Импортозамещение в нефтегазе РФ: чего достигли, а где проблемы? | OilGasServiceNavigator

Импортозамещение в нефтегазе РФ: чего достигли, а где проблемы?

Нефтегаз РФ все более независим, но проблема импортозамещения остается.

Добыча газа и нефти в России из-за санкций не остановилась, отрасль приспособилась. Однако когда речь идет о производстве газовозов или добычи на шельфе, то самостоятельно компании из РФ пока что справиться не могут.


Российская нефтегазовая отрасль достигнет полной технологической независимости в ближайшие три года. С таким тезисом на полях ПМЭФ выступил глава «Газпром нефти» Александр Дюков.


По его словам, пик такой зависимости у российской отрасли уже пройден. Дюков также сообщил, что технологические ограничения для российского нефтегаза оказались новой возможностью.


В целом, с таким тезисом трудно спорить. Оказавшись отрезанными от поставок западного оборудования и технологических решений, российские компании вынуждены адаптироваться: закупать продукцию на других рынках, разрабатывать свои технологии и налаживать производство необходимого оборудования. Однако везде ли получилось достичь успеха?


Добыча нефти в России не снизилась с уходом западных компаний

Сколько бы оговорок в достижении технологической независимости нефтегаза России ни было и какие бы сложности до сих пор не преследовали отрасль из-за ухода западных компаний, надо признать очевидный факт — предприятия работают, добыча не остановилась.


После того как европейские и американские корпорации, пусть и не за один день, а на протяжении всего 2022-го и даже частично 2023-го, стали покидать российский рынок, объем нефтедобычи не обвалился. Напротив, по итогам 2022-го он даже вырос на 2%, составив 534 млн тонн. За 2023-й, по данным Минэнерго РФ, добыча черного золота в России составила 531 млн тонн, т. е. уменьшение, конечно, произошло, но всего лишь на 1%.


С одной стороны, это говорит о том, что российская нефтянка, если с ней не хотят сотрудничать гиганты вроде Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger (SBL) и Weatherford International, может работать и дальше, сохраняя привычный темп. С другой стороны, вышесказанные компании не полностью покинули РФ. Да, они сократили персонал, используют посредников для своей деятельности, а работают не напрямую, не инвестируют в проекты…, но все же полностью не ушли.


С газодобычей все сложнее. По данным Росстата, объем извлечения этого типа углеводородов в РФ за 2023 год составил 638 млрд кубометров. Для сравнения: в 2022-м было — 676 млрд, а в 2021-м — 763 млрд. Однако тут больше роль сыграл скорее не «технологический голод», а падение экспорта, поскольку «Газпром» в 2022-м году в силу санкций, терактов и других «сюрпризов» со стороны Запада лишили возможности прокачивать газ на европейский рынок по «Северному потоку», «Ямал — Европе» и даже частично по украинской ГТС.


В целом, санкции и уход западных компаний не обескровили нефтегаз РФ, как это произошло более полувека назад с Ираном или несколько десятилетий назад с Венесуэлой. И причина не в том, что российская отрасль за несколько лет настолько идеально подготовилась к такому сценарию, а отчасти благодаря нежеланию самих западных корпораций уходить с рынка полностью.


Западный нефтесервис ушел, но не до конца

«Эвакуация» американских, британских и европейских компаний из проектов в РФ не состоялась в полной мере по нескольким причинам.

Во-первых, правительство на законодательном уровне не позволило зарубежным инвесторам закрыть нефтегазовые проекты, поскольку это была бы потеря рабочих мест и остановка критически важного для экономики государства производства.


К примеру, французская Air Liquide, один из крупнейших в мире производитель газов, технологий и услуг для промышленности, еще в сентябре 2022-го заявила, что выходит из российских проектов. Она даже подписала меморандум о взаимопонимании с местным менеджментом об изменении своей деятельности в стране с помощью передачи им управления операциями. Увы, сделка так и не была одобрена правительством России.


Во-вторых, ряд западных компаний, особенно это касается нефтесервиса, сам не хочет уходить. К примеру, в марте 2024-го гендиректор Schlumberger (крупнейшая нефтесервисная корпорация в мире) заявил в интервью для Financial Times, что SLB не планирует отказываться от своего бизнеса в России.


«Команда там работает автономно и, я думаю, в некоторой степени скрытно. Мы защищаем наши активы»,

— сказал он.


Выходит, пока часть компаний-гигантов вроде Baker Hughes и Halliburton уходит из нефтегаза РФ, некоторые, вроде SLB, остаются. Впрочем, даже те кто якобы покинул рынок России, все равно де-факто присутствие сохранили. Та же Halliburton в сентябре 2022-го продала свои предприятия в РФ российской управленческой команде, состоящей из бывших сотрудников Halliburton. Почти то же самое сделали и в Baker Hughes. В итоге Baker Hughes и Halliburton в России работают независимо от своих бывших материнских компаний.


Не все проблемы импортозамещения в нефтегазе удалось решить

Важно отметить, что сам российский нефтегаз, пусть и с некоторыми оговорками, во многих сегментах показал неплохие результаты импортозамещения. Еще в сентябре 2023-го вице-премьер правительства РФ заявил, что координация усилий нефтегазовых компаний и государства позволила снизить импортозависимость отрасли с 67% в 2014 году до нынешних 38%. В Минпромторге летом 2023-го заявили, что доля отечественного оборудования в отрасли по итогам года превысит 65%. Впрочем, это не слишком активный рост, поскольку в апреле 2022-го ведомство оценивало этот же показатель в 60%.


Безусловно, такой показатель независимости от западного оборудования в отрасли — это серьезное достижение, которым не все страны-экспортеры нефти или газа в мире могут похвастаться. Однако работать еще есть над чем.


В комментарии для «НиК» аналитик ФНЭБ, эксперт Финансового университета при Правительстве РФ Игорь Юшков рассказал, что нефтегаз РФ за прошедшие два года санкций трудно назвать «отличником». Хотя и серьезные успехи все же есть.


«Во-первых, в отрасли научились самостоятельно делать трубы. Раньше (в том числе и в советские времена) их покупали. Все газопроводы в Европу тогда, включая „Уренгой-Помары-Ужгород“, были построены за счет немецких и итальянских труб. Сейчас мы делаем трубы любой номенклатуры самостоятельно.
Во-вторых, все что касается сухопутных газовых месторождений, Россия делает и разрабатывает сама. Даже турбины для газокомпрессорных станций. В последние годы доделали турбины большой мощности. Правда сейчас стоит вопрос, насколько много и быстро мы сможем их производить, потому как спрос довольно велик.
Все, что касается простых месторождений нефти, компании в РФ тоже могут делать без иностранной помощи. Определенный дефицит в услугах бурения и нефтесервиса присутствует, но критических проблем нет. Буровое оборудование тоже есть. Другой вопрос, что его, возможно, пока недостаточно. По этой причине компании все активнее закупает его у Китая»,

— объяснил эксперт.


Игорь Юшков добавил, что хорошо себя показала нефтепереработка в РФ. Многие объекты модернизировали, хоть большинство — за счет западного оборудования. Однако сейчас все больше и больше мы производим сами. К примеру, катализаторами, которые вообще не производились в России, теперь страна сама себя полностью обеспечивает.


«Но нельзя отрицать и сложности в отрасли. Во-первых, нефтяные танкеры. Их начали делать, но в недостаточном количестве. РФ пошла по пути специализации танкеров, т. е. делает их именно арктического класса. Во-вторых, все, что касается сложных операций, российский нефтегаз либо делает самостоятельно либо в малых объемах, либо не может делать этого вовсе. Недавно на форуме в Тюмени был представлен флот для разрыва гидропласта.
Но в остальном все не так радужно. Западные нефтесервисные компании в РФ специализировались на сложных работах: бурении сложных скважин, гидроразрыве пласта; занимались ТРИЗами. Тут мы пока отстаем»,

— признал эксперт ФНЭБ.


Что же касается газовой сферы, то по мнению Игоря Юшкова, у РФ большие проблемы с производством газовозов. Страна их не делает. И даже заказ, который был размещен НОВАТЭКом, по сути, на судоверфи «Звезда» (на 15 газовозов), исполнялся в кооперации с южнокорейской компанией. В 2022-м она ушла, поэтому ни одного такого судна в РФ не достроили. Из-за этого первая очередь проекта «Арктик СПГ 2», запущенная в декабре 2022-го, до сих пор ни одну партию СПГ не отгрузила.


«Все что касается крупнотоннажных СПГ-заводов, увы, мы самостоятельно строить не можем. Мало- с среднетоннажные объекты в сегменте мы может делать — это действительно достижение. Хотя по крупнотоннажным проектам технологию запатентовали „Газпром“ и НОВАТЭК, построить объекты по технологии мы пока что полноценно не можем.
Разработка шельфовых месторождений — это тоже проблема. Например, „Газпром“ до сих пор не смог разработать Южно-Киринское месторождение так, чтобы оно давало промышленный газ. Его предполагалось разработать с помощью автономных добычных дронов, которые делает американская компания. Мелководные шельфы, вроде проекта ЛУКОЙЛа на Каспии, мы разрабатываем. А вот глубоководный шельф и работы в сложных условиях на море — серьезная проблема для отрасли в РФ которую еще предстоит решать»,

— резюмировал эксперт.


Автор: Илья Круглей