Версия для печати
Вернуться к списку

КРИЗИС В ЭНЕРГЕТИКЕ: ОПЯТЬ «КОНЕЦ СВЕТА»?

Среди множества политических, финансовых и иных предпосылок возникновения кризиса можно выделить важную причину: при затратах свыше 10% на развитие энергетического сектора экономический спад становится неминуемым. Нынешнее состояние мировой экономики такого, что мы находимся в «критической зоне» - в районе 10%, и (удивительно!), развивая энергетику, продолжаем следовать «политике удержания» затрат на энергетику на уровне около 10% ВВП.

Неустойчивое состояние системы порождает экономическую нестабильность, в частности, колебания цен на нефть, газ и многие другие энергоресурсы, взлеты и падения курсов валют. В интересах правительств и бизнес-сообществ разных стран для снижения социальной напряженности необходимо оперативное принятие мер, направленных на стабилизацию ситуации.

В СМИ неоднократно обсуждается проблема скорой исчерпаемости энергоресурсов. В ходе анализа, проведенного в НИЦ «Курчатовский институт» под руководством академика-секретаря ОНИТ РАН Е.П.Велихова, были получены объективные данные, свидетельствующие о т.н. «энергодостаточности» и возможности длительного рационального использования энергоресурсов. И дело не только в сланцевом газе или «глубокой» нефти. К сожалению, часть энергоресурсов по-прежнему не используется с той эффективностью и в той мере, как можно было бы использовать, в частности, древесину и торф. Получение из водорослей моторного топлива – тоже одно из инновационных направлений развития ТЭК; и оно – одно из многих, ибо их – множество!

Объем перечисленных ресурсов в России в пересчете на тонны условного топлива (т.у.т.) сопоставим с разведанными отечественными запасами газа и нефти. Но можем ли мы их рационально использовать? Обладаем ли мы необходимой инфраструктурой и соответствующими технологиями, обеспечивающими их высокоэффективное применение? Нельзя ответить на эти вопросы однозначно – ведь помимо выгоды экономической, необходимо рассматривать широкий спектр проблем, в т.ч., экологического, политического и социального характера. К сожалению, уровень принятия управленческих решений не всегда достаточно высок, а их социально-экономические последствия часто не учитываются в полном объеме. Инструмент общественной экспертизы пока еще, к сожалению, недостаточно востребован в обществе. Как результат – невозможность обсуждения проблемы с необходимой полнотой и в том формате, который соответствовал бы взвешенной и адекватной оценке складывающейся ситуации.

Говоря о российской энергетике, чаще всего упоминают нефть и газ. Но Россия издревле славна своим интеллектуальным потенциалом, обеспечившим, в частности, успешное изучение и применение ядерной энергетики. Не стоит забывать и о термоядерной энергетике – это отдаленная перспектива, к которой заранее необходимо готовиться. Следует отметить, что кризис, как общественное явление, сопутствует не только экономике. Кризисное отношение к ядерное энергетике, к сожалению, также имеет цикличный характер. Например, восстановление позитивного отношения к атомной отрасли и ее технологиям наблюдалось как раз в годы, предшествовавшие чернобыльской катастрофе. Много субъективной, некорректной и непроверенной информации было высказано и в адрес разработчиков, и по отношению вообще ко всем работникам ядерной отрасли. Прошла четверть века со дня этих событий, и ядерная авария на Фукусиме опровергла многие тезисы о надежности зарубежных атомных реакторов, высоких степенях их защиты и т.н. «преимуществах» по сравнению с российскими разработками. Оперативное сворачивание атомных энергетических программ в Европе и снижение уровня их инвестиционной привлекательности свидетельствует о негативном тренде в развитии мировой энергетики, который, как и кризис, уже принял циклический характер.

Упоминая аварии и катастрофы в российской и зарубежной ядерной энергетике, необходимо упомянуть проблему информационной открытости. Например, через несколько дней после катастрофы в Чернобыле наши специалисты были там и принимали активное участие в решении текущих задач. Но о том, что происходит на Фукусиме, имеется больше теоретических предположений, нежели реальных данных. Это, несомненно, многократно усложняет решение задачи. И проблема не только в том, что значительно пострадал имидж высокотехнологичной японской промышленности, в частности, ее атомного сектора, долгие годы считавшегося образцовым с эксплуатационной, качественной и технической точек зрения. Подвергся значительной коррекции весь план долгосрочного развития японской атомной промышленности с использованием технологий замкнутого цикла, мощностей предприятий по переработке и захоронению отходов. Это не могло не отразиться на программах развития атомной энергетики США и ЕС, в которые были внесены существенные коррективы.

В сложившихся условиях, несмотря на успешное развитие альтернативной энергетики, которая традиционно относится к числу недофинансированных, по прежнему основное влияние на отрасль в России оказывают нефть и газ. Но все ли успешно в данной сфере?

Среди современных аспектов развития нефтяной и газовой отрасли в России можно отметить формирование благоприятной институциональной основы функционирования индустрии, необходимость реконструкции и расширения существующих нефте- и газотранспортных систем, вступление базовых отраслевых месторождений в период падающей добычи, трудности реформирования внутреннего рынка в интересах потребителей и отрасли и потребность в освоении новых нефтегазоносных провинций. Например, согласно экспертным оценкам, доля ОАО «Газпром» в мировых запасах газа составляет порядка 18% (добыча ~ 15%), в то время как доля ОАО в российских запасах газа – около 72% (добыча ~ 78%).

Основными документами ОАО «Газпром» в сфере добычи углеводородов и развития минерально-сырьевой базы (МСБ) являются Программы развития МСБ газовой индустрии на период до 2035 г и освоения ресурсов на шельфе РФ до 2030 г, Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 г, утвержденные Советом директоров ОАО Стратегические целевые показатели развития ОАО «Газпром», Программа комплексного освоения месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий и Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта на рынки КНР и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона, утвержденная Министерством промышленности и энергетики РФ в сентябре 2007 г. Среди основных задач развития добычи газа в РФ отмечено сохранение и усиление российских позиций на мировом энергетическом рынке и надежное обеспечение потребностей внутреннего рынка в энергоресурсах.

Согласно оценкам экспертов, сырьевая база ОАО «Газпром» включает 33,1 трлн.м3 разведанных запасов газа (из них на шельфе порядка 5,3 трлн.м3), 1,3 млрд.т конденсата, 1,8 млрд.т – нефти, - итого по 155 месторождениям углеводородов – 36,2 млрд. т.у.т. Также около 8 трлн.м3 – предварительно оцененные ресурсы газа, столько же составляют прогнозные и перспективные ресурсы в недрах лицензионных участков ОАО «Газпром». В ближайшие 25 лет добыча газа будет возрастать и превысит в 2035 г 700-720 млрд.м3, из них до 80 млрд.м3 – на Присахалинском шельфе и в Восточной Сибири, и 650 млрд.м3 – в районах современной ЕСГ (шельф и суша). К 2035 г планируется начало работы новых крупных газодобывающих центров (Сахалинский, Иркутский, Ямальский, Якутский и Гыданский).

Рассматривая проблемы разработки базовых месторождений Западной Сибири, необходимо учитывать, что запасы ОАО «Газпром» категорий А+B+C1 составляют порядка 35,1 трлн.м3, из них в базовом (Надым-Пур-Таз) газодобывающем регионе – около 19,8 трлн.м3 газа. Среди технических решений, заложенных в освоение сеноманских залежей базовых месторождений Западной Сибири, можно отметить применение установок комплексной подготовки газа большой производительности (10-30 млрд.м3/год), кустовое размещение скважин в центральной части залежи, использование скважин большого диаметра (НКТ 168 мм) и большой производительности (1 млн.м3/сутки) и систем дифференцированного вскрытия пласта. В частности, в числе проблем дальнейшего освоения базовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР) – не только затрудняющее процесс очистки призабойной зоны при освоении скважин после проведения их капитального ремонта, низкое текущее пластовое давление (от начального - 15-40%), высокий процент скважин простаивающего фонда из-за низких устьевых давлений, высокие темпы продвижения законтурных и подошвенных вод, неравномерная выработка запасов по продуктивному разрезу и площади, увеличение объемов капремонта скважин и работ по интенсификации добычи газа, но и нарастающее обводнение эксплуатационных скважин при интенсивном разрушении призабойных зон, наличие локальных депрессионных воронок в зонах отбора газа в пределах отдельных кустов и зон размещения эксплуатационных скважин, а также добыча значительных по величине остаточных запасов газа при аномально низких пластовых давлениях. Необходимо также отметить важность эксплуатации скважин в сложных условиях (наличие песка и воды в потоке газа, песчаные пробки, низкие пластовые давления), разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами и повышение газоотдачи залежей с низким пластовым давлением.

Для решения перечисленных проблем, в частности, целесообразно проведение геолого-технологического аудита месторождений, применение энергосберегающих методов изучения скважин с соблюдением индивидуального технического режима на базе современных телеметрических средств и систем, разработка методик интерпретации результатов научных исследований, ежегодный мониторинг Комплексной программы повышения эффективности разработки месторождений на период 2011-2015 гг с внесением изменений и дополнений, создание технологий и технических средств для извлечения низконапорного газа с применением высокоэффективного оборудования по компримированию и обоснование добычи углеводородов из ачимовских и туронских залежей с разработкой принципов функционирования интеллектуальных месторождений. Например, при разработке туронских залежей необходимо учитывать максимальный дебит разведочных скважин от 30 до 130 тыс.м3/сутки, низкие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, осложненные термобарические условия (пониженная температура и аномально-высокое пластовое давление), а также резкую литологическую неоднородность и фациальную изменчивость по разрезу и площади.

В конце первого полугодия 2012 года состоялось не только собрание акционеров ОАО «Газпром», но также были проведены научные симпозиумы и конференции, посвященные, в частности, научно-техническому сопровождению комплексного освоения месторождений полуострова Ямал, новым техническим и технологическим вызовам при освоении углеводородных месторождений, концептуальным подходам к развитию нефтегазодобывающего комплекса Астраханского региона, геологическим предпосылкам освоения и принципам разработки месторождений блока «Сахалин-3», разработке газоконденсатных месторождений на шельфе Вьетнама. Были представлены инновационные технологии для повышения экологической и экономической эффективности разработки месторождений и развития инфраструктуры на шельфовых и прибрежных участках, освоения ачимовских отложений на месторождениях ЯНАО, управления процессами для нефтегазового месторождения и развития газового потенциала недр осадочных бассейнов мира, а также мирового производства природного газа до 2050 г. Новые разработки рассматривались на заседаниях по геологическому и гидродинамическому моделированию объектов добычи, геологии и разработке месторождений, строительству, эксплуатации и ремонту скважин в осложненных горно-геологических условиях с анализом технологической проблематики промысловой подготовки газа, и освоению месторождений сложного компонентного состава.

Т.о., ОАО «Газпром» является не только крупнейшим в России и одним из крупнейших в мире энергетических холдингов, но и корпорацией, развивающей и приумножающей свой интеллектуальный потенциал за счет тесного взаимодействия с ведущими научными организациями, в частности, с Российской академией наук. Данный пример не является единичным – несколько лет назад аналогичные шаги по укреплению научной инфраструктуры были предприняты нефтяной компанией «Роснефть». Нефтегазовый комплекс России в соответствии с уровнем решаемых задач развивает и совершенствует деятельность в научной сфере для обеспечения конкуренции с ведущими иностранными энергетическими холдингами. Есть и другие примеры. Но…

Но если российские энергетические гиганты успешно конкурируют в сфере высоких технологий с известными зарубежными нефтегазовыми компаниями, зачем намеренно инициировать вопросы, связанные с их возможным выборочным разделением? В СМИ уже в течение продолжительного времени обсуждается проблема разделения одного из российских энергохолдингов. Высказываются предложения, как лучше это сделать, и обосновываются преимущества, получаемые (кем?) при перераспределении его активов. Что сейчас это может дать российской экономике?

Неоднократно общаясь с опытными профессионалами, асами-экспертами, знающими историю вопроса не первый год, отмечу что данная проблема обсуждается не первый раз. Одна из первых попыток разделения энергетического холдинга была предпринята в конце прошлого века. Благодаря жесткой позиции ряда руководителей, в частности, премьер-министра Правительства РФ В.С.Черномырдина, угрозу разделения энергохолдинга удалось предотвратить. Очередная попытка была предпринята в начале этого века – и вновь разделение было предотвращено и было учтено мнение тех, кто работает в отрасли и знает, к каким катастрофическим последствиям может привести данное решение. Ныне мы являемся свидетелями очередной попытки по разделению энергетического холдинга. Каковы возможные последствия?

Среди мнений, обосновывающих необходимость разделения, особенно внушительно и весомо выглядит тезис о необходимости дополнительного привлечения инвестиций в российскую энергетику. Но данные о «бегстве капитала» из России за рубеж свидетельствуют об обратном: в энергосекторе сконцентрированы огромные капиталы, но и они вынуждены мигрировать из-за ухудшающегося инвестиционного климата. Другое мнение сторонников разделения о том, что создание вместо одного энергохолдинга нескольких повысит конкуренцию в отрасли и приведет к снижению тарифов, также критики не выдерживает: резкого скачка и роста капитализации все равно не последует, ибо на момент разделения их суммарная стоимость будет равна стоимости энергохолдинга до разделения, а в условиях кризиса ждать инвестиционного бума неразумно. Наконец, любимый сторонниками разделения аргумент о возможности увеличения численности в новых компаниях сотрудников тоже неубедителен: социальная напряженность не спадет, а увеличится, ибо приему на работу предшествует увольнение и перевод. Разделение энергетического холдинга без качественного изменения «правил игры» на российском рынке и улучшения инвестклимата резко ухудшит ситуацию в отрасли, а в условиях кризиса приведет к коллапсу.

Выступая пять лет назад на кругом столе в Совете Федерации ФС РФ по проблеме развития естественных монополий, за год до кризиса 2008 г, мне пришлось обратиться к анализу проблем в российском законодательстве, связанных с формированием инвестиционного климата. Поскольку оценка степени правовых рисков при реализации инвестиционных проектов в российской энергетике является относительно новым направлением, для нее были разработаны специальные инновационные инструменты, в частности, для выделения в современной законодательной базе правовых недоработок.

В частности, после событий 25.05.2005, когда было произведено временное отключение энергоснабжения ряда объектов московских районов вследствие аварии на подстанции Чагино, был проведен анализ законодательства в электроэнергетической сфере и смежных с ней областях. Были установлены недоработки в нормативно-правовой базе. Например, установлено, что термин «новая продукция» по-разному трактуется в различных нормативно-правовых документах (НПД), что приводит не только к несоответствию между различными группами НПД и повышению правовых рисков при инвестициях в электроэнергетику, но и к снижению капиталоемкости российской энергоотрасли.

Выводы:

1. Российская энергетика в XXI веке должна быть высокотехнологичной инновационной отраслью, оперативно реагирующей на изменения рыночной ситуации, и успешно конкурирующей с ведущими зарубежными компаниями в поставке энергетической продукции и услуг. Законодательная база ТЭК должна адекватно отражать положение дел в экономике и промышленности РФ, стимулировать техническое перевооружение и модернизацию оборудования.

2. В настоящее время финансирование энергетики в России осуществляется посредством государственных капиталовложений и частных инвестиций. Целевое финансирование энергоотрасли из госбюджета крайне необходимо, но также желательно развивать инвест–сектор, не останавливаясь на достигнутых значениях притока заёмных средств.

3. Объём отечественных и иностранных капиталовложений регулируется посредством нормативно-правовой базы, дальнейшее совершенствование которой будет способствовать созданию более благоприятного инвестиционного климата. Нестабильность законодательной базы является одной из причин, сдерживающих рост инвестиций в РФ и провоцирующих кризис.

4. Разделение энергетических холдингов в условиях ухудшающегося инвестиционного климата может привести к коллапсу отрасли. Целесообразно принятие НПД, препятствующих разделению энергохолдингов и повышению их защиты в условиях вступления России в ВТО.

5. Необходимо укрепление нормативно-правовой базы, совершенствование инновационных механизмов определения недоработок в НПД, и развитие институтов экспертно-консультационной сферы, в т.ч., по оценке степени правовых рисков. Также целесообразно создание сети национальных инжиниринговых компаний в российской электроэнергетике.