Налоговое и административное стимулирование повышения уровня утилизации попутного нефтяного газа в России

УДК 338.45:622

налоговое и административное стимулирование повышения уровня утилизации попутного нефтяного газа в России

в статье анализируется ситуация с добычей и утилизацией попутного нефтяного газа (ПнГ) в России. отмечается, что, несмотря на административное стимулирование повышения уровня утилизации ПнГ, среднеотраслевые показатели имеют тенденцию к ухудшению. выдвигаются предложения по изменению подхода к ПнГ как к второстепенному и малоценному виду полезного ископаемого и принятию мер по использование ПнГ как газохимического сырья.

Ключевые слова: попутный нефтяной газ; рациональное недропользование; стимулирование роста добавленной стоимости; газопереработка; газохимия, налог на добычу полезных ископаемых.

The paper analyzes the situation and prospects for production and utilization of associated petroleum gas (APG) in Russia. It is noted that despite several administrative incentives aimed to improve APG utilization level, the industry average indicators tend to worsen. The authors put forward a new approach towards APG: they propose to consider APG as gas and chemical raw materials rather than unimportant and low-value type of mineral resources.

Keywords: associated petroleum gas; rational use of mineral resources; stimulating the growth of added value; gas processing; gas chemistry; tax on mining.

Понкратов Вадим Витальевич

канд. экон. наук, директор Центра финансовой политики Финансового университета E-mail: vadim.ponkratov@gmail.com

Поздняев Андрей Сергеевич

д-р экон. наук, начальник отдела Московского государственного технического университета им. Н.Э. Баумана

E-mail: eknalogpravo@mail.ru

Попутный нефтяной газ как энергетический ресурс

Вопросы утилизации попутного нефтяного газа (далее — ПНГ) носят сложный многоотраслевой характер и до сих пор не находят оптимального решения. По своей сути ПНГ — это смесь различных газов с примесями, растворенных в нефти в пластовых условиях. Применительно к каждому объекту разработки (лицензионному участку) физико-химические параметры

этой смеси, в том числе давление, количество растворенного газа и его компонентный состав являются сугубо индивидуальными. При извлечении нефти из пласта, т. е. при подъеме газо-водонефтяной смеси и подготовке нефти до состояния, пригодного для транспортирования по системе магистральных нефтепроводов, происходит полное выделение из нее газа (частью самопроизвольное, частью принудительное). Таким образом, ПНГ — выделяющаяся при добыче

Таблица 1

Добыча попутного нефтяного газа в России в 2001-2013 гг., млн м3

Компании (ОАО) 2001 2004 2007 2010 2013

«Роснефть» 3377 5701 10 631 13 800 21 597

«Лукойл» 4786 5585 7662 8600 9177

«Газпром нефть» (ОАО «Сибнефть» до 01.07.2007) 2140 5342 4877 4378 -

«Сургутнефтегаз» 11 627 15 292 14 993 13 930 12 000

«ТНК-ВР» 5070 10 026 12 412 13 100 -

«Татнефть» 784 769 777 770 871,4

«Башнефть» 404 413 370 436 425,9

«НГК Славнефть» 1515 1369 1366 851 801,2

«НК «РуссНефть» - 1190 1525 1561 712,2

«Газпром» - - 1698 - 5019

ВСЕГО ПО РОССИИ 35 913 54 873 61 200 65 300 67 503

Источник: данные ЦДУ ТЭК [1].

нефти из газонефтяной (нефтегазовой) залежи смесь горючих газов (растворенный в нефти газ или смесь растворенного газа). В зависимости от района добычи с 1 т нефти получают от 25 до 800 м3 ПНГ.

ПНГ является ценным энергетическим ресурсом. В отличие от газов природных горючих, состоящих в основном из метана, ПНГ содержит значительное количество сопутствующих компонентов — этана, пропана, бутана и других углеводородов. После переработки попутного газа получают сухой (отбензиненный) газ и ценное сырье, состоящее из широкой фракции легких углеводородов и используемое в химической и нефтехимической промышленности, а также сжиженный газ.

Добыча и использование ПНГ в России

В целом по России объем ПНГ в период с 2001 по 2013 г. на 1 т нефти (так называемый газовый фактор) увеличился со 102 м3/т до 137 м3, или на 28% (табл. 1). Рост газового фактора объясняется увеличением объема добычи нефти из нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

По итогам 2013 г. в целом по России выросли объемы факельного сжигания газа (на 4%, или

на 738 млн м 3). Начиная с 2012 г. лидером по сжиганию ПНГ на факельных установках стала Восточная Сибирь, а не ХМАО, как это было до 2011 г. Во многом это связано с ростом нефтедобычи на Ванкорском месторождении, которое введено в эксплуатацию относительно недавно. Суммарно в этих двух регионах сжигается 69% общего объема сжигания ПНГ в стране [1].

Наибольший объем добычи ПНГ в 2013 г. — 48,6 млрд м3 (72%) приходится на пять компаний, в том числе ОАО «Сургутнефтегаз» — 12 млрд м3 (17,8%), ОАО «НК «Роснефть» — 21,6 млрд м3 (32%), ОАО «ЛУКОЙЛ» — 9,2 млрд м3 (13,6%), ОАО «Газпром» — 5 млрд м3 (7,4%) [2].

При этом необходимо учитывать следующие факторы:

• ПНГ проявляется только и исключительно в процессе добычи нефти;

• наличие, количество (газовый фактор) и состав ПНГ — имеются только некоторые параметры нефтяной залежи;

• в настоящее время добываемый ПНГ не всегда и не всеми недропользователями используется эффективно;

• при сокращении добычи нефти из эксплуатации первыми выводились участки с наибольшим газовым фактором; при активном росте

добычи газовый фактор растет и коэффициент утилизации снижается;

• количество сжигаемого ПНГ растет пропорционально удаленности его источников от мест потребления/рынков сбыта получаемой из него продукции.

Особенностью российской газоперерабатывающей отрасли является то, что при добыче, например, в 2013 г. 668 млрд м3 природного газа на газоперерабатывающих заводах

Следует признать, что предпринимаемые государством с 2001 г. меры по стимулированию использования ПНГ, в том числе увеличение размеров платежей в 1000-1200 раз за метан, сжигаемый в составе ПНГ, установление нулевой ставки для ПНГ по налогу на добычу полезных ископаемых (далее — НДПИ), не дали ожидаемых результатов. Несмотря на то что ПНГ в 2002 г. признан стратегическим видом минерального сырья (постановление Правительства РФ от 02.04.2002 № 210), объемы его сжигания на факельных установках продолжают возрастать, а использование ПНГ имеет отрицательную динамику и в относительных объемах сократилось с 79,7 в 2001 г. до 75,6% в 2013 г. Нетрудно заметить расхождения в объемах сжигания ПНГ, что объясняется отсутствием единых подходов, да и отсутствием возможности корректных инструментальных замеров для определения наносимого государству ущерба.

Уровень сжигания ПНГ по нефтяным компаниям в 2013 г. составил от 43,4% у ОАО «Роснефть» до 2,1% у ОАО «Сургутнефтегаз» при среднем по России 24,4%. Следует отметить, что в США разрешенный уровень сжигания ПНГ составляет 3%, а в Норвегии сжигание ПНГ запрещено полностью (за исключением аварийных ситуаций).

Таким образом, имеется противоречие между настоятельными требованиями государства,

основанными на представлении о ПНГ как о ценном ресурсе, и фактическим поведением хозяйствующих субъектов.

Динамика объемов сжигания ПНГ коррелирует с ростом объемов добычи нефти. В период 2001-2013 гг. объем сжигания ПНГ на 1 т добытой нефти в России возрос в 1,43 раза, составив в 2013 г. 29,7 м 3/т. Для сравнения, относительные объемы сжигания попутного газа по основным странам -производителям нефти составляют в Катаре 93 м 3/т, Ираке — 87 м 3/т, Венесуэле — 36 м 3/т, Индонезии — 70,6 м 3/т, Иране — 66,3 м3/т, Казахстане — 39 м3/т, США — 6,8 м 3/т [3]. Таким образом, ситуация с утилизацией ПНГ в России лучше, чем в среднем в странах ОПЭК, но существенно уступает показателям развитых государств с экономикой постиндустриального типа.

Эксперты считают, что в результате прекращения сжигания ПНГ на нефтяных месторождениях можно получить дополнительно 20-23 млрд м3 природного газа [4].

ПнГ как энергоноситель

ПНГ является эффективным энергоносителем (1 тыс. м3 ПНГ по теплотворной способности соответствует 1,07 т нефтяного эквивалента) и ценным химическим сырьем, из которого перерабатываются такие дефицитные вещества, как этан, пропан, бутаны, метан, метанол, аммиак и другие углеводороды, являющиеся сырьем для производства нефтехимической и газохимической продукции. К примеру: из 1 тыс. м3 попутного газа получается 820 м3 сухого газа, 200 кг ШФЛУ, до 60 кг стабильного бензина [5, с. 12].

В целом по России дефицит производственных мощностей по переработке ПНГ составляет 28 млрд м3. Из 24 газоперерабатывающих заводов в России 18 находятся в составе вертикально интегрированных нефтяных компаний. Особенностью российской газоперерабатывающей отрасли является то, что при добыче, например, в 2013 г. 668 млрд м3 природного газа на газоперерабатывающих заводах (далее — ГПЗ) переработано 53 млрд м3 (около 8%). В то же время в США при объеме добычи в 648,7 млрд м3 переработано 542,2 млрд м3 (83,6%). При сопоставимых объемах добычи газа в США и Канаде количество ГПЗ и газобензиновых установок на 1 января 2013 г. составило соответственно 573 и 951 [6].

Анализ причин, приводящих к сжиганию значительного объема извлекаемого ПНГ на факельных установках, показал, что при существующей системе расчета платы за негативное воздействие на окружающую среду данный способ утилизации ПНГ является наименее затратным для добывающих компаний. Нулевая ставка по НДПИ для ПНГ также не стимулирует рачительное отношение недропользователей к этому ценнейшему ресурсу.

Многие крупные компании заявляют, что готовы при условии обеспечения им доступа к транспортной инфраструктуре, а также с учетом необходимых для создания газоперерабатывающих мощностей времени повысить использование ПНГ к 2016 г. до уровня 90%, а после 2018 г. до 95%.

Негативные тенденции с использованием ПНГ обусловлены в первую очередь отсутствием эффективных правовых, экономических и организационных механизмов регулирования в сфере недропользования. В настоящее время основными документами, регламентирующими использование ПНГ, являются ведомственные нормативно-технические документы, определяющие требования к содержанию проектных документов на различных стадиях разработки месторождений, в которых отсутствуют четкие и конкретные требования, обязывающие недропользователей проводить технологические и технико-экономические исследования, обеспечивающие комплексную разработку месторождений. В то же время отсутствуют единые подходы к учету добытого газа и содержащихся в нем компонентов, а также система контроля в данной сфере. Документы, регламентирующие учет добычи ПНГ, не содержат обязательных требований к обеспечению промысловых установок инструментальными средствами измерения [7].

Повышение инвестиционной привлекательности развития газоперерабатывающих заводов

В настоящее время в связи с монополией ОАО «Газпром» на владение Единой газотранспортной системой, имеющей высокий показатель загруженности при транспортировке природного газа, доступ нефтяных компаний к месторождениям весьма ограничен, что в совокупности с низкими ценами на ПНГ не стимулирует нефтяные компании к его использованию [8, с. 31].

Низкая инвестиционная привлекательность развития газоперерабатывающих заводов для сторонних инвесторов, кроме вышеперечисленных факторов, обусловлена также отсутствием долгосрочных гарантий на поставку попутного газа действующими нефтяными компаниями.

В настоящее время в связи с монополией ОАО «Газпром» на владение Единой газотранспортной системой, имеющей высокий показатель загруженности при транспортировке природного газа, доступ нефтяных компаний к месторождениям весьма ограничен, что в совокупности с низкими ценами на ПНГ не стимулирует нефтяные компании к его использованию

Исходя из компонентного состава цена на ПНГ в соответствии с Федеральным законом от 31.03.1999 № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации», постановлениями Правительства РФ от 07.03.1995 № 239, от 15.04.1995 № 332 и от 30.06.2004 № 332 подлежала государственному регулированию. Постановлением Правительства РФ от 09.02.2008 № 59 принято решение об отмене государственного регулирования оптовых цен на попутный (нефтяной) газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки.

Регулирование степени утилизации ПНГ

Зарубежный опыт свидетельствует о том, что регулирование играет важнейшую роль в повышении степени утилизации ПНГ. В мировой практике при лицензировании недр процедуры утверждения схем утилизации ПНГ могут рассматриваться как часть общего разрешения на разработку месторождения либо как отдельное разрешение на сжигание газа [9]. До утверждения объемов сжигания и удаления ПНГ регулирующие органы обычно требуют от оператора предоставить оценку возможных экологических последствий (принятых схем освоения месторождений). Обычно оценка воздействия на окру-

Таблица 2

основные налоги на ПнГ и продукты его переработки

Наименование продукции Налоги

акциз таможенная пошлина НДС,% НДПИ

ПНГ - 5% таможенной стоимости 18 -

Сухой отбензиненный газ - 5% таможенной стоимости 18 -

Широкая фракция легких углеводородов - 5% таможенной стоимости 18 -

Смесь пропана и бутана технических, газовый конденсат - 5% таможенной стоимости 18 -

Дизельное топливо, 3-го экологического класса и ниже 6 446 руб./т 238,94 долл. США за 1 т 18 -

Бензин прямогонный 11 252 руб./т 330,84 долл. США за 1 т 18 -

Ароматические углеводороды - 5% таможенной стоимости 18 -

жающую среду является частью разрешения на разработку месторождения и сжигание газа [5, с. 14].

Исходя из анализа зарубежного опыта в вопросах регулирования добычи и использования ПНГ актуальными представляются следующие выводы.

Недопустимо одномоментное запрещение сжигания НПГ, необходим переходный период, в том числе должны быть разработаны нормы и процедуры, которые должны соблюдать недропользователи и регуляторы.

Необходимы учет экономической эффективности проектов утилизации ПНГ для недропользователей и формирование условий для повышения эффективности проектов по утилизации ПНГ.

Повышению эффективности проектов по утилизации ПНГ могло бы способствовать:

• развитие газового рынка и рынка электроэнергии;

• ужесточение требований к проектным документам на разработку месторождений — запрет на эксплуатацию месторождения при отсутствии инфраструктуры для утилизации ПНГ;

• разработка и использование налоговых стимулов для реализации инвестиционных проектов в сфере утилизации и использования ПНГ;

• участие государства в проектах формирования инфраструктуры для эффективного использования ПНГ;

• формирование условий для использования механизмов Киотского протокола.

налогообложение добычи ПнГ и реализации продуктов его переработки

Проанализируем налоги, обязанность по исчислению и уплате которых возникает у недропользователя при добыче ПНГ и реализации продуктов его переработки (табл. 2). В налоговом законодательстве вопросу налогообложения добычи ПНГ посвящены два абзаца. Согласно подп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации (далее — НК РФ) ПНГ определен как газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины. Согласно подп. 2 п. 1 ст. 342 НК РФ добываемый попутный газ облагается по ставке 0 руб.

Данные табл. 2 свидетельствуют о том, что государство создало весьма льготный режим налогообложения данного вида полезного ископаемого, но практика работы добывающих компаний не свидетельствует о повышении эффективности использования ПНГ.

Следует изменить сложившуюся традицию и практику отношения к ПНГ как попутному, второстепенному полезному ископаемому. Для этого необходимо:

• в лицензионных соглашениях указывать ПНГ не как попутный, а как основной вид полезного ископаемого. Это будет соответствовать практике учета добытых полезных

ископаемых — ПНГ ставится на баланс полезных ископаемых и списывается с него как самостоятельный вид полезного ископаемого;

• помимо закрепления коэффициента извлечения нефти для каждого конкретного месторождения углеводородного сырья, следует устанавливать уровень полезного использования ПНГ;

• при создании проекта разработки и обустройства месторождения углеводородного сырья необходимо проектировать всю инфраструктуру по сбору и подготовке ПНГ в зависимости от избранного способа утилизации;

• целесообразно установить приоритеты государственной поддержки добывающих компаний в зависимости от способа полезного использования ПНГ.

Предлагаем ранжировать способы полезного использования ПНГ в зависимости от народнохозяйственного эффекта и экологических последствий (по степени убывания полезности):

• поставка газа на газоперерабатывающие заводы;

• подготовка газа к транспортировке на станциях компримирования для последующих поставок по газотранспортным системам;

• использование газа нефтегазовыми компаниями для выработки электроэнергии;

• поставка газа по низконапорным газопроводам для обеспечения локальных нужд потребителей;

• использование газа нефтегазовыми компаниями для поддержания пластового давления (закачки в пласт) и прочих технологических нужд.

Следует также рассмотреть вопрос изменения термина «попутный нефтяной газ». С точки зрения вышеозначенного подхода к ПНГ как к основному виду полезного ископаемого, возможно введение в практику и законодательство термина «нефтяной газ» [10, с. 159].

По нашему мнению, для целей стимулирования максимальной утилизации ПНГ необходимо распространить на него ставку НДПИ, установленную для природного горючего газа (в 2014 г. до введения формулы расчета ставки — 700 руб./тыс. м 3), но целесообразно сделать это не сразу, а в течение трех лет, поэтапно увеличивая ставку НДПИ. Данная мера будет иметь как фискальный, так и стимулирующий эффект. Следует искоренить из сознания недропользователей отношение к попутному газу как

к неосновному виду минерального сырья, имеющему нулевую стоимость [11, с. 227].

Отмена льготы по НДПИ, принеся дополнительные доходы бюджету (более 47 млрд руб.), в целом приведет к увеличению налоговых выплат нефтедобывающими организациями всего лишь на 81 руб. с каждой добытой тонны нефти. Очевидно, требуются дополнительные меры стимулирования добычи ПНГ.

Целесообразно ввести освобождение от уплаты ввозных таможенных пошлин и НДС на оборудование и технологии, применяемые при добыче, хранении и переработке ПНГ, аналоги которых не производятся в Российской Федерации.

Выводы

Наибольший эффект для российской экономики принесет прямая поставка ПНГ на газоперерабатывающие заводы и его полное использование как многокомпонентного минерального сырья, ценнейшего химического сырья и высокоэффективного органического топлива, что будет способствовать формированию добавленной стоимости и увеличению налогооблагаемой базы. Но этот вариант и наиболее технологически сложный, требует масштабных инвестиций в перерабатывающие мощности и транспортную инфраструктуру. Поэтому в интересах государства приоритетно стимулировать именно этот вид использования ПНГ. Следует также отметить возникновение мультипликативного эффекта в профильных отраслях промышленности при проектировании и строительстве газоперерабатывающих комплексов.

В настоящее время в России существует острый дефицит мощностей по переработке попутного нефтяного газа. Большинство действующих в стране ГПЗ загружены на 100% установленной мощности, но они перерабатывают менее 30% добываемого нефтяного газа. Таким образом, необходимо разработать систему мер, стимулирующих строительство новых крупных ГПЗ исходя из добычных возможностей по ПНГ нескольких месторождений или же на создание промысловых комплексов.

Первоочередной задачей является исправление сложившихся ценовых диспропорций в силу отсутствия четкой методики определения цены на ПНГ, создавших ситуацию, при которой деятельность по сбору и переработке ПНГ так и не приобрела привлекательность для

нефтяных компаний, а газопереработка и газохимия оказались на грани прекращения своего существования.

Необходимо предусмотреть возможность оказания поддержки в создании ГПЗ и соответствующей инфраструктуры посредством механизмов частно-государственного партнерства, в том числе с использованием средств российских суверенных фондов и в рамках реализации отдельных федеральных и региональных целевых программ развития страны.

Отмена льготы по НДПИ, принеся дополнительные доходы бюджету (более 47 млрд руб.), в целом приведет к увеличению налоговых выплат нефтедобывающими организациями всего лишь на 81 руб. с каждой добытой тонны нефти

Как показывает опыт ряда компаний, уделяющих большое внимание сохранению окружающей среды, рациональному пользованию недрами, которые учитывают интересы государства как собственника недр, несмотря на большой объем первоначальных капитальных затрат на создание комплексов глубокой переработки ПНГ на промысле, систем учета, сбора, хранения и транспортировки, в долгосрочной перспективе использование продуктов переработки ПНГ для собственных нужд приведет к дополнительным источникам доходов компаний и снижению себестоимости добычи нефти (в среднем на 15-18%) [12].

Расширение рационального использования и переработки ПНГ позволит обеспечить повышение эффективности разработки месторождений и будет способствовать социально-экономическому развитию Российской Федерации.

литература

1. Данные ЦДУ ТЭК по добычи нефтяного газа в России. URL: http://www.cdu.ru/ upload/iblock/91b/16.pdf (дата обращения: 10.10.2014).

2. Производство и переработка попутного нефтяного газа в России в 2013 году / Аналитический отчет отраслевого информационно-аналитического центра RUPEC. URL:

http://www.rupec.ru/analytics/2 7860/ (дата обращения: 10.10.2014).

3. World Energy Outlook 2013. - IEA, 2013. URL: http://www.worldenergyoutlook.org/ (дата обращения: 10.10.2014).

4. Соловьянов А.А. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации. М.: «Редакция газеты «Кворум», 2008.

5. Понкратов В.В., Чернышев Д.А. Проблемы административного регулирования использования ПНГ: анализ и перспективы развития // Нефть, Газ и Право. 2009. № 3. С. 11-19.

6. Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 года. ИНЭИ РАН, 2013. URL: http://ineiran.ru/articles/prognoz-2040.pdf (дата обращения: 10.10.2014).

7. Коржубаев А.Г., Ламерт Д.А., Эдер Л.В. Проблемы и перспективы эффективного использования попутного нефтяного газа в России // Бурение и нефть. 2012. № 4.

8. Кирюшин П.А., Книжников А.Ю., Кочи К.В., Пузанова Т.А., Уваров С.А. Попутный нефтяной газ в России: «Сжигать нельзя, перерабатывать!» / Аналитический доклад об экономических и экологических издержках сжигания попутного нефтяного газа в России. М.: Всемирный фонд дикой природы (WWF), 2013. 88 с.

9. Проблемы утилизации нефтяного газа и оптимальные направления его использования. Энергоэффективность / Материалы XXV Всероссийского межотраслевого совещания. «НИПИгазпереработка». Краснодар, 2012. URL: http://www.kragaz. ru/upload/actions/2011/Sborniq_docladov/ Sborniq_Optimal_Napravleniya.pdf (дата обращения: 10.10.2014).

10. Понкратов В.В. Совершенствование системы налогообложения добычи нефти и газа с учетом углеводородного потенциала российской экономики // Налоги и финансовое право. 2012. № 7. С. 223-229.

11. Крюков В.А., Силкин В.Ю., Токарев А.Н., Шмат В. В. Как потушить факелы на нефтепромыслах? Институциональный анализ условий комплексного использования углеводородов (на примере попутного нефтяного газа). Новосибирск: ИОЭПП СО РАН, 2008.