Главная >  Инвестиции 

 

Под высоким напряжением. Бой за признание России энергетической супердержавой нашей стране придется вести на двух фронтах - внешнем и внутреннем. Без масштабной модернизации отечественной энергетики и сокращения энергоемкости экономики ресурсов для внешнего наступления не хватит

 

Алексей Зайко

 

Вот пять критериев, которым, по мнению специалистов инновационного бюро Эксперт , должна удовлетворять страна, примеряющая на себя корону энергетической сверхдержавы. Во-первых, такая страна должна вводить генерирующие мощности темпами, опережающими темпы роста экономики. Во-вторых, эта страна должна обладать собственным конкурентоспособным энергомашиностроением. В-третьих, сверхдержава должна быть способна обеспечить свой внутренний рынок энергоресурсами и влиять на рынок мировой. В-четвертых - проводить эффективную энергосберегающую политику в промышленности и ЖКХ (см. графики 2, . В-пятых, сверхдержаве не обойтись без своей школы, способной разрабатывать новые технологии в энергетической сфере и умеющей готовить кадры для нее. По всем пяти пунктам у сегодняшней России серьезные трудности.

 

Для превращения России в энергетическую супердержаву необходимо как минимум два условия: согласие зарубежных партнеров и способность выполнять обязательства, накладываемые новой ролью. Как с одним, так и с другим у нашей страны есть серьезные проблемы. Вполне естественно, что зарубежные государства далеко не рады усилению зависимости от богатой ресурсами России. Впрочем, в долгосрочной перспективе, по мере роста цен и сокращения запасов, избежать роста зависимости от поставщиков топлива почти невозможно, и рассчитывать здесь на стратегический компромисс вполне реально. Основные трудности при реализации этой стратегии ждут ее авторов не за рубежом, а внутри страны.

 

Последние 15 лет Россия проедала советский энергетический задел, и сейчас наша страна находится на пороге масштабного энергетического кризиса, который может поставить точку и на проекте энергетической супердержавы, и на экономическом росте в целом (см. график . Сегодня от государства и нации требуются сверхусилия, чтобы переломить опасную тенденцию.

 

№ За последние 15 лет в России было введено меньше генерирующих мощностей, чем за один 2005 год ввели ведущие энергодержавы мира

 

№ Выработка абсолютного большинства электроэнергии в России приходится на топливные станции

 

Симптомы грядущего кризиса уже отчетливы. Один из них получил достаточно характерное название - крест Чубайса . Крест образуется пересечением двух графиков - растущего потребления и снижающейся генерации. В результате к 2010 году дефицит энергии в стране может составить почти 20 ГВт (для сравнения: установленная мощность всех российских АЭС - 40 ГВт). Второй важный симптом - физическая неспособность национального энергомашиностроения в сжатые сроки решить проблемы ввода мощностей. Даже если загрузить все производственные площадки в ущерб экспорту, необходимого оборудования раньше чем через пять лет в тепловой и восемь в атомной энергетике промышленность не получит, а оно нужно уже сегодня.

 

№ Расходы Газпрома на строительство газопроводов в разы выше, чем у зарубежных конкурентов

 

№ Принятая в 2003 году Энергостратегия уже устарела - прогнозы компаний, работающих на ранке, более реально оценивают рост потребностей российской экономики и электроэнергии

 

№ По энергоёмкости ВВП Россия относится к самым расточительным странам мира

 

№ В будущем доля трудноизвлекаемого газа в России значительно возрастёт

 

№ В ближайшие 25 лет мировое потребление топливно-энергетических ресурсов удвоится

 

№ Благодаря внедрению новых технологий российская экономика может сократить потребление топлива на 360-440 млн тонн условного топлива в год

 

Не слишком оптимистично обстоят дела и с энергоресурсами. Газодобыча на основных месторождениях стабильно снижается, зато увеличивается доля добычи так называемого жирного газа. По себестоимости этот газ более чем вдвое дороже привычного для наших газовиков тощего топлива - как за счет необходимости дополнительной переработки, так и за счет более глубокого залегания сырья. При этом недостаток инвестиций отечественного газового монополиста в развитие добычи и переработки уже привел к возникновению дефицита газа на внутреннем рынке. Не лучше обстоят дела с нефтедобычей и нефтепереработкой: приращение запасов отстает от роста уровня добычи, приоритет в стратегиях нефтяных компаний принадлежит добыче из активных резервов, трудноизвлекаемые запасы игнорируются. Нефтепереработка остается неэффективной - выход светлых фракций у нас по-прежнему критически низок, НПЗ, за редким исключением, не модернизируются, о нефтехимии вообще лучше не вспоминать. Однако не только нефть, но и поставляемый на внутренний рынок газ мы используем чрезвычайно неэффективно: изобретенный в СССР еще в 1950-х парогазовый цикл с КПД, близким к 60%, из энергетически развитых экономик сейчас массово не внедрен только у нас - мы довольствуемся КПД в 35-37%.

 

№ Спрос на нефть в ближайшие 20 лет вырастет у всех ведущих экономик мира

 

Рост на фоне спада

 

Анализ показывает, что для преодоления грядущего энергетического кризиса в России требуется активное вмешательство государства. Помимо инвестиций в генерацию, неподъемных для частных инвесторов (а может быть, и не слишком интересных), от власти требуется системное решение по поводу внедрения энергосберегающих технологий - без задания технологических коридоров, новых стандартов по топливу и других законодательных инициатив мы так и будем потреблять на каждый новый пункт ВВП непозволительно много топлива и киловатт-часов.

 

В течение десяти лет после распада СССР потребление энергии в стране упало на треть. В первую очередь это произошло из-за резкого сокращения промышленного производства. Благодаря высвободившимся мощностям энергетика смогла поддерживать нашу экономику и ЖКХ буквально до последнего времени (серьезный звоночек прозвучал в мае прошлого года, как раз во время московского блэкаута) без серьезных технических сбоев. В начале нового тысячелетия, когда экономика только начинала расти, электростанции работали в среднем на 75-80% своей мощности, а диспетчерские службы РАО ЕЭС ограничивали работу АЭС, чтобы те не вырабатывали слишком много лишнего электричества. В 2004-м в зимние пиковые месяцы без загрузки оставалось более 30 ГВт. Однако с тех пор энергопотребление заметно выросло, причем большая часть роста пришлась на центральные европейские районы России, где дефицит мощностей наиболее заметен.

 

Выражение крест Чубайса получило распространение с легкой руки академика - секретаря отделения энергетики, механики, машиностроения и процессов управления РАН Владимира Фортова. По словам самого академика, никакого креста, быть, конечно, не может: Если не будет достаточно энергии, потреблению просто некуда будет расти. Падающая энергетика остановит и загнет любую растущую экономику .

 

Теперь многократный запас прочности, обеспеченный нашей энергетике советским энергомашиностроением и испытанный 15 годами реформ, исчерпался. По словам президента Института энергетического проектирования Владимира Милова, спрос на генерирующие мощности еще в 2004 году достиг 190 тыс. МВт (с учетом необходимого оперативного и стратегического резерва мощностей). В 2005 году, по предварительным расчетам Министерства экономического развития и торговли России, он должен был достичь 197-199 тыс. МВт. Но сильные морозы осенне-зимнего периода 2005/06 года внесли поправку в прогнозы МЭРТ, и пиковые нагрузки сравняли спрос на энергию с предложением генерирующих мощностей практически на всей территории страны. В Москве (здесь базовое энергопотребление еще в 2003 году превысило исторический максимум 1988 года) и Санкт-Петербурге для нормального энергообеспечения вводились ограничения на предприятиях, и до 15-20% энергии пришлось закачивать из соседних энергосистем.

 

В результате мы вплотную приблизились к порогу устойчивости системы: если раньше недоиспользованные мощности играли роль компенсаторного механизма в случае возникновения перегрузок, то сейчас всерьез рассчитывать на них мы уже не можем. Почти все резервы уже в строю. По мнению Александра Бондаренко, двадцать лет возглавляющего Центральное диспетчерское управление единой энергетической системы России, необходимый запас мощностей в зависимости от региона - 5-15%. Серьезное значение играет еще один факт: недоиспользованные ресурсы позволяли смягчать не только пики нагрузок, но и проблемы устаревания установленных мощностей. По официальным данным РАО ЕЭС, средний износ составил в 2005 году почти 60% (в гидрогенерации - больше 70%). Основная масса действующих сегодня электростанций, сетевых и распределительных систем вводилась в 60-70-е годы прошлого столетия.

 

Вопрос дефицита усугубляется неэффективностью тепловой (на угле и газе) генерации со средним КПД около 33-35% (в т. н. развитом мире - 40-42%) (см. графики 2, . По данным Института энергетического проектирования, средний удельный расход топлива на выработку электроэнергии в России составляет 335-340 г условного топлива на киловатт-час при аналогичном показателе на типичной европейской парогазовой установке (ПГУ) 210-250 г на киловатт-час. Из-за этого российская электроэнергетика ежегодно сжигает лишние 40-50 млрд. кубометров газа. В Концепции технической политики ОАО РАО ЕЭС России на период до 2009 года говорится о среднем износе, который составил в 2004 году 57,3%. Специалисты отраслевых институтов считают, что до 2015 года в России почти 70% мощностей ТЭС подлежат реконструкции или замещению новыми агрегатами (на электростанциях РАО ЕЭС этим процедурам должно подвергнуться 50 ГВт установленных мощностей).

 

Дефицит, впрочем, есть и без морозов. Так, по прогнозам Энергетической стратегии, прирост потребления к 2005 году ожидался не более 50 млрд. кВт ч, реально он составил 73 млрд. кВт ч. В некоторых регионах разрыв между прогнозным и фактическим потреблением электричества еще выше: в Дагестане, в Московской, Ленинградской, Белгородской областях он более чем в три раза превышает показатели, зафиксированные в Энергетической стратегии, а в Тюмени - почти в пять раз. По словам председателя правления РАО ЕЭС Анатолия Чубайса, выяснилось, что на уровне федеральных округов всего два энергоблагополучных округа: Дальний Восток с Бурейской ГЭС и Поволжье. В четырнадцати регионах страны минувшей зимой превышен исторический максимум потребления электроэнергии. Поднимается волна спроса на электроэнергию, и если сегодня дефицитными являются Москва, Питер и ряд других территорий, то через два-три-четыре года эта волна пойдет по всем остальным регионам .

 

Нарастание объемов изношенного оборудования и отсутствие возможности его восстановления вводят энергетику в зону повышенного риска технологических отказов и аварий не только оборудования, но и систем автоматического регулирования, релейной защиты и противоаварийного управления. По мнению Владимира Фортова, масштаб инвестиций, необходимых только для поддержания штанов , составляет около 3 млрд. долларов ежегодно. Пока этих денег нет даже на горизонте, но это ничуть не мешает нам оценить возможности их использования в том случае, если бы они уже были.

 

В 2005 году по заказу Минпромэнерго институт Энергосетьпроект провел исследование состояния энергетики. Результаты оказались крайне тревожными. Нарастает процесс физического и морального старения генерирующего и электросетевого оборудования. Выработали свой ресурс 19% электростанций России. Особенно сложная ситуация со старением ГЭС в европейской части страны, где они обеспечивают 20% потребностей в электроэнергии. При этом основные фонды в электроэнергетике самортизированы более чем на 50%, что снижает финансовые ресурсы для их замены.

 

И тут возникает следующая проблема - состояние энергомашиностроения. Даже если бы у энергетиков было очень много денег, быстро превратить их в действующие мощности в сложившейся ситуации почти невозможно. Энергоблоки похожи на чайники, но в магазине их не купишь. Российские компании просто физически не способны освоить большой объем заказов в короткие сроки. Директор по производству Ленинградского металлического завода (концерн Силовые машины ) Александр Рогаткин утверждает, что при сегодняшней численности персонала можно изготавливать четыре ГТЭ-160 (газотурбинные установки) в год. При увеличении численности персонала в газотурбинном и сборочном производстве возможно изготовить до восьми турбин в год. Большее увеличение выпуска возможно при условии инвестиций в модернизацию и закупку дополнительного оборудования. Что могут дать нам производители газовых турбин через два года? Реально - четыре ГТД-110 и четыре ГТУ-160; если без деталей, это примерно полтора гигаватта в год (заметим, при платежеспособном спросе) - совсем неплохо для страны, которая ввела в 2005 году меньше одного гигаватта мощностей . Но это равно ежегодному росту потребности Москвы и Санкт-Петербурга без учета роста экономики.

 

Немощь мощностей

 

№ 1 К 2020 году Россия заметно дифференцирует свой нефтяной экспорт

 

Не лучше обстоит дело и с производством других типов турбин. Так, цикл изготовления турбин типа К-1000 (для атомных блоков-миллионников) - 32 месяца. ЛМЗ может изготавливать до двух миллионников в год. Но чтобы выйти на этот уровень производства, в лучшем случае потребуется два-три года. Единственный производитель атомных реакторов в стране - Ижорские заводы также по большому счету не готовы к массовой атомной модернизации энергетики: по словам генерального директора предприятия Евгения Сергеева, изготовление корпуса реактора стандартного ВВЭР-1000 занимает три года, но пока не заказано ни одного. Иными словами, ни за какие деньги мы не сможем купить себе 10-15% новых мощностей до 2010 года. В этой ситуации можно в крайнем случае начать закупки оборудования за рубежом. Но, по мнению большинства экспертов, типоразмерность, технические стандарты и здоровая инженерная инерционность энергетики, построенной исключительно за счет советского энергомашиностроения, не дадут развернуться западным и восточным машиностроительным компаниям. Так что всерьез рассчитывать на то, что заграница нам поможет, тоже не стоит.

 

Таблица По эффективности работы Газпром уступает российским и зарубежным конкурентам Компания Доля жирного газа в добыче Размер месторождений (среднее по 3 крупнейшим) Выручка на одного сотрудника (тыс. долл.) Добыча газа в год на одного сотрудника (млн м ** Газпром 15 4626 77 1,6 НоваТЭК 70 474 133 4,9 ИТЕРА 73* 128 627 17,3 Нортгаз 100 316 557 13,7

 

В сложившейся ситуации стране, чтобы не оказаться один на один с масштабным энергетическим кризисом, предстоит пройти по лезвию ножа. Необходимо срочное и предельно жесткое внедрение энергосберегающих технологий и, разумеется, развертывание масштабной программы ввода новых энергомощностей. По мнению специалистов инновационного бюро Эксперт , ставку в данном случае необходимо делать на передовые технологии. В частности, в срочном порядке вместо закрывающихся мощных тепловых энергоблоков - 300-800 МВт - необходимо вводить новые парогазовые электростанции. Срок их ввода - от полугода в простом (газотурбинном) цикле до трех в парогазовом (в зависимости от мощности и финансирования).

 

В наиболее критических местах с точки зрения возникающего дефицита для покрытия мощностей можно вводить относительно небольшие (до 25 МВт) газотурбинные ТЭС и ТЭЦ со сроком строительства от трех месяцев до года. Есть целый ряд предприятий, готовых производить газовые турбины, - это НПО Сатурн , Пермские моторы, Самарские НК. Модернизация оборудования, которую можно проводить достаточно быстро (3-6 месяцев), может повысить КПД станций на 3-5% и в значительной мере поддержать повышающийся местный спрос на тепло и электроэнергию. В стратегическом плане необходимо повышать роль угля, атома и гидроэнергии в отечественной энергетике, постепенно снижая роль газа в энергобалансе страны.

 

*Оценка.
**По всем подразделениям компаний.
Источники: Эксперт , данные компаний за 2004 год

 

Газовая атака

 

Но уже сейчас необходимо решать вопрос с источниками финансирования (по нашему мнению, с преимущественным государственным участием), заказывать разработку проектной документации новых станций, определяться с землеотводом под новые площадки, предоплачивать заказ на новое оборудование на заводах энергомашиностроительного комплекса, закладываясь на реальные сроки строительства объектов большой энергетики - от четырех-пяти лет в тепловой энергетике до семи-восьми в атомной.

 

Эпоха легкоизвлекаемого газа подходит к концу, пик возможностей по его добыче уже пройден, а новых крупных месторождений со значительными запасами такого газа в освоенных районах газодобычи уже не осталось

 

Одним из главных козырей в стремлении России к статусу энергетической супердержавы принято считать ее газовое богатство. В настоящее время природный газ занимает лишь третью (после нефти и угля) позицию в структуре совокупного мирового потребления энергоносителей. Однако его роль постепенно увеличивается (за последние двадцать лет доля газа в структуре энергопотребления возросла с 19 до 24%) (см. график . Практически все эксперты в области энергетики убеждены, что в дальнейшем добыча и потребление природного газа будут расти опережающими темпами по сравнению с другими видами минеральных топлив и способами генерации энергии. По мнению ряда экспертов и ученых, к середине нынешнего столетия газ станет ключевым топливом в мировой экономике, сместив с пьедестала нефть. Известный американский специалист-нефтяник Майкл Экономидес прогнозирует, что к 2020 году газ займет господствующую позицию в мировом ТЭКе, а его доля в энергопотреблении достигнет 45-50%.

 

Потенциально сложившиеся обстоятельства открывают перед российскими газовиками блестящие перспективы. Однако, чтобы воспользоваться новыми возможностями, Газпрому необходимо срочно решить целый ворох старых проблем. Главная из них - острое внутреннее противоречие между ролями государственной монополии и коммерческой компании, которые Газпром вынужден совмещать.

 

Таким образом, тенденции мировой экономики благоприятствуют развитию газовой индустрии. Россия является ведущей мировой газовой державой, крупнейшей как по запасам, так и по объемам добычи. При этом находящиеся в российских недрах ресурсы газа не имеют аналогов по своим качественным параметрам. Основная их часть сконцентрирована в небольшом числе гигантских месторождений. Почти 75% всех разведанных запасов приходятся на 21 крупнейшее месторождение, где продуктивные пласты зачастую залегают на небольшой глубине и благодаря своему химическому составу не требуют значительных затрат на очистку. В России добывается около 650 млрд. кубометров газа (1-е место в мире). В последние годы привлекательность России как поставщика энергоресурсов увеличивается, а позиции в отношениях с основными потребителями усиливаются. Серьезный толчок в этом направлении дало ухудшение условий снабжения мировой экономики нефтью и газом, связанное не только с тактическими факторами (политическая нестабильность в добывающих странах), но и со стратегическими ( закат эпохи дешевых углеводородов).

 

Последнее не случайно: внутренний рынок для Газпрома - тяжкое бремя, а не источник доходов. Цены на газ внутри страны и за рубежом отличаются в разы, и вся схема работы компании фактически основана на перекрестном субсидировании огромного внутреннего рынка за счет экспортных доходов. Это в значительной степени лишает компанию устойчивости, делая ее крайне чувствительной к любым конъюнктурным колебаниям на глобальном энергетическом рынке.

 

Хотя госконтроль за Газпромом в последние годы усилился, а сам он еще более укрепился в статусе монополии, стратегия компании оказывается все меньше связана со своими монопольными функциями (развитие внутреннего газового рынка) и все больше нацелена на традиционные для коммерческих компаний задачи. В качестве ключевых целей в Газпроме в последние годы было намечено наращивание рыночной стоимости бизнеса и превращение в мировую энергетическую компанию наподобие западных гигантов нефтегазовой отрасли British Petroleum или ConocoPhillips. Для реализации последней задачи было решено приобретать активы в нетрадиционных для компании областях деятельности - нефтедобыче, энергетике и т. п. Все значимее для Газпрома оказывается задача закрепления на зарубежных рынках и проекты с иностранными компаниями. Именно на достижение этих целей были направлены практически все крупнейшие проекты Газпрома последних лет, в то время как развитие газодобычи и внутреннего рынка фактически превратилось во второстепенное направление деятельности компании.

 

Себестоимость добычи на новых месторождениях, откуда газ будет поставляться на экспорт, возрастет в 1,5-2 раза.
На фото: Алексей Миллер и Михаил Фрадков на церемонии закладки Северо-Европейского газопровода

 

Другой серьезной проблемой отрасли является отсутствие конкурентной, рыночной среды и непростые, конфликтные взаимоотношения Газпрома с независимыми газодобывающими компаниями. ОАО Газпром во всех сегментах газовой отрасли занимает доминирующее или монопольное положение. На него приходится около 2/3 разведанных распределенных запасов газа и около 85% газодобычи. При этом компания пользуется многочисленными преференциями от государства, в частности при распределении лицензий.

 

Газпром также доминирует в области распределения и сбыта газа, контролируя около 70% местных газораспределительных организаций (ГРО). Государство фактически делегировало компании функции регулирования отрасли, она самостоятельно разрабатывает балансы добычи и потребления российского газа, устанавливает лимиты газопотребления для отдельных компаний. Наконец, Газпром занимает доминирующее положение и в переработке газа, под его контролем, в частности, находится крупнейший в химической отрасли холдинг Сибур , контролирующий большинство газохимических предприятий Российской Федерации.

 

В сегменте транспортных услуг Газпром и вовсе является монополистом. Он полностью контролирует транспортную инфраструктуру и доступ к потребителям, в его собственности находятся магистральные газопроводы и подземные хранилища газа (ПХГ). Сторонним компаниям запрещено сооружать или владеть магистральными газопроводами, по этой причине, а также из-за отсутствия альтернативных видов транспорта они вынуждены либо пользоваться транспортными услугами своего конкурента Газпрома , либо продавать ему газ на выходе из добычной скважины. При этом Газпром устанавливает условия подключения сторонних компаний к принадлежащей ему единой системе газоснабжения (ЕСГ) и не несет за это юридической ответственности, самостоятельно определяет загруженность трубопроводной системы и при необходимости отказывает независимым компаниям в прокачке текущих или дополнительных объемов газа.

 

В соответствии с Энергетической стратегией России и обязательствами перед ЕС, принятыми в ходе переговоров по вступлению нашей страны в ВТО, средневзвешенные регулируемые цены на газ в нынешнем году должны составить около 42 долларов за тысячу кубометров. Однако в настоящее время потребители газа и Министерство экономического развития, с одной стороны, и Газпром - с другой, находятся в противоборстве по вопросу повышения цен на газ. Правительственные чиновники настаивают на 8-11-процентном росте в ближайшие годы, в то время как Газпром - более чем на 20-процентном. При этом максимально быстрый рост субсидируемых цен на внутреннем рынке Газпром видит одной из своих ключевых задач, поскольку именно по этим ценам он реализует большую часть продукции.

 

Нерыночный и непрозрачный характер взаимоотношений с учетом стремления восстановить контроль над некоторыми ранее утерянными газовыми активами и максимизировать собственную прибыль приводит Газпром к регулярным конфликтам со сторонними газодобывающими компаниями, затрудняет приток инвестиций в отрасль и делает условия работы в газовом бизнесе менее определенными ( Газпром , как правило, не заключает долгосрочные договоры на прокачку их газа). Нерыночный механизм ценообразования и установления лимитов газопотребления сдерживает развитие новых и действующих промышленных производств. Кроме того, он приводит к конфликту между участниками рынка и повышает неопределенность ведения бизнеса.

 

Свои действия Газпром обосновывает убыточностью продаж, однако данный тезис, по мнению многих независимых экспертов, выглядит неубедительно. Сравнительный анализ показывает, что прочие компании в аналогичных условиях способны работать с немалой прибылью. Например, в газоэкспортирующих государствах Северной Африки и Персидского залива стоимость тысячи кубометров газа составляет около 25-35 долларов, что заметно ниже субсидируемых цен на российском рынке. Другим примером может служить деятельность независимых компаний, которые реализуют газ по ценам, близким к субсидируемым или даже ниже их уровня. В то время как Газпром прогнозирует убыток от продаж на внутреннем рынке в размере немногим менее миллиарда долларов, сторонние газодобывающие компании, обладая худшими по своему качеству запасами и продавая газ по схожим ценам, работают с рентабельностью приблизительно в десятки процентов. При этом следует учитывать тот факт, что все возрастающие объемы газа, поставляемые покупателям сверх установленных лимитов, Газпром продает по договорным ценам, уровень которых значительно выше субсидируемых и, по нашим данным, составляет около 70 долларов за тысячу кубических метров.

 

При всем изобилии запасов на внутрироссийском рынке обостряется дефицит газа. По оценкам независимых экспертов, к 2010 году дефицит газодобычи в Российской Федерации с учетом роста внутреннего спроса и экспорта может составить 75-150 млрд куб. м

 

Противоречие между коммерческими задачами и монопольным статусом Газпрома уже привело к возникновению парадоксальной ситуации в отрасли. При всем изобилии запасов на внутрироссийском рынке обостряется дефицит газа. По оценкам независимых экспертов, к 2010 году дефицит газодобычи в Российской Федерации с учетом роста внутреннего спроса и экспорта может составить 75-150 млрд куб. м. Дело в том, что в последние годы в результате быстрого экономического роста наблюдалось заметное увеличение потребления газа (на 2-3% в год). Одновременно с этим Газпром постепенно наращивал экспорт газа, однако его добыча внутри страны росла крайне медленно - всего на 0,5% в год. Несмотря на то что независимые газо- и нефтедобывающие компании за последние шесть лет увеличили добычу голубого топлива более чем вдвое, добыча Газпрома (за вычетом поглощенных независимых компаний) пока еще не достигла даже уровня 1999 года, что и предопределило медленный рост отрасли. В то же время Газпром последние годы активно наращивал поставки газа за рубеж. Фактически нехватка газа уже стала фактором, ограничивающим промышленный рост: из-за неопределенности с выделением газовых долгосрочных лимитов и цен на это топливо были отложены некоторые проекты в химической отрасли или снижены объемы производства в стекольной и цементной промышленности и других отраслях. В дальнейшем, как прогнозируют многие эксперты, проблема дефицита газа может усугубиться. Дело в том, что крупнейшие месторождения Газпрома - Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, обеспечивающие около 80% российской добычи, к настоящему времени в значительной степени выработаны на 75, 60 и 85% соответственно и уже перешли в стадию падающей добычи. В постсоветский период инвестиции Газпрома в газодобычу систематически оказывались на низком уровне, причем основная (около 60%, по оценке Владимира Милова) их часть направлялась на поддержание падающей добычи на действующих месторождениях, а не на освоение новых углеводородных провинций. В результате за последние пятнадцать лет было введено в строй лишь одно гигантское месторождение (Заполярное), запланированное ранее освоение других крупных месторождений было отложено.

 

Отсутствие конкурентной среды в газовом секторе и государственный статус Газпрома предопределяют другой недостаток российской газовой отрасли - низкую экономическую эффективность. Многие отраслевые эксперты, в частности директор Института энергетической политики Владимир Милов, директор по корпоративным исследованиям Hermiage Capital Menedgment Владимир Клейнер, указывают на невысокую экономическую эффективность и завышенные показатели расходов компании по основным статьям издержек, а также на непрозрачность некоторых сфер ее деятельности (см. график 8, таблицу . В качестве примера последней чаще всего приводится деятельность посреднических компаний по продаже газа на зарубежных рынках. Так, по данным Владимира Клейнера, потери Газпрома от использования посреднических услуг австрийской компании Rosukrenergo в 2005 году составили порядка полумиллиарда долларов; в нынешнем году полномочия этого австрийского посредника были расширены. О невысокой экономической эффективности Газпрома свидетельствуют сравнение финансовых и производственных показателей деятельности компании с предприятиями аналогичного профиля в России и за рубежом.

 

Дополнительные сложности создаст необходимость перемещения газодобычи в новые географические районы. Сейчас более 80% общероссийской газодобычи сосредоточено на сравнительно небольшой территории с развитой инфраструктурой - в Надым-Пур-Тазовском районе Ямало-Ненецкого АО. Однако, как упоминалось выше, запасы газа на крупнейших месторождениях, расположенных в этом регионе, впрочем как и на значительной части месторождений в освоенной европейской части страны, подходят к концу. Поэтому в дальнейшем газодобычу придется развивать в новых газоносных провинциях за пределами территорий с развитой газопроводной инфраструктурой. Это потребует резкого увеличения удельных и абсолютных объемов инвестиций, поскольку около 70% затрат при освоении новых месторождений приходится на создание именно газопроводной инфраструктуры. Как ожидается, себестоимость добычи на новых месторождениях возрастет в 1,5-2 раза (до 12 долларов) для месторождений сеноманского газа и еще более значительно (до 20 долларов) для месторождений с преобладанием жирного газа.

 

В настоящий момент можно с большой степенью определенности прогнозировать и ухудшение условий газодобычи. По мере выработки старых месторождений на смену дешевому сухому идет жирный , дорогой в обработке газ. До недавнего времени около 80% газодобычи обеспечивалось за счет извлечения запасов так называемого сеноманского ( сухого ) газа, залегающего на небольших глубинах. Благодаря низкому давлению в пластах, малому количеству вредных примесей себестоимость добычи такого газа остается очень низкой - 2,5-10 долларов на тысячу кубических метров. Однако эпоха сеноманского газа подходит к концу, пик возможностей по его добыче уже пройден, а новых крупных месторождений со значительными запасами такого газа в освоенных районах газодобычи уже не осталось. В дальнейшем в структуре добычи неизбежно будет возрастать доля жирного газа, добываемого с более глубоких пластов (см. график . Поскольку пластовое давление на такой глубине выше, а газ в значительных количествах содержит вредоносные примеси, себестоимость извлечения и очистки жирного газа оказывается в 1,5-2 раза выше, чем у сеноманского.

 

Кому светит вышка

 

По оценкам Газпрома и независимых экспертов, на освоение месторождений Ямала необходимо потратить около 70 млрд. долларов (причем уже в ближайшей пятилетке в соответствующие проекты придется инвестировать по 8-9 млрд. долларов ежегодно), Восточной Сибири - 35 млрд долларов, а Штокмановского месторождения - 15 млрд. Это, в свою очередь, потребует смены инвестиционных приоритетов основной газодобывающей компании Газпрома , которая контролирует большинство месторождений природного газа в указанных регионах. По оценкам аналитика компании Брокеркредитсервис Максима Шеина и других отраслевых экспертов, инвестиции в добычу и геологоразведку должны были бы возрасти в 2,5-3 раза - приблизительно до 7 млрд. долларов в год. Однако экспорториентированная стратегия Газпрома , значительные задолженности госкомпаний урезают их инвестиционные способности и возможности в ближайшие годы активно заниматься освоением новых газоносных провинций. Без серьезного пересмотра государственных и монопольных приоритетов в этой сфере изменить ситуацию будет практически невозможно.

 

Еще более тревожна другая проблема - оскудение подготовленной сырьевой базы в целом. Только для поддержания нынешнего уровня добычи надо ежегодно вводить столько новых мощностей, чтобы как минимум на 10% компенсировать объем добычи. Ежегодно в нашей стране открывается 200-300 млн. тонн запасов нефти, но одновременно примерно столько же списывается из ранее открытых как не подтвердившиеся. С ростом добычи нефти восполнять сырьевую базу за счет разведки новыми запасами придется все больше. Ну и, кроме того, мало кто в России мог представить такой потребительский бум, который начался несколько лет назад. Страна с ростом автомобилизации скоро неминуемо столкнется с дефицитом топлива. Необходима срочная модернизация нефтеперерабатывающей индустрии. Во всех этих трех направлениях - интенсификация добычи, разведка и нефтепереработка - требуются серьезные нововведения.

 

В нефтяной отрасли, несмотря на внешнее благополучие, также накопился целый комплекс проблем. Все последние годы рост добычи нефти в России шел нарастающими темпами: с 323 млн. тонн в 2000 году добыча выросла до 473 млн тонн в 2005-м. Между тем эксперты РГУ нефти и газа имени Губкина указывают, что такой рост добычи, который мы демонстрировали до последнего времени, это, возможно, даже преступление , потому что он идет исключительно за счет увеличения отборов из скважин в нарушение проектов разработки. В результате непродуманной интенсификации огромное количество нефти безвозвратно теряется в пласте.

 

Есть две основные причины нерационального использования недр. Первая - сверхобеспеченность многих отечественных нефтяных компаний запасами нефти. Потенциал добычи из этих запасов составляет 450 млн. тонн, снятие сливок с низкой себестоимостью вполне отвечает интересам акционеров. Посему добыча из более трудных запасов им малоинтересна и инновационные методы не востребованы. Вторая причина - отсутствие цивилизованной государственной системы управления рациональным использованием запасов. На Западе, например в США и Канаде, правительства проводят осознанную политику в отношении независимых производителей с точки зрения рационального природопользования. Там предоставляются налоговые льготы, налоговые каникулы с тем, чтобы компании добывали остаточную нефть. У нас же все недропользователи, независимо от того, на каких месторождениях они работают - высокодебитных или с трудноизвлекаемыми запасами, платят одни и те же налоги. А налоги эти зависят от мировой цены на нефть.

 

Все последние годы рост добычи нефти в России шел нарастающими темпами: с 323 млн. тонн в 2000 году добыча выросла до 473 млн. тонн в 2005-м. Такой рост добычи - это, возможно, даже преступление, поскольку он был возможен только за счет хищнического отношения к ресурсам

 

В свое время Советский Союз закачал в нефтяную отрасль огромные капитальные вложения. Экономисты тех времен даже посчитали это фактом, вредным для экономики. К началу перестройки в тех провинциях, где была отстроена инфраструктура (Западная Сибирь, Тимано-Печора), были открыты почти все уникальные и крупные месторождения. С этим богатством мы и вошли в рынок. В 1992-1993 годы практически все более или менее крупные месторождения нефти попали в руки частного капитала. Добыча нефти неукоснительно падала - вплоть до 1998 года, всего же за десятилетие с 1988 года (а это год максимальной добычи нефти в СССР) упала почти вдвое - с 596 млн. тонн до 303 млн. В последние годы месторождения уже не раздавали, а стали продавать. Но было уже поздно: лицензии выданы на разработку 90% месторождений нераспределенного фонда. В натуральном же исчислении государством роздано и вовсе 95% всех запасов (оставшиеся 5% входят в нераспределенный фонд).

 

Конечно, в российских условиях усложнение системы налогообложения представляется чиновникам потенциально опасным: ведь дифференцированная система у нас создаст условия для схем ухода от налогов. Тем не менее эксперты предупреждают, что подобная политика приведет к тому, что уже лет через десять мы выкачаем всю нефть из активных запасов и будем работать только с трудноизвлекаемыми.

 

Как считают эксперты Института энергетической политики, государство просто не сумело создать нефтяным компаниям выгодных стимулов для дальнейшего расширения производства. В результате оно в настоящее время приступило к обратной интервенции в нефтяной сектор и усилению контроля над экспортом нефти. В том числе в направлении поставок (см. график 1 .

 

Нынешнее состояние сырьевой базы России стало характеризоваться ухудшением качества запасов как на вырабатываемых (за счет интенсивной выработки активной составляющей запасов), так и на вновь вводимых в промышленную эксплуатацию месторождениях. По мнению президента ИЭП Владимира Милова, компании, владеющие правами на разработку лучших нефтяных месторождений России ( Юганскнефтегаз , остатки ЮКОСа, Сибнефть , Роснефть ) и добывшие в 2004 году примерно 31% от всей добытой в России нефти, оказались полностью неспособными принимать перспективные инвестиционные решения в области развития нефтедобычи в краткосрочной перспективе.

 

 

Это, в свою очередь, привело к инвестиционной стагнации. Несмотря на высокие цены, нефтегазовый комплекс страны сейчас всерьез недофинансирован. Но причина здесь не столько в дефиците средств, сколько в смене приоритетов компаний ТЭКа, особенно тех, что контролируются государством. К серьезному провалу инвестиций привел в первую очередь передел собственности в нефтедобыче. Частные компании, наблюдая за усилением роли государства в отрасли, резонно опасаются играть в долгую , вкладывать в геологоразведку и строительство инфраструктуры. В то же время госкомпании заразились темой слияний и поглощений зарубежных активов или активов в смежных отраслях, IPO и так далее. В угоду этим направлениям тормозятся новые проекты, ориентированные на внутренний рынок. Расчет госкомпаний вполне прозрачен. За счет высокой капитализации можно будет иметь большее кредитное плечо, когда понадобятся деньги на освоение Ямала и Восточной Сибири, модернизацию нефтепереработки и т. д. Однако проблема в том, что и освоение Ямала, и строительство новых НПЗ, и поиск новых месторождений необходимо делать уже сейчас. Иначе с претензиями на роль энергетической супердержавы придется расстаться.

 

 

Реализация положений закона. Реєстр проектів. Метан угольных месторождений как. Киотский протокол и углеродное финансирование. Проект.

 

Главная >  Инвестиции 

0.0299