АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ И РАЗРАБОТКА ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНОМ КОМПЛЕКСЕ РОССИИ
Оглавление
В настоящее время состояние основных производственных фондов (ОПФ) нефтяного комплекса России характеризуются большой долей износа, а их технологический уровень является отсталым. В целом, в нефтедобывающей промышленности степень износа ОПФ составляет около 55%, а по отдельным нефтяным компаниям достигла 70% (Башнефть, Казахойл, ОНАКО, ТНК, Самаранефтегаз). По ряду нефтяных компаний выбытие ОПФ превышает их поступление (ЮКОС, Сиданко, ОНАКО, ВНК, Саратовнефтегаз). Соответствующие данные приведены в табл. 6.
Таблица 6
Износ основных фондов нефтяных компаний 1
Компании | Износ ОПФ (%) | Выбытие / ввод ОПФ |
Башнефть | 70 | 0,89 |
Татнефть | 70 | 0,66 |
Лукойл | 60 | 0,49 |
КОМИТЭК | 60 | 0,79 |
ОНАКО | 70 | 1,83 |
Роснефть | 60 | 0,65 |
Сибнефть | 60 | 0,52 |
СИДАНКО | н. св | 1,89 |
Саратовнефтегаз | 70 | 2,94 |
Славнефть | 60 | 0,49 |
Сургутнефтегаз | 60 | 0,53 |
ТНК | 70 | 0,90 |
ЮКОС (Самаранефтегаз) | 60 | 2,14 |
Износ основных фондов в нефтепереработке составляет 60%. Доля полностью изношенных основных фондов на которые не начисляется амортизация составила в нефтедобыче и нефтепереработке соответственно 22% и 39%. т. е. ситуация в нефтепереработке хуже, чем в нефтедобыче, в том числе с точки зрения экологической безопасности.
Следует констатировать, что нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется крайне низкой эффективностью и высокой техногенной опасностью. С 1991 г. практически не вводилось мощностей по переработке нефти, при том, что суммарная мощность вторичных процессов по отношению к мощности первичной переработки составляет 58%, в то время как в развитых странах этот показатель находится в интервале 1,5-3 раза. Причем рост доли вторичных процессов переработки на 8% по сравнению с 1991 г. произошел не за счет ввода новых мощностей, а за счет снижения избыточных мощностей первичной переработки (табл. 7).
Таблица 7
Мощности основных процессов переработки нефти (млн. т / год) 2
1991 | 1995 | 1999 | |
Первичная переработка нефти | 309,1 | 296,2 | 260,9 |
Процессы деструктивной переработки (крекинги, коксование тяжелых остатков) | 86,6 | 87,6 | 91,3 |
Процессы, улучшающие качество продуктов (облагораживание бензина, гидроочистки и пр.) | 41,6 | 37,8 | 39,5 |
Прочие процессы (ароматика, производство смазочных масел, битума, серы и пр.) | 25,6 | 25,4 | 22,9 |
Сегодня глубина нефтепереработки находится в интервале 62-64%, средний уровень изношенности оборудования составил более 80%, а срок службы превысил все возможные пределы (в основном, более 25 лет). Основной причиной этого является то, что финансирование нефтепереработки всегда осуществлялось по остаточному принципу и все ресурсы направлялись в нефтедобычу. В 1990-1999 гг. капитальные вложения в нефтепереработку составляли 3%-5% от вложений в нефтедобычу (к примеру в США этот показатель в последние десятилетия составляет 25-50%, а в 1970-е гг. в СССР - более 10%).
Что касается нефтедобычи, можно констатировать, что разработка нефтяных месторождений находится в сложном положении. Накоплен значительный фонд простаивающих скважин, нарушен баланс отбора жидкости и закачки воды, имеются большие потери попутного газа.
Для поддержания объемов добычи углеводородного сырья и укрепления экспортного потенциала нефтяных отраслей в среднесрочной перспективе требуется привлечения сюда огромных инвестиционных ресурсов. Проблема заключается в том, что возможности некапиталоемкого развития нефтяного сектора за период 1990-х гг. оказались практически исчерпаны. Сегодня нужны значительные инвестиционные средства на вовлечение в оборот ныне неработающих скважин, внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи, развитие инфраструктуры транспортировки нефти и внутренней инфраструктуры компаний.
Нефтяные предприятия не располагают современными техническими средствами для разработки трудноизвлекаемых запасов и эксплуатации месторождений, находящихся в поздней стадии, таких как бурение горизонтальных скважин оборудования для проведения глубокопроникающего гидроразрыва нефтяных пластов, осуществления химических методов воздействия на пласт и методов увеличения нефтеотдачи пластов. Основные фонды нефтепромыслов имеют большую изношенность и требуют своего обновления, прежде всего технологического оборудования и нефтепромысловых коммуникаций.
Эксплуатационный фонд нефтяных скважин за прошедшие 10 лет (с 1990 по 1999 гг.) изменился незначительно - с 138,7 тыс. шт. до 134,9 тыс. шт. Однако, при этом ввод новых скважин сократился более чем в 5 раз - с 12000 шт. до 2179 шт. в год. Удельный вес неработающих скважин увеличился вдвое, более чем в 6 раз сократились масштабы эксплуатационного и разведочного бурения. В такой ситуации некоторый рост добычи нефти происходит путем увеличения отдачи от действующих скважин на основе использования традиционных технологий. По оценкам специалистов, в ближайшие годы, в связи ухудшением условий добычи, себестоимость нефти (без амортизационных затрат) может повыситься в среднем на 1 долл. за баррель.
Рассматривая вопрос о целесообразных направлениях капитальных вложений в нефтяном секторе, следует подчеркнуть, что российские ВИНК, имея на своем балансе вдвое больший объем запасов, по сравнению с крупными мировыми компаниями обеспечивает вдвое меньшую добычу нефти. В этой связи, можно утверждать, что проблема восполнения запасов не является самой актуальной в ближайшие 5-10 лет (несмотря на то, что прирост запасов последние годы отстает от добычи). Причем показатель комплексно-экономической оценки качества запасов значительно превышает соответствующие показатели в США и Канаде, хотя и ниже чем во многих нефтедобывающих странах. Характеризуя качество запасов промышленных категорий следует отметить, что около 75% запасов сосредоточено на разрабатываемых месторождениях, имеющих инфраструктуру.
Следует напомнить, что нынешние запасы нефтяных компаний готовились еще в советский период и были рассчитаны на объемы добычи нефти в 580 млн. т. То есть приблизительно 35-40% имеющихся запасов нуждается в вовлечении в активную разработку, а на сегодня это замороженные капитальные вложения, сделанные в предыдущий период. В этой связи обоснованным является поведение нефтяных компаний с низкими объемами геологоразведочных работ. Когда в наличии имеются эффективные разрабатываемые запасы и есть возможность приобретения лицензий или активов с доказанными запасами по более низкой цене, только существование налога в виде отчислений на геологоразведочные работы вынуждает нефтяные компании осуществлять разведочное бурение или под ее видом показывать эксплуатационное бурение. Кроме того, вопреки распространенной точке зрения, вложения в геологоразведку в нефтяном комплексе не являются в настоящее время первоочередными. Остановимся на вопросе определения наиболее насущных направлений вложений в основной капитал в нефтяном комплексе.
Исходя из анализа состояния основных производственных фондов значительные вложения должны быть сделаны в нефтеперерабатывающую промышленность. При этом физически и морально устаревшие установки должны выводится из эксплуатации, в частности некоторые нефтеперерабатывающие заводы эффективнее закрыть, чем реконструировать. В 1999 г. при капитальных вложениях в объеме 5,5 млрд. руб. на текущий и капитальный ремонт израсходовано 3,7 млрд. руб. В таком соотношении таится угроза техногенных катастроф, ибо НПЗ несут в себе большую химическую, пожарную и экологическую опасность.
Если нефтяные компании по-прежнему не будут инвестировать в нефтепереработку, то обеспечение роста потребности в моторных топливах необходимо будет осуществлять за счет увеличения объемов, а не глубины переработки нефти. В этом случае сократится объем экспорта нефти и из валютной выручки нужно будет изъять 2,2 млн. долл. (по ценам нефти в июле 2000 г.) ежегодно при благоприятном варианте развития экономики и повышенном спросе на моторное топливо. По оценкам Топливно-энергетического независимого института один рубль, вложенный в нефтепереработку, по эффективности равен 2-3 руб. инвестиций в нефтедобычу. Углубление переработки позволит обеспечивать потребности народного хозяйства при меньшем объеме потребляемой нефти.
Вместе с тем, важно подчеркнуть, что инвестиции в переработку требуют значительных средств и длительных сроков освоения и окупаемости. Подобные вложения возможны лишь в условиях благоприятного инвестиционного климата и налогового режима.
В настоящее время основная часть вложений в нефтяной комплекс направлена на быструю отдачу и заключается в вовлечении в оборот бездействующих скважин, количество которых превышает 20% от общего числа эксплуатационных скважин. При этом вложения в промышленную инфраструктуру, прежде всего в трубное хозяйство нефтяных компаний по оценке самих компаний явно недостаточны. Вследствие этого в нефтедобыче, как и в нефтепереработке, возрастает вероятность техногенных катастроф.
Ссылки
- Научный доклад "Нефтяной комплекс России и его роль в воспроизводственном процессе". // Журнал "Эксперт". Москва. Ноябрь 2000 г.
- Научный доклад "Нефтяной комплекс России и его роль в воспроизводственном процессе". Журнал "Эксперт". Москва. Ноябрь 2000 г.
Оглавление