Современное состояние нефтяной отрасли России (стр. 5 из 7)

сокращение объема эксплуатационного бурения в 2009 – 2010 гг. до 8 млн. м/год с последующим его плавным увеличением до 12 млн. м в 2015 г.;

сокращение ввода новых скважин в 2009 – 2010 гг. в 1,8 раза (до 3 тыс. шт.) против уровня 2008 г.;

увеличение темпов падения добычи нефти, которая снизится против предыдущего года (табл. 4 и рис. 2):

в 2009 г. – на 18 млн. тонн (или 3,7%);

в 2010 г. – на 27 млн. тонн (или 5,7%);

в 2011 г. – на 20 млн. тонн (или 4,5%);

в дальнейшем, в связи с восстановлением объемов эксплуатационного бурения, падение годовых уровней добычи нефти значительно уменьшится (до 1% – в 2015 г.).

Таблица 4 - Изменение годовой добычи нефти по РФ, в % от предыдущего года

Показатели	Факт
	2001	2001	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Добыча нефти, млн. т/год	348,1	379,6	421,3	458,8	470	480,5	491,3	488	470	443	423	411	407	404	400
Изменение добычи нефти, млн. т/год	+24,9	+31,5	+41,7	+37,5	+11,2	+10,5	+10,8	-3,3	-18	-27	-20	-12	-4	-3	-4
То же, %	+7,7	+9,0	+11,0	+8,9	+2,4	+2,2	+2,2	-0,7	-3,7	-5,7	-4,5	-2,8	-1,0	-0,7	-1,0

Рис.2 – Процент изменения годовой добычи нефти

При резком снижении из-за кризиса объемов эксплуатационного бурения – до 8 млн. м в 2009 – 1010 гг. добыча нефти по сравнению с гипотетическим вариантом 1 («Если бы не было кризиса») снизится по годам на следующие величины:

2009 г. – на 15 млн тонн (-3,1 %)

2010 г. – на 36 млн тонн (-7,5 %)

2011 г. – на 50 млн тонн (-10,6 %)

2012 г. – на 58 млн тонн (-12,4 %)

2013 г. – на 44 млн тонн (-9,8 %)

2014 г. – на 41 млн тонн (-9,2 %)

2015 г. – на 40 млн тонн (-9,1 %)

В сумме за 2009 – 2015 гг. – на 284 млн. тонн (-8,8 %).

Из-за значительной инерционности процесса разработки месторождений углеводородного сырья в стране основные потери в добыче нефти (50 – 58 млн. т/год), из-за влияния кризиса проявятся позднее – в 2011 – 2012 гг. При этом в варианте 3 в 2009 – 2015 гг. будет введено в эксплуатацию на 8675 скважин меньше, чем в варианте 1 («Без кризиса»).

Попутно интересно отметить, что полученная в Варианте 3 прогнозная кривая падения добычи нефти в 2008 – 2011 гг. почти повторяет (в зеркальном отображении) кривую роста фактической добычи нефти в предыдущий до пика период – 2003 – 2006 гг.

Также нужно указать, что при реализации программы развития добычи нефти по России по варианту 3 («Кризисному») в период 2009 – 2015 гг. на ведение буровых работ в объеме 68,5 млн. м потребуется капвложений ориентировочно 1,37 трлн. рубл. (или около 40 млрд. долл.), а общие капитальные затраты (с учетом обустройства нефтяных месторождений) могут составить 2,89 трлн. руб. (или 83 млрд. долл.).

3.2 Преодоление кризиса

Основные проблемы нефтесервисных компаний давали о себе знать и в докризисный период; это:

устаревшие технологии,

недостаток квалифицированных кадров,

неудовлетворительное техническое состояние оборудования,

преобладание постоянных затрат в структуре себестоимости.

Целями либерализации нефтесервисного рынка были стремление преодолеть хроническую недоинвестированность важной для экономики страны отрасли и создание гибкой системы отношений «заказчик - подрядчик».

Кризис может легко разрушить еще не окрепшую систему новых отношений на нефтесервисном рынке. Однако кризис стоит использовать для создания конкурентных преимуществ в посткризисное время. Подумать придется не только над организационно-техническими проблемами отдельных предприятий, но и над системой отношений в отрасли в целом.

Радикальное обновление технологий отечественного нефтесервиса – вопрос его выживания. Новые технологии нефтесервиса должны обеспечить работу отрасли в условиях истощения разрабатываемых месторождений, растущей трудности условий разведки и добычи.

Эксперты сходятся во мнении, что серьезные компании должны финансировать НИОКР, чтобы к окончанию кризисного периода предложить рынку новые технологии. В посткризисный период конкуренция будет гораздо жестче.

Альтернативой крупным инвестициям могут стать преобразования организации производства, не связанные с нарушениями технологии. По нашим оценкам, эти резервы составляют до 20% затрат; их использование поможет поднять производительность компании в несколько раз.

Кадровый вопрос на стадии бурного развития нефтесервиса стоял наиболее остро – квалифицированные рабочие и управленческие кадры было очень трудно найти, а их дороговизна в известной мере была обусловлена их мобильностью.

Сейчас с трудом собранные кадры приходится сокращать. Специалисты уходят в добывающие компании, в другие отрасли. В первую очередь уходят высококвалифицированные работники. Молодежь не идет в буровые компании, ибо в трудный момент ее сократят в первую очередь.

На первый план выходят мероприятия по удержанию квалифицированного персонала и подготовке кадрового резерва на случай разворачивания работ. Преимущество необходимо отдавать сотрудникам, которые являются носителями лучшей практики работы предприятия и/или способны к генерации новых полезных решений; тем, кто в период подъема сможет восстановить масштабы деятельности предприятия и кто в период кризиса сумеет работать по нескольким направлениям, помогая коллегам.

Известно, что расходы, связанные с владением буровым оборудованием, ремонтом и обслуживанием, составляют более половины себестоимости буровых работ. Поскольку рынок поставщиков «технической готовности» только начал формироваться, указанные затраты остаются для буровой компании постоянными. Поэтому компании и стремятся избавиться от такого «генератора затрат». Перспективы же участия в тендерах не дают свести к минимуму парк оборудования.

В связи с сокращением объемов производства целесообразен вывод (консервация) излишних мощностей. Однако не нужно забывать о должном отношении к выведенному оборудованию – его исправность и работоспособность должны поддерживаться на уровне, обеспечивающем быстрое разворачивание при изменении ситуации в благоприятном направлении.

Управление себестоимостью нефтесервиса остается трудной проблемой, решение которой пока не получено.

Сметная методика не позволяет сервисному подрядчику управлять своей себестоимостью: смета для него – инструмент управления выручкой, а не затратами. Методический подход к планированию и анализу экономики сервисного предприятия середины 1980-х гг. предполагал, что подавляющее большинство (до 90%) затрат классического бурового предприятия, имеющего в своей структуре вспомогательные производства и другие избыточные активы, относится к постоянным. Поэтому нет ничего более рискованного, чем сохранять структуру такого предприятия в условиях резкого падения объемов.

Средством «выпрямления» затрат является аутсорсинг. Так, прокатом бурового оборудования, услугами энергетического и транспортного обеспечения предлагается пользоваться только по мере работы по полученным контрактам. По такому пути пошли многие буровые компании, образовавшиеся из классических УБР. Стоимость собственного или аффилированного сервиса крупных нефтяных компаний (во многом сохраняющего классическую структуру) выше рыночного уровня в 1,5 – 2 раза.

Аутсорсинговая схема может эффективно работать при выполнении как минимум двух условий:

существует хорошо налаженное управление проектами строительства скважин (на уровне головной компании);

между партнерами установлены прочные правовые отношения, позволяющие контролировать качество субподрядных работ и их финансирование.

Итак, необходимы новые методы планирования и оценки экономической эффективности работы сервисных компаний, а также методы расчета экономической эффективности инноваций, связанных не только с технологической, но и с организационной стороной сервисного бизнеса, учитывающие изменившуюся структуру отношений на рынке нефтесервиса.

Структура нефтесервисного рынка России далека от оптимальной. В России на 7 нефтяных компаний приходится 90% рынка бурения. При этом около 50% рынка принадлежит аффилированным сервисным структурам пяти нефтяных компаний, еще 18% приходится на четыре независимые сервисные компании. По «закону соответствия масштабов» крупные заказчики работают с крупными подрядчиками. Следует учесть, что за большинством обозначившихся в России центров отраслевой интеграции стоит иностранный капитал. Поэтому места для отечественных независимых сервисных компаний на рынке почти не остается.

Другим фактором развития сектора средних и малых нефтесервисных фирм является налаженная система аутсорсинговых отношений «сервис – субсервис». В России система аутсорсинговых отношений в нефтесервисе пока еще не достигла той степени зрелости, когда можно говорить об устойчивых связях. Поэтому говорить о развитии средних и малых нефтесервисных компаний не приходится до тех пор, пока не изменится структура заказчиков.

Доля средних и малых нефтесервисных компаний на рынке может увеличиться, если будут развиваться средние и малые нефтяные компании. Объективный повод к такому развитию – переход все большей доли месторождений в категорию малопродуктивных или трудноразрабатываемых.

После стабилизации ситуации необходима реформа законодательства в целях поддержки малого и среднего бизнеса в области нефте- и газодобычи. Только небольшой бизнес может «вытянуть» экономику в период кризиса, ибо он охотнее принимает на себя риск. Создание комфортных условий для деятельности небольших нефтяных компаний автоматически приведет к оживлению малых и средних нефтесервисных компаний.

19 марта 2009 г. Минприроды подготовило предложения по дифференциации НДПИ для мелких месторождений, в которых считается целесообразным распространить применение вычетов из НДПИ инвестиций в геологоразведочные работы и инновационные технологии по разработке мелких и трудноизвлекаемых запасов.