Благополучие компаний самого богатого на «черное золото» региона — Югры — может оказаться под ударом. В этом году нефтедобытчикам придется раскошелиться на новые отчисления. С задачей непросто справиться даже крупным холдингам. Мелкие и средние нефтедобытчики и вовсе на грани закрытия. Эксперты прочат: инициатива выдавит с нефтеносного рынка остатки независимых компаний, которым новые расходы не по карману. А «монстры» отрасли пойдут на жертвы. Подробнее — в материале «URA.Ru». В 2009 году всех нефтяников поставили перед фактом: с 2012-го за выбросы в атмосферу попутного нефтяного газа (ПНГ) придется платить повышенные штрафы. Россия возглавляет список стран с самыми высокими объемами сжигания ПНГ на факелах. Чтобы собрать и переработать попутный газ, нужна дорогая трубопроводная инфраструктура, поэтому нефтяникам всегда было проще сжечь ПНГ как отходы. Все это несколько портило и портит имидж России в глазах мировой общественности, ориентированной на природоохранные ценности. Федеральные власти с 1 января 2012 г. установили целевой показатель дозволенного уровня сжигания ПНГ на факелах — не более 5% (95% должно эффективно перерабатываться). За все, что сверху, приходится платить. До 1 января наступившего года действовал коэффициент в 4,5. Дополнительные траты должны были простимулировать нефтяные компании к разработке проектов по эффективному использованию ПНГ. Но как показала практика, стимул оказался недостаточным. С 2013 г. платежи за сверхнормативные загрязняющие выбросы повысили в 2,5 раза (коэффициент — 12), а с 2014 г. — в пять раз. Для тех же, кто вовсе не перерабатывает попутный газ (не установил оборудование), коэффициент составит 120. «Газпром нефть» уже готовится платить в 25 раз больше штрафов, чем год назад Но, по данным Росприроднадзора ХМАО, ситуация на конец 2012 года мало отличается от той, что наблюдалась на конец 2011-го. Стоит напомнить, тогда ведомство зафиксировало лишь прирост сжигаемого газа (было сожжено ПНГ 5,4 млрд. кубометров, что на 0,4 млрд. больше, чем за 2010 г.). Уровень переработки ПНГ в регионе к началу 2012 г. до 95% явно не дотягивал. По официальной версии, совокупно всеми игроками ХМАО было переработано 85,3% ПНГ. Это отличается от реальной картины, отметил источник «URA.Ru». С новым нормативом не справились на более трети всех месторождений ХМАО — самого показательного нефтеносного региона России, который дает более 51% добычи российской нефти. Из тех, кто все-таки выполнил требования без санкций: ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «АНК «Башнефть», ОАО «Негуснефть», ОАО «Нефтебурсервис», ЗАО «СибИнвестНафта». Близка была к достижению уровня использования ПНГ 95% — ОАО «ТНК — ВР Менеджмент». Им серьезного удара по финансовому состоянию ждать не стоит. «Все были предупреждены, и многие начали решать проблему несколько лет назад. Ключевые траты уже сделаны, на части участков недр, где работают нефтяники, проблема уже решена. К тому же цена на нефть последнее время растет, что позволяет компаниям осуществлять весьма значительные инвестиции в свое перевооружение, в том числе и в решение проблемы ПНГ», — рассказал ведущий аналитик УК «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов. В то же время, по оценкам научного центра «Сколково», большинство нефтедобывающих компаний способны выполнить новые технические требования не раньше 2014 г. С отставанием, например, идет «Роснефть» (по данным открытых источников, перерабатывается лишь около 60% ПНГ). Сами нефтяники утверждают, что времени им нужно больше года на три. А пока готовы платить за нерасторопность. Например, в компании «Газпром нефть» ожидают, что по итогам 2012 г. нужно будет выплатить 800 млн рублей штрафов за нерациональное использование ПНГ против 30 млн рублей в 2011 г. В 2013 г. объем утилизации ПНГ в «Газпром Нефти» до 95% тоже не доведут. Планируемый уровень — 80%. При этом половина из более 30 млрд. рублей инвестиций на утилизационную программу «Газпром нефтью» уже освоена (аналогичные траты несет «ЛУКОЙЛ» в рамках программы утилизации ПНГ на 2011—2014 гг.). В адрес ТНК-ВР звучат разные претензии, но к переработке попутного газа компания готова лучше коллег Сегодня Росприроднадзор ХМАО начинает тщательную проверку всех месторождений на предмет соблюдения законодательства. Спрашивать будут строго, уйти от повышенных поборов не удастся никому, предупредил источник в ведомстве. «Нормативы не выполняют многие компании, работающие в ХМАО. Некоторые месторождения до сих пор даже не начали оборудовать устройствами для переработки побочного газа. Но в этом году мы будем проверять очень строго. И нас не волнует, что они не успевают. Закон есть закон. Уже сейчас очевидно, фискальная нагрузка на этот бизнес существенно возрастет», — рассказали «URA.Ru» в ханты-мансийском Росприроднадзоре. Оценить возможную сумму, которую компаниям придется перечислить государству за сжигание ПНГ в 2013 г., в ведомстве пока затруднились, добавив, что это будут «колоссальные траты». «Масштаб проблемы сильно недооценен», — считает представитель Роспортебнадзора. В группе повышенного риска — средние и малые нефтяные компании. «У них и доход меньше, и инфраструктура гораздо слабее подготовлена, чем у крупных вертикально-интегрированных нефтедобывающих компаний (ВИНКов)», — рассуждает Дмитрий Баранов. Перерабатывать ПНГ им, по сравнению с крупными компаниями, не интересно, — выгода весьма сомнительна. У ханты-мансийской «Чумпасснефтедобычи» всего одно месторождение нефти в регионе. И компания не может позволить себе оборудование для утилизации ПНГ. «Оно очень дорогое и, в основном, зарубежное. Российского практически нет, а то, что есть, сами можете представить какого качества. Я думаю, что у всех наших коллег по региону, которые не могут похвастаться аффилированностью с крупными структурами, непростая ситуация. Мы сейчас очень этим озабочены», — поделился представитель «Чумпасснефтедобычи». Конкретные прогнозы он давать опасается — вдруг сбудутся. Выходов немного — либо влезать в дорогостоящие кредиты (в достаточно неясной экономической ситуации большинство корпоративных заемщиков банков давно уже не отваживаются на «длинные» займы), либо, действительно, закрывать месторождения и банкротиться. Третьим, наиболее благополучным, вариантом для них может стать объединение ресурсов с такими же небольшими игроками и создание общей инфраструктуры по утилизации ПНГ. Но, скорей всего, многие независимые участки нефтеносных недр просто будут поглощены ВИНКами, которым проще и дешевле заполучить в свои сети уже готовое месторождение, чем разведывать новые. «Не исключаю, что за высокой целью этого проекта — снизить выбросы в атмосферу, кроме нее самой кроется желание вертикально-интегрированных холдингов заполучить в свои руки как можно больше интересных нефтеносных участков. Создаются все условия, чтобы выдавить небольшие компании с рынка», — рассуждает другой эксперт, пожелавший остаться неназванным. Может оказаться, что новые требования не столько помогают природе, сколько позволяют крупным холдингам уничтожить независимые компании В то же время от «неудобных» участков недр, которые в результате разработки оказались не столь плодоносными, холдинги начнут отказываться. По данным ведущего эксперта УК «Финам Менеджмент» Дмитрия Баранова, ряд крупных компаний рассматривают возможность остановить добычу нефти или даже закрыть малые и отдаленные месторождения. «Это будет дешевле, чем выплачивать штрафы за сжигание ПНГ на них», — отметил Баранов. «Газпром Нефть», например, готова распрощаться с Урманским месторождением в Томской области, а также рядом объектов Вынгапуровской группы (в ХМАО Югре). «Урманское месторождение, попутный газ на котором сжигается, находится за сотни километров от инфраструктуры и рынков использования продукции переработки газа, а объема попутного газа недостаточно для того, чтобы можно было хоть как-то обосновать инвестиции в строительство систем сбора, транспорта или закачки этого газа», — пояснил руководитель дирекции по газу и энергетике «Газпром нефти» Антон Гладченко в интервью журналу «Нефтегазовая вертикаль». Так же и на нескольких небольших месторождениях Вынгапуровской группы — добывается очень маленький для компании объем нефти (порядка 1 млн тонн в год). «Инвестиции в утилизацию ПНГ практически убьют целесообразность освоения этих запасов. Потому что нужно проложить до 200 км газопровода и построить дорогую компрессорную станцию, то есть вложить, в зависимости от вариантов, 8—10 млрд. рублей в инфраструктуру, которая буквально через 3—5 лет останется незагруженной», — добавил Гладченко. Окончательное решение по этим месторождениям пока не принято, и их закрытие будет «крайней мерой». Нефтяники еще попытаются влиять на законодательство в этой сфере. По мнению Гладченко, несовершенство новых механизмов приводит к тому, что каждый пока считает штрафной коэффициент по-своему. Впрочем, Дмитрий Баранов уверен: крупнейшие компании еще пролоббируют изменение законодательства в удобную им сторону.