В условиях снижения прогнозных значений объема экспорта нефтепродуктов по итогам первого квартала 2025 года, укрепления пары рубль / доллар, неокупаемости ряда модулей месторождение / куст / скважина, компании вынуждены сокращать затраты в объемном выражении, то есть отменять геолого технические мероприятия (ГТМ) по вводу новых мощностей и / или поддержанию интенсификации притока.

Обратно в 2015-2016

Текущие новости по снижению до 30% инвестиционных и операционных программ нефтегазодобывающих предприятий в стране говорят о наступлении негативных событий и возможного отката до значений 2015-2016 года. Об этом свидетельствуют и другие факторы.

С мая 2025 года ряд компаний уже известили своих нефтесервисных подрядчиков о снижении производственных программ в значительном объеме. Часть из них уже попросили оптимизировать стоимость своих услуг. В некоторых случаях увеличилась отсрочка платежей с 90 до 180-210 дней, что накладывает существенную нагрузку на оборотный капитал нефтесервисных предприятий и увеличивает риск кассового разрыва в предприятиях отрасли.

Начиная с 2022 года объем среднегодового прироста мощностей в количестве флотов гидроразрыва пласта (ГРП) увеличивался в среднем на 5-9%. От базы 2022-го к 2025-у прирост составит около 22%. При этом появились небольшие игроки на рынке, которые ранее были представлены в других сегментах нефтесервиса. Так ли хорошо это на самом деле?

Рынок ГРП

C одной стороны, развивается конкуренция, а с другой – не растет производительность бригад ГРП, что неизбежно приводит к росту себестоимости скважинно-операций, помимо факторов инфляции за последние три года и роста ключевой ставки. Для нефтесервисных предприятий это означает потерю маржинальности бизнеса и / или убыточность части флотов гидроразрыва пласта. C учетом прогноза по снижению объема операций ГТМ по виду ГРП объем свободных / незадействованных мощностей на конец 2025 года может составить до 30%.

Стоит отметить, что сегодня лучшим показателем производительности флота в среднем по одному календарному году является более 500 скважинно-операций. При этом технико-технологический теоретический максимальный потенциал без изменения технологии проведения составляет 760 операций. В зарубежных практиках среднее значение на флот в год составляет 2500 скважинно-операций, что говорит о существенном проседании по производительности — в 5 раз от лучших отраслевых практик. В среднем производительность флотов ГРП в России более чем в 8 раз ниже относительно североамериканского рынка. [Порядка двух третей всей добываемой в США нефти относится к так называемой сланцевой. Ее извлечение требует кратно большего количества операций ГРП, чем в случае конвенциональной нефти – ИнфоТЭК.]

В условиях снижения производственной программы критически важно определить дальнейший план развития для растущего парка флотов ГРП и эффективного использования незадействованных в настоящее время мощностей флотов в количестве 50-60 флотов, то есть 250-300 насосных установок высокой производительности для закачки / перекачки различных жидкостей.

Что делать нефтесервисному предприятию

Необходимо определиться с пошаговой стратегией развития. И начать следует с анализа стратегии развития предприятия в условиях резких скачков производственной программы на предмет доступных способов адаптации к новым реалиями рентабельности ключевых видов бизнеса. Требуется определить, насколько инвестиционная программа по модернизации парка и / или увеличению мощностей синхронизирована с потребностью и планами нефтегазодобывающих компаний.

Необходимо выявить, предусматривает ли стратегия возможность диверсификации и / или увеличения доли рынка слияния или поглощения (M&A) c учетом того, что ряд игроков могут не выдержать конкурентную борьбу и начать демпинг расценок на скважины и скважинно-операции, нанося существенный ущерб «здоровья» всему российскому нефтесервисному рынку.

Нефтесервисное предприятие должно понять, прозрачны ли принципы операционной эффективности в стратегии, определены ли метрики по росту производительности бригад, флотов, росту производительности труда, уровню автоматизации типовых функций. Надо определить элементы стратегии по диверсификации направлений бизнеса в других добывающих отраслях и / или направления бизнеса. А также – наметить рынки для реализации своих услуг (не только в РФ): насколько компания готова выходить в новые регионы СНГ или дружественных стран.

Исходя из вышесказанного, требуется изучить, насколько стратегия учитывает применение текущего парка оборудования в других отраслях, либо других видах операций (к примеру, по генерации энергии или процессах гражданского строительства). И стоит убедиться, что менеджмент осведомлен о возможном плане действий в условиях волатильности рынка.

Предприятию следует провести расчеты себестоимости услуг при различных сценариях, определить точку безубыточности бизнеса и целевую норму себестоимости. Таким образом появится конкретная измеримая цель оптимизации затрат.

Стоит учесть практики зарубежных компаний, которые демонстрируют более высокую скорость реагирования. Скорость реакции исчисляется одним днем. Некоторые зарубежные нефтесервисные компании принимают решения на основании высокоточных данных из ИТ-систем управления производством без предварительных длительных обсуждений и делают это с опережением до наступления факта снижения объемов скважин / скважинно-операций по итогам месяца / квартала.

Российским предприятиям стоит внимательно присмотреться к вопросам автоматизации / цифровизации, они открывают путь к точному и быстрому принятию решения, поиску издержек внутри себестоимости, повышению производительности труда.