Алексей Алешин: «Ни одной стройки не бывает без нарушений»

Глава Ростехнадзора Алексей Алешин рассказал в интервью «Интерфаксу» о работе службы, возможностях импортозамещения, последних проверках нефтегазового комплекса и проблемах в нефтегазовой и строительной отраслях.

- Есть ли технологическая возможность наладить производство качественного нефтегазового оборудования в России и снизить долю импортной техники с нынешних 60 % до 40 %?
- У нас немного другая статистика. По нашим данным в нефтегазовом секторе доля российского оборудования составляет примерно 85-90 %. В основном замещения требуют технологии, связанные с телемеханикой и автоматикой. Мне кажется, оборудование для нефтегазовой отрасли не сложнее оборудования для космической отрасли, оборудования ПВО, выпуском которого отечественная промышленность давно занимается.
Нефтегазовый комплекс, наверное, единственный у нас в стране, кто располагает достаточными инвестиционными ресурсами, необходимыми для финансирования разработок нового оборудования в рамках импортозамещения. Пока сложно сказать, сколько времени на это может понадобиться, поскольку вопрос во многом зависит от уровня финансирования, но, думаю, порядка двух, максимум трех лет.

- Два-три года — это достаточно большой срок. Что делать с проектами, которые «горят», которые уже заявлены к реализации, например, «Турецкий поток»? Есть ли в России достаточно компетентные подрядчики, способные заменить тот же Saipem при строительстве морской части «трубы»?
- Это немного не наша тема. Мы подрядчиков не контролируем и не ведем работу в этом направлении. В целом по отрасли такую работу проводит Минпромторг, который курирует работу межведомственной группы по импортозамещению в нефтегазовом секторе.

- Есть ли риски нарушения промышленной безопасности при массовом и столь скором переходе на новое оборудование или, например, замены импортного оборудования китайскими аналогами? По каким направлениям импортозамещение будет идти в первую очередь?
- Такой риск, конечно, всегда существует. Необходимо заниматься нивелированием этих рисков. Собственно, для этого и была создана межведомственная рабочая группа. Сейчас в России сложилась уникальная ситуация, когда у нашей промышленности, с одной стороны, появилась ниша для заказов, а с другой стороны, есть финансово обеспеченные заказчики, которые могут эту работу оплатить.
Поэтому я надеюсь, нет, я даже заменю это слово на слово «уверен», что в ближайшей перспективе проблему замещения импортного оборудования мы сможем решить. У нас в 2016 году в соответствии с утвержденными 12 приоритетными направлениями импортозамещения запланированы разработки российских технологий гидроразрыва пласта и наклонно-направленного бурения.
- Ранее Ростехнадзор сообщал, что «Газпром» (MOEX: GAZP) и «Стройтрансгаз» допустили более 220 нарушений при строительстве газопровода в рамках Южного коридора? Почему так много нарушений было допущено? Устранены ли они?
- Ничего эксклюзивного, из ряда вон выходящего в этом нет. Ни одной стройки не бывает без нарушений. 225 нарушений — это не так уж и много, бывает и значительно больше. «Газпром» и «Стройтрансгаз» активно работают над их исправлением. На сегодняшний день устранено порядка 70 % нарушений. Часть из этих нарушений относятся к документарным, часть нарушений допущена по объективным причинам. Например, общеизвестная проблема, когда земли под строительство выкупаются частными собственниками, которые потом устраивают некоторое подобие шантажа и пытаются продать операторам проектов эти же участки по сильно завышенным ценам. Что касается «Газпрома» и «Стройтрансгаза», то с компаниями идет достаточно конструктивная работа, они улучшают свой строительный и авторский надзор.

- Неоднократно поднимался вопрос о том, что нефтепроводы, в том числе магистральные, в России уже устарели. Насколько критична ситуация? Какая доля нефтепроводов (межпромысловых и магистральных) требует замены? Как стимулировать компании более тщательно подходить к транспортировке нефти, в первую очередь по межпромысловым нефтепроводам?
- Все основные нефтепроводы построены в России в 60-70-х годах прошлого столетия. «Транснефть» очень активно занимается ремонтом и заменой нефтепроводов. Средняя протяженность нефтепроводов в России составляет порядка 340 тыс. километров, заменить их единовременно, естественно, невозможно. Инвестиционная программа «Транснефти» (MOEX: TRNF) до 2020 года предполагает замену около 11 тысяч километров нефтепроводов. По остальным будет идти ремонт и модернизация. Если смотреть статистику, то в 2014 году не было зафиксировано ни одной аварии на магистральных нефтепроводах.

- Но по межпромысловым нефтепроводам ситуация гораздо хуже. Есть ли возможности обязать нефтяные компании более активно проводить ремонт своих трубопроводов?
- Компании по закону обязаны содержать опасные производственные объекты в соответствующем ГОСТам и правилам состоянии. В случае если сроки эксплуатации завершаются, компания обязана провести экспертизу и продлить срок эксплуатации. В то же время многое зависит от финансового состояния компании.
Кроме того, межпромысловый трубопроводный транспорт находится зачастую в удаленных регионах, состояние их различное. Оно зависит и от качества строительства нефтепровода, и от способов его эксплуатации, и от качества нефти, которая по нему прокачивается.
Сейчас наблюдается повышение коррозийности нефтепроводов, поскольку в последние два года все чаще сталкиваемся с агрессивной средой при добыче нефти, с добавлением в сырье специальных химических присадок и реагентов, используемых для повышения нефтеотдачи. Раньше такого уровня коррозийности не было. Сейчас эта проблема особенно актуальна для нефтепромыслов в Республике Коми. Повышение коррозии стало заметно уже и на нефтеперерабатывающих заводах. И это большая проблема для Ростехнадзора.
Служба в течение этого и следующего годов будет проводить проверки межпромысловых нефтепроводов. По их результатам мы будем принимать те или иные меры воздействия, как положено. Мало того, мы будем все активнее проводить эту работу, все больше и больше ставить на учет аварии на подобных объектах и повышать прозрачность работы по этому направлению. Давайте говорить честно — люди везде одинаковые, и руководство дочерних компаний на местах зачастую пытается скрыть от центрального офиса точные данные по авариям на местах. Но мы ввели правило: все нефтяные компании до 1 апреля отчитываются нам по системам производственного контроля, в которых, в частности, отмечается количество инцидентов и аварий.
Кроме того, у самих нефтяных компаний есть программа целостности межпромысловых трубопроводов, но еще раз повторю, многое зависит от финансового состояния компании.

- Проводил ли Ростехнадзор проверку аварии на трубопроводе «Роснефти» в ХМАО, которая произошла 23 июня 2015 года и в результате которой площадь загрязнения достигла 27 га? Подсчитан ли ущерб, какие предписания выданы?
- Аварию на нефтепроводе «Роснефти» в ХМАО мы поставили на учет именно как аварию. У нас была не очень комфортная для компании дискуссия. «Роснефть» (MOEX: ROSN) пыталась заявить это как инцидент или как «отказ» нефтепровода, но мы настояли на классификации этого случая именно как аварии.
Пока осмотр производился на резиновой лодке, поскольку в районе идет подтопление территории. Как только вода сойдет и можно будет проводить проверку, запускать экспертов или инспекторов службы, появится более точная информация. Пока понятно, что там есть разрыв нефтепровода, но сказать, от чего он произошел, мы пока не можем. Комиссия по расследованию аварии уже сформирована.

- Какие претензии у Ростехнадзора к строительству трубопровода Тихорецк-Туапсе? Какие нарушения выявлены при строительстве этой трубы? Кто виновен в допущенных нарушениях: «Роснефть» или «Транснефть»?
- Проверка этого объекта завершена. Многочисленные нарушения, выявленные в ходе нее, как и в большинстве случаев, связаны с человеческим фактором. Нефтепровод во время строительства несколько раз ремонтировали, там уже заплатка на заплатке появилась. Вина в этом у всех участников стройки. Просто степень вины разная. Основная вина у нас, конечно, лежит на подрядчике, который вел работы без соблюдения строительных норм. Но компании «Роснефть» и «Транснефть», каждая в своей мере должны были контролировать и обеспечивать нормальное строительство.
«Труба» лежала под наклоном, под ней должны были положить специальную отсыпку. Вместо этого положили трубопровод на грунт, пошли дожди, грунт просыпался, труба просела, и при испытаниях ее разорвало. В результате кусок трубы пришлось отрезать.
На сегодняшний момент у этого нефтепровода нет заключения о соответствии построенного объекта. И, исходя из имеющейся информации, мы не планируем его выдавать в скором будущем. По просьбе «Роснефти» и «Транснефти» были привлечены экспертные организации, которые подготовят анализ о дальнейшем подведении трубы в соответствие с проектной документацией.

- Ростехнадзор совместно с Росприроднадзором проводили проверки работы двух СРП-проектов: «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Какие результаты проверки Ростехнадзора?
- Проверка была завершена 25 июня 2015 года. Инспекторами было выявлено 31 нарушение требований промышленной безопасности, безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, а также несоблюдение требований технической и проектной документации при разработке месторождений. Оператор «Сахалин-1» Exxon Neftegas допустил 20 нарушений, оператор «Сахалина-2» Sakhalin Energy —11 нарушений.
В частности, Exxon Neftegas вел эксплуатацию платформы «Беркут» без регистрации в государственном реестре опасных производственных объектов, а также без лицензии на взрывоопасные объекты.
Кроме того, в период 2013-2014 годов были выявлены отклонения объемов добычи от уровней, прописанных в проектной документации. Так, по «Сахалину-1» на месторождении Чайво добыча нефти оказалась ниже проектной от 17,4 % до 9,2 %, добыча газа отклонялась от проектной как в сторону снижения до 37,4 %, так и в сторону увеличения до 36,4 %, добыча конденсата отклонялась от проектной как в сторону снижения на 8,6 %, так и в сторону увеличения до 12,6 %.
На месторождении Одопту добыча нефти была ниже проектной от 47,3 % до 16,6 %, по конденсату снижение было от 92,7 % до 91 %, по газу добыча колебалась от 31,5 % ниже проектной до 31,2 % выше проектной.
По «Сахалину-2» добыча нефти на Астохском участке Пильтун-Астохского месторождения превысила проектные значения от 35,2 % до 75,7 %, добыча газа — от 98,5 % до 223,2 %. На Пильтунском участке Пильтун-Астохского месторождения добыча нефти была ниже проектных значений на 15 %, по газу добыча колебалась от 44 % ниже проектных значений до 18,2 % выше проектных значений.
По месторождению Лунское отклонения по добыче нефти составили от 49 % ниже проектных значений до 100 % выше проектных значений, по растворенному газу — на 43,5 % ниже проектных значений.
Но все эти отклонения утверждены дополнениями к проектам разработки месторождений и согласованы протоколами Центральной комиссии по разработке (ЦКР) Роснедр. Кроме того, планы по добыче корректировалась в конце каждого года. Это абсолютно законное действие. Поэтому мы со своей стороны не видим в этой части нарушения. У коллег из Росприроднадзора есть другая информация, которую они также проверяют. Поэтому сейчас вокруг проектов идет даже не дискуссия, уточнение параметров на документальном уровне.
Наши проверки выявили некоторые отступления от предельных норм и правил промышленной безопасности. По результатам проверок оформлены акты, компаниям выданы предписания на устранение нарушений со сроком до 25 сентября, возбуждено административное производство в отношении юридических лиц. На сегодняшний момент операторы разрабатывают планы по устранению этих нарушений.

- Как проходит модернизация нефтеперерабатывающих заводов, все ли НПЗ успевают перейти на выпуск топлива класса 5 к началу 2016 года? Что делать с теми НПЗ, которые не выполняют четырёхсторонние соглашения о модернизации и не успеют к положенному сроку ее закончить?
- Начну с последнего вопроса: что делать с теми НПЗ, кто нарушает четырехсторонние соглашения? Ничего мы с ними не сделаем, потому что эти соглашения были, если образно выразиться, договорами о любви и дружбе. Компании старались выполнить планы по модернизации, понимая, что с государством шутить нельзя и что взятые на себя обязательства надо выполнять. Но сейчас мы получаем письма, в которых компании просят перенести сроки завершения модернизации, объясняя это сложной финансовой ситуацией, отсутствием возможности закупать импортное оборудование, аналогов которого в России пока не производят.
В соответствии с четырехсторонними соглашениями предусмотрена модернизация 34 заводов, а именно: реконструкция и строительство 136 установок вторичной переработки сырья, в том числе 47 установок гидроочистки моторных топлив. К настоящему времени завершено строительство 44 установок, из них пять установок введены в эксплуатацию в текущем 2015 году. По плану четырехсторонних соглашений планируется ввести в 2015 году еще 26 установок. Так что на данном этапе говорить о том, что кто-то из них не сможет вовремя завершить модернизацию, преждевременно. Тем более что соглашения не содержат графиков модернизации по месяцам.
И еще один аспект. Есть разные толкования понятия введения в эксплуатацию. Ростехнадзор считает, что данная установка введена после того, как была оформлена вся необходимая документация, в том числе заключение на соответствие. Минэнерго считает, что ввод в эксплуатацию наступает тогда, когда установка начнет производить продукцию. Это нормальная ситуация, поскольку задача Минэнерго — не допустить дефицита топлива, задача Ростехнадзора — обеспечить безопасную работу завода.
На совещании у вице-премьера РФ Аркадия Дворковича почти все компании заявили, что успевают перейти на производство топлива класса 5 (Евро-5). Но опять же задача Ростехнадзора — безопасная работа, а не выпуск топлива соответствующего класса.

- Не повторится ли у нас ситуация, которая наблюдалась до 2011 года, когда, по данным Ростехнадзора, модернизация НПЗ носила лишь номинальный характер: установки условно перекрашивались в другой цвет, а качество топлива повышалось не глубиной переработки, а присадками?
- Вопрос качества топлива не относится к нашей компетенции. Но следует учитывать, что компании прежде чем подписать четырехсторонние соглашения представили нам технические и финансовые планы модернизации. С тех пор ситуация кардинальным образом изменилась: у компаний нет больше возможностей просто перекрашивать оборудование.
После совещания у премьер-министра РФ Владимира Путина в марте 2011 года в г. Кириши компании сделали серьезные выводы и потратили миллиарды долларов на реальную модернизацию. После наших проверок нет ни одного нефтеперерабатывающего завода, который потратил меньше миллиарда рублей только на приведение оборудования в соответствие с требованиями промышленной безопасности.
По 2015 году мы пока идем ровно. У нас есть должники, но эти должники по большей части документарные. Например, Ярославский НПЗ, где новые установки фактически готовы, и сейчас идет оформление документации для получения заключения о соответствии (ЗОС). Аналогичная ситуация складывается на Московском НПЗ. В течение длительного времени у нас была дискуссия с руководством завода. В итоге мы начали выдавать заключения о соответствии. На прошлой неделе было выдано первое.
У нас есть проблемы с маленькими нефтеперерабатывающими заводами. Они должны ввести новые установки в 2017-2018 годах. Но мы их уже сейчас ставим в группу риска. Дело в том, что при проведении проверок мы смотрим в том числе на технические проекты. Если видим, что проекта нет, а срок сдачи установки в 2017 году, мы фиксируем риски и уведомляем об этом Минэнерго.

- «Роснефть» успевает провести модернизацию свои НПЗ? По информации Минэнерго, из восьми НПЗ компании пять не успевают перейти на выпуск топлива Евро-5.
- В целом не могу сказать. Повторюсь, у нас нет графика модернизации по месяцам. Но по ряду НПЗ есть небольшие отставания, вызванные объективными причинами. Например, Ачинский НПЗ заказал колонну гидроочистки, но ее не смогут доставить из-за проблем с судоходством — уровень воды в притоках р. Оби, в том числе р. Чулым упал ниже допустимых уровней. Теперь на Ачинском НПЗ год отставания от графика ввода.

- Почему Ростехнадзор хочет получить полномочия по ведению реестра НПЗ? Удалось согласовать этот вопрос с Минэнерго?
- Сразу отвечаю, что инициатива была не наша, а Федеральной антимонопольной службы. ФАС считает, что Ростехнадзор сможет более эффективно вести этот реестр, так как служба ведет общий реестр опасных производственных объектов, к которым НПЗ также относятся. В правительстве было проведено несколько совещаний. На одном из них нам было поручено проработать этот воп­рос.
Минэнерго до вчерашнего дня высказывалось против этого предложения. Министерство занималось этим реестром с точки зрения подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам, поэтому в списке могли оказаться не все нефтеперерабатывающие предприятия. Для Ростехнадзора ведение данного реестра принципиально ничего не меняет, но, возможно, служба будет эффективно вести его, так как сможет отследить появление в реестре, например, предприятий, которые на деле заводами и не являются.

- Как относится Ростехнадзор к идее Минэнерго разрешить нефтяникам выбирать какую экспертизу проводить: частную или государственную при подключении НПЗ к нефтепроводам? Не приведет ли это к рискам снижения безопасности нефтеперерабатывающей отрасли?
- Ни мы, ни «Транснефть» эту инициативу не поддержали. Речь идет о строительстве опасных производственных объектов. В этом случае просто обязана быть государственная экспертиза.

- Ряд политиков обвинил Рос­технадзор в том, что служба не обеспечила должный контроль при ремонте казарм ВДВ в г. Омске. В результате здание рухнуло, погибли люди. Какая доля ответственности Ростехнадзора в этом?
- Проблему нужно разделить на две части. Есть функция государственного строительного надзора, который осуществляется в процессе нового строительства. Она осуществляется на двух уровнях: федеральном и региональном. Надзор на федеральном уровне ведет Рос­технадзор, на региональном — осуществляют субъекты федерации, и к нам он отношения не имеет. Надзор на федеральном, то есть на нашем уровне, осуществляется только в отношении опасных, уникальных или особо сложных производственных объектов. Какие объекты относятся к ним, прописано в Градостроительном кодексе. Это здания, в которых пролеты превышают 100 метров, мосты высотой 100 метров и выше и так далее. Надзор за строительством жилых домов осуществляет Государственный строительный надзор.
Но есть еще и ведомственный строительный надзор. В данном случае надзор осуществляло Министерство обороны. Тем более что там имело место не строительство, а капитальный ремонт. Капитальный ремонт вообще не подлежит строительному надзору. Ответственность за техническое состояние таких объектов в соответствии с Градостроительным кодексом лежит на эксплуатирующей организации, которая очень часто совпадает в одном лице с собственником объекта. Это серьезный пробел в законодательстве. Мы же со своей стороны к этой аварии отношения не имеем. 

Источник: ИНТЕРФАКС