Российские нефтяные компании всерьез взялись за оптимизацию расходов в 2000 году, когда преимущество перед западными конкурентами по себестоимости производства, полученное после девальвации рубля 1998 года, стало сходить на нет. Они смогли существенно сократить издержки, однако в этом году столкнулись с существенным ростом затрат из-за изменения системы налогообложения и необходимости освоения новых месторождений. Для того чтобы эффективность работы нефтекомпаний не снижалась, им придется пересмотреть свои бизнес-планы в сторону сокращения контролируемых расходов.
Нефть дорожает из-за рубля
Большинство крупнейших российских нефтекомпаний регулярно публикуют финансовую отчетность по международным стандартам, что позволяет довольно точно оценить их издержки. Из приведенной таблицы видно, что статья "расходы и прочие вычеты" представляет собой разницу между всеми доходами компании и показателем EBITDA (доход до уплаты налога на прибыль, процентов по кредитам и отчислений на износ и амортизацию). Структуру расходов разные компании, используя несколько различные методики, раскрывают по-разному, но основные, ключевые показатели присутствуют у всех.Главными статьями расходов у нефтяников являются операционные расходы (то есть затраты на производство нефти и нефтепродуктов, в том числе прямые расходы на добычу — lifting costs), уплачиваемые налоги (кроме налога на прибыль), расходы на сбыт продукции (либо выносимые из них отдельной строкой акцизы и экспортные пошлины), коммерческие, общехозяйственные и административные расходы. У ЮКОСа и ЛУКОЙЛа большие расходы также связаны с приобретением нефти и нефтепродуктов для зарубежных НПЗ и сетей АЗС. Налоги, акцизы и пошлины — это издержки, которые не зависят от самих компаний, сократить их невозможно. Искусственное снижение экспорта в целях уплаты меньших акцизов и пошлин приводит лишь к снижению выручки и прибыли компании.
Наиболее существенными из поддающихся снижению являются операционные расходы. По данным международного рейтингового агентства Standard & Poor`s (S & P), низкий уровень операционных издержек российских нефтекомпаний в сравнении с их западными конкурентами обусловлен доступом к дешевым энергоносителям. Однако, как объясняют эксперты S & P, "хотя производственные издержки вполне конкурентоспособны, стоимость транспортировки до экспортных рынков велика из-за значительной удаленности мест добычи". Кроме того, эксперты отмечают, что "стоимость капитала для российской нефтегазовой отрасли значительно выше, чем в других богатых природными запасами регионах мира, например таких, как Ближний Восток".
При этом в последний год себестоимость добычи нефти российскими компаниями повышается из-за укрепления рубля. Эксперты S & P отмечают, что "прямые затраты на добычу барреля нефти у российских нефтяников составляют $2-6, но с учетом стоимости транспортировки и экспортной пошлины полная сумма издержек с учетом доставки до потребителя на баррель нефти составляет $10-12". Учитывая инфраструктурные проблемы российской трубопроводной системы и то, что нефтекомпании для увеличения экспорта вынуждены использовать дорогой железнодорожный транспорт, в целом себестоимость российской нефти остается довольно высокой. Впрочем, текущий уровень цен делает экспорт нефти выгодным даже в таких условиях. Крупные нефтекомпании, безусловно, хотели бы сократить свои транспортные расходы за счет строительства новых трубопроводов, но пока им это почти не удается: правительство России категорически против частных нефтепроводов, а "Транснефть" пока ограничивается расширением Балтийской трубопроводной системы и "узких мест" других трубопроводов внутри России. Источники финансирования новых трубопроводных маршрутов так и не определены.
Экономия на каждой капле
Профильный сотрудник одной из крупнейших российских нефтяных компаний считает, что для снижения издержек нефтяникам необходимо добиться результатов по двум основным направлениям. Во-первых, по его словам, необходимо широкое использование передовых технологий. Например, он отметил, что "горизонтальные скважины в два раза дороже вертикальных, но при правильном строительстве позволяют увеличить их дебит в 30-50 раз (как у "Сибнефти") и, соответственно, снизить затраты на тонну добычи". Кроме того, по словам собеседника Ъ, "спуск на уровень нефтяного пласта более мощных и надежных глубинных насосов увеличивает дебит действующих скважин в два-пять раз при окупаемости в полтора-два месяца".Вторым направлением сокращения издержек, по словам специалиста, является "управление стоимостью" — "комплекс мероприятий по оптимизации и контролю над капитальными и операционными затратами". Для эффективного управления стоимостью, по мнению эксперта, нужно соблюсти четыре условия. Первое — "должен быть введен управленческий учет по отдельным объектам капитального строительства и геолого-техническим мероприятиям". Второе — "эффективность затрат должна рассчитываться не только по отдельным месторождениям, но и по отдельным скважинам, объектам и мероприятиям". Третье — "должны широко использоваться внешние поставщики специализированных услуг, то есть аутсорсинг". Четвертое — "выбор поставщиков должен осуществляться с максимальной организованной конкуренцией".
"Глубина и широта охвата данными направлениями оптимизации затрат сильно отличаются по российским нефтяным компаниям",— отметил специалист. По его словам, если посмотреть на графики удельных капитальных и операционных затрат российских компаний за пять лет, то можно увидеть, что наибольших успехов смогли добиться ЮКОС и "Сибнефть".
Старается наладить жесткий контроль над издержками ЛУКОЙЛ, однако для этого компании необходима реструктуризация, которая идет не так гладко, как хотелось бы ее руководству. В частности, один из ключевых пунктов принятой почти два года назад программы реструктуризации ЛУКОЙЛа предполагал продажу сервисного подразделения — ООО "ЛУКОЙЛ-Бурение", но она так и не осуществилась. Кроме того, как отмечают аналитики инвестиционных компаний, издержки ЛУКОЙЛа находятся на высоком по сравнению с конкурентами уровне из-за системы управления, оставляющей менеджменту дочерних компаний слишком много свободы. В то же время нельзя не отметить и успехи ЛУКОЙЛа в области сокращения затрат, достигнутые за счет закрытия низкодебитных скважин.
ЛУКОЙЛ, кстати, является одной из немногих российских нефтекомпаний, имеющих программу сокращения издержек в виде отдельного документа. Большинство его конкурентов предпочитают просто закладывать мероприятия по снижению затрат в ежегодный бизнес-план компании. Исключение помимо ЛУКОЙЛа составляет также "Сургутнефтегаз". Принятая этой компанией несколько лет назад комплексная программа сокращения контролируемых затрат включает в себя "мероприятия, направленные на снижение затрат за счет повышения эффективности эксплуатации основных фондов, снижения расходов на материальные ресурсы, уменьшения расходов в связи с изменением организационной структуры".
Недавно "Сургутнефтегаз" подвел итоги выполнения этой программы в 2003 году. По данным пресс-службы, общий экономический эффект от реализации программы в прошлом году составил 3,6 млрд рублей (на 0,2 млрд рублей больше, чем планировалось), то есть на одной тонне добытой нефти "Сургутнефтегаз" только за счет сокращения затрат экономит более 30,5 рубля. Наибольший эффект был достигнут за счет сокращения прямых затрат на добычу нефти и газа (впрочем, в сравнении с конкурентами они остаются довольно высокими: около $3 на баррель добычи). Экономия была достигнута в результате снижения затрат на материальные ресурсы и электроэнергию и капитальный ремонт основных средств с использованием метода по зарезке боковых стволов скважин.
Этот метод, заключающийся в пробуривании ответвлений от основной скважины, позволяет, как поясняют представители "Сургутнефтегаза", "вернуть в эксплуатацию скважины которые по ряду геолого-технических условий не могли быть задействованы при выполнении обычных операций". Благодаря этой технологии, по их словам, "в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудно извлекаемые запасы нефти, добыча которых не представлялась возможной". Отметим, что эту технологию также широко используют почти все российские нефтекомпании, однако лишь "Сургутнефтегаз" делает это силами собственных буровиков.
Дешевая нефть скоро кончится
Аналитики инвесткомпании UFG в недавно опубликованном исследовании перспектив нефтяной отрасли в 2004 году высказали мнение, что этот год будет для российских нефтяников хорошим, однако не таким удачным, как прошлый. Аналитики предрекают высокие внутренние и экспортные цены на нефть, но ожидают роста издержек, повышения налоговой нагрузки на компании на 6-7% и снижения эффективности капиталовложений за счет дороговизны и сложности новых проектов.Отчасти о грядущем увеличении издержек нефтяников может свидетельствовать резкий рост затрат одного из лидеров отрасли, НК ЮКОС, в третьем квартале прошлого года. Операционные расходы ЮКОСа в пересчете на баррель добытой нефти выросли за этот квартал почти на 10%, что неприятно удивило инвесторов, которые не смогли объяснить это даже ростом стоимости транспортировки нефти компании на собственные НПЗ (ЮКОС включает эти расходы в операционные), поскольку общие расходы компании на транспорт в отчетном квартале снизились на 1,5%. Сейчас аналитики ждут опубликования отчетности ЮКОСа и других компаний за весь 2003 год, чтобы понять, является ли повышение расходов долгосрочной тенденцией. Впрочем, они не исключают, что проблемы с контролем над расходами во второй половине прошлого года были только у ЮКОСа и явились следствием конфликта компании и ее акционеров с государством. Впрочем, менеджеры самого ЮКОСа ранее неоднократно уверяли, что проблемы акционеров компании не оказывают влияния на операционную деятельность.
Аналитики UFG, однако, высказывают мнение, что для ЮКОСа и "Сибнефти" рост операционных издержек стал следствием интенсивно наращиваемой все последние годы нефтедобычи. По мнению аналитиков, по мере истощения старых месторождений (которые изначально были более продуктивными и менее дорогими в разработке, чем у конкурентов) этим компаниям придется начинать разработку новых, еще не освоенных, что само по себе более затратно.
Кроме того, как прогнозируют аналитики, даже наиболее эффективным российским компаниям будет все сложнее сдерживать рост прямых затрат на добычу нефти из-за продолжающегося укрепления рубля и инфляции. В итоге lifting costs, скорее всего, повысятся, так же как и объемы капитальных вложений. Последнее объясняется тем, что истощение Западно-Сибирских месторождений не дает больше возможности откладывать начало проектов в Восточной Сибири и на шельфе Северных и Восточных морей. По прогнозам аналитиков, ожидаемый в 2004 году рост добычи нефти в России на 7,6% потребует увеличения капитальных вложений на 12%. По их расчетам, в среднем стоимость прироста или замещения одного барреля добываемой нефти будет составлять для российских нефтяников $14,1. Впрочем, это лишь среднее значение. По расчетам UFG, наиболее эффективные капиталовложения получаются у ЮКОСа и ТНК, в то время как худшие показатели у "Сургутнефтегаза" и "Татнефти".
ДЕНИС Ъ-СКОРОБОГАТЬКО