Бизнес идеи в нефтяном бизнесе
Многим из нас кажется, что любой бизнес, основанный на нефти и нефтепродуктах – удел олигархов и мультимиллионеров. Однако, это не совсем соответствует действительности. Добыча и транспортировка нефти и нефтепродуктов действительно связаны с большими капиталовложениями, а вот торговля конечной нефтяной продукцией вполне доступна и «простым смертным». Далее мы попробуем разобраться, как можно организовать свой бизнес по продаже нефтепродуктов.
С чего начать?
Чтобы организовать свой бизнес в этой сфере, нет необходимости обладать огромными деньгами или связями в руководстве крупных нефтяных компаний. Правильный предварительный расчет и знания о реалиях местного рынка нефтепродуктов могут сделать Вас вполне успешным мелким, а затем, возможно, и крупным трейдером.
Загрузка …
Сразу оговоримся, что начальный капитал все-таки потребуется, но его объем будет вовсе не запредельным.
Как правило, большинство предпринимателей начинают с оптовой торговли. Первоначальная цель такого бизнеса – местные потребители, а затем, по мере освоения регионального рынка, можно выходить на общероссийский и даже международный (хотя бы – в пределах стран СНГ).
Суть оптовой торговли нефтепродуктами – покупка больших партий товара с последующей реализацией их мелким оптом с соответствующей наценкой. Многих начинающих предпринимателей пугают вопросы создания соответствующей инфраструктуры: где хранить приобретенный товар, как его транспортировать и так далее. Так вот, на первом этапе эти вопросы достаточно просто решаются без значительных капитальных вложений. Вовсе необязательно иметь свое нефтехранилище. Услуги по временному хранению нефтепродуктов предоставляют практически все нефтеперерабатывающие заводы и крупные нефтебазы, которые их и реализуют.
Правда, здесь есть свои ограничения по срокам хранения, так как нефтепродукты производятся постоянно, и хранилища требуются для новых партий продукции. Поэтому трейдер должен заранее планировать сбыт, чтобы укладываться в предоставляемые для хранения сроки.
Доставка до конечного потребителя на первом этапе развития бизнеса осуществляется при помощи бензовозов. Покупать их сразу – нецелесообразно, поскольку всегда есть возможность взять их в аренду.
Разумеется, эти расходы ложатся на себестоимость реализуемой продукции, но зато дает возможность минимизировать первоначальные вложения.
Самое главное в этом виде предпринимательской деятельности – это сначала найти покупателей. Приобретать оптом нефтепродукты, не имея конкретного сбыта – крайне рискованное предприятие. Только заранее позаботившись о сбыте, можно рассчитывать на хорошую рентабельность.
Любое новое дело начинается с составления бизнес-плана. Причем, чем больше времени вы уделите его проработке – тем больше шансов на успех Вашего будущего предприятия. Бизнес-план должен учитывать такие расходные статьи, как затраты на покупку оптовой партии товара, расходы на аренду бензовозов, первоначальные траты на официальную регистрацию бизнеса в налоговых и прочих органах, зарплату персонала и так далее. Доходная часть состоит их предполагаемого объема средств, получаемых от реализации нефтепродуктов. Второй раздел бизнес-плана крайне важен, и должен основываться на данных о реальных, а не потенциальных покупателях.
Если у Вас нет достаточного начального капитала, или их, согласно Вашему бизнес-плану, не хватает, всегда можно обратиться в банк. Грамотно составленный бизнес-план играет в получении кредита едва ли не самую главную роль. Однако помните – кредитные организации весьма жестко следят за выполнением Вами своих долговых обязательств, и проблемы Вашего бизнеса их – не интересуют. Будьте к этому готовы.
Многие скажут: «На этом рынке все давно поделено между крупными игроками!» Отчасти – это правда, но Ваш козырь – мобильность. Крупные торговые организации, как правило, медленнее реагируют на изменения, происходящие на рынке, чем более мелкие. Это позволяет последним лавировать ценой и завоевывать своего покупателя за счет снижения процента рентабельности. Кроме того, чем крупнее трейдер, тем менее интересен ему мелкий покупатель. А для Вашего предприятия – это как раз то, что нужно.
Еще одним способом снизить издержки с прицелом на будущее развитие бизнеса, является приобретение техники в лизинг.
От аренды лизинг отличается тем, что со временем техника становится Вашей собственностью, что для растущего предприятия – очень важно. Наработав постоянную базу надежных клиентов в своем регионе, можно переходить к следующему этапу развития предприятия.
Возможности роста
Если Ваше предприятие по продаже нефтепродуктов стало успешным, и ему тесно в пределах региона – пора выходить на другие рынки.
Основные проблемы, которые могут этому воспрепятствовать, заключаются в следующем:
- повышается доля транспортных расходов из-за увеличения расстояния транспортировки;
- по этой же причине возрастают сроки доставки до конечного потребителя;
- в каждом регионе существует сложившая система «поставщик-потребитель», что подразумевают жесткую конкурентную борьбу за свою долю рынка.
Это же касается и рынков стран СНГ. Однако, при выходе на них возникает и и свой, специфический риск. Зачастую такие контракты подразумевают расчет по факту поступления нефтепродуктов на склад покупателя. Поскольку расстояние – довольно значительное, и срок доставки – тоже, трейдер рискует тем, что за время поставки произойдет изменение цены. Тут стоит сказать, что такие колебания бывают как в меньшую, так и в большую сторону, поэтому, в одном случае, поставщик проигрывает, в другом – выигрывает, и при постоянных поставках рентабельность, как правило, остается на запланированном среднем уровне.
Как было сказано выше, значительно вырастают затраты на транспортировку, что приводит к снижению прибыли, поскольку далеко не всегда есть возможность увеличить конечную цену на продукцию и компенсировать лишние расходы. Однако, расширение клиентской базы приводит к увеличению объемов реализуемых нефтепродуктов, что с лихвой компенсирует понесенные убытки и, что еще важнее, делает бизнес более устойчивыми за счет снижения зависимости от каждого конкретного потребителя.
Ну, а вершиной роста трейдера нефтепродуктов является строительство своего нефтеперерабатывающего завода.
Разумеется, это уже громадные капиталовложения, которые могут себе позволить только очень успешные предприниматели. Строительство НПЗ планируется заранее. Желательно, чтобы его местоположение было в непосредственной близости от самых крупных конечных потребителей. Таким образом, в затратах значительно снижается доля транспортной составляющей.
Однако, есть еще один способ повысить рентабельность своего бизнеса без огромных затрат. Это – строительство своего мини-НПЗ. Здесь важно помнить, что мини-завод, работающий по традиционной технологии, малоэффективен, и рассматривать стоит только передовые высокотехнологичные предложения (например, мини-НПЗ, работающие по каталитической технологии «Цеодформинг»).
Такие мини-заводы позволяют обеспечить выход бензинов с высоким октановым числом на уровне от 65-ти до 92-х процентов, а также дают в качестве побочной продукции сжиженный газ, который, помимо бытового использования, также может служить в качестве автомобильного топлива.
YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your <a href=”/youtube/v3/getting-started#quota”>quota</a>.
Список используемой литературы:
- Нефть и Нефтепродукты – Википедия
- Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти/ Хаустов, А. П., Редина, М. М. Издательство: «Дело», 2006. 552 с.
- Эрих В.Н. Химия нефти и газа. — Л.: Химия, 1966. — 280 с. — 15 000 экз.
- “Bavarian Clock Haus and Frankenmuth Clock Company”. Frankenmuth Clock Company & Bavarian Clock Haus.
Источник
Вложенные в разработку Axel $50 тыс. (около 1,7 млн руб.) личных сбережений Малюгину и Шульгину удалось отбить уже на первом заказе. Летом 2013 года систему испытала канадская буровая компания Cougar Drilling Solutions на скважине в Ираке и полгода спустя сделала заказ на два аппарата. «Траектория-сервис» приобрела восемь комплектов и теперь с помощью них ведет работы на скважинах «Газпрома», «Роснефти», «Татнефти» и «Башнефти». По словам Алексеева, оборудование Axel обходится ему на 25–30% дешевле иностранных аналогов, а наземный компьютер Axel сочетается с разными типами телеметрических систем, представленных на российском рынке. «Теперь, если нам надо перебросить телесистему с одной скважины на другую, мы можем поменять только наземный прибор», — рассказывает глава «Траектории-сервис». По словам Малюгина, оборудование Axel позволяет сэкономить от двух до четырех часов бурения в сутки.
Телеметрическая система Axel включает в себя наземное устройство — компьютер, к которому подключаются скважинные модули
(Фото: Олег Яковлев / РБК)
Цены на установку наземного блока Axel варьируются от $35 тыс. до $45 тыс. (1,7–2,5 млн руб.) в зависимости от модификации самого устройства и телеметрической системы, к которой оно будет подключаться. Создание полной телеметрической системы на скважине, по расчетам Axel, обойдется в $500 тыс. В 2014 году Axel продала 27 наземных устройств и шесть скважинных модулей в общей сложности почти на $1 млн (около 35 млн руб.). Клиентами, говорит Малюгин, стали канадская Phoenix Technology Services, казахская «Жигермунайсервис», голландская Transmark EDS, а также российские «Рекомгео» и «Башнефтегеофизика». Правда, в этом году продажи пока в несколько раз ниже, чем в прошлом, но Axel надеется отыграться во второй половине года. По словам замдиректора компании Глеба Каташинского, компания нацелена на международную экспансию: она уже открыла офис в США и планирует продавать свое оборудование по всему миру.
«Геоптикс»: следи за скважиной
Предприниматель из Екатеринбурга Евгений Шароварин разработал систему непрерывного мониторинга нефтяных скважин с помощью оптоволоконных датчиков. В 2010 году вместе с партнером Андреем Комиссаровым он основал стартап «Геоптикс» и уже полтора года спустя начал продажи. «В скважине может произойти все, что угодно: вместо нефти вы можете начать добывать воду, может где-то вырваться газ, может возникнуть пробка из парафина или гидрата, — рассказывает Шароварин. — Все эти изменения так или иначе отражаются на температуре в скважине». Оптоволоконный кабель, опускаемый в скважину и подключаемый на поверхности к специальному оборудованию, передает информацию о температуре внутри скважины на сервера компании-заказчика, а специальная программа позволяет интерпретировать эти данные и быстро принимать меры. «В режиме реального времени инженеры будут знать состояние скважины и добывать углеводороды больше, дешевле, без аварий», — убеждает предприниматель.
Предприниматель из Екатеринбурга Евгений Шароварин
(Фото: Олег Яковлев / РБК)
Шароварин не первый год занимается бизнесом: в 2008 году он продал принадлежавшую ему «Группу компаний АСК», специализировавшуюся на автоматизации предприятий, московской LETA Group за 442 млн руб. Разработка «Геоптикс» потребовала около 80 млн руб. инвестиций, большую часть которых Шароварин взял из личных средств. Первым клиентом стартапа в 2013 году стала одна из дочерних компаний «Газпрома» (назвать компанию предприниматель отказался). «Конечно, они не сразу мне поверили, — говорит он. — Я сделал презентацию, показал зарубежные аналоги, прибор, который работает, — и всё». С тех пор «Геоптикс» оборудовала оптоволоконными датчиками более десятка нефтяных и газовых скважин «Газпрома» и «Газпром нефти» в Западной Сибири, рассказывает Шароварин. Общие продажи компании составили 50 млн руб. По итогам 2015 года «Геоптикс» надеется заработать столько же, а весь рынок Шароварин оценивает в 5–7 млрд руб. в год.
Перспективы оптоволоконной технологии на российском рынке зависят от точной интерпретации данных, с которой многие компании до сих пор испытывают трудности, рассказал РБК заведующий кафедрой геофизики Физико-технического института Башкирского государственного университета Рим Валиуллин. Он неоднократно консультировал Шароварина, как интерпретировать полученные данные, а предприятие «НПФ ГеоТЭК» на основе кафедры подготовило для «Геоптикса» соответствующий софт. Рынок волоконно-оптических датчиков быстро развивается, и стартапам приходится конкурировать на нем с компаниями, уже много лет предлагающими услуги по бурению и эксплуатации скважин, например Halliburton и Schlumberger, считает предприниматель Евгений Фигура из компании «Лазер Солюшенс».
Шароварин уверен, что продукт «Геоптикс» выдержит конкуренцию за счет того, что он на 25–30% дешевле зарубежных аналогов в установке и эксплуатации, а также за счет гибкости предлагаемых решений. Снизить себестоимость производства компании удалось за счет более дешевого труда российских инженеров и разработчиков. Хотя покупные детали, по словам Шароварина, обходятся ему дороже, чем западным коллегам, из-за необходимости платить таможенные пошлины, разница на стоимости труда с лихвой это покрывает. «Это технология будущего, — уверен Шароварин. — Если сейчас ею оборудованы единичные скважины, то через десять лет каждая скважина будет мониториться в обязательном порядке».
Рынок на триллион
$166,6 млрд — объем мирового рынка нефтесервисных услуг в 2014 году
$25,9 млрд — объем российского рынка нефтесервисных услуг в 2014 году
65% российского рынка нефтесервисных услуг приходится на бурение
22,6 млн м скважин пробурено в России в 2014 году
3,2 км — средняя глубина нефтяных скважин в России
Источник: Deloitte, Markets and Markets, EDC.
«Газохим Техно»: не жги газ напрасно
Основатель и глава компании «Газохим Техно» Сергей Долинский — ученый-химик со стажем. Вместе с коллегами из Института органической химии РАН Владиславом Лукшо и Евгением Платоновым он более 12 лет занимался технологиями по получению синтетических моторных топлив. В результате появилось инженерное решение мини-GTL (от англ. gas to liquid) установок, перерабатывающих газ в жидкость.
Основатель и глава компании «Газохим Техно» Сергей Долинский (слева) и руководитель Сергей Иргебаев (справа)
(Фото: Олег Яковлев / РБК)
Россия — мировой «чемпион» по сжиганию попутного нефтяного газа (ПНГ). Только в 2012 году, по оценкам WWF, в факелах над Сибирью сгорело свыше 17 млрд кубометров ПНГ. «Все объемы газа, которые существующими способами было возможно утилизировать, уже утилизированы (до 85%), — отмечает Долинский в интервью РБК. — Оставшиеся 15% — самые проблемные, как раз наша ниша».
Установка мини-GTL, разработанная «Газохим Техно», позволяет переработать «неликвидный» ПНГ в синтетическую нефть: она обладает почти такими же свойствами, что и минеральная. Это позволит нефтяным компаниям решить сразу две проблемы, объясняет Долинский: во-первых, снизить вред окружающей среде и сэкономить на выплате штрафов за сжигание ПНГ, во-вторых, увеличить нефтедобычу за счет полученной синтетической нефти.
На разработку прототипа установки Долинский и его партнеры потратили около 25 млн руб. В 2012 году компания «Газохим Техно» стала резидентом «Сколково». Фонд и группа «Аллтек» частного инвестора Дмитрия Босова пополам вложили в стартап 300 млн руб.
Сейчас компания планирует провести второй раунд инвестиций для строительства на одном из нефтяных месторождений в Коми первой мини-GTL, которая обойдется в $17 млн. Название месторождения в «Газохим Техно» не раскрывают до окончания экспертиз (экологической и по промышленной безопасности). По словам Долинского, компания подписала меморандумы о сотрудничестве еще с шестью нефтяными компаниями на переработку 2,3 млрд кубометров ПНГ в год. Окончательные коммерческие соглашения будут подписываться по результатам «пилота» в Коми — там установка должна заработать в 2017 году. Ориентировочная стоимость коммерческой мини-GTL — до $50 млн.
Пока что «Газохим Техно» зарабатывает на консультациях и подготовке проектов по утилизации ПНГ, что принесло ей в 2014 году 10 млн руб. выручки, а в текущем году должно принести уже 30 млн руб. По расчетам Долинского, при нынешнем объеме сжигаемого ПНГ в России нефтяным компаниям потребуется около 150–160 мини-GTL, чтобы полностью исключить сжигание попутного газа.
Установки мини-GTL имеют ряд недостатков, считает Кирилл Лятс, гендиректор компании «Метапроцесс» и бывший руководитель Долинского. По словам Лятса, синтетическая нефть отличается высоким содержанием парафинов, что усложняет ее транспортировку по обычному трубопроводу из-за риска возникновения парафиновых пробок. Кроме того, другие субпродукты, полученные в результате переработки газа, потребуют дополнительных затрат на логистику. «И газоподготовка, и дальнейшая переработка, без которых немыслимы продажи продукта GTL, удорожают проект и делают его непригодным для использования на месторождениях», — сказал он РБК. Но Долинский считает, что низкие цены на нефть заставят нефтяные компании задуматься о повышении эффективности добычи. «Если нефть продолжит дешеветь, а сумма штрафа за сжигание ПНГ останется прежней, вряд ли кто-то позволит себе закрыть на это глаза», — уверен предприниматель.
Источник
Налоговый пресс
Конец октября в 2008 году выдался под Усинском (Республика Коми) неожиданно теплым. Нефтяники радовались: суровая зима запаздывала, можно было продолжать бурить. Поэтому, когда от владельца «Нобель Ойл» Григория Гуревича поступило из Москвы распоряжение полностью остановить нефтедобычу, люди опешили. «Честно говоря, мы были обескуражены. Каждый стал думать: а как же завтра хозяин поступит, может, вообще всех разгонит», — рассказывает мастер по добыче нефти Александр Бондарь.
В Москву пошли тревожные депеши: работники отказываются уходить с месторождения, хотят добывать нефть и дальше. Гуревич понял, что решение надо принимать стремительно: если нефтяники продолжат бурить, его компания «Нобель Ойл» просто разорится.
Добыча нефти ведет к убыткам? Именно так, подтверждает Гуревич. И виной тому не зарплата нефтяников, а налоги. Дело в том, что одним из следствий мирового кризиса в 2008 году стало резкое снижение цен на нефть — с $140 за баррель в июле до $31 в декабре (Urals). Высокую экспортную пошлину на нефть нужно было платить по ценам прошлого месяца, а добывать и продавать пришлось бы в текущем. «Если бы мы продолжали качать нефть, то мы бы продали ее на рынке по цене $50, а налог заплатили из расчета $100 за баррель. Как я посчитал, мы бы потеряли $5,5 млн, что в то время было просто катастрофой». Тогда компания Гуревича,
по его словам, единственная в России остановила нефтедобычу на месяц и осталась на плаву.
Налоги до сих пор составляют 60–70% выручки на баррель добычи, причем взимаются они в основном с оборота. Из $100 выручки нефтяник за вычетом налогов и транспорта получает $15–20. «Налоги убивают нефтяную отрасль», — убежденно твердит Гуревич. Без содействия со стороны властей малые нефтяные компании так и будут умирать на самом старте, уверен он.
Кроме налогов главная особенность нефтяного бизнеса — высокая цена входа. Для этого бизнеса нужны огромные оборотные средства. «Чтобы пробурить разведочную скважину, мне нужно $10 млн. А вся годовая прибыль, которую я получаю, — около $50 млн», — говорит Гуревич. Капитальных затрат на баррель нефти у малых компаний в четыре раза больше, чем у вертикально интегрированных холдингов.
Где небольшая нефтяная компания может взять средства на развитие бизнеса? Банки после 2008 года уже не раздают кредиты налево и направо. Особенно тяжело приходится компании, которая еще не добыла нефть, но уже нуждается в деньгах под освоение месторождения, считает Дмитрий Александров, начальник отдела аналитических исследований УК «Универ». «Если пробурили скважину и оказалось, что дебит скважины в три раза ниже прогнозов, банку придется фактически сразу идти на списание долга», — объясняет аналитик. Малым компаниям с собственной добычей, не обремененным долгами, сегодня дают кредиты под 9–10% годовых в долларах, что в 2,5 раза выше ставок, по которым берет кредиты, например, «Газпром нефть». Но есть и другой путь — проводить публичные размещения, привлекать средства частных инвесторов. По этому пути пошло большинство «малых» нефтяников. С разными результатами.
Публичный просчет
Имена Вячеслава Ровнейко и Георгия Рамзайцева ничего не говорят широкой публике, но отлично знакомы тем, кто работает в 
нефтяной отрасли с советских времен. Выходцы из Союзнефтеэкспорта (монополист по экспорту нефти в СССР), в 1990-е они работали в трейдинговой компании Urals (там же делал первые шаги в бизнесе Геннадий Тимченко). В начале 2000-х, пригласив в партнеры бывшего зятя Бориса Ельцина Леонида Дьяченко, они решили заняться нефтедобычей и основали компанию Urals Energy.
В середине 2000-х казалось, что цены на нефть, а за ними и акции нефтяных компаний будут расти бесконечно. Когда в 2005 году основатели Urals Energy решили попытать счастья на бирже, никто и помышлять не мог, что их может постигнуть неудача.
На момент размещения в портфеле Urals Energy были четыре небольших добывающих предприятия в России с суммарными запасами 12,3 млн т нефти. Главным активом фирмы была лицензия на Пограничное месторождение на Сахалине. Его предполагаемые ресурсы оценивались в 100 млн т нефти, которые, правда, предстояло подтвердить. Инвесторов это не смутило: спрос на акции в пять раз превысил предложение. За 32%-ный пакет Urals Energy выручила $114 млн, а капитализация компании на Лондонской бирже превысила $350 млн. Через год она стоила уже на 65% дороже.
У Urals Energy был точный расчет — в следующие два года компания потратила почти $600 млн на покупку лицензий на месторождения, которые находились в непосредственной близости к строившемуся тогда нефтепроводу ВСТО. По нему российская нефть из Восточной Сибири должна была пойти на азиатско-тихоокеанский рынок. Осваивать новый регион компания собиралась на деньги Сбербанка, но трубопровод был введен с опозданием более чем на год, и в условиях кризиса 2008 года рассчитываться с банком стало нечем. В 2009 году компания вынуждена была отдать Сберу свои активы за долги.
После кризиса интерес инвесторов к российским бумагам упал, снизились и котировки. О новых IPO не могло быть и речи. Поэтому предпринимателю Дмитрию Скорнякову в поисках денег для развития своей компании пришлось проявлять изобретательность.
В начале 1990-х Скорняков занимался нефте- и газотрейдингом, перепродавая топливо Ангарской нефтехимической компании. «Это было время бартерных схем: дизельное топливо давали за муку. Иногда были невообразимые схемы, в которых принимали участие гвозди, рубероид и все, что можно представить», — вспоминает Скорняков. Позже он стал скупать нефть у малых компаний и продавать ее на экспорт — объемы продаж доходили до 200 000 т в год. В какой-то момент Скорняков решил, что можно и самому консолидировать мелких нефтегазодобытчиков. Он купил небольшую компанию «Медведица Нефть», выигравшую разведочную лицензию на нефтегазовое месторождение, вложил полтора десятка миллионов рублей и прошлым летом открыл в Волгоградской области запасы природного газа объемом 70 млн куб. м. Их стоимость он оценивает в 200 млн рублей. Но этого все равно мало, чтобы привлечь кредит в банке.
Скорняков зарегистрировал Закрытый паевой фонд прямых инвестиций, которым владеет лондонская Devon & Partners Investments, и внес туда добывающие предприятия, а частным инвесторам предложил покупать паи, таким образом финансируя добычу. Впрочем, инвесторы пока не оценили новый проект и паи не купили. Но собеседник Forbes из окружения Скорнякова утверждает, что проектом будто бы интересуются представители Романа Абрамовича и китайские инвесторы.
Последнее IPO в нефтегазовой отрасли состоялось в середине января 2012 года на Лондонской фондовой бирже. Разместилась RusPetro — нефтяная компания с тремя месторождениями в Ханты-Мансийском автономном округе с общими запасами 200 млн т и добычей чуть более 200 000 т в год. Всего компания, среди акционеров которой бывшие менеджеры РАО «ЕЭС России» Александр Чистяков и Андрей Раппопорт, привлекла $250 млн, по итогам размещения капитализация составила $950 млн. Но цена акций стала снижаться на следующий же день и к концу 2012 года упала почти вдвое.
Низкие цены на российские нефтяные активы — плохая новость для китайского государственного инвестфонда China Investment Corporation. Осенью 2009 года за $270 млн китайцы купили 45% компании «Нобель Ойл», еще 5% этой компании за $30 млн достались гонконгской Oriental Patron Financial Group. Вся «Нобель Ойл» с запасами 13,4 млн т нефти была оценена в $600 млн, что для кризисной поры совсем неплохо. По словам основателя «Нобель Ойл» Григория Гуревича, инвесторы оценили ее высокую по сравнению с вертикально интегрированными холдингами рентабельность.
Во время сделки Гуревич пообещал партнерам разместить акции компании на одной из площадок в Азии. Но пока ничего не получается. Гуревич рассказывает, что после нескольких не слишком удачных для инвесторов размещений участники рынка отказываются верить русским компаниям. «Инвесторы предлагали нам дисконт [к оценке банков-организаторов несостоявшегося размещения] процентов шестьдесят», — говорит Гуревич.
Все на продажу
Малые нефтяные компании с трудом сводят концы с концами? Отнюдь нет.
В начале 2004 года финансисту Максиму Барскому, скупавшему ценные бумаги, позвонил президент группы «Аллтек» Дмитрий Босов. «Босов сказал: тут собираются банкротить нефтяную компанию, но она публичная — посмотри, ты понимаешь в этом больше. Я посмотрел и говорю: давай в нее инвестируем», вспоминает Барский. Это была компания Vostok Oil, суммарные запасы которой на трех месторождениях в Томской области оценивались примерно в 9 млн т, а добыча была около 74 000 т в год.
По словам Барского, компания была в предбанкротном состоянии. На двоих с Босовым они вложили в компанию около $16 млн, став ее 
крупнейшими совладельцами. Первым делом Барский избавился от иностранных топ-менеджеров и сел в кресло гендиректора. Сам он разбирался с финансами, а заниматься добычей позвал бывших юкосовцев во главе с вице-президентом Вячеславом Першуковым. Vostok Oil была переименована в West Siberian Resources (WSR) и начала агрессивно скупать выставлявшиеся на продажу лицензии. На одном из аукционов компания Барского переиграла лично участвовавшего в торгах легендарного гендиректора «Сургутнефтегаза» Владимира Богданова, предложив за лицензии с суммарными запасами 12,5 млн т $67 млн. В 2005 году WSR потратила еще больше, $100 млн, на выкуп компании «Печоранефть» у структур Александра Мамута. Зато на следующий год 10% уже самой WSR за $90 млн купила испанская нефтегазовая компания Repsol.
Когда в начале 2008 года WSR объявила об объединении с группой «Альянс» семьи Бажаевых, у Барского с Босовым было около 16% акций компании, ее общие запасы — около 60 млн т, добыча составляла почти 2 млн т, а капитализация приближалась к $1 млрд. После сделки Барский с партнером продали на рынке по частям свои 8% акций объединенной компании, капитализация которой на момент сделок колебалась между $3 млрд и $4 млрд.
Позже, поработав в ТНК-ВР, Барский решил во второй раз вложиться в малый нефтяной бизнес. Весной 2012 года он приобрел долю в небольшой британской компании Matra Petroleum, владеющей активами в Оренбуржье (извлекаемые запасы 2 млн т). За почти 30%-ную долю он отдал около $7,5 млн.
Барский не скрывает, что Matra его интересует в основном как площадка для развития. На британскую компанию он собирается «вешать» месторождения, чтобы повысить ее стоимость. «Может, кому-то нравится бурить и смотреть, как 30 лет его скважина добывает, — объясняет Барский. — Но я не нефтяник, я финансист. Если тебя рынок оценивает дороже, чем твои денежные потоки, то, я считаю, надо продать и искать что-то недооцененное».
Дальнейшая стратегия Барского в отношении Matra такова: найти перспективный участок на стадии геологоразведки, доказать запасы и продать актив крупной нефтяной компании. Это одна из самых распространенных стратегий на российском рынке.
Индийское несчастье
Томск — настоящий Клондайк малых нефтяных компаний. Их доля в добыче в Томской области увеличилась с 2% в 2003 году до 28,5% в 2011-м. Из 12 млн т, добытых в этом году, 3,4 млн приходится на независимые компании.
В Томскую областную администрацию нефтяника со стажем Владимира Емешева позвали работать в 2004 году. Тогда региону нужно было восстанавливать выпадающие доходы. В ходе дела ЮКОСа «Томскнефтегаз» перешел под контроль «Роснефти». Если при ЮКОСе в 2004 году в области добывали около 15 млн т, то в 2006-м уже 9,6 млн т.
Решить эту проблему должен был Емешев. Став вице-губернатором, курирующим ТЭК, Емешев в первую очередь начал приводить в регион новых налогоплательщиков. Он договорился с «Сибнефтью» перенести предприятие из Омской области в Томскую (теперь это «Газпромнефть-Восток»), сюда же пришла «Русснефть», которой, как рассказывает Емешев, «помогли» взять несколько неплохих месторождений.
Теперь Емешев уволился из правительства и возглавляет Фонд содействия и развития недропользователей, который сам же и создал, будучи замом губернатора. Федеральных чиновников Владимир Емешев не жалует, поскольку, по его мнению, они не понимают, что нужно поддерживать независимые компании, поскольку «это принесет стране большую пользу». Однако именно в Томской области произошла история, сильно испортившая имидж малых нефтяных компаний.
В 2003 году инвестбанкир Питер Левин продал казахские активы в нефтедобыче и подыскивал себе альтернативу в России. «Меня c Питером свели. Мы притирались целый год, — рассказывает Емешев. — В конце концов мне надо было понять, что у него есть деньги, его можно завести на территорию, помочь приобрести участки». Изначально активы, которые приобрел Левин, почти ничего не стоили. Это были стоящие на пороге банкротства «Сибинтернефть» с двумя геологоразведочными лицензиями и «Альянснефтегаз» с шестью. После того как на руках уже были лицензии, Левин привлек у инвесторов порядка $1,4 млн.
Активно информируя рынок о любых позитивных изменениях, Левин постепенно наращивал стоимость компании, пока не продал ее индийской ONGC за невероятные £1,4 млрд ($2,2 млрд по текущему курсу). Учитывая, что к тому времени Левин владел около 6% компании Imperial Energy, он лично получил от сделки около $150 млн. Нынешний директор Imperial Energy Игорь Гончаров не комментирует сделку, однако оценивает общие инвестиции предыдущих хозяев не более чем в $600 млн.
Левину сильно повезло в отличие от покупателей. На момент продажи ежедневная добыча компании составляла 1330 т, но уже к концу 2008 года Левин обещал инвесторам увеличить ее в 2,5 раза (до 3340 т). Спустя три года индийцам удалось с трудом выйти на уровень 2700 т. Первую прибыль компания Imperial Energy, по словам Гончарова, рассчитывает получить по итогам 2012 года, и, по его словам, «сумма будет сильно меньше $50 млн». Даже если оценивать прибыль по верхней планке, проект будет окупаться 50 лет (индийцы успели вложить в компанию еще $300 млн). Левин на вопросы Fоrbes не ответил.
Многие участники нефтяного рынка теперь сочувствуют индийской . Нефтяники признаются: они знали, что ImperialEnergy не так хороша. «Геология на ее участках сложная, добыча требует постоянных и весьма внушительных затрат», — комментирует один из нефтяников эту странную историю.
Пуститься по стране
Из-за «сложной геологии» Барский предрекает большие проблемы мелким томским компаниям. По его словам, добыча нефти в большинстве регионов Западной Сибири сегодня убыточна: «С геологией, которая есть в Западной Сибири, наше налоговое законодательство не позволяет с прибылью добывать нефть. Точка». Когда цена на нефть остановилась на уровне $100 за баррель, затраты продолжали расти. «На обеспечение промысла электроэнергией компании стали тратить втрое больше, чем до кризиса 2008–2009 годов, на транспорт нефти по системе «Транснефти» — вдвое», — перечисляет Барский. При этом налоги для недропользователей Западной Сибири не снижали. А удельный объем добычи на мелких месторождениях той же Томской области слишком низкий, чтобы делать такой бизнес высокорентабельным. «Можно заработать, только если у тебя скважина дает 100–200 т в сутки, — говорит Барский. — А в среднем по России она дает 8–10 т».
Совсем другая ситуация, по его мнению, сложилась в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, включающей Республику Коми и Ненецкий автономный округ, а также в новом регионе нефтедобычи — Восточной Сибири (это главным образом Красноярский край и Иркутская область). Несмотря на то что обустройство месторождений может выйти здесь значительно дороже, чем в районах с развитой инфраструктурой, удельная добыча на скважине — 70–100 т в сутки. Кроме того, государство предоставляет налоговые льготы для нефтяных проектов в Ненецком округе и в Восточной Сибири.
Еще один интересный регион для независимых нефтяников — это Приволжье. «Пермь, Самара, Саратов, Оренбург, — рекомендует Барский. — Да, это старый регион, там очень маленькие месторождения, но зато с хорошими дебитами». При этом есть развитая инфраструктура, возможность вывозить нефть не только по трубе «Транснефти». Бизнесмены это оценили и вкладывают прибыль, которую заработали, скажем, в девелопменте, в приволжские нефтегазовые участки. Например, девелоперская группа «Технологии энергосбережения» (ENSAT) решила заняться также и нефтянкой и разрабатывает Майорское месторождение (запасы 6,6 млн т)
по соседству с участками Барского под Оренбургом.
Григорий Гуревич, «Нобель Ойл» которого работала на территории Республики Коми, в конце 2009 года тоже вышел за пределы региона и купил участок в Ненецком автономном округе. В 2013-м на Каминском будет буриться разведочная скважина. «В НАО для нас будущее, там можно открыть хорошие месторождения, — рассказывает Гуревич. — Стоимость добычи не ниже, чем в Коми, но сейчас о стоимости вообще вопрос не стоит — она везде растет».
Пуститься по миру
В поисках доходов нефтяники бегут из России. Например, Питер Левин вложил вырученные от сделки с ONGC деньги в проект со штаб-квартирой в Лондоне и нефтегазовыми активами в Австралии, Парагвае, Аргентине и США. Теперь он акционер компании President Energy, его д?