Тема 10. Проблемы развития нефтегазового комплекса

Современные причины низкой инновационной активности в нефтегазовом комплексе России состоят в следующем:

• предприятия не предъявляют достаточного спроса на инновации, так как в условиях высокой монополизации, отрасли зачастую экономически не заинтересованы в них;

• компоненты инновационного потенциала (сфера образования, научные кадры, лабораторная база, опытное производство) за время реформ существенно деградировали, а ограниченные расходы на их развитие не обеспечивают достижения необходимого уровня;

• неопределенность ценовых перспектив неблагоприятно воздействует на инвестиционный климат и стратегические ориентиры предприятий (компаний).

В этих условиях долгосрочные вложения в исследования и разработки, в производство уникальной для рынка продукции характеризуются высоким уровнем риска. Указанные проблемы являются общими для компаний отрасли, но проявляются по-разному в ведущих компаниях.

В газовой промышленности ведущие позиции принадлежат ОАО «Газпром». Так, в 2003 г., ОАО «Газпром» добыло 540,2 млрд. м³ природного газа, а прирастило его запасы всего лишь на 426,8 млрд. мЗ, в 2005 г. (впервые за время его существования прирост разведанных запасов незначительно превысил добычу) – 547,9 и 583,4 млрд. мЗ соответственно, в 2006 г. - 556,0 и 590,9 млрд. мЗ, в 2008 г. - 549,7 и 583.4 млрд. мЗ.

Несмотря на высокий уровень добычи и экспортных доходов, сама компания признает недостаточную экономическую эффективность хозяйственной деятельности⁵⁶. В отрасли постепенно накапливаются весьма сложные проблемы комплексного характера. Монополизация значительного объема производства, сбыта и экспорта газа создала предпосылки корпоративной монополизации отдельных функций государства по управлению газовыми ресурсами страны, в том числе и поступающими на экспорт. Между тем, российский газ конкурентоспособен на внешнем рынке в значительной мере, потому что добывается, в основном, на гигантских и сверхгигантских месторождениях, освоенных во времена СССР, ведущиеся геолого-разведочные работы не имеют.

Важным экономическим и конъюнктурным преимуществом газовой промышленности России пока остается незначительная глубина залегания продуктивных структур, которая составляет не более 3000 м почти 98% разведанных запасов, из которых около 50% находятся на глубинах до 1500 м. При этом весьма благоприятен химический состав основных запасов газа, он характеризуется отсутствием вредных примесей, а в структуре запасов преобладают бессернистые метановые (около 58%) и этаносодержащие (более 33%) газы.

Однако при наличии больших возможностей развития газопереработки этому важному направлению отраслевого развития пока не уделяется должного внимания. Причем имеющиеся мощности пока не используются в полной мере. Так, ОАО «Газпром», располагая на конец 2005 г. мощностями ГПЗ в 52.5 млрд. мЗ, переработал в 2005г. всего лишь 33,9 млрд. мЗ природного газа при объеме добычи в 547,9 млрд. мЗ, в 2006 г. - 33,5 млрд. мЗ при добыче 556,0 млрд, мЗ. Для сравнения - в 1992 г. объем переработки составлял 45,1 млрд. мЗ. В 2008 при имеющихся мощностях по переработке газа в 52,5 млрд. мЗ было переработано всего 38,4 млрд. мЗ или на 12,7 % меньше, чем в 2007 г.

При этом за 2002-2006 г.г. по газотранспортным и газодобывающим обществам отмечалось сокращение производства газохимической продукции, в том числе гелия - с 6291,3 до 3838,1 тыс. мЗ; этана - с 290,2 до 223,2 тыс. т; пентан-гексановой фракции - с 106,8 до 92,6 млн. м3. В 2007-2008 г.г. ситуация стала улучшаться, однако прежний уровень по гелию достигнут не был, а производство этана увеличилось незначительно: соответственно, гелий - 4874,0 и 5037,9 тыс. мЗ, этана - 238,4 и 327, 2 тыс. т.

Рост производительности труда по ОАО «Газпром» практически не связан с научно-техническими достижениями и не определяется ими. Так как ОАО «Газпром» не только является монополистом, но и предполагает постоянно повышать отпускные цены, чтобы «с 2011 г. - обеспечить равную доходность от поставок газа внешний и внутренний рынки с учетом стоимости транспортировки и таможенных пошлин»⁵⁷. А так как рост отпускных цен будет не только сдерживать внутреннее потребление газа, но и разгонять инфляцию, то объем производства определится из потребности внутреннего и внешнего рынков. С учетом того, что объем производства в газодобыче зависит, прежде всего, от природных факторов (источник горной и дифференциальной горной ренты первого и второго рода), то рост производительности труда просто не входит е число приоритетных задач развития.

Монопольное положение ОАО «Газпром» позволяет выплачивать относительно высокую заработную плату рабочим, специалистам и руководителям, приток которых из других отраслей является закономерным. Однако если образовательные подразделения ОАО «Газпром» по обучению рабочих кадров (27 единиц) характеризуются тесной связью с производственными и транспортными предприятиями, то подготовка специалистов носит фрагментарный характер, фактически сосредоточена в столичных городах, и существенно уступает по масштабу учебным заведениям повышения квалификации.

Сравнение производительности труда в газовой промышленности России с другими странами напрямую затруднено, так как там нефтяная и газовая промышленность практически везде представляют единый технический и организационный комплекс. Вместе с тем использование ряда допущений позволяет оценить эти величины в самом общем виде.

Например, в 2006 г. Норвегией было добыто 138 млн. т н.э. нефти и 79 млн. т.н.э. (88 млрд. м³) газа; занято в этой сфере около 29 тыс. человек, из которых на рабочих приходилось 15-20% . Если предположить, что распределение персонала происходило пропорционально объемам добычи, то на одного рабочего в год в Норвегии добывалось, перерабатывалось и транспортировалось примерно 42-55 млн. м³ природного газа, в России - 8-9 млн. или в 5-6 раз меньше. Однако если учесть, что протяженность магистральных газопроводов в Норвегии (7 тыс. км) в 15-6 раз меньше, чем в России (112 тыс. км), то разрыв в величинах производительности труда будет существенно меньше.

В этой связи значительно более серьезного внимания требует другая проблема. По состоянию на 31 декабря 2006 г. протяженность магистральных газопроводов ОАО «Газпром» составила 156,9 тыс.км, в том числе 44,5 тыс.км - газопроводы-отводы. В структуре магистральных газопроводов по сроку службы на линии с возрастом менее 10 лет пришлось 12,7%; от 10 до 20 лет - 27,9%; от 20 до 33 лет - 39,2%; более 33 лет - 20,2%. Если учесть, что в 2006 г. было введено в эксплуатацию 1526,1 км газопроводов и отводов, а срок надежной эксплуатации стальных конструкций составляет 40 лет, то через 7 лет, когда выработают срок 32 тыс.км газопроводов и при достигнутом темпе будет введено лишь 11 тыс.км - по крайней мере 20 тыс.км магистральных газопроводов станут потенциальным источником масштабных техногенных катастроф.

В феврале 2009г. началась эксплуатация первого российского завода СПГ на Сахалине, построенного иностранными компаниями в рамках соглашений о продукции. Перевод этого весьма перспективного для дальневосточного региона производства на российские технику и технологии в условиях современного состояния национального машиностроения мало реален даже в среднесрочной перспективе. Этот проект пока остается ориентиром дальнейшего развития газовой промышленности и внешнеторговых связей России в этом регионе.

Занимая ведущее положение на мировом энергетическом рынке, Россия объективно нуждается в инновациях для отраслей нефтегазового комплекса. Значительный спрос на инновации могут создать нефтедобывающие компании, стимулируя соответствующий спрос в смежных сферах деятельности. Кроме того, важен постеленный переход к импортозамещению применительно к зарубежным технологиям и оборудованию - только в этих условиях возможно формирование жизнеспособной инновационной среды. Проблема усугубляется и тем, что текущие потребности производственной деятельности нефтегазового комплекса в целом и ее масштаб требуют значительных средств, которых на инновации часто не остается.

Негативная ситуация с инновациями в отраслях нефтегазового комплекса усугубляется тем что:

• дореформенная система научно-технического развития оказалась в значительной мере утрачена при изменении форм собственности, появлении рыночных институтов, эволюции роли и функций государства в целом;

• существенно изменилась внутриотраслевая и внутрикорпоративная система управления инновациями;

• лицензионный принцип предоставления участков для разведки и добычи углеводородного сырья оказался неиспользованным в части формирования норм и правил недропользования в целом, в том числе для создания отраслевых ориентиров на образцы лучшей технической и технологической практики освоения ресурсов;

• передача в разработку ранее разведанных участков без должной компенсации расходов по проведенным геолого - разведочным работам подорвала стимулы к рациональному недропользованию, реализации технических и технологических решений инновационного характера для самообеспечения ресурсами углеводородного сырья. В условиях высоких экспортных цен на нефть благоприятная динамика ее добычи закономерным образом обеспечивалась на основе избирательной разработки;

• широкое применение трудосберегающих процессов и технологий тормозится относительной дешевизной некапитальных активов (труда и углеводородных ресурсов). При этом оказывается, что поглощение других компаний и/или получение лицензии на добычу в результате конкурсов или аукционов оказывается существенно дешевле, чем приращение запасов нефти и газа на основе новых технологий.

Современным интегральным показателем, характеризующим развитие инновационных процессов, можно считать добычу нефти, приходящуюся на одну скважину, введенную в эксплуатацию на новом месторождении. В 1999-2004 г. было введено 277 новых месторождений (857 добывающих скважин), из которых было добыто 38,5 млн. т нефти, то в 2001 - 2006 г.г., соответственно: 222, 691 и 32,1. То есть на одну добывающую скважину нового месторождения со сроком ввода в эксплуатацию не старше 5 лет в 2001-2006 гг. приходилось 46,4 тыс. т или всего лишь 103,4 % к периоду 1999-2004 гг.⁵⁸

Помимо устойчивого сокращения объема ввода новых нефтяных месторождений и снижения доли новых месторождений в общероссийской добыче (в 2003 г. - 0,17%, в 2006 г. - 0,06%), отмечается сохранение относительно низкой доли разведочного бурения в структуре инвестиций, направляемых на добычу нефти, причем она имеет тенденцию к снижению. Так, в 2000 г. эта величина составила 9,1%, в 2003 г. - 6,3 и в 2007 г. - 5,6%.

То есть без использования новых эффективных технологий, расширения геологоразведочных работ и увеличения инвестирования в ресурсную базу, национальная нефтедобыча уже в недалекой перспективе будет стагнировать с последующим падением основных показателей производственно-хозяйственной деятельности. Дело в том, что современная система государственного регулирования не создает для нефтяных компаний стимулирующих мотиваций для постоянного технологического обновления.

Кроме того, не преодолены и сохраняются:

• фрагментарность и противоречивость отчетных статистических данных о применении новых и новейших методов в освоении и разработке месторождений углеводородного сырья, включая показатели их экономической эффективности и влияния на себестоимость;

• проблемы масштабного использования научных, технических и технологических инноваций в производственных процессах, в том числе усложненные неконтролируемым перетоком научно-технических идей (и знаний, накопленных опытным путем) за границу;

• ограниченные возможности распространения инновационных проектов локального характера как по их содержанию, так и по сфере применения (например, обеспечивают повышение нефтеотдачи лишь в отдельных скважинах и на отдельных участках месторождений);

• традиции точечного применения научных, технических и технологических инноваций «догоняющего» типа, которые объективно не могут обеспечить выхода на современный уровень достижений ведущих нефтегазодобывающих компаний мира.

Задачи государственного регулирования и стимулирования инноваций в нефтегазовом комплекса были сформулированы в "Энергетической стратегии России на период до 2020 г.

Применительно к проблемам инновационной политики этот документ в разделе «Научно-техническая и инновационная политика е топливно-энергетическом комплексе» установил приоритеты государственной научно-технической и инновационной политики в отраслях ТЭК. В их числе:

• воссоздание и развитие научно-технического потенциала, включая фундаментальную науку и прикладные разработки, модернизацию экспериментальной базы и системы научно-технической информации;

• создание благоприятных условий для развития инновационной деятельности, направленной на коренное обновление производственно-технологической базы ТЭК, ресурсосбережение и улучшение потребительских свойств продукции топливно-энергетического комплекса;

• использование потенциала международного сотрудничества для применения лучших мировых достижений и вывода отечественных разработок на более высокий уровень;

• сохранение и развитие кадрового потенциала и научной базы интеграции науки и образования.

Для проведения эффективной инновационной политики необходимо решение следующих задач:

• выявление и экономическая поддержка перспективных направлений научно-технической и инновационной деятельности и критических технологий в ТЭК с учетом их прогнозируемой эффективности и мировых тенденций. Реализация указанных направлений осуществляется через федеральные целевые научно-технические и различные инновационные программы и проекты;

• организация системы государственного учета и контроля за реализацией результатов научных исследований и экспериментальных разработок, а также совершенствование информационной инфраструктуры в области науки, образования и технологий в отраслях ТЭК;

• финансирование фундаментальной науки, поиск принципиально новых путей эффективного обеспечения энергетических потребностей.

• содействие разработке и внедрению новых эффективных экологически безопасных технологий добычи, производства, преобразования, транспорта и комплексного использования топливно-энергетических ресурсов, в том числе технологий использования новых источников энергии, традиционных и нетрадиционных (газогидраты, тяжелые нефти и битуминозные сланцы, метан-угольных месторождений и др.) ресурсов углеводородного сырья.

Основными направлениями научно-технического прогресса в добыче нефти являются:

• создание и освоение технологий оборудования, обеспечивающих высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и, в первую очередь, для условий низкопроницаемых коллекторов, остаточных запасов нефти обводненных зон, высоковязких нефтей, запасов в подгазовых зонах;

• разработка и освоение технологических комплексов по бурению и добыче на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей;

• совершенствование и освоение технологий сооружения и эксплуатации нефтепромысловых объектов в сложных природно-климатических условиях;

• совершенствование существующих и создание новых методов воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи;

• развитие технологий компьютерного проектирования и моделирования процесса разработки нефтяных месторождений;

• создание новых «многофакторных» технологий, основанных на использовании физических, термодинамических, гидродинамических, механических, физико-химических эффектов.

Не менее обстоятельно в «Энергетической стратегии» проработаны проблемы инновационной деятельности в газовой промышленности, где предусматривается использование прогрессивных технологий бурения, добычи, переработки и потребления газа, совершенствование газотранспортной системы, повышение эффективности транспортировки газа, систем аккумулирования его запасов, а также технологий сжижения газа и его транспортировки.

Приоритетными направлениями научно-технического прогресса являются:

- разработка оборудования и современных технологических установок в блочно-комплектном исполнении для объектов добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья;

- разработка конструкций высоконадежных скважин для освоения сложно построенных месторождений полуострова Ямал и Прикаспия;

- разработка и внедрение техники и технологий капитального ремонта эксплуатационных скважен без залавки продуктивного пласта;

- создание и внедрение методов надежной ликвидации скважин с целью снижения риска возникновения экологической нагрузки на недра и окружающую среду;

- использование технологии и техники обратной закачки газа или других агентов в пласт при эксплуатации месторождений, а также переход к низкотемпературным процессам;

- создание и освоение техники и технологии для прокладки морских газопроводов на мелководье и больших глубинах, необходимых для освоения месторождений акватории Обско-Тазовской губы и полуострова Ямал;

- реализации технологии повышения эффективности создания и эксплуатации подземных хранилищ газа;

- внедрение техники и технологии сжижения природного газа и его транспортировки, включая «пик шевинг» - установку для снятия пиковых нагрузок;

- разработка в ближайшие годы техники и технологии конверсии природного газа в жидкофазные продукты (синтетическая нефть, бензин, дизельное топливо и другие);

- создание высоконадежных стойких к коррозии труб для магистральных газопроводов на базе новых трубных сталей «полимерных материалов с целью существенного продления межремонтного периода их эксплуатации.

Соответственно, разработчики «Энергетической стратегии» предусмотрели пути воплощения поставленных целей и в хозяйственной практике, предусмотрев, что широкий спектр механизмов реализации научной, научно-технической и инновационной политики в ТЭК, включая создание Федеральных научных центров и масштабные кадровые программы.

Однако на практике эти актуальные и важные цели оказались лишь фрагментарно обеспечены конкретными управленческими решениями в сфере финансов, налогообложения, недропользования, поощрения инноваций, государственного регулирования деятельности компаний нефтегазового комплекса.

На заседании Правительства РФ 27 августа 2009 г. был одобрен новый проект Энергетической стратегии России до 2030г. Однако перспективы выполнения и этого обновленного документа даже разработчики оценивают пессимистически.

Сохраняется тенденция преимущественного инвестирования в повышение нефтеотдачи уже разрабатываемых месторождений и площадей, при этом выход на новые площади (прежде всего с разведочным бурением) сдерживается тем, что нефтяные компании не идут на значительные капитальные затраты, не дающие быстрой отдачи.

Между тем ситуация с ресурсной обеспеченностью добычи весьма, сложная - доля активных запасов составляет немногим более половины (50-60%) российских разведанных запасов нефти. Активные запасы нефти России характеризуются высокой степенью выработанности, которая для эксплуатируемых месторождений в среднем достигла 50%, и обводненностью продуктивных пластов (в среднем 70%). Ежегодно качество запасов нефти ухудшается из-за преимущественного отбора высококачественной легкоизвлекаемой нефти, что определяет устойчивую тенденцию к возрастанию доли трудноизвлекаемых, ввод которых в эксплуатацию не всегда экономически оправдан. Таким образом, реальная обеспеченность текущей добычи разведанными запасами при мировых ценах на нефть в диапазоне 60-80 долл./барр. составляет не 30 и более лет, а всего 15-20 лет.

И с запасами газа ситуация не является устойчивой - на долю высокоэффективных запасов свободного газа, для освоения которых существует развитая инфраструктура и апробированные технологии добычи приходится примерно 25% разведенных запасов газа России (11,86 трлн. куб.м), из которых 10,8 трлн. куб.м находятся на территории Надым-Пур-Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа. Для вовлечения в разработку остальной части запасов требуется внедрение иных, более сложных, технологий добычи и транспортировки и/или строительство новых транспортных и перерабатывающих мощностей.

Не менее проблемной является ситуация и с нефте- продуктопроводами. Так, только 7% магистральных нефтепроводов находится в эксплуатации менее 10 лет, 25% нефтепроводов работают 10-20 лет, 34% - 20-30 лет и еще 34% - свыше 30 лет. 30% имеют 100% амортизацию изоляционного покрытия, 17% - относятся к нефтепроводам повышенного риска. Отсутствие средств у предприятий и «почтенный» возраст эксплуатируемого оборудования приводит к повышенной аварийности, прежде всего на внутрипромысловых нефтепроводах (в конце 90-х гг. ежедневно происходило 75-80 прорывов, из них более 50 - на коллекторах). В последние годы возросла аварийность и на магистральных нефтепроводах, прежде всего системы «Дружба». Порядка 70% резервуаров, обеспечивающих технологические процессы по транспортировке и хранению нефти, имеют возраст более 20 лет.

В 2009 г. на долю России пришлась почти пятая мировой добычи углеводородного сырья. Да и в целом высокий потенциал развития позволяет отраслям топливно-энергетического комплекса (ТЭК) оказывать существенное позитивное воздействие на народное хозяйство страны, в том числе с целью:

1) стимулирования развития энергоемкой промышленности в регионах России с высоким потенциалом добычи и производства энергосырья, что позволит существенно поднять экономический потенциал регионов;

2) инвестиционного обеспечения смежных отраслей энергомашиностроения, связи, строительства, сервисных услуг и т.д. своими заказами при гарантированном уровне сбыта продукции этих отраслей и сфер деятельности;

3) интеграции межрегиональных и межстрановых энергетических и экономических связей;

4) развития международного сотрудничества в совместном освоении ресурсов других стран, создания предпосылок формирования мировой энергетической системы;

5) стимулировании инновационного развития на основе:

а) новых источников и преобразователей энергии, включая использование газогидратов, развитие ядерных технологий, возобновляемых источников энергии, водородной и термоядерной энергии;

б) новых технологий более эффективного использования энергии (нефтехимии, импульсных методов обработки материалов и др.);

5) расширения транспортной инфраструктуры, как европейской части России, так и в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а также портовых и перегрузочных мощностей.

В области создания оборудования для глубоководной и сверхглубоководной разведки и добычи углеводородного сырья усилия должны быть сосредоточены главным образом на создании универсальных судов, которые обеспечивают проведение всех типов работ - от бурения скважин и добычи нефти до промысловой подготовки, хранения и отгрузки товарной продукции.

Основные причины ориентации на такую концепцию связаны прежде всего с существенным сокращением в этом случае капитальных затрат и эксплуатационных расходов, в том числе на основе:

1) использования для строительства судов таких типов имеющейся судостроительной инфраструктуры практически без ее изменения;

2) снижения стоимости эксплуатационного оборудования на основе расширения его функциональных возможностей в результате комбинирования и универсализации;

3) возможностей перемещения судна с дальнейшей его эксплуатацией:

а) на другом месторождении;

б) для изменения комплектации оборудованием, ремонта, модернизации и т.д. в случае изменения технологии и/или ухудшения состава извлекаемых из скважины жидкостей и газов.

Реализация этих и целого ряда других направлений дальнейшего развития топливно-энергетического комплекса страны – задача ближайшего будущего.