СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ НГК.
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ РАЗВИТИЯ КОМПЛЕКСА

Нефтяная промышленность России характеризуется все менее и менее благоприятными показателями своего развития. Одной из важнейших проблем по праву считается резкое ухудшение состояния сырьевой базы комплекса как в количественном (сокращение объема), так и в качественном (рост доли трудноизвлекаемых запасов) отношениях.

Одной из двух главных причин является естественное истощение конечной по своей природе сырьевой базы на определенной стадии эксплуатации. Оно уже достаточно явственно проявилось еще в 80-е годы, но в то время компенсировалось ростом затрат на геологоразведочные работы. Эффективность таких затрат с течением времени устойчиво снижалась. В 90-е годы прогрессирующее истощение невозобновляемых сырьевых ресурсов углеводородов и падение эффективности вложений в ГРР наложились на резкое сокращение инвестиций, в том числе и в геологоразведочные работы. Суммарный эффект двух указанных тенденций и привел к сегодняшней ситуации: с конца 80-х годов происходит устойчивое падение добычи нефти, сменившееся с середины 90-х годов ее неустойчивой стабилизацией; с начала 90-х годов снижается добыча газа (см. Рисунок 1. Динамика добычи нефти и газа в России).

Начиная с 1994 года, приросты запасов нефти не компенсируют текущую добычу. Уменьшаются размеры открываемых месторождений не только в освоенных регионах, но и на новых перспективных площадях. Основные приросты запасов были получены, в основном, за счет доразведки ранее открытых залежей, а также перевода запасов из предварительно оцененных в разведанные. Ускоренно растут также объемы списания запасов как неподтвердившихся.

Продолжает ухудшаться структура запасов - доля «трудноизвлекаемых» (характеризуются изначально более низкими дебитами скважин и сравнительно невысокими темпами отбора нефти) уже достигла 55-60% и продолжает расти. Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых залежах необходимы другие технологии, со значительно большими затратами финансовых и материально-технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки (см. Рисунок 2. Изменение дебитов нефтяных и газовых скважин в России). Более 70% запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности. Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сутки составляла около 55%, то сегодня такую долю (55%) составляют запасы с дебитами до 10 т/сут. Свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют обводненность более 70%.

Ухудшилось использование фонда скважин, сократилось их общее количество (см. Рисунок 3. Использование фонда нефтяных и газовых скважин в России). Значительно вырос фонд бездействующих скважин, превысив четверть эксплуатационного фонда (максимальное значение было достигнуто в 1994 голу - 28% от эксплуатационного фонда, когда введение экспортных пошлин на мазут привело к затовариванию его складских емкостей на НПЗ и, по цепочке, к остановке действующих скважин). Небольшое уменьшение неработающего фонда с тех пор было отчасти результатом использования реабилитационных нефтяных займов Всемирного Банка (закупки оборудования для восстановления действующего фонда скважин), которые в настоящее время уже исчерпаны. Однако это уменьшение было «компенсировано» примерно вдвое большим ростом за то же время числа законсервированных скважин. Таким образом, фактически уменьшение неработающего фонда скважин в последние годы произошло за счет перевода скважин из бездействующего фонда в консервацию, а не за счет их ввода в эксплуатацию.

Такой высокий процент неработающего фонда скважин не предусмотрен ни одним проектным документом. Неработающий фонд скважин привел к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете все это ведет к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов (конечная нефтеотдача может уменьшиться на 5-7%, что при сегодняшнем объеме вовлеченных в разработку запасов нефти и текущих мировых ценах эквивалентно $65-80 млрд) и является грубейшим нарушением Закона «О недрах» в части рационального использования недр.

Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и консервацию - низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции, делающие их эксплуатацию убыточной, в рамках действующей налоговой системы, для компаний. Эта система ориентирована на налогообложение высокодебитных месторождений с высокой долей горной ренты в цене. Она не является гибкой и поэтому не учитывает объективно обусловленного роста издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин, роста обводненности их продукции, а значит и резкого сокращения доли ренты в цене.

В силу изложенного, высока доля нерентабельных запасов (см. Карта 1. География распределения рентабельных и нерентабельных запасов нефти в России). Обеспеченность рентабельными в разработке запасами (аналог «доказанных извлекаемых запасов» по западной классификации) по России в целом не превышает 20-25 лет, а по некоторым компаниям - 15-20 лет, что соответствует средней продолжительности разработки одного среднего месторождения. Как уже отмечалось, средний период от открытия новых месторождений до ввода их в разработку составляет обычно не менее 10 ти лет. С другой стороны, обеспеченность рентабельными запасами в целом по России составляет порядка 2-х инвестиционных (разведка плюс освоение) циклов, при крайне неблагоприятном инвестиционном климате в стране. Это предопределяет необходимость высокой заблаговременности принимаемых в отношении отрасли решений для того, чтобы их действие оказалось эффективным.

Сегодня, на фоне структурного общеэкономического спада в стране, нефтедобыча выглядит относительно благополучно, тем более, что в той области, где действуют законы реального спроса, например, в экспорте в дальнее зарубежье, наблюдался неуклонный рост, который сейчас приблизился к своим техническим (с точки зрения мощностей транспортировки) и экономическим (с точки зрения сбивания мировых цен на нефть) пределам. Внутренний платежеспособный спрос все последние годы удовлетворялся, правда, в условиях его резкого падения. Более того, неплатежи нефтедобывающим предприятиям говорят о том, что внутренний платежеспособный спрос существенно перекрывался и происходило дотирование потребителей предприятиями нефтяной промышленности.

Можно даже условно говорить о повышении эффективности (или скорее - интенсивности) нефтедобычи, поскольку ее падение на треть произошло на фоне общего спада промышленного производства на 60% и снижения ВВП на 50%, при сокращении объемов эксплуатационного бурения почти в 4 раза и увеличении фонда бездействующих скважин почти в 1,6 раза. Причина этого - тот запас прочности, который был создан в отрасли в предшествующий период. Вопрос лишь в том, на сколько лет (или месяцев) этого запаса может еще хватить.

За 90-е годы произошло резкое снижение объемов переработки нефти и производства основных нефтепродуктов. Переработка нефти на НПЗ и производство моторных топлив сократились почти в 2 раза, смазочных масел, нефтебитума, электродного кокса, ароматики - в 2-3 раза, твердых парафинов, основных продуктов нефтехимии и сырья для сажи - почти в 7 раз. Снижение объемов переработки произошло из-за сокращения внутреннего спроса, в связи с падением промышленного производства при одновременном сокращении добычи нефти и увеличении ее поставок на экспорт. Снижение платежеспособного спроса на нефтепродукты вызывало необходимость снижения добычи нефти вплоть до вынужденной остановки нефтяных скважин. В итоге среднеотраслевая загрузка мощностей по переработке нефти составляет сегодня 57%, тогда как максимально экономичный уровень загрузки мощностей НПЗ равен 80-85%. Недозагрузка мощностей НПЗ увеличивает и без того высокие издержки переработки нефти.

Нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется, с одной стороны, избытком мощностей по первичной переработке нефти, особенно в Башкирии и Самаре, с другой стороны, недостатком вторичных мощностей, причем существующие мощности крайне изношены (до 80%). Кроме того, в связи с резким падением объемов производства нефтехимии, на многих НПЗ ликвидированы мощности по производству ароматических углеводородов и других видов нефтехимического сырья.

Средняя глубина переработки нефти на российских НПЗ составляет 63-65% (для сравнения, на НПЗ США - около 90%, на лучших американских НПЗ доходит до 98%) и сложилась исходя из потребности топливного баланса СССР в мазуте. Это, в свою очередь, было вызвано резким увеличением производства дешевой нефти с началом освоения ее месторождений в Западной Сибири. Низкий выход наиболее ценных продуктов переработки делает относительно невысокой среднюю рыночную цену «корзины» нефтепродуктов, получаемых в нашей стране из 1 тонны нефти (при высокой доле мазута в структуре российской нефтепереработки, цена этой «корзины» на мировом рынке оказывается примерно на 20-25% меньше цены 1 тонны сырой российской нефти). Плохо отбензиненный российский мазут продается на внешнем рынке по ценам котельно-печного топлива, т.е. примерно на треть ниже цен сырой нефти. Затем из него дополнительно извлекаются легкие фракции, неизвлеченные в России, при продаже которых второй раз извлекается ценовая рента.

В газовой отрасли, так же, как и в нефтяной, сокращается объем геологоразведочных работ, и за последние 5 лет прирост запасов газа компенсировал его добычу на 30-45%, а в 1998 году - лишь на 22%. Основная добыча газа приходится на месторождения с падающими уровнями добычи (Уренгойское, Медвежье, Вынгапуровское). Общая выработанность разведанных запасов газа составляет около 1/5, а на месторождениях, введенных в разработку, - около трети. Из числа крупнейших и крупных месторождений газа наибольшей выработанностью к началу 1999 года характеризуются: Вуктыльское в Республике Коми (93%), Оренбургское в Оренбургской области (56%), а также сеноманские залежи на месторождениях Уренгойское (50%) и Медвежье (80%) в Западной Сибири.

Однако и в этих условиях газовая промышленность является наиболее устойчиво работающей отраслью в российской экономике - максимальное снижение ее добычи составило около 10%, в т.ч. по «Газпрому» - 7%, что говорит, скорее, о большой трудности для газовиков прекращать поставки неплательщикам (в силу социальной значимости газа в отрасли вынужденно не столь сильны спросовые ограничения), чем о реальном, обусловленном объективными причинами, состоянии отрасли.

Наиболее активное развитие систем магистральных нефтепроводов произошло в период с 1960 по 1980 год. Четверть от общей протяженности магистральных нефтепроводов эксплуатируется свыше 30-ти лет, еще треть - от 20-ти до 30-ти лет, 12% - от 10-ти до 20-ти лет. Интенсивная их эксплуатация с ежегодной транспортировкой более 500 млн тонн нефти привела к тому, что основная часть магистральных нефтепроводов требует выполнения значительного объема работ по реконструкции. Отсутствие средств у предприятий и «почтенный» возраст эксплуатируемого оборудования приводит к повышенной аварийности, прежде всего на внутрипромысловых нефтепроводах (ежедневно происходит 75-80 прорывов, из них более 50-ти - на коллекторах). Силами собственных строительных подразделений ОАО «АК «Транснефть» ежегодно производится ремонт 1,4 тыс. км магистральных нефтепроводов при общей их протяженности 47 тыс. км. Средняя стоимость ремонта составляет $140-150 тыс./км. Для ремонтно-восстановительных работ всех эксплуатируемых нефтепроводов компании потребуется свыше 30-ти лет и около $6,5 млрд.

После распада СССР нефтеналивные терминалы, за исключением Новороссийска и Туапсе, остались на территории сопредельных государств. Это привело к тому, что за транзит своей нефти по территории стран Балтии и Украины при поставках в Западную Европу (основной экспортный рынок для российской нефти) Россия платит порядка $600 млн в год, часть из которых используется транзитными странами для финансирования проектов, отсекающих Россию от внешнего рынка (например, строительство нефтепровода Южный-Броды в Украине, имеющего целью переключить на себя все нефтяные потоки Азербайджана, Туркменистана, Казахстана, минуя Россию).

Газотранспортная система России сложилась в 1975-1990 годы. В итоге к настоящему времени 13% газопроводов эксплуатируются свыше 30-ти лет, 20% - от 20-ти до 30-ти лет, 34% - от 10-ти до 20-ти лет. Требует замены парк установленных на компрессорных станциях газоперекачивающих агрегатов. Всего установлено свыше 4 тысяч ГПА. При проектном моторесурсе 15-17 лет, 15% мощностей ГПА эксплуатируется более 25-ти лет. Парк ГПА на 85% представлен газотурбинными установками, до 30% которых морально и физически устарели, вследствие чего ОАО «Газпром» расходует на собственные нужды в качестве топлива до 10% газа, поступающего в газопроводы.

Сегодняшнее относительно более успешное функционирование НГК по сравнению с другими отраслями создает иллюзию его долгосрочного и устойчивого благополучия и делает комплекс постоянным и основным донором бюджета. Однако влияние предыдущих затрат может закончиться очень скоро (подходит к концу период получения эффекта от осуществленных ранее инвестиций), и существует опасность обвального выбытия старых фондов и закрытия большого числа скважин в связи с их ухудшающейся рентабельностью, в том числе под воздействием изменяющихся экономических условий. Учитывая, что НГК является бюджетообразующей отраслью и главным экспортером страны и его состояние самым непосредственным и быстрейшим образом сказывается на социально-экономическом положении России, необходимо заблаговременно формировать стратегию противодействия нарастанию отмеченных негативных явлений, часть которых является объективно обусловленными.