Реферат: Современное состояние нефтяной отрасли России
Федеральное агентство пообразованию
Государственноеобразовательное учреждение высшего профессионального образования
«Уфимский государственныйнефтяной технический университет»
Кафедра бухгалтерскогоучета и аудита
«Современное состояние нефтянойотрасли России»
Выполнил:
студент В.А. Пегова
Проверил: А.М. Рогачева
2009
Содержание
Введение
1. Место нефтянойпромышленности в экономике России
1.1 Структура и географияэкспорта РФ
1.2 Обзор рынка добычинефти в России
1.3 Инвестиционнаяпривлекательность российских нефтяных компаний
2. Проблемы нефтянойотрасли в РФ
2.1 Факторы, влияющие навнутренний рынок
2.2 Кризисом по сервису
2.3 Дефицит инвестицийнефтяной отрасли РФ
3. Перспективы развитиянефтяного комплекса РФ
3.1 Нефть и кризис.Прогноз добычи нефти по России до 2015 г в условиях кризиса
3.2 Преодоление кризиса
Заключение
Список использованныхисточников
Введение
В настоящеевремя нефтяной сектор топливно-энергетического комплекса России является однимиз наиболее устойчиво работающих производственных комплексов российскойэкономики.
Нефтянойкомплекс сегодня обеспечивает значительный вклад в формирование положительноготоргового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенновыше доли комплекса в промышленном производстве. На его долю приходится более16% произведённого ВВП России, четвёртая часть налоговых и таможенныхпоступлений в бюджеты всех уровней, а также более трети поступающей в Россиювалютной выручки.
Такие высокиепоказатели связаны со значительным ресурсным и производственным потенциаломнефтяной отрасли. В недрах России сосредоточено около 13% разведанных запасовнефти. Эти ресурсы расположены в основном на суше (примерно 3/4). Примерно 60%ресурсов нефти приходится на долю районов Урала и Сибири, что создаётпотенциальные возможности экспорта, как в западном, так и в восточномнаправлениях. Экономика страны потребляет лишь менее трети добываемой нефти(включая продукты её переработки).
Добычу нефтив стране осуществляют более 240 нефтегазодобывающих организаций, причем 11нефтедобывающих холдингов, включая ОАО «Газпром», обеспечивают более 90% всегообъема добычи.
Таким образомнефтяная промышленность играет огромную роль в экономике России и всегда являетсяактуальной темой. Стратегической задачей развития нефтяной отрасли являетсяплавное и постепенное наращивание добычи со стабилизацией её уровня надолгосрочную перспективу.
НК «ЮКОС»является лидером по добыче нефти среди российских компаний, одним из основныхэкспортёров нефти и, несомненно, играет значительную роль в развитии нефтяногокомплекса РФ.
Цель данногореферата– рассмотреть и проанализировать состояние нефтяной отрасли России.
1. Место нефтяной промышленности в экономике России
1.1 Структураи география экспорта РФ
Стоимостныеобъемы российского экспорта в решающей степени зависят от динамики мировых ценна топливно-сырьевые товары. Соответственно, в благоприятные годы (1995–1996гг., 2000 г.) экспорт растет, а при ухудшении мировой конъюнктуры (1998 г., 2001 г.) – падает. В 1999–2000 гг. на фоне повышения мировых цен на отечественныеэнергоносители и другие виды сырья значительно выросли поставки товаров внатуральном выражении. В 2000 г. было вывезено продукции на рекордную сумму –около 106 млрд. долл., в том числе более 91 млрд. долл. составили отгрузки встраны дальнего зарубежья. По причине ухудшения конъюнктуры объемы поставок в 2001 г. сократились, однако по-прежнему превышали 100-миллиардный рубеж.
Вгеографической структуре экспорта доминирует европейский регион, включаяевропейские республики бывшего СССР, – в сумме почти 70% всех поставок в 2000 г. Крупнейший экспортный рынок для России – Европейский союз, далее следуют бывшиесоциалистические государства Центральной и Восточной Европы (ЦВЕ), потеснившиев 2000 г. другие группы стран. На ЕС и ЦВЕ сегодня приходится подавляющая частьвсего отечественного экспорта энергоносителей, что с учетом роста их стоимостив последнее время существенно усилило позиции указанных государств во внешнейторговли России.
Вместе с тем,снизилась значимость стран азиатско-тихоокеанского региона, в первую очередьСША и Японии. Одновременно Китай стал важнейшим потребителем российских товаровв регионе.
Крупнейшиеэкспортные партнеры России в дальнем зарубежье – Германия, Италия, Китай, США,Нидерланды, Великобритания и Польша, в СНГ – Украина, Белоруссия и Казахстан.
На протяжении90-х годов прошлого века отмечалось усиление топливно-сырьевой направленностироссийского экспорта при значительном сокращении доли готовых изделий – спорядка четверти в начале десятилетия до примерно 12% в конце периода.Наибольший удельный вес традиционно приходится на минеральное топливо – всреднем 45–50%, далее следуют металлы и драг. камни – около 25%, машины иоборудование – примерно 10%. В целом промышленная продукция составляет 95%всего национального экспорта.
В настоящеевремя Россия имеет наиболее высокие коэффициенты международной специализации(отношение доли той или иной товарной группы в российском экспорте к удельномувесу соответствующих товаров в мировом экспорте) в топливно-сырьевой нише (5–6по минеральному топливу, около 3 по металлам), тогда как в торговле химическойпродукцией соответствующий показатель уже значительно ниже (порядка 0,9).
Экспорт нефтииз России в дальнее зарубежье в январе-марте 2009 года остался на уровнеянваря-марта 2008 года и составил 51 млн. тонн.
Физическиеобъемы экспорта нефтепродуктов за 3 месяца текущего года увеличились на 12,1%,в том числе: бензина — 32,8%, дизельного топлива — на 11,7%, мазута — на 12,7%.
Стоимостнойобъем экспортируемых в дальнее зарубежье топливно-энергетических товаров вянваре-марте 2009 года по сравнению с аналогичным периодом 2008 года сократилсяна 51,7%.
По даннымтаможенной статистики, в товарной структуре экспорта в дальнее зарубежьеудельный вес топливно-энергетических товаров за 3 месяца 2009 года составил67,9% от всего объема экспорта в эти страны (в январе-марте 2008 года — 73,1%).
Физическиеобъемы поставок нефти в страны СНГ за 3 месяца составили 4,083 млн. тонн, чтона 5,5% выше показателя 2008 года.
По сравнениюс январем-мартом прошлого года экспорт (физические объемы) нефтепродуктов упална 25,8%, в том числе: дизельного топлива — на 50,7%, мазута — на 45,1%.
Стоимостнойобъем топливно-энергетических товаров, экспортируемых в ближнее зарубежье, за 3месяца по сравнению с аналогичным периодом 2008 года сократился на 59,6%.
В товарнойструктуре экспорта в СНГ в январе-марте 2009 года доля продукциитопливно-энергетического комплекса составила 35,9% от всего объема экспорта вэти страны (в январе-марте 2008 года — 44,8%).
Как сообщилив ФТС, экспорт природного газа из РФ за 3 месяца текущего года достиг 21,5 млрд.куб. м. В том числе, в дальнее зарубежье вывоз газа упал на 61% и составил 18,6млрд. куб. м. Поставки газа в СНГ сократились на 49,8% — до 2,9 млрд. куб. м.
Экспорт газаиз РФ в январе-мае 2009г. сократился на 47,7% по сравнению с аналогичнымпериодом 2008г. и составил 49,1 млрд. куб. м, В том числе в мае 2009г. экспортгаза сократился на 26,3% — до 13,7 млрд. куб. м.
Экспорт газав дальнее зарубежье в январе-мае 2009г. составил 37,6 млрд. куб. м, что на50,2% ниже показателя за январь-май 2008г. В мае экспорт газа в дальнеезарубежье снизился относительно мая 2008г. на 23,2% и составил 11,3 млрд. куб.м. В страны СНГ в январе-мае 2009г. было экспортировано 11,5 млрд. куб. м газа(снижение на 37,8% к соответствующему периоду 2008г.), в том числе в мае — 2,4млрд. куб. м (снижение на 37,7%). Поставки газа в Белоруссию (основногопотребителя среди стран СНГ) составили 65% от уровня января-мая 2008г.,поставки российского газа в Молдавию в I квартале были замещены среднеазиатскимгазом.
Главнаяпричина падения спроса на российский газ — высокие текущие контрактные цены, которыепривязаны к цене нефти полугодичной давности. Европейские потребители сталиснижать потребление российского газа и переориентироваться на другихпоставщиков (Норвегия, Алжир), торгующих газом на условиях опотовых контрактов,то есть в режиме реального времени, и отбирать газ из собственных хранилищ,отмечают в министерстве.
Доля экспортав общем объеме добычи газа в России в январе-мае 2009г. уменьшилась до 20,7%против 31,9% в январе-мае 2008г. (в мае — увеличилась до 34,2% против 33,1% вмае 2008г.). В январе-мае 2009г. продолжилось снижение добычи газа: онауменьшилась на 19,2% — до 238 млрд. куб. м.
Крупнейшиестраны в мире, осуществляющие экспорт нефти:
СаудовскаяАравия 9,0 млн. баррелей в день.
Россия 6,4млн. баррелей в день.
Норвегия 2,8млн. баррелей в день.
Иран 2,72млн. баррелей в день.
ОбъединенныеАрабские Эмираты 2,4 млн. баррелей в день.
Кувейт 2,3млн. баррелей в день.
Венесуэлла2,1 млн. баррелей в день.
Алжир 1,8млн. баррелей в день.
Мексика 1,75млн. баррелей в день.
Ливия 1,5млн. баррелей в день.
1.2 Обзоррынка добычи нефти в России
Добычу нефтив стране осуществляют более 240 нефтегазодобывающих организаций. 11нефтедобывающих холдингов обеспечивают более 95% всего объема добычи. Основныерегионы добычи — открытые еще в 1960-е и 1970-е годы западносибирскиеместорождения, на долю которых приходится 68,1% совокупной годовой добычи.Второй в стране по объему добычи нефти — Волго-Уральский регион — находится впоздней стадии разработки продуктивных месторождений и характеризуетсязатухающей добычей, которая в ближайшие несколько лет начнет сокращаться.
Сегментнефтепереработки — развит недостаточно. За все время существованиядемократической России на ее территории не было построено ни одногонефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Степень износа отечественных НПЗ составляет65%, а загрузка составляет менее 80%. Только у Лукойла коэффициент загрузкимощностей приблизился к отметке в 95%, а принадлежащий СургутнефтегазуКиришский НПЗ работает на пределе мощности с загрузкой почти 100%.
Средироссийских сырьевых гигантов лидирующее положение по объемам добычи нефти игаза традиционно занимает ЛУКОЙЛ. В прошлом году компания добыла 76,9 млн. тонн(563 млн. баррелей) нефтегазового эквивалента, что на 10% больше его ближайшегоконкурента — ЮКОСа (69,3 млн. тонн), и это без учета зарубежных подразделенийЛУКОЙЛа, добыча которых составила 2,9 млн. тонн. Далее следуют «Сургутнефтегаз»(49,2 млн. тонн), «Татнефть» (24,6 млн. тонн), ТНК (37,5 млн. тонн) и«Сибнефть» с добычей 26,3 млн. тонн. Государственная «Роснефть» с добычей 16,1млн. тонн занимает лишь восьмое место, уступая СИДАНКО (16,2 млн. тонн). Всегона «большую восьмерку» крупнейших нефтяных компаний России приходится 83%добычи нефтегазового эквивалента.
Насегодняшний день в России можно выделить три типа крупных нефтекомпаний. Первыеявляются составной частью и во многом основой финансово-промышленных групп. Ких числу можно отнести ЮКОС, ТНК, СИДАНКО, «Сибнефть». Эти нефтяные компанииуправляются выходцами из финансово-банковской среды. Соответственно, ихстратегия ориентируется, главным образом, на финансовый результат.
Ко второмутипу относятся компании, возглавляемые менеджерами, выращенными и воспитанныминефтегазовой отраслью. Прежде всего, это ЛУКОЙЛ и «Сургутнефтегаз». В своейдеятельности эти корпорации ориентируются на отраслевые приоритеты: повышениеэффективности добычи нефти и использования скважин, ресурсосбережение,социальную защищенность работников.
Наконец,третья группа компаний включает в себя те, в управлении которыми важную рольпо-прежнему играет государство в лице центральных (на 100% принадлежащаягосударству «Роснефть») или региональных («Татнефть» и «Башнефть») органоввласти. По мнению экспертов, эти представители нефтяной отрасли сильно уступаютВИНК первых двух типов и по финансовой эффективности, и по отраслевымпоказателям.
Три указанныхтипа компаний отличаются друг от друга прежде всего подходом к использованиюнедр. Если ориентированные на максимальную эффективность добычи ЮКОС и«Сибнефть» стараются работать только на скважинах с максимальнымдебитом и, соответственно, с наивысшей отдачей на вложения, то ЛУКОЙЛ и«Сургутнефтегаз» продолжают эксплуатировать скважины, даже если выходпродукции становится невысоким.
Известно, чтоза последнее 10-летие нефтяная промышленность России продемонстрироваладостижение бесспорно фантастических, неожиданных для всего мира результатов. Заэтот период добыча жидких углеводородов (нефть+конденсат) выросла с 305,3 млн.тонн (1999 г.) до максимума – 491,3 млн. тонн (2007 г.), или в 1,6 раза при росте объемов эксплуатационного бурения с 5,988 млн. м до 13,761 млн.м/год. Эксплуатационный фонд к концу 2007 г. был доведен до 157,1 тыс. скважин, из которых действовало 131,3 тыс. скважин, в неработающем фонде было – 25,8тыс. скважин, или 16,4 % от эксплуатационного фонда.
По состояниюна 01.09.2008 г. в эксплуатационном фонде нефтяной промышленности РФнасчитывалось 158,3 тыс. скважин, из них действовало 133,5 тыс. скважин (или84,3%), в неработающем фонде – 24,8 тыс. скважин. Среднесуточная добыча нефти вавгусте 2008 г. находилась на уровне – 1341,8 тыс. т/сут., в среднем за январь-август 2008 г. – 1332,9 тыс. т/сут.
За 8 месяцев 2008 г. метраж эксплуатационного бурения составил 9,9 млн. м, ввод новых скважин – 3593. Ожидаемая погоду проходка, очевидно, превысит 14,5 млн м, а ввод новых скважин, возможно,достигнет ~ 5,4 тыс.шт.
Такимобразом, предкризисная ситуация в нефтяной отрасли Российской Федерации быладостаточно стабильна и характеризовалась высокими результатами.
Отметим, что 2007 г. оказался вторым в истории годом с максимальной, «пиковой» (491,3 млн. тонн) добычей нефти, т.к. в 2008 г. (по предварительной оценке автора) она снизилась до 488 млн. тоннили ~ на 0,7 %.
За 2007 –2008 гг. пробурено примерно столько же метров горных пород, сколько запредыдущие 3 года (2004 – 2006 гг.). Однако прироста за счет этого в добыченефти в 2008 г. вообще не было получено, т. к. вся значительная добыча из новыхскважин пошла на компенсацию падения по переходящему фонду скважин из-за егоускоренного обводнения. Можно с уверенностью констатировать, что к 2008 г. все сколько-нибудь значимые резервы увеличения добычи нефти по старому фонду были ужеиспользованы.
В 2008г. вРоссии было добыто 488 млн. т нефти, что на 0,7% меньше, чем в 2007г.
Добыча газа вмае 2009г. составила 40 млрд. куб. м, что на 28,7% ниже, чем в мае 2008г.
Потреблениегаза по России в январе-мае 2009г. составило 202,4 млрд.куб. м газа (снижениена 7% по сравнению с январем-маем 2008г.), в том числе Единой энергосистемойРоссии — 69 млрд. куб. м (снижение на 6,4%).
Добыча нефтии газового конденсата в России в январе-феврале 2009г. снизилась на 2,1% посравнению с аналогичным периодом 2008г. и составила 78,46 млн. т (9,78 млн. бар./сутки).
В февралепроизводство нефти в России упало на 9,4% по сравнению с январем с.г. — до37,14 млн. т.
Группапредприятий, расположенных в Башкирии. Включает «Башнефть» с годовой добычей вобъеме 11,5 млн. тонн нефти в год, четыре НПЗ суммарной мощностью переработки более20 млн. тонн нефти в год, «Башкирнефтепродукт» (сеть из 317 АЗС). Блокпакеты вэтих компаниях ОАО «Система-Инвест» (на 65% контролируется АФК «Система»)приобрело в 2005 году за $600 млн. В ноябре 2008 года «Система» получила правауправления фондами, владеющими контрольными пакетами предприятий БашТЭКа. Вапреле 2009 года компания за $2 млрд. выкупила у этих фондов акции.
1.3Инвестиционная привлекательность российских нефтяных компаний
Инвестиционнаяпривлекательность российских нефтяных компаний определяется прежде всегомировыми ценами на нефть. Если они будут находиться на высоких уровнях, тогдакорпорации смогут показать хорошие прибыли и выплатить акционерам большиедивиденды. Если же цены на нефть пойдут вниз, то ситуация может в корнепоменяться, и тогда акции именно нефтяных компаний станут первыми претендентамина то, чтобы стать аутсайдерами рынка.
Впрочем, насегодняшний день большинство экспертов предсказывают вполне благоприятную дляРоссии ценовую динамику на мировых рынках энергоносителей. Согласно консенсусуаналитиков, цены на нефть в этом году не выйдут за пределы ценового диапазона22-25 долл. за баррель. Такой уровень позволяет рассчитывать на то, что унефтяников останется достаточно средств, чтобы подготовиться к возможномуснижению нефтяных котировок в будущем году.
Как говорятучастники рынка, для того чтобы у нефтяников не возникало проблем синвестиционными ресурсами для собственного развития, цены на сырье должныдержаться выше 16 долл./барр. Снижение до этого уровня, конечно, тоже не будетозначать «мгновенной смерти» отрасли, просто вложения в разведку и разработкуновых месторождений придется урезать, а с поглощениями, возможно, вообщеповременить.
Акциинефтяных компаний изначально были лидерами рынка. «Нефтянка» превосходит другиесектора и по капитализации, и по ликвидности. Такое положение объясняетсяисключительной важностью этой отрасли для экономики страны и появлениемнефтяных компаний-гигантов, которые превосходят по размерам любые другиероссийские компании.
Падение ценчерного золота на четверть с конца августа снизило инвестиционнуюпривлекательность российских нефтяных компаний. Финансовые результаты последнихкварталов будут уже не столь блестящими, как в начале года. Но акции нефтянкивсе еще интересны инвесторам.
В фаворитахостается ЛУКОЙЛ благодаря лояльности государству и высокому уровню прозрачностии корпоративного управления: 9 из 11 инвесткомпаний рекомендуют его бумаги кпокупке. После хороших результатов за II квартал эмитент презентовал стратегию«ускоренного роста» до 2016 г., позитивно оцененную экспертами. Впрочем, воснове плана — очень оптимистичный прогноз цен на нефть. Амбициозные планывключают усиление позиций на мировом рынке и увеличение капитализации в 2-3 раза,до $150-200 млрд.
2. Проблемы нефтяной отрасли в РФ
2.1Факторы, влияющие на внутренний рынок
Важнымфактором, оказывающим влияние на состояние внутреннего рынка РФ, как показаластатистика наблюдений за рынком в течение многих лет, стал фактор, который дляудобства можно назвать так: «уровень мировых цен на сырую нефть».Средневзвешенные значения вычисляются через нефтяные биржи, а высокая цена нанефть «вытягивает» вверх и цены на продукты ее переработки, в первую очередьмазут и дизельное топливо (половина производимого объема которых экспортируетсяиз России). Система работает следующим образом: при резком повышении цен нанефтепродукты и нефть российские компании стремятся «вылить» на экспорт большенефти и нефтепродуктов (у кого они имеются) при этом потребности внутреннегорынка в расчет не берутся, далее на внутреннем рынке вырастает цена на нефть(ее стало меньше), дорогую нефть «завели» на переработку (выходящиенефтепродукты также подорожали), экспортируемые объемы уже нефтепродуктовоголяют рынок и ситуация приводит к росту цен. Анализируя колебания мировых ценна нефть за год, решений правительства по регулировке таможенных пошлин идинамику индексов цен внутреннего рынка, специалисты центра выявили очевиднуюкорреляцию между ними. Причем временной лаг при резком росте или падении цен нанефть обычно составляет от 10 до 14 дней. Сам внутренний рынок нефтепродуктоврастет отнюдь не быстрыми темпами, радует только увеличение парка частных автомобилей,что приводит в больших городах к росту в секторе розничных продаж ГСМ. Впрочем,конкурентоспособность российских нефтепродуктов на европейском рынке вызываетсомнения.
2.2 Кризисом по сервису
По прогнозамМинэнерго, добыча нефти в 2009 г., сохранится примерно на уровне прошлого года,а добыча газа может снизиться на 2,9 – 6,5%.
Рынокнефтесервиса определяется программами капвложений нефтяных компаний,обусловленными, в первую очередь, ценами на нефть. Несмотря на произошедшеевесной повышение цен, большинство экспертов прогнозирует среднегодовую цену врайоне 50 долл./барр. Поэтому более-менее значительные капвложения могут себепозволить только те нефтяные компании, которые имеют собственнуюнефтепереработку и сбыт своих нефтепродуктов.
Прогнозируемогов начале года двукратного сокращения рынка нефтесервиса, судя по всему, удалосьизбежать, однако скажется резкое сокращение спроса со стороны небольшихнефтяных компаний, обеспечивающих ранее до 15% рынка.
Нефтянымкомпаниям придется заниматься проектами, которые дешевле продолжать, чемпрекратить. Заказчики зачастую отказываются от уже законтрактованных работ.Многие в 1,5 – 2 раза увеличили сроки оплат за выполненные работы, что являетсяуничтожающим фактором для сервисных компаний. Уже осенью 2008 г. представители сервисных компаний утверждали, что заказчики настоятельно просят снизить ценына работы – в среднем на 10 – 20% (иногда доходило и до 30%). Однако сервиснаякомпания предпочтет заключить хоть какие-нибудь контракты. Это, конечно, снизиттекущую экономическую устойчивость компании и серьезно помешает ей выйти нарынок в будущем.
По итогамначала года значительные сокращения произошли среди работ, нацеленных наперспективное развитие. Это касается сейсмики и разведочного бурения. Ряднефтяных компаний не только сократил программу сейсмических исследований, но иотказался от заключенных контрактов. Падение физических объемов рынка сейсмикив 2009 г. оценивается в 20 – 25%. Со стороны некоторых нефтяных компаний вРоснедра поступили заявления с просьбой приостановить выполнение лицензионныхсоглашений в части проведения изыскательских и разведочных работ. Подобныепроблемы возникли не только у небольших компаний, но и у крупных, например – у«Татнефти».
Объемыразведочного бурения сократились почти наполовину. Учитывая позицию государствав вопросе восполнения запасов, следует ожидать некоторой стабилизации ситуациив данном сегменте, или даже некоторого улучшения за счет государственногозаказа.
Вопрекибольшинству прогнозов рынок эксплуатационного бурения сократился в начале годанезначительно. Поддержали его в основном две компании – «Роснефть» и«Сургутнефтегаз». У большинства остальных компаний произошло сокращениеинвестиционных программ и объема заказов для сервиса.
Рынок ремонтаскважин эксперты единодушно считают основным «кормильцем» нефтесервиса. Текущийремонт скважин будет неизбежно выполняться на существующем фонде скважин,обеспечивая нужные объемы добычи. Капитальный ремонт будет выполняться придостаточно тщательном экономическом анализе его выгод. Это может привести ксокращению объемов в 2009 г. на 10 – 15%, а далее к росту в 2010 – 2011 гг.Более оптимистичной выглядит ситуация на фонде скважин «Сургутнефтегаза», гдесокращений объемов не прогнозируется.
Рынок услугпо повышению нефтеотдачи сохранился примерно на том же уровне. В дальнейшемвероятен некоторый рост заказов, необходимый для компенсации снижения вводановых скважин.
Вместе с ТРСработы по повышению нефтеотдачи могут обеспечить выживание нефтесервисныхкомпаний, в частности высокотехнологичных. В секторе активизируются крупныезарубежные компании. К примеру, Schlumberger сегодня участвует в тендерах наполучение подрядов в области подготовительных работ, КРС, ГРП и др.
В связи ссокращением объемов работ началась постепенная распродажа буровогооборудования. Пока в форме аренды (с возможностью последующего выкупа) или полизинговой схеме. Случаи продажи буровых установок и другой вспомогательнойтехники становятся все более частыми. Имели место случаи отказа заказчиковоборудования от сделанных ранее заказов.
Основнымрегионом нефтедобычи по-прежнему остается Западная Сибирь. Основные работы вэтом регионе будут нацелены на поддержание объемов добычи. Сходная ситуация и вУрало-Поволжье, где снижение добычи началось еще до кризиса. Проекты поразработке тяжелых высоковязких нефтей из-за высокой себестоимости, скорее всего,будут заморожены.
Процессы вВосточной Сибири пойдут особенно болезненно, ибо там только начинаетсястановление добывающего района, идет период капитальных вложений. Бурение тамдороже, чем в Западной Сибири, инфраструктура слабо развита. Вокруг строящегосятрубопровода ВСТО следует ожидать оживления геологоразведки. В частности,проведение Газпромом («Севморнефтегазом») тендеров по разведке в Якутии можетявиться фактором развития сервиса в этом регионе. Оптимистично настроенныеэксперты прогнозируют рост рынка нефтесервиса в регионе в 5 – 10% в 2009 г.
Ситуация вТимано-Печорском регионе определяется тем, что регион обладает значительнымпотенциалом для развития, имеет удобные выходы к экспортным путям. Однакоосновные запасы углеводородов находятся в труднодоступных районах, в том числев прибрежной зоне или на шельфе. Многие месторождения требуют деятельнойдоразведки и подготовки к работе.
Стимулирующуюроль в развитии данного региона должно сыграть решение правительства о сниженииставки НДПИ для Тимано-Печорского региона и месторождений на шельфе.Активизации работ может способствовать приход в регион «Русвьетпетро», основныезаказы от которого, вероятнее всего, получит «РН – Бурение». Объемы работ вдругих регионах относительно невелики, и серьезного влияния на общее состояниерынка они не окажут.
В Украине,Казахстане, Туркмении, Узбекистане проводится политика ограничения допускаиностранных подрядчиков на местные рынки нефтесервиса. В СНГ сегодня интереснееработать не буровикам, а субсервисным компаниям, на что есть как минимум двепричины: «гибкость» субподрядных организаций (меньше оборудования, небольшойштат, отсутствие привязки к базам производственного обслуживания) и весомоепреимущество в части стоимости работ.
Возможностямидля выхода на рынки дальнего зарубежья обладают, в основном, крупные компанииили сервисные структуры ВИНК. Характерной чертой рынка нефтесервиса в некоторыхрегионах дальнего зарубежья является как физический, так и правовой риск. Крегионам «рискованного нефтесервиса» можно отнести Венесуэлу, Аргентину,Боливию, Нигерию. Цивилизованные условия работы (как, например, в Бразилии)требуют владения новейшими технологиями разработки месторождений, чем можетпохвалиться редкая российская компания.
Доля рынка,приходящаяся на аффилированные сервисные компании (среди них «Сургутнефтегаз»,«Газпром нефть – Нефтесервис», «РН – Бурение», «Татнефть – Бурение»),составляет примерно 50%. Даже в докризисных условиях в секторе предполагалосьсохранение status quo, а в нынешний период аффилированность является гарантиейжизнеспособности соответствующих компаний или подразделений. ВИНК могутрассчитывать на государственную поддержку, которая опосредованно скажется и наположении сервиса. Поэтому в ближайшее время доля сектора аффилированныхструктур вырастет. Крупные нефтегазодобывающие компании в первую очередь будутзагружать аффилированные мощности.
Факторомвыживания в кризисный период и конкурентоспособности в посткризисное время дляаффилированных сервисных компаний будет возможность сохраненияквалифицированных кадров.
Взлеткрупного независимого российского нефтесервиса, продемонстрированный впоследние 5 лет компаниями ССК, БК «Евразия», «Интегра», «Катобьнефть»,«Петроальянс», питал надежды на то, что в недалекой перспективе этот секторрасширится до 70 – 80% и будет поделен между 7 – 9 компаниями. Расширениесектора планировалось осуществить за счет поглощения конкурентоспособныхсредних и малых нефтесервисных компаний и за счет обновления паркаоборудования.
Кризиспомешал планам бурного развития. Компании сектора, столкнувшись с проблемойнехватки средств, в разы сокращают мощности и отказываются от программмодернизации и расширения. Несмотря на появление активов с низкой ценой,свободные средства на их покупку отсутствуют. Возможно создание альянсов междунезависимыми компаниями с целью усиления позиций в отношениях с заказчиками.Возможен рост доли рынка (с 18 до 20 – 22%) крупных компаний за счетвыдавливания средних и мелких компаний.
Основнойфактор выживания в кризисный период – сохранение базовых мощностей икомпетенций, диверсификация линейки услуг, а также возможность в небольшихпределах снижать цены при сохранении качества работ и услуг. Возможна поддержкакомпаний иностранными инвесторами.
Находившийсяв последние 3 – 4 года в фазе формирования и подъема сектор средних и малыхнезависимых российских сервисных компаний (текущая доля его оцениваетсяпримерно в 10%) сейчас испытывает наибольшие трудности. Тяжелее всех придется компаниям,которые были созданы «с нуля», в том числе с приобретением нового оборудования.
Средние поразмеру компании могли бы образовать здоровую конкурентную среду и статьхорошими «целями» для поглощения, однако падение заказов тормозит этот процесс.Затруднителен поиск партнеров, которые обеспечили бы финансирование компании.Вероятна утрата базовых мощностей и компетенций.
Мелкиекомпании переживают резкое сокращение объемов, держат низкие цены при среднемкачестве. Возможностей для модернизации мощностей нет. Вероятность ухода срынка мелких компаний существенно увеличивается.
Факторывыживания в кризисный период – концентрация на узкоспециализированном сегментеработ и услуг, технологические преимущества, вхождение в альянсы с крупныминефтесервисными компаниями или «чудо» – получение в условиях жесткойконкурентной борьбы хорошего заказа от крупной нефтяной компании.
Иностранныекомпании сохранят свои позиции на российском рынке ввиду безальтернативности ввысокотехнологичном сегменте и сполна используют свои технологические ифинансовые преимущества для умеренного расширения доли рынка, которая в текущиймомент составляет примерно 20% всего независимого сектора рынка и 90% рынкавысокотехнологичного сервиса.
Расширениебудет происходить за счет покупки малых и средних российских компаний, хорошозарекомендовавших себя, со связями в регионах. Начатая до кризиса скупкаотечественных активов, вероятно, продолжится. В скором времени следует ожидатьизвестий об очередных приобретениях иностранных компаний.
2.3Дефицит инвестиций нефтяной отрасли РФ
Общий дефицитинвестиций в нефтяной отрасли РФ в 2009 году превысит 200 млрд. рублей.
2008 год былотмечен в нефтяной отрасли процессом укрупнения производителей нефтегазовогооборудования, созданием комитета по стандартизации в нефтегазовом комплексе икрупным проектом в нефтехимии.
Дефицитинвестиций в 2010 году может составить 500-600 млрд. рублей.
Ненаблюдается роста инвестиций и в пятилетней перспективе. Согласно пятилетнему плану,который предусматривает бурение более 30 тысяч скважин, решение проблемыутилизации более 60 млрд. кубометров попутного газа, строительства установокдля первичной переработки нефти в 60 млн. тонн и вторичной переработки в более140 млн. тонн, объем инвестиций должен составить 7,6 трлн. рублей. Этот плануже имеет дефицит в 2,8 трлн. рублей. Это без учета затрат на освоение шельфа иреализацию проектов на новых рынках».
В 2009 годуинвестиции в нефтепереработку в России могут сократиться на 32 млрд. рублей, ав 2009-2011 годах — 224 млрд. рублей.
В 2008 годуналоговые поступления в бюджет РФ от нефтяной отрасли составили 4,4 трлн.рублей, дополнительные доходы в бюджет — еще 0,5 трлн. рублей.
Отрасльявляется крупнейшим налогоплательщиком, который обеспечивает порядка 43%поступлений в бюджет. Достигнутый в 2008 году объем производства позволилобеспечить рекордные поступления в бюджет в размере 4,4 триллионов рублей.
Нефтянаяотрасль обладает большим мультипликативным эффектом, оказывает сильное влияниена развитие других отраслей российской экономики. В связи с этим, наращиваниеинвестиционной активности в отрасли является наилучшей антикризисной мерой.
3. Перспективы развития нефтяного комплекса РФ
3.1 Нефтьи кризис. Прогноз добычи нефти по России до 2015 г в условиях кризиса
Примерно с IVквартала 2008 г. Россия оказалась вовлеченной в сферу общемирового финансовогокризиса и вступила в полосу рецессии своей экономики.
Трудно обстоитдело с прогнозами: что станет в ближайшие годы с экономикой России, насколькоглубоким окажется «дно» кризиса? В наибольшей степени это относится к«локомотиву» отечественной экономики – нефтяной сфере ТЭК. Что будет с нефтью,сейчас интересует практически каждого – от министра до рабочего.
Еще до началакризиса, а точнее – 21 августа 2008 г., Правительство РФ подвело итоги развитиястраны за 6 месяцев 2008 г. и рассмотрело прогноз социально-экономическогоразвития страны на 2009 – 2010 гг. по двум вариантам.
Вариант 1(инерционный) предусматривал увеличение добычи нефти (с ожидаемого в то времяза 2008 г. уровня – 492 млн. тонн) до 497 – 501 млн. тонн в 2009 – 2011 гг.
Вариант 2(инновационный) предполагал дальнейший неуклонный рост объема добычи нефти: в 2009 г. – до 503 млн. тонн, в 2010 г. – до 518 млн. т/год.
Оба указанныхварианта были рассчитаны при цене на нефть марки Urals – 112 долл/барр. в 2008 г., при последующем ее падении до 88 долл. – в 2011 г.
Не прошло иполугода, как стало ясно, что указанные планы развития ТЭК России претерпятсерьезные изменения.
Положение делв нефтяной отрасли, в первую очередь, определяется ценами на мировом рынке,динамика которых непредсказуема. Известно, что в середине 2008 г. она достигла спекулятивного пика в 147 долл./барр., а к концу года рухнула до 35 долл./барр.,или в 4,2 раза.
Современнаяситуация на рынке характеризуется высоким уровнем неопределенности и непредсказуемости.Что будет с нефтяными ценами в перспективе, не смогут предсказать дажеэкстрасенсы. В этих условиях нефтяным компаниям практически невозможносколько-нибудь достоверно планировать свою деятельность как на текущий, и так ипоследующие годы.
Низкие ценына нефть на мировом (и российском) рынках в ближайшие 2009 – 2010 гг. могутвызвать ряд стратегически значимых отрицательных явлений, а именно:
серьезноеснижение объемов эксплуатационного бурения на разбуриваемых месторождениях;
отказ отосвоения новых месторождений, ранее планировавшихся компаниями ко вводу;
отказ отбурения низкорентабельных по дебиту нефти скважин (очевидно, менее 50 т/сут.);
сокращениеобъемов капитального строительства и эксплуатационных затрат на добычу;
сокращениедействующего эксплуатационного фонда скважин, увеличенный вывод в неработающийфонд низкорентабельных, малодебитных и высокообводненных скважин;
сокращениеобъемов геолого-технических мероприятий и работ по увеличению нефтеотдачипластов;
полнаяостановка нерентабельных месторождений (до начала роста цены на нефть, видимо –до 60 долл/барр. и более);
переделнефтяного рынка между его «акулами» и основными «игроками» путем поглощенияслабых, в первую очередь мелких и средних добывающих предприятий.
Полностьюнормализовать ситуацию в отрасли не способно даже 5-кратное (с 500 долл./тонндо 100 долл./тонн) снижение экспортных пошлин на нефть, оперативно и почтисвоевременно сделанное Правительством РФ. Здесь необходимо введение новыхдополнительных налоговых послаблений недропользователям, а также упрощениенесовершенной и забюрократизированной системы управления нефтедобычей состороны госорганов, о чем неоднократно говорили руководители крупных ВИНК.
Понятно, чтовсе вышеперечисленные факторы весьма важны, но наиболее значимым для сохранениядобычи следует считать поддержание буровой активности российскихнефтедобывающих предприятий.
К сожалению,в 2009 – 2010 гг. не исключено, резкое (в 1,5 – 1,8 раза) сокращение объемовэксплуатационного бурения – до уровня 8 – 10 млн. м/год. Указанное снижение,несомненно, окажет существенное отрицательное влияние на уровни добычи нефти впоследующие 5 лет.
Рассмотримнесколько сценариев развития нефтедобычи по России до 2015 г.
Три вариантапрогноза добычи нефти на перспективу (рис. 1).
/>
Рис.1 Прогноздобычи жидких углеводородов по России до 2015 года с учетом кризиса
Вариант №1.«Гипотетический» («Если бы не было кризиса»), в котором объем проходки вэксплуатационном бурении поддерживается на уровне 13,5 – 13,0 млн м/год вплотьдо 2015 г. (таблица 1, 2).
Таблица 1 — Прогнозные показатели добычи жидких углеводородов по России до 2015 г.
Показатели Варианты Годы 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Добыча нефти, млн.т. / г 1 485 479 473 469 451 445 440 2 474 455 438 427 424 423 421 3 470 443 423 411 407 404 400Проходка, млн.м/
год
1 13,5 13,5 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 2 10,0 19,0 10,0 11,0 12,0 12,5 13,0 3 8,0 8,0 9,0 10,0 10,5 11,0 12,0 Ввод новых скважин, шт. 1 5 075 5 056 4 860 4 851 4 842 4 833 4 824 2 3 788 3 774 3 760 4 120 4 478 4 615 4 833 3 3 019 3 019 3 383 3 745 3 925 4 105 4 470Таблица 2 — Сравнение интегральных показателей вариантов нефтедобычи по России до 2015 г.
Показатели Варианты1
«Если бы не было кризиса
2
«Пессими-стический»
«Кризисный» Уровни добычи нефти, млн. т./год 2009 г. 485 474 470 2010 г. 479 455 443 2011 г. 473 438 423 Накопленная добыча нефти, млн. тонн за 2009 – 2015 гг. 3242 3063 2958 Накопленный объем эксплуатационного бурения, млн. м. за 2009-2015 гг. 92,0 78,5 68,5 Суммарный ввод новых скважин, тыс. скв. за 2009-2015 гг. 34,3 29,4 25,7Вариант №2.«Пессимистический» – падение объемов эксплуатационного бурения в 2009 – 2011гг. 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 последующемпостепенном ее увеличении до 12 млн. м – в 2015 г.
По результатампроведенных автором технологических расчетов (табл.1 и 2) можно дать следующиекомментарии.
«Если бы небыло кризиса» – добыча нефти по России поддерживалась бы на достаточностабильном уровне 470 – 480 млн. т/год с постепенным ее снижением до 440 млнт/год к 2015 г. (среднее падение 1,5% в год за период) – при сохранении объемовэксплуатационного бурения на уровне 13,5 – 13 млн. м/год.
Изпроведенных расчетов следует, что кризис неизбежно окажет отрицательное влияниена уровни добычи нефти и объемы эксплуатационного бурения по России. Однакопринципиально важно подчеркнуть, что никакой катастрофы с нефтедобычей в странеобществу ожидать не следует.
По всейвидимости, из рассмотренных вариантов развития нефтедобычи более вероятнымможно считать вариант 3, предусматривающий следующие уровни добычи нефти втаблице 3.
Таблица 3 –Уровни добычи нефти
Годы 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2009-2015 Добыча нефти млн. т/г 470 443 423 411 407 404 400 2958Таким образом,«Кризисный» вариант 3 характеризуется следующими ключевыми параметрами:
сокращениеобъема эксплуатационного бурения в 2009 – 2010 гг. до 8 млн. м/год споследующим его плавным увеличением до 12 млн. м в 2015 г.;
сокращениеввода новых скважин в 2009 – 2010 гг. в 1,8 раза (до 3 тыс. шт.) против уровня 2008 г.;
увеличениетемпов падения добычи нефти, которая снизится против предыдущего года (табл. 4и 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 годовыхуровней 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 резкомснижении 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 былокризиса») 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 за2009 – 2015 гг. – на 284 млн. тонн (-8,8 %).
Из-зазначительной инерционности процесса разработки месторождений углеводородногосырья в стране основные потери в добыче нефти (50 – 58 млн. т/год), из-завлияния кризиса проявятся позднее – в 2011 – 2012 гг. При этом в варианте 3 в2009 – 2015 гг. будет введено в эксплуатацию на 8675 скважин меньше, чем вварианте 1 («Без кризиса»).
Попутноинтересно отметить, что полученная в Варианте 3 прогнозная кривая падениядобычи нефти в 2008 – 2011 гг. почти повторяет (в зеркальном отображении)кривую роста фактической добычи нефти в предыдущий до пика период – 2003 – 2006гг.
Также нужноуказать, что при реализации программы развития добычи нефти по России поварианту 3 («Кризисному») в период 2009 – 2015 гг. на ведение буровых работ вобъеме 68,5 млн. м потребуется капвложений ориентировочно 1,37 трлн. рубл. (илиоколо 40 млрд. долл.), а общие капитальные затраты (с учетом обустройстванефтяных месторождений) могут составить 2,89 трлн. руб. (или 83 млрд. долл.).
3.2Преодоление кризиса
Основныепроблемы нефтесервисных компаний давали о себе знать и в докризисный период;это:
устаревшиетехнологии,
недостатокквалифицированных кадров,
неудовлетворительноетехническое состояние оборудования,
преобладаниепостоянных затрат в структуре себестоимости.
Целямилиберализации нефтесервисного рынка были стремление преодолеть хроническуюнедоинвестированность важной для экономики страны отрасли и создание гибкойсистемы отношений «заказчик — подрядчик».
Кризис можетлегко разрушить еще не окрепшую систему новых отношений на нефтесервисномрынке. Однако кризис стоит использовать для создания конкурентных преимуществ впосткризисное время. Подумать придется не только над организационно-техническимипроблемами отдельных предприятий, но и над системой отношений в отрасли вцелом.
Радикальноеобновление технологий отечественного нефтесервиса – вопрос его выживания. Новыетехнологии нефтесервиса должны обеспечить работу отрасли в условиях истощенияразрабатываемых месторождений, растущей трудности условий разведки и добычи.
Экспертысходятся во мнении, что серьезные компании должны финансировать НИОКР, чтобы кокончанию кризисного периода предложить рынку новые технологии. В посткризисныйпериод конкуренция будет гораздо жестче.
Альтернативойкрупным инвестициям могут стать преобразования организации производства, несвязанные с нарушениями технологии. По нашим оценкам, эти резервы составляют до20% затрат; их использование поможет поднять производительность компании внесколько раз.
Кадровыйвопрос на стадии бурного развития нефтесервиса стоял наиболее остро –квалифицированные рабочие и управленческие кадры было очень трудно найти, а ихдороговизна в известной мере была обусловлена их мобильностью.
Сейчас струдом собранные кадры приходится сокращать. Специалисты уходят в добывающиекомпании, в другие отрасли. В первую очередь уходят высококвалифицированныеработники. Молодежь не идет в буровые компании, ибо в трудный момент еесократят в первую очередь.
На первыйплан выходят мероприятия по удержанию квалифицированного персонала и подготовкекадрового резерва на случай разворачивания работ. Преимущество необходимоотдавать сотрудникам, которые являются носителями лучшей практики работы предприятияи/или способны к генерации новых полезных решений; тем, кто в период подъемасможет восстановить масштабы деятельности предприятия и кто в период кризисасумеет работать по нескольким направлениям, помогая коллегам.
Известно, чторасходы, связанные с владением буровым оборудованием, ремонтом и обслуживанием,составляют более половины себестоимости буровых работ. Поскольку рынокпоставщиков «технической готовности» только начал формироваться, указанныезатраты остаются для буровой компании постоянными. Поэтому компании и стремятсяизбавиться от такого «генератора затрат». Перспективы же участия в тендерах недают свести к минимуму парк оборудования.
В связи ссокращением объемов производства целесообразен вывод (консервация) излишнихмощностей. Однако не нужно забывать о должном отношении к выведенномуоборудованию – его исправность и работоспособность должны поддерживаться науровне, обеспечивающем быстрое разворачивание при изменении ситуации вблагоприятном направлении.
Управлениесебестоимостью нефтесервиса остается трудной проблемой, решение которой пока неполучено.
Сметнаяметодика не позволяет сервисному подрядчику управлять своей себестоимостью:смета для него – инструмент управления выручкой, а не затратами. Методическийподход к планированию и анализу экономики сервисного предприятия середины1980-х гг. предполагал, что подавляющее большинство (до 90%) затратклассического бурового предприятия, имеющего в своей структуре вспомогательныепроизводства и другие избыточные активы, относится к постоянным. Поэтому нетничего более рискованного, чем сохранять структуру такого предприятия вусловиях резкого падения объемов.
Средством«выпрямления» затрат является аутсорсинг. Так, прокатом бурового оборудования,услугами энергетического и транспортного обеспечения предлагается пользоватьсятолько по мере работы по полученным контрактам. По такому пути пошли многиебуровые компании, образовавшиеся из классических УБР. Стоимость собственногоили аффилированного сервиса крупных нефтяных компаний (во многом сохраняющегоклассическую структуру) выше рыночного уровня в 1,5 – 2 раза.
Аутсорсинговаясхема может эффективно работать при выполнении как минимум двух условий:
существуетхорошо налаженное управление проектами строительства скважин (на уровне головнойкомпании);
междупартнерами установлены прочные правовые отношения, позволяющие контролироватькачество субподрядных работ и их финансирование.
Итак,необходимы новые методы планирования и оценки экономической эффективностиработы сервисных компаний, а также методы расчета экономической эффективностиинноваций, связанных не только с технологической, но и с организационнойстороной сервисного бизнеса, учитывающие изменившуюся структуру отношений нарынке нефтесервиса.
Структуранефтесервисного рынка России далека от оптимальной. В России на 7 нефтяныхкомпаний приходится 90% рынка бурения. При этом около 50% рынка принадлежитаффилированным сервисным структурам пяти нефтяных компаний, еще 18% приходитсяна четыре независимые сервисные компании. По «закону соответствия масштабов»крупные заказчики работают с крупными подрядчиками. Следует учесть, что забольшинством обозначившихся в России центров отраслевой интеграции стоитиностранный капитал. Поэтому места для отечественных независимых сервисныхкомпаний на рынке почти не остается.
Другимфактором развития сектора средних и малых нефтесервисных фирм являетсяналаженная система аутсорсинговых отношений «сервис – субсервис». В Россиисистема аутсорсинговых отношений в нефтесервисе пока еще не достигла той степенизрелости, когда можно говорить об устойчивых связях. Поэтому говорить оразвитии средних и малых нефтесервисных компаний не приходится до тех пор, покане изменится структура заказчиков.
Доля среднихи малых нефтесервисных компаний на рынке может увеличиться, если будутразвиваться средние и малые нефтяные компании. Объективный повод к такомуразвитию – переход все большей доли месторождений в категорию малопродуктивныхили трудноразрабатываемых.
Послестабилизации ситуации необходима реформа законодательства в целях поддержкималого и среднего бизнеса в области нефте- и газодобычи. Только небольшойбизнес может «вытянуть» экономику в период кризиса, ибо он охотнее принимает насебя риск. Создание комфортных условий для деятельности небольших нефтяныхкомпаний автоматически приведет к оживлению малых и средних нефтесервисныхкомпаний.
19 марта 2009 г. Минприроды подготовило предложения по дифференциации НДПИ для мелких месторождений, в которыхсчитается целесообразным распространить применение вычетов из НДПИ инвестиций вгеологоразведочные работы и инновационные технологии по разработке мелких итрудноизвлекаемых запасов.
Даже еслиструктура соответствия «заказчик – подрядчик» на нефтесервисном рынке неизменится, имеются средства, способствующие оздоровлению рынка в целом. Такимсредством может стать организация некоммерческого партнерства (илиобщероссийского реестра) нефтесервисных компаний с привлечением рейтинговогоагентства, оценивающего подрядчиков. Можно ожидать, что такая организация будетспособствовать снижению издержек нефтегазодобывающих компаний, повышениюкачества работ и услуг подрядчиков, снижению взаимных рисков заказчиков иподрядчиков.
Заключение
Нефтянаяпромышленность России – стратегически важное звено в нефтегазовом комплексе –обеспечивает все отрасли экономики и население широким ассортиментом моторныхвидов топлива, горюче-смазочных материалов, сырьем для нефтехимии,котельно-печным топливом и прочими нефтепродуктами. На долю России приходитсяоколо 13% мировых запасов нефти, 10% объемов добычи и 8,5% её экспорта. Вструктуре добычи основных первичных энергоресурсов на нефть приходится около 30процентов.
В целомресурсная база нефтяной и газовой отраслей ТЭК страны позволяла обеспечитьбесперебойное снабжение экономики и населения топливом.
Нефтянаяпромышленность РФ обладает большой устойчивостью и положительнойинерционностью.
Однакоосновными проблемами остаются:
высокаястепень износа основных фондов;
недостатокинвестиционных вложений;
высокаястепень зависимости нефтегазового сектора России от состояния и конъюнктурымирового энергетического рынка;
влияниекризиса.
Сколько-нибудькатастрофического падения добычи нефти из-за кризиса ожидать не следует.
В сложившихсякризисных условиях (из-за низких цен на нефть) один из вероятных сценариевразвития нефтяной отрасли России может сопровождаться значительным сокращениемобъемов эксплуатационного бурения – до 8 млн. м/год в 2009 – 2010 гг.
Вследствиеэтого уровни добычи нефти по России могут снизиться до: в 2010 г. – 443 млн. тонн, в 2011 г. – 423 млн. тонн, 2015 г. – 400 млн. тонн.
Из-за влияниякризиса недобор нефти в 2009 – 2015 гг. (по сравнению с вариантом «безкризиса») оценивается в 284 млн. тонн (в среднем на 40 млн. т/год, или 8,8% вгод), объем проходки может сократиться за указанный период на 23,5 млн. м, вэксплуатацию не будет введено 8675 новых скважин.
В сложившихсяусловиях нефтяная промышленность России нуждается в дальнейшем целенаправленномснижении налогового бремени с целью стимулирования поддержанияэксплуатационного бурения, ввода новых скважин, реализации планов по освоениюновых нефтяных месторождений с целью наращивания задействованной в нефтедобычересурсной базы углеводородного сырья.
Присвоевременном «адекватном» изменении законодательства РФ (НДПИ, экспортнаяпошлина и др.) падение цены на нефть на мировом рынке до уровня 50 долл./барр.для нефтяной отрасли России не является критичным.
Можнопредположить, что возобновление многолетнего устойчивого развития нефтяногокомплекса России может начаться при росте цены на нефть марки Urals на мировомрынке до уровня не ниже 70 – 80 долл./барр.
Несмотря на глобальноевлияние кризиса (ожидаемое сокращение добычи нефти, и соответственно, ееэкспорта за рубеж) Россия останется крупнейшим игроком на мировом нефтяномрынке до 2015 г. и в последующий период.
Список использованных источников
1. Андреев А.Ф., ДунаевВ.Ф., Зубарева В.Д. Основы проектного анализа нефтяной и газовой промышленности– Москва, Акрил, 2005;
2. Лаффлер У.Л.Переработка нефти – М., ЗАО «Олимп-Бизнес», 2009. – 224с.;
3. Богданчиков С.М.Технологии – наш путь к лидерству // Роснефть, Вестник компании. 2008. № 63;
4. Заложники барреля //Нефтесервис. 2008. № 4 (41). С. 11 – 12;
5. Махов П. Буровойнефтесервис заминирован? // Нефтегазовая вертикаль, 2009. № 4;
6. Скиткин К.В. Времядействовать // Нефтесервис. 2008. № 4 (41). С. 16 – 19;
7. Шаповалов А.Г.Планирование, финансирование и экономическое стимулирование буровых работ. М.:Недра. 1986. 229 с.
Задачи
Задача 1.
Индивидуальныйпредприниматель Ибрагимов, проживающий в г. Стерлитамак, добывает гравий дляличных целей и реализации. Какова будет ставка уплачиваемого НДПИ?
Решение:
И.П.Ибрагимов обязан вести раздельный учет полезных ископаемых, добываемых дляпредпринимательской деятельности и для личного пользования, т.к. в соответствиисо ст. 336 п.2 подпункт 1:
«В целяхнастоящей главы не признаются объектом налогообложения:
1) общераспространенные полезные ископаемые и подземные воды, нечислящиеся на государственном балансе запасов полезных ископаемых, добытыеиндивидуальным предпринимателем и используемые им непосредственно для личногопотребления…»
Значит тачасть гравия, которая предназначена для личного пользования не будет облагатьсяНДПИ.
Часть гравия,которая предназначена для реализации будет облагаться НДПИ по ставке 5,5% всоответствии со ст. 342 п.2 «Если иное не установлено пунктом 1 настоящейстатьи, налогообложение производится по налоговой ставке:
5,5 процентапри добыче:
сырья радиоактивныхметаллов;
горно-химическогонеметаллического сырья (за исключением калийных солей, апатит-нефелиновых,апатитовых и фосфоритовых руд);
неметаллическогосырья, используемого в основном в строительной индустрии;
солиприродной и чистого хлористого натрия;
подземных промышленных и термальных вод;
нефелинов,бокситов…»
Задача 2.
Организациейв феврале текущего года добыто 2 тонны родниковой воды, 5 тонн минеральной и 2тонны воды из других пресноводных источников.
Реализовано:
бутылированнойродниковой воды – 2 тонны;
бутылированнойминеральной воды – 3 тонны;
реализовано вцистерне 1 тонна минеральной воды;
минерализовано,бутылировано и реализовано 2 тонны пресной воды.
Остальнаяминеральная вода была отпущена на источнике в лечебных целях.
Плательщикомкаких налогов (платежей) является организация и по каким ставкам (с указаниемнормативного документа)?
Решение:
Всоответствии со ст. 342 п.1 НК РФ, минеральная вода, используемаяналогоплательщиком исключительно в лечебных целях без их непосредственнойреализации (в т.ч. обработки, подготовки, переработки, розлива в тару) подлежатналогообложению по ставке 0%.
Т.о. объемводы, отпущенный на источнике в лечебных целях, подлежит налогообложению поставке 0% и составит: 5-3-1 = 1 т.
Всоответствии с п.2 ст. 342 НК РФ, если иное не установлено п.1 указаннойстатьи, налогообложение при добыче минеральных вод производится по ставке 7,5%
Следовательно,минеральная вода, бутылированная и реализованная в объеме 3 т. и реализованнаяв цистерне в объеме 1 т., т.е. всего 4 т., подлежит налогообложению по ставке7,5%.
Пресная иродниковая вода облагается водным налогом. В данной задаче не указанэкономический район и бассейн реки, озера, то возьмем Поволжский район изпрочих рек и озер.
В соответствиисо ст.333.12 п.1 НК РФ, водного налога по ставке 264р. за 1 тыс. куб. м. воды,забранной из поверхностных водных объектов (2 т) и 342 р. за 1 тыс. куб. м.воды, забранной из подземных источников (2т).
Задача 3.
ЗАО «Восток»за свой счет провело разведку месторождения каменного угля и занялось егоразработкой. В январе 2008 г. общество добыло 50000 т угля, а реализовало 30000т. Выручка составила 150000000 руб.
Рассчитатьсумму НДПИ, которую ЗАО «Восток» должно уплатить за январь.
Решение:
1)Рассчитаемналоговую базу:
150 000 тыс.руб. / 30 000т. = 5 тыс. руб. за тонну – стоимость единицы добытого полезногоископаемого.
5 * 50 000 т.= 250 000 тыс. руб. – стоимость всех добытых ископаемых.
2) 250 000тыс. руб. * 4% /100% *0,7 = 7000 тыс. руб.
Всоответствии со ст.342 п.2 НК РФ
«4,0 процентапри добыче:
торфа;
углякаменного, угля бурого, антрацита и горючих сланцев;
апатит-нефелиновых,апатитовых и фосфоритовых руд;…»
«Налогоплательщики, осуществившие за счет собственных средствпоиск и разведку разрабатываемых ими месторождений полезных ископаемых илиполностью возместившие все расходы государства на поиск и разведкусоответствующего количества запасов этих полезных ископаемых и освобожденные посостоянию на 1 июля 2001 года в соответствии с федеральными законами ототчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы при разработке этихместорождений, уплачивают налог в отношении полезных ископаемых, добытых насоответствующем лицензионном участке, с коэффициентом 0,7.»
Сумма НДПИ =7 000 руб.
Задача 4.
Организация в2008 году на основе договора купли-продажи осуществила на землях, находящихся вФедеральной собственности, заготовку крупной деловой древесины (кедра) без корыв порядке сплошных рубок главного пользования с использованиемканатно-подвесной установки (лесосека расположена на склонах с крутизной более20 градусов). Рассчитать плату по договору, если лесопользование производится вАрхангельско-Вологодском лесотаксовом районе; расстояние вывозки 115 км, ликвидный запас древесины на корню – 190 плотных куб. метров на 1 гектаре. Заготовлено 6000 куб. метров.
Решение:
Всоответствии с Постановлением Правительства РФ от 22. 05.07 №310 «О ставках заединицу объема лесных ресурсов и ставках платы за единицу площади лесногоучастка, находящегося в Федеральной собственности» имеем.
т.к. расстояниедо вывозки 115 км, значит используется 7 разряд такс и ставка платы равна 41,4руб. за 1 плот. куб. м.
Т.к. Всоответствии с п. 7 Постановления Правительства №310 «Ставки при проведениисплошных рубок корректируются с учетом ликвидного запаса древесины на 1 гектарелесосеки путем их умножения на следующие коэффициенты:
а) 0,9 — приликвидном запасе древесины до 100 плотных куб. метров на 1 гектар;
б) 1 — приликвидном запасе древесины от 100,1 до 150 плотных куб. метров на 1 гектар;
в) 1,05 — приликвидном запасе древесины от 150,1 и более плотных куб. метров на 1 гектар.»
Соответственно,данная ставка корректируется на коэффициент 1,05.
Всоответствии с п.8 данного Постановления «На лесосеках, расположенных на склонахс крутизной свыше 20 градусов, применяются следующие корректирующиекоэффициенты:
а) 0,7 — прииспользовании канатно-подвесных установок;
б) 0,5 — прииспользовании вертолетов.»
Значит,данная ставка корректируется и на коэффициент 0,7.
Всоответствии с ФЗ №198 ФЗ от 24.07.07г «О федеральном бюджете на 2008 год и наплановый период 2009 и 2010 годов» ст.3:
«Ставки платыза единицу объема древесины, заготавливаемой на землях, находящихся вфедеральной собственности, установленные Правительством Российской Федерации в2007 году, применяются в 2008 году с коэффициентом 1,15.»
Ставка платыбудет равна: 41,4 * 1,05 * 0,7 * 1,15 = 34,993 руб.
Округлим до0,1 и получим ставку 35 руб. за 1 плот. куб. м.
Заготовлено 6000 куб. м., значит 6000 * 35 = 210 000 руб. – плата по договору.
Лабораторныйпрактикум
Изучитепорядок заполнения налоговой декларации по налогу на добычу полезныхископаемых, утвержденный Приказом Минфина РФ от 29 декабря 2006 г. N 185н «Об утверждении формы налоговой декларации по налогу на добычу полезных ископаемых иПорядка ее заполнения»;
2. Найдитевеличину Кц в подзаконных актах ФНС (коэффициент Кв примите условно = 1)
Составьтерасчет налога на добычу полезных ископаемых на бланке налоговой декларации последующему условию:
ОАО«Нефтеинвест», которое находится в г. Тюмени, имеет три лицензии на добычунефти. В Ханты-Мансийском автономном округе[1] (лицензия ХМН 12345 НЭ)в январе 2009 года было фактически добыто 210 т нефти. Фактические потерисоставили 15 т, норматив потерь — 5%. По данным утвержденного государственногобаланса запасов, на 1 января 2006 года начальные извлекаемые запасы составили 2500 000 т, накопленная добыча (на ту же дату) — 2 220 000 т.
На основаниилицензии ХМН 34567 НЭ организацией фактически было добыто 220 т нефти.Фактические потери составили 10 т, норматив потерь — 4%. По даннымутвержденного государственного баланса запасов, на 1 января 2006 года начальныеизвлекаемые запасы нефти составили 880 000 т, накопленная добыча (на ту жедату) — 810 000 т. Поиск и разведка месторождения велись за счет средстворганизации, и по состоянию на 1 июля 2001 года она была освобождена от уплатыотчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.
В Иркутскойобласти[2] (лицензия ИРК 23456 НЭвыдана 1 января 2007 года) в январе 2008 года добыто 120 т нефти. Фактическиепотери составили 1,5 т, норматив потерь — 3%.
Кроме того,налогоплательщик по лицензии ХМН 23456 ТЭ добыл 50 тонн (с учетом потерь) пескаприродного строительного для использования на технологические нужды.
Прямыерасходы по добыче полезных ископаемых составили 36100 руб.; стоимость остатканезавершенного производства на 01.01.2008 – 7020 руб., на 01.02.2008 – 38540руб. внереализационные расходы, относящиеся к добытым полезным ископаемым, — 3300 руб. косвенные расходы, относящиеся к добытым полезным ископаемым, — 27010руб., косвенные расходы, используемые для расчета косвенных расходов, связанныхс добычей полезных ископаемых, — 1350 руб.
Общая суммапрямых расходов по всем видам деятельности за налоговый период – 83500 руб.
Письмо ФНС от16 июля 2009г. №ШС – 22 – 3/573@ «О данных, необходимых для исчисления НДПИ вотношении нефти за июль 2009 г.»
ФНС доводитдля использования в работе данные, применяемые для расчета НДПИ в отношениинефти за июль 2009 г. средний уровень цен нефти сорта «Юранс» насредиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья – 68,22 долл. США забаррель.
Среднеезначение курса доллара США к рублю РФ установлено ЦБ РФ, за все дни налоговогопериода 31,0270; значение коэффициента Кц = 6,3267.
По первомуучастку недр (ХМН 12345 НЭ) предел для нормативных потерь составит: (20+15)* 5% = 11,25
Фактическиепотери превышают данный предел, поэтому в графе раздела 2 таблицы «Данные околичестве добытого полезного ископаемого по участкам недр». А по коду 4000(налогообложение по общеустановленной налоговой ставке без применениякоэффициента 0,7 гр.5) в графе 6 организация должна записать 213,75т. (210т +15т – 11,25 т). Это количество фактически добытого полезного ископаемого исверхнормативные потери.
Степеньвыработанности запасов участка недр составляет 0,88 (2 200 000 т. / 2 500 000т.).Это значение превышает уровень 0,8. На основании п.4 ст. 342 НК РФ значениекоэффициента Кв по данному участку рассчитывается так:
Кв=3,8-3,5 * />Nо /V, где
Nо – сумманакопленной добычи нефти на конкретном участке недр (вкл. потери при добычи) поданным гос. баланса запасов полезных ископаемых, утвержденных в году,предшествующим году налоговой периода.
V – начальныеизвлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетомприроста и списания запасов нефти.
Кв = 3,8-3,5* (2 200 000 / 2 500 000) = 0,72.
Это значениеотражается по графе 7 таблицы раздела 2.
На второмучастке недр (ХМН 34567 НЭ) степень выработанности равна 810 000т / 880 000т =0,92 (>0,8).
Соответственнотак же, как и по первому участку недр, будет применяться понижающий коэффициентКв, который составит 0,5784. (3,8 – 3,5 * (810 000т / 880 000т)).
Посколькупоиск и разведка указанного месторождения были осуществлены за счет средстворганизации при расчете налогов будет использоваться коэффициент 0,7.
Нормативныйпредел потерь по данному месторождению составит:
(220т + 10т)* 4% = 9,2т.
Фактическиепотери превышают данный предел, поэтому в гр. 4 по коду 1010 указывается 9,2т.
В графе 5указывается код основания налогообложения по общеустановленной ставке – 2000(налогообложение с применением коэффициента 0,7). По гр. 6 отражаютсяколичество фактически добытой нефти – 220 т.
По нефти,добытой на третьем участке недр по лицензии ИРК 23456 НЭ применяется льгота всоответствии с подпунктом 8 п.1 ст. 342 НК РФ. Код основания налогообложения вданном случае – 1065. По данному коду отражается все количество добытогополезного ископаемого – 121,5 т. Нормальные потери указывать не следует.
Строка 090: 3300 + 27 010 + 1 350 * 36 100 / 83 500 = 30 893, 652 руб.
Далеезаполняется таблица (код строки 110), необходимый для распределения суммырасходов по полезным ископаемым.
По графе 4отражается общее количество добытого полезного ископаемого по всем кодамналогообложения.
По нефти этавеличина определяется так:
210т. + 15т.+220т. +10т. + 120т. +1,5т. = 576,5 т.
Всего с учетомпеска получится
576,5 т. +50т. = 626,5 т. (в стр. 120)
Доля песка вобщем количестве добытых полезных ископаемых равна
50 т / 626,5= 0,0798.
Эта величинаопределяется в графе 5.
А в графе 6записывается сумма расходов по добыче песка:
35473,65 т. *0,0798 = 2830,8 руб.
Соответственнов разделе 2, заполненном в отношении природного строительного песка по строке070 будет указана стоиомсть единицы добытого полезного ископаемого: 2830,80 /50т. = 56,62 руб. /т.
Назаключительном этапе заполняется раздел 1.
По нефтисумма налога составит (с учетом коэффициента 0,7:
213,75 т. *419 руб. /т. * 6,3267 * 0,72 + 220т * 419 руб/т. *6,3267 *0,7 = 407971,35 +646234,3 = 1054206 руб.
Теперь этусумму налога согласно требованиям 343-й ст. НК РФ следует распеределить междуучастками недр пропорционально количеству добытого полезного ископаемого накаждом из них.
Общееколичество добытой нефти уже было определено – 576,5т. Сумма налога,подлежащего уплате в бюджет по месту нахождения первых двух участков недр (ОКАТО89111111111) рассчитывается так:
[(210т+15т+220т +10т): 576,5 т.] * 1 054 206 руб. = 832 027 руб.
Величинаналога, подлежащего уплате в бюджет по месту нахождения третьего участка недр(38222222222 ОКАТО) определяется в аналогичном порядке и составит:
(121,5 т.:576,5т.) * 1 054 206 = 222 179 руб.
Несмотря нато, что на территории Иркутской области организацией добыта нефть, облагаемаятолько по налоговой ставке 0 руб., действующий порядок распределения суммыналога предполагает, что в данной области налог все равно будет уплачиваться.Разумеется, за счет нефти, которая добыта в другом субъекте РФ.
По пескусумма налога будет равна:
50 т. * 56,62руб. /т. * 5,5% = 156 руб.