Особенности нормативно-правового регулирования использования попутного нефтяного газа

ОСОБЕННОСТИ НОРМАТИВНО-ПРАВОВОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

М. А. ГЕТАЛОВА, А. В. ГЕТАЛОВА

Вопросы нормативно-правового регулирования использования попутного нефтяного газа являются весьма актуальными для России как для государства, обладающего большими запасами данного природного ресурса, активно экспортирующего газ. Автор статьи детально анализирует данную проблематику, в статье рассматривается история вопроса, нормативно-правовая база, в том числе международные акты, рассматриваются те проблемы, с которыми сталкиваются нефтяные компании, приводятся весьма необходимые статистические данные.

The issues of normative legal regulation of use of passing oil gas are topical for Russia as for the state having rich reserves of the said natural resource and exporting gas actively. The authors analyze in detail the issues related to this problem, consider the history of the issue, normative legal basis including international acts, deal with the issues which face oil companies and give very important statistics <*>. -------------------------------- <*> Getalova M. A., Getalova A. V. Peculiarities of normative legal regulation of passing oil gas.

История вопроса. Регулирование вопросов использования попутного нефтяного газа (далее - ПНГ) с начала рыночных отношений осуществлялось нормативными документами, законами, постановлениями Правительства Российской Федерации, директивными указаниями бывшего Государственного комитета по охране окружающей среды. Законы РФ и постановления Правительства не устанавливают нормы использования ПНГ, они определяют платежи за расходование природных ресурсов, а также санитарную норму качества атмосферного воздуха, выраженную предельно допустимой концентрацией (ПДК) вредного вещества в окружающем воздухе, изменяемом в процессе утилизации ПНГ. С 1990 г. предпринималась попытка принять Федеральный закон о ПНГ. Но до сих пор никакого закона не было принято, и данный законопроект остался в Федеральном Собрании Государственной Думы Российской Федерации. Законопроект прошлого тысячелетия предполагал, что нефтяники должны были практически бесплатно поставлять ПНГ, при этом на нефтяные организации возлагалось бремя по созданию за счет своих же собственных средств всей инфраструктуры для поставок газа. Неудивительно, что данный законопроект в таком виде принят не был. Также п. 10 распоряжения от 16 марта 2000 г. N 389-р Правительство Российской Федерации поручило бывшему Минтопэнерго России совместно с Минэкономики России, Минфином России, МПР России, нефтяными и газоперерабатывающими организациями разработать и до 1 октября 2000 г. утвердить программу "Попутный нефтяной газ". Но эта программа также не принесла результатов. Вместе с тем правовой вакуум в этой сфере настоятельно требует разработки и принятия именно Закона "Об использовании попутного нефтяного газа", а не заменяющих его программ. Невыполнение закона может привести как к административной, так и к уголовной ответственности. А невыполнение программы? Исполнение Федеральной целевой программы "Топливо и энергия" на 1996 - 2000 гг., утвержденной Советом Министров - Правительством Российской Федерации Постановлением от 6 декабря 1993 г. N 1265, в части использования ПНГ было не реализовано из-за отсутствия финансирования - запланированное (1995 г.) выделение средств из федерального бюджета в объеме $1,7 млрд. осуществлено не было. Нефтяные компании (кроме "Сургутнефтегаза" и "Сибнефтегазпереработки") практически заморозили строительство объектов сбора и утилизации газа по экономическим причинам. Примеров инвестиционной активности - единицы.

Общий прогноз добычи нефти на период 2006 - 2020 гг. (по месторождениям распределенного и нераспределенного фонда недр)

Наименование 2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020 Всего показателей

Добыча нефти 278 287,8 303,2 306,4 307,6 267 250,1 4 172,7 годовая (всего), млн. т

Инвестиции в 214 032 230 721 263 724 279 785 297 196 274 063 281 294 4 077 298 развитие нефтедобычи, млн. руб.

Бурение 75 916 90 769 106 586 112 041 114 954 92 448 114 330 1 530 446 скважин, млн. руб.

Промысловое 60 026 60 961 68 842 78 521 86 216 85 337 79 903 1 198 549 обустройство, млн. руб.

Объекты 40 606 40 577 39 032 39 031 42 377 76 194 85 083 958 464 внешней инфраструктуры, млн. руб.

В т. ч. 761 1 216 1 178 1 160 1 130 745 640 13 234 увеличение уровня утилизации ПНГ

Геологоразведочные 37 484 38 414 49 264 50 193 53 649 20 085 1 979 389 838 работы, млн. руб.

Динамика добычи и утилизации нефтяного попутного газа в Югре

Показатели 1992 год 1993 год 1994 год 1995 год 1996 год 1997 год 1998 год 1999 год 2000 год 2001 год 2002 год 2003 год 2004 год 2005 год

Добыча 226 195 173,6 166,27 160,35 162,97 166,6 169,96 180,89 194,19 209,91 233,1 255,5 267,8 нефти, млн. т

Ресурсы 20 593 21 697 20 926 20 200 19 809 21 798 21 619 22 714 23 500 24 042 26 961 29 514,4 32 454,4 33 832,1 газа, млн. куб. м

Добыча 16 296,7 15 755 17 404 17 283 17 033 18 652 18 642 19 826 20 480 20 606 21 501 24 286 26 154 27 477 газа, млн. куб. м

Сожжено, 4 296,46 5 942,1 3 522 2 917 2 776 2 146 2 977 2 888 3 020 3 436 5 460 5 228,2 6 358,2 6 355,6 млн. куб. м

Процент 79,1 72,6 83,1 85,5 85,9 85,6 86,2 87,3 87,1 85,7 79,7 82,3 80,4 81,3

Показатели добычи и утилизации нефтяного газа в Югре

40 000

35 000 / /"""" /"""""""""" 30 000 /""""""""""""" Объем /"""""""""""""""" газа, /""""""""""""""""""/ млн. /""""""""""""""""""/.. куб. 25 000 /"""""""""""""""""""""/..... м /"""""""""""""""""""""""/........ /""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""/........... /"""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""/............... 20 000 /""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""/................. """"""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""""/..................... """"""""""""""""""""""""""""""""/......................................................... \""""""""""/............................................................................... 15 000 .......................................................................................... .......................................................................................... .......................................................................................... .......................................................................................... 10 000 79,1 . 72,6 . 83,1 . 85,5 . 85,9 . 85,6 . 86,2 . 87,3 . 87,1 . 85,7 . 79,7 . 82,3 . 79,9 . 81,3 .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % % ./** % **\. % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % /*** % 5000 % /*** % ***\ % .... % .... % .... % .... % .... % .... % .... % /*** % **** % **** % **** % % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % **** % 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

" - Ресурсы газа, млн. куб. м; . - Добыча газа (утилизировано); * - Сожжено на факелах; % - Процент утилизации

Поставка на ГПЗ 14 674 млн. куб. м 42,6%

Выработка электроэнергии на эл. станциях "Тюменьэнерго" 25,4% 8754 млн. куб. м

Сожжено на факелах 6364 млн. куб. м 18,5%

Газ на собственные нужды 7,6% 2608 млн. куб. м

Сторонним организациям 758 млн. куб. м 2,2%

Технологические потери 683 млн. куб. м 2%

На ГТЭС 592 млн. куб. м 1,7%

Удельные стоимостные показатели затрат по направлениям использования ПНГ

п/п Показатели Ед. изм. Значение

1 Себестоимость транспорта газа до ГПЗ руб./тыс. куб. м 500 - 4500

2 Себестоимость переработки газа руб./тыс. куб. м 300 - 1200 (получение сухого газа, СПБТ, газового конденсата)

3 Себестоимость выработки руб./тыс. кВт. ч 400 - 1000 электроэнергии на месторождении

4 Себестоимость выработки руб./тыс. кВт. ч 1073 электроэнергии ОАО "Тюменьэнерго"

5 Себестоимость получения дизтоплива руб./т 2000 - 5500 и бензина

6 Себестоимость транспорта продуктов руб./т 900 - 2000 переработки газа

7 Себестоимость сжижения газа руб./т 6700 - 9000

8 В целом себестоимость переработки руб./тыс. куб. м 1200 - 4300 газа (без транспорта продуктов переработки газа)

9 Срок окупаемости проектов по лет 2 - 7 переработке газа

Объем капвложений по нефтяным компаниям, направленный на повышение уровня утилизации нефтяного газа, на перспективу до 2008 года

Млн. рублей

Наименование 2004 год 2005 год 2006 год 2007 2008 год компании год

ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" 1673,5 2432,4 1468,8 2193,5 1271

ОАО "НК "Сибнефть" 0 3,7 32,7 - -

ОАО "Сургутнефтегаз" 2271,3 4250,2 1266,6 979,4 0

ОАО "НК "Славнефть" 9,3 279,4 760,6 1216,1 1177,9

ОАО "ТНК-ВР" 174,9 171,4 526,5 371,4 122,2

ОАО "НК "Русснефть" 261,2 2,3 188,8 92,5 0

ОАО "НК "Роснефть" 535,7 746,9 503,3 0 0

ОАО "АНК "Башнефть" 0 294,1 0 0 0

Прочие нефтяные 548,3 449,1 122,1 40,5 40,5 компании

Итого 5474,2 8629,5 4869,5 4893,4 2611,6

Зачем разрабатывать новую программу, если для основных регионов добычи ПНГ (ХМАО и ЯНАО Тюменской области) уже разработан проект федеральной программы проведения эколого-экономического эксперимента по повышению уровня использования ПНГ и углубления его переработки? Программа предусматривает создание инвестиционного фонда, привлечение льготных экологических кредитов, отработку на практике экономических моделей, стимулирующих использование ПНГ, разработку и принятие Федерального закона "О попутном нефтяном газе". Государственная поддержка данной программы и ее принятие позволили бы на порядок увеличить инвестиции, переломить тенденцию угасания газоперерабатывающей подотрасли, остановить ухудшение экологического и социально-экономического положения. Проблемы, возникающие у нефтяных компаний при реализации газовых проектов. 1. Отсутствие у большинства компаний: - стратегических планов по преобразованию в ближайшей перспективе в интегральные энергетические компании; - собственных или сервисных управлений по переработке ПНГ и эксплуатации в больших количествах ГПЭС, АГТЭС, пунктов отгрузки продуктов переработки ПНГ. 2. Невозможность выпуска до 2010 года машиностроительными заводами необходимого количества установок по переработке ПНГ. 3. Отсутствие на территории ХМАО - Югры потребного количества подготовленных специалистов и рабочих по обслуживанию указанного выше оборудования. 4. Трудности, возникающие между нефтяной компанией (владельцем газа) и независимым инвестором, связанные с ценой и местом реализации газа, а также оплатой за созданную инфраструктуру для транспорта продуктов переработки газа. 5. Возможность потери газоперерабатывающими заводами ОАО "Сибур" сырьевых ресурсов при сохранении существующей ценовой политики. 6. Межведомственные отношения при сооружении ГПЗ, ГПЭС, пунктов отгрузки продуктов переработки ПНГ. Однако проблема осталась на сегодняшний день и пока не решается, несмотря даже на то, что в своем Послании Федеральному Собранию Российской Федерации от 26 апреля 2007 г. В. В. Путин сообщил, что "наверняка многие еще не знают - готов проинформировать вас: в 2006 г. Россия заняла первое место по добыче нефти в мире. А вот что касается переработки нефти, то здесь мы существенно отстаем. Правительству следует разработать систему мер, стимулирующую увеличение переработки сырья внутри страны. Еще одна проблема. Сегодня в России на нефтяных промыслах сжигается, по самым минимальным оценкам, более 20 миллиардов кубических метров попутного газа в год. Такое расточительство недопустимо, тем более что во всем мире уже давно известна и действует система мер, доказавшая свою эффективность. Надо незамедлительно создать соответствующую систему учета, увеличить экологические штрафы, а также ужесточить лицензионные требования к недропользователям". Изначально проблема состоит в том, что сегодня экономически нецелесообразно для многих нефтегазовых предприятий использовать ПНГ, а выгоднее использовать факельную нефтедобычу. В 1990 г. в Западной Сибири добывалось порядка 40 - 45 млрд. куб. м ПНГ, сейчас, по разным оценкам, совокупная добыча ПНГ составляет 10 - 30 млрд. куб. м в год. При этом одна треть используется напрямую как топливо для ГРЭС, одна треть поступает на газоперерабатывающие предприятия для квалифицированной обработки (и то это стало немного выгодно лишь недавно, когда тарифы на ПНГ были повышены впервые за четыре года сразу в 2,3 раза, до уровня 1017 руб. за 1 куб. м газа, что потенциально увеличило рентабельность в поставке газа) и оставшаяся часть сжигается. При скромном подсчете ежегодно сжигается от 10 до 35 млрд. куб. м ПНГ, однако на самом деле точных данных о количестве сжигаемого в факелах газа нет. Организация сбора газа с таких месторождений по сформировавшейся схеме является весьма капиталоемким мероприятием, со значительными эксплуатационными затратами, которые не окупаются из-за сложившихся цен на ПНГ в России. Главная проблема заключается в том, что на нефтегазодобывающие предприятия возложена задача по достижению уровня использования газа, указанного в лицензионных соглашениях, но право устанавливать отпускную цену газа и регулировать ее принадлежит государству. При этом все затраты на промысловую подготовку газа, строительство сооружений внешнего транспорта (компрессорных станций и трубопроводов), эксплуатацию компрессорных станций относятся на себестоимость добычи нефти. На ряде месторождений обстановка с использованием ПНГ находится на грани экологической катастрофы. Это месторождения ОАО "Тюменьнефтегаз" (20,7% по Ермаковскому месторождению), ОАО "Варьеганнефтегаз" (22,4%), Нижневартовского НГДП (Хохряковская группа месторождений - 6,5%), ОАО "Кондпетролеум" (68,5%). На Бахиловской группе месторождений уровень использования газа составляет 1,8%! Большинство нефтяных компаний не выполняют условия лицензионных соглашений по утилизации ПНГ, ими прекращено строительство объектов сбора газа на ряде действующих месторождений, отсутствуют системы утилизации на вновь вводимых месторождениях. Некоторые крупные нефтяные предприятия завышают отчетные данные по объемам использования газа на собственные нужды списанием его на выработку тепловой энергии при подготовке нефти и на котельных. Установленный норматив потерь газа необоснованно включается в объемы добычи за отчетный период, хотя этот газ сожжен на факелах. Предан забвению огромный и зарубежный, и отечественный опыт по эффективному использованию ПНГ и его глубокой переработке. К слову, в нефтегазодобыче ведущих капиталистических стран используется более 95% ПНГ. А в США вообще законом запрещено сжигание более 3% ПНГ. Киотский протокол. Ратифицированный Киотский протокол к Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата от 11 декабря 1997 г., подписанный от имени Российской Федерации в городе Нью-Йорке 11 марта 1999 г. (далее - Протокол), исходит из того, что обязательства, налагаемые Протоколом на Российскую Федерацию, будут иметь серьезные последствия для ее экономического и социального развития. В связи с этим решение о ратификации было принято после тщательного анализа всех факторов, в том числе с учетом значения Протокола для развития международного сотрудничества, а также с учетом того, что Протокол вступит в силу только при условии участия в нем Российской Федерации. Обязательства Сторон Протокола по количественным показателям сокращений эмиссии парниковых газов в атмосферу во второй и последующие периоды действия Протокола, то есть после 2012 г., будут определяться в ходе переговоров со Сторонами Протокола. Ратификация в мае 2005 г. Россией Киотского протокола поставила на новый уровень взаимоотношения государства нефтегазодобывающих компаний по вопросу дальнейшего использования ПНГ. Ведь Киотский протокол и Федеральный закон от 4 ноября 2004 г. N 128-ФЗ "О ратификации Киотского протокола к Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата" устанавливают для стран-участниц ограничения на выброс парниковых газов. В первом бюджетном периоде (2008 - 2012 гг.) Россия имеет обязательства по ограничению выбросов на уровне 1990 г., когда был достигнут максимальный уровень промышленного производства, но после 2012 г. условия для нашей страны будут существенно ужесточены. Таким образом, уже сейчас надо готовить целевые ориентиры сокращения парниковых выбросов, среди них на первом месте - прекращение сжигания ПНГ, иначе неминуемы выплаты, причем немалые. Именно в законодательном порядке необходимо установить порядок определения и дифференцированного взимания платы за загрязнение окружающей среды при сжигании попутного нефтяного газа. В соответствии с решениями 2-го регионального совещания "Проблемы экологической безопасности нефтегазового комплекса Среднего Приобья и эколого-экономическое сбалансированное развитие Ханты-Мансийского автономного округа" (21 - 22.03.2000) предложено не взимать плату с предприятий, использующих попутный нефтяной газ на 95%. Для предприятий, использующих от 50% до 95% нефтяного газа, существующая плата увеличивается в 5 раз, а для использующих менее 50% - в 25 раз. Рекомендовано предусмотреть механизм отзыва лицензий на добычу нефти и газа у недропользователей по месторождениям, где ПНГ по истечении 3 лет после ввода месторождения в промышленную разработку сжигается в объемах более 30 млн. куб. м в год. В программе подчеркивается необходимость использования налогового стимулирования по основным видам налогов и режима наибольшего благоприятствования на действующие и строящиеся объекты, связанные с добычей, переработкой и транспортом ПНГ. Это, безусловно, должно заинтересовать нефтяные компании. Но самое главное - нужно оформить данные положения законодательно путем разработки и принятия Закона "О попутном нефтяном газе". Российская действительность учит, что по-другому - и рыбку съесть, и косточкой не подавиться - не получится.

Название документа