Нефтяная геологоразведка в России: проблемы и перспективы

Глубина переработки  нефти в России в 1980-2011 г.г.

1980 г.	1990 г.	2000 г.	2010 г.	2011 г.
57	67	71	71	71

Источник: Федеральная служба государственной  статистики.

Можно наблюдать положительную  динамику  показателя глубины переработки  нефти, но по сравнению  продвинутыми странами этот показатель остается довольно низким.

Следует также отметить почти  критическую загруженность перерабатывающих мощностей российских НПЗ, которая  приближается к 100%, а на некоторых  НПЗ равна этому показателю. Российским нефтеперерабатывающим заводам необходима серьезная реконструкция и модернизация, резкое увеличение мощностей вторичных процессов, повышающих глубину переработки нефти.

Это является серьезной проблемой  еще и потому, что крупные российские нефтегазовые компании не проявляют интереса к этой проблеме, поскольку их удовлетворяет уровень рентабельности, а такая недальновидность и погоня за прибылью может иметь катастрофические последствия в ближайшем будущем.

2.3. Несовершенство Законодательства

Еще одна проблема геологоразведки, в том числе и нефтяной. По-моему эта проблема характера для любой отрасли, она является своеобразным краеугольным камнем. И сколько бы ни совершенствовали законодательство, прийти к общему знаменателю се никак не удается.

В частности Федеральный закон «О размещении заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд» не соответствует специфике проведения геологоразведочных работ на огромной территории страны. А изменения в федеральном законодательстве о земле и недрах, внесенные в 2007 году, затруднили и без того сложный процесс проведения аукционов по недрам [12].

2.4. Акционирование крупных государственных предприятий отрасли

Акционирование крупных  государственных предприятий может привести к еще большему снижению объема геологических работ, утрате основного направления деятельности и высококвалифицированных кадров. Также «поголовное» акционирование государственных предприятий ведет к необратимости нарушений их связей, невозможности в последствии восстановить научно-техническое и производственное единство промышленных комплексов.

В то время как вся история отечественной геологии свидетельствует о том, что наиболее эффективно отрасль развивалась тогда, когда ее активы находились в руках государства [12]. Об этом свидетельствуют и опыт таких стран, как Саудовская Аравия, Норвегия и многих стран, лидеров по добычи нефти и газа.

2.5. Негативная тенденция сокращения разведанных запасов нефти и газа

Необходимость дополнительных ресурсов для многих специалистов, полагающих, что добывающие компании обладают достаточными разведанными запасами, не столь очевидна. Тем не менее, поиск новых месторождений нефти  и газа имеют огромное значение для  долгосрочного развития нефтегазовой отрасли Российской Федерации, особенно в связи с освоением новых  альтернативных источников углеводородного  сырья другими странами, такими, например, как США, Канада и Венесуэла.  Именно заблаговременное проведение геологоразведки  способно гарантировать стабильность деятельности и возможность прогнозирования  будущих уровней добычи нефти  и газа.

В последние годы добыча нефти превышает прирост ее запасов, что в скором времени может  привести к серьезному дисбалансу. 

Следует отметить, что происходит и снижение качества сырьевой базы. Это в перспективе приведет к преждевременному падению добычи и безвозвратным потерям сырья в недрах. Постепенное ухудшение качества запасов нефти связано, с одной стороны, с тем, что основные разрабатываемые месторождения выходят на поздние стадии разработки, а их остаточные запасы трудноизвлекаемы. С другой стороны, большинство вновь вводимых в эксплуатацию месторождений имеют сложное геологическое строение и залегают в низкопроницаемых коллекторах.

Сегодня в России осталось не более 30% запасов легкоизвлекаемой нефти, остальные 70% – это запасы очень тяжелой и вязкой трудноизвлекаемой нефти. В добыче соотношение обратное: на легкую нефть приходится около 70% добычи нефти, а на тяжелую – около 30%, что влечет за собой нарастание доли трудноизвлекаемой нефти в структуре запасов. Для большинства российских нефтяных компаний актуальна и проблема роста обводненности месторождений [1].

Следует также заметить, что значительная часть запасов  на существующих месторождениях относится  к категории трудноизвлекаемых, что вызывает необходимость проведения геологоразведки в новых регионах страны, таких, как шельфы Черного  и Охотского морей, арктический шельф и др.

2.6. Недостаточное финансирование геологоразведочных работ

На мой взгляд, эта проблема является ключевой.

Более 50% доходной части федерального бюджета формируется за счет минерально-сырьевого  комплекса,  а на воспроизводство  минерально-сырьевой базы возвращается мене 1%.

Итоговая сумма финансирования геологоразведочных работ на нефть  и газ из всех источников в 2010 г  достигла 155,3 млрд рублей, превысив аналогичный  показатель 2009 г  на 11% [7].

Объем бюджетного финансирования геологоразведочных работ в 2012 году составляет 20,1 млрд рублей против 18,9 млрд рублей в прошлом году. Данный показатель оказался на 14% ниже, чем в 2012 году. При этом сама структура затрат на проведение изысканий геологических осталась прежней [15].

Для полноценного функционирования отрасли их требуется в несколько раз больше, чем выделяется сейчас. Государство должно обратить внимание на эту проблему и увеличить объем финансирования в геологоразведку.

Вопрос инвестирования геологоразведочных работ крайне неоднозначный, с одной  стороны понятно, что ГРР необходимо финансировать, вкладывать инвестиции, но с другой стороны дело это довольно-таки рискованное, ведь вкладывать надо огромные суммы в, а риск окупаемости таких инвестиций очень велик, да и не у каждой компании имеются достаточные средства.

Такой риск долгосрочных капитальных  вложений  и отпугивает многие компании. Вложив огромные деньги, допустим, в бурение разведочной скважины, недропользователь может столкнуться с тем, что его прогнозы по поводу запасов не оправдаются,  экономический эффект будет отрицательным.

Сложность также заключается  в невозможности точно просчитать все риски и экономический  эффект. Средний горизонт планирования инвестиционных проектов нефтегазодобывающих компаний в подобные проекты составляет порядка 10 - 25 лет. При этом экономический эффект от реализации проектов необходимо определять уже на текущий момент [16].

Основные факторы, определяющие более высокую стоимость и повышенный риск инвестиций:

- Длительный срок окупаемости инвестиций;

- Отрицательный экономический эффект. Крупные ВИНК с государственным участием имеют обязательства обеспечивать население страны энергией (топливом, теплом и т.д.). Для обеспечения данных обязательств нефтегазодобывающие компании зачастую вынуждены инвестировать в проекты с отрицательным экономическим эффектом;

- Сложность управления большим портфелем инвестиционных проектов;

- Сложный механизм подготовки и принятия стратегических решений. Сложность вертикально-интегрированной структуры предполагает сложный механизм взаимодействия входящих в холдинг предприятий;

- Высокая стоимость ошибочных управленческих решений (высокая цена ошибок инвестиционных решений);

- Неравномерность технического развития в отдельных звеньях производственной цепи [16].

Также существуют и другие причины, обуславливающие низкий уровень  инвестиций в геологоразведку:

- Высокие цены на нефть,  которые позволяют компаниям  получать необходимые высокие  прибыли, не вкладывая огромных  средств и не задумываясь о  будущем;

- Наличие у компаний  достаточных доказанных запасов,  которыми компания обеспечена  на достаточно долгое время;

- Недостаточность собственных  средств. Далеко не все российские  компании располагают достаточными  средствами на геологоразведку,  а поступлений из бюджета недостаточно  для таких капиталоемких мероприятий;

- Неэффективность налогообложения [9].

Проблемы нефтяной геологии не ограничиваются вышеперечисленными, остро также стоит проблема качественного образования в этой отрасли, а также обеспечение подготовки высококвалифицированных кадров. Необходимо также обеспечить стабильность этих кадров, так как в отрасли наблюдается их текучесть.

Очень важно решать все  эти проблемы комплексно и постепенно, не оставляя без внимания ни одну из них, и подключится к решению должны и компании и государственные органы.

3. Перспективы развития  нефтяной геологоразведки в России

Проведение более активной и масштабной геологоразведки, в  том числе и на континентальном  шельфе, представляющем собой очень  перспективный регион геологоразведки, является важной задачей, стоящей перед  Россией.

Добыча нефти в России находится на достаточно высоком  уровне, но происходит стремительное сокращение запасов. Поэтому для сохранения добычи нефти на уровне 500 млн. тонн после 2030 года необходимо увеличивать инвестиции в геологоразведочные работы (ГРР). 

3.1.Необходимость  иностранных инвестиций в ГРР

По результатам исследования аудиторской  компании «Эрнст и Янг», затраты на геологоразведку следует увеличить более чем в три раза, поскольку совокупного бюджета российских нефтедобытчиков не достаточно и без привлечения финансирования из-за рубежа отрасли не обойтись. Но существует целый ряд законодательных, налоговых, политических и многих других проблем, препятствующих привлечению иностранного капитала.

Но для получения немедленной  добычи нефти, к которой так стремятся  российские компании, одних инвестиций в ГРР мало. Помимо них требуется  вложение капитала  в инфраструктуру и время на оценочное бурение. Здесь компаниям важно, сколько времени понадобится для добычи первой нефти с момента начала ГРР.

В настоящее время этот показатель равен 8-9 годам. Российские компании опережают иностранные, добиваясь  коммерческой эксплуатации месторождений уже через 5-7 лет. Но такие высокие показатели характерны для сухопутных проектов, на шельфе сроки разработки месторождений заметно увеличиваются. По итогам исследования «Эрнст и Янг», коммерческая добыча на российском шельфе начнется лишь после 2024 года х.

Количество лет, необходимых компаниям для получения  первой нефти, с момента открытия месторождений (лет).

Однако у российских компаний на сегодняшний день недостаточно ресурсов и технологий, которые позволили бы начать освоение шельфа. Ведь, чтобы обеспечить уровень добычи 500 млн. тонн к 2035 году, необходимо утроить инвестиции в ГРР. Но так как эти капиталовложения характеризуются высокой степенью риска, что ограничивает применение модели проектного финансирования. Поэтому национальным предприятиям необходимо привлекать в ГРР-проекты иностранные компании, в количестве 2-3, при этом сохраняя долю владения на уровне 30-40% [9].

Объем добычи нефти  в результате новых ГРР-проектов (прогноз, млн. тонн)

Крупные российские компании применяют практику понесенных расходов на первоначальном этапе за счет иностранных инвестиций, которые в последующем компенсируются из положительно денежного потока, заключая сделки с ведущими международными нефтегазовыми компаниями.

Описанный подход получил  широкое распространение в мире. Он позволяет национальным компаниям, которые владеют большим количеством  новых проектов, снизить уровень  риска, то есть получить более доходный проект.

Но и тут существуют свои опасности и риски. Например,  риск получения недостаточной выгоды российскими компаниями, если будет  обнаружено чрезвычайно привлекательное  месторождение, из-за сниженной доли российского участника проекта. При этом национальные компании не получат никакой авансовой платы  с иностранного партнера.

Поэтому, для применения данного метода необходимо соблюдать ряд условий.  Самое главное - заранее оговаривать размер премии за единицу обнаруженных запасов, и для того, чтобы исключить возможные разногласия, необходимо привлекать независимых консультантов. Но трудность заключается в невозможности оговорить все условия заранее.

3.2. Прогнозные уровни добычи нефти в России

В соответствии с «Энергетической  стратегией России на период до 2030 года»  уровень добычи нефти и конденсата должен составлять 530 млн. тонн.

Но как показывают результаты исследования аудиторской компании «Эрнст и Янг», начиная с 2015 года добыча нефти в России начнет стремительно падать, отклоняясь от целевого уровня, и к 2030 году добыча будет составлять менее 300 млн. тонн.

Уровень добычи нефти, млн. тонн.

К 2025 году будет возможность  наращивать добычу за счет применения интенсивных методов нефтеотдачи  и передовых технологий на уже распределенных месторождений на суше. Но после 2030 года для достижения такого уровня добычи возможностей текущих месторождений не хватит, что вызовет необходимость освоения новых месторождений, что требует планомерного проведения геологоразведочных работ на шельфе, так как потенциал геологоразведки на суше гораздо ниже.

Спрогнозировать уровень  добычи нефти в ближайшие 20-30 лет - очень непростая задача, ведь данные о запасах не являются настолько точными, также невозможно предсказать изменений политического  экономического характера,  сложно предсказать появление технологий, способных увеличивать нефтеотдачу или новых инновационных методов геологоразведки и много другого.

По мнению экспертов «Эрнст и Янг», российские компании, основываясь  только на собственных ресурсах, не смогут сохранить объем добычи на уровне 500 млн. тонн после 2030 года [9].