CC BY
54
Кротова, 'Ъ.Л- Дубинин.
УСЛОВИЯ ДЛЯ ФОРМИРОВАНИЯ МОДЕЛИ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ
Место нефтяной отрасли в стратегии инноеационно-техноло-гического развитии национальной экономики РФ. На мировые рынки поставляется свыше 70% продукции российской нефтяной отрасли. Большую часть этой продукции составляют сырая нефть и полуфабрикаты. Вплоть до последнего времени в отношении отрасли доминировала точка зрения, что, являясь значительно интегрированными в мировые рынки сырья и капитала, нефтяные компании будут проводить модернизацию в целом самостоятельно. Определенной государственной поддержки в виде бюджетного софинансирования требовала только нефтепереработка, что объяснялось значительным износом основных фондов предприятий, которые передавались в собственность нефтяных компаний из системы Миннефтехимпрома СССР, а также стремлением государства не допустить дефицита нефтепродуктов в период приватизации. Федеральная целевая программа реконструкции НПЗ действовала до 2000 г. и в целом была реализована.
В течение следующего десятилетия государственное регулирование нефтяной отрасли сводилось к установлению ставок экспортных пошлин, налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и тарифов на транспортировку сырья естественной монополией АК «Транснефть». В частности, предполагалось, что дифференцированный в зависимости от индивидуальных условий добычи по каждому месторождению или участку недр НДПИ включает в себя и определенный экономический стимул к развитию инновационных технологий добычи сырья на месторождениях со сложными горно-геологическими условиями, либо находящихся на поздних стадиях разработки. Но на сегодняшний день НДПИ не стал стимулом к внедрению технологических инноваций, что показано в работе ИНП РАН [1]; действующие принципы построения НДПИ отвечают скорее фискальным целям и не имеют непосредственного влияния на инновации.
44
В глобальном аспекте потребность в модернизации российской нефтяной промышленности и выработке новой стратегии ее технологического и инновационного развития обусловлена тем, что она, как и вся мировая добыча «черного золота», вступила в стадию долгосрочного исчерпания своего ресурсного потенциала (рисунок).
Рисунок. Модель «кривой Хубберта» для мировой нефтяной отрасли
График, известный в отраслевой литературе как «кривая Хубберта», показывает ожидаемое обвальное падение добычи в период 2030-2050 гг. Падающий незаштрихованный участок этой кривой, предполагающий будущее открытие 910*109 млрд. барр., или порядка 141797 млн. т нефти за весь оставшийся период существования отрасли. Этот же отрезок зачастую интерпретируется как период, когда отрасль будет вынуждена осуществлять крупномасштабные технологические инновации по повышению нефтеотдачи и продлению срока эксплуатации действующих месторождений, промышленному ресурсосбережению и доразведке нефтегазоносных территорий, потенциал которых в настоящее время в целом определен, а новых крупномасштабных открытий не ожидается.
Относительно российской нефтяной промышленности существует противоречивая картина ее будущего на долгосрочную перспективу. Базовым документом, определяющим параметры развития нефтяной промышленности России на прогнозируемый период, является Энергетическая Стратегия России на период до 2030 года (ЭС-2030), утвержденная решением Правительства РФ 27 августа 2009 г. Весь прогнозный период делится на 3 этапа с относительно гибкими временными границами. Первый этап ЭС-2030 означает преодоление кризисных процессов. Второй -привлечение инвестиций и восстановление ускоренного роста ТЭК; тре-
185с 1эоо 1930 гооо гозо гюо г!5о ггоо
45
тий - придание развитию ТЭК инновационного характера и создание «задела» ресурсной базы на будущее; он ограничен началом 2030-х гг. Ключевые показатели по добыче нефти приведены в табл. 1.
Таблица 1
Ключевые показатели работы нефтяной промышленности России по ЭС-2030, млн. т
Показатель 2008 г. (факт) 1 этап 2 этап 3 этап
Добыча нефти, всего 487,6 486-495 505-525 530-535
% к 2005 г. 103,7 103-105 107-112 113-114
Переработка, всего 227,0 232-239 249-260 275-311
Рост в % к 2005 г. 109,1 112-115 120-125 132-150
Производство:
моторные топлива 114,1 133-140 151-155 187-188
автобензин 35,8 41-43 46-47 56-57
дизельное топливо 69,0 79-83 90-91 110-111
мазут 63,9 48-50 40-42 26-29
Источник: Институт проблем нефти и газа РАН, [2].
В рамках работы Координационного совета РАН по прогнозированию Институтом энергетических исследований (ИНЭИ) РАН на основе оригинального программного комплекса был подготовлен альтернативный официальной Энергетической Стратегии, прогноз основных производственных показателей работы ТЭК, предполагающий, что будут достигнуты следующие показатели (табл. 2).
Таблица 2
Долгосрочный прогноз добычи нефти и её баланса, млн. т
Показатель 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г. 2040 г. 2045 г. 2050 г.
Добыча, всего 495 500 510 510 510 500 480 460
495 505 520 535 520 505 485 465
Импорт 4 4 4 4 4 4 4 4 6 6 7 7 9 9 10 10
Ресурсы, всего: 499 504 514 514 516 507 489 470
Распределение Переработка 499 247 509 253 524 250 539 248 526 245 512 235 494 220 475 210
260 273 285 305 315 315 315 315
Экспорт, всего 237 234 245 245 250 251 244 232
226 223 224 216 193 176 153 129
Прочие расходы и изменение запасов 15 12 17 13 19 15 21 17 21 17 22 20 24 25 28 31
Примечание: в числителе — максимальныш объём; в знаменателе - минимальныш объем.
Источник: расчеты Института энергетических исследований РаАН [3].
46
При сравнении двух долгосрочных прогнозов (см. табл. 1 и 2), обращает на себя внимание несколько принципиальных особенностей:
• оба прогноза исходят из того, что динамика падения нефтедобычи в нашей стране будет более плавной чем в целом по миру, согласно модели на рис.1, что предполагает усиление России как мирового экспортера нефти, хотя прогноз ИНЭИ предполагает более активное вовлечение нефтяного сырья в переработку;
• прогноз ИНЭИ больше соответствует модели «кривой Хуб-берта», чем ЭС-2030 не только из-за более длительного горизонта (2050 г.), но и благодаря наличию в нем переломной точки между 2030 и 2035 г., после которой спад добычи примет объективно необратимый характер;
• в ЭС-2030 вероятность перехода отрасли в стадию падающей добычи в принципе не рассматривается, однако в тексте научного обоснования Энергетической Стратегии России [2] есть декларативное намерение сохранить «задел» по минерально-сырьевой базе развития отрасли на более длительную перспективу;
• прогноз, заложенный в основу ЭС-2030, предполагает сконцентрировать основные усилия по инновационной деятельности и технологическому развитию отрасли на геологоразведке, добыче сырья и повышении нефтеотдачи, тогда как ИНЭИ предполагает более активную ресурсосберегающую политику в переработке и использовании нефтяного сырья, а также импорт ограниченных объемов из стран СНГ, что указывает, по сути, на две разные инновационно-инвестиционные гипотезы, по какому пути пойдет развитие российской нефтяной отрасли;
• на период до 2030 г. в обоих прогнозах отмечается критический показатель добычи в 500-510 млн. т нефти, добыча ниже этого уровня создаст угрозу, как функционированию внутреннего рынка, так и выполнению внешнеторговых обязательств.
Оба прогноза, таким образом, ставят научно-технологическое развитие нефтяной промышленности решающим фактором. Тем не менее, адекватно оценить существующее состояние инновационной активности по официальным статистическим данным не представляется возможным. Согласно обследованиям Центра исследований и статистики науки (ЦИСН) за 2008 г., в нефтедобыче только 6,4% обследованных предприятий сообщили, что используют технологические инновации. В нефтепереработке этот показатель существенно выше - около трети обследованных предприятий. Но это, как правило, связано с массовыми закупками импортных технологий для реконструкции НПЗ в 1990-2000-е годы.
47
По мнению профессора Международной Академии оценки и консалтинга Ю.И. Черного [4], достаточно высокие параметры инновационной активности в нефтепереработке можно объяснить сохраняющимся эффектом от реализации Федеральной целевой программы реконструкции НПЗ, а также использованием значительного числа запатентованных импортных технологий, что способно существенно улучшить наблюдаемые показатели инновационной активности. Напротив, использование технологических инноваций в режиме коммерческой тайны и не подлежащего патентной защите служебного ноу-хау искусственно занижает показатели реальной инновационной активности на предприятиях. Одновременно до сих пор не определено место и роль отечественных технологий и научно-технических разработок в стратегии инновационного развития нефтяной отрасли.
Дефицит достоверной статистики по инновациям в нефтяной отрасли усугубляет проблема дезинтеграции научно-технологического пространства нефтяной отрасли, на что указывает присутствие в профессиональных СМИ и на Интернет-сайтах рекламной и непроверенной информации. В частности, на сайтах добывающих предприятий, головных компаний, сервисных фирм и поставщиков оборудования можно найти принципиально различные цифры, демонстрирующие технические характеристики образцов бурового и нефте-газопромыслового оборудования, расходящиеся на 30-40%.
Лишь частично эти расхождения обусловлены различиями в характеристиках горно-геологических условий на месторождениях, показателей качества различных видов нефти и общего состояния промысловой инфраструктуры. В частности, производительность электроцентробежных насосов (ЭЦН) при надлежащих условиях эксплуатации не должна превышать ±10-15% от проектных значений. Публикуемые же оценки различаются на 30-40%, что можно объяснить рекламным характером публикаций, несогласованными интересами предприятий и снижением уровня подготовки специалистов, отвечающих за научно-техническую информацию.
В период 1993-2010 гг. отмечалось несколько попыток сформировать современную модель научно-технической и инновационной политики нефтяных компаний. Одна из таких моделей может быть условно охарактеризована как «аутсорсинговая с участием иностранного инвестора». В начале-середине 1990-х годов некоторые нефтяные компании («ЛУКОЙЛ», «ТНК», «Славнефть», «СИДАНКО») заявляли о том, что будут использовать технологии и опыт зарубежных партнеров для системного обновления производственно -технического потенциала в отдельных сферах деятельности, было
48
подписано значительное количество долгосрочных программ стратегического партнерства между нефтяныши компаниями и ведущими зарубежными производителями оборудования, информационно -управляющих систем, программный средств, с инжиниринговыми компаниями. Но уже в середине 2000-х годов большинство этих программ были свернуты, одни как показавшие свою неэффективность (таков быш альянс «ЛУКОЙЛа» с ENI, а также с ABB и Chevron для модернизации сбытовой сети и сооружения Южного НПЗ); другие - после того, как быши достигнуты цели, заложенные в соглашении, например, реконструкция Пермского и Волгоградского НПЗ все той же НК «ЛУКОЙЛ».
Одновременно существуют косвенные данные, что далеко не всегда импортируемые технологии оказывались эффективными, а для проведения особо сложных работ по реконструкции, ремонту и восстановлению производства после крупных аварий на импортном оборудовании нефтяники и нефтепереработчики привлекали не иностранные сервисные компании, а известных специалистов с оборонных предприятий или системы МЧС РФ. Большое количество российских научно-производственных коллективов, работающих на субподряде у зарубежных сервисных компаний также указывает на то, что реальная доля отечественных технологий и инженерных решений, используемая российскими нефтяными компаниями, на самом деле выше той, что декларируется для зарубежных инвесторов и подрядчиков.
Другая модель инновационого развития предприятий нефтяной отрасли может быть охарактеризована как «опора на собственные силы». Ее основой становились соглашения о сотрудничестве нефтяных компаний или их крупнейших дочерних предприятий с отечественными поставщиками оборудования, включая как продукцию специализированные предприятий (например, попытка альянса НК «ЛУКОЙЛ» и группы «Уралмаш»), так и конверсионные разработки (изготовление отдельных образцов нефтедобывающего оборудования для ОАО «Татнефть» предприятиями Поволжского ФО и ОАО «Чебар-кульская кузница» для НК «Сургутнефтегаз»). С конца 1990-х годов отмечается интерес нефтяных компаний к отдельным разработкам научно-прикладного характера, выполняемых отечественными научно-производственными организациями [5].
Подобные отношения компаний и подрядчиков, как правило, ограничивались отдельными коллективами и регионами. Однако широкого поиска наиболее эффективных технологий из всего их предложения отечественными предприятиями и институтами не проводилось, что являлось существенным ограничением. К настоящему
49
времени часть научно-технических и инженерных центров при самих компаниях были закрыты или реорганизованы под другие задачи. Получить же достоверные оценки доли импортного оборудования на дочерних предприятиях нефтяных компаний сложно - в открытых источниках этот показатель составляет по разным данным от 30 до 55%. Но если даже принять минимальное значение, зависимость от импорта в отрасли высока.
Поэтому одним из требований к дальнейшей выработке стратегии инновационного развития отрасли будет постепенное, экономически и технологически обоснованное использование отечественных разработок в тех подотраслях, где возможна их эффективная эксплуатация. Эти подотрасли необходимо выявить и обозначить в качестве приоритетных при проведении технологической модернизации.
Для анализа предпосылок перехода предприятий нефтяной отрасли к инновационному развитию необходимо, во-первых, дать характеристику состояния развития технологий по подотраслям нефтяной промышленности. Затем на эту характеристику может быть, в свою очередь, «наложена» качественная модель инновационно-активной компании, которая учитывает как общие принципы инновационного менеджмента, так и отечественную отраслевую специфику. В дальнейшем можно перейти к выявлению точек роста инновационной активности в нефтяной отрасли.
Особенности модели хозяйственного поведения российских нефтяных компаний и предпосылки перехода их к инновационной активности. Подход отечественных предприятий и компаний нефтяной промышленности к приобретению и внедрению новых технологий, по мнению автора, стоит считать сугубо финансово-экономическим. Он основан на соотношении затрат и выгод от работы с конкретными поставщиками оборудования и технологий. Ключевыми факторами, влияющими на выбор нефтяными компаниями той или иной технологии, являются возможности получения связанных кредитов на закупку оборудования от зарубежных банков, использования лизинга, забалансового финансирования основных фондов и новых проектов, возможности применения ускоренной амортизации, а также варьирование ставки НДПИ в зависимости от экономических показателей предприятия в целом или отдельных месторождений, формирующих значительную долю его добычи [6].
Также среди российских нефтяников распространена точка зрения, что модернизация производства должна приводить к росту затрат на сырье и нефтепродукты, а, следовательно, ведет к повышению внутренних цен. Эта точка зрения противоречит классическому
50
подходу к технологической модернизации как способу снижения издержек производства, формирующих в итоге «нижний предел» и для мировых цен на углеводородное сырье. Действительно, в 1990-е годы, когда публиковались подобные оценки, происходило снижение мировых цен на нефть, которое, в свою очередь, подогревалось ожиданиями роста производительности отрасли в результате внедрения новых технологий в нефтедобыче и геологоразведке.
Применительно к российским нефтяным компаниям, продолжающийся на протяжении почти 20 лет рост их издержек обычно трактуют как следствие сохраняющегося инфляционного давления на рубль и непрозрачности бизнеса, а также возможных финансово-налоговых нарушений. Однако нецивилизованные методы ведения бизнеса могут объяснить лишь искаженные соотношения между величинами прибыли и издержек, но никак не устойчивую тенденцию к росту затрат на производство в течение почти 20 лет. Исключением из этого ряда стал период кризиса 2008-2009 гг., когда по итогам официальной отчетности, прибыль российских нефтяных компаний выросла на 7-15%, несмотря на спад мировых цен на сырье. Этот кажущийся парадокс объясняется тем, что нефтяные компании осуществили ряд мероприятий, которые провели в период 2008-2009 гг. многие отечественные бизнес-структуры: сокращение наиболее затратных структурных подразделений, проведение ряда организационно-экономических мероприятий и продажа нерентабельных активов15, - все это в кризисный период продемонстрировало, что у нефтяных компаний существуют значительные финансовые резервы.
С точки зрения автора, речь идет не просто о накоплении резервов за счет растущих затрат, но о специфической модели хозяйствования, где результатом финансовой деятельности является весь их чистый совокупный доход как от профильной, так и неосновной деятельности, причем частью дохода выступают остающиеся в распоряжении компании отдельные элементы затрат: амортизационные отчисления и некоторые группы товарно-материальных запасов, т.е., так называемый Cash Flow. Ориентация на него, в свою очередь, порождает существенные различия в хозяйственном поведении компаний (табл. 3).
Компании, ориентированные на совокупный чистый доход, при наблюдаемой непрозрачности их деятельности, имеют значительные финансовые резервы, повышающие их устойчивость в кризисной ситуации. Инновационная инертность - еще одна характерная черта такой модели хозяйствования.
15 См., например, обзоры прессы «Газовая лента», на www.eazo.ru
51
Таблица 3
Сравнительная характеристика особенностей финансовой деятельности компаний, имеющих разные цели хозяйствования
Цель деятельности Максимизация прибыли Максимизация совокупного чистого дохода
Наиболее предпочтительные источники инвестиций Кредиты с покрытием денежными средствами, прямые инвестиции Собственные средства и кредиты под покрытие в т.ч., за счет встречных поставок продукции (экспорт)
Ключевые бенефициары Акционеры и наиболее квалифицированное ядро менеджмента Высший менеджмент и фактические собственники бизнеса
Издержки в долгосрочной перспективе Стабильны или сокращаются Растут
Добавленная стоимость в долгосрочной перспективе Растет при благоприятной конъюнктуре рынка; при неблагоприятной - способна резко упасть, есть риск серьезных убытков Невысока и относительно стабильна
Методы управления активами Обеспечение эффективного использования и прозрачности по основным группам активов, включая раздельный учет активов и затрат, связанных с этими активами Обеспечение максимального прироста общей массы основных средств, принадлежащих компании, включая незавершенные объекты
Наличие резервов и «узких мест» на производстве Незначительно, поскольку оптимизация бизнес-процессов происходит постоянно Выявляются даже при незначительной оптимизации издержек или продаже непрофильных активов
Предпосылки к внедрению новых технологий Возможность получения высокой добавленной стоимости или существенной экономии издержек при стабильных ценах Изменения в структуре спроса и предпочтений потребителей и заказчиков Возможность диверсификации бизнеса, когда новые и более мелкие виды бизнеса приносят более высокую и более быструю отдачу, чем старые и традиционные
Тем не менее, с точки зрения автора, одной из предпосышок к внедрению и даже созданию собственные инноваций в российских компаниях, включая нефтяные, может стать фундаментальная угроза их бизнесу в существующем виде. Таковой в частности является снижения уровня добычи сыфья менее 500 млн. т уже через 18-20 лет, что сравнимо с длительностью инвестиционного цикла в нефтедобыче, с одной стороны, и с продолжительностью создания наиболее капиталоемких и сложных высокотехнологичных образцов оборудования, технологий и материалов.
52
Исследования Московской Академии рынка труда и информационных технологий (бывшая Академия повышения квалификации работников оборонной промышленности Миноборонпрома РФ), проводившиеся в том числе с использованием анкетирования руководителей ряда оборонных предприятий и предприятий нефтегазового комплекса, показали, что большинство проблем, сдерживающих инновационное развитие предприятий, носят субъективный характер [7]. Исследования также показали, что большинство инновационных компаний, вне зависимости от отрасли, обладают следующими характеристиками (табл. 4).
Таблица 4
Характеристики инновационно-активных компаний и соответствие им компаний и предприятий отечественной нефтяной отрасли
Составляющие «идеального образа» инновационно-активной компании Характеристики компаний и предприятий нефтяной отрасли
Проведение мониторинга рынков, разработка и совершенствование выпускаемой продукции при доле новой продукции до 50% выпуска Мониторинг проводится только для экспортных рынков и технологических возможностей обеспечить экспорт в кратко- и среднесрочной перспективе
Использование передовых технологий и новых технических решений, играющих ключевую роль в технологических и бизнес-процессах Нет объективной картины, в том числе, и вследствие неполного учета всего технологического портфеля в качестве самостоятельных, запатентованных технологий
Освоение технологических инноваций сопровождается адекватными организационными механизмами их реализации Высокие риски техногенных аварий в отрасли указывают на дефицит организационных механизмов освоения новых или сложных технологий
Используются новые и нестандартные решения в сфере маркетинга Характеристика имеет значение только для мелких и средних компаний, являющихся покупателями франшизы на реализацию нефтепродуктов
Кадровый потенциал обладает квалификацией, позволяющей поддерживать используемые технологии и качество продукции, идет постоянная переподготовка и обучение персонала Высокие риски техногенных аварий в отрасли указывают на возможные несоответствия технологических характеристик оборудования уровню квалификации отдельных управленцев и специалистов
Финансовая состоятельность, способность расходовать собственные или привлекать заемные средства на инновации Существуют значительные финансовые возможности; непрозрачная отчетность затрудняет выявление их направлений расходования между предприятиями и направлениями деятельности
Организационная культура и стиль деловых отношений обеспечивают готовность коллектива работать в постоянно меняющихся условиях Организационная культура и стиль деловых отношений сохраняют многие черты советской административно-командной экономики
Система управления построена на принципах лидерства, используются технологические Форсайт-прогнозы Система управления построена на традиционных иерархических принципах, прогнозирование и стратегия носят формальный характер. В период кризиса 2008-2009 гг. такие структурные подразделения были существенно сокращены
53
Как видно из табл. 4, наибольшие расхождения в отечественной нефтяной промышленности с «образом» инновационно-активной компании связаны с ее организационной культурой и системой управления, в той или иной мере унаследованных от бывшей системы Министерства нефтяной промышленности СССР. По всей видимости, почти 20 лет с момента рыночных преобразований отечественной экономики не смогли полностью трансформировать традиционную для нее деловую культуру. Кроме этого, объективная оценка соответствия нефтяных компаний и их дочерних предприятий (равно как и неинтегрированных производителей нефти) параметрам инновационно-активных компаний предполагает главным образом, технологические инновации. А их уровень использования и возможности эффективного импортозамещения существенно различается по подотраслям, в том числе, и внутри одной компании.
Характеристика потенциала отечественных технологий для нефтяной промышленности. Ведение геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ традиционно было и является сегодня одним из наиболее конкурентоспособных подотраслей ТЭК, несмотря на существенное (в 3,5 и более раза) сокращение реального финансирования геологоразведочных служб за 1990-е годы.
В последние несколько лет здесь наметились негативные тенденции, одной из которых стал переход собственности геологоразведочных предприятий к ведущим зарубежным, прежде всего, американским и французским компаниям, которые привлекает относительная дешевизна работы геологов и геофизиков в России по сравнению с западными странами. Несбалансированная система финансирования ГРР и оплаты труда в подотрасли искусственно сдерживает возможности эффективного использования ее конкурентных преимуществ [3, 5].
Ключевым из этих преимуществ является высокая квалификация инженерно-технологических кадров. Необходимость интерпретации массивов данных природного и технологического характера, потребность в построении моделей и совершенствовании программного обеспечения для повышения достоверности и интерпретации геофизических данных, а также для подсчета запасов, - все это свидетельствует о том, что успешность геолого-геофизических исследований определяется субъективным фактором: квалификацией специалистов, их подготовкой как фундаментальной, так и профессиональной. В настоящее время, благодаря внутренней конкуренции между вузами, их выпускники способны эффективно работать в ведущих зарубежных геологических, геофизических и нефтегазовых компаниях.
54
Россия обладает сильными научно-техническими школами в области нефтегазовой литологии, петрофизики, промысловой геофизики [5, 8]. Несмотря на расхождения в методологии и принципах, заложенных в способы подсчета запасов углеводородов (УВ) отечественными и зарубежными специалистами (имеется в виду классификация ресурсов и запасов нефти и газа по методологии Общества нефтяных инженеров, БРБ), результаты работ российских промысловых геологов востребованы зарубежными компаниями. С одной стороны, российское законодательство требует использования отечественных стандартов; с другой стороны, - для зарубежных инвесторов представляет значительную ценность альтернативный подход к подсчету запасов.
Отставание в нефтегазовой геологии и геофизике связано с недостаточно современным техническим оснащением геологоразведочных служб, прежде всего, в трехмерной (3Д) сейсмической съемке территорий. Переход геологоразведочных предприятий на новые технологии сопровождался массовой закупкой импортного оборудования и программных продуктов, особенно для решения задач подсчета запасов и проектирования разработки нефтяных месторождений, регламентированные к использованию в требованиях Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений (ЦКР) Роснедра. [5, 8]
В настоящее время российскими специалистами созданы новые программные продукты, позволяющие проектировать схемы разработки месторождений, но для их широкомасштабного внедрения требуется сертификация этого программного обеспечения, а также корректировка нормативно-методических документов ЦКР. Относительная экономия от перехода на отечественные разработки может достигать до 20% расходов на программное обеспечение.
В отличие от сухопутных геологических и геофизических исследований, где Россия держит примерный паритет с США, Францией и другими странами - «держателями» наиболее конкурентоспособных нефтегазовых технологий, Россия в течение нескольких десятилетий отставала в развитии технологий морской геологоразведки, геофизики и добычи углеводородов на континентальном шельфе. В долгосрочной перспективе выход на шельф для отрасли объективно необходим. По отношению к требуемой для этого технологической базе отрасль находится в точке выбора:
• либо будут привлечены зарубежные геологоразведочные и геофизические компании, при этом будет утрачена значительная часть контроля не только за используемыми технологиями, но и за полученной с их помощью информацией, имеющей стратегическое значение для отрасли;
55
• либо начнет осуществляться импортозамещающая стратегия создания оборудования и технологий для геолого-геофизического исследования шельфа, целью которой будет достижение параметров оборудования, сопоставимых с зарубежными (благодаря использованию в том числе, и разработок по Федеральной целевой программе «Национальная технологическая база»).
Политический выбор Россия уже сделала, заявив о себе как об одном из ключевых участников освоения Арктики, к которой относится большинство ее нефтегазоносных шельфовых территорий. Стоимость отдельных разработок, применимых для освоения шельфа, оценивается в 450-500 млн. руб. в ценах 2008 года.
Освоение и разработка месторождений, добыча нефти. На сегодня более 75% месторождений нефти вовлечены в промышленное освоение, при этом их средняя выработанность приближается к 50%. Запасы действующих высокопродуктивных углеводородных провинций выработаны более чем на 50%, половина месторождений приходится на месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. Снижение качества запасов вновь вводимых месторождений является объективной составляющей более низкой конкурентоспособности отечественной нефтедобычи перед зарубежной. Но это не полностью подтверждает гипотезу А. Паршева о принципиальной и практически неустранимой неконкурентоспособности России как экспортера природных ресурсов, исключительно природными условиями - объемом и качеством запасов, климатом, расстояниями.
В снижении конкурентоспособности нефтедобычи велико влияние организационно-технологического фактора, когда не используются или используются в ограниченных масштабах известные и опробованные технологии. Согласно многим открытым отраслевым источникам количество неработающих скважин доходит до 30 тыс. (26% эксплуатационного фонда). Доля же высокопродуктивных запасов на балансе большинства нефтяных компаний составляет лишь 45%.
Вторичные способы разработки (заводнение или нагнетание газа) дают величины нефтеотдачи в диапазоне от 25 до 40%, а современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН) поднимают нефтеотдачу до 30-70%. Согласно оценкам Института проблем нефти и газа РАН применение уже освоенных современных методов в России позволит увеличить величину ожидаемой к 2020 г. средней нефтеотдачи с 35 до 50%, что может означать добычу дополнительных 5-7 млн. т в год для регионов с максимальной выработанностью эксплуатируемых месторождений; большинство их расположены в Приволжском и Южном федеральных округах.
56
Стремясь нарастить экспорт, многие отечественные компании практикуют методы выборочной интенсификации добычи нефти из активных запасов, даже если такие методы приводят к снижению проектной нефтеотдачи. Кроме того, в нарушение закона «О недрах» выводятся из эксплуатации тысячи малодебитных скважин, доля которых в стране превышает 20%. Для законодательной корректировки этого нужна переработка законодательно-нормативной базы, возможно даже путем фиксации некоторых дополнительных целевых параметров разработки нефтяных месторождений административным путем и введения их в регламенты ЦКР.
Буровые работы на нефть, газ и конденсат. Характеристики действующего бурового оборудования сопоставимы с зарубежными аналогами. Практически все оборудование, выпускаемое отечественными предприятиями, должно быть сертифицировано по стандартам Американского нефтяного института (API). Тем не менее, не до конца ликвидированы недоработки в проектировании и изготовлении отдельных технологических узлов, деталей и конструкционных материалов.
Слабыми сторонами являются преимущественно невысокое качество породоразрушающего инструмента и двигателей для буровой установки (обеспечение высоких скоростей и нагрузок, позволяющих с меньшими затратами бурить скважины в сложных горногеологических условиях). Есть отставание в технологиях заканчива-ния скважин, прежде всего по экологическим характеристикам и степени воздействия на прилегающие участки недр.
До недавнего периода российские предприятия практически не строили горизонтальных и наклонно-направленных скважин, целесообразность которых наиболее очевидна для эксплуатации сложно-построенных месторождений. В условиях ухудшения сырьевой базы строительство наклонно-направленных скважин развивается с середины 1990-х годов преимущественно на импортном оборудовании.
Как опытный образец существует буровой комплекс «Ястреб», позволяющий бурить наклонно-направленные скважины с берега моря по дну континентального шельфа. Хотя подобный принцип работы буровых установок практически нигде не используется в мировой практике, качество такой техники предварительно оценить трудно, прежде всего, по параметрам эксплуатационной надежности и экологической безопасности.
Приоритетными направлениями в части совершенствования буровых растворов являются: модификация систем буровых растворов, сохраняющих коллекторские свойства продуктивных пластов, разработка под конкретные горно-геологические условия тампонажных
57
материалов для крепления эксплуатационных колонн, обеспечивающих герметичность скважин. Все эти разработки являются конкурентоспособными и потенциально «экспортоспособныши» при условии качественного доведения результатов НИОКР до серийных производств в ближайшие 10-15 лет. Большинство этих технологий существуют в виде опыггных образцов.
Напротив, в производстве буровых установок, двигателей и по-родоразрушающего инструмента позиции отечественных предприятий выглядят более слабыми16 Для недропользователей приобретение импортных дорогостоящих технологий предпочтительнее перед покупкой отечественных аналогов из-за возможности получить кредит под закупки под приемлемый процент, возвратить кредиты за счет дополнительных поставок нефти на экспорт, а также - получить дополнительные шансы для размещения капиталов за рубежом. Тот же принцип справедлив относительно оборудования для интенсификации нефтедобычи, обустройства месторождений и других промысловых работ.
Стоит предположить, что при сопоставимом качестве бурового и нефтегазопромыслового оборудования, цена на отечественные аналоги должна быть ниже с поправкой на возникающие при импортных закупках финансовые эффекты от их приобретения. Но в условиях роста издержек производства машиностроительной продукции, усиливается угроза потери российским оборудованием прежде всего ценовой конкурентоспособности.
Поэтому принятие решения о сохранении производства Российского бурового, равно как и нефтепромыслового оборудования, на долгосрочную перспективу является не только технологическим, но и политическим выбором. Технологические возможности традиционных производителей бурового оборудования (Уральский завод тяжелого машиностроения, Волгоградский завод буровой техники и др.) не соответствуют наиболее прогрессивным зарубежным образцам, тогда как конверсионное производство не всегда может выпустить изделия, соответствующие эксплуатационным требованиям нефтяной промышленности.
Освоение континентального шельфа. Ввод месторождения и газопровода для транспортировки газа Штокмановского месторождения в Северо-Западный район намечается к 2017 г. Для достижения проектных уровней добычи газа в Баренцевом море планируется
16 Большинство оценок технологического уровня и примерной стоимости создания новых технологий в геологии, нефтедобыше и бурении сделаны! автором на основании материалов секции «Прогнозирование экологии и природопользования» Координационного Совета РАН по прогнозированию, например, в виде электронных приложений к [3].
58
каждые 5 лет вводить по одной ледостойкой платформе подводно-надводного комплекса или по одному подводному комплексу.
Первоначально предполагалось импортировать соответствующее оборудование и технологии из Норвегии, являющейся «держателем» наиболее конкурентоспособных технологий морской нефте- и газодобычи в условиях близких к арктическим. Но сопоставление условий работы в Баренцевом и Северном морях, показало низкую технологическую эффективность норвежских технологий в арктических условиях, а также исключительно высокие экологические риски разливов конденсата и выбросов газообразного метана. Учитывая это, с привлечением ОАО «Газпром», предприятий российского ОПК и европейских компаний, решено производить собственное уникальное оборудование для освоения континентального шельфа арктических морей.
Инфраструктура освоения континентального шельфа создается в РФ фактически с нуля, что обусловило доминирование импортного оборудования в проектах соглашений о разделе продукции (СРП) Сахалин-1 и Сахалин-2. На долю отечественных предприятий и подрядчиков"'7 приходятся только отдельные ремонтные и водно-транспортные работы, при этом к отечественным подрядчикам и поставщикам предъявляются жесткие требования по срокам и качеству работ.
В перспективе стратегическое значение шельфа для экономики, обороноспособности и геополитического положения нашей страны требует создания ключевых импортозамещающих технологий в области бурения и добычи УВ на шельфе арктических морей, технологический уровень которых сопоставим с ведущими зарубежными аналогами, либо задан уникальными условиями осваиваемых территорий:
• системы и комплексов приборной техники обеспечения разведки месторождений углеводородного сырья на акваториях морского шельфа;
• освоения и эксплуатации месторождений углеводородов арктических морских шельфов на основе подводных автономных технических комплексов, в том числе подводного бурового комплекса для арктических замерзающих морей, а также ле-достойких платформ, адаптированных к условиям арктического побережья России.
В целом, освоение континентального шельфа дает двойственную оценку перспектив конкурентоспособности отечественных технологий и оборудования. Стандартная техника, работающая в относительно мягких климатических и горно-геологических условиях, будет приоб-
11 См., например, материалы на www.derrick.ru и www.regnum.ru
59
ретаться по импорту - хотя это не исключает развития отдельных предприятий при сегодняшнем законодательно установленном уровне локализации инвесторов по соглашениям о разделе продукции в 30%.
С другой стороны, техника и технологии для арктического шельфа, где преимущественно начнет добываться газ и конденсат, будут разрабатываться и по большей части производиться в России с привлечением предприятий ОПК и иностранных инвесторов, а также в рамках программы «Национальная технологическая база».
Расходы на индивидуальные технологии могут составить от 0,5 до нескольких миллиардов рублей при ожидаемых приростах добычи на шельфе до 10-12 млн. тонн. Такая стратегия импортозамеще-ния ради сохранения энергетической независимости РФ реализуема при уровне цен на нефть не ниже 45 долл. США за баррель. Хотя это и наиболее сложная задача во всем спектре инновационного развития нефтяной отрасли, она согласуется с концепцией так называемых «маргинальных», т.е. наиболее дорогостоящих, затрат на освоение шельфа всеми мировыми недропользователями.
Транспорт и хранение нефти. Проектирование нефте- и газопроводов, нефте- и газохранилищ является исходной стадией проектного цикла, на которой закладываются многие конкурентные преимущества проекта. В сфере проектирования строительства и реконструкции объектов магистрального транспорта нефти и газа наиболее слабы позиции отечественных специалистов по энерго- и ресурсосбережению при транспортировке углеводородов. В других аспектах проектирование и строительство трубопроводов и подземных хранилищ газа является достаточно конкурентоспособным.
В большинстве аспектов эксплуатации нефте- и газопроводов, в том числе, оперативно-диспетчерском управлении, планово-предупредительном ремонте и др., - отечественные технологии обеспечивают в целом сравнимый с различными зарубежными компаниями уровень выполняемых работ.
Нефтепереработка. Практически все отечественные крупнотоннажные установки по переработке нефти и газа являются устаревшими образцами. В области повышения выхода светлых нефтепродуктов с высоким октановым числом путем каталитического крекинга одной из последних полностью отечественных разработок является установка Г-43-107, разработанная ныне не существующей Грозненской школой нефтезаводских конструкторов. Последняя из таких установок была введена в эксплуатацию в 1994 году на Уфимском НПЗ. После этого строительство и ввод в эксплуатацию аналогичных установок был прекращен, а задача повышения выхода светлых нефтепродуктов
60
реализовалась за счет строительства установок, ориентированных на производство не выгсокооктановыгс бензинов, а полуфабриката дизельного топлива, что предполагает опережающее развитие гидроге-низационныгс, а не каталитических процессов.
Начатая с момента приватизации нефтяной отрасли в 1992-1993 гг., программа модернизации НПЗ быша рассчитана на импортное оборудование и технологии. Отраслевая наука была признана неэффективной и не подлежащей финансированию. Выжившие исследовательские коллективы немногочисленны, чаще всего занимаются консультационными, информационными услугами или работой с базами данных по различным вопросам нефтепереработки [9].
Отечественные разработки в области оборудования и технологий для переработки углеводородного сырья сконцентрированы в основном на проектировании и индивидуальных мини-НПЗ, т.е. рассчитанных на объемы и компонентный состав конкретных месторождений, что все больше сближает нефтепереработку с переработкой попутного газа.
Утилизация и переработка природного и попутного газа. Текущее состояние дел в области учета, утилизации и переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) и природного газа существенно снижает интегрированные оценки конкурентоспособности отечественной нефтяной промышленности из-за растущих экологических штрафов и потерь потенциальных источников дохода от переработки ПНГ. Согласно официальной статистике в 2007 г. в России сжигалось 17-20 млрд. куб. м. ПНГ, по данным исследований, проведенных по заказу Всемирного банка - 38 млрд. куб. м. Данные аэрокосмического мониторинга, проведенного в США, дали объем порядка 60 млрд. куб.м. в год. Объективных показателей состояния дел получить невозможно вследствие низкой оснащенности скважин приборами учета ПНГ (не более трети).
Ряд специализированных инженерных и консультационных организаций предлагает решать проблему утилизации ПНГ комплексно, как совокупность инвестиционных проектов в области газовой энергетики и химии. На базе технологий, разработанных или разрабаты-ваемыгх в ИНХС РАН, ИВТ РАН и ИХФ РАН возможна переработка ПНГ в промысловых условиях с получением жидких целевых продуктов: синтез-газа в малогабаритных реакторах на базе ракетных и дизельных двигателей и на основе парциального окисления ПНГ.
Возможно построить также малогабаритные реакторы и высокоэффективные катализаторы для конверсии синтез-газа в метанол, синтетическую нефть, бензин, ароматические углеводороды. Подобная технология может быть внедрена на базе исследований ИНХС
61
РАН, ИВТ РАН, ИХФ РАН, ИОХ РАН, ИК СО РАН. Возможно также получение метанола на основе прямого парциального окисления ПНГ (технология ИХФ РАН), и одностадийная каталитическая технология производства моторных топлив из газового конденсата, в том числе высокосернистого (технология ИК СО РАН) [10].
Все названные технологии существуют на стадии НИОКР или опытных образцов, 2-3 из них непосредственно используются отдельными предприятиями. Таким образом, несмотря на наличие технологий и широкие возможности их использования, переработка ПНГ, являющегося ценным нефтехимическим сырьем, практическое использование его крайне ограничено.
Нефте- и газохимия. Большинство отечественных технологий и оборудования на действующих предприятиях введены в эксплуатацию в 1980-х и 1970-х годах. Как и в нефтепереработке, доминирующими тенденциями стала медленная модернизация химических производств на основе импортного оборудования и технологий, одновременно усилилась экспортная направленность нефтехимического комплекса с одновременным импортом готовых изделий и полуфабрикатов из полимерных материалов.
Наиболее динамичными темпами способно развиваться экспортно-ориентированное производство азотных удобрений, сырьем для которых является природный газ. Но модернизация подотрасли сдерживается ее незавершенной структурной реформой.
Развитие газохимии и переработки природного газа сосредоточено в ОАО «Газпром»15 Генеральной схемой развития газовой отрасли до 2030 года предполагается создать широкую сеть газохимических производств на основе технологий, закупаемых преимущественно в ФРГ, а также во Франции.
Рассмотрение предпосылок перехода к инновационному развитию и технологического потенциала нефтяной отрасли России по подотраслям позволяет сделать следующие выводы.
Главное - на фоне общемировой тенденции к сокращению запасов углеводородов, страна стремится сохранить, а в ближайшие 1520 лет и усилить свои позиции на мировом рынке не только газа, но и нефти. Высокие требования - обеспечить к 2030 г. уровень добычи не ниже 500-510 млн. т - нереализуемы без перехода отрасли, в лице как ее головных компаний, так и дочерних предприятий к инновационной модели развития.
18 Материалы по использованию ПНГ, газопереработке и газохимии собраны автором на основании [10] и портала «Газовый форум», www.gasforum.ru
62
Обследования ЦИСН показали, что по отчетности более всего используют инновационные технологии те предприятия, которые в наибольшей мере зависят от импортного оборудования, например, нефтеперерабатывающие и нефтехимические производства.
Потенциал собственных технологий в России обладает наибольший в области геологоразведочных работ на нефть, геофизических исследованиях, разработке реагентов для повышения нефтеотдачи и буровых растворов. Все это можно охарактеризовать как относительно некапиталоемкие инновации, направленные на подотрасли геологоразведки и добычи нефтяного сырья, частично - его транспортировку, а также мониторинг состояния технологических объектов. При своей относительной некапиталоемкости, они являются очень наукоемкими, а в их разработку вовлечены специалисты ведущих отечественных нефтегазовых вузов (Москва, Тюмень, Уфа), Институт проблем нефти и газа РАН, оборонные предприятия.
Одновременно отечественные компании практически не патентуют такие инновации, а защищают их в режиме служебного ноу-хау. Этот негибкий и не ориентированный на отражение инновационной активности предприятий в собственной отчетности подход приводит в конечном итоге и к недооценке интеллектуальной собственности российских компаний.
Научные разработки и инновации в нефтепереработке и нефтехимии фактически уничтожены в период кризиса 1990-х годов. Исключение составляют разработки в области малотоннажных процессов переработки углеводородного сырья сложного состава, осуществленные при участии ведущих отечественных научных школ.
Складывается ситуация, при которой в России по мере продвижения «цепочки» технологий ТЭК от производства и экспорта к конечному потребителю научно-технологический уровень подотрасли снижается. Объяснить это можно следующими факторами и условиями:
• добавленная стоимость максимальна на стадиях добычи и транспортировки сырья, тогда как переработка менее доходна;
• в геологии, геофизике, освоении шельфа и мониторинге добычи и транспортировки газа есть большие возможности использовать технологии ОПК, традиционно выполняющиеся на более высоком уровне, чем гражданские. Этот дефект отечественного машиностроения не был преодолен в результате перевода промышленности на рыночные рельсы почти 20 лет назад.
Сформировавшиеся диспропорции в инновационном развитии и собственно потенциале модернизации нефтяного комплекса России, могут быть преодолены путем применения к нефтяной отрасли по-
63
ложений так называемой ресурсно-инновационной стратегии, разработанной в начале 2000-х годов. Отличие ресурсно-инновационного сценария от других альтернативных сценариев модернизации предполагает прежде всего модернизацию отраслей первичной переработки добываемого сырья - газо- и нефтепеработки, а также глубокой переработки древесины, отдельных подотраслей металлургической промышленности и т.д. В результате модернизации перерабатывающих отраслей и роста добавленной стоимости от экспортных поставок возникнут финансовые и технологические предпосылки модернизации отраслей более высоких технологических переделов.
Вместе с тем, и сама модернизация перерабатывающих отраслей, часть которых сама входит в нефтяную промышленность, невозможна без прогрессивных, зачастую - высоких технологий. К ним относится создание катализаторов и технологических установок нового поколения, высокоточных приборов учета потребляемых энергоносителей, информационно-управляющих систем. При этом большую часть новых технологий, необходимых для модернизации перерабатывающих отраслей, в ближайшие 4-5 лет необходимо будет закупать по импорту.
Применительно к остальным потенциально отечественным разработкам наилучшим, по мнению автора, будет избирательная протекционистская политика, направленная на сохранение ведущих научных школ, как фундаментальных, так и прикладных, обеспечение надлежащей патентной защиты и коммерциализации технологий для ТЭК, а также - корректировка стратегии технологического развития страны. Естественность такого подхода обусловлена еще и тем, что большинство отечественных разработок сконцентрированы в подотраслях, имеющих наиболее высокую важность с точки зрения стратегических интересов страны, включая ОПК и фундаментальную науку.
Государственная программа «Национальная технологическая база» предполагает, прежде всего, развитие оборонных и двойных технологий с привлечением средств из государственного бюджета. Определенные разработки в области новых материалов, способных функционировать в экстремальной среде (например, низкие температуры, ледовое покрытие, коррозионно-агрессивные вещества, высокопрочные горные породы) могут быть успешно применены в нефтяной и газовой отраслях. Тем не менее, учитывая реальный вклад нефтегазового комплекса страны в экономику, а также его роль в обеспечении энергетического суверенитета РФ, ее обороноспособности и международного влияния, - целесообразно разработать собственный список прорывных технологий, аналогичный списку критических технологий «Национальной технологической ба-
64
зы», либо в перспективе расширить рамки этой государственной программы, включив туда специализированный раздел по ТЭК.
Литература и информационные источники:
1. Комков Н.И., Сутягин В.В., Калугин А.Н. Об условиях привлечения инвестиций в освоение Российских месторождений углеводородов // Научные труды ИНП РАН. М.: МАКС Пресс, 2010.
2. Энергетика России: взгляд в будущее. Научное обоснование Энергетической Стратегии России на период до 2030 года. М.: ГУ ИЭС, 2010.
3. Методические рекомендации и материалы по разработке прогноза научно-технологического и социально-экономического развития России до 2030 года. (Материалы секций Координационного совета РАН по прогнозированию). М.: ИНЭС, 2010.
4. Черный Ю.И. Стратегическое управление нефтяными компаниями // Стратегические направления развития экономики в условиях кризиса. Вып. 4. Сб. научных работ студентов, аспирантов и сотрудников МАОК. М.: РИО МАОК, 2010.
5. Дмитриевский А.Н. ТЭК-синоним высоких технологий //Кто есть кто в образовании, №3, 2011.
6. Телегина ЕА. Инвестиционное развития нефтегазового комплекса. М.: Нефть и газ, 2005.
7. Куликов М.Г. Формирование основных элементов модели организационных изменений, обеспечивающих переход предприятия к инновационному развитию // Вестник Московской Академии рынка труда и информационных технологий, 2010.
8. Дмитриевский А.Н. Избранные труды. В 7 т. Т. 1. Системный подход в геологии: теоретические и прикладные аспекты. М.: Наука, 2008.
9. Российский нефтяной бюллетень, .№37(55), 1995.
10. Дмитриевский А.Н., Кротова М.В., Комков Н.И. Основные задачи и направления формирования ресурсосберегающей политики в нефтяной и газовой промышленности России //Наука и техника в газовой промышленности, .№3, 2010 г.
65
