Рациональное планирование инноваций на промышленных и сервисных предприятиях нефтегазодобывающего комплекса Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК 338.45.01

РАЦИОНАЛЬНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ ИННОВАЦИЙ

НА ПРОМЫШЛЕННЫХ И СЕРВИСНЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА

М. Ю. ГИНЗБУРГ,

кандидат экономических наук, доцент кафедры финансов и финансового менеджмента Нижегородский государственный университет

имени Н. И. Лобачевского -Национальный исследовательский университет E-mail: m_ginzburg@mail. ru

Р. Р. САДЫКОВА,

кандидат экономических наук, старший преподаватель кафедры экономики предприятий E-mail: regina_s_@mail. ru Альметьевский государственный нефтяной институт

Авторы настоящей статьи анализируют отраслевую специфику инновационного развития предприятий нефтяной и газовой промышленности и с применением методов корреляционного и регрессионного анализов обосновывают необходимость рационального инвестирования в инновационную деятельность промышленных и сервисных предприятий нефтегазовой отрасли Российской Федерации.

Ключевые слова: инновации, планирование инноваций, промышленные и сервисные предприятия нефтегазовой отрасли.

Рост конкуренции в нефтегазовом секторе экономики требует от компаний повышения эффективности их экономической деятельности. Крупнейшие мировые нефтегазовые компании постоянно ищут пути увеличения эффективности, в том числе за счет применения инноваций в поиске, разведке и добыче нефти. В результате, несмотря на сокраще-

ние минерально-сырьевой базы удельные затраты на добычу нефти ведущих транснациональных нефтегазовых интегрированных компаний имеют тенденцию к снижению. В таких условиях конкурентоспособность, а в долгосрочной перспективе и выживаемость российских нефтяных компаний определяются эффективностью их инновационной деятельности.

В настоящее время большинство российских нефтяных компаний так или иначе осуществляют внедрение инноваций главным образом за счет современных методов интенсификации добычи. Однако потенциал применения инноваций многократно превышает достигнутый уровень. При этом по многим направлениям инновационной деятельности реальный эффект от их применения в несколько раз меньше потенциального. Например, возможности прироста начального дебита новых скважин за счет применения инновационных технологий оцениваются в 2-8 раз, возможности прироста

среднего дебита нефтяных скважин на действующих месторождениях - в 1,5-3 раза. И хотя сейчас много говорят о развитии российских инноваций, количество инновационных предприятий крайне мало, что слабо согласуется с мировой практикой. Так, доля России на мировом рынке наукоемкой продукции катастрофически мала, всего 0,3 % (доля США - 36 %, Японии - 30 %, Китая - 6 %). Исходя из этого можно обозначить круг проблем в инновационной деятельности, характерный для современного этапа развития российской экономики.

Во-первых, следует отметить нестабильность российского законодательства, слабую государственную и частную поддержку, отсутствие системы государственных заказов на инновационные продукты. Компании, которые занимаются разработкой и внедрением инновационных продуктов, за редким исключением не обладают соответствующей политической поддержкой, что делает их практически беззащитными перед лицом государственного аппарата. Представители практически всех российских нефтяных компаний указывают на отсутствие юридической базы для сотрудничества с государством в области внедрения новых технологий. Так, законодательство не позволяет в полной мере учитывать затраты на НИОКР, консультационные и информационные услуги научно-технического характера при исчислении налога на прибыль, что является серьезным препятствием для увеличения масштабов инновационной деятельности. Также есть потребность в установлении критериев, позволяющих относить в состав расходов для начисления налога на прибыль затраты на НИОКР, не связанные непосредственно с деятельностью, приносящей текущий доход. Это касается исследований, результаты которых используются позднее, чем через год после момента их осуществления. К примеру, правительство Японии освободило НИОКР от налогов и устранилось из сферы нормирования бизнеса.

Во-вторых, это кадровая проблема. Развитие инновационной экономики сталкивается с недостатком квалифицированных работников. Особое внимание при инновационном развитии необходимо уделить подготовке кадров, которые могли бы проводить соответствующую политику государства. Особенным образом эта нехватка чувствуется в нефтяной сфере. Эпоха легкой нефти подходит к концу, и в последнее время в мире все больше внимания обращают на запасы так называемых некондиционных углеводородов, в том числе тяжелой

вязкой сернистой нефти и битуминозных пород. Нефтяные компании и профильные институты богатых тяжелой нефтью стран работают над созданием инновационных технологий, способных удешевить переработку тяжелых углеводородов и сделать ее более экологичной. Идеи, как это сделать, есть и у российских ученых, однако коммерциализировать их пока так и не удалось. В научных центрах России создаются представительства, например в Новосибирске создано представительство одной из крупнейших компаний, которое сотрудничает с Институтом физики Земли им. О. Ю. Шмидта Российской академии наук, Институтом ядерной физики имени Г. И. Будкера Сибирского отделения Российской академии наук, размещает заказы. Институты выполняют эти заказы, но технологии уходят за границу, не внедряются в России, потому что российский рынок, по мнению сотрудников этих представительств, очень консервативен, он предпочитает интенсивный отбор нефти из активных запасов.

Третья проблема - это необходимость финансирования разработки инновационных технологий. Если раньше открывали месторождения на небольшой глубине, то теперь ситуация изменилась. Более 60 % открываемых месторождений нефти представлено трудноизвлекаемыми запасами. Это сложные коллекторы низкой пористости, слабой проницаемости, высокой обводненности и больших глубин, это сверхглубокие скважины, шельф. Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам тяжелых углеводородных ресурсов. По оценкам компании ScЫumberger, запасы тяжелой нефти в Российской Федерации составляют 13,4 млрд т, а природных битумов - 33,4 млрд т. По оценке Института неорганической химии Российской академии наук, российские запасы тяжелой высоковязкой нефти оцениваются в 6,3 млрд т, при этом 71,4 % от общего объема залежей «трудных» углеводородов находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных бассейнах. При этом Волго-Ураль-ская битумонефтегазоносная провинция - безусловный лидер в рейтинге «тяжеловесов». В недрах этого региона содержится 60,4 % от общероссийских запасов тяжелой и 70,8 % - вязкой нефти.

Месторождения тяжелой нефти скрыты в недрах Татарстана, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областей. По оценке аналитиков ИФК «Солид», в настоящее время операционные затраты по добыче нефти в Западной Сибири находятся на

уровне 4 долл. за баррель, при этом средний уровень операционных затрат для крупнейших мировых добывающих компаний колеблется в районе 6-6,5 долл. за баррель. При этом операционные затраты на добычу битуминозной нефти составляют в мире примерно 20-25 долл. за баррель, в такую же сумму оцениваются затраты на разработку битумов в Республике Татарстан.

Несмотря на растущую популярность среди добывающих компаний тяжелой нефти, самой большой проблемой являются очень дорогостоящие инновационные технологии для ее добычи.

Каждая нефтяная компания использует свою уникальную технологию, при этом все без исключения компании нуждаются в постоянном пополнении линейки инновационных решений. Например, ОАО «ЛУКОЙЛ» почти на 900 скважинах в основных регионах деятельности применяет высокоэффективные вентильные электроприводы, а не обычные асинхронные двигатели. Благодаря этому энергосбережение на некоторых скважинах составило до 65 %, существенно увеличился межремонтный период. Еще одно инновационное решение ОАО «ЛУКОЙЛ» - разработанный ОАО «РИТЭК» (входит в группу компаний ОАО «ЛУКОЙЛ») поли-мер-гелевый нанореагент «РИТИН», позволяющий резко повысить нефтеотдачу пласта.

В свою очередь ОАО «Татнефть» в ряде прочих разрабатывает технологию добычи битумной нефти, при которой бурится одна горизонтальная скважина, а рядом еще одна, куда закачивается пар, в результате битум разжижается, и извлечение этой нефти становится возможным. Следует напомнить, что с 01.07.2012 установлена пониженная ставка экспортной пошлины на сырую нефть, добытую при реализации проектов по добыче сверхвязкой нефти. Пошлина составляет 10 % от ставки обычной пошлины на нефть и будет действовать до 01.01.2023. Она дополнит уже существующую льготу по налогу на добычу полезных ископаемых, ставка которого для сверхвязкой нефти обнулена. Предполагается, что эта мера позволит ОАО «Татнефть» выйти на рентабельную добычу битумной нефти, значительные запасы которой имеются в Республике Татарстан (выявлено более 450 месторождений и залежей с оценочными ресурсами до 7 млрд т).

Также ОАО «Татнефть» применяет ряд инновационных энергосберегающих технологий, в частности методы одновременно-раздельной закачки воды в системе поддержания пластового давления,

одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Кроме того, используется современное оборудование, например входное устройство для поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса; механический извлекаемый пакер для разобщения затрубного пространства в целях предохранения обсадной колонны от действия высокого давления и агрессивной среды; цепной привод штангового насоса, позволяющий снизить энергозатраты; станция управления с преобразователем частоты, управляющая режимами работы скважины без замены наземного и погружного оборудования.

Активно внедряет инновационные решения в нефтепереработке ОАО «Башнефть». Так, на ОАО «Уфанефтехим» построен комплекс производства элементарной серы методом Клауса. Здесь же была введена в эксплуатацию установка замедленного коксования мощностью 1,2 млн т в год. Автоматизация процесса позволила полностью исключить ручной труд и максимально снизить вредное воздействие на окружающую среду. Проект установки разработан уфимскими учеными, однако оборудование лишь частично российского производства.

Основные направления инновационной программы ОАО «Газпромнефть» - это «электронное» месторождение (автоматизированное управление добычей и разработкой) и «интеллектуальные» скважины, оборудованные стационарными системами наблюдения и управления; бурение многозабойных (включая горизонтальные) скважин; отечественный метод повышения нефтеотдачи пластов - термово-догазовое воздействие; новые альтернативные технологии первичного и вторичного вскрытия пластов (реактивное бурение, лазерная перфорация); новые технологии добычи и перекачки высоковязкой нефти; технологии паротеплового воздействия на пласт; технологии управления скважиной для пресечения прорывов газа и/или воды и локализации остаточных извлекаемых запасов нефти. Примерно в тех же направлениях ведут инновационную работу и другие нефтегазовые компании России.

Приоритет инновационного развития нефтегазодобывающего комплекса очевиден: доходную часть федерального бюджета 2013 г. на 19 % формируют доходы от поступления налога на добычу полезных ископаемых, 2014 г. - на 21 %. То есть пятая часть бюджета страны финансируется только за счет доходов от добычи нефти и газа. Отсутствие новых инновационных технологий в этой сфере не

позволит получить запланированных государством доходов. В СССР добывалось 519 млн т нефти в год. И только за последние 20 лет российские нефтяники подошли к этому рубежу за счет извлечения углеводородов из активных запасов. Однако одновременно с этим отмечается снижение коэффициента извлекаемости нефти, поэтому только внедрение инновационных технологий позволит сохранить достигнутый уровень добычи нефти. За рубежом дело обстоит существенно лучше, чем у нас. Так, в США, где структура запасов гораздо хуже, чем в России, коэффициент извлекаемости нефти составляет 50 % за счет внедрения инновационных технологий, в то время как в России этот коэффициент составляет порядка 28-30 %.

Также следует отметить крайнюю неравномерность как масштаба внедрения инноваций в российских нефтяных компаниях, так и разброс их эффективности. Представляется, что одной из причин этих явлений является недостаточная разработанность многих методических и практических вопросов управления инновационной деятельностью в российской нефтегазодобывающей промышленности.

В таблице представлены сравнительные данные по величине инвестиций российских и зарубежных нефтегазодобывающих компаний в научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИ-ОКР), а также доля затрат на НИОКР в стоимости добычи нефти и газа [5]. В нефтегазовом секторе

Данные по инвестиционной и зарубежных компаний

Российской Федерации ежегодно инвестируется более 200 млрд руб. на строительство более 5000 нефтяных скважин различной конструкции. В ведущих нефтяных компаниях России и других стран доля инвестиций, приходящихся на строительство эксплуатационных скважин, достигает 80 % в структуре годовой инвестиционной программы. Так, в США в 2009 г. из общей суммы инвестиций в нефтегазодобычу в 151,6 млрд долл. доля расходов на бурение эксплуатационных скважин составила 71,7 % (108,7 млрд долл.), на бурение разведочных скважин и на геофизические исследования приходилось 10,8 % (16,3 млрд долл.) [4]. Существенная величина объемов инвестиций, направляемых на данный вид деятельности, заслуживает особого подхода в рациональности расходования финансовых средств и получения максимальной эффективности.

Для доказательства необходимости рационального инвестирования в инновационную деятельность промышленных и сервисных предприятий нефтегазового сектора авторами был проведен следующий анализ (данные для расчетов приведены в таблице). Были введены зависимые и независимые переменные:

- У - зависимая переменная - прибыль нефтяной компании (столбец 2 таблицы);

- хх - независимая переменная - инвестиции в НИОКР (столбец 4 таблицы);

- х2 - независимая переменная - доля инвестиций в НИОКР в их общей сумме (столбец 5 таблицы);

деятельности российских нефтегазового сектора

Компания Прибыль, млрд долл. Инвестиции, млрд долл. Инвестиции в развитие НИОКР, млрд долл. Инвестиции в НИОКР, % Часть НИОКР в стоимости добычи нефти и газа, долл./т условного топлива

1 2 3 4 5 6

ExxonMobil 19,28000 0,712 0,214 30,06 1,04

BP 16,76000 0,502 0,251 50,00 1,25

RD Shell 12,71800 0,588 0,294 50,00 1,67

ConocoPhillips 4,86000 0,125 0,063 50,40 0,79

Chevron 10,48300 0,316 0,158 50,00 1,24

TOTAL 12,16800 0,841 0,421 50,06 3,44

ENI 6,64848 0,254 0,127 50,00 1,46

Statoil 3,00000 0,165 0,149 90,30 2,58

Repsol 2,24496 0,078 0,071 91,03 1,26

Petrobras 16,20000 0,399 0,359 89,97 3,22

PetroChina 15,00000 0,396 0,198 50,00 1,42

Sinopec 8,97000 0,278 0,139 50,00 3,20

CNOOC 4,32000 0,050 0,050 100,00 2,35

Rosneft 6,51900 0,016 0,014 87,50 0,17

Lukoil 7,01100 0,022 0,020 90,91 0,20

TNK-BP 1,90000 0,018 0,016 88,89 0,20

- х3 - независимая переменная - доля инвестиций в НИОКР в стоимости 1 т добытого топлива (столбец 6 таблицы).

Выбор переменных продиктован целями исследования и наличием зависимости величины прибыли нефтяной компании от ее расходов на НИОКР. В специализированных изданиях («Нефтяное хозяйство», «Нефтегазовая вертикаль», «Нефть России», «Нефтегазовое дело» и др.) часто обсуждается следующее явление: чем больше промышленная компания нефтегазового комплекса расходует на НИОКР, тем больше прибыли она генерирует. Это связано с тем, что благодаря активизации НИОКР разрабатываются новые высокоэффективные технологии добычи топливных полезных ископаемых (нефти и газа), внедряя которые, компании получают возможность снижения затрат на добычу нефти и газа, роста объемов добычи и прибыли.

Авторами были проанализированы следующие парные зависимости:

- зависимость между прибылью компании и инвестициями в НИОКР;

- зависимость между прибылью компании и долей инвестиций в НИОКР в их общей сумме;

- зависимость между прибылью компании и долей инвестиций в НИОКР в стоимости 1 т добытого топлива.

Исследование проведено в два этапа. На первом этапе ставилась задача с применением методов корреляционного анализа сформулировать вывод о наличии и характере взаимосвязи между исследуемыми переменными. На втором этапе с применением методов регрессионного анализа необходимо было сформулировать выводы, полученные на первом этапе, в виде алгебраической формулы.

Далее приведены методические сведения, использованные в расчетах. Парный (линейный) коэффициент корреляции г вычисляется по формуле (черта над переменной или произведением переменных означает среднюю арифметическую)

хУ-х У г =-,

1

Е (х - х )2

1

Е <у,-у )2

где ах, аУ - среднее квадратическое отклонение факторного и результативного признаков соответственно;

п - количество переменных в ряду (в данном случае п = 16).

Значимость линейного коэффициента корреляции проверяется на основе ¿-критерия Стьюдента. При этом выдвигается и проверяется гипотеза о равенстве коэффициента корреляции нулю. При проверке этой гипотезы используется ¿-статистика

* р =

1 - г

(п -2).

При выполнении гипотезы ¿-статистика имеет распределение Стьюдента с входными параметрами {а; k = п - 2}. Если расчетное значение ¿р > ¿1р (табличное), то гипотеза отвергается, что свидетельствует о значимости линейного коэффициента корреляции, следовательно, и о статистической существенности зависимости между х и У. Уравнение парной регрессии и имеет вид: У=а+Ь х,

где У - среднее значение результативного признака при определенном значении факторного признака х;

а - свободный член уравнения; Ь - коэффициент регрессии, который показывает, на сколько в среднем изменяется величина результативного признака У при изменении факторного признака х на единицу. При наличии прямой зависимости имеет положительное значение, а в случае обратной зависимости -отрицательное.

Параметры а и Ь находятся решением системы уравнений

Г^У. = ап+Ь Vх. I V У. х. = а V х. + Ь V х2'

/ у г г / J г / J г

где п - объем исследуемой совокупности, . = 1... п, п = 12 [1].

Проверка адекватности уравнений регрессии начинается с проверки значимости каждого коэффициента регрессии с помощью ¿-критерия Стьюдента

* = !аЧ

Р 7 /а?

а,,

где а? - дисперсия коэффициента регрессии; а? - дисперсия результативного признака; k - число факторных признаков в уравнении. Проверка адекватности всей модели осуществляется с помощью расчета средней ошибки аппроксимации в

2

Г

У

1=1

1=1

п

п

■=11

\У - У1,2,...,

У

100.

При этом значение в не должно превышать 12-15 %

[3].

Необходимо отметить, что в рассматриваемом случае объем совокупности (количество нефтяных компаний) равен 16, а = 0,80; k = п - 2 = 14; tkp (табличное) = 0,258[2].

Зависимости, полученные в ходе анализа, представлены на рис. 1-3.

По результатам анализа можно сделать следующие выводы:

- все коэффициенты корреляции являются статистически значимыми, следовательно, взаимосвязи между переменными существуют; взаимосвязь между прибылью компании и величиной инвестиций в НИ-ОКР прямая, достаточно сильная (чем больше инвестиции в НИОКР, тем больше может быть полученная прибыль), 47 % вариации прибыли объясняется вариацией величины инвестиций в НИОКР;

взаимосвязь между прибылью компании и долей инвестиций в НИОКР в их общей сумме обратная, достаточно сильная, 34 % вариации прибыли объясняется вариацией доли инвестиций в НИ-ОКР в их общей сумме; обратный характер связи (при уменьшении доли инвестиций в НИОКР прибыль растет) может

л ю к

£

25 20

15 10

•

• —"""" •

—>■ = 33 *!+ 4

• • •

—1-1-Г

0,1 0,2 0,3 0,4

Инвестиции в НИОКР

• Факт - Расчет

Рис. 1. Зависимость прибыли нефтяных компаний от инвестиций в НИОКР, млрд долл.

0,5

25

20

н н

о

«

Л

Л §

ю к

£

15

10

* •

т у = -15*2 + 19

•

•

• > *

20

I

I

60

I

80

I

40 60 80 100

Доля инвестиций в НИОКР х2, % Факт — Расчет

Рис 2. Зависимость прибыли нефтяных компаний от доли инвестиций в НИОКР в их общей сумме

120

25

20

15

Л

н Я ю к

£

10

у = 1,2х3 + 7

Т

Доля инвестиций в НИОКР х3, долл. Ф Факт __ Расчет

Рис. 3. Зависимость прибыли нефтяных компаний от доли инвестиций в НИОКР в стоимости 1 т добытого топлива

5

0

5

0

5

0

3

4

быть объяснен тем, что при бесконтрольном росте расходов на НИОКР в ущерб другим важным направлениям инвестиций (например инвестиции в строительство скважин и реконструкцию промысловой инфраструктуры) может вызвать риск снижения прибыли;

- взаимосвязь между прибылью компании и долей инвестиций в НИОКР в стоимости 1 т добытого топлива прямая, но слабо выраженная, т. е. с ростом доли инвестиций в НИОКР в стоимости 1 т добытого топлива прибыль может вырасти, но вероятность этого невелика; всего лишь 5 % вариации прибыли объясняется вариацией доли инвестиций в НИОКР в стоимости 1 т добытого топлива;

- уравнения парной регрессии оказались не адекватными по критерию средней ошибки аппроксимации, что означает (с учетом результатов корреляционного анализа) существование взаимосвязи между анализируемыми переменными, но невозможность выразить такую взаимосвязь через формулу линейной функции. Подводя итог, следует отметить, что с ростом

инвестиций в НИОКР компании нефтегазового

сектора экономики имеют возможность добиться

роста прибыли. Однако нельзя увеличивать долю инвестиций в НИОКР в их общей сумме в ущерб другим направлениям инвестирования. Таким образом, увеличения эффективности экономической деятельности в виде роста прибыли промышленных и сервисных предприятий нефтегазовой сферы возможно добиться только путем сбалансированного наращивания инвестиций в инновации.

Список литературы

1. Каменева Н. Г., Поляков В. А. Маркетинговые исследования: учеб. пособие. М.: Вузовский учебник, 2007.

2. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1973.

3. Теория статистики: учебник/под ред. проф. Р. А. Шмойловой. 3-е изд., перераб. М.: Финансы и статистика, 2002.

4. Щедров Е. А. Мировой буровой сервис // Бурение и нефть. URL:http://burneft. ru/archive/ issues/2011-09/1.

5. ZolotukhinA. Economics and Geopoliticsof Global Energy Processes. URL:http://eage. ru/upload/ File/files/eage_sltru-cis_economicsgeopolitics_of_ gep_abstract. pdf.