Импорт машин и оборудования для нефтегазовой отрасли России

Импорт машин и оборудования для нефтегазовой отрасли России

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. МИРОВАЯ ТОРГОВЛЯ МАШИНАМИ И ОБОРУДОВАНИЕМ
• 1.1 Тенденции развития и особенности торговли машинами и оборудованием на современном этапе
• 1.2 Значение и современное состояние нефтегазовой отрасли России
• 1.3 Производство нефтегазового оборудования в РФ
• 2. ИМПОРТ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РФ
• 2.1 Обоснование потребности нефтегазовой промышленности РФ в импортном оборудовании
• 2.2 Особенности импорта и формы торговли нефтегазовым оборудованием в РФ
• 2.3 Формирование основных условий контракта на импорт нефтегазового оборудования
• 3. ПРОГНОЗНЫЕ ОЦЕНКИ РАЗВИТИЯ ИМПОРТА НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ С УЧЕТОМ ВСТУПЛЕНИЯ РОССИИ В ВТО
• 3.1 Проблемы и перспективы развития отечественного нефтегазового машиностроения
• 3.2 Проблемы и перспективы развития импорта нефтегазового оборудования в связи с перспективой вступления России в ВТО
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
• ВВЕДЕНИЕ

• Актуальность темы

  работы. Нефтегазовый комплекс — важнейшая отрасль экономики России. На ее территории сосредоточено около 6% всех мировых разведанных запасов нефти и 24% - природного газа. На долю нефтегазового комплекса приходится: 18% производства ВВП, четверть промышленного производства, более двух третьих стоимости экспорта, значительная часть валютных поступлений и доходов федерального бюджета страны.

• Глобальный финансовый кризис и падение мировых цен на нефть и газ сказались на развитии нефтегазового комплекса во всем мире, что привело к сокращению производства и потребления энергоносителей. Кризис повлиял и на нефтегазовую отрасль России, темпы развития которой сегодня отстают от темпов роста ВВП страны.
• Однако негативные тенденции в нефтегазовом комплексе России нельзя объяснить лишь глобальным спадом в экономике, скорее он послужил катализатором существующих проблем в отрасли: слабая техническая оснащенность нефтегазового комплекса России, отставание в разработке и освоении новых технологий, низкая культура использования запасов недр, отсутствие долгосрочных планов по разведке и освоению ресурсов и т. д. Эти проблемы присущи не только России, но и ряду других нефтедобывающих стран. Для мирового нефтегазового сектора в целом характерен дисбаланс, как в географическом распределении запасов углеводородов, так и в степени развития технологий добычи и переработки нефти и газа между экспортёрами и импортёрами этих ресурсов. Для России главной целью энергетической стратегии на период до 2030 года является создание инновационного и эффективного энергетического сектора, адекватного потребностям растущей экономики и её внешнеэкономическим интересам.
• Достижение поставленной цели невозможно без перевода экономики на инновационный путь развития и ее специализации в международном разделении труда на товарах глубокой переработки, высокотехнологичной продукции, интеллектуальных услугах и товарах с высокой добавленной стоимостью. Это обусловливает необходимость повышения международной конкурентоспособности отрасли, энергетической и экологической эффективности использования углеводородов, интеграции российского нефтегазового сектора в глобальную экономику. Большой вклад в решение этих задач может внести развитие международной производственнотехнологической кооперации с компаниями развитых стран, в частности в области импорта машин и оборудования.
• Международная производственно-технологическая кооперация (МПТК) и международная специализация (МС) являются двумя диалектически взаимосвязанными процессами международного разделения труда (МРТ) и лежат в основе транснационализации бизнеса и глобализации мировой экономики. Среди многих форм внешнеэкономических связей международная производственно-технологическая кооперация и в первую очередь внутриотраслевая вышла на первый план, во многом определяя структуру и объёмы современной международной торговли.
• Развитие МПТК имеет особую важность для России, не только как для крупнейшего обладателя нефтегазовых ресурсов, но и как для страны, производящей и экспортирующей эти ресурсы с низкой степенью переработки. Участие в международной кооперации является одним из ключевых направлений модернизации нефтегазового сектора, что позволит России получить доступ к наиболее передовым нефтегазовым технологиям добычи и глубокой переработки энергоносителей.
• Имеющейся потенциал МПТК в нефтегазовой отрасли России сегодня используется явно недостаточно, а её нормативная и правовая база, в отличие от других стран, практически отсутствует. В то же время ее развитие, при условии соблюдения экономических и геополитических интересов нашей страны могло бы способствовать ускоренному развитию и повышению эффективности не только отрасли, но и национальной экономики в целом.
• Успешная организация МПТК российских нефтегазовых компаний предполагает выработку оптимальной стратегии сотрудничества с партнерами и механизм оценки ее эффективности. Несмотря на все возрастающую роль международной кооперации в деятельности зарубежных нефтегазовых компаний, оба эти аспекта в теории и на практике в России пока проработаны крайне слабо. Сказанное определяет высокую степень актуальности и практической значимости исследования.
• Объектом исследования является импорт нефтегазового оборудования.
• Предметом исследования в данной работе выступает совокупность экономических взаимоотношений, обуславливающих эффективность участия предприятий российского нефтегазового сектора в импорте нефтегазового оборудования.
• Целью работы выступает изучение импорта машин и оборудования для нефтегазовой отрасли России.
• Для достижения этой цели в настоящей работе были поставлены и решались следующие задачи:
• — рассмотреть тенденции развития и особенности торговли машинами и оборудованием на современном этапе;
• — определить значение и современное состояние нефтегазовой отрасли России;
• — изучить производство нефтегазового оборудования в РФ;
• — обосновать потребность нефтегазовой промышленности РФ в импортном оборудовании;
• — сформулировать особенности импорта и формы торговли нефтегазовым оборудованием в РФ;
• — рассмотреть формирование основных условий контракта на импорт нефтегазового оборудования;
• — сделать прогнозные оценки развития импорта нефтегазового оборудования с учетом вступления России в ВТО. Теоретической и методологической базой исследования послужили работы российских, зарубежных ученых и специалистов в области современных теорий международной торговли и их применения в решении проблем международной производственной кооперации и интеграции, функционирования мировых товарных рынков и формирования механизма осуществления импорта машин и оборудования для нефтегазовой отрасли.
• Основы методологии изучения данного вопроса были заложены в работах таких учёных как: А. Смита, Э. Хекшера, М. Портера, А. Маршалла, С. Холленссена, П. Самуэльсона, А. Зельтера, Д. Норткотта, Ф. Шультца, Х. Дидриха, А. Шверка и др. Среди российских авторов следует выделить труды: Ю. Ф. Кормнова, Ю. В. Пискулова, П. С. Завьялова, Р. А. Новикова, Л. А. Родина, А. Н. Спартака, Ю. В. Шишкова, А. К. Шуркалина и Щедрова Е.В.
• При выполнении исследования использовались: диалектический, логический, дедуктивный и индуктивный методы, системный, сравнительный, структурно-функциональный подходы, системно-статистический анализ, моделирование и прогнозирование.

1. МИРОВАЯ ТОРГОВЛЯ МАШИНАМИ И ОБОРУДОВАНИЕМ

1.1 Тенденции развития и особенности торговли машинами и оборудованием на современном этапе

Импорт нефтегазового оборудования является одним из наиболее актуальных вопросов на сегодняшний день. Актуальность работы заключается в том, что за последние годы значение нефтегазового сектора для экономики России существенно возросло и он начал играть ключевую роль для экономики всей Российской Федерации.

В нефтегазовой промышленности требуется разработка новых месторождений и увеличение нефтедобычи, модернизация нефтеи газоперерабатывающих предприятий и применение новых технологий для повышения конкурентоспособности, развитие транспортной и энергетической инфраструктуры, модернизация нефтегазового комплекса, внедрение инновационных технологий и реализация инновационных проектов, а также повышение качества российских нефтепродуктов.

Все это требует обширных инвестиций и поставок больших объемов современного качественного нефтегазового оборудования. Поскольку российский машиностроительный комплекс не в состоянии полностью удовлетворить потребности в современном надежном оборудовании, встает вопрос об его импорте, объемы которого с каждым годом увеличиваются.

Увеличение продаж бурового оборудования в 2000;2007 гг. фиксировалось во всех крупных странах — производителях нефти. Наиболее высокие темпы демонстрировали США, Канада, Китай и Россия. Так, объем продаж в США вырос более чем в 4 раза, достигнув $ 20 млрд (это более половины от всего мирового рынка) (табл. 1.1).

Таблица 1.1 Структура спроса на нефтегазовое оборудование, 1997;2011, $ млрд

Увеличение спроса и рост мировых цен на нефть существенно повысили привлекательность новых проектов. Началась реализация ряда крупных проектов на глубоководном шельфе, разработка нетрадиционной нефти (нефтяные пески в Канаде, Венесуэле), значительно выросли инвестиции в добычу традиционной нефти в США, Канаде, а также в ведущих развивающихся странах. Общий рост инвестиций в нефтегазовый комплекс сопровождался значительным увеличением спроса на нефтегазовое оборудование (рис. 1.1).

За 2002;2007 гг. общие затраты на нефтегазовое оборудование выросли более чем в 2 раза, достигнув $ 74 млрд. Столь значительные темпы роста были связаны, прежде всего, с увеличением физических объемов закупок — из-за необходимости обновлять оборудование, введенное в период высоких цен на нефть (1970;1980;х гг.).

Рис. 1.1 Динамика капиталовложений по 14 крупнейшим публичным нефтегазовым компаниям

Другим важным фактором роста закупок нового оборудования стало изменение структуры продаж —смещение в сторону оборудования, предназначенного для разработки месторождений на шельфе, месторождений с более сложными геологическими условиями.

Структура производства нефтегазового оборудования значительно отличается от структуры спроса (табл. 1.2). Основные производители нефтегазового оборудования расположены в США и Западной Европе. Крупными производителями нефтегазового оборудования являются также Япония и Южная Корея. Это обусловлено как более высоким техническим уровнем развития этих стран, так и (в случае США) наличием большого собственного рынка.

Таблица 1.2 Структура производства нефтегазового оборудования, 1997;2011, $ млрд

В большинстве регионов мира импорт нефтегазового оборудования играет вспомогательную роль в обеспечении отрасли необходимой техникой и часто связан с имеющимися внутри или межкорпоративными связями. За исключением стран Ближнего Востока и Африки, не располагающими собственными машиностроительными технологиями и не имеющими национальных кадров для развития машиностроения, в остальных регионах мира доля чистого импорта нефтегазового оборудования не превышает 20−25%. В странах Ближнего Востока и Африки чистый импорт превышает 60% от всех закупок нефтегазового оборудования, доходя по отдельным странам до 100%. Однако ряд крупных стран — производителей нефти в этих регионах стремятся развивать производство нефтегазового оборудования внутри страны для повышения безопасности снабжения НГК оборудованием. Ни один из крупных производителей нефти, уже имеющих собственное производство нефтегазового оборудования, не отказался от развития внутреннего производства нефтегазового оборудования.

На протяжении 2000;2010 гг. объемы бурения в целом по миру значительно возросли. По сути, наблюдалось возрождение этой сферы нефтегазового комплекса после многолетней стагнации в 1990;х гг., когда на фоне низких цен на нефть и созданного в 1980;е гг. запаса добычных мощностей объемы нового бурения значительно сократились. За 2000;2010 гг. число работающих буровых установок в мире выросло почти в 1,9 раза, в результате значительно выросли объемы эксплуатационного и разведочного бурения (табл. 1.3).

Таблица 1.3 Число работающих буровых установок, 2000;2011, единиц

Значительно выросли объемы бурения в США: в 2010 году в стране работало порядка 2,1 тыс. буровых установок против 1,1 тыс. годом ранее. Благодаря росту объемов бурения, удалось существенно замедлить темпы снижения добычи, однако преодолеть негативный тренд к снижению добычи полностью пока что не получилось. Кризисные явления в 2011 году привели к серьезному сокращению объема буровых работ, среднее число работающих буровых установок по итогам 2011 года снизилось до уровня 2002;2003 гг. Однако начиная с середины 2011 года наблюдается постепенное восстановление активности, что связано с улучшением ситуации на мировом рынке нефти и, как следствие, с пересмотром рядом нефтегазовых компаний инвестиционных планов в сторону увеличения (табл. 1.4).

Таблица 1.4 Структура спроса на буровое оборудование, 1997;2011, $ млрд

В Латинской Америке существенно нарастили объемы бурения Бразилия и Венесуэла. Так, за 2000 — 2010 гг. число буровых установок, работающих в Бразилии, выросло в 2 раза. Причем, во время кризиса Бразилия не сократила, а нарастила объемы бурения, к концу 2011 года выйдя на первое место по числу работающих буровых установок в Латинской Америке. Значительно выросли объемы бурения в КНР, что связано с разработкой новых месторождений на севере страны и на шельфе (табл. 1.5).

Таблица 1.5 Структура спроса на буровое оборудование, 1997;2011, $ млрд

В докризисный период нарастили объемы бурения и ведущие страны ОПЕК — Саудовская Аравия и Иран. И хотя общее число буровых, работающих в этих странах, относительно невелико (в сравнении с США или Россией), наличие гигантских нефтяных месторождений, разрабатываемых относительно редкой сеткой высокодебитовых скважин, позволяет при относительно небольшом объеме бурения добиваться расширенного воспроизводства запасов и наращивать объемы добычи.

За исключением стран Ближнего Востока и Африки, в принципе не располагающих собственными машиностроительными технологиями и не имеющих национальных кадров для развития национального машиностроения, в остальных нефтедобывающих регионах мира доля чистого импорта нефтегазового оборудования не превышает 20−25%.

В целом мировой кризис привел к снижению объемов бурения, однако начиная уже с середины 2011 года ситуация в большинстве регионов начала улучшаться, что было связано как с восстановлением достаточно высоких цен на нефть, так и с поддержкой национальных нефтяных компаний в ряде стран.

Резкое увеличение инвестиций и рост объемов бурения привели к серьезным изменениям в структуре мирового рынка нефтегазового оборудования. Если на промысловое оборудование в конце 1990;х гг. приходилось более половины от всех закупок нефтегазового оборудования, то к 2007 году на этот сегмент рынка пришлось всего 35% от общих продаж. Наиболее заметно (более чем в 4 раза по сравнению с концом 1990;х гг.) выросли продажи бурового оборудования, что отражает как необходимость замены старого оборудования, закупленного в предыдущий период высоких нефтяных цен, так и увеличение объемов буровых работ.

Для обеспечения производства конкурентоспособного нефтепромыслового оборудования необходима концентрация основных технологических звеньев — КБ, производства комплектующих и конечной сборки.

Увеличение продаж бурового оборудования в 2000;2011 гг. фиксировалось во всех крупных странах — производителях нефти. Однако наиболее высокие темпы роста продемонстрировали США, Канада, Китай и Россия. Так, объем продаж в США в 2000;2011 гг. вырос более чем в 4 раза, достигнув $ 20 млрд (более половины от всего мирового рынка), основным драйвером роста стала разработка новых месторождений и необходимость обновления самого большого в мире парка бурового оборудования. В 2000;2007 гг. значительно выросли объемы продаж бурового оборудования в странах Ближнего Востока, Африки и Латинской Америки (более чем в 3 раза), что связано с развитием добычи на шельфе.

1.2 Значение и современное состояние нефтегазовой отрасли России

В 2011 году Россия третий год подряд продемонстрировала положительную динамику добычи нефти. При этом объем добычи достиг рекордного значения (рис. 1.2).

Рис. 1.2 Добыча нефти с газовым конденсатом

Объем добычи нефти и газового конденсата по версии Росстата составил в 2011 году 509 млн т (рост по сравнению с 2010 годом на 0.8% или на 4 млн т), а по версии Минэнерго — 511.3 млн т (рост на 1.2% или на 6.3 млн тонн). В дальнейшем, как базу для сравнения, будем использовать объем добычи по версии Росстата. Отметим, что изначально правительство планировало меньший объем добычи — 505 млн т, но во второй половине года прогноз был пересмотрен в сторону увеличения и, соответственно, был пересмотрен прогноз 2012 года.

Увеличение объема добычи сверх плана произошло за счет успешной реализации проектов нефтяных компаний в Восточной Сибири по наращиванию извлечения нефти из новых месторождений. Так, произошло увеличение среднесуточной добычи на Ванкорском, Талаканском и Верхнечонском месторождениях. Кроме того, возобновилась положительная динамика добычи в Сахалинской области. Существенный прирост за счет новых шельфовых месторождений на Каспии отмечен в Астраханской области. Почти остановлен спад добычи в Ямало-Ненецком АО за счет Юрхаровского газоконденсатного месторождения.

Отметим также, что в 2011 году компании продолжали уделять большое внимание повышению извлекаемости нефти за счет техникогеологических мероприятий. В связи с этим наблюдалась положительная динамика добычи в некоторых регионах, где разрабатывают старые месторождения.

Единственный большой минус к производственным результатам отрасли в 2011 году — это углубление спада в Ненецком АО. Если бы «ЛУКОЙЛу» удалось стабилизировать добычу на Южно-Хыльчуюском месторождении, как он это планировал, то объем добычи нефти в целом по России мог бы составить около 512 млн т, а прирост относительно 2010 года — 1.6%.

Примечательно, что почти половину прироста добычи в 2011 году обеспечил газовый конденсат. Его добыча за год выросла на 15% (на 2.7 млн тонн) и достигла рекордного уровня. Причем прежний рекорд превышен на 14.7%. В наибольшей степени такой прирост обеспечен за счет освоения «НОВАТЭКом» Юрхаровского месторождения, а также за счет разработки «ЛУКОЙЛом» нефтегазоконденсатного месторождения им. Корчагина на шельфе Каспийского моря. В 2011 году также планировалось начать освоение газоконденсатного Приразломного месторождения, но его запуск отсрочен до 2012 года.

Как уже говорилось выше, Россия продолжает удерживать первенство по добыче нефти в мире, но это первенство может быть утрачено уже в 2012 году. В 2011 году Саудовская Аравия продемонстрировала, как легко она может увеличить добычу сразу на 50 млн т. Российской нефтедобыче такая мобильность и маневренность не под силу. Она с большим трудом увеличила добычу на 4−6 млн т (по разным оценкам). Если Саудовская Аравия в 2012 году задастся целью заменить Иран на мировом рынке, то она вернет себе мировое лидерство, утраченное десять лет назад.

В региональной структуре нефтедобывающей промышленности в 2011 году сохранилась тенденция сокращения добычи в Западной Сибири (в Ханты-Мансийском АО и Ямало-Ненецком АО) при одновременном увеличении добычи во многих других регионах.

Наибольший вклад в общероссийский прирост добычи в 2011 году внесла Иркутская область

В наибольшей степени на общую динамику повлияло существенное увеличение добычи в Восточной Сибири (в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Якутии). Без учета добычи на трех восточносибирских месторождениях (Ванкорском, Верхнечонском и Талаканском), разработка которых началась совсем недавно — в 2008;2009 годах, объем добычи в России составил бы в 2011 году 483.6 млн тонн. В сумме добыча на эти трех месторождениях выросла за год на 36.4% или на 6.8 млн тонн.

Как видно из табл. 1.6, Иркутская область сохранила такой же темп роста, как и 2010 году, и стала лидером по этому показателю среди нефтедобывающих регионов. Причем этот регион обеспечил максимальный прирост добычи в физическом выражении — 3.3 млн тонн.

Таблица 1.6 Добыча нефти в регионах России

Помимо Верхнечонского месторождения, разрабатываемого совместно «Роснефтью» и «ТНК-ВР», положительную динамику добычи в Иркутской области обеспечивает ООО «Иркутская нефтяная компания» (ИНК), которая увеличила добычу в 2011 году на 95% до 1.2 млн тонн. Кроме того, ЗАО НК «Дульсима» увеличило добычу в 6 раз до 317 тыс. тонн.

В 2012 году добыча на Верхнечонском месторождении может увеличиться еще на 2 млн т. В свою очередь, «ИНК» собирается нарастить добычу на 0.8 млн т. Таким образом, прирост добычи в Иркутской области может составить около 3 млн т.

Вторым регионом по темпам роста добычи в 2011 году стала Республика Якутия. Увеличение добычи почти на 60% по сравнению с 2010 годом было обеспечено месторождениями Талаканским и Алинским, разрабатываемым «Сургутнефтегазом». В сумме на этих месторождениях было добыто 5.4 млн тонн, что на 62% больше, чем годом ранее. «Сургутнетфтегаз» планирует в 2012 году довести добычу в Якутии до 7 млн. То есть в 2012 году Якутия обеспечит около 1.6 млн тонн прироста добычи.

Высокие темпы роста добычи продолжает демонстрировать юг Тюменской области. Такой рост связан с разработкой месторождений Уватского проекта, который реализуется компанией «ТНК-ВР». Ожидается что до 2015 года в этом регионе прирост добычи будет составлять около 1 млн т в год.

В Красноярском крае, который в 209−2010 годах был лидером среди регионов по темпам роста добычи, в 2011 году рост замедлился. Тем не менее, в физическом выражении прирост добычи составил 2.5 млн тонн — это второй результат в стране после Иркутской области. Красноярский край поднялся на шестое место в рейтинге нефтедобывающих регионов и вплотную приблизился к Сахалинской области, хотя еще три года назад нефть здесь почти не добывалась. Быстрый рост добычи в регионе обеспечен освоением «Роснефтью» Ванкорского месторождения.

В 2012 году темп роста добычи в Красноярском крае может немного повыситься — до 19−20%. Во всяком случае, «Роснефть» планирует довести уровень добычи на Ванкорском месторождении до 18 млн т. Таким образом, прирост добычи в Красноярском крае может составить около 3 млн т.

Высокие темпы роста в последние два года демонстрирует Астраханская область. В отличие от многих других регионов, рост добычи здесь обеспечен газовым конденсатом. «Газпром» уже давно разрабатывает на шельфе Астраханское газоконденсатное месторождением. Кроме того с 2010 года «ЛУКОЙЛ» стал добывать на шельфе Каспийского моря газоконденсат на месторождении им. Корчагина. В 2012 году «ЛУКОЙЛ» планирует еще начать разрабатывать здесь месторождение им. Филановского. Можно ожидать, что в 2012 году прирост добычи в регионе составит около 400 тыс. т.

В 2011 году возобновился рост добычи в Сахалинской области. Он был обеспечен вводом в конце 2010 года месторождения Одопту проекта «Сахалин-1». Согласно данным «Роснефти», которая участвует в разработке этого проекта, добыча по проекту «Сахалин-1» выросла за год на 22.6% до 7.9 млн т. Данных по «Сахалину-2» пока нет. Администрация Сахалинской области планирует, что в 2012 году в регионе будет добыто 15.8 млн тонн нефти, то есть на 4% или на 600 тыс. тонн больше, чем в 2011 году.

Наихудший результат из всех нефтедобывающих регионов в 2011 году продемонстрировал Ненецкий АО, где добыча снизилась на 23% или на 4.1 млн т. Снижение добычи происходит второй год подряд из-за ошибки в оценке запасов на Южно-Хыльчуюском месторождении, где добыча снизилась почти в два раза.

Велика вероятность, что в 2012 год спад добычи в Ненецком АО будет остановлен либо составит не более 0.5 млн. т. Во-первых, «ЛУКОЙЛ» старается стабилизировать добычу на Южной Хыльчуе. Во вторых, в конце 2011 года компания Alliance Oil начала добычу на Колвинском месторождении и в 2012 году добыча здесь, по оценке «РИА-Аналитика», может составить около 1.7 млн т. Кроме того, около 100 тыс. т прироста добычи должно обеспечить Харьягинское месторождение, разрабатываемое в рамках СРП. Также около 500 тыс. тонн дополнительной добычи принесет Висовое месторождение, запущенное компанией «Русвьетпетро» в конце 2011 года. Эта же компания собирается начать в 2012 году добычу на ЗападноХоседаюском месторождении.

В главном нефтедобывающем регионе — Ханты-Мансийском АО — добыча нефти сокращается четвертый год подряд. В 2011 году спад добычи углубился, как в процентном, так и в физическом выражении. Если в 2010 году по сравнению с 2009 годом спад добычи составил около 2 млн т, то в 2011 году по сравнению с 2010 годом — около 5 млн т. Многие старые месторождения округа уже вошли в стадию высокой выработанности, а новые крупные месторождения в эксплуатацию не вводятся.

В 2012 году спад добычи в округе, скорее всего, сохранится, но величина спада будет меньше, чем в 2011 году. Хотя крупнейшая добывающая компания в округе «Юганскнефтегаз» (входит в состав «Роснефти») первоначально планировала сократить добычу на 1 млн т, но «Роснефть», подводя итоги января 2012 года, уже заявила, что, возможно план будет перевыполнен, и снижение добычи составит около 0.5 млн. т. Также может произойти частичная стабилизация добычи на Самотлорском месторождении. Поэтому спад добычи в физическом выражении в ХМАО в 2012 году будет меньше, чем в 2011 году и составит около 2−3 млн т.

В Ямало-Ненецком АО также произошло снижение добычи, но оно было сравнительно небольшим. Если в 2010 году спад добычи составил более 5%, то в 2011 году — всего 0.2%. Таким образом, можно говорить о стабилизации добычи нефти в регионе.

Стабилизация произошла, в основном, за счет увеличения добычи газового конденсата компанией «НОВАТЭК» на 13.5% до 4.1 млн т. В 2012 году ожидается начало добычи нефти на Приразломном месторождении на шельфе Печорского моря. Планировалось, что добыча здесь начнется в 2011 году, но впоследствии это событие было отсрочено. Предполагается, что годовая добыча здесь будет составлять 6.6 млн т. Однако вряд ли удастся выйти на это уровень в первый же год. Добыча нефти в ЯНАО в 2012 году, скорее всего, выйдет на положительный уровень, прирост добычи, учитывая планы «НОВАТЭКа» составит около 0.5 млн т.

Отметим, что правительственный прогноз предполагает, что добыча нефти в России в 2012 году увеличится в лучшем случае на 0.9 млн т. Однако эксперты «РИА-Аналитика», проанализировав перспективы каждого из нефтедобывающих регионов, считают, что при сохранении мировой цены нефти выше уровня $ 100 за баррель, объем добычи нефти в целом по России в 2012 году увеличится по сравнению с 2011 на 4−6 млн т или на 0.8−1.2% (если брать за базу данные Росстата по добыче в 2011 году). На протяжении последних многих лет поставки нефти на внутренний рынок для переработки растут. Исключением стал только 2009 год, когда было отмечено небольшое снижение.

В 2011 году положительная динамика внутреннего спроса сохранилась, но темп роста в годовом сравнении был самым низким за последние годы и составил 3.4%. При этом объем поставок достиг рекордного значения (рис. 1.2).

Рис. 1.2 Поставки нефти на внутренний рынок для переработки

нефтегазовый промышленность импортный оборудование

Рост спроса на нефть обусловлен увеличением потребления нефтепродуктов на внутреннем рынке, о чем подробнее будет сказано ниже.

На протяжении последних двух с половиной лет цена нефти на внутреннем рынке (цена производителей и цена приобретения промышленными предприятиями) изменялась в соответствии с динамикой мировых цен, однако во II полугодии 2011 года эта согласованность была нарушена.

С июля 2011 года внутренняя цена нефти преимущественно увеличивалась, тогда как цена Urals на внешнем рынке преимущественно снижалась. Во многом это обусловлено тем, что во второй половине года наблюдалось ослабление рубля по отношению к доллару (рис. 1.3).

Рис. 1.3 Цена нефти на внутреннем рынке

В 2011 году произошло снижение экспорта нефти. Согласно данным Минэнерго, экспорт нефти снизился в 2011 году по сравнению 2010 годом на 1.3% до 241.8 млн тонн. Экспорт снижается второй год подряд, но если в 2010 году снижение было почти не заметным, то в 2011 году спад ускорился (рис. 1.4).

Рис. 1.4 Экспорт нефти из России

Сокращение экспорта было обусловлено не столько снижением спроса на российскую нефть, сколько ее недостатком. Как уже говорилось выше, внутренний спрос на нефть вырос за год на 3.4%, тогда как добыча всего на 0.8%. При этом произошло перераспределение экспорта в сторону восточного направления. В 2011 году Россия должна была исполнять экспортные обязательства перед Китаем после запуска в эксплуатацию ответвления от нефтепровода ВСТО. В связи с этим пришлось снижать экспортные поставки в Западную Европу и некоторые страны СНГ.

Отметим, что, несмотря на снижение экспорта в физическом выражении, доходы от поставок нефти за рубеж выросли за год на 33% до $ 171.7 млрд.

Как видно из рис. 1.5 и 1.6, экспорт нефти в страны дальнего зарубежья снизился, тогда как экспорт в страны СНГ увеличился. Согласно данным Федеральной таможенной службы (ФТС), экспорт в дальнее зарубежье снизился на 4.3%, согласно данным ЦДУ-ТЭК — на 3.9%. Рост экспорта в страны СНГ составил 13.7%.

Рис. 1.5 Экспорт нефти в дальнее зарубежье

Отметим, что увеличение экспорта в СНГ произошло, несмотря на существенное сокращение поставок российской нефти в Украину. Положительная динамика была обусловлена резким увеличением экспорта в Республику Беларусь.

Рис. 1.6 Экспорт нефти в СНГ

Распределение экспортных потоков представлено в таблице 5. К данным таблицы следует добавить, что в 2011 году начался экспорт нефти по отводу от нефтепровода ВСТО в Китай. В этом направлении было отправлено 15.1 млн т нефти. В общей сложности по ВСТО, включая терминал Козьмино, было отправлено 30.298 млн т, что почти в два раза больше, чем годом ранее.

В структуре экспорта через терминал Козьмино по итогам 2011 года 27% или 4.1 млн тонн нефти отправлено в США, 19% (2.9 млн тонн) — в Японию, 18% (2.7 млн т) — в Китай, 13% (2 млн. т) — в Южную Корею, 9% (1.4 млн тонн) — в Филиппины, 7% (1 млн тонн) — в Таиланд, 4% (0.6 млн т) — в Сингапур. По 1% от общих поставок направлено в Перу, Индию и Индонезию. Примечательно, что впервые российская нефть сорта ESPO была поставлена в страну Южной Америки — два танкера из Козьмино ушли в направлении Перу. Кроме того, произошло увеличение экспорта нефти в страны АТР из Сахалина примерно на 30% до 13.1 млн т (по данным местной обладминистрации). Общий объем экспорта нефти в восточном направлении с учетом Козьмино, Сахалина и ответвления на Китай составил по итогам 2011 года 43.4 млн т, что на 70% с лишним больше, чем годом ранее (на 18 млн тонн). Из этого следует, что экспорт российской нефти в западные страны дальнего зарубежья снизился за год на 14%.

В 2012 году нефтедобывающий комплекс будет действовать в условиях, когда, с одной стороны, нужно будет увеличивать поставки нефти на внутренний рынок в связи с возможным увеличением спроса, но, с другой стороны, нужно будет заполнять новую экспортную трубу — БТС-2. Частично эта проблема будет решена за счет увеличения добычи, о чем говорилось выше. Также, возможно, будет более активно привлекаться нефть из Казахстана.

Цена нефти Urals колебалась в 2011 году в соответствии с мировой динамикой (рис. 1.7). Среднегодовая цена нефти Urals составила $ 109.6 за баррель, что на 40.1% больше, чем в 2010 году и на 16.2% больше, чем в докризисном 2008 году.

Рис. 1.7 Цена нефти Urals, очищенная от экспортной пошлины и ставки НДПИ

Цена нефти, очищенная от ставки экспортной пошлины и ставки НДПИ, в начале года имела повышательный тренд. В марте был достигнут максимальный уровень этого показателя за весь посткризисный период — $ 39.2 баррель. В мае из-за резкого сокращения мировых цен очищенная цена снизилась ниже уровня $ 30 за баррель, но в дальнейшем этот уровень снова был превышен. Среднегодовой показатель цены очищенной нефти составил в 2011 году $ 31.7 за баррель. Это на 21.3% больше, чем в 2010 году и на 21.8% больше, чем в докризисном 2008 году.

После спада в 2009 году в последующие два года российская нефтепереработка росла, при этом объем первичной переработки по итогам 2011 года достиг очередного рекордного уровня (рис. 1.8).

Рис. 1.8 Первичная пе6реработка нефти

Рост производства был отчасти обеспечен увеличением внутреннего спроса, а также ростом экспорта бензинов.

В товарной структуре нефтепереработки (табл. 1.7) в 2011 году производство всех основных нефтепродуктов достигло исторического максимума.

Таблица 1.7 Производство основных нефтепродуктов, млн. т

При этом наивысший темп рост отмечен в производстве прямогонного бензина (нафты). Также выше среднего зафиксирован темп роста производства топочного мазута. В свою очередь, темп роста производства дизельного топлива был почти нулевой. Сравнительно немного по сравнению с другими нефтепродуктами выросло и производство автомобильного бензина, но, тем не менее, отметим, что этот показатель стал максимальным за последние четыре года. Ускорение роста производства автомобильного бензина связано с увеличением его экспорта.

Согласно первой оценке Минэнерго, внутреннее потребление газа в России составило 496.2 млрд куб м, что на 2.3% больше, чем годом ранее.

Внутреннее потребление газа превысило докризисный уровень синтезировали данные «Газпрома» за последние годы и данные Минэнерго, объем внутреннего потребления в России составил 470.9 млрд куб м. Как видно из рис. 1.9, внутреннее потребление газа превысило прежний максимум 2007 года на 0.8%.

Рис. 1.9 Внутренне потребление газа России

Рост потребления газа был обеспечен ростом всей экономики и реального сектора в том числе. Все основные промышленные потребители газа увеличили производство по итогам 2011 года. Тепловые электростанции увеличили производство электроэнергии на 2.2%, производство азотных удобрений выросло за год на 4.7%, производство цемента — на 11.4%. Сдерживающим фактором для роста внутреннего потребления газа стали погодные условия — 2011 год был в среднем теплее, чем 2010 год. Отметим, что реализация газа на внутреннем рынке компанией «Газпром» (исходя из суммы данных квартальных отчетов) составила по итогам 2011 года 313.2 млрд куб. м, что на 2.7% меньше, чем годом ранее. Впрочем, итоговая оценка Газпрома, как правило, отличается от промежуточной с погрешностью плюс 2.5−3%. По оценке экспертов «РИА-Аналитика», реализация «Газпрома» на внутреннем рынке сохранилась на уровне прошлого года — 322 млрд куб. м газа.

Доля «Газпрома» на внутреннем рынке газа постепенно сокращается. Например, в 2010 году она составляла 62.5%, тогда как в 2006 году была 64.3%. Вместе с тем компания «НОВАТЭК» увеличивает свою долю на рынке. Эта компания уже поставляет газ на рынок Челябинской области, а также для электростанций компании «ОГК-1». Кроме того, в СМИ сообщалось, что в 2012 году на газ «НОВАТЭКа» должны перейти электростанции компании «ОГК"-3.

Согласно данным Федеральной таможенной службы, экспорт газа из России вырос в 2011 году по сравнению с 2010 годом на 6% до 161.7 млрд куб. м. В том числе экспорт в страны дальнего зарубежья увеличился на 8.9% до 117 млрд куб. м, а в страны СНГ снизился на 1.3% до 44.7 млрд куб. м. Впрочем, данные ФТС не включают экспорт в Республику Беларусь, поэтому последняя цифра фактически отражает только экспорт газа в Украину.

На рис. 1.10, показана динамика экспорта российского газа с учетом поставок в Белоруссию. Как видно, экспорт растет второй год подряд, но докризисного уровня не достиг. В 2011 году с учетом Белоруссии экспорт газа из России увеличился на 4.4% до 182.3 млрд куб. м.

Рис. 1.010 Экспорт газа из России

В течение года динамика экспорта была неодинаковой. В первом полугодии потребители газа старались по максимуму загрузить свои газохранилища, ожидая, что во втором полугодии произойдет существенное повышение цен. В первом квартале рост реализации газа «Газпромом» по сравнению с аналогичным периодом 2010 года составил 31.3%, во втором квартале — 17.6%. В дальнейшем начался спад поставок по сравнению с 2010 годом. В III квартале снижение экспорта составило 5.8%, в IV квартале — 13.2%.

Как уже говорилось выше, во втором полугодии контрактные цены российского газа заметно превышали спотовые цены в Европе. В результате, возросли протестные настроения потребителей, как это уже бывало раньше.

1.3 Производство нефтегазового оборудования в РФ

Российский рынок буровой техники имеет свои особенности, связанные с быстрым развитием в 1970;1980;е гг. и последующим коллапсом в 1990;е гг. Резкое сокращение производства буровых привело к частичной потере конкурентоспособности, а также утрате технологических и кадровых ресурсов. На протяжении 1960;1980;х гг. инвестиции, направляемые на развитие нефтегазового комплекса в СССР, постоянно увеличивались. К 1980 г. добыча нефти выросла до 547 млн тонн против 119 млн тонн в 1960 году, добыча газа за тот же период увеличилась более чем в 10 раз, до 254 млрд куб. метров. Рост добычи нефти и газа позволил полностью обеспечить потребности страны и стать одним из ведущих в мире экспортеров нефти и газа.

Вплоть до середины 1970;х гг. добыча нефти росла как на «новых» (то есть введенных в текущем году), так и на «старых» (введенных в предыдущие годы) скважинах. Однако, начиная с середины 1970;х гг., добыча на «старых» скважинах начала снижаться, что привело к существенному замедлению темпов роста добычи нефти. В 1984 году впервые с начала разработки тюменских месторождений было отмечено сокращение добычи нефти по стране в целом — с 564 млн тонн в 1983 году до 561 млн тонн по итогам 1984 года. Снижение добычи было зафиксировано и в 1985 году. В результате было принято решение существенно нарастить объемы разведочного и эксплуатационного бурения, пересмотрены условия разработки ряда месторождений. В 1988 году был достигнут максимальный объем эксплуатационного бурения — более 39 млн метров, объем глубокого разведочного бурения на нефть и газ превысил 6млн метров. В последующие годы на фоне экономического спада, развала плановой системы объемы бурения неуклонно снижались. К 1998 году объем эксплуатационного бурения упал до 5,3 млн метров (более чем в 7раз по сравнению с советскими максимумами), объем разведочного бурения снизился до 1,3 млн метров.

В 2000;2010 гг. объемы эксплуатационного бурения выросли до 15 млн метров, что было связано с увеличением проходки на действующих месторождениях, а также началом реализации ряда новых проектов — разработка Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, начало реализации новых проектов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Развитие новых проектов под держало отрасль и в 2011 году — объем эксплуатационного бурения сократился лишь на 4,5%, при этом объем проходки на новых месторождениях (срок ввода в эксплуатацию не старше 5 лет) вырос с 1,79 млн метров до 2,17 млн метров. Рынок бурового оборудования является частью нефтегазового комплекса, обеспечивающего сохранение и воспроизводство минерально-сырьевой базы. Во всем мире происходит интенсификация процессов бурения, а также обновление существующего парка бурового оборудования. Производство нефтегазового оборудования (в том числе буровой техники) является стратегической отраслью экономики, поэтому практически все крупные производители углеводородных ресурсов (за исключением стран Ближнего Востока и Африки) имеют развитое внутреннее производство нефтегазового оборудования.

В 2000;2010 гг. объем проходки как в разведочном, так и в эксплуатационном бурении в мире значительно вырос. Существенно нарастили объемы бурения США и Канада (разработка новых месторождений с более сложными геологическими условиями), Россия, КНР, Бразилия и основные страны ОПЕК.

Число работающих буровых за 2000;2010 гг. выросло более чем в 1,9 раза, лидерами по темпам роста стали США, Россия, Канада, а также ряд стран с относительно небольшим числом работающих установок (Бразилия, Иран и т. д.) — эффект низкой базы.

Мировой рынок нефтегазового оборудования является одной из наиболее динамично развивающихся частей нефтегазового комплекса. Рынок нефтегазового оборудования за 1997;2009 гг. вырос в стоимости в 3,3 раза, наиболее высокие темпы роста продемонстрировал сегмент бурового оборудования — увеличение более чем в 4 раза. Столь высокие темпы роста связаны с необходимостью обновления введенного в 1980;е гг. оборудования (период высоких цен на нефть). Большое значение имеет и рост добычи нетрадиционных нефти и газа, увеличение добычи на шельфе, что предъявляет новые требования к используемому оборудованию. В то же время резко сократилась проходка в разведочном бурении. По предварительной оценке, в 2011 году объем разведочного бурения составил всего 0,7 млн метров (снижение более чем на 40% к уровню 2010 года). Быстрое развитие рынка было приостановлено в результате экономического кризиса. Это привело к сокращению инвестиционных программ нефтяных компаний и снижению объемов закупок оборудования, однако, начиная уже с середины 2011 года, на фоне роста цен на нефть ситуация значительно улучшилась.

Для сохранения объемов добычи на текущих уровнях (490−495 млн тонн) необходимо значительно нарастить объемы эксплуатационного и разведочного бурения. Хотя в 2000;х гг. в России значительно выросли объемы эксплуатационного бурения (с 5,3 млн метров в 1998 году до 15 млн метров в 2010 году), при стагнации объемов разведочного бурения этого явно недостаточно. В ближайшие годы неизбежно потребуется наращивать объемы бурения.

По объему парка бурового оборудования Россия занимает 2-е место в мире после США, но на данный момент парк характеризуется высокой степенью износа (более 80%), значительная часть установок произведена в советское время или в начале 1990;х гг. и устарела физически и морально. Для увеличения объемов бурения, освоения новых месторождений в новых нефтегазовых провинциях (Восточная Сибирь) и на шельфе необходимо серьезное обновление парка буровых установок.

По оценке отраслевых экспертов, для сохранения достигнутых объемов добычи (490−495 млн тонн) необходимо увеличение объемов эксплуатационного бурения в 1,5−2 раза, объемов разведочного бурения — не менее чем в 3−4 раза (до 3−4 млн метров). Существующий парк бурового оборудования характеризуется крайне высокой степенью износа, моральным и физическим устареванием большей части эксплуатируемого оборудования и не может выполнить данную задачу.

Российские производители бурового оборудования сохраняют достаточный уровень конкурентоспособности и по ценам, и по качеству для того, чтобы обеспечивать спрос на буровые установки за счет внутреннего производства, однако нет никаких причин обеспечивать специальные преференции иностранным производителям. В последние годы на фоне отмены пошлин на ввоз бурового оборудования и увеличения активности иностранных производителей значительно выросли объемы импорта, что ставит под угрозу надежное обеспечение оборудованием этой стратегической отрасли страны. Для поддержки отрасли и обеспечения ее долгосрочного развития требуется взвешенная государственная политика, обеспечивающая как национальные интересы с точки зрения воспроизводства и расширения минеральносырьевой базы, так и развитие собственного тяжелого машиностроения и производства бурового оборудования, в частности.

В советское время обеспечение нефтегазового комплекса необходимым оборудованием являлось одной из приоритетных задач машиностроения страны. Советский Союз практически полностью обеспечивал себя основными видами нефтегазового оборудования, качество оборудования в целом соответствовало уровню развитых стран (хотя к концу 1980;х гг. наметилось некоторое отставание). К середине 1980;х гг. в России ежегодно производилось 550 570 комплектов буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. Лидером по объемам производства буровых установок являлся «Уралмашзавод», на который приходилось порядка 65−70% от общего объема производства. Этот завод являлся монополистом в производстве установок для бурения скважин глубиной свыше 2500 метров.

В 1990;е гг. спрос на буровое оборудование обрушился, объемы производства буровых установок к 1997 году снизились до 12 комплектов (сокращение более чем в 45 раз к советским максимумам!). Начиная с 19 981 999 гг., производство буровых установок начало постепенно увеличиваться, что было связано с улучшением ситуации в нефтегазовом комплексе, ростом объемов эксплуатационного бурения (по другим видам нефтегазового оборудования ситуация была еще более тяжелой — так, производство турбобуров к 2002 году снизилось более чем в 200 раз по сравнению с советскими максимумами). В результате, по итогам 2002 года, было произведено уже 98 буровых установок. Однако уже в 2003 году было зафиксировано очередное снижение объемов производства — отмена в 2002 году отчислений на воспроизводство минеральносырьевой базы привела к значительному снижению объемов геологоразведочных работ и, как следствие, падению спроса на буровую технику. В последующие три года производство буровых установок колебалось в диапазоне 45−70 комплектов в год. Снижение объемов выпуска было связано как с некоторым ухудшением ситуации на рынке, так и с изменениями в самой отрасли — ситуацией вокруг ОАО «Уралмашзавод» (вывод бурового дивизиона из состава одного из ведущих производителей нефтегазового оборудования). К 2009;2010 гг. на фоне роста объемов бурения и увеличения закупок бурового оборудования нефтяными и нефтесервисными компаниями выпуск буровой техники значительно вырос. В 2010 году был достигнут максимальный объем производства за последние 16 лет (с 1992 года) — 103 комплекта. Экономический кризис привел к значительному снижению объемов закупок новой техники, в результате, по предварительным оценкам, производство буровых установок в 2011 году составило 35 единиц.

За последние годы структура отрасли претерпела значительные изменения, причем в отличие от многих других отраслей промышленности (где преобладала тенденция к консолидации активов, созданию крупных отраслевых промышленных групп) в производстве бурового оборудования не наблюдалось четкой тенденции к консолидации отрасли. Так, в 2004;2005 гг. из структуры одного из ведущих производителей нефтегазового оборудования ОАО «Уралмашзавод» был выведен буровой дивизион, контроль над которым в 2005 году получила группа «Интегра». В 2009 году была создана группа «Кунгур», объединившая Кунгурский и Ишимбайский машиностроительные заводы и ряд других предприятий.

К концу 2011 года более 70% от общего производства буровых установок было сконцентрировано на предприятиях трех компаний — группы «Интегра» (УрБО), Волгоградском заводе буровой техники и группе «Кунгур» (табл. 1.8).

Таблица 1.8 Производство нефтепромыслового и бурового геологоразведочного оборудования, 2008;2010, млрд. руб.

Основной объем производства группы «Кунгур» в сегменте бурового оборудования приходится на мобильные буровые установки грузоподъемностью 100−250 тонн, а также на самоходные буровые установки для бурения поисковых скважин на нефть и газ. Волгоградский завод буровой техники производит стационарные буровые установки грузоподъемностью 100−320 тонн и мобильные буровые установки грузоподъемностью 125−200 тонн. В 2008;2010 гг. компания произвела порядка 40 комплектов буровых установок, ведет активную работу по разработке и внедрению новых технологий, расширению продуктовой линейки. По производству тяжелых буровых установок вело «УрБО» (группа «Интегра»). По данным компании, за последние 4 года (2008;2011 гг.) было произведено более 40 установок. При этом основным поставщиком комплектующих для «УрБО» вплоть до конца 2009 года оставался «Уралмаш», буровые установки продолжали выпускаться под брендом «Уралмаш». Основные разработки, используемые «УрБО», также были сделаны еще в рамках единого «Уралмаша». Де-факто «УрБО» стал центром прибыли в этой производственной цепочке, поэтому разрыв производственных отношений с «Уралмашем» привел к существенному снижению эффективности «УрБО» (увеличение транспортных издержек, сложности с контролем качества из-за увеличения числа поставщиков и т. д.).

Общий рост инвестиций в нефтегазовый комплекс сопровождался значительным увеличением спроса на нефтегазовое оборудование. За 2002;2009 годы общие затраты на нефтегазовое оборудование выросли более чем в 2 раза, достигнув $ 74 млрд. Столь значительные темпы роста были связаны, прежде всего, с увеличением физических объемов закупок — из-за необходимости обновлять оборудование, введенное в период высоких цен на нефть (1970;1980).

Фактически опыт разделения «Уралмаша» показал неэффективность данной модели — для обеспечения действенного, конкурентоспособного производства наиболее приемлемой является модель, сложившаяся в советское время, — концентрация конструкторского бюро, производства комплектующих и конечной сборки в рамках одной компании. В условиях быстро растущего импорта такая консолидация является необходимым условием сохранения производства бурового оборудования в стране как такового. На данный момент в сегменте производства тяжелых буровых установок такими возможностями (объединением всех звеньев производственной цепочки в рамках одной компании) располагает лишь «Уралмаш». От успешного возвращения завода на рынок буровых установок сейчас зависит не только судьба предприятия (возможность значительно нарастить объемы реализации), но и судьба всей отрасли. Сейчас самое время заниматься развитием отрасли для того, что обеспечить ее будущее на десятилетия вперед.

2. ИМПОРТ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РФ

2.1 Обоснование потребности нефтегазовой промышленности РФ в импортном оборудовании

К настоящему времени на рынке продукции тяжелого машиностроения Российской Федерации сложилась критическая ситуация, которая характеризуется:

— снижением продаж из-за недостаточной конкурентоспособности;

— недостатком финансовых ресурсов;

— отсутствием инвестиций в НИОКР и модернизацию оборудования;

— технологическим отставанием;

— моральным и физическим износом производственного оборудования;

— утратами позиций на внешнем и внутреннем рынке.

Этот замкнутый круг существует уже около 20 лет. В результате в 2008 году российский рынок тяжелого оборудования состоял из импортных поставок на 80% по металлургическому оборудованию, более 70% по буровому, почти 70% по карьерным экскаваторам и тяжелому подъемно-транспортному оборудованию.

Сегодня предприятия, добывающие нефть и газ, обеспечивают государству порядка 40%ВВП Российской Федерации. Нефтегазовый комплекс является крупнейшим потребителем промышленной продукции. И хотя, в условиях острой нехватки технического перевооружения, предпочтение пока отдается импортному оборудованию, положительная динамика роста количественных и качественных показателей отрасли отечественного нефтегазового машиностроения позволяет делать оптимистические прогнозы. Но в силу ряда причин, это развитие пока идет по принципу «шаг вперед — два шага назад». Вполне понятно, что поддержание добычи, освоение новых нефтяных и газовых месторождений, создание транспортной инфраструктуры, модернизация существующих фондов нефтегазовой промышленности, а также углубление переработки топливно-сырьевых товаров требуют больших объемов капиталовложений и поставок технологического оборудования.

Однако отечественный машиностроительный комплекс до сих пор еще не может полностью удовлетворить потребности нефтегазовых предприятий в современном высокотехнологичном оборудовании, отвечающем требованиям мирового рынка.

Это обусловлено рядом причин.

Прежде всего, это не конкурентоспособность отечественных аналогов. Технике для нефтегазовой отрасли приходится работать в довольно сложных обстоятельствах: буровое оборудование эксплуатируется, как правило, в условиях сложнонапряженного состояния, значительных динамических, циклически повторяющихся нагрузок, а также интенсивного абразивного и ударно-абразивного изнашивания.

Для нефтепромыслового и нефтегазотранспортного оборудования свойственны различного вида коррозионные поражения. Нефтегазоперерабатывающие комплексы функционируют при повышенных и пониженных температурах, воздействии весьма агрессивных сред, находящихся под высоким давлением. Столь непростые и разнообразные условия эксплуатации определяют комплекс требований к надежности оборудования — безотказности, долговечности, ремонтопригодности.

Несмотря на отдельные достижения российских машиностроителей, по мнению экспертов, в целом рано говорить о высокой конкурентоспособности отечественного оборудования. В числе характеристик, по которым мы пока проигрываем: повышенная ресурсоемкость оборудования; недостаточный уровень надежности и соответствия требованиям экологичности; несовременный дизайн и несоблюдение требований эргономики.

Низкий уровень капиталовложений и инвестиций в отрасль влечет за собой и недостаточное использование при серийном производстве передовых технологических процессов. Дефицит «хай-теков» отчетливо прослеживается, в частности, в сфере поверхностной обработки и упрочнения ответственных деталей. В этом мы также сильно проигрываем зарубежным производителям.

Как известно, до 80% мировой торговли машинами и оборудованием приходится на промышленно развитые страны, которые активно содействуют развитию машиностроения путем инвестиций в НИОКР, применения кредитования, страхования рисков, предоставления преференций. Промышленно развитые страны поставляют все более экономичное, экологически безопасное, надежное и долговечное оборудование на мировой рынок. Ведущими странами в этой области являются США, Япония, Германия, Великобритания, Франция, Италия. Именно на эти страны и приходится подавляющая часть импорта высокотехнологичного нефтегазового оборудования в РФ.

Дополнительным стимулом к увеличению импорта нефтегазового оборудования на российский рынок является и плохой сервис: отсутствие на практике системы послепродажного обслуживания, недостаточная информированность потребителя о свойствах продукции. Эта сфера не только напрямую работает на повышение престижа фирмы, но и сама по себе является экономически весьма привлекательной.

В советские годы на фоне достаточно быстрого развития нефтегазового комплекса в 1960;1980;е наблюдался постоянный рост закупок нефтегазового оборудования, поэтому средний возраст эксплуатируемых в производстве машин был значительно ниже нормативного срока службы (на уровне 10−12 лет), что создало определенный запас прочности.

В 1990;е гг. продолжение использования уже имеющегося оборудования позволило практически полностью прекратить закупки нового оборудования.

Многократное снижение объемов закупок привело к росту износа имеющегося парка нефтегазового, в частности бурового оборудования, к середине 2000;х гг. достигшего 70−80%. Средний возраст парка буровых установок вырос до 15−16 лет (рис. 2.1).

Рис. 2.1 Структура парка буровых установок, 1985;2009, % к итогу

Объем закупок новых буровых установок в период до 2020 года составит не менее 1,7−1,8 тыс. комплектов на общую сумму в $ 10−14 млрд.

Для оценки текущего парка бурового оборудования ИЭФ оценил объемы видимых продаж буровых установок потребителям (как сумма производства внутри страны и чистого импорта) за последние годы и, используя стандартные предположения о темпах выбытия оборудования, пришел к оценке имеющегося парка буровых установок на уровне 1,7−2,0 тыс. установок. Эти оценки совпадают с оценками ряда отраслевых экспертов. Необходимо отметить, что парк имеющегося оборудования существенно отличается от реально эксплуатируемого парка: число работающих буровых установок в стране составляет 700−800 единиц, с учетом установок, находящихся в ремонте, эффективный (действующий) парк буровых установок можно оценить лишь в 850−1000 единиц. Более 90% от имеющегося оборудования составляют установки российского производства, хотя в последние годы происходит экспансия на российский рынок китайских и (в меньшей степени) западных производителей. Однако, несмотря на рост закупок буровых установок в 2008;2010 гг., лишь 30% от всего имеющегося парка буровых имеет срок эксплуатации меньше 10 лет, значительная часть буровых установок была произведена еще в советские годы или в начале 1990;х гг. и к настоящему моменту морально устарела.

Одной из основных особенностей российского рынка нефтегазового оборудования последних 10−15 лет было доминирование расходов на поддержание текущей эксплуатации над расширением производства. В конце 1990;х гг. на буровое оборудование направлялось менее 4% от всех расходов на нефтегазовое оборудование. В последние годы расходы на буровое оборудование возросли до 15−20% от всех затрат на нефтегазовое оборудование, однако положение до сих пор коренным образом отличается от ситуации в странах, ведущих активную политику по расширенному воспроизводству минерально-сырьевой базы, наращиванию объемов добычи. Так, в США расходы на буровое оборудование даже в конце 1990;х гг. не опускались ниже 25% от общих расходов на нефтегазовое оборудование, а в последние годы они выросли до 40−45%. Аналогичным образом развивается отрасль в странах Азии и Латинской Америки. Исключением являются страны Западной Европы, где в последние годы объем расходов на буровое оборудование не превышает 5% от всех затрат на оборудование, что связано с высокой изученностью имеющихся нефтегазовых провинций (прежде всего, Северного моря), крайне низкой вероятностью открытия новых значимых месторождений, вступлением большинства крупных нефтегазовых месторождений в стадию падающей добычи и, как следствие, сокращением объемов эксплуатационного бурения. Другим примером достаточно низких расходов на буровое оборудование являются страны Ближнего Востока и Африки, где эксплуатация высокодебитовых скважин на уникальных месторождениях позволяет при достаточно небольших объемах бурения и относительно низких расходах на нефтегазовое оборудование (в том числе и буровое) обеспечить не только поддержание, но и наращивание нефтедобычи.

Рост расходов на буровое оборудование в последние годы привел к увеличению импорта, особенно в сегменте тяжелых буровых установок. За 2008;2010 гг. объем импорта вырос с 5 единиц в 2008 году до 88 комплектов к 2010 году, основной объем импорта был обеспечен за счет увеличения поставок из КНР. И хотя рекордные показатели 2010 года во многом связаны всего с одной сделкой — покупкой «ВТБ Лизинг» 30 буровых установок в КНР (Sichuan Honghua Petroleum Equipment Co. Ltd), однако и без учета этой сделки наблюдается явная тенденция к росту объемов импорта.

Рост импорта стимулируется отсутствием таможенных пошлин и связанными кредитами на приобретение оборудования иностранных поставщиков, предоставляемых иностранными банками. Особое развитие эта практика получила у китайских банков. Это в значительной степени ставит отечественных и китайских производителей в неравные условия.

Кризис привел к серьезному сокращению объема работ, среднее число работающих буровых снизилось до уровня 2002;2003 годов. Однако, начиная с середины 2011 года, наблюдается постепенное восстановление активности, что связано с улучшением ситуации на мировом рынке нефти и пересмотром рядом нефтегазовых компаний инвестиционных планов в сторону увеличения (табл. 2.1).

Таблица 2.1 Рынок нефтегазового оборудования РФ, 2002;2011, $ млрд

Таким образом, в настоящее время в Россию для нефтегазовой промышленности беспошлинно ввозится насосное, компрессорное, теплообменное и фильтровальное оборудование, вентиляторы, горелки, градирни, буровые установки, дегидраторы, станки-качалки, а также арматура, предназначенная для работы в тяжелых условиях (низкая температура и наличие сероводорода в среде). Таможенные пошлины на импортируемое нефтегазовое оборудование, аналоги которого производятся в России, остались на уровне 5−15%. Например, на муфты установлена пошлина в размере 5%; 10% пошлиной облагаются все виды импортируемой арматуры, за исключением оборудования, к надежности; которого предъявляются повышенные требования, например, если оно предназначенного для эксплуатации при температуре -60°С или -40°С и в среде имеется сероводород.

Данная мера была обусловлена тем, что износ нефтегазового оборудования превышал 50%. При этом многие виды техники в России либо не производятся вообще, либо производятся в недостаточных количествах, либо — недостаточного качества. Эта мера способствовала модернизации нефтегазовой отрасли и ввозу необходимого высокотехнологичного оборудования. В 2006;2008 гг. российские нефтегазовые компании реализовывали масштабные инвестиционные проекты по модернизации существующих и строительству новых производственных мощностей, а, следовательно, закупали зарубежные технику и технологии, пользуясь беспошлинным режимом ввоза. Уже в 2006 г. технологический импорт в Россию увеличился по сравнению с предыдущим годом на 51,3% и составил 65,7 млрд долл. В 2007 г. было импортировано товаров категории «Машины, оборудование и транспортные средства» на 101,7 млрд долл. (увеличился на 55,2%). В 2008 г. импорт технологического оборудования достиг 140,8 млрд долл., увеличившись на 38,5% .

Активному вытеснению российских компаний западными конкурентами способствует отказ ряда нефтегазовых компаний от проведения открытых тендеров при реализации проектов, что не позволяет обеспечить равноправное участие производителей. Объективная реальность такова, что сегодня практически все нефтяные компании работают в закрытом режиме для российских производителей. Насущная необходимость — внедрение антимонопольного контроля при проведении конкурсов на поставку товаров, выполнение работ, оказание услуг не только для государственных нужд, но и естественных монополий («Газпром», «Транснефть, «Транснефтепродукт»). Распределение заказов естественных монополий должно проводиться на тендерной основе, как и в случае использования бюджетных средств. Нефтегазовый комплекс является значительным потребителем промышленной продукции, поэтому от закупок им оборудования зависит загрузка российских предприятий. Чтобы обеспечить техническое перевооружение сырьевых отраслей на основе отечественного, а не импортного оборудования, необходима информация о планах технического перевооружения, потребностях нефтяных компаний, а также сведения о приобретаемой по импорту продукции. С ее помощью российские НИИ, КБи заводы должны разрабатывать импортозамещающую продукцию, планировать загрузку производственных мощностей.

Важнейшим инвестиционным источником для российских промышленных предприятий являются соглашения о разделе продукции (СРП). Объемы подрядных работ по таким проектам исчисляются десятками миллиардов долларов. И здесь необходимо преодолеть информационную закрытость иностранных операторов проектов, начать координировать разработку и производство импортозамещающей промышленной продукции, участвовать в подготовке тендеров на проведение подрядных работ.

Стратегический резерв роста промышленного экспортаэкспансия российских компаний на внешние рынки. В бывшем СССР внешнеэкономические объединения проводили за рубежом буровые работы, занимались нефтедобычей и, естественно, использовали при этом свое оборудование. Российские нефтяные компании сегодня мало участвуют в зарубежных проектах, хотя потенциал для этого есть. К слову, в условиях снижения закупок на внутреннем рынке многим предприятиям нефтегазового машиностроения удалось сохранить рабочие места именно за счет расширения экспорта. Особое место занимает проблема стандартизации и сертификации оборудования для нефти и газа. Существующая в нашей стране система, при всех ее неоспоримых плюсах, нуждается в совершенствовании с учетом общемировых тенденций и ускоряющихся темпов научно-технического прогресса.

Грамотное реформирование кодексов нормативной документации способно напрямую привести к повышению конкурентоспособности нефтегазовой техники.

Рынок оборудования обладает колоссальным потенциалом будущего роста. Ожидается, что объем закупок новых буровых установок в период до 2020 года составит не менее 1,7−1,8 тыс. комплектов на общую сумму в $ 10−14 млрд. Российский рынок является одним из наиболее перспективных в части роста продаж — по числу работающих буровых страна уже сейчас занимает 2-е место в мире после США. Однако, несмотря на сокращение импорта в 2011 году, уже в среднесрочной перспективе возможна ситуация, когда объемы продаж импортной техники превысят 70% от общих продаж (рис. 2.2).

Рис. 2.2 Структура парка буровых установок к 2020 г. при реализации разных сценариев, % к итогу

Таким образом, уже в период до 2020 г. в случае неблагоприятного развития ситуации российские машиностроительные компании могут потерять значительную часть российского рынка. Для поддержки отрасли и обеспечения ее долгосрочного развития требуется взвешенная государственная политика, обеспечивающая как национальные интересы с точки зрения воспроизводства и расширения минерально-сырьевой базы, так и развитие собственного тяжелого машиностроения и производства бурового оборудования, в частности. Россия пока сохраняет конкурентоспособность на этом рынке, ее надо лишь реализовывать.

2.2 Особенности импорта и формы торговли нефтегазовым оборудованием в РФ

Несмотря на разнообразие нефтегазового оборудования, внешнеторговые операции имеют общие черты и особенности.

Прежде всего, в подавляющей части этот рынок представляет собой «рынок покупателя», т. е. характеризуется превышением предложения над спросом. Это обусловило повышенную требовательность покупателей к техническому, качественному и коммерческому уровню поставляемой техники и условиям ее продаж, а также определило особую широту и многообразие форм и методов ведения этой торговли.

Прежде всего, при импорте нефтегазового оборудования решающее значение имеет не только цена, но и качество, технические характеристики, гарантийный период, обеспечение запчастями. Конкурентоспособность изделий также зависит от возможности оказания сервисных услуг, наличия сети технического обслуживания. Большую роль играют эксплуатационные расходы, т.к. сложное нефтегазовое оборудование эксплуатируется как минимум 10−15 лет. Более того, в связи с ужесточением требований по охране окружающей среды ведущие производители вынуждены создавать более экологически безопасное оборудование.

Еще одной особенностью поставок нефтегазового оборудования является длительный период разработки и согласования технических условий, которые впоследствии включаются в качестве неотъемлемой составной части контракта. Стороны согласовывают технические параметры, сроки эксплуатации, техническое обслуживание и т. д. Коммерческие переговоры обычно начинаются только по окончании согласования всех технических характеристик. Именно поэтому в зависимости от типа и назначения нефтегазового оборудования переговоры о его закупке могут длиться от нескольких недель до нескольких лет.

При поставке нефтегазового оборудования особое значение имеет правильное составление спецификации, в которой обычно указываются основные технические характеристики, комплектность и материальное исполнение поставляемого оборудования. В зависимости от вида нефтегазового оборудования к основным техническим параметрам относятся производительность, пропускная способность, рабочее давление и температура, напор, мощность, взрывозащита и многие другие. Как правило, указывают условия эксплуатации и место установки оборудования. Например, оборудование, предназначенное для эксплуатации в Сибири, должно выдерживать температуру окружающей среды -60°С, поэтому оно должно быть изготовлено из хладостойких марок стали.

Применяются три основных метода выхода на внешние рынки и осуществления внешнеторговых операций:

1) прямой метод — путем заключения сделки непосредственно с потребителем или производителем товара, причем осуществление внешнеторговых операций предприятий и организаций через собственные внешнеторговые фирмы, включенные в состав данного предприятия или организации, также приравниваются к прямому методу ведения внешней торговли;

2) косвенный метод — путем осуществления торговли через посредников:

а) через специализированные внешнеторговые объединения, в том числе:

— по договору поставки, когда внешнеэкономическая организация-посредник становится собственником товара и действует от своего имени и за свой счет. Эти договора заключаются по товарам, т. е. по топливно-сырьевой группе;

— по договору комиссии, когда товары не поступают в собственность (оперативное управление) внешнеэкономической организации-посредника, а право владения, пользования и распоряжения, как и риск случайной гибели товара, сохраняется за предприятием до момента перехода права собственности на товар и риска его случайной гибели к иностранному покупателю, и внешнеэкономическая организация реализует товар от своего имени, но за счет и по поручению предприятия;

— по договору поручения, когда внешнеэкономическая организация-посредник заключает от имени предприятия и за его счет с иностранным партнером контракт, все обязанности и права по которому возникают у предприятия;

б) через зарубежные агентские (посреднические) фирмы, в том числе:

— по договору о предоставлении права на продажу (с агентом-купцом), аналогичен договору поставки;

— по договору комиссии (с агентом-комиссионером), включая соглашение о консигнации;

— по агентскому договору (с посредником-агентом), аналогичен договору поручения;

3) комбинированный, или смешанный, метод, включающий в себя торговлю:

— через смешанные общества с участием средств хозяйственных и внешнеторговых организаций за границей;

— через совместные предприятия с участием иностранных организаций и фирм на территории. На практике в зависимости от конкретных условий перечисленные выше базовые типы контрактов могут встречаться в самых разных модификациях и переходных вариантах.

На современном этапе проектирование и строительство их новых производственных мощностей все больше переходит к подрядчикам, с которыми у них устанавливаются прочные связи, и эта практика в перспективе, будет, по всей видимости, расширяться.

Система такого сотрудничества заказчиков, инжиниринговых и подрядных компаний получила в американской литературе определение «проектного партнерства» (projectpartnering или projectalliancing). Суть «партнерства» состоит в обязательстве подрядной компании предоставлять свой потенциал в распоряжение заказчика в обмен на обязательство последнего обеспечивать подрядную компанию работой.

«Партнерские» соглашения обычно оформляются на несколько лет и довольно широко варьируются по содержанию. Предметом соглашения может быть как техническое содействие в эксплуатации конкретного объекта (месторождения), так и полная программа капитального строительства (на многих месторождениях) конкретного заказчика.

Также на современном этапе все более значимые позиции в этой сфере занимают логистические процессы, являющиеся неотъемлемой частью и необходимым условием успешного осуществления международной торговли оборудованием. Международная логистика предполагает пролонгацию функционального цикла, который может измеряться неделями и месяцами и сопровождается усложнением документальных процедур.

Высокие стандарты базового логистического обслуживания сложились благодаря глобализации мировой экономики, выходу на международные рынки крупнейших провайдеров логистики, способных обеспечить обслуживание пользователей доступным, надежным и I функциональным сервисом, имеющих в своем распоряжении логистические системы, охватывающие разные направления и маршруты международной торговли различным нефтедобывающим и энергетическим оборудованием. Основными сегментами логистического рынка являются:

— грузоперевозки и транспортно-экспедиторские операции;

— комплексные логистические услуги, включающие услуги по хранению;

— услуги по оптимизации логистических бизнес-процессов.

Еще одной особенностью импорта оборудования, особенно в нефтегазовой промышленности, является большое значение стандартизации и сертификации. Следует иметь в виду, что в разных странах существуют различные стандарты, в соответствии с которыми может производиться нефтегазовое оборудование, и требования этих стандартов могут не соответствовать государственному стандарту РФ ГОСТ или известным международным стандартам ISO. Поэтому при импорте нефтегазового оборудования обязательно надо проверять их совместимость.

При импорте нефтегазового оборудования на таможне требуется представление следующих сертификатов и разрешений:

— сертификат пожарной безопасности подлежит предъявлению таможенном оформлении некоторых видов товаров;

— сертификат качества, выдаваемый изготовителем или нейтральной стороной, которая проверяет соответствие продукции определенным параметрам;

— сертификат безопасности, который применяется особенно часто при торговле нефтегазовой продукцией;

— сертификат о происхождении товара;

— сертификат на опасные грузы — свидетельство перевозчика о том, что опасный груз определен и его истинная природа подтверждена. Он свидетельствует о том, что груз упакован должным образом, обеспечивающим безопасные условия для переработки груза и его транспортировки, и что на груз нанесена соответствующая маркировка.

2.3 Формирование основных условий контракта на импорт нефтегазового оборудования

Организационно-правовой основой взаимоотношений сторон при импорте нефтегазового оборудования являются внешнеторговые контракты купли-продажи. Согласно ст. 454 ГК РФ «по договору купли-продажи одна сторона (продавец) обязуется передать вещь (товар) в собственность другой стороне (покупателю), а покупатель обязуется принять товар и уплатить за него определенную денежную сумму (цену)».

При заключении внешнеторговых сделок купли-продажи дорогостоящего нефтегазового оборудования необходимо тщательно подходить к составлению контрактов, поскольку в ходе исполнения сделок часто возникают проблемы, связанные с количеством и качеством поставленного оборудования, просрочкой исполнения договора или его неисполнением, взысканием платежей или штрафов и т. д. Именно поэтому в данном параграфе целесообразным представляется анализ основных условий договоров на импорт нефтегазового оборудования.

Структура и содержание каждого договора — индивидуальны и определяются предметом договора и характером взаимоотношений партнеров. Договоры по поставкам несложного оборудования включают 10−12 статей, в то время как при заключении сделок на поставку комплектного нефтегазового оборудования договоры могут включать десятки статей. Договора на импорт нефтегазового оборудования содержат такие же статьи, что и при поставке других видов оборудования. Однако их особенностью являются более жесткие условия по срокам поставки, качеству, гарантиям, сдаче-приемке, штрафным санкциям, предоставлению технической документации и другим обязательствам экспортера. Условия эксплуатации такого оборудования в России (крайний север, вечная мерзлота, крайне низкие температуры) диктуют повышенные требования к оборудованию. При импорте нефтегазового оборудования в статье «Предмет договора» необходимо как можно более точно и полно указать наименование поставляемого оборудования, его характеристики, количество и ассортимент. Обычно приводятся такие данные, как вид, марка, тип, модель, год выпуска, серийный номер, номер чертежа, в соответствии с которым должно быть произведено оборудование. Если речь идет о сложном оборудовании и широком ассортименте товаров, в тексте делается ссылка на спецификацию, в которой приводится перечень товара и подробное описание оборудования. В приложениях приводятся чертежи, опросные листы, схемы и другая техническая документация. Количество нефтегазового оборудования обычно указывается в штуках и комплектах. Прочие единицы измерения встречаются редко: например, при поставке бурильных труб и шлангов количество указывается в метрах, футеровки — в квадратных метрах, компонентов для приготовления бурового раствора — в литрах и килограммах.

От выбора финансовых и платежных условий зависят скорость и гарантия получения платежа, а также банковские расходы, поэтому они играют огромную роль при импорте дорогого нефтегазового оборудования.

В договорах купли-продажи нефтегазового оборудования, как правило, фиксируются твердые или скользящие цены.

Фиксированные цены (заранее обусловленные) применяются в случаях, когда имеется возможность с высокой достоверностью выполнить прогноз стоимости работ, соотношений в этих рамках доли, связанной с затратами на оборудование и изменение трудоемкости этих работ, изучения изменения этих цен на оборудование и т. д.

При этом исполнитель берет на себя финансовый риск, так как при выполнении работ все фактические затраты должны быть в пределах обусловленной цены. Фиксированные цены имеют следующие разновидности:

1) Твердая фиксированная цена.

2) Фиксированная корректируемая цена.

3) Финансирование в пределах заданной стоимости.

Модели 1) и 3) различаются лишь субъектом, устанавливающим цену. Твердая фиксированная цена определяется самим исполнителем, несущим полный финансовый риск. Фиксированную в пределах заданной стоимости цену на оборудование устанавливает заказчик. В этом случае исполнитель несет также полный финансовый риск. Однако, в том и другом случае применения цены исполнитель заинтересован в сокращении издержек производства.

Фиксированная корректируемая цена создает исполнителю определенные гарантии от убытков, так как предполагает корректировку цен в процессов выполнения работы. В этом случае финансовый риск несет заказчик. Возможность корректировки цены закладывается в договоре. Данный вид цен применяется в тех случаях, когда имеющиеся исходные данные в связи со сложностью, новизной и другими условиями выполнения работ не позволяют методом прямого калькулирования или экономико-математическими методами определить твердую фиксированную цену контракта.

Первый вид фиксированных цен — твердая фиксированная цена — может быть применен в том случае, когда оборудование не отличается новизной, сложностью кооперации и продолжительностью выполнения работ.

Фиксированная корректируемая цена в основном может быть применена к нефтегазовому оборудованию, для которых характерны развитая кооперация исполнителей, новизна, сложность и другие особенности работы.

Третий вид фиксированных цен используется преимущественно для конкурсных разработок, проводимых в рамках утвержденных программ, не отличающихся принципиальной новизной работ.

В контрактах с длительными сроками изготовления, при поставках сложного технологического оборудования (например, нефтегазовых турбин) часто указываются скользящие цены. Это базовая цена, согласованная на момент подписания контракта и подлежащая корректировке на дату поставки товара в зависимости от факторов, влияющих на изменение цены (например, инфляция, изменение элементов издержек).

Что касается условий платежа, то различают наличные платежи и расчеты с предоставлением кредита. Расчеты чисто в виде наличного платежа или в кредит встречаются редко только в торговле небольшим нефтегазовым оборудованием. При закупке сложного оборудования используется сочетание этих форм, когда часть суммы покупатель оплачивает в авансовой форме, а оставшуюся — в кредит, что помогает сторонам более ответственно подходить к выполнению обязательств. Это можно сформулировать так: «Оплата будет осуществляться следующим образом:

— 30% стоимости товара в сумме … долларов США будут оплачены после подписания контракта в течение 10 дней с даты получения счета Продавца.

— оставшиеся 70% стоимости Товара в сумме … долларов США будут оплачены в течение 10 дней с даты передачи Товара Покупателю, указанной в накладной СМР складом Покупателя".

Расчеты с поставщиками в основном осуществляются банковским переводом, а в договорах с заказчиками чаще используется аккредитив, особенно при поставке дорогого оборудования. Банковский перевод используется очень часто по причине небольших банковских расходов, при этом его можно сочетать с банковской гарантией. Несмотря на значительные преимущества, аккредитивная форма расчетов по причине дороговизны используется в основном только при импорте дорогого оборудования и когда с партнерами еще не сложились доверительные отношения.

При импорте нефтегазового оборудования очень большое значение имеют базисные условия поставки, содержащиеся в документе «ИНКОТЕРМС-2010». От выбора условий поставки будет сильно зависеть цена поставляемого оборудования. Очевидно, что при поставке дорогостоящего крупного оборудования возникнут большие расходы по перевозке, погрузке-разгрузке, и страхованию этого оборудования. Очень важным является определение момента перехода на покупателя риска случайной гибели или повреждения товара. Базисные условия поставки также помогают определить, какая из сторон отвечает за выполнение таможенных формальностей, что является не только трудоемкой задачей, но и зачастую связано с оплатой высоких таможенных пошлин и сборов при импорте нефтегазового оборудования.

Обычно, все иностранные производители заинтересованы продать товар на условиях EXW («ex-works», со склада), т. е. свести объем работы и ответственность к минимуму. Более того, фирмы, не являющиеся резидентами РФ, могут осуществить поставку на условиях DDP. Нефтегазовые компании, напротив, заинтересованы в условиях DDP, DDU (Инкотермс 2000), а также DAP и DAT (Инкотермс 2010), поскольку они заинтересованы в получении готового к эксплуатации оборудования и не хотят заниматься перевозками, страхованием и таможенной очисткой. В этой связи вышеупомянутой компании приходится подстраиваться под интересы заказчиков и поставлять нефтегазовое оборудование на выгодных для них условиях. Закупка европейского оборудования практически всегда осуществляется на удобных для производителей условиях EXW или FCA для упрощения экспортного оформления груза. Реже используются условия СРТ и CIP. Крупное нефтегазовое оборудование из Японии, Китая, США, Канады и других отдаленных стран обычно доставляется по морю, поскольку это значительно дешевле, и соответственно применяются условия CIF и FOB. В этом случае дорогостоящие авиаперевозки и соответствующие условия поставок применяются крайне редко, в основном при закупке небольшого оборудования и при необходимости срочной поставки запасных частей.

Срок поставки имеет особое значение при импорте нефтегазового оборудования. Дело в том, что нефтегазовые компании часто закупают оборудование к началу планового ремонта. Срыв сроков поставки влечет за собой увеличение времени ремонта, что приводит к финансовым потерям из-за простоя. Также следует отметить, что оборудование часто заказывается к пуску какого-либо процесса (например, пуск перекачивающей насосной станции), либо имеется срочная потребность в запчастях. Срыв срока поставки в этом случае может привести к аварийному останову предприятия.

Срок поставки нефтегазового оборудования устанавливается в большинстве случаев определением периода, в течение которого осуществляется поставка, либо обозначением точной даты. Например, «Товар должен быть поставлен в течение 5 месяцев со дня получения предварительной оплаты в соответствии с п. 6.1». В договоре могут указываться такие сроки поставки, как «по мере готовности», «как можно быстрее», «в кратчайший срок», «с немедленной поставкой», или срок поставки может быть вообще не зафиксирован. Если срок поставки не установлен, то согласно ст. 33 Венской конвенции товар должен быть поставлен в разумный срок после заключения договора. Однако во избежание разногласий эти способы не используются при поставках дорогого нефтегазового оборудования, срок поставки четко фиксируется в договорах.

К качеству нефтегазового оборудования предъявляются повышенные требования. Используются следующие методы проверки качества:

1.По стандарту. Например, «качество поставляемого товара должно соответствовать действующим стандартам в стране Продавца».

2.По техническим условиям, в которых содержатся подробные технические характеристики, описание материалов, методы проверки и испытаний. Этот способ применяется для товаров, исполняемых на основе индивидуальных заказов, например, сложного нефтегазового оборудования.

3.По спецификации, прилагаемой к договору, в которой содержатся необходимые технические параметры, характеризующие товар. Данный способ встречается автору наиболее часто в процессе его работы.

Согласно ст. 35 Венской конвенции 1980 г. товар не соответствует договору, если он: а) не пригоден для тех целей, для которых товар того же описания обычно используется; б) не пригоден для любой конкретной цели, о которой продавец прямо или косвенно был поставлен в известность во время заключения договора; в) не обладает качествами товара, представленного продавцом покупателю в качестве образца или модели.

Для гарантии качества нефтегазового оборудования предоставляются сертификаты соответствия, сертификаты качества, сертификаты на материалы и протоколы испытаний. Сертификат качества выдается заводом-изготовителем или нейтральной организацией, осуществляющей проверку и гарантирующей основные параметры нефтегазового оборудования. На большинстве заводов-изготовителей существуют программы управления качеством и методики проверки качества нефтегазового оборудования, что подтверждается протоколами испытаний. На испытания нефтегазового оборудования приглашается покупатель либо нейтральные организации (например, SGS). Покупатель может оговорить в контракте свое право проводить проверки качества изготовления оборудования на заводе поставщика. Например, «Покупатель имеет право направить на заводы продавца или заводы субпоставщиков Продавца своих инспекторов в любое время в период действия настоящего Контракта (2 человека на 3 дня)».

При поставке нефтегазового оборудования большое значение имеют условия о гарантиях. Гарантии приобретают особое значение, если предприятие планирует поменять применяемое оборудование на более современное и долговечное. Гарантия качества нефтегазового оборудования может быть сформулирована следующим образом: «Продавец гарантирует:

— что товар соответствует наивысшим достижениям, которые существуют на момент исполнения контракта в стране Продавца;

— что товар изготовлен в полном соответствии с описанием, техническими условиями, спецификацией, Приложением № 1 и условиями Контракта;

— -высокое качество материалов, безупречную обработку и высокое качество технического исполнения и монтажа, обеспечивающие обычную для поставляемого вида товара долговечность;

— доброкачественность, полноту и комплектность технической документации и чертежей, предусмотренных настоящим контрактом.

Срок гарантии нормальной и бесперебойной работы товара устанавливается не более 2000 часов наработки с даты подписания «Акта о пуске товара в эксплуатацию» на заводе получателя, или 24 месяца с даты поставки в зависимости от того, что наступит ранее".

Гарантийные сроки исчисляются: с даты поставки; с даты передачи товара первому пользователю; с момента получения покупателем уведомления о готовности к отправке; с даты пуска оборудования в эксплуатацию. В контрактах на импорт нефтегазового оборудования обычно оговариваются случаи, на которые гарантия не распространяется. Например, «гарантия не распространяется на случаи обычного износа и выработки ресурса, нарушения Покупателем правил эксплуатации, сильной перегрузки или нештатных условий эксплуатации, а также теряют силу при проведении Покупателем или третьей стороной модификаций или ремонта без письменного разрешения Продавца».

В связи с несоответствием количества и качества поставляемого оборудования условиям контракта продавцу предъявляются рекламации. Сроки предъявления рекламаций по качеству более длительные, чем по количеству. Сроки для рекламации по количеству — 30−60 дней после поставки, а по качеству в течение гарантийного срока. Например, «Рекламации в отношении качества Товара могут быть заявлены Покупателем Продавцу в пределах срока гарантии. Продавец обязан рассмотреть полученную рекламацию и дать ответ в течение 20 дней с даты предъявления рекламации».

Сдача-приемка товара — специальное условие контракта на импорт нефтегазового оборудования, которое подразумевает проверку соответствия количества, комплектности и качества поставленного оборудования контракту. Товар считается сданным продавцом и принятым покупателем в отношении количества в соответствии с накладной или коносаментом, а в отношении качества — в соответствии с сертификатом качества [11, 414−415]. Сдача-приемка может быть предварительной и окончательной. Предварительная приемка включает осмотр оборудования покупателем на предприятии продавца, который может забраковать товар или потребовать устранения недостатков при их обнаружении. Цель окончательной сдачи-приемки — установить фактическое выполнение контракта. По ее результатам оформляется приемо-сдаточный акт, подписываемый сторонами контракта.

Важным моментом является статья «Штрафы и санкции», при импорте дорогого нефтегазового оборудования, так как она способствует надлежащему исполнению договорных обязательств и компенсации возможных потерь, Большинство нарушений обязательств продавцом относятся к опозданию в поставках и к поставкам товаров ненадлежащего качества.

Что касается нарушения сроков поставки, то обычно используется неустойка. Например, в случае опоздания в поставке товара против сроков, установленных в п.п. 3.2.1, 3.2.2 и 3.2.3 Контракта, Продавец уплачивает Покупателю штраф в размере 0,1% стоимости товара, в отношении которого имело место опоздание в поставке, за каждую календарную неделю опоздания. Однако общая сумма штрафа за опоздание не может превышать 8% стоимости товара, в отношении которого имело место опоздание в поставке". Если общая сумма штрафа превышает 8% от стоимости не поставленного товара, то далее покупатель предъявляет поставщику реально нанесенный ему ущерб или упущенную выгоду, также часто встречаются оговорки в контрактах на импорт нефтегазового оборудования. Более того, допускается взыскание документарно обоснованных убытков, включение в контракт оговорки об упущенной выгоде. В контрактах часто фиксируется право отказаться от их исполнения, если из-за длительности просрочки потерян интерес к получению оборудования, т.к. нефтегазовое оборудование часто закупается для проведения запланированных работ.

3. ПРОГНОЗНЫЕ ОЦЕНКИ РАЗВИТИЯ ИМПОРТА НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ С УЧЕТОМ ВСТУПЛЕНИЯ РОССИИ В ВТО

3.1 Проблемы и перспективы развития отечественного нефтегазового машиностроения

Проблемы, обусловленные моносырьевой ориентацией развития промышленности, технологической отсталостью производства, диспропорцией в развитии ее основных институтов, наиболее ярко проявили себя в период мирового кризиса и привели к осознанию необходимости проведения структурных преобразований в финансовоэкономической системе страны. В свете данных тенденций осуществление масштабной модернизации рассматривается как необходимое явление, определяющее последующее позиционирование РФ как государства, которое стремится занять лидирующие позиции в мировой системе товарооборота и иметь высокие стандарты потребления населением. Таким образом, процесс модернизации следует рассматривать не как цель, а как средство ее достижения, позволяющее выстроить новую модель экономики страны, ориентированную на инновационное развитие отечественного производства, что позволит обеспечить рост эффективности и конкурентоспособности российского товаропроизводителя на мировом рынке. Мобилизационные императивы российского общества обусловят рост уровня жизни населения государства, сохранение целостности и обеспечение безопасности страны.

Однако, несмотря на стремление Правительства страны к диверсификации отечественной промышленности, эффективность деятельности топливноэнергетического комплекса остается основным фактором ее развития, что предопределено значительным ресурсным потенциалом РФ. Сложившиеся обстоятельства определяют приоритетную задачу отрасли — ее обеспечение высокотехнологичным оборудованием, способным качественно работать в криогенных условиях. Следовательно, развитие нефтегазового машиностроения, как мультипликатора роста нефтегазодобывающей отрасли, является необходимым условием модернизации экономики России. Оно должно быть обеспечено не только общей политикой страны, но и на уровне субъектов РФ, которые в большей мере предопределяют ее экономическое состояние в целом.

В качестве негативных факторов развития предприятий нефтяного машиностроения, которые проявляются не только в Тюменской области, можно выделить следующие отрицательные тенденции.

1.Рост конкуренции на рынке нефтегазового оборудования России вследствие усиления позиций иностранных производителей. Согласно экспертным оценкам удельный вес отечественной продукции на рынке нефтегазового оснащения составляет примерно 75%, но в сегменте дорогостоящего и технологичного оборудования доля иностранных производителей превышает 40%. Одновременно наблюдается повышение требований нефтегазовых компаний к надежности и эксплуатационным характеристикам оборудования для низкодебетных и высокообводненных скважин с целью повышения эффективности добычи. Так, конкурентными преимуществами североамериканских и европейских компаний выступают высокое качество оборудования, развитая система послепродажного обслуживания, активная маркетинговая политика и, как следствие, хорошее финансовое обеспечение инновационного развития. В свою очередь предприятия КНР характеризуются низкой стоимостью нефтегазового оборудования, агрессивной сбытовой политикой и наличием государственной поддержки, выражающейся в системе льготного кредитования и налогообложения в стране.

2.Высокие темпы инфляции, ведущие к росту стоимости материальнотехнического обеспечения деятельности предприятий. В качестве отрицательного фактора, определяющего негативные тенденции в отечественном нефтегазовом машиностроении, также можно выделить инфляционный процесс, проявляющийся в росте цен на сырье, материалы и тарифы естественных монополий, что ведет к значительному увеличению издержек производства и снижению конкурентоспособности отечественной продукции с позиции ценового параметра.

3.Падение стоимости барреля нефти на мировом рынке нефтепродуктов. Так мировой финансовый кризис, приведший к падению стоимости углеводородного сырья, в свою очередь послужил причиной сокращения спроса на продукцию для нефтегазового комплекса в среднем на 30%.

4.Низкий уровень промышленных стандартов изготовления нефтегазопромыслового оборудования. Кроме того, одной из причин падения спроса на продукцию нефтегазового машиностроения является низкий уровень промышленных стандартов в РФ, что послужило основанием неэффективности мотивации к внедрению инноваций в технологический процесс ее производства. Крупные компании ТЭК отдают предпочтение оборудованию, соответствующему стандартам США (API, ASTM, ASME), Германии (DIN) и Англии (BSI), что, при отсутствии государственных программ поддержки национальной стандартизации, ведет к зависимости национальной экономики от технологий иностранных компаний и создает барьеры развития отечественного нефтегазового машиностроения.

5.Налоговая политика, стимулирующая импорт нефтегазового оборудования на территорию страны. Существующая налоговая система в РФ в большей мере направлена на импорт нефтегазового оборудования (размер таможенных пошлин на ввоз нефтегазового оборудования на территорию РФ составляет от 5 до 10 процентов), а не на формирование инвестиционного климата, стимулирующего размещение мощностей иностранными производителями на территории государства, что усилило бы интеграционные процессы в отечественном и зарубежном машиностроении и привело к росту налоговых отчислений в бюджет страны.

6.Неразвитая финансовая инфраструктура государственной поддержки развития нефтегазового машиностроения. Производители нефтегазопромыслового оборудования, в том числе и организации Тюменской области, ввиду тяжелого финансового положения работают на условиях полной предоплаты и отсутствия развитой системы сервисного обслуживания. Данная ситуация связана с несовершенством финансовой инфраструктуры в России, которая стимулировала бы спрос на отечественное оборудование нефтегазовых предприятий, осуществляющих технологическое перевооружение и модернизацию производства.

7.Технико-технологическая отсталость большинства предприятий нефтегазового машиностроения, в т. ч. предприятий Тюменского региона. Согласно исследованиям консалтинговой компании «ПРЭФИШ», разработавшей в 2011 г. по заказу Правительства Тюменской области стратегию инвестиционного развития машиностроительного комплекса региона до 2020 года, среднее значение износа оборудования в нефтегазовом машиностроении субъекта составляет около 60%. Хотя создание в регионе новых машиностроительных заводов иностранными компаниями «Шлюмберже» и «Бентек», осуществление технологической модернизации (реализация системной программы обновления производственной базы ОАО «Нефтемаш», коренное техническое переоснащение производства ОАО «Сибнефтемаш», автоматизация производства на ОАО «Завод Нефтепроммаш») и реконструкции производства отечественными региональными производителями способствовали обеспечению положительной динамики обновления основных фондов, но не послужили основой перехода организаций на новый технологический уклад, стимулирующий приток капитала в подотрасль.

8.Недостаточнаяинновационная активность предприятий нефтегазового машиностроения, в т. ч. предприятий Тюменского региона. По данным статистических органов Тюменской области, в 2008 г. на юге региона функционировало 22 инновационно-активных организации, из них 15% составляли предприятия нефтегазового машиностроения. Одной из причин низкого уровня финансирования организациями области научно-исследовательских и опытно-конструкторских разработок является низкая инновационная активность власти региона. Так, согласно рейтингу, составленному Институтом инноваций, инфраструктуры и инвестиций и фондом «Общественное мнение», Тюменская область характеризуется консервативным иннотипом активности правительства субъекта, несмотря на комфортную инновационную среду в регионе.

9.Недостаток квалифицированного персонала (менеджеров, инженеров, представителей рабочих специальностей), отвечающих предъявляемым требованиям.

Низкий уровень обеспеченности организаций квалифицированными кадрами обусловлен как фактическим дефицитом специальной рабочей силы на рынке труда юга Тюменской области, существенной долей (от 20 до 40%) работников высокой квалификации, находящихся в предпенсионном возрасте, так и отсутствием эффективной системы подготовки кадров современных рабочих профессий для промышленных предприятий. Необходимо отметить и низкий имиджевый рейтинг большинства рабочих специальностей, необходимых предприятиям нефтегазового машиностроения, среди абитуриентов и выпускников учебных заведений. В то же время 50−80% от общей численности персонала организаций машиностроения, действующих на юге области, составляют именно рабочие, тогда как на инженерно-технический состав и административно-управленческий персонал приходится 12−35% и 7−15% кадровых ресурсов предприятий соответственно.

10. Неустойчивое финансовоэкономическое состояние машиностроительных предприятий. Результаты анализа финансового состояния ведущих предприятий нефтегазового машиностроения Тюменского региона, проведенного Л. Л. Тонышевой и Е. В. Назмутдиновой по отдельным коэффициентам ликвидности, финансовой устойчивости и деловой активности организации, показали, что большинство компаний нефтегазового машиностроения было способно погасить свои текущие краткосрочные обязательства за счет имеющихся оборотных средств. Но в результате экономического кризиса, который в большей мере проявился в 2009 г. в виде падения котировок акций основных нефтегазовых компаний на фондовом рынке России, спрос со стороны данных предприятий на оборудование резко сократился. В частности, объем производства продукции ведущих организаций нефтегазового машиностроения Тюменской области, таких как ОАО «Нефтемаш», упал в среднем на 40% в 2009 г. по сравнению с предыдущим периодом.

Резюмируя вышеизложенное, можно сказать, что барьеры развития предприятий нефтегазового машиностроения Тюменского региона имеют разные источники возникновения и должны быть устранены путем создания благоприятных условий технико-технологической модернизации деятельности организаций на макро-, мезои микроуровне (рис. 3.1).

Осознание проблемных аспектов развития отечественного нефтяного машиностроения невозможно без понимания сущности механизма модернизации экономики государства. Теоретическое осмысление понятия «модернизация» наблюдается в исследованиях, относящихся к различным научным срезам. В период зарождения модернизационной парадигмы в 50−60-е г. ХХ века данное явление рассматривалось как макроэкономическое и носило межотраслевой характер, так его изучение происходило с позиции не только экономики, но и политологии, социологии, культуры, религии. Проведенный автором анализ научных работ И. В. Марковой, С. А. Ермахановой, И. В. Побережникова, посвященных генезису данного процесса, позволяет выделить следующие подходы к его осмыслению.

Рис. 3.1 Барьеры развития предприятий нефтегазового машиностроения

1. Классический (50-е — начало 80-х гг. ХХ века) подход предполагает рассмотрение модернизации как главного фактора, позволяющего обеспечить индустриальный рост страны за счет увеличения объема производства. Его основой является линейная модель развития общества, которая построена на резком противопоставлении его традиционного и современного состояния. Приверженцами данного подхода являются У. Беком, М. Вебер, Э. Гидденс, А. Тоффлер, В. Цапф, Э. Дюркгейм, П. Штомпка. Экономическая сущность «модернизации» подчеркнута в трудах М. Вебера, выделяющего стремление хозяйствующих субъектов к максимизации прибыли как основного фактора прогресса общества. Той же точки зрения придерживается Э. Дюркгейм, выделяя в качестве основы модернизации социума общественное разделение труда, которое определяет его дифференциацию. В свою очередь У. Блэком говорит о необходимости как экономической, так и социальной трансформации, обеспечивающей развитие государства через изменение политических основ его функционирования.

2.Неомодернизационный (80-е годы ХХ века) подход построен на многовариантности развития общества и оценке традиций при формировании процесса модернизации, обеспечивающего качественный промышленный рост за счет внедрения прогрессивных технологий, изменения стандартов потребления, ценностных ориентиров. В качестве его представителей выступают А. Абдель-Малек, З. Бауман, У. Бек, Л. Кейун, М. Леви, С. Лэш, Г. Мордаль, А. Турен.

3.Постмодерновый (с конца 80-х гг. ХХ века) подход отрицает наличие единой модели развития общества и рассматривает в качестве основного пути развития государства национальную модернизацию, обеспечивающую инновационный рост с помощью интеграции и транснационализации общества. Его основы заложены в работах Р. Инглхарта, В. Хороса, В. Г. Федотовой и др.

В частности, в работах В. Г. Федотовой модернизация определяется как переход традиционного социума к современному, ориентированному на инновации во всех сферах его проявления, преимущественную ориентацию на инструментальные ценности, массовое образование и т. д. В этом же контексте изложены работы Р. Инглхарта, который выделяет в качестве основных мобилизационных императив общества индустриализацию, урбанизацию, рост профессиональной специализации и повышение уровней формального образования, считая, что модернизация является фундаментом инновационного пути развития государства. По нашему мнению, каждый из выделенных подходов имел право на существование во временных рамках его процветания, так как определял необходимый вектор развития общества на определенной стадии его становления. Совершенствование деятельности любого объекта можно рассматривать сквозь призму модернизационной парадигмы, которая предполагает поступательное изменение посредством перехода от имитационной модели функционирования к инновационной, учитывающей особенности (традиции) взаимодействия его составляющих. Таким образом, автор предполагает рассмотрение модернизации экономики страны как процесса, предусматривающего обновление системы взаимодействия его субъектов как на макротак и микроуровне, позволяющему ей перейти на новый инновационный этап развития. Следовательно, Россия стоит на пути постмодернизационной модели функционирования, которая не возможна без соответствующего формирования машиностроительного комплекса.

Основные прерогативы императив модернизированного развития страны также прослеживаются в директивах Правительства страны. Так, Президент РФ Д. А. Медведев в своем Послании Федеральному собранию отметил: «…это будет первый в нашей стране опыт модернизации вместо примитивного сырьевого хозяйства мы создадим умную экономику, производящую уникальные знания, новые вещи и технологии.». Модернизация российской экономики получила статус национальной идеи, которая в большей мере должна быть ориентирована на пять основных направлений: энергоэффективность и энергосбережение, ядерные технологии, космические технологии с уклоном в телекоммуникации, медицинские технологии и стратегические информационные технологии, включая создание компьютеров и программного обеспечения.

Таким образом, в качестве основного направления развития нефтегазового машиностроения Тюменской области следует рассматривать формирование инновационной инфраструктуры, которая позволит усилить позиции региональных предприятий на рынке нефтегазопромыслового оборудования за счет конкурентных преимуществ высокого ранга. Тем не менее необходимо учесть, что ее формирование невозможно без техникотехнологической модернизации деятельности данных организаций, требующей значительных инвестиционных вливаний. Вышесказанное позволяет нам сделать вывод о невозможности развития нефтегазового машиностроения региона без соответствующей поддержки государства.

Переход предприятий нефтегазового машиностроения на пятый технологический уклад может быть обеспечен только в рамках государственно-частного партнерства, которое должно быть направлено на следующие организационно-правовые преобразования:

— формирование новой системы стандартов в нефтегазовой промышленности, ориентированных на европейский уровень, стимулирующий отечественных товаропроизводителей к переходу на изготовление высокотехнологичного оборудования;

— изменение таможенной политики государства путем активизации экспорта российского нефтегазопромыслового оборудования в страны ближнего и дальнего зарубежья с одновременным повышением пошлин на ввоз аналогичного товара на территорию страны;

— установление приоритета отечественных производителей нефтегазового машиностроения при обновлении основных фондов естественных монополий и государственных предприятий;

— развитие системы государственного венчурного финансирования научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ в области нефтегазового машиностроения;

— внесение изменений в налоговое законодательство РФ, позволяющих пользоваться системой льгот организациям ТЭК и нефтегазового машиностроения при значительных капитальных вложениях в совершенствование технологического процесса; рефинансирование кредитов и внешней задолженности наиболее значимых организаций нефтегазового машиностроения; введение целевой контрактной подготовки студентов в вузах и колледжах региона за счет госбюджета по специальностям, ориентированным на машиностроение.

Перечень вышеуказанных мер позволит создать благоприятную среду для формирования инновационного направления развития предприятий нефтегазового машиностроения и страны в целом, путем активизации механизма модернизации не только в рамках технологического развития, но и создания соответствующих организационных условий его функционирования.

3.2 Проблемы и перспективы развития импорта нефтегазового оборудования в связи с перспективой вступления России в ВТО

Россия в текущем году планирует вступить во Всемирную торговую организацию (ВТО). В этом решении есть плюсы и минусы. Плюс в том, что, скорее всего, вырастут экспорт российской продукции, экспортные доходы государственного бюджета, иностранные инвестиции, подешевеют импортные товары и, что особенно важно, высокотехнологичное иностранное оборудование. Минус — в ожидаемом уменьшении доходов российских предприятий ряда отраслей на внутреннем рынке вследствие чего слабые станут слабее, ускорятся процессы банкротства, поглощений, слияний.

С точки зрения официально принятой стратегии развития России альтернативы этому решению нет. Вопрос в том, как, не упуская возможностей, отстоять российские интересы. Остается лишь надеяться, что Правительство России найдёт нужный баланс «за» и «против», добьётся у ВТО необходимых условий и достаточно длительного переходного периода.

Что следует ожидать в случае прихода на российский рынок иностранных конкурентов? Конечно, усилится конкуренция. Но дело не только в этом. Изменятся «правила игры» на российских рынках:

— будут обновлены национальные стандарты регулирования правоотношений продавца и покупателя, внедрены международные стандарты финансовой отчётности и открытости;

— вступят в силу международные правила стандартизации и сертификации продукции, трудовые и прочие стандарты;

— будут исключены поэтапно меры государственного протекционизма в пользу российского производителя (субсидии и льготы, повышение таможенных тарифов и установление квот на импорт, введение дополнительных технических регламентов на импортную продукцию и другие меры);

— внедрятся международные системы предварительной квалификации предприятий-производителей, созданные группами покупателей для защиты от недобросовестных поставщиков.

Всё это создаст благоприятные условия для снижения цен на импортные товары и услуги, но установит российским предприятиям новые барьеры для выхода на рынки. О существовании таких барьеров многие предприятия, к сожалению, сегодня мало информированы, что не позволяет им своевременно подготовиться к этим изменениям.

Но ещё опасней для российских предприятий могут оказаться изощрённые методы недобросовестной конкуренции, применяемые крупными иностранными компаниями в странах со слабо развитыми экономикой и антимонопольным законодательством. Это, например, временное применение демпинговых цен на товары и услуги с целью вышибить конкурентов с рынка; скупка долгов предприятий, являющихся важным звеном в технологических цепочках, с целью их банкротства и ликвидации и т. п.

Действия недобросовестных конкурентов могут в кратчайшие сроки поставить на колени любое российское предприятие — остановить его производство и сбыт товаров. И чтобы уличить недобросовестного конкурента потребуются длительные судебные споры и большие финансовые затраты. Но если производство уже парализовано, то запустить его вновь сложно из-за потери оборотного капитала, долгов, утечки кадров и др.

Ещё один барьер — предварительная квалификация товаропроизводителей, практикуемая на мировых рынках. Широко распространенная практика такова. Крупные компании — заказчики создали системы предварительной квалификации производителей различной продукции и допускают к участию в тендерах и торгах лишь тех из них, кто включен в соответствующие реестры. Это избавляет покупателей от кропотливой работы по ведению каталогов поставщиков и проверке их способности к выполнению обязательств. Такая квалификация является общепринятой во многих секторах мирового рынка, например, в нефтегазовом комплексе, в строительстве, в машиностроении, на транспорте и пр. Если учесть, что крупные компании закупают через тендеры и торги большую часть продукции и услуг, а российские предприятия не аккредитованы в международных системах квалификации, то становится ясным масштаб проблемы для российских товаропроизводителей.

Прохождение предварительной квалификации в международных системах квалификации для российского предприятия — сложная комплексная задача. Один из примеров таких систем — Achilles (Achilles Joint Qualification System). Система была создана группой из 23 нефтегазовых компаний Норвегии и Дании («СтатОйл», «Норск Гидро», норвежские отделения мировых компаний «Бритиш Петролеум», «Коноко-Филиппс», «Шелл» и другие) и получила признание в десятке стран (Аргентина, Бразилия, Чили, Венесуэла, США, Германия, Дания, Португалия, Испания и Великобритания).

Правовой основой деятельности Achilles в Европе являются директивы ЕС по правилам поставок товаров и услуг, требования обновлённых международных стандартов ИСО и др. Директивы ЕС устанавливают, что выбор поставщиков товаров и услуг для нужд нефтегазодобывающих операторов должен производиться с применением объективных критериев, базирующихся на публичном призыве к развитию конкуренции. У Achilles имеются «родственники» — аналогичные системы в сферах строительства, транспорта, потребительских товаров и др. Многие иностранные компании, действуя в России, например, норвежская компания «Гидро» при отборе участников тендеров требуют от них присоединения к Achilles.

Российские товаропроизводители пока не готовы аккредитоваться в международных системах квалификации. Этому препятствуют разные причины и обстоятельства. Для присоединения к Achilles и вхождения в ее реестр добросовестных поставщиков сроком на 1 год необходимо представить сведения более чем по 40 аспектам деятельности, а также:

— иметь внедренные системы менеджмента качества продукции по обновлённым международным стандартам ИСО 9001:2000 и 9004:2000, безопасности труда и охраны здоровья, экологической безопасности и продукции ИСО 14 001 и 14 004 и ряду других стандартов. Причём, эти системы должны быть сертифицированы у аккредитованных в Achilles экспертов;

— производить поставки продукции от своего собственного имени;

— быть свободным от кредиторской задолженности, не состоять в судебных разбирательствах по иным поводам, своевременно производить оплату налогов, сборов, выполнять требования по предоставлению властям и органам ежегодной бухгалтерской отчетности в стандарте МСФО;

— иметь возможность предложить к поставке в любое время в процессе квалификации продукцию;

— иметь удовлетворительную историю поставок и прочее.

После присоединения к Achilles в качестве поставщика организация обязана регулярно предоставлять отчеты о текущем состоянии и результатах выполнения заключенных контрактов. Одной из выгод от присоединения предприятия к Achilles является публикация данных о нем в официальном издании Европейской Комиссии — ежедневном электронном журнале «Тендеры» и автоматический «выброс» своих предложений на мировой рынок. В России каждая крупная компания пока предпочитает вести свою систему предварительной квалификации поставщиков. При этом предприятия-поставщики, добиваясь допуска к корпоративным тендерам, вынуждены вести хаотичную и громоздкую работу по подготовке и предоставлению покупателям тендерной документации, предоставлению данных, приёму делегаций и экспертов, демонстрации своих возможностей.

При вступлении России в ВТО российские заказчики будут вынуждены адаптировать свои системы квалификации и правила проведения тендеров к стандартам мирового рынка. Поэтому Союз производителей нефтегазового оборудования разработал программу содействия предприятиям отрасли в адаптации к требованиям рынка в условиях вступления России в ВТО и прихода на рынок иностранных конкурентов. В рамках программы разрабатываются проект отраслевого стандарта на добровольную предварительную квалификацию производителей промышленной продукции, работ и услуг с учётом требований мирового рынка, а также системы добровольной квалификации.

Строительство магистральных трубопроводов, терминалов, освоение новых месторождений, в том числе, на континентальном шельфе, предоставляют хорошие возможности для развития нефтесервисного рынка и промышленности. Реализация масштабных инфраструктурных проектов в нефтегазовом комплексе требует проведения геофизических, буровых работ, ремонта скважин, использования значительного количества дорожно-строительной техники, труб, нефтегазового оборудования.

Несмотря на столь значительные возможности, не существует никаких норм участия в этих проектах российских нефтесервисных и машиностроительных компаний. Ранее такая норма была при разработке месторождений на континентальном шельфе. Согласно Федеральному закону «О соглашениях о разделе продукции» операторы проектов по освоению российского континентального шельфа должны использовать не менее 70% российского оборудования и услуг.

Режим СРП активно критиковался, поэтому Приразломный и Штокмановский проекты реализуются без СРП. К сожалению, под аккомпанемент критики режима СРП, «вместе с водой выплеснули и ребенка», забыв о 70% норме для отечественной промышленности. Ни в Приразломном, ни в Штокмановском проектах, ни в других проектах Газпрома, Транснефти и Роснефти, нет нормативов российского участия.

Отсутствие преференций собственной промышленности противоречит мировой практике. Так, меджлис Ирана принял закон, обязывающий при разработке нефтегазовых месторождений, использовать не менее 50% иранской продукции и услуг. Иран уже изготовил собственную плавучую буровую установку. Норвегия и Китай смогли увязать доступ к природным ресурсам условиями, вынуждающими недропользователей развивать промышленность в этих странах. Норвегия «с нуля» развила машиностроительный комплекс. Больше внимание развитию отечественных подрядчиков уделяется в Казахстане.

Российская Федерация имела развитое машиностроение задолго до того, как в упомянутых странах появились первые образцы оборудования для нефтегазового комплекса, но из-за ошибочной государственной политики, сильно отстала. Так, дочерняя компания «Газпрома» получила право ввоза импортного оборудования без таможенных пошлин и НДС в течение всего срока реализации Приразломного проекта. Аналогичные преференции для импортных поставщиков планирует получить оператор Штокмановского проекта.

Ситуация с российским наполнением проектов на континентальном шельфе не может не вызывать опасений. В частности, для реализации первой фазы Штокмановского проекта потребуется большое количество самосвалов и иной другой дорожно-строительной техники. Где это будет приобретено, если закупочная деятельность генподрядчиков не контролируется?

Строительство нефтепроводов и газопроводов ведется через генподрядчиков, которые не являются естественными монополиями и могут без всяких конкурсов проводить масштабные закупки импортной продукции. Искажается реальная статистика, когда к «российскому участию» относят перечисления средств подрядчикам, которые не используют отечественную промышленную продукцию.

Проблема участия российской промышленности в проектах, осуществляемых Газпромом и Транснефтью носит системный характер и в соответствии с пунктом 61 «Стратегии национальной безопасности до 2020 года», утвержденной Указом Президента РФ от 12 мая 2009 г. № 537, непосредственно касается вопросов обеспечения экономической безопасности страны.

Поскольку ОАО «Газпром» и ОАО «Транснефть» являются естественными монополиями, контрольный пакет акций которых принадлежит государству, то все процедуры, связанные с выполнением работ подрядчиками этих акционерных обществ должны осуществляться в соответствии с Федеральным законом от 21.07.2005 г. № 94-ФЗ «О размещении заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд» с применением процедуры открытого конкурса, доступного государственному и общественному контролю.

Российские буровые компании последние в двадцать лет в основном использовали буровые установки, выпущенные в советский период. Даже самые крупные компании имеют в своем парке более половины таких установок. Последний массовый выпуск отечественных буровых установок прошел в 1987;1990 годы. Поскольку максимальный срок эксплуатации установки (с учетом всех продлений) — 25 лет, то в 2012;2015 годы предстоит массовое списание буровых установок имеющихся на балансе компаний. В зависимости от сделанных за эти годы инвестиций, под списание должно попасть более 60% парка буровых установок.

Работая на полностью списанном оборудовании и не закладывая в стоимость инвестиционную составляющую для обновления оборудования, небольшие компании в краткосрочном периоде могут получать прибыль при низком уровне цен и после списания буровых установок выйти из данного бизнеса. При этом задается «рыночный» уровень цены, ориентируясь на который и крупные сервисные компании вынуждены исключать из стоимости инвестиционную составляющую, которая позволила бы производить регулярное обновление бурового оборудования. В данной ситуации рискуют как российские сервисные компании и производители оборудования, так и недропользователи:

Сервисные компании, не имея источника для обновления, не смогут активно приобретать в 2011;2015 годах оборудование у российских производителей. Массовое приобретение и модернизация буровых установок в 2012;2015 годы будет невозможно из-за неспособности российских производителей выпустить их в таком объеме, либо модернизировать необходимое количество буровых установок. Поэтому большой объем заказов может уйти за рубеж.

С 2012 года, произойдет резкий рост себестоимости услуг российских нефтесервисных компаний — большое количество нового оборудования в разы увеличит имущественные платежи. В западных нефтесервисных компаниях замена оборудования происходит равномерно и имущественные платежи всегда примерно на одном уровне, поэтому они получат серьезное конкурентное преимущество.

Серьезной проблемой нефтесервисных компаний являются сроки оплаты услуг. Сегодня заказчики ставят сроки оплаты от 30 до 120 дней после подписания актов о выполненных работах. Срок более 30 дней не позволяет вовремя платить налоги, заработную плату и оплачивать услуги субподрядчиков, у которых тоже возникают проблемы с налогами и заработной платой. Привлекать кредит на пополнение оборотных средств дело долгое и дорогое, банки дают его неохотно и под высокий процент. Западные сервисные компании, имеющие доступ к дешевым финансовым ресурсам, способны работать на условиях отсрочки платежей, что создает им дополнительные конкурентные преимущества. Существуют также законодательные коллизии, мешающие работе геофизических компаний. Они могут быть отнесены надзорными органами к «объектам и организациям», попадающим под действие правительственного постановления от 11 октября 2002 г. N 755 «Об утверждении перечня объектов и организаций, в которые иностранные граждане не имеют права быть принятыми на работу». В пункте 3 Перечня объектов и организаций, в которые иностранные граждане не имеют права быть принятыми на работу, утвержденного указанным Постановлением Правительства РФ, сказано: «Организации, в состав которых входят радиационно-опасные и ядерно опасные производства и объекты, на которых осуществляются разработка, производство, эксплуатация, хранение, транспортировка и утилизация ядерного оружия, радиационно-опасных материалов и изделий». Приборы, содержащие радиоактивные источники слабой мощности, применяются десятки лет для проведения геофизических исследований скважин. Высокоточных приборов для ГИС, не содержащих радиоактивные источники, в современной геофизике не существует.

Сложилась абсурдная ситуация, когда нельзя пригласить в геофизическую компанию каротажника из Украины, а Федеральная миграционная служба, благодаря этому постановлению, вообще запрещает работу иностранных сотрудников.

Проблемой нефтесервисных компаний и предприятий нефтегазового машиностроения является демпинг со стороны недобросовестных фирм. Для устранения с рынка таких фирм, в развитых странах мира используются единые базы данных нефтесервисных подрядчиков. Они позволяют получить «кредитную историю» компании: когда она создана, сколько там специалистов, какие имеет сертификаты, кому бурила (поставляла оборудование), какие о ней отзывы и так далее. В России сегодня каждая нефтяная компания ведет такие базы самостоятельно, не обмениваясь информацией. Поэтому недобросовестный подрядчик, который подвел одного заказчика, может рассчитывать на контракт с другим заказчиком. От такой ситуации страдают солидные нефтесервисные компании и машиностроительные предприятия. Для решения вопроса необходимо основные сведения о подрядчиках выносить в открытом виде на интернет-сайт. Требуется внедрить единый Реестр подрядчиков нефтегазового комплекса. Для обеспечения развития нефтесервисных и промышленных компаний, обеспечивающих нефтегазовый комплекс, предлагаются следующие меры.

— Обеспечить экспертизу крупных инвестиционных проектов в нефтегазовом комплексе (разработка стратегических месторождений, освоение шельфа, строительство трубопроводов и пр.) на предмет участия в их реализации российских промышленных предприятий. Ввести в каждый проект обязательную норму российского участия для генеральных подрядчиков.

— Обязать ОАО «Газпром», АК «Транснефть» и ОАО НК «Роснефть» публиковать перечень генеральных подрядчиков по крупным проектам на своих корпоративных сайтах. В соглашениях с генеральными подрядчиками вводить пункт об обязательности закупок материально-технических ресурсов на конкурсной основе с публикацией их результатов.

— Обеспечить прозрачность при согласовании в Правительстве РФ инвестиционных программ естественных монополий и проводить экспертизу предстоящих закупок промышленной продукции по импорту.

— Поручить государственным представителям в советах директоров ОАО «Газпром», ОАО «АК «Транснефть», ОАО «НК «Роснефть» сформировать и направить Правительству РФ потребности в оборудовании.

— Ввести в государственную статистическую отчетность для хозяйствующих субъектов сведения об экспорте и импорте продукции с высокой добавленной стоимостью, в том числе для нефтегазового комплекса. Это необходимо для получения достоверных данных о закупках и информационно обеспечит работу по импортозамещению.

— Раскрыть в государственной статистической отчетности укрупненные группы нефтегазового оборудования. Сегодня сложно получить в Росстате информацию о производстве отдельных видов оборудования из-за отсутствия соответствующих кодов.

— Для выделения приоритетов модернизации нефтегазовой техники, Ростехнадзору провести инвентаризацию оборудования с указанием по степени его морального и физического износа.

Результаты довести до российских предприятий с целью концентрации их научно-технического и производственного потенциала на приоритетных направлениях.

— Ограничить режим связанного кредитования российского нефтегазового комплекса со стороны банков Китая.

— Внести поправки в Постановления Правительства РФ от 11 октября 2002 г. N 755, уточняющие виды объектов и организаций, чья деятельность связана с обеспечением безопасности Российской Федерации, исключив объекты и организации, связанные с нефтегазовым комплексом.

— Предложить Минэкономразвития России выделить нефтегазовый сервис в отдельный вид деятельности с присвоением ОКВЭД.

— Рекомендовать предприятиям нефтегазового комплекса переходить со своими подрядчиками и поставщиками на долгосрочные договоры.

— Разработать типовой договор на оказание нефтегазосервисных услуг, где прописать следующие обязательные по лимиту ответственности не более 15% от общей стоимости работ, а также ограничения по отсрочке платежа.

— Нефтесервисным компаниям закладывать часть прибыли на модернизацию. Внедрять опыт добросовестных подрядчиков, когда отчисления растягиваются на длительные сроки.

— Разработать базовые суточные ставки по основным видам нефтесервисных работ, которые позволяют подрядчику обновлять оборудование. Предусмотреть для данной ставки региональные коэффициенты и ежегодно ее индексировать.

— С целью повышения прозрачности российского рынка нефтегазового сервиса и машиностроения, рекомендовать ОАО «Газпром», ОАО «АК «Транснефть», ОАО «НК «Роснефть» и предприятиям нефтяной отрасли внедрить единый Реестр подрядчиков нефтегазового комплекса.

— Сформировать в Правительственной комиссии по вопросам ТЭК и воспроизводству минерально — сырьевой базы, Рабочую группу по вопросам модернизации российского ТЭК.

Стандарт и система должны стать одними из инструментов развития конкурентоспособности отрасли и быть полезны для унификации требований к поставщикам продукции и услуг, предъявляемых к участникам тендеров и торгов нефтегазовых компаний.

Для российских предприятий необходимость развития конкурентоспособности, независимо от сроков и условий вступления России в ВТО, безальтернативна. Поэтому это событие следовало бы рассматривать скорее как повод задуматься и принять своевременные меры.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проблема локализации оборудования для нефтегазового комплекса может быть решена за счет модернизации российского машиностроительного сегмента и рядом государственных мер по стимулированию импортозамещения.

Тенденция вытеснения отечественного оборудования с российского нефтегазового рынка в последние годы стала особенно рельефной. Об этом открыто говорят с трибун как представители машиностроительной отрасли, так и чиновники высших эшелонов власти.

По данным Минэкономразвития, в 2011 году производство оборудования для ТЭК снизилось на 47,5%, для нефтяной промышленности — на 43,7%.

Та же ситуация сложилась и на нефтесервисном рынке. Объем этого сектора в 2011 году сократился в 1,5 раза. Практически все небольшие сервисные компании были куплены или вытеснены иностранными гигантами масштаба Schlumberger.

Проблема состоит еще и в том, что оборудование для нефтегазовой отрасли и ТЭК стремительно устаревает. А условия для модернизации в российском сегменте пока не созданы. Так, например, наша страна, которая некогда считалась лидером по производству буровых установок, сегодня закупает в Южной Корее оборудование для реализации нефтегазовых проектов.

Показательным в отношении импорта нефтегазового оборудования стал и такой факт. В декабре 2010 года ЗАО «Пермская компания нефтяного машиностроения» обратилось в Комиссию таможенного союза с повторным требованием назначить расследование в связи с возросшим импортом утяжеленных бурильных труб. А также ввести на них таможенные пошлины не менее 25% от таможенной стоимости. За рубежом пошлины на импорт аналогичной продукции установлены в размере 30−40% таможенной стоимости. В России же отсутствие каких-либо пошлин на ввоз бурильных труб иностранного производства привело к резкому росту зарубежной экспансии в течение последних лет.

В то же время отечественные предприятия по выпуску оборудования для бурения нефтяных скважин и нефтедобычи сегодня имеют достаточный потенциал для удовлетворения всех потребностей буровых компаний России и СНГ в утяжеленных бурильных трубах.

Основными проблемами для российских сервисных и машиностроительных компаний являются возможное сокращение рынка в условиях снижения производственной активности и падения цен в нефтегазовом комплексе, низкий уровень консолидации активов, раздробленность организационной и производственно-технологической структуры.

Серьезную угрозу представляет усиление на рынке позиций импортного оборудования, преимущественно китайского, в том числе за счет расширения связанного кредитования. Не в пользу отечественной техники играют и наши слабые позиции в премиум-сегменте при отсутствии инвестиционных ресурсов для модернизации производства. К этому приходится добавить низкий уровень перспективного маркетинга и взаимодействия с нефтегазовыми компаниями, недостаточную эффективность госрегулирования.

Причины вытеснения отечественной продукции с рынка кроются еще и в отсутствии государственной заинтересованности в решении проблем нефтегазосервиса.

Министерства открещиваются от машиностроения и сервиса, связанного с ТЭК, что создает дополнительные преграды для их развития и затрудняет лоббирование. А существующая практика гени субподрядов не предусматривает жестких требований по использованию российского оборудования. На сегодняшний день его доля вместо 70−80% снижается до 20−30%.

В то же время позиция заказчиков, в частности крупных ВИНК, вполне оправданна, если речь идет об обеспечении безопасности и экономической эффективности проектов.

Некоторые отечественные приборы и установки для нефтегаза значительно проигрывают зарубежным при работе в тяжелых эксплуатационных условиях. Если выбор делается между надежностью работы насосов при низких температурах и патриотизмом, компаниям приходится склоняться явно не в сторону последнего.

Понимание важности расширения доли отечественной продукции на рынке нефтегаза есть и у самих заказчиков. В частности, благодаря сотрудничеству с ведущими российскими производителями Газпром ежегодно снижает закупки труб большого диаметра импортного производства.

В целом с 2005 по 2011 годы компания снизила долю импорта трубной продукции с 48 до 5%.

Можно предложить ряд механизмов повышения эффективности российского нефтегазового сервиса и машиностроения. Во-первых, создание специализированного холдинга с государственным участием «Нефтегазовые технологии — НГТ» для продвижения российской продукции на внутреннем и зарубежных рынках. Во-вторых, запрет режима кредитования, связанного с приобретением импортного оборудования по товарным позициям, производимым в России. Наконец, законодательное закрепление степени локализации проектов на уровне 80% (на шельфе — 60%) по всем видам оборудования и услуг.

Также модно рекомендовать целый комплекс мероприятий по стимулированию импортозамещения в сфере поставок оборудования для нефтегаза.

— Обязать ОАО «Газпром», АК «Транснефть» и ОАО «НК «Роснефть» публиковать перечень генеральных подрядчиков по крупным проектам на своих сайтах. В соглашениях с генеральными подрядчиками вводить пункт об обязательности закупок материально-технических ресурсов на конкурсной основе с публикацией их результатов.

— Обеспечить прозрачность при согласовании в Правительстве РФ инвестиционных программ естественных монополий и проводить экспертизу предстоящих закупок промышленной продукции по импорту.

— Предложить Минэкономразвития России выделить нефтегазовый сервис в отдельный вид деятельности.

— В случае приглашения западных компаний для выполнения проектных работ предусмотреть не менее 50% привлечения на субподряд российских проектных организаций.

— С целью повышения прозрачности российского рынка нефтегазового сервиса и машиностроения рекомендовать предприятиям нефтяной отрасли внедрить единый Реестр подрядчиков нефтегазового комплекса.

— Сформировать в правительственной комиссии по ТЭК и воспроизводству минерально-сырьевой базы рабочую группу по вопросам модернизации российского ТЭК.

1. Гражданский кодекс Российской Федерации. Часть вторая. Федеральный закон от 26 января 1996 г. № 14-ФЗ// Собрание законодательства Российской Федерации. 1996, № 5.

2. «Нефть России» (спецприложение «Нефтяной сервис»), Качественный сервис за отведенный бюджет, июль 2007 г.

3. Гилязов Т. Ф., Условия развития нефтесервисного рынка в период экономического кризиса // Управление качеством в нефтегазовом комплексе, № 2, 2009 г.

4. Гилязов Т. Ф., Формирование рынка сервисных услуг в нефтегазовой отрасли России // Электронное научное издание «Труды МЭЛИ: электронный журнал», № 9, 2009 г.

5. Голков А. С. Нефтегазовое машиностроение в РФ: тенденции и перспективы развития // Экономические науки. 2009. № 12. С. 268−270.

6. Егорова Т., Западные компании никогда не будут доминировать в России, «Ведомости», № 120, 4 июля 2006 г.

7. Ермак С., Время услужливых, «Эксперт Урал», № 6, 11 февраля 2008 г.

8. Ермаханова С. А. Теория модернизации: история и современность // Актуальные проблемы социально-экономического развития: взгляд молодых ученых: сборник научных трудов / Под ред. В. Е. Селиверстова, В. М. Марковой, Е. С. Гвоздевой. Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2010. С. 233−247.

9. Жога Г. И. Дворянин и программист // Эксперт. 2010. № 16−17. С. 26.

10. Костров И., «Капитал-Weekly», Стратегия развития: «Куда, когда и с какой скоростью», № 106, 28 марта 2007 г.

11. Кулешов А. В., Желтова Л. А., Шишкина О. В. Контракты и внешнеторговая документация: Учебное пособие. — СПб.: Изд. дом «Троицкий мост», 2012. — 356 с.

12. Лютягин Д., Сервисный рынок как новый нефтяной клондайк, «Нефтегазовая вертикаль», № 2, 2007 г.

13. Макарова И. В. Потенциал модернизации машиностроительного комплекса региона: монография. Екатеринбург: ИЭ УрО РАН, 2010. 289 с.

14. Международная кооперация в нефтегазовом секторе России // «Микроэкономика», № 5, 2008.

15. Международная производственная кооперация при освоении нефтегазовых месторождений Каспия // «Бюллетень иностранной коммерческой информации», ВНИКИ, № 61, 2008.

16. Мировой рынок нефтегазового оборудования//Объединенное машиностроение. — 2012. — № 1. — С.8−18

17. Назмутдинова Е. В. Стратегическое поведение предприятий машиностроения Тюменского региона: текущая позиция и целевые ориентиры // Известия вузов. Социология. Экономика. Политика. Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. № 2. С. 24−27.

18. Нефтегазодобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность: тенденции и прогнозы: Аналитический бюллетень. — Выпуск 5: итоги 2011 года. — М., 2012. — 75 с.

19. Парфёнов А. В., Смирнова Е. А. Таможенное дело: Практикум. — Пб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2011. — 78 с.

20. Парфенов А. В. Таможенная логистика: Учебное пособие. — СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2010. — 64 с.

21. Парфёнов А. В. Таможенное посредничество: учебное пособие / А. В. Парфёнов, Е. А. Смирнова. — СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2011. — 120 с.

22. Побережников И. В. Модернизационная перспектива: теоретикометодологические и дисциплинарные подходы 2012. С. 16−25.

23. Проблемы Российского нефтегазового машиностроения и пути их решения: аналитическая записка о ситуации в нефтегазовом машиностроении // Нефтегазовое машиностроение. 2008. № 10. С. 25−29.

24. Роль международной производственно-технологической кооперации в развитии нефтегазового сектора России // «Российский внешнеэкономический вестник», № 1, 2012.

25. Союз производителей нефтегазового оборудования. [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.derrick.ru.

26. Стратегия инвестиционного развития машиностроительного комплекса Тюменской области до 2020 года. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://admtyumen.ru.

27. Стратегия развития международной производственнотехнологической кооперации нефтегазового сектора России // «Экономические науки», № 5 (78), 2011.

28. Таможенная служба Российской Федерации в 2011 году: справочные материалы к заседанию коллегии ФТС России. -М., 2012.

29. Толкушкин А. В. Таможенное дело: краткий курс лекций. — М.: Изд-во Юрайт, 2011. — 247 с.

30. Узяков М. Н., Ксенофонтов М. Ю., Гладышевский А. И., Блохин А. А., Борисов В. Н., Суворов А. В., Суворов Н. В. Проблемы модернизации экономики России // Проблемы прогнозирования. 2011. № 6. С. 1−19.

31. Управление таможенным делом: Учебное пособие / Под общей ред. В. В. Макрусева и В. А. Черных. — СПб.: Изд. дом «Троицкий мост», 2011. — 448 с.

32. Чесноков А., Что ждет сервисные компании в нефтегазовой отрасли России? «Нефть и Газ Евразия», № 10, октябрь 2008 г.

33. Шуклин А. А. Особенности декларирования товаров при пересечении границы//Научный вестник МГИИТ. 2010. Т. 4. № 2. С. 31−34.