОАО «Газпром» приобрел контрольный пакет ОАО «АК Сибур». Таким образом, переработка НПГ оказалась практически полностью под контролем организаций ОАО «Газпром». ОАО «АК Сибур» также выиграло от этой сделки, получив упрощенный «доступ» к газотранспортным мощностям ОАО «Газпром» сухого отбензиненного газа (СОГ) получаемый в значительных объемах в результате переработки НПГ. Это привело к снижению на рынке НПГ рыночной силы нефтяных компаний.

1. Ограничения на действия нефтяной компании, производящей НПГ

Во многих лицензиях на разработку нефтяных месторождений есть нормы утилизации НПГ. Например, ОАО «Сибнефть» (ОАО «Газпром нефть») имело такие нормы на объем утилизации НПГ на 28 лицензионных участках, у ОАО «Русснефть» минимальный объем утилизации НПГ на Варьеганском лицензионном участке установлен в 95 %. Однако, самое существенное то, что Правительством ХМАО, на территории которого расположена большая часть разрабатываемых нефтяных месторождений, из которых НПГ поступает на рынок, утвержден единый процент утилизации НПГ в размере 95 %. Эта норма основана на законе ХМАО № 15-оз от 18.04.1996 года «О недропользовании» (в редакции закона ХМАО № 94-оз от 31.12.2004 года).

В таблице 2 приведены данные об объемах производства НПГ и процент его использования в 2004-2005 годах.

Таблица 2. Объемы производства НПГ в 2004-2005 годах, млн. м³/год

Данные «ЦДУ ТЭК»

При этом надо отметить, что хотя на территории Российской Федерации имеется 24 ГПЗ и суммарная их мощность по переработке, приводимая в государственной статистике, превосходит объемы добычи НПГ, переработка НПГ может производиться по технологическим и экономическим причинам только на части из них. Именно по этой причине по оценкам специалистов порядка 26% от общего объема ресурсов НПГ перерабатывается на ГПЗ, около 45 % сжигается на электростанциях и котельных, а также используется на нужды добывающих компаний (в т.ч. собственная энергетика и закачка в пласт). Остальные объемы безвозвратно теряются в факелах. Надо отметить, что часть НПГ, проходя через ГПЗ, не попадает на переработку в общепринятом смысле. Это связано с тем, что часть ГПЗ не были рассчитаны на переработку такого количества газа, которое поступает на них в настоящее время. При этом они перерабатывают те объемы, которые могут, а остальные готовят к дальнейшей транспортировке по трубопроводам и использования в качестве топлива. Другие ГПЗ просто не достроены и на них отсутствует оборудование по переработке газа. Они также готовят НПГ к дальнейшей транспортировке.

В таблице 3 приведены списки фактических покупателей и продавцов НПГ, действующие на рынке в настоящее время. Там же приведены величины установленных мощностей ГПЗ по приему НПГ и динамика загрузки их мощностей за 2003-2005 годы.

Таблица 3. Покупатели и поставщики на рынке НПГ

Данные «ЦДУ ТЭК»

* Остальные ГПЗ, данные по которым упоминаются статистической информации, а также поименованы в настоящей записке, например, Оренбургский, Астраханский, Сосногорский ГПЗ и т.д., не занимаются переработкой НПГ и, поэтому, не включены в таблицу 3;

** Сургутский ГПЗ, пропуская через себя около 13 млрд. м³ газа, перерабатывает порядка 7 млрд. м3, остальной газ подготавливается к транспортировке и отправляется на местные ГРЭС без переработки

Суммарная установленная мощность по приему НПГ всех рынков составляет около 39 млрд. м³ НПГ, т.е. около 74 % всего количества НПГ, производимого в стране. Даже при существующем уровне установленного оборудования по приему НПГ, который значительно ниже, чем было запланировано при реализации программы строительства ГПЗ, рынок НПГ в целом может воспринять и больший объем НПГ, поскольку согласно проектам ГПЗ помимо основного, устанавливают и резервные мощности, включение которых может увеличить мощность приема НПГ.

Однако на некоторых ГПЗ (например, Красноленинском) установок для выделения из НПГ ШФЛУ нет, или их мощность недостаточна (Сургутский, Губкинский), или отсутствует инфраструктура для транспорта продуктов переработки НПГ, что приводит к необходимости закачивания в магистральные газопроводы газа с большим содержанием высших углеводородов, или к отказу ГПЗ от приема НПГ.

Проблему утилизации НПГ, не попадающего на ГПЗ, нефтедобывающие компании решают по разному. Например, в 1999 году ОАО «Сургутнефтегаз», чтобы сократить затраты на приобретение электроэнергии и в связи с вводом в эксплуатацию удаленных от имеющейся инфраструктуры месторождений, разработал программу строительства газотурбинных электростанций действующих на НПГ на период до 2007 года. Первая ГТЭС на Конитлорском месторождении была введена в 2001 году. В настоящее время на промыслах компании уже действует 11 ГТЭС суммарной установленной мощностью 307,5 МВт, четыре из них запущены в прошлом году. В 2007 году планируется сдать в эксплуатацию три ГТЭС (на Северо-Лабатьюганском, Тромъеганском и Верхне-Надымском месторождениях), в 2008 году — еще три. В 2001 году «Сургутнефтегаз» приобрел у «СИБУРа» Сургутский ГПЗ. В 2002-03 годах компания занималась увеличением загрузки действующих мощностей УПГ попутным газом с Федоровского, Русскинского, Савуйского и Родникового месторождений. В 2004 году на технологической площадке Сургутского ГПЗ началось строительство УПГ № 3 с турбодетандером, ввод которой в эксплуатацию летом 2006 года позволил увеличить мощности по переработке газа с 4,2 млрд до 7,2 млрд м3 в год. ОАО «СибурТюменьГаз» подготовил техническое задание на активизацию зарезервированной установки Муравленковского ГПЗ и строительство к нему нового газопровода с Сугмутского месторождения, а «Ноябрьскнефтегаз» заключил договор о сотрудничестве по утилизации попутного газа с «Ноябрьскгаздобычей». Договор предусматривает, в частности, строительство 55-километрового газопровода от Новогоднего месторождения до УКПГ Вынгапуровского промысла «Ноябрьскгаздобычи», где газ будет осушаться. Сдача газопровода в эксплуатацию запланирована на начало 2007 года. Ожидается, что он позволит «Ноябрьскнефтегазу» утилизировать до 70% попутного газа (рост на 1 млрд м3 в год). В дальнейшем «СибурТюменьГаз» планирует построить на базе Вынгапуровской КС новый ГПЗ, который сможет перерабатывать ежегодно до 2 млрд м3 попутного газа с Новогоднего, Еты-Пуровского и Ярайнерского месторождений «Ноябрьскнефтегаза».

2. Общая характеристика регулирования рынка НПГ

До настоящего времени рынок НПГ является регулируемым. Прямое регулирование выражается в установлении государством цены НПГ.

До 2002 года рынок НПГ рассматривался регулятором как однородный интегрированный рынок. Неоднородность качества НПГ, поступающего из различных месторождений, в соответствии с этой моделью не учитывалась, и для всех сделок устанавливалась одно и то же значение цены НПГ.

В 2002 году модель установления цены НПГ была изменена. В соответствии с результатами исследования ЦЭМИ РАН, выполненного по заказу акционерных компаний «НК «Роснефть», «АК «Сибур», «НГК «Славнефть» и «НК «Сургутнефтегаз» (ЦЭМИ 2002) цена НПГ стала рассматриваться и, соответственно, рассчитываться в зависимости от суммарного содержания в НПГ жидких фракций (см. Приложение 1). В частности, в работе было показано, что рынок НПГ является совокупностью нескольких самостоятельных рынков имеющих, в основном, монопольно-монопсонический характер.

Именно по этой причине одной из задач государства является нахождение баланса интересов на этих рынках производителя и покупателя НПГ. Например, введение государством законодательного требования по утилизации не менее 95% добываемого НПГ с наложением санкций за не исполнение такого требования, приведет к перекосу баланса интересов в сторону покупателя НПГ на заводе.

Основным нормативным документом, определяющим в настоящее время цену НПГ, является Приказ Министерства экономического развития и торговли Российской Федерации (Минэкономразвития России) от 30 апреля 2002 года №117 «Об оптовых ценах на нефтяной (попутный) газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки». Согласно этому приказу на рынке НПГ действует шкала цен, в которой параметром является суммарное содержание жидких фракций в НПГ. Чем выше величина этого содержания, тем выше цена НПГ. Таким образом, как уже отмечалось выше, до настоящего времени для ценового регулирования рынка НПГ используется модель интегрированного рынка с учетом жирности НПГ.

Прямое ценовое государственное регулирование рынка НПГ поддерживается косвенным регулированием, которое состоит из следующих решений государственных органов:

— утверждение технических условий разработки месторождения, согласно которым для каждого месторождения устанавливается допустимая норма расходов НПГ на закачку в нефтяные пласты и сжигания НПГ в факеле;

— установление возможности отзыва выданной лицензии на разработку месторождения при нарушении ее условий;

— установление минимальной доли производимого нефтяного попутного газа, отправляемого на утилизацию;

— установление государственными органами величины платы за сжигание НПГ в рамках разрешенной нормы и величины штрафов за сверхплановое факельное сжигание НПГ;

— введение вывозных таможенных пошлин на сжиженные газы и установление их уровней;

— установление величины отпуска смеси пропана и бутана для бытовых нужд населения для производителя пропан-бутановой смеси;

— установление цены смеси пропана и бутана, отпускаемой для бытовых нужд населения;

— введение режима доступа независимых от ОАО «Газпром» производителей СОГ в магистральные газопроводы этой компании.

Существующая система государственного регулирования рынка НПГ имеет следующие основные недостатки:

· Условия лицензионных соглашений на добычу нефти зачастую пересматриваются без достаточных экономических обоснований.

· Технологические схемы разработки месторождений нефти в ряде случаев утверждаются без указания уровня и направлений использования НПГ.

· Система экологических штрафов за сверхнормативное сжигание НПГ в факелах недостаточно эффективна.

· Методика регулирования цен на НПГ нуждается в совершенствовании.

· Существует целый ряд неурегулированных проблем монопольного характера между нефтедобытчиками и газопереработчиками.

· Как правило, уровень добычи НПГ не устанавливается на основе сопоставления, с одной стороны, затрат на сбор и транспорт НПГ, с другой ? ущерба окружающей среде.

· Отсутствует эффективный механизм стимулирования добычи НПГ и снижения затрат на сбор, транспортировку и переработку.

Существующая система государственного регулирования рынка НПГ нуждается в дальнейшем усовершенствовании.

Введение в 2002 году зависимости цены НПГ от содержания в нем высших углеводородов, т.е. от его ценности как химического сырья, инициировало разработку отраслевого стандарта ОСТ 153-39.2-028-2002 «Методика определения содержания жидких фракций углеводородов в нефтяном попутном газе, реализуемом газоперерабатывающим заводам» на измерение состава НПГ (Минэнерго России 2002). И нефтяные компании, продающие НПГ, и газонефтехимические предприятия, его покупающие, стали измерять качество НПГ, что сделало рынок НПГ более прозрачным для обеих сторон и смягчило конфликты сторон на рынке. Это снижение конфликтности рынка привело к тому, что государство стало проводить на рынке более мягкое регулирование, фактически допуская замену жесткого ценового регулирования двухсторонними переговорами между сторонами сделок.

ГПЗ стали более независимыми и вместо единой газонефтехимической компании, покупающей НПГ у нефтяных компаний, переговоры о покупке НПГ стали вести ГПЗ, которые, реализуя свою продукцию, старались добиваться окупаемости своих собственных издержек.

3. Имеющиеся ограничения на рынке НПГ

Исходя из того, что было получено в данном разделе, следует, что:

— при переработке НПГ действует эффект от масштаба на стадии переработки ШФЛУ в СУГ, что влияет на функционирование рынка НПГ;

— торговля НПГ осуществляется на нескольких площадках;

— на каждой из площадок на стороне покупателя действует монопсонист, на стороне продавца — монополист, что приводит к тому, что преобладающей моделью рынка НПГ является модель с одним продавцом и одним покупателем. Рынок НПГ монополистически-монопсонический;

— качество НПГ по рыночным площадкам неоднородно;

— технологические возможности сепарировать НПГ на отдельные составляющие по рыночным площадкам неодинаково.

— из-за неоднородности рыночных условий на различных площадках рыночные цены НПГ на различных рыночных площадках могут быть отличаться друг от друга.

Различные способы разнесения издержек добычи между нефтью и НПГ приводят к существенно разным представлениям менеджмента нефтяной компании об эффективности производства НПГ для бизнеса компании. Если в издержки производства НПГ нефтяная компания включает часть издержек добычи скважинной жидкости, НПГ в некоторых случаях кажется более дорогим продуктом, чем при расчете по установленной Минэкономразвития России шкале цен. Если же нефтяная компания не включает издержки добычи в издержки производства НПГ, то, как правило, НПГ кажется менее дорогим, чем при использовании шкалы цен. Однако многие нефтяные компании предпочитают придерживаться первого из указанных методов. Это и понятно — его использование усиливает позицию нефтяной компании на переговорах о цене НПГ. При этом у менеджмента нефтяной компании возникает стойкое убеждение в том, что использование шкалы цен Минэкономразвития России приводит к убыткам и большим, у нефтяной компании. Это поддерживает конфликт на рынке НПГ.

Оба метода расчета в свое время рассматривались в Минэкономразвития России и обсуждались с нефтяными компаниями. Первый метод калькуляции издержек производства НПГ был предложен в 1994 году, второй — в 1995 году. Ни один из них, однако, не был оформлен в виде нормативного документа, обязательного для использования в нефтяных компаниях, поэтому при расчете себестоимости производства НПГ нефтяные компании опираются на другие нормативные документы (правила бухучета, Налоговый Кодекс, собственные нормативные документы, разрабатываемые в нефтяных компаниях и пр.).

В то же время Минэкономразвития России, введя в 2002 году шкалу цен НПГ, не зависящую от издержек производства НПГ, не признало правильной эту практику. В результате, в нефтяных компаниях существует противоречие между собственным институтом оценки эффективности работы части менеджмента, ответственной за продажу НПГ, и институтом установления цен НПГ, принятым в Минэкономразвития. Разрешение этого противоречия и определение компромисса между указанными двумя институтами возможно в двух направлениях.

4. Предложения по развитию рынка НПГ

Одна из основных задач государства в рыночной экономике ? уйти от регулирования там, где возможна конкуренция. В этом случае урегулирование отношений между поставщиками и потребителями возлагается на рыночные механизмы.

В то же время, государство не может уйти от контроля за рынками, регулирования воздействия на окружающую среду, а также регулирования монополий. Если речь не идет о естественных монополиях, государство должно стремиться к созданию условий, поощряющих конкуренцию. По мере создания рыночных условий может меняться объект и формы регулирования.

Основные направления регулирования отношений между производителями и потребителями в отсутствие конкуренции НПГ следующие:

· выработка предложений по порядку регулирования цен на НПГ;

· установление цены на НПГ;

· совершенствование недропользования (в частности, пересмотр выданных и заключение новых лицензионных соглашений на разработку нефтяных месторождений, предусмотрев в них требования по утилизации НПГ)

· определение экологической политики в отношении НПГ (уточнение размера платы за сжигание НПГ, активное включение России в процедуры торговли квотами на выброс в рамках Киотского протокола);

· снятие инфраструктурных ограничений на транспортировку продуктов переработки НПГ до потребителей (совершенствование процедур предоставления доступа к газотранспортным мощностям);

· стимулирование развития нефтехимического комплекса, как основного потребителя продуктов переработки НПГ;

· выработка основ таможенного регулирования продуктов переработки НПГ, в частности ШФЛУ и СУГ;

· формирование условий для возникновения конкуренции.

При определении цены на НПГ государством оно само оказывается в центре противоречия между продавцом НПГ — нефтяными компаниями и покупателями.

Это противоречие обычно для отношений продавца и покупателя. В рассматриваемом случае нефтяные компании стремятся к максимальному росту цены на НПГ, покупатели — к ее минимизации. Принципиальное различие между рыночной и регулируемой ценой состоит в том, что рынок измеряет цену НПГ, а орган регулирования назначает цену. Поэтому основная задача государства ? избежать произвола при назначении цены.

Главные условия, которые должны быть соблюдены для того, чтобы и у продавца, и у покупателя не возникало ощущения произвола по отношению к ним со стороны государства — это, с одной стороны, прозрачность методики, с другой, ? обоснованность алгоритмов назначения цены.

Таким образом, основные требования к регулированию цены — обеспечение прозрачности регулирования, методической обоснованности, и использование надежной и экономически обоснованной информации при установлении цены на НПГ, обеспечение перехода к рыночному механизму установления цены.

Для отказа от регулирования необходимо сформировать альтернативные возможности использования НПГ нефтяными компаниями. Так, нефтяная компания могла бы построить собственные мощности по переработке НПГ или энергетические установки для производства электроэнергии и тепла или купить уже построенные. У ряда нефтяных компаний, например у ОАО «НК «ЮКОС», такие мощности уже есть, другие, например ОАО «ТНК», приступили к их строительству.

Возможным контраргументом для отказа от госрегулирования сектора может быть отсутствие свободного доступа переработчиков НПГ на рынок сухого газа, в частности в связи с монополизацией доступа к газотранспортной системе. Для формирования рынка все переработчики НПГ должны иметь равную возможность реализации своего продукта, в том числе и, прежде всего, по доступу на рынки природного газа в России.

Необходимо создать экономический механизм, который стимулирует собственника магистральных газопроводов предоставлять нефтяным компаниям и другим производителям сухого газа услуги по его транспортировке ? из района производства потребителям.

Замена существующей методики определения цены НПГ новой — важнейшая мера по развитию рынка НПГ. Основание для такой оценки состоит в том, что в основе методики лежит рыночная модель отношений производителя и потребителя НПГ. Тем не менее, есть несколько отличий между реальным рынком и его имитацией на модели. Некоторые из них довольно существенны, поэтому введение реальных рыночных процессов вместо имитации рынка требует введения некоторых сопряженных мероприятий.

Разработка и принятие новых подходов к определению таможенной пошлины для продуктов переработки НПГ, которые сейчас относят к продуктам нефтепереработки — один из основных вопросов, стоящих перед государством. Прямые потери федерального бюджета от «отвязывания» корзины нефтепродуктов от продуктов переработки НПГ, в частности СУГ, будут не велики по сравнению с тем рычагом регулирования, которое получит государство в этой части.

Еще одним вопросом, стоящим перед государством, является экспорт ШФЛУ. Поскольку химический состав ШФЛУ не является стандартизированным, экспорт этого ценнейшего для нефтехимии сырья не только не позволяет развиваться российской нефтехимической промышленности, но и наносит финансовый ущерб стране из-за неадекватной оценки этого товара.

Приложение 1

Цены на попутный нефтяной газ в России

(оптовая цена, без НДС, за 1 тыс. м³, для поставок на ГПЗ)

^* Приказом была установлена и предельная минимальная цена — 275 руб.;

^** Приказом были установлены несколько категорий цен на попутный нефтяной газ, которые различаются в зависимости от содержания жидкой фракции в попутном нефтяном газе: