О потенциале экспорта нефтегазовых технологий

Россия в течение последних четырех лет проводит программу замещения импортных товаров, стимулируя развитие производства в стране. Естественно, этот процесс затронул и нефтегазовую отрасль, которая больше всего пострадала от введения секторальных санкций со стороны США и ЕС. Тогда, в 2014 году, в правительстве довольно оптимистично отзывались о возможности импортозамещения иностранного оборудования и технологий.

О том, как сейчас складывается ситуация с импортозамещением, о планах по стимулированию и о влиянии санкций на российский нефтегазовый рынок, а также об уязвимых местах нефтянки и потенциале массового экспорта российских технологий и оборудования в интервью ТАСС рассказал заместитель министра энергетики Кирилл Молодцов.

Кирилл Валентинович, импортозамещение в нефтегазовой отрасли для России — это острая необходимость, или же мы можем без него обойтись? Смогут ли российские компании чего-нибудь достичь на этом поле?

Без импортозамещения в нефтегазе обойтись сейчас нельзя. Нас вынудили им заниматься, так как из-за санкций иностранным компаниям запрещено поставлять в Россию технологии, оборудование и оказывать услуги по глубоководной разведке, по добыче нефти на сланцевых и шельфовых месторождениях. С другой стороны, эта ситуация дает нам возможности и открывает двери на новые рынки.

Поэтому мы планируем расширить меры господдержки импортозамещающих проектов, в частности по стимулированию спроса, софинансированию страховых рисков. Еще есть идея консолидировать центры инженерных разработок для ТЭК с целью объединения информации о спросе, налаживания взаимодействия между компаниями ТЭК и проектировщиками-подрядчиками, а также, в случае необходимости, применения адресной господдержки проектов.

На ваш взгляд, если США и ЕС примут решение усилить санкции против России, как это отразится на добыче углеводородов?

На объемах добычи нефти и газа это никак не отразится, так как мы уже локализовали основную часть производства оборудования. Что касается нетрадиционных запасов, то их доля в общей добыче России сейчас невелика (в 2016 году — 37 млн тонн, или 6,8% от общей добычи), но даже по этому сегменту первые отечественные разработки будут использованы уже к 2020 году.

Самое слабое звено

По вашей оценке, какие сегменты нефтегазового сектора самые уязвимые с точки зрения импорта? Где доля зарубежных технологий самая высокая?

У нас есть перечень наиболее уязвимых технологий в нефтяной отрасли. Также мы внимательно следим за ситуацией с производством сжиженного природного газа, где у нас пока нет собственных технологий среднего и крупнотоннажного СПГ. Отставание у нас есть и по технологиям «интеллектуальной» добычи, которая позволяет извлекать углеводороды без участия оператора.

Вы назвали только два сегмента ТЭК. Я правильно понимаю, что в газовой отрасли, в переработке и транспортировке нефти у нас значительно лучше ситуация?

По этим сегментам рисков действительно мало, но я еще раз подчеркну: мы замещаем импортное оборудование не только из-за санкций и каких-то наших опасений. Нам нужно развиваться, создавать свое собственное оборудование, технологии. Это вполне логичная эволюция нашей отрасли, и это выгодно всем: компаниям, государству.

Не стоит думать, что импортозамещение — это какое-то ноу-хау, которое придумали сразу после введения санкций. Это не так. Мы уже давно этим занимаемся и многого достигли.

Можете привести пару примеров удачного импортозамещения в отрасли?

Возьмем нефтепереработку. Изначально мы хотели снизить зависимость от импортных катализаторов, которая несколько лет назад была подавляющей. И вот уже результаты — в этом году ожидаем, что доля их импорта снизится до 37%, два года назад она была 62,5%.

Отрасль не стоит на месте, у нас строятся заводы, развивается производство. Например, «Транснефть» организовала в Челябинске и Коврове выпуск отечественных магистральных и подпорных насосов, шиберных задвижек, а в Великих Луках разрабатывает российские системы контроля качества нефти. «Роснефть» ввела установку регенерации катализаторов и планирует в 2018 году на АНХК построить новые мощности по производству катализаторов реформинга и изомерации.

К 2019 году мы также намерены обеспечить нефтедобычу российскими роторно-управляемыми системами, которые сейчас создаются тремя отечественными предприятиями в Уфе и Санкт-Петербурге.

О шельфе не кричим

Как продвигается импортозамещение оборудования для проектов на шельфе? Как я понимаю, это одно из самых уязвимых наших мест…

Не стоит делать акцент на уязвимости, ведь разработка шельфовых месторождений это не такой уж и срочный вопрос, как многим кажется. По большей части здесь вопрос пополнения запасов и в последствии — добычи. В любом случае ничего критичного по технологиям я не вижу — инвестиции идут, технологии развиваются. То, что о достижениях не кричат, так это люди такие, но они свое дело знают, не хвастаются.

В рамках госпрограммы «Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений на 2013−2030 годы» на создание российских технологий для проектов на шельфе выделено 1,3 млрд рублей. Эти деньги пошли на разработку бурового оборудования, средств морской разведки, донных сейсмических станций, комплектующих для судов обеспечения. В 2017 году будет начата работа по более 20 НИОКР (научно-исследовательские опытно-конструкторские работы. — Прим. ТАСС) по развитию судостроения.

Как дальше будет развиваться процесс импортозамещения? Какие цели вы себе ставите? Какой доли отечественных технологий на нашем рынке можно достичь?

На мой взгляд, неправильно жестко ограничивать себя рамками, какими-то процентами. Ведь главное это не соотношение доли российского оборудования к импорту, а его эффективность на одну единицу продукции.

Самое важное — это внедрить технологии, которые потом позволят удешевить процесс добычи и транспортировки, создадут дополнительные рабочие места, повысят энергоэффективность, а потом уже будут использованы в третьих странах как передовые. Вот это цель! А будет ли у нас 98% или 95% — по большему счету не так важно. Хотя этими показателями будет измеряться наша «менеджерская эффективность».

Мы также стремимся, чтобы зарубежные компании как можно более широко локализовали свое производство в России. Это не создаст много рабочих мест, но зато они привезут свои технологии, которые освоят наши специалисты. В дальнейшем их компетенции и знания могут быть использованы уже на нашем производстве.

Расскажите, как реагируют иностранные нефтегазовые компании на происходящие в России изменения, в частности на процесс импортозамещения?

Я вижу, что их интерес к нашему рынку растет, и уже сейчас происходит некоторое возвращение к тому, что у нас было до начала всей этой истории с санкциями. Иностранцы поняли, что с нами лучше работать, мы формируем устойчивый платежеспособный спрос и, безусловно, этим им интересны.

Иностранные компании продолжают, пусть в меньшем объеме, присутствовать на нашем рынке. Давайте поставим себя на их место. Если бы они решили уйти, уже вряд ли бы вернулись, а мы бы заместили их технологии и услуги. Этого, на мой взгляд, они боятся.

Есть ли у них желание расширить свое присутствие?

Практически все инжиниринговые фирмы Европы заинтересованы в сотрудничестве с российскими компаниями. И мы ожидаем в этом году некого явного прогресса по локализации и формированию лицензионных условий.

Амбициозный СПГ

Вы сказали, что у нас нет своей технологии производства СПГ, когда она может быть создана?

К 2020−2022-му, думаю, создадим. Это позволило бы нам независимо от внешней конъюнктуры организовывать производство СПГ по российским технологиям, причем объемы там будут не маленькие — минимум 5 млн тонн в год. Если пробежаться по замещению конкретного оборудования для СПГ, то к 20-му году мы рассчитываем сократить долю иностранных криогенных установок с 50% до 40%, установок получения СПГ с 67% до 55%, дожимных компрессорных установок с 60% до 45%.

Но нужны ли нам эти технологии? Если мы будем сжижать, как и планировали, до 80 млн тонн к 2035 году, то что это будут за заводы? А ведь мы хотим занять 8−10% международного рынка СПГ. Считаем: 15−16 млн тонн — это завод на Сахалине (действующие и 3-я очередь), 16,5 млн тонн — «Ямал СПГ», 5 млн тонн — «Балтийский СПГ», 16,5 — «Арктик СПГ», «Печора СПГ» — еще где-то 6, то есть получается около 60 млн тонн, но это не все.

Условно у нас осталось еще 20 млн тонн. Возникает вопрос: чтобы реализовать оставшиеся объемы, нужно ли нам создавать собственную технологию? Будет ли это выгоднее, чем покупать за рубежом? Ведь это один, максимум два завода к 2035 году, которые скорее всего будут расположены, либо на Гыдане, либо на Ямале. В теории может быть еще завод на 10 млн тонн для Штокманского месторождения или в районе Де-Кастри.

Здесь вопрос соотнесения денег, затрат и что мы получим в итоге. С точки зрения развития — нужно. С точки зрения экспансии российских технологий — тоже нужно.

То есть, как я понял, вы являетесь сторонником развития российских технологий СПГ?

Определенно. Но для меня, как представителя государства, важна консолидация. Мне нужно, чтобы компании объединились и сложили усилия в единый вектор для производства СПГ.

Вы сейчас про инжиниринговый центр СПГ говорите?

Именно! Тот же Total потратил почти 25 лет на создание инжиниринговых центров (Technip). У нас же получится быстрее. К тому же у этой задачи может быть и «побочный эффект» — мы наши НИИ (научно-исследовательские институты. — Прим. ТАСС) раскачаем.

Так что снимать создание инжиниринговых центров с повестки, я считаю, нельзя. Это в конце концов вопрос энергетической безопасности.

Импортозамещение на экспорт

Во время нашего разговора вы неоднократно говорили о возможности экспорта наших технологий и оборудования, которые мы получим от импортозамещения. Как вы оцениваете потенциал?

Назвать экспортный потенциал в деньгах довольно сложно. Скажу так: объем российского технологического нефтегазового экспорта может быть соизмерим с доходами от продаж технологий электроэнергетической, атомной и оборонной промышленности вместе взятых. Уже сейчас экспортировать наши технологии может «Транснефть» и ГМС, а также компании, которые осуществляют бурение, разведку и добычу. Есть и эффективные, «вставшие на ноги» стартапы.

О каких рынках может идти речь?

Приоритетными рынками для нашего экспорта оборудования и технологий является Иран, Ирак, в перспективе Ливия и страны Юго-Восточной Азии: Вьетнам, Камбоджа, Лаос, Китай. Все эти страны потенциально могут стать нашими покупателями. Учитывая соотношение цены и качества, мы абсолютно конкурентоспособны и можем спокойно продвигать наши товары на внешних рынках, как это делает Рособоронэкспорт и Росатом.

По тому же Ирану мы уже подписали два соглашения. Минимум на 10 участках готовы развивать собственные проекты. Но нам нужно понимать условия, а этого пока нет. В любом случае будем биться как за свое.

Какие технологии мы можем продавать на зарубежных рынках?

Если зачитывать весь список — времени не хватит. Это широкая линейка технологий и оборудования для транспортировки газа, нефти, бурения наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин и многое другие.

Есть ли препятствия на пути российского импорта?

Основным барьером является стандартизация не по российским, а по международным требованиям к проектам. 20 лет, которые Россия не присутствовала на зарубежных рынках, позволили нашим конкурентам везде навязать свои стандарты. А ведь раньше в некоторых странах в приоритете стояли именно российские ГОСТы.

Вы довольно амбициозно отозвались о перспективах экспорта российского оборудования и технологий. К какому году мы может этого достичь?

Я считаю, что такого объема можно достичь к 2025 году, но начнем их продавать уже в 2020 году. Сейчас же мы готовимся презентовать российские технологии на зарубежных форумах. В частности, в этом году покажем свои наработки на международном нефтяном конгрессе в Стамбуле.

Как вы оцениваете объем инвестиций в импортозамещение в нефтегазовой отрасли?

Объемы большие и подсчитать их довольно сложно. Отмечу, что только замещение импортных катализаторов для нефтепереработки обойдется где-то в 20 млрд рублей.

Стимулы для нефтепереработки

Если говорить про нефтепереработку, то ведь импортозамещение является далеко не единственным способом развития отрасли. Согласны ли вы с мнением, что этот сегмент ТЭК сейчас нуждается в стимулировании и поддержке? Какие шаги в этом направлении предпринимает Минэнерго?

Да, нефтепереработка требует с нашей стороны особого внимания, так как она больше всех пострадала от снижения цены и изменения экспортной пошлины на нефть. По итогам 2016 маржа на НПЗ значительно снижалась, а на некоторых заводах ушла в отрицательную зону.

Поэтому подтверждаю: да, мы рассматриваем меры стимулирования. В частности, изучаем возможность снижения перекрестного субсидирования нефтяной отрасли при перевозке нефти и нефтепродуктов по железной дороге. Еще одним вариантом может стать заключение между НПЗ и ФОИВами (федеральные органы исполнительной власти. — Прим. ТАСС) инвестсоглашения, где была бы прописана отсрочка по уплате акцизов для НПЗ, которые реализуют программу модернизации.

Тем не менее отрасль развивается, задачи «большого налогового маневра» выполняются. У нас идет увеличение глубины переработки, сокращается неэффективное производство и выход темных нефтепродуктов при увеличении светлых, в частности, бензина.

Вы говорите о довольно непростом состоянии нефтеперерабатывающей отрасли. Возникает вопрос, успевают ли компании выполнить свои обязательства по четырехсторонему соглашению? Планируется ли вносить изменения?

Да, многие компании корректируют сроки по соглашению. «Роснефть» перенесла их по большинству установок вторичной переработке нефти. «Газпром нефть», Афипский НПЗ, КНПЗ-КЭН также заявили об изменении планов ввода установок.

Учитывая все вышесказанное, какой объем переработки нефти вы ожидаете по первому полугодию и по 2017 году?

Мы ожидаем, что объем переработки нефть в 2017 году будет не ниже уровня прошлого года (в прошлом году было 279,4 млн тонн. — Прим. ТАСС). В первом полугодии мы достигнем 138,3 млн тонн.

Ранее вы говорили, что около 40 млн тонн нефти перерабатывается в России в товарные нефтепродукты низкого качества. Сколько сейчас? Что делает Минэнерго, чтобы сократить этот процент?

На самом деле их даже больше — в 2016 году было переработано 42,7 млн. тонн нефти без выработки товарных моторных топлив. Эти заводы сейчас модернизируются и после выполнения программы, где-то в 2020—2027 годах, они уже приступят к выработке моторных топлив.

Остается ли возможным для компаний вариант привлечения средств через Фонд национального благосостояния, особенно в нефтепереработку? Делают ли компании шаги в этом направлении?

Маловероятно. Ряд компаний — «Роснефть», «ТАИФ НК», «Новошахтинский ЗНП» ранее обращались за финансированием из ФНБ, но всем им было отказано.

Дефицита бензина уже не будет

Как вы оцениваете риски топливного дефицита в России, в том числе после исключения из соглашения обязательства Белоруссией поставлять в РФ не менее 1 млн тонн топлива?

Почему вы все время ожидаете дефицита? Мы уже прошли этап, когда это было возможно. Рынок дизельного топлива сейчас глубоко профицитен, что касается автомобильного бензина, то в 2017 году мы произведем 37,6 млн тонн автомобильного бензина класса 5 при внутреннем потреблении примерно 35,5 млн тонн.

То есть у нас в 2017 году будет профицит производства бензина в 2,1 млн тонн?

Да, у нас в этом году будет профицит.

Куда будем девать излишки?

Это уже от самих компаний будет зависеть. Продавать, скорее всего, будут на внешних рынках.

Какое количество избыточных мощностей по нефтепереработке в РФ? Нужно ли от них избавляться?

Мощности российских НПЗ на конец 2016 года составили около 300 млн тонн при объеме первичной переработки в 279,4 млн. То есть запас мощности у нас где-то 20 млн тонн. Но мы не считаем, что от них нужно массово избавляться. НПЗ периодически ремонтируются и нам нужна некая подушка безопасности.

Какой объем инвестиций вы ожидаете в 2017 в нефтепереработку?

Где-то около 217 млрд рублей, то есть на 79 млрд рублей больше, чем в 2016 году.

А по газу?

По газу общий объем инвестиций составит где-то 1,1−1,2 трлн рублей, из них «Газпром» вложит 910 млрд рублей, а независимые производители примерно столько же сколько и в 2016 году, то есть 200 млрд рублей. В развитие газомоторного топлива будет вложено 16 млрд рублей, в том числе порядка 6 млрд рублей в газозаправочную инфраструктуру, приобретение газомоторной техники — 10 млрд руб.

Какой уровень продажи газа с СПбМТСБ вы ожидаете в 2017 году?

По итогам 2017 года объем реализации природного газа на биржевых торгах ожидается порядка 17 млрд кубометров.

Беседовал Алексей Большов
источник