Эффективная утилизация попутного нефтяного газа является в настоящее время одной из самых актуальных экономических и экологических проблем в нефтедобывающей отрасли. Вопрос сокращения сжигания ПНГ становится еще более актуальным при нарастании мировой тенденции по переходу к низкоуглеродной и энергоэффективной экономике.
Задача выбора наиболее эффективной технологии утилизации или использования попутного газа стоит довольно остро в течение последних 10 лет. Тенденции снижения уровня выбросов в окружающую среду приводят к увеличению штрафов за самый простой способ утилизации ПНГ (факельное сжигание) и увеличению мотивации к развитию других способов использования ПНГ, имеющих меньшее негативное влияние на окружающую среду. Теперь компании вынуждены выбирать наиболее эколого-экономически эффективный способ утилизации попутного нефтяного газа с учетом возможных штрафов, ущерба окружающей среде, требуемых инвестиций для реализации выбранного метода. Квалифицированная утилизация ПНГ всегда связана с дополнительными капитальными вложениями, что часто снижает инвестиционную привлекательность проектов освоения запасов и ресурсов нефти. Поэтому одной из главных задач государства в области регулирования процесса утилизации ПНГ является создание организационных, административных, налоговых и финансово-экономических стимулов для эффективного развития бизнеса. В этой связи деятельность по добыче и использованию ПНГ в России является одной из актуальных и приоритетных задач устойчивого развития нефтегазового комплекса России.
Региональная структура запасов ПНГ
Попутный нефтяной газ – это природный углеводородный газ, растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтегазоконденсатных месторождений [1]. В зависимости от региона добычи в 1 т нефти может содержаться от 1 м3 до 1000 м3 ПНГ [2].
Основной объем попутного нефтяного газа в России добывается в виде растворенного в нефти газа, запасы которого оцениваются по категории АВС1С2 чуть менее 3 трлн м3. Основная часть запасов растворенного газа локализована на территории Уральского ФО в ХМАО (33 %) и ЯНАО (27 %). Также значительные запасы попутного газа находятся в Сибирском ФО – (14 %), прежде всего, в Красноярском крае (8 %) и Иркутской области (4 %). На Приволжский и Северо-Западный ФО приходится 8 % и 5 % соответственно.
Добыча ПНГ в России
Добыча попутного нефтяного газа в России в 2020г. составила 114,8 млрд м3, в том числе 94,7 млрд м3 или 82,5% было добыто и использовано, а 20,1 млрд м3 или 17,5 %– сожжено (рис. 1). Происходит ежегодный рост добычи попутного нефтяного газа, но при этом растет и объем сожженного на факелах ПНГ. После резкого роста среднего коэффициента полезного использования ПНГ в 2015 г. (88,3 %) этот показатель вновь сильно сократился в 2019 г. вследствие ввода в эксплуатацию новых месторождений с высоким содержанием газа, отсутствием необходимой инфраструктуры для полезного использования ПНГ.
Организационная структура добычи ПНГ
Добычу ПНГ в России осуществляют вертикально-интегрированные компании (ВИНК), независимые производители и операторы соглашения о разделе продукции (СРП). В соответствии со структурой добычи нефти основная часть всего ПНГ (без учета сожженного) добывается крупными ВИНК – 69,8 млрд м3 или 73,7%. На первые 4 крупнейшие компании («Роснефть», «Сургутнефтегаз», «ЛУКОЙЛ» и «Газпром нефть») приходится почти 70% (66 млрд м3) всей добычи попутного газа (без учета сожженного) в России, на независимых производителей– 13,5 % (12,8 м3), на операторов СРП – 12,9 % (12,2 млрд м3) (табл. 1).
С 2014 г. добыча ПНГ (без учета сожженного) выросла более чем на 30 % (с 72,5 млрд м3 в 2014 г. до 94,7 млрд м3 в 2020 г). Основной прирост добычи ПНГ с 2014 г. произошел у независимых производителей (120 %), у крупных государственных ВИНК – «Газпром нефть» (152 %), что обусловлено вводом в разработку месторождений на востоке страны и севере Западной Сибири и соответственно ростом объемов сожженного ПНГ, отсутствием условий для эффективного использования ПНГ и действием особых налоговых режимов. Строительство и запуск инфраструктуры для утилизации ПНГ происходит постепенно и на несколько отстает от добычи углеводородов.
Несмотря на принимаемые меры по повышению эффективного использования ПНГ, показатель утилизации попутного нефтяного газа по ВИНК с 2016 г. только снижается. Основной прирост сожженного ПНГ по ВИНК приходится на «Роснефть» и «Славнефть», что обусловлено активной разработкой новых месторождений, на которых отсутствует газовая инфраструктура. И компании откладывают формирование мощностей по утилизации ПНГ, как правило, на более поздние сроки.
С каждым годом увеличение объема эффективного использования ПНГ все более капиталозатратно, поэтому особенно важно использовать уже накопленный мировой опыт государственного регулирования сжигания ПНГ. Так, актуальным является присоединение к инициативе Всемирного Банка «Нулевое сжигание попутного нефтяного газа к 2030 г.» [3].
По состоянию на начало 2021 г. предписываемого 95 % уровеня эффективной утилизации ПНГ в России достигли только «Сургутнефтегаз» (99,5 %) и «ЛУКОЙЛ» (97,7%), «Нефтегазхолдинг» (95,1 %), «Русснефть» (96,8%), операторы СРП (98,3 %) (рис. 2).
У государственной компании «Газпром нефть» наблюдается ежегодный рост показателя эффективной утилизации попутного нефтяного газа, что является результатом реализации масштабной газовой программы компании, работа над которой началась еще в 2011 г. В 2020 г. этот показатель по компании составил 88,7 %. Несмотря на планируемое увеличение уровня добычи углеводородов, компания планирует в 2022 г. довести уровень полезного использования попутного нефтяного газа до 95 %.
Направления утилизации попутного нефтяного газа
Последние 5 лет показатель эффективного использования ПНГ только сокращается, несмотря на принимаемые государством меры по сокращению сжигания ПНГ и развитие направлений утилизации попутного нефтяного газа. Основными направлениями использования ПНГ являются эффективная утилизация (переработка на ГПЗ, закачка в газотранспортную систему, производство электроэнергии, сайклинг-процесс) или факельное сжигание и потери [4]. Способы утилизации попутного газа универсальны по миру, но применяются в разных соотношениях. В 2020 г. около 33 % добытого ПНГ было переработано на ГПЗ (рис. 3).
Каждое месторождение характеризуется особыми геологическими, промысловыми и 
территориальными особенностями, поэтому одинакового подхода к рациональному использованию ПНГ не существует. И выбор конкретного направления использования будет зависеть от объемов добычи ПНГ, периода эксплуатации, наличия эффективных технологий, геологической структуры, удаленности месторождения от инфраструктуры (ГПЗ, магистральных газопроводов), гарантии доступа на рынок, проводимых государственных программ по эффективному использованию ПНГ.
Для малых месторождений наиболее привлекательным вариантом является выработка электроэнергии для собственных нужд и нужд местных потребителей. Для средних месторождений наиболее экономически выгодным направлением использования является переработка ПНГ на ГПЗ. Для крупных месторождений целесообразно использовать ПНГ для генерирования электроэнергии на крупной электростанции с целью последующей оптовой продажи в энергетическую систему.
Нефтяные компании стремятся найти наиболее рациональный способ использования ПНГ, поэтому направления полезного применения попутного газа могут меняться со временем на экономически более выгодные.
Для повышения уровня эффективной утилизации попутного нефтяного газа «ЛУКОЙЛ» осваивает новые способы утилизации. В 2020 г. компания на территории Пермского края ввела Чашкинскую газотурбинную электростанцию (ГТЭС) для полезной утилизации попутного нефтяного газа в объеме 50 млн м3 в год. Также в 2020 г. в «ЛУКОЙЛ» начали использовать попутный газ как источник энергии при буровых работах. За счет перехода на ПНГ на Средне-Назымском месторождении в ХМАО энергозатраты при бурении снизились на 50 %.
С 2011 г. компания «Газпром нефть» реализует масштабную газовую программу. Это позволило достигнуть на базовых активах (кроме новых) к 2020 г. рекомендуемого 95 % уровня рационального использования ПНГ. В тот период было реализовано несколько крупных проектов: введение в эксплуатацию Южно-Приобского ГПЗ в ХМАО, компрессорной станции на Еты-Пуровском месторождении в ЯНАО, газопровода в Оренбургской области, строительство газотранспортной инфраструктуры в Томской области и др. Реализованные инвестиционные проекты способствовали увеличению абсолютного объема использования ПНГ, а также освоению компанией различных направлений использования газа.
В 2020 г. компания «Мессояханефтегаз» (совместное предприятие «Газпром нефть» и «Роснефть») реализовала уникальный проект по утилизации ПНГ на Мессояхской группе месторождений, которая значительно удалена от газовой инфраструктуры и поэтому с нее невозможно организовать выгодную транспортировку газа [5]. Был выбран вариант обратной закачки газа в пласт. Однако на Восточно-Мессояхском месторождении, где идет добыча нефти, подходящего пласта не оказалось. Нужное подземное хранилище было обнаружено на соседнем неразрабатываемом Западно-Мессояхском месторождении. Был построен трубопровод протяженностью 47км. В результате уровень эффективного использования ПНГ компанией увеличился до 95 %.
Наиболее квалифицированным способом использования попутного газа является переработка ПНГ на газоперерабатывающем заводе. Так, при переработке газа на большинстве российских заводов происходит разделение ПНГ на легкие и тяжелые фракции. Легкие фракции (отбензиненный газ) поступают в распределительные сети и магистральные газопроводы. Тяжелые фракции (ШФЛУ), которые являются ценнейшим сырьем для нефтегазохимии, поставляются на ГПЗ, НХК, где имеются газофракционные установки для выделения по отдельности бутана, пропана, пентана, гексана для дальнейшей их переработки. В 2020 г. объем переработки попутного нефтяного газа на газоперерабатывающих заводах России составил почти 50 % (37,4 млрд м3) от объема эффективной утилизации ПНГ.
«Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания» (СИБУР) является крупнейшей компанией в России по переработке ПНГ. Все производственные мощности компании расположены на территории Западной Сибири. В состав «СИБУР» входят 8 газоперерабатывающих предприятий (Нижневартовский ГПК, Белозёрный ГПК, Южно-Балыкский ГПК, Няганьгазпереработка, Губкинский ГПК, Муравленковское ППГ, Вынгапуровский ГПЗ, Южно-Приобский ГПЗ – совместный с «Газпром нефтью») и 3 газофракционирующие установки.
Объем переработки ПНГ на перерабатывающих мощностях «СИБУР» в 2020 г. составил 21,7 млрд м3, сократившись относительно 2019 г. на 7 %, что обусловлено снижением поставок нефти в рамках соглашения ОПЕК+, а также с проведением профилактических работа на предприятиях в июне-августе 2020 г.
В 2020 г. «СИБУР» запустил на полную мощность крупный комплекс по производству полимеров «ЗапСибНефтехим» (Западно-сибирский нефтехимический комбинат) под Тобольском с объемом переработки ПНГ до 20 млрд м3. «ЗапСибНефтехим» входит в состав Тобольской промышленной площадки, где функционируют два других крупных завода, построенные в советское время и модернизированные в Тобольский нефтехимический комбинат, а также недавно запущенный гигант– «Тобольск-Полимер».
Второй компанией по объему переработки ПНГ является «Сургутнефтегаз», где в 2020 г. было переработано около 16 % от общего объема перерабатываемого в России ПНГ. Более 60 % (5,8 млрд м3 в 2020г.) извлеченного компанией газа, «Сургутнефтегаз» перерабатывает на своем УПГ («Сургутское управление по переработке газа»). На завод газ поступает с Быстринского, Западно-Сургутского, Лянторского, Соколинского и других месторождений. После подготовки на УПГ газ поставлялся потребителям на внутренний рынок. С целью достижения высоких показателей утилизации ПНГ «Сургутнефтегаз» реконструирует и строит новые системы сбора, транспортировки и использования газа, реализует проекты, направленные на рациональное использование ПНГ.
Также значительные объемы ПНГ перерабатываются на мощностях компании «ЛУКОЙЛ», которая в 2020г. переработала более 4 млрд м3 попутного нефтяного газа. Переработку ПНГ «ЛУКОЙЛ» осуществляет на 4 газоперерабатывающих заводах (Коробковский ГПЗ, Пермьнефтегазпереработка, Усинский ГПЗ, Лангепаснефтегаз) и на нефтехимическом предприятии Ставролен.
С 2013 г. «ЛУКОЙЛ» реализует программу по рациональному использованию ПНГ, которая включает мероприятия по строительству новых и реконструкции объектов подготовки, транспортировки и переработки попутного нефтяного газа. «ЛУКОЙЛ» в рамках обязательств, взятых при присоединении к инициативе Всемирного банка «Нулевое рутинное сжигание попутного нефтяного газа к 2030 г.», ежегодно тратит 30–40 % экологического бюджета на снижение выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов.
В 2020 г. на газоперерабатывающие заводы трех компаний («СИБУР», «Сургутнефтнегаз», «ЛУКОЙЛ») пришлось почти 85 % переработки ПНГ (табл. 2). Остальные 15 % ПНГ были переработаны на заводах компании – Газпром нефть» (5,4 %), «Роснефть» (4,8%), «Татнефть» (2,0 %), Иркутская нефтяная компания (1,7%), «БерезкаГаз» (1,5 %).
Нормативно-правовая база по вопросам сокращения сжигания ПНГ
Ориентир на повышение уровня рационального использования ПНГ был заложен во всех стратегических документах, определяющих траекторию развития нефтегазового комплекса России, начиная со второй половины 1990-х гг., включая все издания Энергетической стратегии России. Но объем эффективного использования не повышался. Неблагоприятную тенденцию удалось преодолеть, когда вступило в силу Постановление Правительства РФ «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» от 8 ноября 2012 г. № 1148. Документом предусмотрено повышение размера платы за сверхнормативные (свыше 5 % от добычи) выбросы вредных веществ путем применения повышающих коэффициентов: в 2013 г. – в 12 раз, с 2014 г. по 2019 г.– в 25 раз, с 2020 г. – в 100 раз (Постановление Правительства РФ от 13 декабря 2019 г. № 1667). Если приборов учета нет, то коэффициент составляет 120.
До конца 2012 г. действовала система штрафов, в которой коэффициент с приборами учета составлял 4,5, без них – 6. Изначально Министерство энергетики РФ предполагало, что уровень эффективного использования ПНГ будет доведен до 95 % в 2014 г., далее к 2020г. Однако этот показатель только сокращается. В мае 2021г. Правительство РФ утвердило проект Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2035г., в которой уже говорится о невозможности обеспечения сжигания ПНГ до 2025 г. на плановом уровне не более 5 % в связи с большими запланированными объемами ввода новых месторождений, по котором действуют особые льготы.
Так, для шельфовых арктических месторождений (расположенных целиком или частично в пределах Баренцева, Карского, Печорского, Чукотского, Восточно-Сибирского, Белого морей и моря Лаптевых, степень выработанности которых по состоянию на 1 января 2017г. составляет не менее 0,01) к плате за выбросы применяется дополнительный коэффициент Кнмм, значение которого в период с 1 января 2018г. по 31 декабря 2019г. и с 1 января 2031 г. равен 1, а с 1 января 2020 г. по 31 декабря 2030 г. – 0,25. (Постановление Правительства РФ от 28.12.2017 № 1676).
В 2020 г. Министерство энергетики России предложило ужесточить систему штрафов за сжигание ПНГ, повысив уровень полезного использования ПНГ до 97,5%. Увеличение целевого уровня утилизации сможет стимулировать переработку ПНГ в продукцию с высокой добавленной стоимостью и одновременно снизить экологический ущерб.
Мировая практика по снижению факельного сжигания попутного нефтяного газа
За последние 23 года добыча нефти в мире увеличилась на 37 %, а при этом количество сжигаемого попутного газа сократилось всего на 9 % [6]. Россия, к сожалению, является мировым лидером по объему сжигаемого ПНГ. В 2020 г. в мире сожжено 142 млрд м3 ПНГ, из которых на Россию пришлось 14 %. Также крупным лидером по количеству сожженного ПНГ является Иран, что обусловлено неразвитой инфраструктурой по утилизации ПНГ. Около 65 % объема сжигаемого в настоящее время попутного газа в Ираке приходится на пять крупнейших нефтяных месторождений, которые расположены на юге страны вокруг нефтяного хаба Басра.
Также значительные объемы выбросов наблюдаются в Ираке, США, Венесуэле. На эти 5 стран в 2020 г. пришлось около 50 % от мирового объема сжигаемого попутного газа (рис. 4). Сжигание природного газа, связанного с добычей нефти, происходит из-за целого ряда проблем, от рыночных и экономических ограничений до отсутствия надлежащего регулирования и политической обстановки. Сегодня во всем мире нефтяные компании все больше внимания уделяют устойчивому развитию: снижению негативного воздействия на окружающую среду, уменьшению углеродного следа.
Эффективность использования ПНГ отражает специальный коэффициент, который рассчитывается как соотношение сожженного ПНГ (куб. м) на баррель добытой нефти (табл. 3). Наибольший коэффициент (более 10) наблюдается у Ирана, Нигерии, Ирака. Несмотря на высокий уровень добычи нефти, для России этот показатель значительно ниже (5,6), что свидетельствует об эффективном законодательном регулировании утилизации ПНГ.
Однако, при схожих с США и Саудовской Аравией уровнях добычи нефти в России показатель эффективного использования ПНГ значительно ниже. В Саудовской Аравии основной объем ПНГ идет на газопереработку. Государственной компанией Saudi Aramco создана необходимая инфраструктура для сбора и транспортировки ПНГ, а также специализированная нефтехимическая компания SABIC. В США также хорошо развита газопереработка, применяются и другие способы утилизации ПНГ (закачка в пласт, использование в качестве автомобильного топлива, применение специальных трубопроводов), которые используются в зависимости от географического положения месторождения и экономической целесообразности.
Условия повышения уровня рационального использования ПНГ в России Государственная поддержка
Для обеспечения 95%-ного уровня утилизации ПНГ для нефтяных компаний разработаны механизмы государственного регулирования, прежде всего, административного и налогового, которые через систему штрафов и налоговых льгот стимулируют рост инвестиций в утилизацию и переработку ПНГ.
Несмотря на принимаемые меры, планового показателя по уровню утилизации ПНГ более 95 % к 2020 г. не удалось достичь. Основная причина связана с открытием новых месторождений. В Генеральной схеме развития нефтяной отрасли до 2035 г. обозначен новый период, к которому будет обеспечен 95 % уровень утилизации– 2027 г. При этом в рамках международного сотрудничества Россия присоединилась к инициативе Всемирного Банка «Нулевое сжигание попутного нефтяного газа к 2030 г.», но уже сейчас понятно, что данный показатель по всей стране не будет достигнут.
Нефтяные компании сталкиваются со значительными проблемами при настройке цепочек создания стоимости для сбора, хранения, транспортировки и распределения попутного нефтяного газа. Особенно сложная ситуация с увеличением объема рациональной утилизации ПНГ складывается у малых независимых нефтедобывающих компаний (МННК), так как у них нет специализированной системы транспортировки ПНГ, а к ГТС нет равноправного доступа. В качестве вариантов по увеличению уровня эффективного использования ПНГ МННК является применение механизма ГЧП наряду с комплексом мер налогового и кредитно-денежного регулирования [7, 8].
Также одним из вариантов привлечения инвестиций для сокращения объемов сжигания ПНГ в России может стать создание национальной зеленой таксономии [9]. В последние годы в мире активно развивается рынок «зеленых» инвестиций. В 2020 г. Всемирный банк (ВБ) выпустил руководство о создании зеленой таксономии в странах с формирующейся рыночной экономикой. В мае 2021 г. в Правительство РФ внесен документ, содержащий таксономию (классификация и соотнесение с «зелеными» механизмами финансирования) «зеленых» проектов. Развитие российской национальной таксономии происходит на основе международных таксономий и ключевых нормативных документов в России. В первую очередь финансирование получат те проекты, которые обеспечат снижение выбросов не менее чем на 20 %. В рамках таксономии переходных проектов будет привлечено финансирование к повышению утилизации попутного нефтяного газа, что позволит сократить объемы сжигаемого ПНГ. Инвестировать в проекты будут как государство, так и инвесторы – отечественные и иностранные.
Влияние экологических требований на уровень рационального использования ПНГ
До 2001 г. попутный нефтяной газ не отражался в финансовой отчетности российских компаний. Вопросом сокращения сжигания ПНГ в России стали активно заниматься во многом благодаря присоединению России к Киотскому протоколу. В 2019 г. Россия ратифицировала Парижское соглашение, которое является продолжением Киотского протокола [10]. Целью соглашения является замедление глобального потепления, сокращение выбросов парниковых газов и использования угля, нефти и природного газа. В Соглашении прописаны основные нормативы по уровню полезного использования ПНГ. Это значит, что каждый регион (страны) должен разработать комплекс мер, позволяющих значительно сократить выбросы парниковых газов. В 2019 г. Россия ратифицировала Парижское соглашение, что приведет к новым законодательным инициативам и экономическим стимулам для сокращения выбросов.
Также Россия присоединялась к инициативе Всемирного Банка «Нулевое сжигание попутного нефтяного газа к 2030 г.». Инициатива призывает нефтяные компании, которые сжигают ПНГ на факелах на старых нефтяных месторождениях, к поиску экономически обоснованных способов отказа от существующей практики. В рамках инициативы при разработке новых нефтяных месторождений компании обязаны применять практики устойчивого использования природных ресурсов, исключающих сжигание ПНГ. Правительства, которые присоединились к Инициативе, должны сформировать стабильную законодательную, правовую и инвестиционную среду. Это будет способствовать привлечению инвестиций для формирования инфраструктуры с целью рационального использования ПНГ. Среди российских компаний к инициативе присоединились «ЛУКОЙЛ» и «Газпром нефть».
Помимо добровольных обязательств, связанных с участием в глобальном климатическом режиме, в России реализуется национальный проект в области климата и экологии (национальная программа «Экология», рассчитанная на 2019–2024 гг.). Снижение доли сжигаемого ПНГ входит в число ключевых пунктов экологической и климатической повестки России.
В 2014 г. для получения объективной информации об уровне воздействия нефтяных компаний на окружающую среду был реализован проект по составлению рейтинга экологической ответственности нефтегазовых компаний России, который подготовлен WWF, группой КРЕОН и Национальным рейтинговым агентством [11]. Массовый характер рейтинга способствует повышению качества управления экологическими параметрами добывающих компаний. В 2020 г. лидером рейтинга стала компания «Зарубежнефть», второе и третье место заняли «Сургутнефтегаз» и «ЛУКОЙЛ» соответственно.
Рациональное использование ПНГ и развитие технологий
Решением проблемы эффективного использования ПНГ является формирование условий, ориентированных на реализацию инновационных проектов, разработку и внедрение новых технологий утилизации ПНГ. Среди различных направлений использования ПНГ (ресайклинг, энергетика, собственные нужды и др.) наиболее квалифицированным направлениям использования является сепарация ПНГ на ГПЗ с выделением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и метана. Это связано с тем, что ШФЛУ является ценнейшим сырьем для нефтехимической продукции и производства сжиженного углеводородного газа (СУГ).
Для малых и средних по объему запасов сырья и территориально разобщенных месторождений строительство отдельной газоперерабатывающей инфраструктуры экономически неоправданно и нецелесообразно, а предпочтительней утилизация ПНГ прямо на месторождении. В связи с этим компании активно разрабатывают новые технологические решения для таких объектов. Это следующие технологии: мягкий паровой риформинг, технология мембранного разделения легких водородов, установка для отбензинивания газа, мини-GTL, мобильная компрессорная станция, модульные электростанции и т.д. [12].
Заключение
В настоящее время сохраняется острота проблемы сжигания попутного газа, а ее решение в ряде мировых стран остается труднодостижимым. Однако в период кризиса и пандемии COVID-19 вопросы экологической устойчивости отошли на второй план.
В 2020 г. уровень эффективного использования ПНГ в России составляет только 82,6 %, хотя изначально планировалось достигнуть 95 % уровня уже к 2014 г. С момента принятия Постановления «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ…» ни в один год не удалось достигнуть хотя бы 90 % уровня утилизации ПНГ, в первую очередь, из-за ввода новых крупных месторождений Восточной Сибири, где еще нет инфраструктуры для переработки ПНГ, а также из-за малых месторождений, которые удалены от центров переработки ПНГ и там экономически невыгодно формировать собственные перерабатывающие мощности.
Пока основным стимулом для сокращения сжигания ПНГ являются экологические ограничения и связанные с ними финансовые риски. При этом дальнейшее увеличение штрафов за сжигание ПНГ нецелесообразно, так как это лишь создаст дополнительную нагрузку на нефтяную отрасль. Целесообразней развивать благоприятную среду для инвестиций в midstream-объекты (доставка углеводородов к местам переработки, а также подготовка к транспортировке). Другой мерой может стать стимулирование ресурсных регионов к применению экономических, в том числе налоговых льгот (сокращение налога на имущество, налога на прибыль организации) для нефтяных компаний, которые вводят новые мощности по переработке ПНГ. Необходимо развивать механизмы государственно-частного партнерства – участие региональных властей, которые способны в целях улучшения благосостояния региона понимать интересы одновременно добывающих, перерабатывающих, транспортных компаний.
Для увеличения уровня рационального использования ПНГ в России необходимо разработать комплекс мер по стимулированию компаний в применении наилучших доступных технологий и практик для уменьшения выбросов в процессе сжигания попутного нефтяного газа. Однако, исходя из проекта Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2035 года, до 2025 года не удастся обеспечить сжигание ПНГ на плановом уровне не более 5 % в связи с большим объемом ввода новых месторождений.
Благодарность: Исследование выполнено при финансовой поддержке Совета по грантам Президента РФ в рамках научного проекта № НШ-1280.2022.2 и проекта № СП-3030.2022.1.
