"Государство использует политику кнута и пряника"

24 ОКТЯБРЯ 2011 | Приложение к газете "Коммерсант" | Анна Героева

Business Guide: Нефтяные компании, согласно действующему закону, должны к 1 января 2012 года обеспечить утилизацию 95% ПНГ. В связи с этим у вас уже увеличились производственные нагрузки?

Михаил Карисалов: Для нефтяных компаний утилизация попутного нефтяного газа - это, с одной стороны, не совсем приятное требование законодательства, а с другой - возможность монетизировать ресурс. Для СИБУРа же это насущная необходимость: мы используем продукты переработки ПНГ в качестве нефтехимического сырья. Поэтому мы на протяжении последних шести-семи лет модернизируем и строим в Западной Сибири новые газоперерабатывающие мощности. Компания практически удвоила объемы переработки ПНГ с 10 млрд куб. м в 2003 году до 18 млрд куб. м, планируемых к приему в текущем году.

У любой нефтяной компании есть следующие варианты утилизации ПНГ: обратная закачка в пласт, строительство генерирующих мощностей на ПНГ, собственная газопереработка, продажа ПНГ сторонним организациям, организация газопереработки в партнерстве с газоперерабатывающими компаниями.

У каждого из этих вариантов есть свои плюсы и минусы. Но плюсов в квалифицированной переработке, конечно, больше: увеличивается добавленная стоимость за счет каждого следующего передела вплоть до конечных изделий из пластиков и синтетических каучуков.

Обратная закачка ПНГ позволяет поддержать внутрипластовое давление, однако эта технология достаточно сложна и не имеет сейчас широкого распространения. По мнению экспертов Сибирского научно-аналитического центра, эта технология в РФ тестировалась считаное количество раз и не имеет существенной ‘‘крупнотоннажной‘‘ перспективы. Доказанного экономического эффекта, прежде всего на рост коэффициента извлечения нефти, пока еще нет.

Строительство генерирующих мощностей имеет серьезные препятствия: в ПНГ достаточно большое содержание так называемых жирных фракций, которые при горении в турбинах ухудшают работу технологического оборудования, сокращают срок его эксплуатации. А их выделение из ПНГ требует решения вопроса с дальнейшей транспортировкой и реализацией.

Некоторые нефтяные компании занимаются эксплуатацией собственных газоперерабатывающих мощностей, однако их дальнейшее расширение осложнено высокой капиталоемкостью и непрофильным характером для нефтяников данного направления бизнеса. Получаемые из ПНГ легкие углеводороды не совсем рыночный продукт, скорее это сырье для последующих химических переделов. Продажа ПНГ по рыночным контрактам для последующей переработки на газоперерабатывающих заводах, не входящих в структуру нефтяных компаний,- самый распространенный сейчас вариант. Благодаря таким контрактам и более тесному партнерству СИБУР перерабатывает 57% ПНГ в России.

BG: Это же совсем неплохие показатели...

М. К.: Да, неплохие. Но тут есть свои сложности. С одной стороны, окупаемость проектов в газопереработке исчисляется зачастую семью-десятью годами, поэтому при планировании и строительстве новых производств важно иметь гарантию стабильных поставок ПНГ от нефтяных компаний на годы вперед. С другой стороны, и нефтяникам при отсутствии гарантий по окупаемости сложно выделять инвестиции на строительство газосборных сетей для доставки ПНГ до газоперерабатывающего завода. Поэтому и мы, и нефтяные компании стремимся к заключению максимально долгосрочных контрактов, базирующихся на максимально точных планах по производству ПНГ.

Поэтому наиболее эффективными механизмами рационального использования ПНГ является долгосрочное контрактование или создание с нами совместных предприятий на базе существующих или строящихся ГПЗ. Нефтяники в этом случае получают гарантированный сбыт производимых объемов ПНГ и прозрачный механизм ценообразования. Мы - возможность создать прочную сырьевую базу для последующих химических переделов.

BG: Какие компании лучше идут на сотрудничество с СИБУРом? Как складываются ваши отношения в сфере ПНГ с государственными нефтяными компаниями, в частности с ‘‘Газпром нефтью‘‘ и ‘‘Роснефтью‘‘?

М. К.: По пути наиболее тесного партнерства мы пошли с ТНК-ВР, создав в 2007 году на базе двух наших крупнейших ГПЗ совместное предприятие ‘‘Юграгазпереработка‘‘. В начале 2011 года СП было расширено путем включения еще одного нашего ГПЗ в Нягани. Благодаря строительству новых установок и увеличению поставок ПНГ объем переработки СП вырос с 7,3 млрд куб. м по итогам 2007 года до более чем 11 млрд куб. м, ожидаемых в 2011 году. По аналогичной модели начинаем работать и с ‘‘Газпром нефтью‘‘, организуя совместную переработку ПНГ с Южно-Приобского месторождения в ХМАО. Сейчас реализуется проект строительства компрессорной станции и газопровода для транспортировки ПНГ до нашего Южно-Балыкского ГПЗ. На базе последнего мы не исключаем создания совместного предприятия с ‘‘Роснефтью‘‘. Причем СИБУР демонстрирует партнерам серьезность своих намерений. Например, проектные мощности Южно-Балыкского ГПЗ были поэтапно увеличены нами за последние годы с 0,9 млрд куб. м до более чем 3 млрд куб. м. Это крупнейшие инвестиции в газопереработку в постсоветский период - более $500 млн.

BG: В Западной Сибири, где расположены ГПЗ СИБУРа, из-за истощения основных месторождений падает добыча нефти и, соответственно, переработка ПНГ. Каким образом в сложившейся ситуации холдинг намерен наращивать свое производство?

М. К.: Потенциал увеличения переработки ПНГ уже открытых и разрабатываемых месторождений в Западной Сибири можно оценить в 5 млрд куб. м ежегодно. Кроме того, открываются новые месторождения, начинается их освоение. Есть также определенный потенциал разработки месторождений севера Ямала и Красноярского края, которые также потребуют комплексной переработки ПНГ. Кроме того, нельзя забывать и об огромном потенциале Восточной Сибири. Однако помимо переработки ПНГ мы связываем свое будущее с проектами переработки жирного газа валанжинских и ачимовских горизонтов, добыча которого постоянно растет.

BG: СИБУР по-прежнему рассматривает Восточную Сибирь как один из наиболее перспективных регионов для своих будущих проектов?

М. К.: Наши планы по Восточной Сибири последовательно реализуются. Но в этом регионе много ограничений. Прежде всего создание газохимических комплексов напрямую зависит от сроков разработки углеводородных месторождений. На сегодня это в лучшем случае 2014-2016 годы. Нет пока и четкого понимания, куда должны пойти потоки получаемого нефтехимического сырья. Нет и инфраструктуры. Но регион весьма перспективный, поэтому СИБУР совместно с недропользователями занимается разработкой экономических расчетов возможного создания газоперерабатывающих и нефтехимических производств.

Есть уже и конкретные проекты: мы прорабатываем возможность строительства в Красноярском крае газоперерабатывающего завода для переработки газа Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского и Собинского месторождений. Новый завод потенциально сможет производить около 12 млрд куб. м сухого отбензиненного газа (СОГ), до 3 млн тонн этана и широкой фракции легких углеводородов. Видим, конечно, и сложности. Одна из них заключается в необходимости строительства газопровода для поставки СОГ протяженностью около 1200 км.

BG: СИБУР нацелен на увеличение объемов переработки попутного нефтяного газа и производства широкой фракции легких углеводородов. Насколько вы намерены нарастить производство в следующем году?

М. К.: Если в 2010 году мы переработали 17,4 млрд куб. м, то по итогам 2011 года ожидается увеличение до 18 млрд куб. м. Соответственно, и объемы производства ШФЛУ вырастут с 3,9 млн тонн в 2010 году до 4,2 млн тонн по итогам текущего. Как видно, объемы производства ШФЛУ растут быстрее, чем прием ПНГ. Это объясняется увеличением глубины извлечения целевых фракций.

BG: Какие технологические процессы вы внедрили в последнее время в газопереработке?

М. К.: Год назад на самом северном газоперерабатывающем комплексе в России в г. Губкинском мы построили установку низкотемпературной конденсации, которая позволяет извлекать из попутного газа до 99% всех целевых фракций, которые далее используются в нефтехимии. Уникальный показатель для России и совершенно нормальный - для западных стран. Поэтому из того же объема получаемого ПНГ Губкинский завод может дополнительно производить ежегодно до 150 тыс. тонн ШФЛУ.

Вообще, модернизация Губкинского ГПК - это яркий пример технологического перевооружения существующих у компании активов. До 2004 года предприятие работало лишь в режиме компрессорной станции, выделяя из ПНГ незначительные объемы бензина газового стабильного, вся ШФЛУ оставалась в газе. Уже в 2005 году была введена в эксплуатацию первая установка низкотемпературной конденсации, позволившая извлекать до 95% целевых фракций. Кроме того, был построен 32-километровый продуктопровод для транспортировки ШФЛУ до конденсатопровода.

Также мы строим установки доизвлечения целевых фракций на Южно-Балыкском ГПЗ и Вынгапуровской компрессорной станции. Вынгапуровская КС будет модернизирована в ближайшее время в полноценный газоперерабатывающий завод. Общий объем капитальных вложений в повышение глубины переработки планируется на уровне 7,4 млрд рублей. В результате коэффициент извлечения полезных фракций на двух объектах достигнет 99%, производство ШФЛУ увеличится на 500 тыс. тонн в год. Кроме того, появится возможность дополнительного выделения до 120 тыс. тонн этана в год.

BG: Каково участие государства в достижении 95-процентного уровня утилизации ПНГ и строительстве востребованных отраслью объектов?

М. К.: Большая помощь уже в том, что государство обращает внимание на данную проблему. В целом же государство использует политику кнута и пряника. Из стимулирующих мер, кстати, можно упомянуть состоявшуюся несколько лет назад отмену существовавшего регулирования цен на попутный газ.

Важная проблема, которой стоит уделить внимание,- трубопроводная транспортировка продуктов переработки ПНГ и природного газа. В разрабатываемом Минэнерго Плане развития газонефтехимии до 2030 года как раз предусмотрена необходимость строительства таких трубопроводов. Условия доступа к транспортной системе для нефтехимических компаний, на наш взгляд, могут быть схожи с нефтяной промышленностью. Компании платят за прокачку сырья, что позволит государству вернуть вложенные инвестиции. При этом нефтяники получат возможность реализовывать собственные объемы ШФЛУ напрямую нефтехимикам, а последние высвободят собственные средства для строительства новых производств, ведь по основным нефтехимическим продуктам Россия до сих пор зависит от импорта. Пока же СИБУРу приходится самостоятельно заниматься поддержанием трубопроводов в рабочем состоянии и, более того, направлять огромные многомиллиардные инвестиции на строительство новых продуктопроводов.

Из уже принятых мер важно отметить и выразить благодарность Минэнерго и Минпромторгу за снижение таможенных тарифов для ввоза в страну промышленного оборудования, которое используется в газопереработке и нефтехимии. Также Минэнерго разработало и в дальнейшем правительство РФ утвердило понятную и прозрачную систему таможенных тарифов для экспорта из страны излишков сжиженного углеводородного газа.

Если говорить о том, чего не хватает,- стимулирующих мер в налоговом, страховом и других видах законодательства для использования сжиженных газов в качестве газомоторного топлива. Развитие этого рынка увеличит привлекательность переработки ПНГ.

BG: Как продвигаются работы по строительству комплекса сжиженных углеводородных газов (СУГ) и светлых нефтепродуктов в Ленинградской области?

М. К.: Сейчас на строительной площадке продолжается монтаж технологического оборудования, в активную фазу вошли дноуглубительные работы. Технический флот осуществляет выемку и последующий вывоз донного грунта для увеличения глубины акватории с существующих 1,6-4,5 м до 13,5 м. Большую помощь оказывает государство в лице Федерального агентства морского и речного транспорта Минтранса РФ, по поручению которого ФГУП ‘‘Росморпорт‘‘ заключило договор на проведение дноуглубительных работ. После завершения работ терминал сможет принимать суда-газовозы и танкеры длиной до 185 м, полным дедвейтом до 47 тыс. тонн и грузовместимостью до 50 тыс. куб. м.

Несмотря на внимание к этому проекту - а он важен в первую очередь для вывоза излишков СУГ из страны, возникающих в результате опережающего роста производства углеводородного сырья как из ПНГ, так и из других газов, хотел бы подчеркнуть, что основная задача СИБУРа заключается в использовании СУГ в качестве сырья для последующих нефтехимических переделов. И мы очень уверенно движемся к этой цели. Компания реализует такие масштабные проекты, как строительство одного из крупнейших в мире комплексов по производству полипропилена в Тобольске, комплекса ПВХ в Нижегородской области, второй очереди производства вспенивающегося полистирола в Перми, и несколько десятков проектов меньшего масштаба, которые позволят уже в 2013 году увеличить вовлечение СУГ в химические переделы в объеме, превышающем 1 млн тонн в год.