РЫНОК ПНГ: Уж какой есть

Наверное, назвать производство электроэнергии нефтяными компаниями «непрофильным для них бизнесом» можно, но если принять во внимание тот факт, что доля электроэнергии в себестоимости нефти за последние годы выросла, а в ряде регионов и превысила 30%, тогда становится понятным, что заставляет нефтяников развивать собственную генерацию для своих нужд и даже на продажу.

Нефтянка – крупнейший потребитель электроэнергии. Годовое потребление всех компаний отрасли, по различным оценкам, составляет порядка 75–85 млрд кВт∙ч. Притом что трудно достоверно высчитать разницу в цене между покупкой и собственным производством электроэнергии нефтяными компаниями, понятно, что второе им обходится существенно дешевле. Как понятно и то, что в случае перехода большей части нефтяников на собственную генерацию у производителей и поставщиков электроэнергии образуются выпадающие доходы, чему они явно не обрадуются.

Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО), Ямало-Ненецкий АО и Тюменскую область обеспечивают электроэнергией Сургутские ГРЭС-1 и ГРЭС-2, Нижневартовская и Уренгойские ГРЭС и ТЭЦ (две – в Тюмени и одна – в Тобольске). Электросетевая компания этих регионов одна – «Тюменьэнерго».

Согласно данным годового отчета компании за 2012 год, «Тюмень­энерго», основными потребителями которой являются подразделения ЛУКОЙЛа, «Роснефти», «Транснефти», Сургутнефтегаза и «Газпрома», поставило через своих контрагентов 62,132 млн кВт∙ч электроэнергии. Выручка от передачи и транзита составила 45 млрд 260 млн рублей.

А все разговоры, что генерирующие компании не хотят, чтобы у них появился профицит и что «невыгодно тянуть сети к удаленным месторождениям, а потом эксплуатировать их с минимальной прибылью» в таких регионах, как ХМАО, Ямал и Тюменская область, – разговоры ни о чем. 

Основное топливо собственной генерации нефтянки – это газ. Точнее, попутный нефтяной газ (ПНГ), утилизация которого с 1 января 2012 года должна быть не ниже 95%. Из-за сложностей со сбором и утилизацией ПНГ его значительная часть до сих пор сжигается в факелах прямо на месте добычи. Оптимистичный прогноз Минприроды, что такого уровня утилизации ПНГ нефтяным компаниям удастся достичь не раньше начала 2015 года, представляется крайне сомнительным, несмотря на штрафы, налагаемые регуляторами на тех, кто не вышел в положенный срок на заданные показатели. Средний уровень утилизации ПНГ в целом по России в 2013 году составил всего порядка 80%, и продолжают гореть факелы (особенно в Западной Сибири), количество которых существенно не уменьшается. По различным оценкам, нефтяники сжигают ежегодно до 50 млрд кубометров газа на сумму, превышающую 20 млрд долларов.

Нельзя сказать, что только во исполнение распоряжений и постановлений об утилизации нефтяники мотивированы использовать ПНГ в качестве топлива для производства электроэнергии. Просто это едва ли не самый эффективный способ в деле его утилизации. Не отходя от кассы, на месте, без дополнительных затрат и для обеспечения собственных нужд. Дешево и сердито.

Эксперты рынка едины во мнении, что на сегодняшний день использование ПНГ в качестве сырья для выработки электроэнергии – самая очевидная мера, так как степень его переработки в ценные химические продукты категорически мала, да и развитого рынка в этом направлении не существует. Поэтому заявления некоторых компаний о том, что собственная генерация формируется исключительно в пику энергетическим предприятиям как эффективная альтернатива существующей схеме электроснабжения, тоже разговоры ни о чем. 

Почти все крупные нефтяные компании, устанавливающие собственные газотурбинные и газопоршневые электростанции для выработки электроэнергии в районе месторождения или прямо на его территории, используют ПНГ. Так, например, электростанции НК «Сургутнефтегаз» расположены на 20 месторождениях Западной Сибири и одна установлена в Восточной Сибири на Талаканском проекте. Эта генерация обеспечивает электро­энергией не только все месторождения «Сургутнефтегаза» в этом регионе, но и объекты магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан. 

Уровень утилизации ПНГ у «Сургутнефтегаза» самый высокий в отрасли – 98–99%. В 2013 году компания добыла порядка 12 млрд кубометров газа, из которых более 1,8 млрд кубометров ПНГ было использовано для производства электроэнергии, а остальное было направлено на переработку. Таким образом, в прошлом году «Сургутнефтегаз» произвел 5,1 млрд кВт∙ч электроэнергии, обеспечив свою потребность на 42%.

Иная ситуация в НК «ЛУКОЙЛ». Компания ведет добычу углеводородов не только в Западной и Восточной Сибири, но и в Коми, Тимано-Печоре, на Каспии. В состав бизнес-сегмента «Энергетика» входят девять подразделений, в том числе три находятся за пределами России – в Румынии, Болгарии и на Украине. С 2011 по 2013 год использование ПНГ выросло с 7,1 млрд кубометров в год до 9,1 млрд, а уровень утилизации за этот период увеличился с 78,6 до 87,7%. В 2013 году общая выработка электроэнергии в ЛУКОЙЛе составила 15,7 млрд кВт∙ч. ЛУКОЙЛ собирается и дальше развивать энергетическую составляющую. «Стратегия бизнес-сегмента «Энергетика» связана с развитием и коммерческой, и локальной генерации на объектах добычи и нефтепереработки», – отмечают в ЛУКОЙЛе. 

В планах текущего года строительство генерирующих объектов мощностью 100 и 125 МВт в Республике Коми на Ярегском и Усинском месторождениях соответственно. Компания строит генерацию не только на месторождениях, но и на своих заводах. ЛУКОЙЛ ведет строительство ГТУ-ТЭЦ на площадке Пермского нефтеперерабатывающего завода, первый пусковой комплекс которого мощностью 100 МВт вводится в эксплуатацию уже в 2014 году. В числе приоритетов на 2014 год – завершение строительства парогазовой установки (ПГУ) 135 МВт на нефтехимическом заводе «Ставролен».

Собственная генерация стоит денег и требует от компаний относительно больших инвестиций. Кроме того, в некоторых случаях собственная генерация оказывается не только не дешевле существующей централизованной, но и дороже. А денег даже у нефтяников, как известно, либо просто нет, либо их «на это» не хватает. Поэтому, при всех названных несомненных и очевидных плюсах развития собственной генерации, вряд ли она в ближайшей перспективе выдавит централизованную энергетику и станет абсолютной панацеей для отрасли. Нельзя сбрасывать очевидное и главное преимущество централизованного энергоснабжения – поддержание необходимого уровня надежности. Очевидно, что если бы использование попутного газа было доступно или имело какие-то другие стимулы и мотивацию, то в Тюменской области уже давно бы ни один факел небо не коптил.

Таким дополнительным стимулом или мотивом для нефтянки могли бы послужить «особые» или «специальные» региональные проекты. Например, собственная генерация нефтяников в Тюмени для энергетиков региона имеет большой положительный момент. В условиях наличия на территории районов децентрализованного энергоснабжения строительство сетей до удаленных объектов просто нецелесообразно, и собственные источники электроснабжения, которые устанавливают нефтяники, являются благом для всех: и для потребителей, которые могут обеспечить свое производство, и для энергетиков, которые могут направить инвестиции на реализацию социально значимых и более рентабельных проектов. Почему бы «Россетям» или тому же «Тюменьэнерго» не поискать с нефтяниками дополнительных вариантов сотрудничества как с источниками генерации в регионе?

По мнению генерального директора финансовой компании GKFX Дмитрия Раннева, на данный момент тема производства электроэнергии нефтяными компаниями связана в основном с проблемами. Пока.

В рамках общего производства электроэнергии в России, превысившего в 2013 году 1 трлн кВт∙ч, масштабы ее выработки нефтяными компаниями выглядят каплей в море, но у этой инициативы нефтяников очевидны неплохие перспективы. Сегодня объемы переработки ПНГ несущественны, но уровень его утилизации нефтяникам в соответствии с решением правительства, конечно, придется повысить. Рынок медленно и верно будет расти. Это вряд ли приведет к масштабному развитию энергосегмента в нефтяной отрасли, но горящих факелов будет меньше и воздух в нефтедобывающих регионах станет хоть немного, но чище.