Количественные показатели «Стратегии-2025» фактически не отличаются от планов на 2020 год. Возникает ощущение, что «Газпром нефть» просто перенесла на пять лет срок достижения стратегических целей...
Конечно, никто не оттягивал срок достижения целевых показателей «Стратегии-2020»: выйти на эти цифры так и предполагается в 2020 году. Но при этом мы реалистично смотрим на вещи и понимаем, что по крайней мере на протяжении нескольких лет у нас будет достаточно непростая задача поддерживать этот уровень.
Если говорить о переработке, то при сохранении общего объема мы резко увеличим долю выпуска светлых нефтепродуктов. Однако это сделают приблизительно в одно время все отечественные нефтяные компании. Таким образом к 2020 году в России будет одна из наиболее перевооруженных перерабатывающих отраслей в мире, работающая при этом, вероятнее всего, на не слишком развивающемся, если не стагнирующем внутреннем рынке. На котором, соответственно, будет непросто сохранить рыночную долю и объем переработки. Мировой рынок переработки сейчас также весьма и весьма конкурентен, поэтому сильно расти там не стоит, хотя мы собираемся занимать серьезные позиции в определенных нишах за границей.
Если говорить о добыче, то к 2020 году мы реализуем несколько крупных проектов. Но к тому времени ожидается довольно резкое падение добычи на наших традиционных активах, а после 2020 года мы пройдем плато и на тех новых активах, которые сейчас вводим в разработку. Так что удержание добычи на достигнутом уровне - это не почивание на лаврах, а серьезная тяжелая работа, и для того, чтобы ее выполнить, нам необходимо осваивать новые запасы не менее быстрым темпом, чем до 2020 года. Все как в «Алисе в Зазеркалье»: нужно бежать со всех ног, чтобы только оставаться на месте, а чтобы куда-то попасть, надо бежать как минимум вдвое быстрее!
- Из чего будут складываться 100 млн тонн добычи в промежутке с 2020 по 2025 год?
Часть объема - реализация полной схемы разработки нынешнего поколения крупных проектов. Вторая очень важная составляющая - то, что мы называем технологическим клином: добыча трудноизвлекаемых запасов, работа с низкопроницаемыми пластами - баженовской, абалакской, тюменской свитами, вовлечение в разработку ранее неизвлекаемых запасов на существующих площадях, повышение коэффициента извлечения нефти с помощью высокотехнологичных методов добычи. Третья часть - это поиск, геологоразведка, приобретение. Зоны, в которые мы собираемся идти, уже идентифицированы, но пока мы еще не знаем, что это конкретно будут за проекты, их только предстоит найти.
- То есть риски объективно велики?
Не риски, а неопределенности. У нас отрасль такая - мы все время работаем с неопределенностями. Умение работать с неопределенностями, будь то колебания рынка в цене на нефть или геология, - вообще одна из ключевых компетенций нефтяных компаний.
Но любая стратегия строится на прогнозах, в первую очередь - изменении внешних условий на протяжении всего планового периода. Здесь каков диапазон неопределенностей?
Мы не строили прогнозов. Все-таки развитие мировой экономики, диктующее цены, объем спроса, его географическое распределение - вещи, которые предсказывать с определенностью довольно сложно. Мы построили четыре глобальных макроэкономических сценария, достаточно различающихся между собой, и рассматривали, как будет выглядеть портфель существующих и предполагаемых проектов компании в каждом из них, оценивали запас прочности для неблагоприятных исходов и готовность воспользоваться удачным поворотом событий. В первую очередь подробно разбирались в том, от чего и как может зависеть баланс спроса и предложения.
Уровень спроса завязан на темпы экономического роста в тех или иных странах. Например, мы оценивали, способны ли страны Юго-Восточной Азии или Южной Америки превращаться в общество потребления, основываясь на собственных запросах, или они так и будут обслуживать страны севера. Это задает определенный диапазон спроса со стороны стран со стабилизировавшимся или даже уменьшающимся спросом и роста потребления в новых центрах спроса и так далее. Крайне важна с точки зрения изменения спроса роль новых технологий. Если мир достаточно богат, он может себе позволить тратиться на сверхэкономичные двигатели, новые источники энергии. Если мир беден, этого не происходит. В этом аспекте принципиально то, где более быстрым темпом идет обогащение. Если быстрее богатеют старые экономики - видимо, технологический фазовый переход пойдет скорее, причем роль в этом сыграет не только техническая и инфраструктурная готовность, но и политические, идеологические соображения, эти страны смогут позволить себе воплощать в жизнь свои экологические идеалы, а коммерциализированные, поставленные в массовое производство разработки станут вскоре доступны для всего мира и начнут внедряться повсеместно. Если речь идет об опережающем экономическом развитии ныне относительно бедных государств с доходом $3-5 тыс. на человека и первичной автомобилизацией -по всей видимости, там массовым спросом будут пользоваться простые решения, простые двигатели, а значит -другой будет траектория спроса.
Аналогично оценивали варианты изменения предложения, где неопределенности связаны с технологическими прорывами - будет ли это выход на сверхглубоководный или арктический шельф, насколько реализуются или, наоборот, разочаруют перспективы новых категорий запасов и так далее.
Если просчитывать все существующие комбинации, можно получить мириады точек, поэтому логичнее разработать несколько сценариев, достаточно разных и достаточно правдоподобных, которые задают некоторый базис пространства анализа.
- Вы не сказали про влияние цен на нефть...
Цены сами по себе в отрыве от остальных параметров не так важны, но мы считали в диапазоне $60-120 за баррель. Базовый сценарий - около $ 90-95за баррель.
В стратегии добычи большое значение уделяется работе с нетрадиционными запасами, такими как залежи баженовской свиты - в определенной степени аналога сланцевой нефти, уже серьезно изменившей положение США на нефтяной карте мира. Мы тоже опираемся на них как на стратегический резерв?
Мы не считаем сланцевую нефть фантомом, это вполне реальная вещь, до определенной степени это опровержение теории хаббертовского пика* и очередное доказательство, что нефти, в общем-то, еще довольно много. Но мы не считаем, что добыча сланцевой нефти полностью изменит мир и работа с этой категорией запасов совершенно опрокинет то, что мы сегодня делаем. Главным образом потому, что это все еще довольно дорогая технология. Которая, впрочем, открывает много перспектив и для нашей компании, поэтому мы идем в первых рядах по ее освоению, по крайней мере быстрее европейских и азиатских компаний подходим к этому классу запасов в Западной Сибири. Насколько это движение будет успешным, увидим в ближайшие два-три года. В случае положительного результата «Газпромнефть» должна оказаться среди тех, кто делает эту технологию реальностью.
- За счет чего планируется набрать 10 млн тонн зарубежной добычи?
Большие надежды возлагаются на Ирак вообще и на Курдистан в частности. Если все существующие проекты на Ближнем Востоке и в Венесуэле реализуются в том виде, в котором планируется, мы уже выйдем на стратегические 10 млн тонн. Но это без учета возможных рисков, поэтому однозначно надо искать какие-то дополнительные варианты.
По зарубежной переработке планы достаточно масштабные, но пока активы есть только в Сербии и Белоруссии. Каковы основные направления поиска?
Отчасти темпы нашего зарубежного развития обусловлены денежным фактором. Мы уже вкладываем серьезные инвестиции в масштабные проекты реконструкции и модернизации переработки, развития базы добычи, но при этом ответственно и взвешенно подходим к вопросу заимствований. Кроме того - и это, пожалуй, главное - мощность наших перерабатывающих активов должна быть соизмерима нашим добывающим мощностям, поэтому увеличивать зарубежные мощности надо соразмерно с темпами роста в добыче. Какие-то объекты, возможно, имеет смысл строить на перспективу - в тех регионах, где ожидается значимый рост спроса. Понятно, что в Европе с ее переизбытком мощностей строить бессмысленно, а вот в Азии рост очевиден. Но в Европе есть заводы, у которых достаточно синергии с нашими поставками нефти по трубе, с нашим бизнесом, - они являются объектами нашего интереса.
- Но у нас и в 2020-2025 годах зарубежной добычи по планам всего 10 млн тонн...
Зарубежная переработка вполне может работать на российской нефти. Часть нефти, которую мы планируем экспортировать, мы хотим перерабатывать на мощностях, к которым будем иметь доступ. Кроме того, это не обязательно должна физически быть именно наша нефть - возможны какие-то свопы. Хотя, конечно, это должен быть примерно тот же рынок - допустим, восточная часть Тихоокеанского региона.
Куда мы планируем двигаться в сбытовом сегменте, опять же учитывая, что в промежутке 2020-2025 годов особого роста объемов переработки не планируется?
Но при этом планируется увеличивать объемы реализации топлива. Ведь каждая реконструкция НПЗ означает, что из того же количества перерабатываемой нефти мы делаем больше светлых нефтепродуктов. То же касается и сбытовой сети: возможно, количество АЗС у нас будет увеличиваться не так быстро, как до сих пор, но их эффективность должна расти довольно сильно. Мы можем на существующих площадках модернизировать или строить принципиально новые станции, резко изменять прокачку, таким образом увеличивая объем продаж. Есть определенные механизмы, которые нам интересны, - в первую очередь связь нашей сети в некое единое территориальное целое, обеспечение присутствия на всех федеральных трассах, даже в тех регионах, где нет собственных станций, например, через механизм франшизы.
Мы, может, слегка замедлимся по сравнению с периодом быстрого роста последних лет, но цель сохранения темпов роста объема продаж остается. Главная стратегическая задача наших сбытовых бизнес-единиц - размещение практически всего объема нефтепродуктов компании на рынке при обеспечении высоких показателей канальной маржи и возвратного капитала.
Сергей Владимирович, недавно в «Газпром нефти» была утверждена программа инновационного развития до 2020 года. Как создавался этот документ?
Документ является в каком то смысле «наследником» глав об инновациях в нефтяном бизнесе, которые входят в программу инновационного развития «Газпрома». Технологиям в «Газпром нефти» традиционно уделяется большое внимание, и соответствующая программа у компании была всегда, хотя до определенного момента не была оформлена в стратегию. К примеру, одним из приоритетных направлений инновационного развития компании в сегменте разведки и добычи является эффективная разработка трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Это широко обсуждаемая в отрасли тема, но чтобы сейчас стало возможно рассказывать о каких то результатах, мы начали работать над решением этих задач два-три года назад. Аналогичная ситуация складывается и в блоке переработки нефти.
Какие мероприятия по модернизации заводов предусмотрены программой?
Если говорить об НПЗ, то вся программа модернизации включает в себя две крупные волны реконструкции. Первая - это реализация программы качества, в рамках которой были построены установки облагораживания топлива. Это позволяет нам к середине текущего года перевести все заводы на выпуск топлива класса 5. Второй этап модернизации, который как раз и нашел отражение в стратегии инновационного развития - повышение глубины переработки нефти. До 2020 года пройдет реконструкция установки глубокой переработки нефти в Омске и установки каталитического крекинга в Москве. Кроме этого, на обоих заводах будут построены установки коксования, а также гидрокрекинга на Омском, Московском и Ярославском НПЗ. В итоге проектная глубина переработки на наших заводах превысит 94%, а выход светлых - 77%.
Программа предусматривает использование российских технологий?
Да, они разрабатываются совместно с Институтом нефтехимического синтеза РАН (ИНХС) и Институтом проблем переработки углеводородов РАН. Совместно с ИНХС создана технология экологически безопасного получения высокооктанового компонента автобензинов, которая позволяет нам работать в непосредственной близости от города, что особенно важно для Московского завода. Вместе с этим же институтом мы разрабатываем уникальные технологии переработки тяжелых нефтяных остатков, гидроконверсии гудрона. Хотя окончательная оценка целесообразности их промышленного внедрения запланирована на 2016 год, у нас уже достаточно уверенности в успехе этой технологии. Кроме этого, в Омске работает единственное в России производство по выпуску катализаторов, и одно из направлений нашей деятельности - развитие выпуска российских катализаторов со свойствами, превосходящими иностранные аналоги. Для этого мы сотрудничаем с Институтом катализа и Институтом проблем переработки углеводородов Сибирского отделения РАН. Разделение труда и кооперация состоят в том, что научные учреждения прекрасно разрабатывают принципы новых технологий и процессов, а мы - доводим их до промышленного применения, масштабируя от пробирки до заводской установки.
Эффект мыла
А как обстоят дела в сегменте добычи?
Важные направления - повышение нефтеотдачи и работа с трудноизвлекаемыми запасами. Для выполнения этих задач компания активно применяет бурение горизонтальных скважин и множественные гидроразрывы пласта (ГРП). Причем технологию многостадийного ГРП, эффективную для работы с ТРИЗ, мы впервые начали использовать только в конце 2011 года, а уже в 2013 году планируем провести более 120 подобных ГРП. Этот пример хорошо показывает динамику внедрения компанией эффективных технологий. Пока, изучая представленные на рынке технологии, нам в значительной мере приходится взаимодействовать с глобальными подрядчиками; впрочем, в России под их флагом работают российские специалисты. В то же время нами используется технология «Электронное месторождение», разработанная совместно с Уфимским научнотехническим центром.
Это именно российская разработка или адаптация западного программного продукта?
Некоторая адаптация присутствует, но это не только программный продукт. Здесь дело в подходах, точном понимании того, что происходит на месторождении, способности оперативно контролировать темпы закачки, включать скважины в режиме нестационарного заводнения. Для этого используются алгоритмы, которые разработаны в том числе и российскими ИТ подрядчиками - Уфимским НТЦ и ИТСК. Сейчас в мире существует изрядный задел технологий. И есть такое понятие - «проклятие первопроходца». Первопроходец, наступая на все возможные грабли, тратит на создание и коммерциализацию технологий много ресурсов. Идущие следом за ним способны повторить его успех за более короткое время и с меньшими усилиями и затратами. Перед нами сейчас немало технологий, которые уже коммерциализированы, и нам не надо тратить время, деньги, набивать шишки, занимаясь их внедрением. Нужно просто эффективно выбрать и адаптировать необходимое. Так что наша основная задача на данный момент - сохранять и развивать способность быстро оценивать, что происходит на рынке, и внедрять лучшее из предложенного в свое производство.
Какие работы предусмотрены по повышению нефтеотдачи?
Примером использования технологии для повышения нефтеотдачи можно назвать метод полимерщелочного заводнения, который нам предлагает использовать Shell. Технология уже активно применяется в Канаде, Китае, опытные работы проходят в Омане. Если объяснять на пальцах, низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) связан в том числе с тем, что нефть прилипает к породе и остается в пласте. Основная идея новой технологии- закачивать в скважину не воду, а определенный коктейль из химических составов для повышения КИН. Входящая в состав коктейля щелочь подготавливает породу и, взаимодействуя с нефтью, усиливает эффект дополнительно закачиваемого поверхностноактивного вещества, которое отдирает нефть.
То есть получается эффект мыла?
Да, совершенно верно. Сначала сода, потом мыло - образуется эмульсия, взвесь капелек нефти в воде, как масло на сковороде при добавлении моющего средства. Если после этого вытеснять эмульсию просто водой, то она будет обтекать образовавшиеся капельки нефти, а если добавить некий загущающий компонент, то он будет выталкивать капли, как поршень. Затем нагнетается обычная вода, которая толкает образовавшийся «тромб». Это называется химическим заводнением.
А какие химикаты используются?
Довольно простые. В общемто все необходимое можно найти даже на кухне ресторана: сода, моющее средство и гуаровая камедь, хотя на производстве используются не совсем эти же вещества.
Наверняка возникнут вопросы - не вредно ли это для грунтовых вод.
На качество грунтовых вод это никак не повлияет. Составы закачиваются ровно в тот пласт, в котором уже есть нефть. Аон по определению изолирован, ведь иначе нефть тоже попадала бы в грунтовые воды, а она - куда более опасный загрязнитель. К тому же заводнение происходит на глубинах 2-3 км.
В каких регионах планируется применять эту технологию?
Сейчас мы рассматриваем потенциал ее применения в ХМАО и ЯНАО. Так как ее предлагает Shell, пилотным будет проект на Салымском месторождении, которое разрабатывает СП Shell и «Газпром нефти» - Salym Petroleum Development. Дополнительные объемы нефти, которые мы получим за счет использования этой технологии, смогут значительно - на 10-15 лет - увеличить срок эффективной разработки Салымских месторождений. Мы договорились, что наши специалисты будут принимать непосредственное участие на всех этапах работы, чтобы понимать, как подбираются смеси, компоненты, растворы и так далее. В случае успешного применения технологии мы рассчитываем начать ее использование и на собственных месторождениях.
Придется ли модернизировать добычные мощности для применения новой технологии?
Не исключено, что будет принято решение пробурить несколько дополнительных скважин, чтобы эффективнее закачивать «коктейль» в пласт. Также придется размещать на месторождении блоки для смешения и закачки смеси. Но какойто специальной большой подготовки не потребуется.
Каков целевой показатель роста КИН?
10-15%. При меньшем показателе применение новой технологии может не окупиться.
Вы реализуете с Shell еще один проект на Салыме - по разработке запасов сланцевой нефти.
Да. Кроме этого, мы в апреле заключили с ними соглашение о развитии новых проектов в этой области. Участков, где есть перспективы разработки запасов легкой нефти низкопроницаемых пластов, которую часто называют сланцевой, довольно много, а привлечение надежного партнера позволит нам вдвое расширить программу работы. Всем понятно, что чем большая площадь будет охвачена исследованиями, тем выше вероятность сформировать портфель эффективно работающих активов. Давно известно, что в российских недрах залегает огромная баженоабалаковская свита, запасы углеводородов которой составляют миллиарды тонн. Но пока не до конца ясно, сколько этой нефти можно извлечь. Это еще предстоит понять, и технологии будут играть в этом вопросе решающую роль. К примеру, используя скважины с разной архитектурой управляемого гидроразрыва, мы начинаем добираться до тех запасов, которые раньше считались вообще невовлекаемыми в разработку. Конструкция гидроразрывов в отложениях баженовской свиты и на ТРИЗ в традиционных пластах разная, но эти две смежные технологии действительно сильно увеличивают российскую производственную базу. Не возьмусь считать по всей стране, но для себя мы оцениваем их возможный вклад примерно в 10-15% нашей добычи на горизонте 2020 года, а это 10-15 млн т. Причем, это еще довольно консервативный сценарий.
Попутный
Отражена ли в программе тема утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ)?
Конечно. Мы работаем в двух направлениях. Первое - это утилизация ПНГ для энергообеспечения наших промыслов. Газ позволит заместить дизтопливо и мазут, используемые сейчас в генерации для собственных нужд. Второе - разработка технологии GTL, то есть конверсии газа в жидкость. В принципе технология GTL используется уже 85 лет, но проблема в том, что попутный газ нестабилен по составу, к тому же традиционная установка GTL выпускает достаточно высокомолекулярные соединения, которые для превращения в товарные продукты необходимо подвергать крекингу. К сожалению, эффективное применение установок крекинга возможно только при использовании гораздо больших объемов сырья, чем мы имеем на промысле. Решением проблемы было бы создание технологической цепочки, которая позволяла бы получать в результате применения технологии GTL продукт, подходящий для смешения с нефтью в трубопроводе. Это большая задача для катализаторной химии, и мы обсуждаем возможность заняться этой проблемой на площадке Омского НПЗ, чтобы разработать процессы и установки, пригодные к размещению на удаленных промыслах. Кроме того, нами рассматривается возможность строительства в Омске нефтехимических производств, сырьем для которых, видимо, будут широкие фракции легких углеводородов, получаемых из ПНГ и конденсата. Но это уже стратегия развития нефтехимического направления нашего бизнеса, которая пока находится в разработке.
По внедрению альтернативных моторных топлив какие-то работы предусмотрены?
Тему газомоторного топлива мы прорабатываем совместно с «Газпромом». Сейчас обсуждается возможность организации на некоторых наших АЗС заправки компримированным газом. Также исследуем тему бункеровки судов сжиженным природным газом (СПГ). Мы понимаем, что после 2020 года СПГ будет занимать значительную долю на топливном рынке морских перевозок. И стремимся к тому, чтобы наша специализированная дочка - «Газпромнефть Марин Бункер» - получила достойное место в этом сегменте. Мы уверены, что накопленный нами опыт работы в бункеровке в разных странах и опыт нашей материнской компании на рынке СПГ позволят получить хороший синергетический эффект для развития этого направления бизнеса.
Наверняка программа инновационного развития предполагает сотрудничество с вузами.
Мы активно работаем с вузами и стараемся создать в Санкт Петербурге своего рода технологический кластер. Проводим в городе конференции как по технологиям производства и применения горючесмазочных материалов, так и по разным аспектам повышения КИН, разработке трудноизвлекаемых запасов. В Петербурге в прошлом году при участии «Газпром нефти» было основано СевероЗападное отделение Общества инженеров нефтяников, вовлекаем в наши проекты Горный институт. Продолжаем работу и с другими базовыми вузами, в частности, с Губкинским университетом. Мы понимаем: чтобы обеспечить нашим проектам в будущем качественное научное сопровождение, готовить «конвейер» специалистов надо уже сегодня.
20.04.2019 Юкилевич Олег Валерьевич 50 лет
Игорь поздравляю! Твоя мечта сбылась. Привет из далёкого 1989 года г.Кировакан от Олега Юкилевич Ростов на Дону!
08.04.2019 Paul Che
В своё время, начиная ещё с далёкого-предалёкого детства и вплоть до поступления в ВУЗ, с некоторыми продолжительными перерывами, я жил на Крайнем Севере и потому очень хорошо наслышан о подобных происшествиях ещё с тех далёких пор.
- Такие выбросы случались там всегда, сопровождаясь красивейшими огненными всплесками с цветовыми переливами, запоминающимися на всю жизнь. Конечно лишь тем, кому посчастливилось улицезреть это чудо.
Кроме того, ваш покорный слуга является первооткрывателем так называемого «Клатратного Анабиоза», то есть разбирается в клатратной теме.
- Именно поэтому-то, ещё задолго до обнаружения в 2014 году воронки на Ямале я ПЕРВЫМ выдвинул идею о метановой подоплёке всех подобных явлений. О которых был наслышан от непосредственных очевидцев таких же точно непередаваемых по красоте тундровых «шоу».
Кстати, также первым из всех исследователей я объяснил и загадочную гибель целых стай птиц прям в воздухе, массовый падёж рыбы в водоёмах, и непонятное никому выбрасывание морских млекопитающих (китов, дельфинов и др.) на берег.
- И эти природные трагедии также связаны с выбросом различных природных газов, в том числе даже и водорода.
Смотрите - «СКРЫТАЯ УГРОЗА: НА КРАЮ БЕЗДНЫ»:
https://www.proza.ru/2013/01/20/1602
04.04.2019 Олег Сергеевич Кадькало 37
Ребята-участники, молодцы! Чемпионат СИБУРа- классное мероприятие, участвовать однозначно стоит - это хороший карьерный пинок и способ познакомиться с интересными людьми. Отмечу, что решение тестов кейсов - это непростое дело. Если вы их ранее не решали, надо готовиться. Порекомендую ресурс hrlider - посмотрите обязательно
04.04.2019 Сидоров Иван Петрович, 55
Турки приняли единственно верное решение - строить атомную станцию с Россией. Ничто так не "роднит" страны и обязывает к большему сотрудничеству, как заключение столь долгоиграющего контракта
03.04.2019 Климов Александр Петрович 66 лет
В документе фигурируют Минфин,Минэнерго,Фас и нефтяники,а где народ Или настоящий владелец природных богатств не причом.Дума и правительство далеко от нужд народа и живет своею жизнью,а народ это то на чем можно делать деньги.
26.03.2019 Лященко Аркадий Евгеньевич
Насколько я понимаю, все 26 СПГ танкеров и 2 танкера для перевозки газового конденсата поименно указаны в распоряжении Правительства. Из них только 15 газовозов имеют ледовый класс Arc7. Для обслуживания строящегося второго завода Арктик СПГ-2 Новатэку понадобится еще 15 таких газовозов, которые и планируется построить на судоверфи "Звезда". Размещение заказов на этой российской судоверфи предусматривает, что эти газовозы будут работать под российским флагом. Кроме того, из 26 поименованных в распоряжении Правительства газовозов,только один принадлежит российской судоходной компании, остальные иностранным. Разумеется на иностранных газовозах работают иностранные моряки.
Акционерами Новатэка являются иностранные компании. В итоге о каком развитии
Северного морского пути Россией идет речь? СПГ вывозится полностью за пределы РФ частной компанией с иностранными акционерами в том числе, вывозится иностранными газовозами с иностранными экипажами, постройка судов осуществляется иностранными судовладельцами на иностранных верфях.
23.03.2019 Слободина Наталья Александровна
Я в 1979 году проходила преддипломную практику в Геофизическом предприятии г. Нижневартовска. А в 1980 году приехала с мужем работать по распределению в г. Сургут. Больше
30 лет мы работали на Севере. С большой радостью хочу поблагодарить всех Нефтяников Севера, за их мужество, смелость и самоотверженность. Будьте здоровы!
Что бы ни говорили об альтернативных источниках энергии, спрос на российские нефть и газ сохранится (по мировым меркам они весьма дешевы в производстве). Но они могут перестать быть источниками сверхдоходов и стать аналогом других производственных отраслей, считает Сергей Вакуленко, руководитель Департамента стратегического планирования ОАО «Газпром нефть»
Публикация подготовлена в рамках
Если говорить о будущем России через 20 лет, не говорить об энергетике невозможно. Нефть и газ – это около 80% российского экспорта, около половины доходов бюджета и около четверти ВНП. А ведь к этому еще стоит прибавить, например, производство азотных удобрений и другие энергоемкие производства, экспортирующие фактически, те же нефть и газ, просто в немного переработанной форме с относительно малой добавленной стоимостью.
В последние годы много говорится о революции в энергетике, которая способна резко подорвать и позиции российского энергоэкспорта в мире, и доходы страны. Как в таких случаях бывает, наряду с истинной информацией и разумными интерпретациями в новостное и аналитическиое поле попадает множество мифов.
На энергетическом рынке сейчас наблюдается несколько трендов, ключевых же четыре:
- рост добычи углеводородов из низкопроницаемых пород
- появление большого количества СПГ на мировом рынке
- быстрое развитие ветровой и солнечной энергетики, озабоченность изменением климата
- электрификация транспорта
Это далеко не первый подобный эпизод в истории мирового энергорынка. В 1970-1980 годы технология морской добычи создала двух крупных конкурентов ближневосточной нефти – Мексиканский залив и Северное море. Тогда же в электроэнергетике мазут для топки заменяли природным газом, произошла модернизация автотранспорта, резко снизившая средний расход топлива, в отдельную отрасль формировались энергосберегающие технологии в производстве и строительстве. С одной стороны, эти процессы были ответом на резкий скачок цен на нефть в начале 1970-х, который был вызван сначала утверждением многими нефтедобывающими странами суверенитета над своими ресурсами и обретением рыночной мощи (это позволило диктовать цену), а потом и с политической нестабильностью во многих нефтедобывающих странах и войнами. При этом революция в энергетике оказалась плодом технического прогресса на многих других фронтах. В результате обвал цен произошел в 1986-м году, когда нефтяной отрасли вне Персидского залива предрекали безрадостные перспективы на многие десятилетия. История показала, что жизнь богаче – действительно, сверхдоходы ушли из отрасли, впрочем, чтобы 15 лет спустя вернуться. Но с тех пор спрос вырос в полтора раза, а нефтяные компании ушли с верхних строчек рейтинга Forbes лишь в последние 5 лет, уступив их интернет-гигантам.
Общая закономерность в потреблении энергии такова – начиная с 19-го века, каждый год человечество использует больше топлива каждого вида чем в год до этого. Уголь мог терять свою роль в пользу нефти, а нефть в пользу газа, но только в процентном отношении, прирост спроса нивелировал всю межтопливную конкуренцию.
Технологии сланцевой добычи начали развиваться примерно за 20 лет до того, как стать мейнстримом. Трехзначные цены на нефть обеспечили высокий спрос на услуги нефтесервисных компаний, а также быстрый рост парка буровых и флотов гидроразрыва в США. И теперь, благодаря этому парку, американские компании разрабатывают огромные запасы нефти, которые были давно известны, но не считались коммерчески выгодными. В результате США резко восстанавливают свою долю на рынке нефти, развернув многолетний тренд на спад добычи. Насколько далеко может пойти рост сланцевой добычи в США – вопрос пока открытый. Большинство аналитиков сходятся, что возможно прибавить еще 2-3 миллиона баррелей в день, но потом этот уровень станет удерживать довольно трудно – сланцевые скважины быстро истощаются, соответственно, все больше заново бурящихся скважин будет идти на поддержание, а не на прирост уровня добычи. При этом, глобальный спрос сейчас вплотную подошел к отметке 100 миллионов баррелей в день и только за последний год вырос на 1,63 мбд с предполагаемым примерно таким же ростом в 2018-м году.
Парадоксально, но в этом отношении история развития американской и российской нефтяной отрасли очень похожи – в нашей стране добыча падала с 1988 по 2001 год, сократившись почти вдвое. Прогнозы тех лет предполагали, что этот спад будет уже не обратить. Однако сегодня Россия добывает столько же, сколько на пике 30-летней давности. Впечатляющий рост добычи последних 7-8 лет связан с масштабным внедрением скважин с длинными горизонтальными стволами (до 1500 метров) и многостадийным гидроразрывом (до 25 стадий). Это американский уровень примерно 5-летней давности. Эти технологии позволили ввести в разработку те участки и горизонты месторождений в Западной Сибири, которые нельзя было рентабельно разрабатывать старыми способами. Отмечу, что Россия практически не добывает из сланцевых залежей, потому что есть достаточно запасов в промежуточных категориях, и уходить на сланец, пока не выработаны более простые в разработке запасы, нет смысла. Россия сейчас обладает вторым после США парком тяжелых буровых станков и флотом установок гидроразрыва.
Вторым аспектом энергетической революции оказалось бурное развитие рынка СПГ. Долгое время рынка как такового не было – существовали жесткие связки между добывающим проектом, заводом СПГ и терминалом, на котором предполагалось принимать этот газ. Фактически, это был аналог трубы, только контрактный. И завод СПГ, и терминал, и танкеры были слишком дорогими объектами инфраструктуры, чтобы строить их спекулятивно, в расчете на спотовые продажи и покупки – инвесторам нужны были гарантии окупаемости. Со временем появилось достаточно мощностей в цепочке стоимости СПГ, чтобы эти опасения стали снижаться. Ключевым событием станет появление на рынке большого количества СПГ из США в 2019-2022 годах. На мировой рынок может выйти до 100 млрд кубометров газа , (график в млрд. кубических футов в день, коэффициент перевода в млрд м3 в год – 10.33), что сопоставимо с объемами российского экспорта в Европу.
Ситуация с этим газом такова, что крупные мировые газовые компании фактически оплатили строительство заводов, подписав контракты на обязательную оплату использования мощностей. Таким образом, реальная цена сжижения газа для них теперь составляет 0.5-1 доллара за mmBTU или 17-35 долларов за тысячу кубических метров, а еще два доллара (70 за тысячу кубометров) – это постоянные издержки, которые невозможно не понести, sunk cost на языке экономистов. В 2016 Европа импортировала 50 млрд кубометров СПГ в переводе на трубопроводный газ, а импортных мощностей есть на 160 млрд. Правда, эти мощности распределены неравномерно и сконцентрированы в основном на крайнем западе континента – трубопроводов оттуда в Германию и Центральную Европу, по которым этот газ можно было бы доставить, просто нет. И даже с учетом практически бесплатного сжижения, американский СПГ оказывается дороже, чем российский газ. Естественным рынком для американского СПГ оказывается Азия с ее растущим спросом и более высокими ценами.
Появление СПГ на рынке меняет существовавшую долгое время концепцию рынка газа как безальтернативной системы, когда решение о закупке у того или иного поставщика создавало отношения сильной взаимной зависимости и риска. СПГ не может конкурировать в Европе по цене с российским газом, но создает ему всегда доступную альтернативу. Это резко сокращает возможности России диктовать цену на газ. Но с другой стороны, это дает и сильный переговорный рычаг – всегда можно сказать, что рынок конкурентен, а Россия – отнюдь не монопольный поставщик и не определяет цену монопольно. В нынешних напряженных политических обстоятельствах это дает потенциальным покупателям определенный комфорт - решение о покупке газа становится экономическим, а не из сферы политики и безопасности.
Впрочем, сейчас основное внимание приковано не к нефти и газу, а к возобновляемой энергетике. На первый взгляд, прогресс в этой отрасли способен резко снизить, если не свести к нулю, спрос на газ и уголь в энергетической сфере, а с переходом транспорта на электричество - и на нефть.
С продолжением интервью вы можете познакомиться
Сергей Вакуленко
Окончил Московский физико-технический институт, где получил степень магистра прикладной математики. Магистра права и дипломатии Флетчерской школы права и дипломатии (совместная программа университетов Тафтс и Гарвард).
С 1998 по 2007 г. работал в компании Shell в должности экономиста, менеджера по развитию бизнеса, директора по продажам нефти, представителя акционера в СП и директора по планированию глобального подразделения по разведке и добыче на проектах в России, Казахстане, Бразилии, Японии, в штаб-квартирах в Лондоне и Гааге.
С 2008 по 2011 г. – руководитель консалтинговой практики компании IHS CERA в России.
С 2011 г. – руководитель Департамента стратегического планирования ОАО «Газпром нефть».
