Сорванный стоп-кран
Инновационное развитие отечественного нефтегазового сектора, несмотря на множество заклинаний, никак не может сдвинуться с мертвой точки, словно поезд, у которого сорван стоп-кран. Корень проблем надо искать среди институциональных факторов. Сегодня в России значительная роль сырьевого сектора в экономике зачастую рассматривается как недостаток и проблема — особенно с точки зрения технологического развития. Считается, что добывающие отрасли никак нельзя отнести к числу «сложных», они представляются как производства с чуть ли не примитивными технологиями, не требующие квалифицированной рабочей силы и не заинтересованные в научных исследованиях и технологических новациях.
Вместе с тем в последние два-три десятилетия в развитии нефтегазового сектора в мире произошли существенные качественные изменения. Нефтегазовая промышленность давно перестала быть «простой» в технологическом отношении. Добыча углеводородных ресурсов осуществляется с использованием постоянно усложняющихся технологий, в создание которых вкладываются многие миллиарды долларов и над которыми работают лучшие умы из многих стран мира. Поэтому можно с полной уверенностью утверждать, что с каждым годом нефть и газ становятся все в большей степени продуктами наукоемкими.
Движущая сила инвестиций
В последние годы у крупнейших российских компаний постепенно усиливается внимание к проблемам технологического развития, что вызвано прежде всего общей активизацией инвестиционного процесса. Суммарный объем инвестиционных программ в секторе upstream десяти крупнейших российских нефтегазовых компаний в 2012 году составил почти 1,9 трлн рублей, а в сегменте downstream — 0,5 трлн рублей (см. таблицу 1). Есть подвижки и в развитии глубокой переработки углеводородов. По данным Росстата, за последние четыре года (сравниваем данные 2012 года с результатами 2008-го) инвестиции в нефтепереработку выросли в 2,8 раза, а среднегодовой темп роста составил почти 29% против 15% в период 2006 — 2008 годов.Таблица 1. Инвестиции крупнейших российских нефтегазовых компаний в 2012 году
| Компания | Инвестиции в добычу, млрд рублей | Инвестиции в переработку и сбыт, млрд рублей |
| «Газпром» | 880 | 67 |
| «Роснефть» | 283 | 183 |
| «ЛУКОЙЛ» | 277 | 67 |
| ТНК-ВР | 141 | 22 |
| «Сургутнефтегаз» | 139 | 2 |
| «Газпромнефть» | 91 | 67 |
| «Татнефть» | 20 | 25 |
| «Славнефть» | 21 | 13 |
| «Башнефть» | 16 | 14 |
| «Русснефть» | 16 | 5 |
Очевидно, что инвестиции в развитие нефтегазового сектора могут стать драйверами развития обслуживающих и смежных отраслей, поскольку нефтяники предъявляют спрос на оборудование, материалы, реагенты, строительную технику, сервисные услуги и т.п. Все это создает условия для активизации инновационных процессов в других отраслях промышленности, стимулирует разработку новых материалов и применение современных технологий.
После критики, прозвучавшей в январе 2011 года на заседании президентской комиссии по технологическому развитию и модернизации, внимание к НИОКР внутри самого нефтегазового сектора усилилось — крупнейшие госкомпании пересмотрели свои корпоративные программы инновационного развития. И удельные расходы на инновационную деятельность были оперативно повышены до уровня ведущих зарубежных корпораций (см. таблицу 2). Согласно корпоративным планам, объем финансирования инновационных программ «Роснефти» и «Газпрома» на предстоящие пять лет составит более чем по 50 млрд рублей. В 2012 году «Роснефть» планировала направить на финансирование НИОКР 9,2 млрд рублей, что в три раза выше показателя 2010 года (3 млрд рублей).
Таблица 2. Инновационная активность нефтегазовых компаний
| Компания | 2012 | 2011 | ||||
| Расходы на НИОКР, млн долларов | Выручка, млн долларов | Отношение расходов на НИОКР к выручке, % | Расходы на НИОКР, млн долларов | Выручка, млн долларов | Отношение расходов на НИОКР к выручке, % | |
| «Газпром» | 248 | 153 246 | 0,16 | 254 | 149 151 | 0,17 |
| «Роснефть» | 295 | 99 003 | 0,3 | 275 | 87 424 | 0,31 |
| ExxonMobil | 1 042 | 453 123 | 0,23 | 1 044 | 467 029 | 0,22 |
| Shell | 1 314 | 467 153 | 0,28 | 1 125 | 470 171 | 0,24 |
| BP | 674 | 375 580 | 0,18 | 363 | 375 517 | 0,1 |
| PetroChina | 2 300 | 349 291 | 0,66 | 2 099 | 318 025 | 0,66 |
Вместе с тем сказать, что эти усилия будут носить прорывной характер и действительно сократят технологическое отставание по важнейшим направлениям бизнеса, весьма затруднительно. Сравнявшись с зарубежными компаниями по доле затрат на НИОКР в выручке и даже опережая некоторые из них по этому показателю, отечественные компании практически на порядок уступают им в количестве зарегистрированных патентов (см. таблицу 3). При этом догоняющего развития в ближайшие годы не ожидается. Например, согласно Программе инновационного развития ОАО «Газпром» до 2020 года, компания планирует получать порядка 170 патентов в год в России и «достичь» уровня двух-пяти (!) международных заявок в год, подаваемых в патентные ведомства ЕС, США и Канады.
Новые вызовы
В целом отечественная нефтяная отрасль на протяжении длительного времени — нескольких десятилетий — в своем развитии движется по инерционному пути. Последний серьезный технологический рывок в нефтедобыче произошел в 1960 — 1970 годах, когда мы пришли в Западную Сибирь за ее «большой нефтью». Для освоения этих ресурсов потребовалось адаптировать технику и технологию к новым условиям, существенно отличавшимся от условий Урало-Поволжья и Северного Кавказа. С тех пор технологический базис российской нефтяной отрасли не претерпел каких-либо принципиальных изменений. Поэтому сейчас, в условиях истощения ресурсно-сырьевой базы (уже и в Западной Сибири, а не только в самых старых добывающих регионах), складывается крайне неблагоприятная динамика возрастания издержек на добычу нефти. Характерный сигнал технологической инерционности в нефтедобыче дает неутешительный показатель нефтеотдачи, который по разным оценкам составляет 30 — 35%, что является одним из самых низких показателей в мировой нефтяной промышленности.Сегодня нефтедобыча в России уходит все дальше на восток и на север, вплоть до арктических шельфов. Ухудшение структуры запасов, истощение традиционных месторождений, выход в новые районы освоения со сложными условиями и отсутствием инфраструктуры «бросают» отрасли новые технологические вызовы. Чтобы найти ключи к трудноизвлекаемым запасам в традиционных районах, требуется применение современных гидродинамических методов воздействия на пласт, горизонтального бурения, а также поиска новых прорывных технологий увеличения нефтеотдачи, основанных на интеграции тепловых, химических и газовых методов. Выход на шельф невозможен без серьезного технологического прогресса в создании экологически безопасных технологий глубоководного бурения. Решение комплекса технологических, инфраструктурных и экологических проблем при реализации таких проектов требует самых современных и сложных промышленных технологий в материаловедении, металлургии, судостроении, машиностроении и электронике.
Таблица 3. Общее число патентов у ведущих нефтегазовых компаний по состоянию на конец 2011 года
| Компания | Число патентов, тыс. шт. |
| «Роснефть» | 0,14 |
| «ЛУКОЙЛ» | 0,2 |
| «Газпром» | 1,6 |
| Statoil | 3,5 |
| PetroChina | 4,1 |
| Eni | 8,8 |
| ExxonMobil | 10 |
| Shell | 14 |
| Total | 14 |
Если решение всех этих проблем и задач перейдет в практическую плоскость, сырьевой сектор сможет стать действительным стимулятором, одним из мощнейших «локомотивов» инновационного развития смежных и обслуживающих отраслей. Вопрос только в том, будет ли дальнейшее развитие технологического базиса отрасли происходить с опорой на отечественные интеллектуальные и производственные ресурсы.
Опасная зависимость
Если посмотреть правде в глаза, то мы будем вынуждены признать, что сегодня, несмотря на богатое научное и технологическое наследие, российский нефтегазовый сектор по ряду причин оказался на обочине инновационных процессов, происходящих в мировой нефтегазовой отрасли. В технологиях геологоразведки и добычи отечественные компании отстают от своих западных коллег как минимум на 20 лет. Наибольшее отставание — в технологиях разведки и разработки месторождений на шельфе, а также в горизонтальном бурении и в методах воздействия на низкопроницаемые пласты, то есть в тех направлениях, где за последние десятилетия произошли настоящие научно-технические прорывы, существенно изменившие географию и динамику развития мировой нефтегазовой промышленности.Но самое печальное, что мы утрачиваем позиции даже в тех областях, где исторически имели серьезные заделы и были вполне конкурентоспособны. Характерный пример — геофизический сервис и выпуск оборудования для него. Сегодня число стран, производящих полный ассортимент оборудования для сейсморазведки, меньше, чем число стран, владеющих технологией производства ядерного оружия. При этом на долю двух ведущих производителей — Sercel (Франция) и ION (США) — приходится около 80% мирового рынка. До середины 1980-х годов наша страна была в числе лидеров по производству геофизической и аналитической аппаратуры, обладая равным количеством охранных документов с США. Падение объемов геологоразведочных работ, отсутствие внимания к геофизике со стороны государства и нефтегазовых компаний в 1990 годы неизбежно привели к снижению возможностей для инвестирования в развитие новой техники и технологий. Приход в Россию зарубежных многопрофильных компаний с телеметрическими системами для 3D-сейсмики, позволяющими регистрировать многоканальные данные (минимум по три тысячи каналов против 400 — 2000 при 2D-сейсмике) в реальном режиме времени, окончательно «оформил» потерю 80% национального рынка сейсмического оборудования для отечественных компаний-поставщиков.
Характерный сигнал технологической инерционности в нефтедобыче дает неутешительный показатель нефтеотдачи, который по разным оценкам составляет 30 — 35%, что является одним из самых низких показателей в мировой нефтяной промышленности.
Государство фактически самоустранилось от решения технологических проблем отрасли, видимо, полагаясь на силу рыночных механизмов саморегулирования. Но когда все отдано на откуп рынку, компании вольны руководствоваться исключительно своими бизнес-интересами. Если говорить о технологических задачах, то сегодня они скорее предпочтут минимизировать риски, покупая апробированные решения у западных лицензиаров и сервисных компаний «под ключ», нежели вкладываться в финансирование отечественных разработок. В качестве примера можно привести соглашение «Роснефти» с ExxonMobil о совместной разработке трудноизвлекаемых запасов нефти, относящихся к баженовской свите, в Западной Сибири. В рамках совместной программы ExxonMobil предоставит на условиях риска финансирование в размере до 300 млн долларов для геологического изучения и опытно-промышленной разработки баженовских и ачимовских отложений с использованием технологии многозонального гидроразрыва пласта. Эта технология была во множестве и с успехом апробирована при разработке месторождений сланцевой нефти в Северной Америке. Предполагается, что работы будут вестись на принадлежащих «Роснефти» 23 лицензионных участках в Западной Сибири общей площадью более 10 тыс. кв. км. В качестве подрядчика по реализации данного масштабного проекта выступит сервисная компания Weatherford, которая уже подписала с ExxonMobil лицензионное соглашение на использование технологии многопластового воздействия.
«Роснефть» считает баженовскую свиту прямым аналогом месторождений сланцевой нефти в США и предпочла уже апробированный метод многозонального гидроразрыва пласта другой технологии, базирующейся на достижениях отечественной нефтегазовой науки, — термогазовому методу воздействия на пласт. Последний был предложен еще в 1971 году в СССР, но тогда на фоне открытия крупнейших нефтяных месторождений не получил развития. В последние несколько лет активно ведутся исследовательские работы и промысловые испытания термогазового метода. Но пока эта технология «выходит из пробирки», есть риск, что ее будущий рынок могут занять западные технологии горизонтального бурения с многозональным гидроразрывом пласта.
Получается, что, тратя миллиарды долларов на западный сервис, ведущие российские нефтегазовые компании не просто лишают отечественных разработчиков финансовых средств, но и, по сути, косвенно субсидируют зарубежные НИОКР. Сегодня, по разным оценкам, объем российского сервисного рынка в нефтяной отрасли составляет 20 — 25 млрд долларов в год. При этом более 65% объема работ на нем выполняют зарубежные сервисные компании. Подобной либерально-рыночной позиции со стороны государства по отношению к нефтегазовому сервису нет нигде в мире. Это связано в том числе с вопросами доступа к геологической информации, получаемой компаниями нефтегазового сервиса и стратегически значимой для безопасности каждой страны. Например, в Китае проводится системная государственная политика по защите интересов своих сервисных компаний и повышению их конкурентоспособности не только в национальном, но и мировом масштабе. В свое время при вступлении в ВТО был согласован семилетний срок действия ограничительных квот для иностранных сервисных компаний на доступ к внутреннему рынку КНР. В течение переходного периода отрасль была коренным образом реструктурирована в направлении интеграции сервисных компаний с крупнейшими нефтегазовыми корпорациями: CNPC, PetroChina, Sinopec и CNOOC. Это позволило защитить внутренний сервисный рынок от его поглощения иностранными компаниями, а также создать условия для формирования и развития собственной научно-технической базы. В результате сегодня доля иностранного присутствия на рынке нефтегазового сервиса Китая не превышает 5%.
Технологии в обмен на доступ к ресурсам
В настоящее время российские компании не в состоянии собственными силами подобрать технологические ключи к значительной части новых объектов, имеющих сложные условия разработки. Едва ли не главный выход из этой ситуации госкомпании («Роснефть» и «Газпром») видят в создании альянсов с крупнейшими мировыми корпорациями (Exxon, ENI, Statoil, Total и др.) по схеме «технологии в обмен на доступ к ресурсам». Такой подход сильно напоминает известное в советское время соглашение «газ — трубы» — договор о поставках газа в Германию в обмен на дефицитные трубы большого диаметра для строительства экспортных газопроводов.При этом подразумевается, что наряду с обменом долями в добычных проектах отечественные компании получат от зарубежных партнеров доступ и к новым технологиям освоения ресурсов нефти и газа, которыми сейчас не располагают. Но надежды на равноправное сотрудничество представляются в значительной степени иллюзорными. Чтобы получить реальный доступ к современным технологиям, нужно активно заниматься их разработкой — пусть даже в каком-то сравнительно узком видовом диапазоне — и занимать достойное место в глобальном процессе технологического развития в рамках международного разделения труда в сфере НИОКР. В формате же реализации совместных проектов российские компании, скорее всего, получат не доступ к новейшей технологической базе, которой располагают зарубежные партнеры, а всего лишь право пользования отдельными технологиями, необходимыми в соответствующих проектах, с поставкой «под ключ».
С точки зрения технологического развития, не должны вводить в заблуждение и декларации о том, что в рамках реализации совместных добычных проектов будет достигнут высокий уровень локализации спроса на материально-технические ресурсы и российские производители нефтегазового оборудования получают значительные заказы, в том числе на новые для себя виды продукции. Зачастую при реализации масштабных проектов российским поставщикам достаются заказы на относительно материалоемкие и относительно простые в технологическом отношении узлы и агрегаты. В качестве примера можно привести строительство двух полупогружных буровых платформ ледового класса для Штокмана на Выборгском судостроительном заводе, о чем Газпром рапортовал как о прорыве в решении проблем технологического обеспечения шельфовых проектов. В действительности же российские судостроители построили лишь металлические основания платформ, которые впоследствии были отправлены в Южную Корею на верфи Samsung Heavy Industries — зарубежного субподрядчика по проекту — для сооружения всей верхней (технологической) оснастки. В 2011 году произошла обратная операция: готовые платформы из Кореи доставили обратно в Россию. При общей стоимости платформ в 60 млрд рублей более половины составила импортная компонента. Но главное — не в соотношении долей участия в стоимости подряда. Существенно большее значение имеют такие проблемы, как неравноценный технологический вклад сторон (с российской — тяжелые металлоконструкции, со стороны зарубежного партнера — сложное оборудование и аппаратура) и формат реализации проекта, который не позволяет отечественным производителям вплотную подойти к овладению передовыми технологиями и опытом.
В развитии сегмента downstream технологическая помощь «заграницы» еще более весома. В настоящее время из полутора десятка основных процессов нефтепереработки в России есть только пять аналогов с высокой конкурентоспособностью, включая первичную и вакуумную перегонку нефти, каталитический риформинг со стационарным катализатором (устаревший процесс), изомеризацию легких бензиновых фракций, деароматизацию бензинов и коксование остаточного сырья. По семи процессам, среди которых все разновидности гидрокрекинга, каталитический крекинг остаточного сырья (мазута, гудрона), современные виды каталитического риформинга и алкилирования, а также глубокой гидроочистки смешанного сырья, в России нет собственных разработок, доведенных до промышленного уровня. По остальным процессам (глубокой гидроочистке прямогонного сырья, селективной гидроочистке бензинов крекинга, каталитическому крекингу вакуумного газойля) отечественные технологии характеризуются средней и низкой конкурентоспособностью по сравнению с зарубежными аналогами.
Неслучайно поэтому для модернизации действующих и строительства новых современных НПЗ российские компании вынуждены прибегать к массированному импорту технологий и оборудования. Например, по заявлениям руководства ООО «КИНЕФ», при строительстве комплекса глубокой переработки нефти из-за отсутствия российских аналогов на 70% использовано импортное оборудование. Зарубежные участники проектов поставляют ключевые и наиболее дорогостоящие компоненты — лицензированные технологические процессы, катализаторные системы, контрольно-измерительные комплексы, АСУТП и др. Отечественные машиностроители в основном специализируются на поставках крупногабаритного металлоемкого оборудования: колонных аппаратов для ректификации, реакторов, теплообменного и сепарационного оборудования, а также разнообразного оборудования, имеющего вспомогательное значение. К примеру, в 2009 — 2012 годах ОАО «Ижорские заводы» изготовило для Нижегородского НПЗ (входит в НК «ЛУКойл») два реактора массой около 800 тонн каждый, а ЗАО «Энергомаш-Атоммаш» для НПЗ «ТАНЕКО» поставило колонное оборудования единичной массой до 380 тонн (длиной до 67 м, диаметром до 7,5 м), ОАО «Уралхиммаш» выиграло тендер на изготовление четырех реакторов гидроочистки (масса каждого — 170 тонн, высота — 17,6 м, диаметр — 3,6 м) для Саратовского НПЗ. В подобном оборудовании тоже есть инновационная составляющая — высококачественный металл, способный выдерживать экстремальные воздействия и «работать» в крайне агрессивных средах. И все-таки по нынешним меркам этого явно недостаточно.
Нужен стимул
Почему же страна с более чем 150-летней историей нефтедобычи, в которой насчитываются сотни научно-исследовательских, проектных, инжиниринговых и сервисных организаций нефтегазового профиля, находится в столь сильной технологической зависимости от «заграницы» в развитии жизненно важных отраслей экономики?В значительной степени это объясняется отсутствием у ведущих российских компаний стимулов к инновациям. Привычка доминировать, а не конкурировать; стремление к получению выгод не путем сокращения издержек (прежде всего — за счет технологического развития производства), а путем получения преференций от государства, словно тяжелые гири тянут ко дну отечественные инновации в нефтегазовом секторе и консервируют его технологическую отсталость. В условиях отсутствия конкуренции и должного технического и финансового контроля со стороны государства за процессами недропользования у компаний только увеличиваются возможности для оппортунистического поведения. Монополист всегда может включить растущие издержки в цену продукции и/или требовать у государства налоговые послабления, особенно когда процедуры контроля за обоснованностью издержек при подготовке и реализации новых проектов отданы на откуп самим компаниям-исполнителям.
Инициированный властями пару лет назад процесс «принуждения к инновациям» в госкомпаниях лишний раз демонстрирует ущербность сложившейся организационной структуры нефтегазового сектора — с точки зрения соответствия сложности стоящих перед ним задач. В рыночной экономике стимулом к инновациям и технологическому совершенствованию являются конкуренция и борьба за снижение издержек. У нас же, несмотря на очевидный дисбаланс между собственными техническими возможностями и очень непростым характером нового поколения российской нефти, только критика и указы президента могут подвигнуть компании к составлению инновационных программ. И при отсутствии подлинной заинтересованности госкомпаний их нынешние инновационные планы, скорее всего, в результате окажутся лишь имитацией бурной деятельности.
Таким образом, корни проблем лежат в области институциональных факторов и причин. Поэтому бессмысленны попытки сдвинуть с мертвой точки инновационный процесс, оставляя при этом без внимания антимонопольную, налоговую, ценовую и лицензионную сферы, — равно как бесполезны старания сдвинуть с места локомотив, у которого сорван стоп-кран.
Политика государства в нефтегазовом секторе прежде всего должна быть «повернута лицом» к причинам происходящих в отрасли процессов и к источникам глубинных проблем, а не только к объемам производства, экспорта и налоговых поступлений, как сейчас. Инструментами воздействия и контроля могут стать возможности, имеющиеся в рамках механизмов недропользования. В частности, введение эффективного технического регулирования может способствовать «принудительному» повышению технического уровня проектов и обеспечению обоснованности издержек на всех стадиях освоения. В мировой практике технологии, применяемые для разработки недр, проходят государственную экспертизу и находят отражение в соответствующих нормах и правилах освоения месторождений. Включение в лицензионные соглашения требований по преимущественному использованию предприятиями нефтегазового комплекса продукции российской промышленности может создать условия для полноценной реализации мультипликативных эффектов при освоении сырьевых ресурсов. Получая доступ к крупнейшим стратегическим месторождениям, госкомпании должны брать на себя встречные обязательства по отношению к отечественным подрядчикам и производителям оборудования. Это общемировая практика.
Чтобы придать достаточный импульс инновационному развитию нефтегазового сектора в сегодняшних условиях, необходимо не только усиление регулирующих функций, направленных на создание спроса на инновации, но и формирование соответствующего предложения прорывных технологий внутри страны. Однако в развитии инновационного сектора в последние годы государство сосредоточило основные усилия на создании инфраструктуры, направленной на поддержку стартапов и малых инновационных предприятий «новой экономики». Вместо удовлетворения потребностей в инновациях традиционных системообразующих отраслей, где у нас исторически имеются серьезные заделы, емкий рынок и большой потенциал, акценты переносятся в те сферы, где мы практически не имеем опыта. Создаваемые на государственные средства технопарки, бизнес-инкубаторы, внедренческие зоны и прочие элементы инновационного сектора ориентированы на развитие новых направлений деятельности и пока не дают ощутимых результатов, системных эффектов и должной отдачи (особенно учитывая объемы средств, вкладываемых в развитие и поддержку всей этой инфраструктуры).
В итоге нефтегазовый и инновационный секторы в России существуют параллельно, и их пути не пересекаются. Вместе с тем сегодня для выхода на траектории сбалансированного развития следует использовать все факторы роста, нацеленные на увеличение степени использования отечественного интеллектуального и производственного потенциала в базовых капиталоемких отраслях экономики путем формирования мощного реального спроса на разработки, технологии, оборудование и квалифицированный сервис.
__________
Владислав Силкин - кандидат экономических наук, старший научный сотрудник, Центр ресурсной эконо-мики ИЭОПП СО РАН.
Анатолий Токарев - доктор экономических наук, ведущий научный сотрудник, Центр ресурсной экономи-ки ИЭОПП СО РАН.
Владимир Шмат - кандидат экономических наук, старший научный сотрудник, Центр ресурсной эконо-мики ИЭОПП СО РАН.