Ценовая политика нефтегазового комплекса

lign:justify">С другой стороны, многие эксперты отмечают, что решение об открытии новой сырьевой биржи в Санкт-Петербурге и переносе туда торговли российской нефти марки REBCO было абсолютно правильным. Россия сегодня - крупнейший оператор торговли сырьем и основной поставщик нефти и нефтепродуктов на Европейский рынок. Поэтому было бы логично иметь у себя такую биржу и собственным товаром обеспечивать работу этой биржи.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Основные факторы, влияющие на уровень цен нефти на предприятии

 

3.1. Выработанность запасов.

 

Нефтяной потенциал России – это около 13% мировых разведанных запасов нефти, более 2270 нефтяных, нефтегазовых и нефтеконденсатных месторождений, 1223 из которых pазpабатываются. Месторождения нефти расположены в 37 субъектах РФ, но в основном – в Западной Сибиpи, Уpало-Поволжье и на Европейском Севере. Около 80% разведанных запасов приходится на районы суши с развитой инфраструктурой. Большая их часть сосредоточена в 12 уникальных и 138 крупнейших и крупных месторождениях.

Более половины запасов нефти в стане разведаны в Ханты-Мансийском АО. Здесь обнаружены около 300 залежей нефти. Почти 90% разведанных запасов сосредоточены в крупных и крупнейших месторождениях – Самотлоpское, Кpасноленинское, Пpиобское, Федоpовское, Мамонтовское, Ваpьеганское и др.

В России в течение последних 15 лет отмечается негативная тенденция по воспроизводству минерально-сырьевой базы и прежде всего в нефтяной отрасли. На сегодня более 75% месторождений нефти вовлечены в промышленное освоение, и при этом их средняя выработанность приближается к 50%. Выработанность нефтяных пластов крупнейших российских месторождений Урало-Поволжья превышает 75-85%, а Западной Сибири – 60-75%. Прирост извлекаемых запасов нефти за счет разведочных работ существенно меньше её добычи и списания запасов.

В России почти нет уже самоизливающихся скважин: нефть приходится поднимать насосами, станками-качалками или иными механизированными способами – трудо- и энергоемкими.

Половина разведанных запасов нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений России выработана. И все-таки страна прочно удерживает лидирующее место в мире по запасам топливно-энергетического сырья. Разведанной нефти больше, чем у нас, только в Саудовской Аравии, где сконцентрирована почти четверть мирового «черного золота».

В частности месторождения Татнефти характеризуются высоким уровнем выработанности запасов (месторождения выработаны более чем на 80%). Запасы компании составляют более 800 млн. т и постепенно снижаются. В результате компания ограничена в объемах добычи, несмотря на благоприятную рыночную конъюнктуру. Кроме того, сохранение текущего уровня добычи, а также приобретение и освоение новых месторождений требуют значительных инвестиций, что может отразиться на долговой нагрузке Татнефти.

В случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле:

Кв = 3,8 - 3,5 x (N/V),                                             (3.1)

где N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв;

V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.

              В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр превышает 1, коэффициент Кв принимается равным 0,3. В иных случаях коэффициент Кв принимается равным 1.

 

 

3.2. Обводненность месторождений.

 

Обводненность месторождений — насыщенность массива горных пород подземными водами, которая определяет величину ожидаемого притока воды в выработке и осложняет ведение горных работ. Обводненность месторождений оценивается на стадии геологической разведки месторождений, на основе определения параметров гидрогеологических и инженерно-геологических факторов, а также на основе прогноза ожидаемых притоков воды в выработке и поведения горных пород при их обводнении. Критерием оценки степени обводненности месторождений является тип месторождения по обводнённости.

Обводнение месторождений — коренной вопрос современности российской нефтегазовой отрасли

Производство углеводородов в России за последние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на первое место в мире по добыче не только газа, но и нефти. Вместе с тем, в нефтегазовой отрасли накопились серьезные проблемы, которые, если ими не заниматься срочно и масштабно, могут подорвать достигнутый высокий уровень производства. Среди таких проблем одной из основных остается постепенное увеличение средней обводненности продукции нефтяных скважин, которая уже превысила 83%. Еще более важной является проблема обводнения газовых месторождений России.

Печальный опыт обводнения нефтяных месторождений начал копиться практически вместе с началом нефтедобычи в России. В революционном 1905 году, когда в Бакинском районе, дававшем тогда 95% нефтедобычи страны, шли продолжительные стачки, работы на промыслах были остановлены. Наблюдалось резкое снижение добычи, упавшей на 50% по сравнению с предыдущими двумя годами. Во многих скважинах без эксплуатации был нарушен правильный режим, и в результате часть скважин вместо нефти начали давать только воду, т.е. эти скважины погибли навсегда. Даже к 1913 г. в Бакинском нефтеносном районе не удалось восстановить уровень добычи, который был до 1905 г., хотя количество скважин возросло многократно.

В период с 1998 г. по 2008 г. средняя обводненность продукции при добыче нефти в целом по России увеличилась на 5,3%. Значения этого важнейшего показателя по основным добывающим компаниям представлены ниже.

Таблица 3.1.

Объемы добычи жидкости, нефти и обводненность продукции основных нефтяных компаний России за 2008 г.

Компании	Добыча жидкости, тыс. т.	Добыча нефти, тыс. т.	Обводненность, %
НК «Башнефть»	139,4	12,26	91,2
«ЛУКОЙЛ»	217,2	62,18	75,4
«Роснефть»	40,8	13,51	69,5
«Сибнефть»	49,8	17,20	67,2
«СИДАНКО»	92,8	12,95	79,1
«СлавНефть»	96,2	12,27	87,6
«Сургутнефтегаз»	248,3	40,62	84,5
«Тюменская НК»	263,3	28,58	92,4
«Татнефть»	136,6	24,34	82,4
Всего по России	1580,9	323,2	83,1

 

На рис. 3.1. даны графики изменения годовых объемов добычи нефти и обводненность продукции за период с 1990 г. по 2005 г. Не слишком благоприятная динамика доказывает актуальность проблемы борьбы с обводнением нефтяных месторождений России.

Рис. 3.1. Динамика добычи годовых объёмов нефти (тыс.т) и обводненности продукции (%) в России (1990-2005)

 

3.3. Межремонтный период.

 

При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают те или иные неполадки, как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием.

              Каждую действующую скважину приходится останавливать для плавного – предупредительного или текущего ремонта. Простои их (перерывы в эксплуатации) всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, как-то: ремонтом наземного оборудования,  прекращения подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т.д.

Межремонтный период — время между двумя последовательно проводимыми (очередными) плановыми капитальными и средними ремонтами оборудования, а также между вводом оборудования в эксплуатацию и его первым плановым капитальным ремонтом. Межремонтный период регламентируется системой планово-предупредительных ремонтов оборудования. Продолжительность межремонтного периода зависит от типа производства и вида оборудования.

В течение межремонтного периода для поддержания оборудования в исправном состоянии осуществляются текущие (малые) ремонты и осмотры, количество и последовательность которых определяются системами регламентированного технического обслуживания. [6;207]

ОАО "Татнефть" по-прежнему сохраняет один из самых высоких показателей межремонтного периода (МРП) работы скважин среди крупных предприятий нефтяной отрасли России. К началу 2011 года МРП по Компании достиг 1 041 сутки. Увеличение межремонтного периода работы скважин достигнуто за счет использования инновационных технологий, внедрения современного оборудования и повышения качества ремонтных работ на скважинах. За 2010 количество ремонтов скважин снизилось на 3,6 %, что позволило увеличить межремонтный период (МРП) работы скважин на 3 процента. За последние 10 лет МРП по Компании увеличился почти в 2 раза.

Увеличение межремонтного периода для нефтяников означает дальнейшее увеличение периода безаварийной работы оборудования, уменьшение простоев скважин в ожидании ремонта, снижение затрат на поддержание фонда в работоспособном состоянии. Это ведет к значительной экономии средств и ресурсов Компании.

Сегодня перед специалистами "Татнефти", работающими в тесном взаимодействии с коллегами из управляющих сервисных компаний, стоит задача по дальнейшему увеличению данного показателя до уровня ведущих зарубежных компаний.

 

3.4. Налоговая составляющая в цене продукции.

 

Современное промышленное предприятие выплачивает в общей сложности около 30 налогов и сборов. При этом совокупности платежей, взимаемых с хозяйствующих субъектов разных отраслей, существенно различаются. Эти различия влияют на конечные результаты деятельности предприятий, т.е. неодинакова степень воздействия налоговой системы на хозяйствующий субъект.

Ведущая роль нефтяной отрасли для экономики нашей страны и республики в частности вряд ли кем может подвергаться сомнению. "Нефтянка" - это и основной налогоплательщик, и поставщик валюты, и создатель новых рабочих мест в Татарстане.

Фактом является и то, что бюджет всей России в значительной части формируется за счет поступлений от нефтяной отрасли. ОАО Татнефть – открытый пример. За период 1999-2008 абсолютная сумма налогов увеличилась с 14,2  до 78,2 млрд рублей – в 3,4 раза. В долларовом выражении уровень налогов компании в 2008 году составил $1 млрд 570 млн. Основными факторами увеличения налогов явились рост экспортной пошлины и НДПИ, введенного в 2002 году взамен трех ранее действовавших налогов – ВЗМР, акциза и платы за недра.

Наблюдается усиление налогового прессинга по всем параметрам. В расчете на 1 тонну нефти налоговая нагрузка увеличилась с 1 376 рублей в 2000 году до 3 486 руб. в 2009 г. или с 48,9 до 120,7 долларов на тонну – в 1,8 раза. При этом налоговая нагрузка на выручку-брутто за этот период выросла с 25,5% до 49,4%.

В настоящее время наибольший удельный вес занимают НДПИ (50%) и экспортная пошлина (40%). Характерно, что грядущие изменения в налогообложении и рост мировых цен на нефть влияют на эти параметры однозначно в сторону повышения. При этом все меньше налоговых поступлений от компании остается в Татарстане. [5;27]

По мере утяжеления налогового бремени "Татнефть" принимает все новые и новые меры по компенсации финансовых потерь. Уже реализуется обширная программа по работе с нерентабельным фондом скважин: идет улучшение структуры фонда и снижение доли нерентабельных скважин. Развиваются нетрадиционные методы добычи нефти. Разрабатывается программа реструктуризации сервисных услуг, что позволит сократить их стоимость на 10%. Широко внедряется бурение на депрессии, горизонтальное бурение на девон, радиальное вскрытие пластов и многое другое, позволяющее повысить средний дебит скважин. Наконец, в связи с оптимизацией численности компании, "Татнефть" начинает внедрять технопарки, что позволяет трудоустраивать высвободившийся персонал, активно использовать освободившуюся территорию, сдавать в аренду имущество, работать по собственным инновационным проектам.