Состояние и развитие нефтеперерабатывающего комплекса в России

Таблица 2 - Сравнение  интегральных показателей вариантов  нефтедобычи по России до 2015 г.

 

Вариант №2. «Пессимистический» - падение объемов эксплуатационного  бурения в 2009 - 2011 гг. до 10 млн. м/год, однако с последующим его ростом до 13 млн. м - в 2015 г.

Вариант №3. «Кризисный» - падение проходки в 2009 - 2010 гг. до 8,0 млн. м при последующем постепенном  ее увеличении до 12 млн. м - в 2015 г.

По результатам  проведенных автором технологических  расчетов (табл.1 и 2) можно дать следующие  комментарии.

«Если бы не было кризиса» - добыча нефти по России поддерживалась бы на достаточно стабильном уровне 470 - 480 млн. т/год с постепенным ее снижением до 440 млн т/год к 2015 г. (среднее падение 1,5% в год за период) - при сохранении объемов эксплуатационного бурения на уровне 13,5 - 13 млн. м/год.

Из проведенных  расчетов следует, что кризис неизбежно  окажет отрицательное влияние на уровни добычи нефти и объемы эксплуатационного  бурения по России. Однако принципиально  важно подчеркнуть, что никакой  катастрофы с нефтедобычей в стране обществу ожидать не следует.

По всей видимости, из рассмотренных вариантов развития нефтедобычи более вероятным  можно считать вариант 3, предусматривающий  следующие уровни добычи нефти в  таблице 3.

Таблица 3 - Уровни добычи нефти

Таким образом, «Кризисный» вариант 3 характеризуется  следующими ключевыми параметрами:

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

 

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.