CC BY
22
АНАЛИЗ РАЗВИТИЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ПРЕДПОСЫЛКИ К РЕСТРУКТУРИЗАЦИИ
© Зуденков И.В.*
Национальный институт бизнеса, г. Москва
Данная статья посвящена анализу отраслевой, региональной и технологической структуре российской нефтедобывающей промышленности. На основе анализа существующих данных автор дает краткую характеристику современному технологическому состоянию отечественного нефтяного комплекса в связи с кадровыми вопросами, инвестиционной средой и проблемами разработки труднодоступных месторождений.
Ключевые слова нефтедобывающая промышленность, отраслевая структура, регионы нефтедобычи, минерально-сырьевая база, кадровая политика.
Россия является крупной энергетической державой, обладающей 13 % мировых запасов нефти, 14 % природного урана, 45 % газа и почти 25 % запасов угля [8]. Энергетический фактор играет определяющую роль в обеспечении надежного функционирования экономики и социальной сферы страны, укреплении ее позиций на международной арене.
Топливно-энергетический комплекс Российской Федерации представляет собой сложную систему - совокупность производств, процессов, материальных устройств по добыче топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), их преобразованию, транспортировке, распределению и потреблению как первичных ТЭР, так и преобразованных видов энергоносителей.
В структуру нефтяного комплекса входят: нефтедобывающая, нефтеперерабатывающая промышленность и транспортировка нефти и нефтепродуктов.
Нефтяная промышленность - это отрасль, включающая в себя разведку нефтяных и газовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и нефтяного (попутного) газа, его переработку и транспортировку нефти [2].
Нефтяная промышленность России в высокой степени интегрирована в мировую экономику - свыше 70 % продукции отрасли поставляется на экспорт, доходы от поставок нефти составляют 40-45 % всего российского экспорта. Экспорт нефти и нефтепродуктов находится на уровне 330-360 млн. т в год (свыше 13 % всех международных поставок).
Начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти в России составляют около 83 млрд. т или более 14 % от НСР в мире. Ресурсы нефти на суше превышают 73 млрд. т, на шельфе - около 10,2 млрд. т. [8].
* Аспирант кафедры Экономической теории и актуальных проблем экономики.
На территории Российской Федерации в настоящее время добычу нефти и конденсата осуществляют шесть (с учетом вхождения ТНК-ВР в состав Роснефти в 2013 г) вертикально--интегрированных нефтяных компаний (с учетом аффилированных связей), концерн «Газпром» (в т.ч. «Газпром нефть») и более 150 сравнительно небольших компаний с российским, иностранным и смешанным капиталом.
Рассматривая вопрос региональной структуры нефтедобывающей промышленности России, прежде всего, необходимо сказать, что основная часть наиболее крупных месторождений в России сконцентрированы в Западной Сибири. По состоянию на 2011 г. объем добычи нефти в данном регионе составил 324,5 млн. т. Начиная с середины 1980-х гг., в Западной Сибири добывается 65-72 % российской нефти. Из них основная часть приходится на Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - здесь добывают более 80 % нефти макрорегиона. Резкое падение добычи нефти в ХМАО в 1990-е годы сменилось устойчивым подъёмом, что связано с ростом инвестиций, использованием современных технологий добычи углеводородов, а также вводом новых крупных месторождений, прежде всего, Приобского. Максимальный пик добычи нефти пришёлся на 2005 г., когда темп прироста нефтедобычи в регионе возрос до 11,2 %. После чего началось быстрое снижение данного показателя до 1,5 % в 2007 году в связи с истощением запасов нефти [11]. Одновременно падение добычи нефти началось и на других крупных месторождениях региона. С 2008 года в ХМАО происходит снижение добычи нефти ускоряющимся темпом. За последние два года снижение нефтедобычи в Ханты-Мансийском автономном округе составило около 15 млн. т.
Вторым по объёму добычи нефти западносибирским регионом является Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО). За 2012 год в регионе было добыто 11,3 млн. т нефти и 6,2 млн. т конденсата. Причём, если объём добычи нефти на 1 % меньше того же показателя за 2011 г., то объем добычи конденсата увеличился на 10 %, что свидетельствует о начале истощения и этих месторождений. Начало истощения нефтяных месторождений связано с широким применением методов интенсификации воздействия на нефтяные пласты, обеспечивших в 2000-2004 гг. увеличение ежегодных темпов прироста добычи нефти до 25 %. На фоне отсутствия освоения новых месторождений, такая интенсификация нефтедобычи привело к неизбежному прогрессирующему снижгнию этого показателя. За последние 6 лет добыча нефти в ЯНАО сократилась на 42 % с 53,3 млн. т в 2005 году до 35,9 млн. т в 2011 году [11].
Также крупномасштабная добыча нефти в регионе производится в Томской области. После обвального падения 2005-2006 гг., добыча нефти здесь стабилизировалась на уровне 11,6-12 млн. т в год.
Новым перспективным районом нефтедобычи в Западной Сибири является юг Тюменской области, где вводятся в разработку группа Уватских месторождений. В 2011 году в регионе было добыто около 7 млн. т.
Чуть более 28 % российской нефти или 144 млн. т было добыто в 2011 г. в Европейской части России. Основная часть нефти в этом регионе добывается в Поволжье (62,1 млн. т), прежде всего, в старых традиционных районах нефтедобычи - Республиках Татарстан (33,5 млн. т), Башкортостан (14,4 млн. т), Самарской области (14,2 млн. т). Несмотря на то, что месторождения данного региона известны давно и разрабатываются длительный период времени, внедрение передовых технологий нефтедобычи на истощённых месторождениях, а также вовлечением в разработку малых месторождений и высоковязких нефтей, позволило несколько увеличить объёмы добычи (на 3-4 % в год) [5].
Наиболее динамично развивающимся нефтегазоносным регионом Европейской части России является Тимано-Печора (Ненецкий АО и Республика Коми), где добыча нефти в 2011 году составила около 27,2 млн. т. И здесь лидирует по объёмам добычи нефти Ненецкий автономный округ.
С октября 2008 г. быстрое наращивание темпов нефтедобычи происходит в Восточной Сибири, включая Республику Саха (Якутия), в результате запуска в реверсном режиме участка ВСТО. В декабре 2009 года введена в эксплуатацию первая очередь нефтепровода ВСТО на участке «Тайшет-Ско-вородино». В 2011 году здесь было добыто около 5,6 млн. т, что более чем в 4 раза превышает показатель 2008 года.
В соответствии с прогнозируемым социально-экономическим развитием страны добыча нефти для удовлетворения внутренних потребностей и экспортных поставок к 2020 г. должна составлять не менее 500 млн. т в год.
Поддержание этой высокой планки, достигнутой сегодня нефтедобывающей промышленностью страны, потребует существенных экономических и отраслевых преобразований.
В условиях обострения борьбы за контроль над энергетическими ресурсами, роль крупных, хорошо управляемых компаний в экономических процессах приобретает особое значение. Степень эффективности их деятельности непосредственно влияет на конкурентоспособность России в международном разделении труда. Укрупнение собственности и создание стратегических альянсов компаний позволяет оптимизировать технологическую и пространственную структуру бизнеса, привлекать и аккумулировать крупные инвестиции в проекты освоения месторождений, особенно, в новых регионах (Восточная Сибирь, шельф). Это в свою очередь усиливает вес в конъюнктуре глобальных экономических отношений.
Крупнейшие российские вертикально-интегрированные (технологически и организационно) нефтегазовые компании - «Газпром» (включая «Газпром нефть» и 50 % «Славнефти»), «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «ТНК-ВР» (включая 50 % «Славнефти»), «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Башнефть», «РуссНефть», обеспечивают свыше 77 % добычи нефти в стране (рис. 1).
-Концентрация добычи,
Рис. 1. Добыча нефти и концентрация производства в нефтедобывающей промышленности в 2012 году
Данный рисунок показывает степень концентрации производства в нефтедобывающей промышленности относительно объёмов добычи нефти.
Объем добычи четырех (а с 2013 г. - трех) крупнейших компаний в данной отрасли стремится к 65 %, что свидетельствует о крайне высокой степени ее монополизированности.
Степень государственного контроля над компанией оценивается по размеру пакета акций, принадлежащего государству (табл. 1).
Таблица 1
Доля государственного влияния в компании
Компания % акций в собственности государства по состоянию на 10.10.2013
Роснефть 69,5 %
ТНК-ВР 69,5 % (21.03.2013 полностью перешла под контроль ОАО «НК «Роснефть»)
Газпромнефть 49 % (номинально); государству принадлежат 50,02 % Газпрома, который владеет 95,68 % Газпромнефти
Татнефть 32,51 %
Зарубежнефть 100 %
Учитывая, что серьёзный контроль со стороны государства обеспечивается уже при владении пакетом в 25 % акций, можно констатировать, что большинство крупных российских компаний практически полностью подконтрольны государству.
В свете данных тенденций негативным представляется факт поглощения частной компании ТНК-ВР таким российским нефтяным гигантом, как
Роснефть, состоявшееся в марте этого года (21.03.2013). Поскольку Роснефть на 69,5 % находится в Федеральной собственности, можно констатировать, что декларируемый курс на приватизацию пока не осуществляется. Вместо него идут процессы национализации, усиливая и без того чрезмерную степень государственного контроля в добывающей отрасли.
Негативные тенденции в нефтедобывающей отрасли, а именно, замедление темпов роста нефтедобычи, вплоть до отрицательных значений начали проявляться в крупнейших добывающих подразделениях с конца 2006 г. [6]. В 2007 г. стагнация добычи нефти в России была отчасти компенсирована увеличением добычи в рамках проекта «Сахалин-1» с иностранным оператором (Exxon). В 2009 году наблюдалось абсолютное сокращение производства нефти за счет падения добычи в основных регионах нефтедобычи. Освоение новых месторождений и поиск новых нефтегазоносных провинций были затруднены отсутствием транспортной инфраструктуры в данных регионах и организационно-экономическими факторами.
В 2012 году объем добычи нефти и конденсата в РФ вырос на 1,3 % по сравнению с аналогичным показателем 2011 года. Основным фактором, обеспечивающим наращивание темпов нефтедобычи, является разработка Восточно-Сибирских месторождений. Помимо этого, на месторождениях европейской части происходит внедрение технико-геологических мероприятий, направленных на увеличение извлекаемости нефти.
Главный фактор, сдерживающий рост нефтедобычи, заключается в истощении ресурсной базы отрасли. За 2012 г. в эксплуатацию не было введено значимых месторождений, позволяющих изменить данную тенденцию. Более того, в 2012 году были проданы последние более-менее крупные месторождения из госрезерва, относящиеся к разряду стратегических: Лодочное (запасы 43 млн. тонн), Имилорское (193 млн. тонн) и Северо-Рогожников-ское (146 млн. тонн) [1]. Разработка этих месторождений планируется на 2015-2016 гг., что должно поддержать уровень нефтедобычи в России на нынешнем уровне.
Однако, улучшение динамики может быть достигнуто только освоением шельфовых месторождений и глубинных залежей. При этом, с одной стороны, такие разработки являются в крайней степени наукоёмкими, что не соответствует возможностям и характеристикам отрасли на нынешнем этапе. С другой стороны, они крайне дорогостоящи, и их осуществление потребует многомиллиардных инвестиций. И, наконец, увеличение темпов нефтедобычи логически образом приведёт к скорейшему их истощению. Следовательно, стабильность нефтедобычи и незначительный её рост на уровне 0,5-1,5 % могут рассматриваться в позитивном ключе, как обеспечивающие с одной стороны, нейтральную или положительную динамику, а с другой - позволяющие продлить сроки эксплуатации существующих месторождений, как эксплуатируемых, так и резервных.
Сегодня представляется очевидным, что будущее нефтедобывающей отрасли в Российской Федерации (исходя из её текущего состояния и поставленных перед ней задач) напрямую связано с успешной реализацией ряда геологоразведочных проектов, и прежде всего на российском континентальном шельфе [13].
Геологоразведка является наиболее актуальной для российской нефтедобывающей отрасли в настоящее время. С одной стороны, необходимость дополнительных ресурсов всё ещё не столь очевидна для большинства инвесторов, полагающих, что отечественные добывающие компании обладают значительными разведанными запасами. С другой - в России весьма заинтересованы в том, чтобы новые технологии не только разрабатывались, но и активно использовались в её ТЭК.
Российские нефтяные компании до недавнего времени не испытывали острой необходимости в активном ведении геологоразведки ввиду значительного потенциала, обеспечиваемого существующими месторождениями.
Рис. 2. Обеспеченность запасами российских и зарубежных компаний, лет
Как видно из рис. 2 [9], обеспеченность крупнейших отечественных ВИНК запасами, подсчитанными согласно международным стандартам, составляет в среднем 20 лет, в то время как ведущие зарубежные нефтегазовые корпорации могут позволить себе добычу на текущем уровне без прироста запасов в течение не более 13 лет. Детальный анализ данных показывает, что до 2025 г. российские компании будут вполне успешно разрабатывать существующие и перспективные месторождения, однако в дальнейшем, исходя из текущего уровня геологоразведочных работ, неизбежно встанет проблема восполнения запасов.
Значительная часть ресурсов на уже разрабатываемых в России месторождениях относится к категории трудноизвлекаемых, а уровень обводнённости
добычи превышает 80 % [13], что, в свою очередь, вызывает необходимость проведения геологоразведки в новых регионах нефтедобычи - таких, например, как шельф Чёрного моря, арктический шельф и пр. Между тем до сих пор отсутствуют добывающие возможности, позволяющие возместить падение добычи в основных регионах страны (Западная Сибирь). Разумеется, часть проблем удастся решить за счёт весьма вероятного ускоренного развития Восточной Сибири и Каспия, а также благодаря применению современных методов повышения нефтеотдачи на уже разрабатываемых месторождениях. Однако после 2025 г в стране в рамках новых проектов необходимо будет обеспечить добычу на уровне 20 млн. т в 2025 г. и 90 млн. т - в 2030 г.
За период 2008-2009 гг. ввод новых скважин сократился с 5,4 до 5,2 тыс. шт. (на 4,1 %). Сокращение ввода новых скважин связано с высокой геологической изученностью и производственной освоенностью значительной части нефтегазовых районов Европейской части России - Татарстана, Башкортостана, ряда нефтегазоносных районов Тимано-Печорской и Западно-Сибирской провинции. Также значительно сократилось бурение новых нефтяных скважин операторами СРП в связи с выходом основных проектов СРП (соглашений о разделе продукции) на проектные уровни добычи.
В последние годы темпы прироста эксплуатационного бурения в России характеризуются существенным снижением показателей [14]. Если в 20052007 году темпы прироста эксплуатационного бурения варьировали в диапазоне 18-26 %, то в 2008 г. этот показатель увеличился только на 6,5 % - с 13,7 до 14,6 млн. т. В 2009 году объем бурения эксплуатационных скважин сократился на 5,8 % до 14,0 млн. м.
В структуре добычи нефти в России по способам эксплуатации скважин преобладает насосный способ, доля которого возросла с 88-90 % в первой половине 90-х гг. до 92-93 % в начале второго десятилетия 2000-х гг. [14]; доля фонтанного способа снизилась до 7,1 %. В последние годы за счет применения методов интенсификации добычи и ввода ряда новых крупных объектов в разработку (Приобское, Ванкорское и др.) средний дебит увеличился до 10 т в сутки.
Объем эксплуатационного бурения снижался до 2005 года составив 8,3 млн. м, после чего значительно увеличился в 2008 гг. до 14-14,6 млн. м, объем разведочного бурения варьировался в последние годы в диапазоне 0,8-1,8 млн. м в год. С 1995 г. произошло увеличение средней глубины законченных эксплуатационным бурением скважин с 2,2 тыс. м до 2,7-3 тыс. м.
Финансирование геологоразведочных работ составило в 2011 г. 128 млрд. руб., увеличившись по отношению к 2000 году в 2,5 раза, но на 12 % меньше докризисных показателей 2008 года. Федеральные расходы на проведение ГРР на углеводородное сырье в 2011 г. составили 9,8 млрд. руб. и остались практически неизменными с 2008 года. В целом с 1991 года объем ежегодных расходов на ГРР вырос на 84,5 млрд. руб.
Снижение государственных инвестиций в геологоразведочные работы с 2008 года, привело к тому, что объем параметрического бурения сократился на 31 % с 17,1 до 11,1 тыс. м, достигнув уровня 2005 года. За последние 4 года более чем на 20 % уменьшились объемы сейсморазведки с 44,8 тыс. пог. км в 2008 году до 33,6 тыс. пог. км в 2011 году [15].
1991 1995 2000 2005 2008 2009 2010 2011 Добыча нефти, млн. т ^■Прирост запасов нефти, млн. т — Кратность восполнения запасов нефти
Рис. 3. Добыча и прирост запасов нефти в России в 1991-2011 гг.
График на рис. 3 наглядно показывает, насколько незначителен прирост разведанных запасов нефти относительно добычи в последние годы. При этом, в период 1995-2005 гг. темпы добычи превышали прирост разведанных запасов.
В 2011 году прирост запасов нефти в России составил около 574 млн. т. Значительная его часть обеспечена доразведкой Ванкорского и прилегающих месторождений в Красноярском крае (Роснефть). Также доразведка производилась на других существующих месторождениях, что обусловило повышение показателя эффективности поисково-разведочного бурения. Таким образом, основной прирост запасов нефти в последние годы происходил за счет доразведки существующих, а не открытия новых месторождений.
По оценкам Роснедра объемы затрат за счет средств федерального бюджета на геологоразведку в 2011 году составили около 8,6 млрд руб. Предполагается, что в структуре финансирования геологоразведки сократится доля Сибирского федерального округа с 51 % до 50 %, Дальневосточного с 7 % до 4 %, Северо-Западного с 3 % до 2 %, а также континентального шельфа с 10 % до 8 %. Между тем, увеличится доля Уральского федерального округа с 12 % до 15 % [16].
Стоит при этом отметить рост компетентности специалистов отрасли в разработке и осуществлении геологоразведочных проектов. Так, если в 1970-1980 гг. с момента открытия месторождения до первой добычи проходило два - три десятилетия, то в настоящее время срок ожидания сократился до 8-9 лет. Российские компании, конечно, могут считаться рекордсменами, поскольку добиваются коммерческой эксплуатации скважин уже через 5-7 лет. Однако, если учесть, что их основные проекты реализуются на суше, работа на шельфе может обернуться значительным увеличением сроков разработки месторождений. И все-таки приведённая статистика отражает скорее средние показатели. А значит, было бы слишком оптимистичным полагать, будто и для российских шельфовых проектов этот показатель окажется ниже 9 лет. Следует учитывать опыт Штокмановского и Приразломного месторождений, а также проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2»: оказалось, что подготовка к промышленной эксплуатации занимает более продолжительное время, что обусловлено не столько технологическими проблемами, сколько экономическими (в том числе и налоговыми) и политическими факторами. Принимая во внимание эти и многие другие обстоятельства, реалистичным было бы предположить, что масштабная коммерческая добыча на российском шельфе начнётся лишь после 2024 г.
Россия омывается водами 13 внутренних и окраинных морей, а площадь шельфа и континентального склона составляет 6,2 млн км2. На российском шельфе открыто 20 крупных морских нефтегазоносных провинций и бассейнов, из которых 10 - с доказанной нефтегазоносностью [17]. Крупнейшими осадочными бассейнами в арктической части являются Восточно-Баренцев-ский, Южно-Карский, Лаптевский, Восточно-Сибирский и Чукотский.
Начальные извлекаемые ресурсы углеводородов достигают 13 млрд. т нефти, что соответствует 12-17 % от общего объёма углеводородных ресурсов шельфовых зон Мирового океана [3]. Важно помнить, что около 75 % всех ресурсов акваторий России сосредоточено в арктических регионах с суровыми природно-климатическими условиями и слаборазвитой инфраструктурой. В 2008 г. были опубликованы результаты пятилетнего исследования USGS (Геологическая служба США), посвященного оценке перспективных ресурсов нефти и газа за границей Северного полярного круга. Согласно оценке USGS, российские извлекаемые запасы арктической нефти находятся в диапазоне 2-4 млрд. т [3]. В целом эксперты констатируют, что арктический шельф России изучен весьма неравномерно. В западной его части находится основное число локализованных ресурсов углеводородов - около 94 % от их общего количества, - тогда как в восточной части, на континентальном склоне и в глубоководных районах Арктики, преобладают ресурсы углеводородов, параметры которых описываются по большей части на уровне прогнозов и предположений. В Баренцевом море изучены разведочным бурением и подготовлены к разработке два месторождения: Штокмановское и
Мурманское; в Печорском море - три: Приразломное, Медынское-море и Долгинское; в Карском море (в Обско-Тазовской губе) - два: Каменно-мыс-ское и Северо-Каменномысское.
По оценке специалистов ДОАО «РосНИПИтермнефть», ресурсы углеводородов Азовского моря составляют до 200 млн. т условного топлива. А прогнозируемые запасы углеводородов в Туапсинском прогибе Чёрного моря, по разным данным, эквивалентны от 3 до 11,5 млрд. т условного топлива. В 2010 г. «Роснефть» подписала соглашение о совместном с американской Chevron освоении участка недр Вала Шатского на шельфе Чёрного моря [3], а в 2011 г. - договор с ExxonMob il по Туапсинскому прогибу. Предполагается, что «Роснефти» и Chevron до 2014 г. потребуется пробурить две скважины (инвестиции в проект на этапе геологоразведки могут составить 1 млрд. долларов). Примерно такой же размер инвестиций ожидается и в совместный проект с ExxonMobil по Туапсинскому прогибу.
С точки зрения будущего отрасли одним из наиболее важных является вопрос о соответствии собственных ресурсов и возможностей их исследования долгосрочным планам поступательного развития отрасли. При прогнозе добычи нефти на новых проектах, среди прочего, стоит учитывать тот факт, что работы будут осуществляться в основном «Роснефтью», которая, согласно положениям Закона «О недрах» [4], соответствуют критериям компаний, допущенных к ведению работ на шельфе; размер инвестиций на геологоразведку по ним будет составлять около 500 млн. долларов в год; срок добычи первой нефти - 9 лет с момента открытия месторождения.
Так вот, результаты расчётов показывают, что при таком развитии событий нефть с новых месторождений стоит ожидать не ранее 2026 г., а объём добычи в 2035 г. составит около 55 млн. т, что явно недостаточно, чтобы восполнить падение добычи на уже эксплуатируемых месторождениях. Таким образом, основываясь только на собственных ресурсах, российские государственные компании, скорее всего, не смогут сохранить добычу нефти после 2030 г. на уровне 500 млн. т.
Отдельным серьезным вопросом, требующим внимания, является действующая кадровая политика отрасли.
Рынок труда в нефтедобывающей отрасли характеризуется постепенной, возможно, несколько замедленной, трансформацией в сторону прозрачности, приходя к более благоприятному, открытому виду. В данном случае принципиальная разница между отечественными и западными нефтяными компаниями заключается в двух основных пунктах: это размер оплаты труда и повышение квалификации персонала. В целом, кадровая политика России до сих пор существенно отстаёт от кадровой политики иностранных компаний. Кроме этого, принципиальные различия затрагивают системы мотива-ционных политик, компенсаций и социальных программ.
Говоря о номинальных зарплатах и окладах, можно констатировать, что денежные вознаграждения в иностранных компаниях выше, несмотря на то, что на Западе не практикуются «серые» схемы финансирования. Премиальные выплаты, принятые в зарубежных компаниях, более значительно, чем в российских, зависят от личного вклада человека и эффективности работы подразделения в целом. Другим отличительным моментом является степень внимания, которое иностранные компании уделяют развитию и обучению персонала.
Емкость рынка труда в нефтедобывающей отрасли также растет с каждым годом - отечественные добывающие предприятия активно развиваются и постоянно нуждаются в притоке новых кадров [12]. Именно поэтому, на самом деле нефтегазовые вакансии не являются дефицитом, однако для того, чтобы претендовать на них, необходима серьезная подготовка. При этом, соотношение спрос-предложение на кадровом рынке нефтедобывающей отрасли за последние годы было в пользу нефтяных компаний, при соотношении количества соискателей к количеству вакансий колеблющемся от 1,5 до 2.
При сравнении уровня зарплат, предлагаемых работодателями, с уровнем денежных ожиданий соискателей, наблюдается обратное соотношение: в зарубежных компаниях работодатель готов платить почти в два раза больше, чем того ожидает кандидат на вакантное место [7].
Главная причина подобного парадокса - дефицит высококвалифицированных специалистов. Профессионалы приближаются к пенсионному возрасту, а заменить их пока некем. Молодежи нужно время, чтобы приобрести необходимый уровень квалификации. Это естественное положение вещей принято во внимание западными компаниями и стимулирует их уделять повышенное внимание профессиональному развитию молодых специалистов. Таким образом, в настоящий момент практически во всех структурах нефтегазового сектора существуют программы по подготовке кадрового резерва. Поскольку процесс добычи нефти характеризуется наличием большого количества сложных и дорогостоящих операций (одним из примеров можно назвать бурение скважин), для успешного выполнения которой требуется опыт. К тому же, необходимость освоения шельфовых месторождений предъявляет повышенные требования к квалификации специалистов, а также повышает спрос на иностранный персонал с опытом шельфовых проектов.
Другой причиной сложившейся в российских компаний политики оплаты труда является стремление попасть в нефтегазовую отрасль специалистов общей направленности (финансисты, специалисты административного управления и другие). Это обусловлено тем, что уровень доходов сырьевых компаний объективно значительно выше, чем в других отраслях промышленности России. То есть, такое положение будет устойчиво сохраняться до тех пор, пока Россия остаётся сырьевой страной.
Зачастую предприятия нефтедобывающей отрасли являются градообразующими предприятиями, что накладывает заметный отпечаток на всю кадровую политику. По мнению экспертов в отрасли востребованы практически все задействованные в ней специалисты [7]. Однако, наибольший спрос наблюдается для работников добывающей сферы, что связано как с увеличением объемов добычи, так и с инвестированием большого количества средств в новые проекты.
Сравнительный анализ между западными компаниями, работающими в России, и компаниями российскими, демонстрирует принципиально разные подходы к решению кадровых вопросов и вопросов оплаты труда. Основное отличие заключается в степени открытости и цивилизованности подбора персонала. В этом смысле российские нефтяные компании очень отстают от западных. Лишь самые крупные отечественные компании на сегодняшний день производят пересмотр своей кадровой политики. В целом же российские нефтегазовые компании отличаются от представителей других отраслей значительной степенью закрытости для рынка труда [7]. Для них не характерно сотрудничество с кадровыми агентствами, поскольку для них высока степень протекционизма. В основном вакансии закрываются по рекомендациям сотрудников, приглашающих своих знакомых.
Таким образом, можно констатировать, что в России не существует практики целенаправленного подбора персонала для нефтегазовой отрасли. Однако, постепенные трансформации приводят к тому, что на сегодняшний день можно найти более десяти отечественных и иностранных рекрутинговых фирм, оказывающих услуги по подбору персонала в этом секторе экономики [7]. Иностранные рекрутинговые фирмы имеют в основном английское и американское происхождение, и появились на российском рынке вслед за своими клиентами, такими как ТНК-ВР, Royal Dutch Shell, Exxon Mobile. По мнению экспертов, сформировавшийся рынок найма, обучения и развития персонала характерен именно для зарубежных фирм, особенно на уровне сотрудников среднего звена [7].
Необходимо отметить, что любая реструктуризация, вне зависимости от отрасли, масштаба и целей, приводит к движению специалистов. Таким образом, реструктуризация нефтегазового сектора приведёт к «сепарации» нынешних сотрудников отрасли. Профессионалы высокого класса и опытные работники отрасли, будут востребованы в отрасли после реструктуризации. Сотрудники, попавшие в данный сектор по протекции, не обладающие при этом необходимыми навыками и опытом, с большой вероятностью после
реструктуризации покинут нефтегазовую сферу.
* * *
Нефть остается одним из основных видов топлива. На нее приходится около 73 суммарного производства энергоресурсов России.
Высокий уровень выработанности наиболее крупных нефтяных месторождений, повышение доли трудноизвлекаемых запасов нефти, низкие темпы ввода в эксплуатацию новых небольших месторождений, сокращение объемов геологоразведочных работ - все это в ближайшей перспективе может привести к существенному сбою в работе минерально -сырьевого комплекса.
Особенности позднего периода разработки нефтяных месторождений требуют существенного изменения направлений работ по совершенствованию разработки, контролю и регулированию выработки эксплуатируемого объекта, что влечет за собой дополнительные эксплуатационные затраты.
Ситуацию усугубил мировой финансовый кризис 2008-2009 гг. С целью сохранения прибыльности бизнеса нефтегазодобывающие предприятия отрасли вынуждены были оптимизировать деятельность, отказываясь от инвестиций в развитие своей ресурсной базы.
Результаты проведенного анализа производственно-финансовой деятельности нефтяных компаний дают возможность предполагать, что вклад нефтедобывающей промышленности в развитие экономики России и в будущем будет значительным, если будут учтены объективно ухудшающиеся условия добычи нефти и приняты соответствующие меры по реформированию технологической и отраслевой структуры нефтедобывающей промышленности.
Процесс реструктуризации необходим для современного нефтяного бизнеса, так как он дает возможность повысить эффективность деятельности предприятий и достичь обозначенных стратегических целей государства.
Высокая зависимость от экспорта природных ресурсов и одновременно снижающиеся показатели добычи нефти, глубокие структурные деформации связанные с монополизацией разработки шельфовых проектов, слабое развитие ряда рыночных институтов обусловливают необходимость осуществления активных структурных преобразований отечественной нефтедобывающей промышленности. Последствиями экономического кризиса 2008-2009 гг. в нашей стране оказалось существенное снижение темпов развития ресурсной базы углеводородов, связанное со свертыванием инвестиционных процессов. Это может привести к консервации существующей структуры промышленности еще на несколько лет, что не отвечает долгосрочной стратегии государства в области добычи углеводородного сырья.
Реструктуризация нефтепромышленной области необходима для повышения эффективности непосредственно в области добычи полезных ископаемых при одновременном повышении рациональности в области добычи, разведке и разработке новых месторождений и переработки сырья, что позволит увеличить сроки и качество эксплуатации имеющейся ресурсной базы, как разведанных запасов, так и потенциальных.
Список литературы:
1. Аналитический бюллетень Нефтегазодобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность: тенденции и прогнозы [Электронный ресурс]. -М., 2013. - Выпуск № 9. - Режим доступа: http://vid1.rian.ru/ig/ratings/oil9.pdf (дата обращения: 17.05.2013).
2. Большой политехнический энциклопедический словарь «Нефтяная и газовая промышленность России» / А.И. Резник. - М.: ООО «Нефть-Инжиниринг», 2008. - 768 с.
3. Еремин Н.А. Ресурсная база нефти и газа арктического шельфа России [Электронный ресурс] // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. -2002. - Выпуск 2 (2). - Режим доступа: http://oilgasjournal.ru/2009-1/3-rubric/ eremin.html (дата обращения: 22.05.2013).
4. Закон РФ №2395-1ФЗ «О недрах» от 21.02.1992. - Ст. 9.
5. Коржубаев А.Г. Нефтегазовый комплекс России в условиях трансформации международной системы энергообеспечения / Науч. ред. А.Э. Конто-рович. - Новосибирск: Академическое изд-во «Гео», 2007.
6. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Современное состояние и прогноз развития нефтегазового комплекса России на ближайшие десятилетия XXI века с учетом международных тенденций [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/6/014.pdf (дата обращения 17.05.2013).
7. Нефтегазовая отрасль: спрос - предложение - тенденции [Электронный ресурс] // Планета HR. - Режим доступа: http://planetahr.ru/publication/629.
8. BP Statistical review of world energy 2011 [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_ english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2011/STAGING/local_ assets/pdf/statistical_review_of_world_energy_full_report_2011 .pdf.
9. Energy Company & Transaction Research. IHS Herold [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.ihs.com/products/herold/index.aspx (дата обращения 22.05.2013).
10. http://www.uv66.ru/upload/information_system_24/1/8/7/item_18734/ Energy_2013.pps (дата обращения: 14.05.2013).
11. http://www.vipstd.ru/journal/gl/globus2.pdf (дата обращения 16.05.2013).
12. http://www.oilcareer.ru/publ/16-1-0-568 (дата обращения 18.05.2013).
13. http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Future-of-the-oil-2011-RU/ $FILE/Future-of-the-oil-2011-RU.pdf (дата обращения: 22.05.2013).
14. http://burneft.ru/archive/issues/2009-10/2 (дата обращения 22.05.2013).
15. http://www.mineral.ru/Analytics/rutrend/151/467/grr.pdf (дата обращения: 22.05.2013).
16. http://www.miningexpo.ru/articles/461 (дата обращения: 22.05.2013).
17. http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Performance-2-RU/$FILE/ Performance-2-RU.pdf (дата обращения: 22.05.2013).
