Преодоление кризиса

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.

Даже если структура соответствия «заказчик – подрядчик» на нефтесервисном рынке не изменится, имеются средства, способствующие оздоровлению рынка в целом. Таким средством может стать организация некоммерческого партнерства (или общероссийского реестра) нефтесервисных компаний с привлечением рейтингового агентства, оценивающего подрядчиков. Можно ожидать, что такая организация будет способствовать снижению издержек нефтегазодобывающих компаний, повышению качества работ и услуг подрядчиков, снижению взаимных рисков заказчиков и подрядчиков.

Заключение

Нефтяная промышленность России – стратегически важное звено в нефтегазовом комплексе – обеспечивает все отрасли экономики и население широким ассортиментом моторных видов топлива, горюче-смазочных материалов, сырьем для нефтехимии, котельно-печным топливом и прочими нефтепродуктами. На долю России приходится около 13% мировых запасов нефти, 10% объемов добычи и 8,5% её экспорта. В структуре добычи основных первичных энергоресурсов на нефть приходится около 30 процентов.

В целом ресурсная база нефтяной и газовой отраслей ТЭК страны позволяла обеспечить бесперебойное снабжение экономики и населения топливом.

Нефтяная промышленность РФ обладает большой устойчивостью и положительной инерционностью.

Однако основными проблемами остаются:

высокая степень износа основных фондов;

недостаток инвестиционных вложений;

высокая степень зависимости нефтегазового сектора России от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка;

влияние кризиса.

Сколько-нибудь катастрофического падения добычи нефти из-за кризиса ожидать не следует.

В сложившихся кризисных условиях (из-за низких цен на нефть) один из вероятных сценариев развития нефтяной отрасли России может сопровождаться значительным сокращением объемов эксплуатационного бурения – до 8 млн. м/год в 2009 – 2010 гг.

Вследствие этого 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 влияния кризиса недобор нефти в 2009 – 2015 гг. (по сравнению с вариантом «без кризиса») оценивается в 284 млн. тонн (в среднем на 40 млн. т/год, или 8,8% в год), объем проходки может сократиться за указанный период на 23,5 млн. м, в эксплуатацию не будет введено 8675 новых скважин.

В сложившихся условиях нефтяная промышленность России нуждается в дальнейшем целенаправленном снижении налогового бремени с целью стимулирования поддержания эксплуатационного бурения, ввода новых скважин, реализации планов по освоению новых нефтяных месторождений с целью наращивания задействованной в нефтедобыче ресурсной базы углеводородного сырья.

При своевременном «адекватном» изменении законодательства РФ (НДПИ, экспортная пошлина и др.) падение цены на нефть на мировом рынке до уровня 50 долл./барр. для нефтяной отрасли России не является критичным.

Можно предположить, что возобновление многолетнего устойчивого развития нефтяного комплекса России может начаться при росте цены на нефть марки Urals на мировом рынке до уровня не ниже 70 – 80 долл./барр.

Несмотря на глобальное влияние кризиса (ожидаемое сокращение добычи нефти, и соответственно, ее экспорта за рубеж) Россия останется крупнейшим игроком на мировом нефтяном рынке до 2015 г. и в последующий период.

Список использованных источников

1. Андреев А.Ф., Дунаев В.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. Буровой нефтесервис заминирован? // Нефтегазовая вертикаль, 2009. № 4;

6. Скиткин К.В. Время действовать // 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.

Индивидуальный предприниматель Ибрагимов, проживающий в г. Стерлитамак, добывает гравий для личных целей и реализации. Какова будет ставка уплачиваемого НДПИ?

Решение:

И.П. Ибрагимов обязан вести раздельный учет полезных ископаемых, добываемых для предпринимательской деятельности и для личного пользования, т.к. в соответствии со ст. 336 п.2 подпункт 1:

«В целях настоящей главы не признаются объектом налогообложения:

1) общераспространенные полезные ископаемые и подземные воды, не числящиеся на государственном балансе запасов полезных ископаемых, добытые индивидуальным предпринимателем и используемые им непосредственно для личного потребления…»

Значит та часть гравия, которая предназначена для личного пользования не будет облагаться НДПИ.

Часть гравия, которая предназначена для реализации будет облагаться НДПИ по ставке 5,5% в соответствии со ст. 342 п.2 «Если иное не установлено пунктом 1 настоящей статьи, налогообложение производится по налоговой ставке:

5,5 процента при добыче:

сырья радиоактивных металлов;

горно-химического неметаллического сырья (за исключением калийных солей, апатит-нефелиновых, апатитовых и фосфоритовых руд);

неметаллического сырья, используемого в основном в строительной индустрии;

соли природной и чистого хлористого натрия;

подземных промышленных и термальных вод;

нефелинов, бокситов…»

Задача 2.

Организацией в феврале текущего года добыто 2 тонны родниковой воды, 5 тонн минеральной и 2 тонны воды из других пресноводных источников.

Реализовано:

бутылированной родниковой воды – 2 тонны;

бутылированной минеральной воды – 3 тонны;

реализовано в цистерне 1 тонна минеральной воды;

минерализовано, бутылировано и реализовано 2 тонны пресной воды.

Остальная минеральная вода была отпущена на источнике в лечебных целях.

Плательщиком каких налогов (платежей) является организация и по каким ставкам (с указанием нормативного документа)?

Решение:

В соответствии со ст. 342 п.1 НК РФ, минеральная вода, используемая налогоплательщиком исключительно в лечебных целях без их непосредственной реализации (в т.ч. обработки, подготовки, переработки, розлива в тару) подлежат налогообложению по ставке 0%.

Т.о. объем воды, отпущенный на источнике в лечебных целях, подлежит налогообложению по ставке 0% и составит: 5-3-1 = 1 т.

В соответствии с п.2 ст. 342 НК РФ, если иное не установлено п.1 указанной статьи, налогообложение при добыче минеральных вод производится по ставке 7,5%

Следовательно, минеральная вода, бутылированная и реализованная в объеме 3 т. и реализованная в цистерне в объеме 1 т., т.е. всего 4 т., подлежит налогообложению по ставке 7,5%.

Пресная и родниковая вода облагается водным налогом. В данной задаче не указан экономический район и бассейн реки, озера, то возьмем Поволжский район из прочих рек и озер.

В соответствии со 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 его разработкой. В январе 2008 г. общество добыло 50000 т угля, а реализовало 30000 т. Выручка составила 150000000 руб.

Рассчитать сумму НДПИ, которую ЗАО «Восток» должно уплатить за январь.

Решение:

1)Рассчитаем налоговую базу:

150 000 тыс. руб. / 30 000т. = 5 тыс. руб. за тонну – стоимость единицы добытого полезного ископаемого.

5 * 50 000 т. = 250 000 тыс. руб. – стоимость всех добытых ископаемых.

2) 250 000 тыс. руб. * 4% /100% *0,7 = 7000 тыс. руб.

В соответствии со ст.342 п.2 НК РФ

«4,0 процента при добыче:

торфа;

угля каменного, угля бурого, антрацита и горючих сланцев;

апатит-нефелиновых, апатитовых и фосфоритовых руд;…»

«Налогоплательщики, осуществившие за счет собственных средств поиск и разведку разрабатываемых ими месторождений полезных ископаемых или полностью возместившие все расходы государства на поиск и разведку соответствующего количества запасов этих полезных ископаемых и освобожденные по состоянию на 1 июля 2001 года в соответствии с федеральными законами от отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы при разработке этих месторождений, уплачивают налог в отношении полезных ископаемых, добытых на соответствующем лицензионном участке, с коэффициентом 0,7.»

Сумма НДПИ = 7 000 руб.

Задача 4.

Организация в 2008 году на основе договора купли-продажи осуществила на землях, находящихся в Федеральной собственности, заготовку крупной деловой древесины (кедра) без коры в порядке сплошных рубок главного пользования с использованием канатно-подвесной установки (лесосека расположена на склонах с крутизной более 20 градусов). Рассчитать плату по договору, если лесопользование производится в Архангельско-Вологодском лесотаксовом районе; расстояние вывозки 115 км, ликвидный запас древесины на корню – 190 плотных куб. метров на 1 гектаре. Заготовлено 6000 куб. метров.

Решение:

В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 22. 05.07 №310 «О ставках за единицу объема лесных ресурсов и ставках платы за единицу площади лесного участка, находящегося в Федеральной собственности» имеем.

т.к. расстояние до вывозки 115 км, значит используется 7 разряд такс и ставка платы равна 41,4 руб. за 1 плот. куб. м.

Т.к. В соответствии с п. 7 Постановления Правительства №310 «Ставки при проведении сплошных рубок корректируются с учетом ликвидного запаса древесины на 1 гектаре лесосеки путем их умножения на следующие коэффициенты:

а) 0,9 - при ликвидном запасе древесины до 100 плотных куб. метров на 1 гектар;

б) 1 - при ликвидном запасе древесины от 100,1 до 150 плотных куб. метров на 1 гектар;

в) 1,05 - при ликвидном запасе древесины от 150,1 и более плотных куб. метров на 1 гектар.»

Соответственно, данная ставка корректируется на коэффициент 1,05.

В соответствии с п.8 данного Постановления «На лесосеках, расположенных на склонах с крутизной свыше 20 градусов, применяются следующие корректирующие коэффициенты:

а) 0,7 - при использовании канатно-подвесных установок;

б) 0,5 - при использовании вертолетов.»

Значит, данная ставка корректируется и на коэффициент 0,7.

В соответствии с ФЗ №198 ФЗ от 24.07.07г «О федеральном бюджете на 2008 год и на плановый период 2009 и 2010 годов» ст.3:

«Ставки платы за единицу объема древесины, заготавливаемой на землях, находящихся в федеральной собственности, установленные Правительством Российской Федерации в 2007 году, применяются в 2008 году с коэффициентом 1,15.»

Ставка платы будет равна: 41,4 * 1,05 * 0,7 * 1,15 = 34,993 руб.

Округлим до 0,1 и получим ставку 35 руб. за 1 плот. куб. м.

Заготовлено 6000 куб. м., значит 6000 * 35 = 210 000 руб. – плата по договору.

Лабораторный практикум

Изучите порядок заполнения налоговой декларации по налогу на добычу полезных ископаемых, утвержденный Приказом Минфина РФ от 29 декабря 2006 г. N 185н «Об утверждении формы налоговой декларации по налогу на добычу полезных ископаемых и Порядка ее заполнения»;