Российский государственный аграрный
университет – Московская сельскохозяйственная академия имени К. А. Тимирязева
Калужский филиал
Кафедра экономики и статистики 
КУРСОВАЯ РАБОТА
по дисциплине «Экономическая теория»
					







на тему: «Анализ состояния и
перспективы развития нефтяной промышленности России»
Калуга 2010
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ОБЗОР
ИСТОРИЧЕСКИХ И ОРГАНИЗАЦИОННЫХ ВОПРОСОВ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКССА 
1.1 История нефтяной
индустрии России
1.2 Основные
российские нефтедобывающие компании
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ
СОСТОЯНИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
2.1 Добыча и
переработка нефти в России (РСФСР) в 1970 – 2009 гг. 
2.2 Уровень
и динамика экспорта нефти и нефтепродуктов
ГЛАВА 3. ПЕРСПЕКТИВЫ
РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОГО КОПМЛЕКСА
3.1 Роль государство
в нефтяной отрасли на примере зарубежных стран 
3.2
Стратегия развития нефтяного комплекса России
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫЕХ
ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЯ



ВВЕДЕНИЕ
Актуальность. На сегодняшний день в российской экономике
нефтяной комплекс играет немаловажную роль. Это обусловлено тем, что Россия пока
является сырьевым придатком мировой экономики. Одним из основных экспортируемых
товаров является нефть. В данной курсовой работе рассматривается нынешнее
состояние нефтяного комплекса, историю его становления и направления развития.
Нефтяные ресурсы ограничены и общее
состояние комплекса в нашей стране неудовлетворительное. Поэтому ключевым
фактором успеха является принятие правильного решения о том, как строить
дальнейшею стратегию развития в рамках комплекса и всего государства.
Цель исследования – рассмотреть состояние нефтяного комплекса
России и определить направление его развития.
Задачи исследования:
1. 
Изучить
особенности становления и развития нефтяной промышленности в России.
2. 
Проанализировать добычу,
экспорт и импорт нефтепродуктов.
3. 
Определить стратегию
развития нефтяной промышленности
Теоретической основой данной работы послужили: учебник
«Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности, такие издания периодической
печати как Эксперт, Нефть России, ЭКО — Всероссийский экономический журнал.
ГЛАВА 1. ОБЗОР ИСТОРИЧЕСКИХ И ОРГАНИЗАЦИОННЫХ ВОПРОСОВ
ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКССА
1.1 История нефтяной индустрии России
Нефть
(греч. ναφθα, или через тур. neft, от персидск. нефт; восходит к
аккад. напатум — вспыхивать, воспламеняться) — горючая маслянистая
жидкость, являющаяся смесью углеводородов, красно-коричневого, иногда почти
чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет
и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочной оболочке
Земли; на сегодня — одно из важнейших для человечества полезных
ископаемых. [8]
История нефтяной индустрии России насчитывает уже более 130
лет. За это время нефть стала чем-то неотделимым от России (сначала в образе
царской России, затем СССР и на конец Российской Федерации). Менялся облик
страны, менялся режим, народ, его идеи цели и чаяния, вместе с ними менялась и
нефтедобывающая отрасль, претерпевая взлеты и падения, триумфы и крахи.
Во второй половине 60-х годов XIX столетия среди нефтяных компаний США лидирующие
позиции занял «Стандард Ойл» возглавляемая Дж. Рокфеллером. К началу 70-х
Рокфеллеру удалось, подавив своих конкурентов внутри страны, выдвинуться на
основные мировые рынки нефти, придав своей нефтяной империи статус
транснациональной. Рокфеллер вынашивал планы поистине мирового масштаба,
стремясь превратить «Стандард» в единственного мирового монополиста,
работающего с нефтью. [9]
Однако, в своих расчетах он не мог учитывать событий в
далекой и недоступной части Российской империи. России суждено было дать толчок
для начала конкуренции на мировом нефтяном рынке.
В течение многих столетий на безводном Апшеронском
полуострове, «отростке» Кавказских гор, выдающемся далеко в
окруженное сушей Каспийское море, отмечались выходы нефти на поверхность. В
XIII в. Марко Поло записал услышанные им сведения об источнике в районе Баку,
который давал масло, которое, хотя и «не годилось в пищу», но
«годилось для поддержания огня», а также использовалось как средство
от чесотки верблюдов. Баку было территорией, где находились «вечные столбы
огня», обожествляемого зороастрийцами. Эти столбы были, выражаясь
прозаически, результатом воспламенения газа, сопутствующего месторождениям
нефти, и выходящего на поверхность через трещины в пористом известняке. [9]
Баку было частью независимого ханства, которое было
аннексировано Российской империей лишь в самом начале девятнадцатого столетия.
К тому времени уже начала развиваться примитивная нефтяная промышленность, и в
1829 году в этом районе насчитывалось восемьдесят два вырытых вручную колодца.
Но объем добычи был мизерным. Развитие индустрии серьезно ограничивалось
отсталостью региона, его удаленностью, а также продажностью, деспотизмом и
некомпетентностью царской администрации, которая управляла нефтяной индустрией
в рамках государственной монополии. Наконец в начале семидесятых годов
российское правительство отменило монополию и открыло регион для действующих на
конкурентной основе частных предприятий. Итогом этого стал настоящий взрыв
предпринимательской активности. Время вырытых вручную колодцев закончилось.
Первые скважины были пробурены в 1871 — 1872 годах, а в 1873-м действовали уже
более двадцати мелких нефтеперегонных заводов.
В марте 1873 года в Баку прибыл химик по имени Роберт Нобель.
Он был старшим сыном Эммануэля Нобеля, талантливого шведского изобретателя,
эмигрировавшего в 1837 году в Россию. Роберт сразу же по прибытии был заражен
«нефтяной лихорадкой». Он за двадцать пять тысяч рублей приобрел
небольшой нефтеперегонный завод и занялся нефтяным бизнесом. Роберт быстро
приступил к модернизации и повышению эффективности нефтеперегонного завода. В
октябре 1876 года первая партия нефти для осветительных приборов с завода
Нобеля прибыла в Санкт-Петербург. В том же году в Баку приехал брат Роберта —
Людвиг. Обладая опытом сотрудничества с имперской системой, Людвиг завоевал
доверие Великого Князя, брата царя и наместника на Кавказе. Для повышения
эффективности и прибыльности он использовал последние достижения науки,
различные изобретения, а также методы планирования добычи и сбыта продукции;
кроме того, он лично возглавил все предприятие. В течение нескольких
последующих лет российская нефть завоевала популярность и даже превзошла по
этому показателю американскую, по крайней мере на какое-то время, а швед Людвиг
Нобель стал «нефтяным королем Баку».
Крупный интегрированный нефтяной концерн, созданный Людвигом,
вскоре завоевал господство на рынке российской нефти. Присутствие
нефтедобывающего товарищества «Братья Нобель» было заметно на всей
территории империи: скважины, трубопроводы, нефтеочистительные заводы, танкеры,
баржи, хранилища, собственные железные дороги, розничная сбытовая сеть, а также
заграничные рабочие, отношение к которым было значительно лучше, чем к любой
другой группе рабочих в России, и которые гордо называли себя
«нобелевцами». Ускоренное развитие нефтяной империи Людвига Нобеля в
течение первых десяти лет ее существования признавалось «одним из
величайших триумфов предпринимательской деятельности за весь девятнадцатый век».
Объем добычи сырой нефти в России, составлявший в 1874 году шестьсот тысяч
баррелей, десятилетие спустя достиг 10,8 миллиона, что равнялось почти трети от
объема добычи в Америке. В начале восьмидесятых годов в новом промышленном
пригороде Баку — Черный город, действовали около двухсот нефтеперерабатывающих
заводов.[9]
Во второй половине 80-х годов у «Братьев Нобелей» появился
сильный конкурент. В 1886 году Ротшильды образовали «Батумское
нефтеперерабатывающее товарищество», известное впоследствии лишь по его
русской аббревиатуре «БНИТО». Они построили в Батуме нефтехранилища и
предприятия по сбыту. Вскоре «БНИТО» заняло второе место в России по
объемам добычи нефти, а на мировой арене появился еще один игрок. В 1883 году
было закончено строительство железной дороги из Баку, что почти сразу же
превратило Батум в один из крупнейших нефтяных портов в мире. Железная дорога
Баку — Батум открыла российской нефти дверь на Запад. Российский керосин
конкурировал теперь с американским осветительным маслом во многих странах
Европы.
До Первой Мировой войны русская нефть была одним из важнейших
элементов на мировом рынке. В это время крупнейшими кампаниями работающие с
русской нефтью владели Ротшильды и Нобели. В 1911 Ротшильды решили вывести свои
деньги из нестабильного и рискованного рынка России и продали принадлежавшую им
«БНИТО» американской «Ройял Датч/Шелл». После февральской революции
все нефтяные промыслы в России были национализированы коммунистическим
правительством. Позднее и семье Ротшильдов, пришлось бежать и страны в Париж,
при этом продав весь свой бизнес. [9]
С Нобелями начала переговоры «Джерси» (одна из
компаний-наследниц разделенной «Стандард»). Для американской компании
потенциальный источник русской нефти, с помощью которого можно было
контролировать значительную часть Европы и Азии был стратегически важен. И
переговоры велись невзирая на значительную вероятность того, что Нобели
пытались продать собственность, которой больше не владели. Этот риск стал
реальнее в апреле 1920 года, когда большевики вновь овладели Баку и немедленно
национализировали нефтяные месторождения. Британских инженеров, работавших в
Баку, посадили в тюрьму, а некоторых «нобелитов» судили как шпионов.
Но, не смотря на это, «Джерси» и Нобели продолжали переговоры. В июле
1920 года, менее чем через три месяца после национализации, сделка была
заключена. «Стандард ойл» приобрела права на половину нефтяной
собственности Нобелей в России по действительно «минимальной цене
сделки» — за 6,5 миллиона долларов с последующей доплатой до 7,5 миллиона
долларов. Взамен «Стандард» получала контроль как минимум над третьей
частью добычи нефти в России, над 40 процентами нефтепереработки и 60
процентами внутреннего российского нефтяного рынка. Риск был действительно
очень велик — и слишком очевиден.
В марте 1921 года, Ленин объявил о новой экономической
политике, предусматривавшей значительное расширение советской рыночной системы,
восстановление частных предприятий, а также расширение советской внешней
торговли и продажу концессий. Это не значило, что изменились убеждения Ленина —
он реагировал на срочную и крайнюю необходимость. «Мы не можем своими
силами восстановить нашу разрушенную экономику без зарубежного оборудования и
технической помощи», — заявлял он. Для получения этой помощи он был готов
предоставить концессии «наиболее мощным империалистическим
синдикатам». Характерно, что первые два примера нового курса были связаны
с нефтью — «четверть Баку, четверть Грозного». Нефть могла снова, как
в царские времена, стать наиболее доходным экспортным товаром. Одна из
большевистских газет назвала ее «жидким золотом».[9]
Постепенно в Россию полился все более набирающий силу поток
инвестиций. На многих рынках мира компании начали ощущать все растущее давление
конкуренции со стороны дешевой русской нефти. Советская нефтяная
промышленность, практически мертвая с 1920 по 1923 годы, начала быстро
восстанавливаться с помощью крупномасштабного импорта западных технологий, и
СССР вскоре вышел на мировой рынок в качестве экспортера.
Высшие руководители «Джерси» оказались перед выбором:
отстаивать свои права как собственника (ведь формально она владела третью всей
нефтедобычи в России), либо же смириться с ситуацией и установить торговые
отношения с Советской Россией и занять свою нишу на рынке дешевой русской
нефти.
В 1922 году «Джерси», «Ройял Датч/Шелл» и
Нобели приступили к формированию «Фронта Юни». Целью было создание
общего блока против советской угрозы их нефтяной собственности в России.
Впоследствии к ним присоединилась еще дюжина компаний. Все члены блока
обязались бороться с Советским Союзом совместно. Они договорились добиваться
компенсации за национализированную собственность и воздерживаться от
индивидуальных дел с русскими. «Братство торговцев нефтью» с трудом
верило друг другу и не верило Советам. Поэтому, несмотря на взаимные заверения
и обещания, «Фронт Юни» с самого рождения стоял на весьма
неустойчивых ногах. [9]
К концу двадцатых годов крупнейшим компаниям надоел вопрос
русской нефти. Попытки вернуть собственность или добиться компенсации стали
делом безнадежным. Кроме того, на месторождении Баба-Гур-Гур в Ираке забил
новый фонтан, который заставил обратить взоры на новые источники нефти на
Ближнем Востоке. Созданный на обломках постцарской России СССР, сумел выжить во
многом благодаря успешно организованной продаже нефтяных концессий. Позднее, с
окончанием НЭПа концессии были закрыты, иностранные специалисты отправлены по
домам или по лагерям, а весь доход от нефти Баку, Грозного, Майкопа, Сахалина
потек в казну государства.
С 1960 года в СССР были освоены огромные месторождения
Поволжья, Тимано-Печоры и Западной Сибири.
Когда Союз немного окреп, Новая Экономическая Политика была
свернута. Однако, несмотря на все разговоры о «мировой революции» и
«холодной войне», нефтяной бизнес СССР велся с Западом почти без
перерыва. В гитлеровской Германии почти до самой войны работала сеть советских
автозаправок. После войны (1940 – 1945) советская нефть официально практически
не выходила за пределы «железного занавеса». Но на деле все было
иначе. В 1954 году Арманд Хаммер от лица американской компании Occidental
Petroleum договорился с Никитой Хрущевым о продаже советской нефти на Запад.
Она в небольших объемах пошла на рынки через Иран под видом иранской нефти.
В 1970-1980-е годы СССР, где основной нефтяной акцент
переместился с Каспия на Сибирь, продавал свою нефть, выполняя венесуэльские и
иракские контракты.
Нефтяные кризисы 1973 и 1979 годов открыли для советской
нефти широкую дорогу на мировые рынки.
К середине 1980-х СССР лидировал по экспорту нефти в мире.
Без иностранного участия это было бы вряд ли возможно — знаменитый контракт с
итальянской государственной компанией ENI «нефть в обмен на трубы»
был лишь одним из примеров удачных попыток советского руководства решить
технические проблемы нефтяной отрасли.
Во второй половине 80-х цены на нефть были низки. Резко
уменьшившийся приток в казну нефтедолларов больше не мог покрывать непомерно
раздутый военный бюджет и неэффективную экономику. Страна впала в затяжной
кризис. Попытка вывести ее из этого кризиса закончилась крахом супердержавы.
После распада Советского Союза государственные предприятия
были акционированы, и значительная их часть перешла в частные руки.
Роль иностранцев в российской нефти после приватизации
оказалась гораздо менее значительной, чем предполагалось в начале 1990-х годов.
Крупные нефтяные компании были не готовы идти в Россию без существенных
гарантий. Англо-голландская компания Royal Dutch/Shell начала разработки на
Сахалине только в рамках соглашения о разделе продукции, то есть, имея самые
прочные из возможных гарантий. [9]
Показательно, что самый широко разрекламированный шаг —
покупка британской ВР доли в нефтяной компании «Сиданко» — закончился
громким скандалом. Британцы оказались втянутыми в олигархическую войну, шансов
победить в которой у них не было.
Однако спустя несколько лет, уже при Путине, ВР вернулась в
Россию, создав совместную с ТНК компанию. Больших слияний и поглощений в
нынешних условиях зрелой нефтяной индустрии ждать не приходится, но если
больших потрясений в России не будет, то иностранные компании так или иначе
последуют примеру ВР.
Российской нефтяной промышленности опять, как и в начале
прошлого века, нужны западные средства, технологии и опыт.
Иностранцам, как и раньше, если не больше, нужны гарантии
стабильности. Но как и в других странах с нестабильными режимами и весьма
условными представлениями о правах собственника, инвесторы будут стремиться к
вышкам и трубам при любой возможности. Риск в случае удачи будет оправдан.[9]
1.2 Основные российские нефтедобывающие компании
В настоящее время с учётом аффилированных связей добычу нефти
и конденсата в стране осуществляют вертикально-интегрированные нефтяные
компании («Славнефть», «РуссНефть», «Лукойл», «Росснефть», «ТНК-ВР»,
«Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Башнефть»), концерн «Газпром» (включая «Газпром
нефть») и 140 сравнительно небольших компаний, которые представлены
организациями с российским, иностранным и смешанным капиталом, в том числе в
составе горно-металлургических («Норильский никель», «АЛРОСА») и других
интегрированных компаний. Крупнейшие нефтегазовые компании обеспечивают в
последние годы 93-95% добычи нефти и газа в стране. Все крупные
нефтеперерабатывающие заводы России (за исключением группы заводов в Башкирии)
и большая часть мини-НПЗ входят в состав ВИНК. Экономические позиции конкретных
ВИНК в стране определяют возможности их эффективной деятельности и на
международных рынках, участия в проектах разведки и добычи нефти и газа, их
переработки и сбыта за рубежом. [10]
ОАО «Газпром» – крупнейшая газовая компания в мире.
Основные направления деятельности – геологоразведка, добыча, транспортировка,
хранение, переработка и реализация газа и других углеводородов. Государство
является собственником контрольного пакета акций Газпрома – 50,002%.
  
Рисунок 1.1 – Логотип компании ОАО «Газпром»
«ЛУКОЙЛ» – одна из крупнейших
международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Основными
видами деятельности компании являются разведка и добыча нефти и газа,
производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбыт
произведенной продукции. Основная часть деятельности компании в секторе
разведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, основной
ресурсной базой является Западная Сибирь. «ЛУКОЙЛ» владеет современными нефтеперерабатывающими,
газоперерабатывающими и нефтехимическими заводами, расположенными в России,
Восточной Европе и странах ближнего зарубежья. Основная часть продукции
компании реализуется на международном рынке. «ЛУКОЙЛ» занимается сбытом нефтепродуктов в России,
Восточной и Западной Европе, странах ближнего зарубежья и США. «ЛУКОЙЛ» является второй крупнейшей
частной нефтегазовой компанией в мире по размеру доказанных запасов
углеводородов.
Доля компании в
общемировых запасах нефти составляет около 1,3%, в общемировой добыче нефти –
около 2,3%. Компания играет ключевую роль в энергетическом секторе России, на
ее долю приходится почти 19% общероссийской добычи и переработки нефти.
  
Рисунок 1.2 – Логотип
компании «ЛУКОЙЛ»
ОАО
«Сургутнефтегаз» – одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании
охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых
месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт
нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. «Сургутнефтегаз»
отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста
производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная
стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании
новейших технологий. Территория по среднему течению реки Оби, в районе города
Сургута, в середине шестидесятых годов стала одним из первых районов добычи
нефти и газа в Западной Сибири. В 1993 году на базе имущественного комплекса
производственного объединения «Сургутнефтегаз»
было основано одноименное акционерное общество. В настоящее время более чем 50
подразделений ОАО «Сургутнефтегаз»
выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяных
и нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа. Согласно независимой
оценке, проведенной по международным стандартам, извлекаемые запасы нефти и
газа ОАО «Сургутнефтегаз»
составляют около 2,5 миллиардов тонн нефтяного эквивалента.
Пополнение сырьевой базы
происходит за счет приобретения новых перспективных участков и проведения
геологоразведочных работ на месторождениях. [10]
  
Рисунок 1.3 – Логотип компании
ОАО «Сургутнефтегаз»
«Газпром
нефть» — одна из крупнейших нефтегазовых компаний России. Основные направления деятельности «Газпром нефти» — это добыча нефти и
газа, нефтегазовый промысловый сервис, нефтепереработка и маркетинг
нефтепродуктов. Доказанные запасы нефти компании превышают 4 миллиарда
баррелей, что ставит ее в один ряд с двадцатью крупнейшими нефтяными компаниями
мира. «Газпром нефть»
осуществляет свою деятельность в крупнейших нефтегазоносных регионах России:
ХМАО, ЯНАО, Томской и Омской областях, а также в Чукотском АО.
Основные перерабатывающие
мощности компании находятся в Омской, Московской и Ярославской областях. Сеть
сбытовых предприятий «Газпром нефти»
охватывает всю страну.
  
Рисунок 1.4 – Логотип
компании «Газпром нефть»
ОАО
«Славнефть»
учреждено 26 августа 1994 года на основании постановления Правительства
Российской Федерации от 8 апреля 1994 года № 305 и распоряжения Совета
Министров Республики Беларусь от 15 июня 1994 года № 589-р. Учредителями «Славнефти» стали: Госкомимущество
России с первоначальной долей в уставном капитале Компании 86,3% и
Мингосимущество Республики Беларусь (7,2 %). На сегодняшний день уставный
капитал «Славнефти»
составляет 4754238 руб. и разделен на 4754238000 обыкновенных акций номинальной
стоимостью 0,1 коп. В ноябре 2002 года Правительство Республики Беларусь
реализовало принадлежавший республике пакет акций «Славнефти» в размере 10,83%. 18
декабря 2002 года на аукционе в Москве был продан находившийся в российской
федеральной собственности пакет акций «Славнефти»,
составлявший 74,95 % от уставного капитала Компании. После состоявшейся
приватизации НГК «Славнефть»
стала полностью частной нефтяной компанией. Сегодня «Славнефть» входит в десятку
крупнейших нефтяных компаний России. Вертикально-интегрированная структура
холдинга позволяет обеспечить полный производственный цикл: от разведки
месторождений и добычи углеводородных запасов до их переработки. «Славнефть» владеет лицензиями на
геологическое изучение недр, разведку и добычу нефти и газа на 39 лицензионных
участках на территории Западной Сибири и Красноярского края. Основным
добывающим подразделением Компании является ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Работая на Мегионском,
Аганском и ряде других месторождений, общество добывает ежемесячно более 1,65
млн. тонн углеводородного сырья. Ежегодная добыча всех предприятий превышает 20
млн. тонн нефти. [10]
  
Рисунок 1.5 – Логотип
компании ОАО «Славнефть»
Компания
«Татнефть» –
одна из крупнейших в нефтегазовом комплексе России. Основная деятельность компании
«Татнефть»
осуществляется на территории Российской Федерации. Компания является
холдинговой структурой, в состав которой входят нефтегазодобывающие управления,
нефтегазоперерабатывающие, нефтехимические предприятия, а также предприятия и
сервисные производства, реализующие нефть, продукты нефтегазо-переработки и
нефтехимии. Кроме того, Компания участвует в банковской и страховой
деятельности. Компании в настоящее время предоставлены лицензии на разработку
77 месторождений, основное из которых – Ромашкинское – является одним из
крупнейших в мире.
Одновременно «Татнефть» участвует в капитале и
управлении рядом ведущих нефтехимических предприятий Республики Татарстан.
Реализуя программу
стабилизации и восполнения запасов, Компания развивает бизнес-проекты за
пределами республики – как на территории Российской Федерации, так и в странах
ближнего и дальнего зарубежья, в целом укрепляя сырьевую и
нефтеперерабатывающую базы и расширяя рынки сбыта. Ежегодный объем добычи нефти
Компанией составляет более 25 миллионов тонн, газа – более 700 миллионов м3.
Одним из основных
приоритетов Компании является охрана окружающей среды и обеспечение
поизводственной и промышленной безопасности.
Важнейшей составляющей
деятельности Компании «Татнефть»
является совершенствование и разработка новых методов нефтедобычи.
Развитие прогрессивных
наукоемких технологий, а также увеличение объемов и видов предоставляемых
высокотехнологичных производственных услуг укрепляет инновационный потенциал
Компании и обеспечивает одно из значимых конкурентных преимуществ ОАО «Татнефть» в отрасли. [10]
  
Рисунок 1.6 – Логотип
компании «Татнефть»
«Роснефть» — лидер российской
нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира.
Основными видами деятельности «Роснефть»
являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и
продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции. Компания включена в
перечень стратегических предприятий и организаций России. Основным акционером
Компании является государство, которому принадлежит чуть более 75% ее акций. В
свободном обращении находится около 15% акций Компании. География деятельности «Роснефть» в секторе разведки и
добычи охватывает все основные нефтегазоносные провинции России: Западную
Сибирь, Южную и Центральную Россию, Тимано-Печору, Восточную Сибирь и Дальний
Восток.
Компания также реализует
проекты в Казахстане, Алжире и Туркменистане.
Семь крупных НПЗ «Роснефть» распределены по
территории России от побережья Черного Моря до Дальнего Востока, а сбытовая
сеть Компании охватывает 36 регионов страны.
  
Рисунок 1.7 – Логотип
компании «Роснефть»
«РуссНефть» входит в десятку крупнейших нефтяных
компаний страны. В ее структуру входят 21 добывающее предприятие, 2
нефтеперерабатывающих завода и собственная сбытовая сеть АЗС, расположенные в
14 регионах России и СНГ. География деятельности «РуссНефти» охватывает ХМАО, ЯНАО,
Томскую, Ульяновскую, Пензенскую, Волгоградскую, Брянскую, Саратовскую,
Кировскую, Оренбургскую области, Краснодарский край, Республику Удмуртия и
Республику Беларусь. [10]
  
Рисунок 1.8 – Логотип
компании «РуссНефть»
ОАО
«Башнефть» . В
1946 году было создано объединение «Башнефть», куда вошли вошли тресты
«Ишимбайнефть», «Туймазанефть», «Башнефтеразведка», «Башнефтестрой», заводы
«Красный пролетарий» и Ишимбайский машиностроительный, «Башнефтепроект» и
«Баштехснабнефть». Сейчас Башнефть
– это: Добыча более 12 млн. т. нефти в год; Разведка и разработка более 170
месторождений на территории России;
Существенные запасы нефти
(310 млн тонн на начало 2008 г.);
Более 50 различных
современных технологий, испытанных и внедренных на месторождениях компании; Комплекс
из четырех наиболее современных в России и высокотехнологичных перерабатывающих
предприятий;
Переработка около 20 млн.
т. нефти в год; Реализация от 900 тыс до 1 млн. т. нефтепродуктов на внутреннем
рынке в месяц; Реализация от 400 до 600 тыс. тонн нефтепродуктов в месяц на
экспорт; Розничная сеть из более чем 300 АЗС; Около 1,2 млрд. руб.,
направленных на реализацию социальных программ.
  
Рисунок 1.9 – Логотип
компании ОАО «Башнефть»
ТНК-ВР является одной из ведущих нефтяных
компаний России и входит в десятку крупнейших частных нефтяных компаний в мире
по объемам добычи нефти. Компания была образована в 2003 году в результате
слияния нефтяных и газовых активов компании ВР в России и нефтегазовых активов
консорциума Альфа, Аксесс/Ренова (ААР). ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе.
Акционерам ТНК-ВР
также принадлежит около 50% акций компании «Славнефть». ТНК-ВР – вертикально интегрированная нефтяная
компания, в портфеле которой ряд добывающих, перерабатывающих и
сбытовых предприятий в России и Украине. Добывающие активы компании
расположены, в основном, в Западной Сибири (Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий
автономные округа, Тюменская область), Восточной Сибири (Иркутская область) и
Волго-Уральском регионе (Оренбургская область). В 2007 году добыча компании
составила в среднем 1,6 млн барр. н.э. в сутки.
С учетом доли в компании
«Славнефть» объем добычи составил 1,8 млн барр. н.э. в сутки. [10]
  
Рисунок 1.10 – Логотип
компании ТНК-ВР



ГЛАВА 2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
2.1 Добыча и переработка нефти в России (РСФСР) в 1970 – 2009
гг.
Россия – крупнейший в мире производитель и экспортёр нефти и
газа как по энергетической ценности, так и в денежном выражении. В 2008 г.
добыча нефти и газа составила около 1,1 млрд. т нефтяного эквивалента, или 1153
млн. т условных углеводородов, включая 488 млн. т нефти в 665 млрд. м3
газа. Экспорт нефти и нефтепродуктов превысил 350 млн. т, газа – 203 млрд. м3.
[2]
Нефтяная промышленность России – не только важный элемент
мирового рынка нефти, она играет значительную роль в социально-экономическом
развитии страны. В Советском Союзе пик нефти был достигнут в 1986 – 1988 гг.
(таблица 2.1).
Таблица 2.1 — Добыча нефти в России и мире в 1970 – 2008 гг.




























































































































Год
Мир в целом, млн. т
СССР (до 1991 г.)/ СНГ (с1991 г.)

РСФСР (до 1991 г.)/
Россия (с 1991 г.)



млн. т
доля в мире, %
всего, млн. т
доля в мире, %
Западная Сибирь


млн. т
доля России, %


1970
2355
353
15,0
285
12,1
31
10,9


1980
3088
603
19,5
547
17,7
311
56,8


1985
2792
608
21,8
542
19,4
382
70,5


1990
3168
570
18,0
516
16,3
376
72,8


1995
3278
355
10,8
307
9,4
208
67,9


2000
3618
385
10,6
323
8,9
220
68,0


2001
3603
430
11,9
349
9,7
237
67,8


2002
3576
466
13,0
380
10,6
264
69,5


2003
3701
514
13,9
421
11,4
298
70,8


2004
3863
559
14,5
459
11,9
326
71,0


2005
3897
578
14,8
470
12,1
333
70,9


2006
3914
595
15,2
480
12,3
335
69,8


2007
3938
621
15,8
491
12,5
338
68,8


2008
3820
621
16,3
488
12,8
332,3
68,0



Массовое внедрение технологий интенсификации добычи при увеличении
инвестиций привело к тому, что в 2007 г. добыча нефти в России возросла более
чем на 60% по отношению к уровню 1999г.
В 2000 – 2009 гг. быстрыми темпами развивалась транспортная
инфраструктура нефти. За 2000 – 2006 гг. была сформирована альтернативная
транзиту через Прибалтику система прямых поставок на рынки Северо-Западной
Европы – Балтийская трубопроводная система; модернизированы участки
нефтепроводов АК «Транснефть», реконструированы порты в Новороссийске, Находке,
Туапсе и др. В апреле 2006г. начато строительство нефтепровода «Восточная
Сибирь – Тихий океан» *ВСТО), в октябре 2008г. введён в эксплуатацию в
реверсном режиме крупный участок нефтепровода ВСТО «Талахан – Тайшет», а в
декабре 2009г. намечено завершение формирования первой очереди «Тайшет –
Сковородино», ведётся строительство нефтепровода – отвода на Китай, пуск
которого запланирован на январь 2011г.[2]
При этом воспроизводство сырьевой базы нефти не
соответствовало быстро растущей добыче. Неудовлетворительно производились сбор
и утилизация попутного нефтяного газа, оставались низкими качество разработки
нефтяных месторождений и коэффициенты извлечения нефти. Активное применение
методов интенсификации нефтеотдачи пласта, особенно в 2000 – 2005 гг., в
последующем привело к замедлению роста добычи, на ряде месторождений –
катастрофическому.
Фундаментальными причинами падения добычи нефти стали:
истощение сырьевой базы на значительной части эксплуатируемых месторождений в
традиционных районах нефтедобычи (Западная Сибирь, Волго-Урал); смещение сроков
реализации проектов Тимано — Печоре, Восточной Сибири, Северном Каспии;
сокращение в 2008г. добычи нефти на Сахалине. [7]
При исключительно высоких мировых ценах на нефть 2006 –
2009гг. в стране произошло сначала снижение темпов роста добычи, а затем с
2008г., — её абсолютное сокращение. В 2008г. добыча нефти и конденсата в России
составила около 488,5 млн. т – это первое место в мире, более чем на 10% больше
уровня добычи Саудовской Аравии. Но одновременно впервые за последние 10 лет в
стране произошло снижение производства (падение добычи по итогам года составило
около 0,51%, в первом квартале 2009г. – почти 1% за период в целом). В 2009г.
добыча нефти составила 493,7 млн. т, что на 1,2% больше, чем в 2008г. [5]
Добыча нефти по регионам. Главный центр российской нефтяной
промышленности – Западная Сибирь, где добывается около 68% всей отечественной
нефти (таблицы 2.2, 2.3). Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) – основной
нефтедобывающий регион (80%), крупномасштабная добыча нефти и конденсата ведётся
также в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) и Томской области. В последние
годы введены в эксплуатацию месторождения Омской, Новосибирской и юга Тюменской
областей, где суммарный объём добычи составил в 2008г. около 5 млн. т.
Таблица 2.2 — Добыча нефти и конденсата по регионам России в
2008г.





























































Регион
Млн. т
%


Европейская часть
141,9
29,0


Север, Северо-Запад
29,0
5,9


Поволжье
54,4
11,1


Урал
53,8
11,0


Северный Кавказ
4,7
1,0


Западная Сибирь
332,3
68


ХМАО
277,6
56,8


ЯНАО
39,2
8


Томская область
10,5
2,1


Новосибирская область
2,1
0,4


Омская область
1,5
0,3


Юг Тюменской области
1,4
0,3


Восточная Сибирь (включая Республику Саха)
1,4
0,3


Красноярский край
0,1
0


Иркутская область
0,5
0,1


Республика Саха (Якутия)
0,8
0,2


Дальний Восток
12,9
2,6


Сахалинская область
12,9
2,6


Россия, всего
488,5
100



В 2008 г. добыча нефти в Западной Сибири в целом снизилась на
1,7%; при этом, наряду с продолжающимся с 2005 г. сокращением производства в
ЯНАО, почти на 1% снизилась добыча в ХМАО. После обвального сокращения в 2005 –
2006 гг. добыча нефти в Томской области сохраняется на уровне 10,2 – 10,5 млн.
т. Стабилизация добычи произошла также в Омской и Новосибирской областях, при
этом на юге Тюменской области наметился некоторый рост.
Таблица 2.3 — Добыча нефти в Западной Сибири в 1970 – 2008
гг. по субъектам Федерации




































































































































Год
Всего млн. т
ЯНАО
ХМАО
Томская область


млн. т
доля в регионе, %
млн. т
доля в регионе, %
млн. т
доля в регионе, %


1970
31,0
0,0
0,0
28,1
90,6
2,9
9,4


1975
146,0
0,0
0,0
141,4
96,8
4,9
3,4


1980
310,5
7,0
2,3
298,7
96,2
4,8
1,5


1985
382,0
18,0
4,7
357,0
93,5
7,0
1,8


1990
375,7
59,4
15,8
306,0
81,4
10,3
2,7


1995
208,3
32,4
15,6
169,3
81,3
6,7
3,2


2000
219,8
32,0
14,6
180,9
82,3
6,9
3,1


2001
236,7
34,7
14,7
194,2
82,0
7,8
3,3


2002
264,0
43,0
16,3
210,0
79,5
11,0
4,2


2003
298,0
49,0
16,4
235,0
78,9
13,0
4,4


2004
326,0
53,3
16,3
255,5
78,4
14,8
4,5


2005
333,0
49,9
15,0
268,0
80,5
11,8
3,5


2006
335,0
46,0
13,7
275,6
82,5
10,2
3,0


2007
338,0
43,0
12,7
280,0
82,8
10,2
3,0


2008
332,3
39,2
11,8
277,6
83,5
10,5
3,2



В 2008 г. добыча нефти в Западной Сибири в целом снизилась на
1,7%; при этом, наряду с продолжающимся с 2005 г. сокращением производства в
ЯНАО, почти на 1% снизилась добыча в ХМАО. После обвального сокращения в 2005 –
2006 гг. добыча нефти в Томской области сохраняется на уровне 10,2 – 10,5 млн.
т. Стабилизация добычи произошла также в Омской и Новосибирской областях, при
этом на юге Тюменской области наметился некоторый рост.
Снижение добычи в Западносибирской нефтегазоносной провинции
происходит на большинстве крупнейших месторождений (кроме Приобского, где все
последние годы отмечается органический рост производства), наибольшее
сокращение происходит в Ноябрьском, Пуровском и Сургутском нефтедобывающих
районах.[2]
В европейской части России в 2008 г. добыто около 29%
российской нефти. Прирост составил около 2,1%, что связано с расширением добычи
в Тимано-Печорской провинции (на 5,8%), а также в Волго-Уральской (2,7%).
Развитие проектов «Лукойла» в Тимано-Печоре и на шельфе Северного Каспия
позволит в ближайшие годы увеличить добычу нефти в регионе. Но уже с 2009г.
сокращается добыча нефти в Урало-Поволжье и продолжает падать на Северном
Кавказе, прежде всего за счет снижения производства в Татарстане, Башкирии, Ставропольском
и Краснодарском краях, Саратовской области, других регионах.
В Восточной Сибири, включая Республику Саха, в результате
запуска участка нефтепровода ВСТО с октября 2008 г. происходит быстрое
наращивание добычи. В целом в 2008 г. там добыто около 1,4 млн. т (в 3,5 раза
больше, чем в 2007 г.), из которых свыше 0,8 млн. т – на крупнейших Талаканском
и Верхнеченском месторождениях. В первом квартале 2009 г. добыча нефти в
регионе увеличилась почти в 10 раз по сравнению с соответствующим периодом 2008
г. В настоящее время продолжается рост добычи нефти на месторождениях Сибирской
платформы, прежде всего, в Лено-Тунгусской провинции. Ведётся подготовка к
промышленной эксплуатации Ванкорского месторождения на севере Красноярского
края, в геологическом плане приуроченного к Западносибирской нефтегазоносной
провинции.
Добыча нефти на Сахалине снизилась в 2007 – 2008 г. с 14,5 до
12,9 млн. т. Основное сокращение произошло в рамках проекта «Сахалин — 1» в
результате исчерпания сырьевой базы а части реализации первой фазы проекта,
связанного в том числе с интенсивным наращиванием производства в 2006 – 2007
гг. В ближайшие годы прирост добычи должен обеспечить проект «Сахалин — 2».[2]
Динамика добычи нефти по компаниям. Основной рост добычи в
2007 – 2007 гг. происходил за счёт крупных компаний, обладающих финансовыми
ресурсами и технологиями для ввода новых объектов в разработку, а также
благодаря интенсификации добычи на разрабатываемых месторождениях. Наибольшие
темпы роста добычи нефти показали «Газпром нефть» (до 2006 г. «Сибнефть»).
«ТНК-ВР», «Роснефть», «ЮКОС» (до 2004г., позднее активы компании перешли под
контроль «Роснефти»), Сургутнефтегаз».
С конца 1990-х до начала 2000-х нефтегазовом комплексе России
шли процессы передела и укрупнения собственности в результате централизации
концентрации производства и капитала. В начале 2009 г. на долю
вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний (включая «Газпром»)
приходилось около 93% всей добытой в стране нефти (таблица 2.4) [2]
Таблица 2.4 — Добыча нефти в России в 1999 – 2008 гг. по
компаниям, тыс. т.









































































































































































































































































































































Добывающие подразделения
1999
2000
2005
2006
2007
2008


«Роснефть»


«Юганскнефтегаз» (в составе «Роснефти» с конца 2004 г.)
—
—
51210
55996
60391
65658


«Роснефть–Пурнефтегаз»
8209
8951
9455
9032
9170
8258


«Роснефть-Сахалин- морнефтегаз»
1453
1473
1870
1901
1767
1764


«Северная нефть» (в составе «Роснефти» с 2004 г.)
—
—
4875
5610
5616
5349


Добывающие подразделения
1999
2000
2005
2006
2007
2008


«Самаранефтегаз» (в составе «Роснефти с 2007 г.)
—
—
—
—
9391
9458


Добывающие подразделения
1999
2000
2005
2006
2007
2008


«Томскнефть» (в составе «Роснефти» с 2007 г.)
—
—
—
—
11326
11004


Прочие
2892
3049
7007
9171
16255
15883


Всего
12554
13473
74417
81710
110382
113846


«Лукойл»


«Лукойл-Западная Сибирь»
44215
44740
53761
53761
53177
50708


«Лукойл-Пермнефть» (с 2004 г. в составе «Лукойл-Пермь»)
5383
5345
—
—
—
—


«Лукойл-Пермь»
2505
2692
9571
10169
10447
10758


«Лукойл-Коми» (до 2001 г. КомиТЭК, в составе «Лукойла» с
1999 г.)
—
3952
8095
9721
9873
11920


Прочие
1251
5449
16386
16968
17934
16859


Всего
53354
62178
87813
90417
91431
90245


Добывающие подразделения
1999
2000
2005
2006
2007
2008


«ТНК-ВР»


«Нижневартовск-нефтегаз» (с 2000 г. преобразовано в
«Самотлорнефтегаз» и Нижневартовское НГДП)
18206
—
—
—
—
—


Самтлорнефтегаз» (до 2000 г. «Нижневартовск-нефтегаз»)
—
14952
23231
23676
22562
22194


«Оренбургнефть» (до 2001 г. в составе «ОНАКО»)
—
—
14767
15825
15341
15628


Нижневартовское НГДП (до 2000 г. «Нижневартовск-нефтегаз»)
—
4393
6248
5560
5092
4549


«ТНК-Нягань»
—
2279
5189
5662
5830
5897


«ТНК-Нижневартовск (в составе «СИДАНКО» с 2001 г.)
—
4831
8715
7949
8137
8275


«Удмуртнефть» (в составе «ТНК-ВР» до 2006 г.)
5350
5210
5946
3967
—
—


Добывающие подразделения
1999
2000
2005
2006
2007
2008


«Варьеганнефтегаз»
1463
2659
3643
3468
3224
3087


Прочие
14596
4919
7608
6313
9251
9164


Всего
39615
39243
75347
72420
69437
68794


«Сургутнефтегаз»


«Ленанефтегаз»
—
—
258
242
223
597


«Сургутнефтегаз»
37573
40621
63600
65309
64271
61085


Всего
37573
40621
63858
65551
64494
61682


«Газпром нефть» (до 2006 г. – «Сибнефть»)


«Ноябрьскнефтегаз»
16322
17158
23466
21306
19164
16557


«Заполярнефть» (в составе с 2003 г.)
—
—
4690
4497
4464
4191


Прочие
0
41
4884
6913
9037
10027


Всего
16322
17199
33040
32716
32665
30775


«Татнефть»
24065
24337
25332
25405
25740
26060


«Башнефть»
12261
11941
11934
11727
11605
11738


«Газпром»
9915
10010
12788
13401
13154
12723


Добывающие подразделения
1999
2000
2005
2006
2007
2008


«Славнефть» (с декабря 2002 г. контролируется «Газпромнефтью»
и «ТНК-ВР»)


«Славнефть-Мегионнефтегаз»
11900
12100
20495
18435
15253
13112


Прочие
30
167
3667
4865
5657
6459


Всего
11930
12267
24162
23300
20910
19571


«РуссНефть»
—
—
12181
14755
14169
14246


Прочие компании
53281
42409
24598
27594
37319
38806


Россия в целом
305057
323224
469986
480528
491306
488486



Негативные тенденции в нефтяной отрасли и замедление темпов
роста (а в ряде случаев – абсолютное сокращение добычи нефти по крупнейшим
нефтегазодобывающим подразделениям) проявились с конца 2006 г. В 2007 г.
стагнацию добычи нефти удалось компенсировать лишь увеличением добычи в рамках
проекта «Сахалин — 1» с иностранным оператором (Exxon). В начале 2007 г. «Сахалин — 1» вышел на проектную
мощность в 250 тысю бар в сутки (или 12,5 млн. т в год). [5]
Большинство крупных западносибирских подразделений «Лукойла»
и «ТНК-ВР», за исключением «Урайнефтегаза», «Лангепаснефтегаза»,
«ТНК-Нижневартовска», снизили уровень добычи нефти значительнее, чем по каждому
из холдингов в целом (см. таблица 2.4). Но благодаря приросту у «Лукойла» в
Республике Коми («Лукойл-Коми»), Ненецком автономном округе
(«Нарьянмарнефтегаз») и Пермском крае («Лукойл-Пермь»), а у «ТНК-ВР» — в
Оренбургской области («Оренбургнефть», Бугурусланефть») общее падение
производства оказалось незначительным.
Наиболее заметный прирост добычи нефти в России в 2008 г.,
позволивший отчасти компенсировать падение других на других объектах, показало
крупнейшее нефтедобывающее предприятие «Роснефти» — «Юганскнефтегаз» (5 млн. т)
благодаря выходу на проектную мощность Приобского месторождения. В результате
«Роснефти» удалось увеличить добычу за год на 3,1%.
Из крупных подразделений вертикально-интегрированных компаний
наибольшее сокращение добычи в 2008 г. произошло в «Мегионнефтегазе»
(«Славнефть») – 13,6%. «Покачевнефтегазе» («Лукойл») – 11,1%. «Нижневартовском
НГДП» («ТНК-ВР»), «Пурнефтегазе» («Роснефть») – 9,9%.
В настоящее время устойчивая тенденция для большинства
эксплуатируемых месторождений Западной Сибири и европейской части страны – это
стабилизация и постепенное снижение уровней добычи.[6]
Освоение месторождений в новых нефтегазоносных провинциях
пока сдерживается отсутствием транспортной инфраструктуры и
организационно-экономическими факторами. Недостаточный для компенсации падения
добычи в старых нефтедобывающих регионах рост производства в 2008 г. в
Лено-Тунгусской и Тимано-Печёрской провинциях произошел в результате переноса
АК «Транснефть» сроков завершения строительства первой очереди нефтепровода
ВСТО (на конец 2009 г.), изменения НК «Роснефть» графика ввода в эксплуатацию
Ванкорского месторождения, более позднего ввода в эксплуатацию НК «Лукойл»
Южно-Хыльчуюского месторождения. Произошло смещение сроков перехода на
круглогодичную добычу нефти в рамках проекта «Сахалин — 2» (международный
консорциум Sakhalin Energy при контрольном пакете у ОАО «Газпром»); пройден пик
добычи нефти в рамках проекта «Сахалин — 1» (Exxon), в результате в 2008 г. добыча здесь снизилась на
18% относительно 2008 г.[12]
Незначительное увеличение добычи нефти у компаний «Татнефть»
и «Башнефть» связано с переводом на дифференцированный расчет НДПИ ряда
месторождений компаний с трудноизвлекаемыми запасами, на поздних стадиях
эксплуатации. Компаниями осуществляется значительные инвестиции в бурение новых
скважин, разработку и внедрение технологий увеличения нефтеотдачи с помощью
вторичных и третичных методов, повышение коэффициента нефтеизвлечения. [2]
По мощности и объему переработки нефти Россия занимает третье
место в мире после США и Китая. Переработку жидких углеводородов осуществляет
27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини-НПЗ и два
конденсатоперерабатывающих завода.
Суммарные производственные мощности отечественной перерабоки
жидких углеводородов составляют по сырью 272,3 млн. т в год (таблица 2.5). С
середины 1980-х до начала 1990-х годов суммарная мощность российских
нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) составляла 351,5 млн. т (второе место в
мире). После кризиса 1990-х годов, а также в результате модернизации
производств и увеличения доли вторичных процессов производственные мощности по
первичной переработке значительно сократились.[3]
Таблица 2.5 — Объём первичной переработки нефти в 2007 – 2008
гг.


























































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































Компания
Первичная переработка нефти тыс. т
Загрузка установок первичной переработки нефти, %
Мощность, тыс. т
Доля от общей переработки нефти в РФ, %


2007
2008
2007
2008
2007
2008
2007
2008


Вертикально-интегрированные компании


«Роснефть»
48760,1
49539
78,8
84,2
61878
58835
21,3
21,0


Новокуйбышевский НПЗ
7400
7355
77,4
77
9561
9552
3,2
3,1


Сызранский НПЗ
6581
6477
61,8
60,8
10649
10653
2,9
2,7


Куйбышевский
6393
6417
91,4
91,7
6995
6998
2,8
2,7


Ачинский НПЗ
6414
6778
98,7
100
6498
6778
2,8
2,9


Стрежевской НПЗ
311
286
100
95,4
311
300
0,1
0,1


Ангарская НХК
9253
9525
56,4
71,1
16406
13397
4,0
4,0


Туапсинский НПЗ
5224
5234
100
100
5224
5234
2,3
2,2


Комсомольский НПЗ
7016
7292
100
100
7016
7292
3,1
3,1


Каббалктопливная компания
22,5
23
—
46,8
—
49
0,0
0,0


«Пурнефтегаз»
118,4
125
98,7
100
120
125
0,1
0,1


«Северная нефть»
27,2
27
27,2
90,3
100
30
0,0
0,0


«Лукойл»
42499
44122
98,2
98,1
43278
44977
18,6
18,7


«Пермнефтеоргсинтез»
11890
12421
98,7
99,8
12047
12446
5,2
5,3


«Волгограднефтепереработка»
9610
10740
97,4
97,6
9867
11004
4,2
4,5


«Урайнефтегаз»
38
41
38,8
41,4
98
99
0,0
0,0


«Когалымнефтегаз»
154
156
61,6
52,3
250
298
0,1
0,1


«Ухтанефтепереработка»
4138
3793
100
91,4
4138
4150
1,8
1,8


«Нижнегороднефтеорсинтез»
16669
16971
98,1
99,8
16992
17005
7,3
7,2


«ТНК-ВР»
21899
23024
82,4
82,9
26576
27773
9,6
9,7


Саратовский НПЗ
5879
6634
98
98,4
5999
6742
2,6
2,8


Рязанская НПК
14516
14864
46,2
77,9
19050
19081
6,4
6,3


Красноленинский НПЗ
145
151
96,7
55,1
150
274
0,1
0,1


Нижневартовская НО
1359
1375
97,1
98,3
1400
1399
0,6
0,6


«Сургутнефтегаз»
19791,6
20562
99,5
100
19890
20580
8,7
8,7


«Киришинефтеоргсинтез»
19711
20480
99,6
100
19790
20480
8,6
8,7


«Сургутнефтегаз»
80,6
82
80,6
82
100
100
0,0
0,0


«Газпром»
22619
24315
81,4
88,5
27784
27474
9,9
10,3


«Газпром нефть» — Омский НПЗ
16497
18369
84,6
94,2
19500
19500
7,2
7,8


«Сургутгазпром»
3309
3143
75,2
71,5
4400
4396
1,4
1,3


«Астраханьгазпром»
2381
2363
72,1
78,8
3302
2999
1,0
1,0


«Уренгойгазпром»
368
375
73,7
75
499
500
0,2
0,2


«Кубаньгазпром»
19
19
65,3
66
29
29
0,0
0,0


«Северзапром»
44
45
85,2
90,8
52
50
0,0
0,0


«Ямбурггаздобыча»
1
1
100
100
1
1
0,0
0,0


«Славнефть – Ярославнефтеоргсинтез» (контролируется
«Газпром» и «ТНК-ВР»)
12611
13477
90,1
92,7
13997
14538
5,5
5,7


«Татнефть»
221
204
100
100
221
204
0,1
0,1


«РуссНефть»
7374
7521
76,3
77,9
9664
9655
3,2
3,2


«Орскнефтеоргсинтез»
4930
4914
74,4
74,1
6626
6632
2,12
2,1


Компания
Первичная переработка нефти тыс. т
Загрузка установок первичной переработки нефти, %
Мощность, тыс. т
Доля от общей переработки нефти в РФ, %


2007
2008
2007
2008
2007
2008
2007
2008


«КраснодарЭкоНефть»
2422
2585
80,7
86,2
3001
2999
1,1
1,1


«Варьеганнефть»
22
22
74,3
75,3
30
29
0,0
0,0


Вертикально-интегрированные компании, всего
175775
182764
86,5
89,6
203289
204036
76,9
77,4


Независимые переработчики


«Альянс» — Хабаровский НПЗ
3237
3335
47,4
46,7
4351
4348
1,4
1,4


«Салаватнефтеоргсинтез»
6795
6392
58
54,6
11716
11707
3,0
2,7


«ТАИФ – НК»
7499
7669
93,7
95,9
8003
7997
3,3
3,3


Группа уфимских заводов
19229
20360
59,7
83
32196
24404
8,4
8,6


«Уфанефтехим»
6250
7478
65,8
78,7
9498
9502
2,7
3,2


Ново-Уфимский НПЗ
6434
6734
49
96,2
13131
7000
2,8
2,9


Уфимский НПЗ
6544
6148
68,4
77,8
9567
7902
2,9
2,6


Московский НПЗ
10008
9773
82,4
80,4
12146
12155
4,4
4,1


Афипский НПЗ
2681
2471
89,4
82,4
2999
2999
1,2
1,0


Марийский НПЗ
1377
1147
100
85
1377
1349
0,6
0,5


Независимые переработчики, всего
20826
51147
69,8
78,7
72787
64960
22
22


Мини-НПЗ и прочие


Александровский НПЗ
28,5
45,1
95
100
30
45
0,0
0,0


Антипский НПЗ
624
774
100
77,4
624
1000
0,3
0,3


«ВПК-ОЙЛ»
42
84,4
50
0,0
0,0


Ильский НПЗ
168
372
98,8
74,4
170
500
0,1
0,2


«Камойл»
10,9
4,3
28,7
28,7
38
15
0,0
0,0


«Каспий — 1»
135,8
139
45,3
46,3
300
300
0,1
0,1


«НС-ОЙЛ»
21
29,2
84
100
25
29
0,0
0,0


«Петролинк»
26
26
100
100
26
26
0,0
0,0


«Петросах»
28
26
14,4
13
194
200
0,0
0,0


«ПНП»
9
9,7
64,7
64,7
14
15
0,0
0,0


Спиртовый комбинат
4,4
12,2
100
100
4
12
0,0
0,0


«Татнефтепрос-Зюзеевнефть»
33,8
33,5
33,8
33,5
100
100
0,0
0,0


«Трансбункер»
605,6
583
93,2
89,7
650
650
0,3
0,3


«Якол»
79
32,5
79
32,5
100
100
0,0
0,0


«Янгпур»
13,1
17,1
65,5
85,5
20
20
0,0
0,0


Прочие
119,7
220
100
100
120
220
0,1
0,1


Мини-НПЗ и прочие, всего
1906,8
2365,6
79,0
72,1
2415
3282
0,8
1,0


Россия, всего
228508
236277
82,1
86,8
278491
272278
100
100



Российские вертикально-интегрированные компании владеют
активами ряда зарубежных – заводов – в Белоруссии, Болгарии, Румынии, Сербии,
Украине, а также сетями автозаправочных станций в Европе и США.
Наибольший коэффициент переработки нефти на территории России
– у компаний с незначительной собственной добычей (таблица 2.7)
Более половины (61,3%) всего объёма переработанной нефти
приходится на заводы мощностью от 6 до 15 млн. т (табл. 8). В других крупных
нефтеперерабатывающих странах, в частности в США, также основная часть нефти
перерабатывается на НПЗ сопоставимой мощности 6 – 15 млн. т. На долю крупных
НПЗ (более 15 млн. т в год) в России приходитс16,5% переработки нефти, в США —
23,3%.[3]
Большинство нефтеперерабатывающих заводов на территории
России построены в конце 1940-х – середине 1960-х годов, когда площадки для
строительства выбирались с целью приблизить места производства нефтепродуктов к
районам их концентрированного потребления. Значительные мощности были созданы
на Урале и в Поволжье, до конца 1960-х считавшихся крупнейшими нефтедобывающими
центрами страны. В Южном, Северо-Западном и Дальневосточном регионах,
территориально наиболее приближенных к экспортным рынкам нефтепродуктов,
сосредоточено около 20% мощностей по первичной переработке нефти. Вместе с тем,
большинство российских НПЗ (за исключением Туапсинского завода и «Киришинефтеоргсинтеза»)
значительно удалены от морской портовой инфраструктуры.[12]
После 1966 г. в СССР построено семь нефтеперерабатывающих
заводов, из них шесть за пределами РФ – в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе,
Чарджоу, Чимкенте, Павлодаре. Выбор ыл продиктован необходимостью наладить
нефтепереработку в регионах, испытывающих дефицит нефтепродуктов. Единственным
нефтеперерабатывающим предприятием, построенным в РСФСР после 1966 г., стал
Ачинский НПЗ (1982 г.), если не считать организации в 1979 г. переработки нефти
на «Нижнекамснефтехиме» для обеспечения потребности нефтехимического
производства. [3]
Таблица 2.6 — Производство нефтяных топлив и масел в 2008 г.
по компаниям













































Компания
Добыча
Первичная переработка
Отношение добычи к первичной переработке, %


«Сдавнефть»
19,6
13,4
69


«РуссНефть»
14,2
7,5
53


«Лукойл»
90,2
44,1
49


«Роснефть»
113,8
49,5
44


«ТНК-ВР»
68,8
23,0
33


«Сургутнефтегаз»
61,7
20,6
33


«Татнефть»
26,1
0,2
1


«Газпром (с учётом «Газпром нефти»)
43,5
22,6
52


«Башнефть
11,7
0,0
—


Всего
450
181,1
40



В последние годы в условиях роста внутреннего потребления и
благоприятной экспортной конъюнктуры на большинстве НПЗ увеличились объёмы
первичной переработки нефти и уровни загрузки мощностей. Отчасти этому
способствовала разница между экспортной пошлиной на сырую нефть и на
нефтепродукты. Темпы роста переработки нефти на заводах, не входящих в
структуру ВИНК («Салаватнефтеоргсинтез», Московский НПЗ и др.), в условиях
отсутствия собственных источников оказались ниже средних по отрасли.[3]
Таблица 2.7 — Мощности НПЗ России и США и объемы переработки
нефти













































































Мощность НПЗ, млн. т
Число НПЗ
Доля в общем числе НПЗ, %
Суммарный объем переработки, млн. т
Доля в общем объёме переработки, %


Россия
США
Россия
США
Россия
США
Россия
США


До 1,0
36
15
55
11
4,3
7,9
2,0
0,9


1,0 – 3,0
1
28
2
21
9,1
50,7
4,1
5,9


3,0 – 6,0
7
32
11
24
39,0
118,0
17,7
13,7


6,0 – 10,0
10
24
15
18
87,4
183,0
39,7
21,2


10,0 – 15,0
6
22
9
17
57,1
243,6
25,9
28,2


Более 15,0
5
10
8
8
39,0
181,8
17,7
21,1


Итого
65
131
100
100
220,0
863,6
100,0
100,0



В последние годы в условиях роста внутреннего потребления и
благоприятной экспортной конъюнктуры на большинстве НПЗ увеличились объёмы
первичной переработки нефти и уровни загрузки мощностей. Отчасти этому
способствовала разница между экспортной пошлиной на сырую нефть и на
нефтепродукты. Темпы роста переработки нефти на заводах, не входящих в
структуру ВИНК («Салаватнефтеоргсинтез», Московский НПЗ и др.), в условиях
отсутствия собственных источников оказались ниже средних по отрасли.
Глубина переработки в 2008 г. составила 71,5%, снизившись за
год на 0,4%; в целом же за последние десять лет глубина переработки увеличилась
более чем на 5% (таблица 2.8).
Медленный рост глубины переработки в 1999 – 2006 гг., а в
2007 – 2008 гг. – некоторое снижение обусловлены как необходимостью затратных
мероприятий по модернизации оборудования, так и отсутствием рыночной мотивации
к повышению глубины переработки. Состояние внутреннего рынка и особенности
российского сегмента на международном рынке нефтепродуктов (мазут и дизельное
топливо) не стимулирует изменения структуры выпуска.[3]
Таблица 2.8 — Динамика первичной переработки нефти в России в
1998 – 2008 гг. и выпуск основных видов нефтепродуктов, млн. т













































































Показатель
1998
1999
2000
2005
2006
2007
2008


Первичная переработка нефти
164
168,6
173
207,5
220
228,6
236,3


Темп роста первичной переработки, %
2,8
2,6
6,6
6,0
3,9
3,4


Бензин автомобильный
25,9
26,5
27,2
31,9
34,4
35,1
35,7


Доля в первичной переработке, %
2,3
2,6
4,9
7,8
2,0
1,8


Дизельное топливо
45,2
46,8
49,3
59,9
64,2
66,4
69,0


Доля в первичной переработке, %
3,5
5,3
8,3
7,2
3,4
3,9


Мазут топливный
55,3
52,2
48,4
56,7
59,4
32,4
63,9


Доля в первичной переработке, %
 — 5,6
 — 7,3
 — 2,9
4,8
5,1
2,4


Глубина переработки нефти, %
66
69
70,8
71,6
72,0
71,9
71,5



В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает
доминировать производство тяжёлых и средних фракций, прежде всего – мазута и
дизельного топлива. В 2008 г. доля дизельного топлива в структуре производства
нефтяных топлив и масел оценивалась в 37,8% (69 млн. т), мазута топочного – 35%
(63,9 млн. т), прочих нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масла
смазочные и др.) – 13,8% (7,5 млн. т).
Производимый в России автомобильный бензин поставляется
преимущественно на внутренний рынок, в то время как около половины дизельного
топлива и свыше 70% мазута экспортируется. Внутреннее коммерческое потребление
нефтепродуктов в России в 2008 г. (без учёта технологических нужд и потерь на
промыслах, НПЗ и в трубопроводах) составило около 97 млн. т. Относительно
низкое качество выпускаемого автомобильного бензина сдерживает выход на
международные рынки конечных продаж. Экспортируемое дизельное топливо и мазут
служат полупродуктами, которые в дальнейшем используются как сырьё на НПЗ в
странах-импортёрах.[12]
В 2000-е годы в нефтеперерабатывающей промышленности России
происходили интенсивная централизация (укрупнение за счёт слияний и поглощений)
и концентрация (укрупнение за счёт увеличения инвестиций и расширения
производства). Больше других в 2000 – 2008 гг. увеличила объёмы первичной
переработки «Роснефть» (почти четырёхкратно), в основном за счёт присоединения
нефтеперерабатывающих заводов «ЮКОСа». В «Лукойле» прирост составил 57% как за
счёт органического роста, так и в результате приобретения заводов
«Нижегороднефтеоргсинтез» и «Ухтанефтепереработка», «ТНК-ВР» выросла на 31%.
Российские НПЗ отстают по технологическому уровню от заводов
Европы, США, стран АТР. Доля вторичных процессов «каталитический крекинг,
гидрокрекинг, процессы изомеризации и риформинга» на отечественных заводах
ниже. Коэффициент Нельсона – обобщающий показатель, характеризующий сложность
переработки для российских заводов составляет в среднем 4,25, тогда как средний
европейский уровень – 6,5, американский – 9,5, азиатский – 4,9.[3]
На современных нефтеперерабатывающих заводах мира вторичные
процессы превалируют. Например, на ряде заводов США доля вторичных процессов
достигает 330% (от уровня первичной переработки), в том числе деструктивных
процессов – 113% (также от уровня первичной переработки). В России доля
вторичных процессов в первичной переработке нефти составляет в среднем 54%;
технологическая структура по нефтеперерабатывающим заводам и нефтяным компаниям
однородна: от 11,0% на Хабаровском НПЗ до 140% на «Уфанефтехиме». Наиболее
развитыми предприятиями по сложности технологических схем переработки нефти
считаются Уфимская группа заводов (Уфимский НПЗ, «Уфанефтехим», Ново-Уфимский
НПЗ), «Пермнефтеоргсинтез», Ярославнефтеоргсинтез», Рязанский НПК и Омский НПЗ.
Последнее предприятие возглавляет рейтинг по доле деструктивных процессов
(30%).
Тенденции рынка нефтепродуктов таковы, что нефтяные компании
вынуждены пересматривать своё отношение к технологическому состоянию
принадлежащих им НПЗ. Благодаря росту спроса на дизельное топливо в России и
Европе следует ожидать увеличения объёмов его производства и доведения качества
до европейских стандартов. Поскольку российские стандарты качества бензина всё
ещё отстают от западных, а спрос на него будет расти медленнее, чем на дизтопливо,
модернизация российских НПЗ, в первую очередь, будет ориентирована на
увеличение выпуска дизельного топлива. [3]
2.2 Уровень и динамика экспорта нефти и нефтепродуктов
Экспорт нефти из России в 2008 г. составил около 237,8 млн.
т, что ниже показателя предыдущего года на 6,6%. Снижение экспорта нефти,
существенно превышающее падение её добычи, связано с особенностями
налогообложения нефтяного бизнеса, когда экспорт полупродуктов – мазута и
дизельного топлива, которые в дальнейшем используются во вторичной переработке
в Европе, коммерчески выгоднее.
Основная часть экспорта в ближнее зарубежье осуществлялась в
Белоруссию – 21,13 млн. т, Казахстан – 7 млн. т, Украину – 6 млн. т.
Таблица 2.9 — Структура экспорта нефти из России в 2007 –
2008 гг.























Направление
2007
2008


млн. т
%
млн. т
%


Дальнее Зарубежье
216,6
85,11
203,1
85,41


Ближнее Зарубежье
37,9
14,89
34,7
14,59


Всего
254,5
100
237,8
100



Различия связаны с тем, что значительная часть мазута
поставляется на внутренний рынок, но в дальнейшем идёт на экспорт. Кроме того,
по некоторым маркам мазутов компания сведений не предоставляет.[3]
Основная часть мазута и дизельного топлива поступает в
дальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию конечного
потребления, преимущественно, в моторное топливо. Экспорт автомобильного
топлива бензина (в основном в страны СНГ и Восточной Европы) незначителен –
4,1% в структуре общего экспорта, или 4,7 млн. т.
Таблица 2.10 — Структура и способы поставок нефти в дальнее
зарубежье в 2007 – 2008 гг.


















































Способ поставок
2007
2008


млн. т
%
млн. т
%


Организационная структура экспорта


Система «Транснефти»
197,4
91,1
185,5
91,3


Минуя систему «Транснефти»
19,3
8,9
17,6
8,7


Всего
216,6
100,0
203,09
100,0


Экспорт нефти с дифференциацией по способам поставок


Морские поставки
139,6
64,4
131,6
64,8


Нефтепровод «Дружба»
58,2
26,9
53,7
26,4


По железной дороге
11,5
5,3
11,0
5,4


Прочие поставки (в том числе КТК)
7,4
3,4
6,8
3,4


Всего
216,61
100,0
203,09
100,0



Различия связаны с тем, что значительная часть мазута
поставляется на внутренний рынок, но в дальнейшем идёт на экспорт. Кроме того,
по некоторым маркам мазутов компания сведений не предоставляет.
Основная часть мазута и дизельного топлива поступает в
дальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию конечного
потребления, преимущественно, в моторное топливо.[11]
Таблица 2.11 — Экспорт нефтепродуктов из России с
дифференциацией по нефтепродуктам и способам поставок, 2007-2008 гг.









































































Нефтепродукт, способ поставок
2007
2008


млн. т
%
млн. т
%


«Транснефтепродукт» — порты
17,0
15,3
18,3
15,8


Автомобильный бензин
0,2
0,2
0,4
0,3


Дизельное топливо
16,8
15,1
17,9
15,5


Железная дорога – граница, порты
93,9
84,7
97,1
84,2


Автомобильный бензин
5,5
5,0
4,3
3,7


Дизельное топливо
20,8
18,8
19,1
16,6


Мазуты
55,6
50,1
61,5
53,3


Прочие
12,0
10,8
12,2
10,6


Всего
110,9
100,0
115,4
100,0


Автомобильный бензин
5,7
5,2
4,7
4,1


Дизельное топливо
37,6
33,9
37,0
32,1


Мазуты
55,6
50,1
61,5
53,3


Прочие
12,0
10,8
12,2
10,6



Различия связаны с тем, что значительная часть мазута
поставляется на внутренний рынок, но в дальнейшем идёт на экспорт. Кроме того,
по некоторым маркам мазутов компания сведений не предоставляет.
Основная часть мазута и дизельного топлива поступает в
дальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию конечного
потребления, преимущественно, в моторное топливо.[3]
Экспорт автомобильного топлива бензина (в основном в страны
СНГ и Восточной Европы) незначителен – 4,1% в структуре общего экспорта, или
4,7 млн. т.
Экспорт прочих нефтепродуктов (бензин для химической
промышленности, прямогонный бензин, керосин, реактивное топливо, лёгкие и
средние дистилляты и др.) оценивается в 12.2 млн. т.
Около четверти экспортируемых нефтепродуктов, прежде всего,
дизельное топливо поставляется к портам по нефтепродуктопроводам системы
«Транснефтепродукт» (структура «Транснефти»). Кроме того, по трубопроводам
экспортируется часть автомобильного топлива. Весь мазут в силу специфики
агрегатного состояния экспортируется по железной дороге.
Благодаря высокой цене на нефть на мировых рынках рост её
добычи в стране проходил значительно более быстрыми темпами, чем предполагалось
в самых оптимистичных вариантах «Стратегия — 2020». Активно развивалась
транспортная инфраструктура: в течение нескольких лет была сформирована
альтернативная транзиту через Прибалтику система прямых поставок нефти на рынки
Северо-Западной Европы; с использованием самых современных технологических
решений ведётся строительство нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан»; проведена
модернизация участков системы нефтепроводов АК «Транснефть»; реконструкция
портов в Новороссийске, Находке и др. Но при этом воспроизводство сырьевой базы
не отвечало быстро растущей добыче нефти, неудовлетворительно производились
сбор и утилизация попутного нефтяного газа, по-прежнему низкими оставались
качество разработки нефти, медленно росли объём и глубина её переработки.[3]
ГЛАВА 3. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
нефтедобывающий экспорт
отрасль организационный
3.1 Роль государства в нефтяной отрасли на примере зарубежных
стран
В последнее время в нефтяном комплексе резко усилилась роль
государства. Государственная «Роснефть» при приобретении активов «ЮКОСА»
превратилась в гиганта с объёмом добычи в 116 млн. т в 2009 г. Государству
перешли «Сибнефть», половина «Славнефти».
В глобальной нефтяной промышленности также кардинально
изменился баланс сил между международными нефтяными компаниями (МНК) и
национальными нефтяными компаниями (ННК), которые стали основными владельцами «чёрного
золота» планеты. ННК – это компании из нефтегазодобывающих развивающихся стран
(кроме норвежской Statoil). В
основном созданы после второй мировой войны, при национализации нефтегазовых
активов. Они полностью или частично принадлежат государству и являются
монополиями или контролируют большую долю нефтегазового сектора страны. ННК –
инструмент государственной политики; они выполняют по поручению правительства
социальные и/или политические функции и получают за это дополнительные
привилегии.[4]
  
Рисунок 3.1 — Распределение мировых доказанных запасов нефти
по типам компаний, %
В будущем роль ННК возрастёт еще больше. Международное
энергетическое агентство прогнозирует, что 90% добычи углеводородов до 2030 г.
будут обеспечивать развивающиеся страны и лишь 10% — государства ОЭСР (с 1971
г. по 2000 г. государства ОЭСР давали 40% мировой добычи нефти, а развивающиеся
страны – 60%).
Газета Financial Times назвала самые
влиятельные национальные нефтегазовые компании: Aramco; «Газпром»; CNPC; PDVSA; Petrobras и Petronas. Они контролируют почти треть
мировой добычи углеводородов и более трети запасов. [4]
Таблица 3.1 — Рандирование ведущих частных и государственных
нефтегазовых компаний изданием Petroleum Intelligence Weekly в 2007 – 2008 гг.











































































































Ранг
Компания
Страна
Доля государства, %


2008
2007


1
1
Saudi Aramco
Саудовская Аравия
100


2
2
NIOS
Иран
100


3
3
Exxon Mobile
США
0


4
4
PDV
Венесуэла
100


5
5
CNPC
Китай
100


6
6
BP
Великобритания
0


7
7
Royal Dutch Shell
Великобритания/Нидерланды
0


8
8
ConocoPhillips
США
0


9
9
Chevron
США
0


10
10
Total
Франция
0


11
11
Pemex
Мексика
100


12
14
KPC
Кувейт
100


13
12
Sonatrach
Алжир
100


14
13
«Газпром»
Россия
50,0023


15
15
Petrobras
Бразилия
32,2


16
16
«Роснефть»
Россия
75,16


17
18
«ЛУКОЙЛ»
Россия
0


18
17
Petronas
Малайзия
100


19
18
Adnoc
ОАЭ
100


20
21
Eni
Италия
30



Национальные нефтяные компании (хотя и не в такой степени,
как международные) сталкиваются с ухудшением ресурсной базы, удорожанием всех
стадий производственного процесса и растущими технологическими сложностями
добычи. Типичный пример – Saudi Aramco из
Саудовской Аравии. Это самая влиятельная нефтяная компания мира, контролирующая
примерно 89% запасов нефти королевства. Нефть обеспечивает 80 – 85% экспортной
выручки и 70 – 80% доходов его государственного бюджета. По оценкам ВР,
доказанные запасы Саудовской Аравии равнялись 26436 млрд. бар., в конце 2009 г.
(19,8% мировых доказанных запасов) и ещё примерно 2,5 млрд. бар. находятся в
нейтральной зоне. Страна обеспечена доказанными запасами на 74,6 года. В
Саудовской Аравии имеется ещё около 103 млрд. бар. возможных и вероятных
запасов. Добыча нефти в 2009 г. составила 9,7 млн. бар. в день (падение на 10%
по сравнению с 2008 г. из-за соблюдения квот ОПЕК).
В стране имеется свыше 100 нефтяных и газовых месторождений,
но более половины запасов нефти сосредоточено в восьми гигантах, включая Ghawar (с остаточными запасами в 70 млрд.
бар.), которое обеспечивает половину нефтедобычи королевства, и Safaniya (самое большое в мире морское
месторождение с запасами в 25 – 35 млрд. бар.).[10]
Добыча в стране ведётся давно, и многие месторождения
стареют: Abqaiq выработан на 74%, Ghawar – на 48%, молодое месторождение Shaybah – всего на 5%, а средний показатель
выработанности по Aramco – 23%.
Месторождения Aramco
истощаются на 7 – 8% в год, но по прогнозам, инвестиции в управление пластами
должны уменьшить этот спад до 2% в год.[] Саудовской Аравии нужно иметь
примерно 700 тыс. бар. в день дополнительной мощности ежегодно просто для того,
чтобы компенсировать естественное старение месторождений.
Министерство нефтяной промышленности Саудовской Аравии
регулярно заявляет о долгосрочной цели – поддерживать стратегическую свободную
мощность в 2 – 2,5 млн. бар. в день, чтобы компенсировать неожиданные сбои в
глобальной нефтедобыче. В мае 2006 г. Saudi Aramco
обнародовала стратегический план стоимостью в 18 млрд. дол., направленный на
то. чтобы увеличить производственные мощности до 12,5 млн. бар. в день к 2009
г. и 15 млн. бар. в день к 2020 г. (если это будет оправдано мировым спросом на
нефть).[4]
Но Saudi Aramco становится
всё труднее играть роль балансирующего производителя, с которой раньше она
блестяще справлялась. Если прежде компания могла расширить добычу, просто вводя
в эксплуатацию законсервированные скважины, то теперь ей приходится прибегать к
более дорогим методам.
  
Рисунок 3.2 – Логотип компании Saudi Aramco
Раньше огромную часть инвестиций в нефтедобычу делали МНК,
теперь же некоторую часть приходиться брать на себя национальным компаниям. При
этом непубличным компаниям сложнее привлекать денежные средства, чем публичным,
так как они не имеют полноценного доступа к рынкам капитала и вынуждены
полагаться на самофинансирование.
Специфика ННК состоит в том, что государство как основной
собственник возлагает на них дополнительные социальные, экономические и
политические функции, которые зачастую мешают ННК замещать запасы, расширять
добычу и эффективно работать, подрывают возможности привлекать капитал и
международную конкурентоспособность. Без необходимости зарабатывать прибыль на
капитал и адекватной финансовой прозрачности, ННК часто нерационально
используют дефицитные финансовые ресурсы.
Ключевые некоммерческие функции ННК:
1)Перераспределение богатства: сбор и распределение ренты
через субсидии на топливо и другие выплаты населению.
2)Социальное развитие: создание новых рабочих мест и
социальной инфраструктуры, развитие образования.
3)Национальная энергетическая политика: гарантированные
поставки топлива народному хозяйству, субсидирование других энергетических
проектов.
4)Экономическое развитие: передача технологии, стимулирование
индустриализации, создание промышленной инфраструктуры, экономическая
диверсификация
5)Регулирование и управление: лицензионная политика, регулятивные
функции
6)Внешняя политика: нефтяная дипломатия, создание альянсов
Необходимость перераспределять нефтяное богатство, снабжая
население нефтепродуктами по низким ценам, В Иране, например, привела к
искусственному повышению потребления топлива, что подорвало прибыльность NIOC. Ирану приходится закупать на
мировом ранке нефтепродукты для своих нужд, а иранский дешёвый бензин
контрабандой вывозят в соседние страны. Если не решится проблема субсидий, Иран
перестанет быть чистым импортёром нефти к 2015 г. [4]
Обязательство ННК по увеличению занятости в стране зачастую
приводит к раздуванию штатов. Так, по разным оценкам, в NIOC работает 120 – 180 тыс. человек, в Pemex – 150 тыс. человек. А мировой
рекордсмен – CNPC – более 1 млн.
Привлечение ННК для реализации целей внешней политики
зачастую противоречит производственным задачам компаний. Так, Aramco всегда была важным
внешнеполитическим инструментом Саудовской Аравии, например, в течение долгого
времени обеспечивая для страны статус поставщика нефти номер один в США, хотя
при определённой ценовой конъюнктуре ей было бы выгоднее перенаправить большую
долю экспорта в страны Азии. А Уго Чавес активно использует PDSVA для укрепления своего международного
влияния, поставляя нефть по льготным ценам государствам Карибского бассейна в
рамках альянса Petrocaribe. Кроме
того, у Венесуэлы есть отдельное соглашение с Кубой, по которому ей продаётся
около 90 тыс. бар. в день нефти и нефтепродуктов.
В результате этих некоммерческих обязательств эффективность
ННК ниже, чем у частных международных компаний. Исследование «Новая роль ННК на
мировых энергетических ранках», проводившееся в 2005 – 2007 гг. хьюстонским J. Baker Institute for Public Policy, показывает, что эффективность (оценённая как выручка
и количество сотрудников на баррель добычи) тех ННК, которые полностью
принадлежат государству и при этом продают нефтепродукты в своей стране по
субсидированным ценам, составляет всего 35% от показателя частных компаний,
которые не несут таких обязательств. В целом полностью государственные
национальные компании демонстрируют 60 – 65% эффективности частных МНК. []
Похожих выводов придерживаются эксперты из Стэнфордского университета штата
Техас [4]
Но, при высоких ценах на нефть, социально-политические задачи
ННК не так уж негативно сказываются на способности компаний вести свой бизнес.
Так, неумение (или нежелание) венесуэльской PDSVA снизить производственные издержки не важны её
менеджменту и правительству, если те могут достигнуть своих целей – обеспечить
социальное спокойствие и поддержку президента стране, когда цены на нефть
растут. А роль этой компании в Венесуэле трудно переоценить: она – крупнейший
работодатель, обеспечивающий примерно треть ВВП страны, 50% государственных
доходов и 80% экспортной выручки.
Но ещё в 2002 г. У. Чавес обязал PDSVA направлять на социальные нужды минимум десятую часть
годовых расходов, а также осуществлять семь социальных миссий (стипендии
студентам, услуги в сфере здравоохранения, субсидированная раздача
продовольствия бедным гражданам, программы технического образования, поддержки
коренного населения, высшего университетского образования для взрослых) [] .
Только в 2007 г. Pтратила на
социальные цели 14,4 млрд. дол. Наряду с этим компания вынужденно удерживала
внутреннюю цену на качественный бензин в 17 центов за галлон [11]
Можно возразить, что и МНК развивают корпоративную социальную
ответственность, заботясь о своих сотрудниках и местных сообществах в тех
регионах, где они работают. Но они действуют таким образов по приказу свыше.
Итак, государство в нефтяной промышленности – хорошо или
плохо? Всё зависит от специфики страны и компании. Нельзя забывать и о том, что
государственные компании бывают разные. В StatoilHydro доля государства (65%) выше, чем в
нашем «Газпроме». Но норвежская компания – эффективная, открытая,
рыночно-орентированная организация, которую никто не воспринимает как орудие
энергетического давления на другие страны. [12]
Вот два примера участия государства в нефтяной отрасли из
западного полушария – Мексики и Бразилии. Правда, надо учитывать, что нефтяные
компании этих стран работают в разных макроэкономических условиях. Бразилия в
последние годы входит в число наиболее динамичных экономик мира, а в Мексике
темпы экономического роста низки. К тому же бразильская Petrobras, в отличии от многих ННК, главным
образом поставляет нефть на внутренний рынок, а не на экспорт (Бразилия
занимает десятое место в мире по потреблению энергии). А мексиканская Pemex в основном ориентирована га экспорт
нефти в США: в 2004 – 2007 гг. она занимала второе место по поставкам «чёрного
золота» северному соседу, а после 2008 г. – третье, после Канады и Саудовской
Аравии. И тенденции в нефтяной промышленности этих стран, как видно из таблицы
3.2, полностью противоположные.
Таблица 3.2 — Запасы и добыча нефти в Мексике и Бразилии в
1989 – 2009 гг.
























Страна
Доказанные запасы, млрд. бар.
Обеспеченность запасами, лет
Добыча, млн. бар. в день


1989
1999
2009
1999
2009/2008


Мексика
52,0
21,5
11,7
10,8
3,3
2,9( — 6,2%)


Бразилия
2,8
8,2
12,9
17,4
1,1
2,0(7,1%)



Мексика и Pemex.
Объёмы добычи Pemex стали падать ещё задолго до кризиса.
в 2009 г. падение шло ежемесячно. Экспортёры прогнозируют, что если компании не
удастся переломить эту тенденцию, стране придётся уже через 5 лет импортировать
нефть для своих нужд, а её долю на рынке США могут захватить другие поставщики.
Спад нефтедобычи на месторождении Cantarell на мелководье Мексиканского залива
(оно обеспечивает 60% нефти страны) – настоящее бедствие компании.
Месторождение входит в тройку крупнейших в мире, и ещё в 2004 г. оно давало 2,1
млн. бар. в день, но в мае 2009 г. добыча на нём упала до 700 тыс. бар.[4]
Pemex всегда мало инвестировала в НИОКР и геологоразведку и
слабо наращивала ресурсную базу. Её коэффициент замещения запасов в 2003 – 2005
гг. ненамного превышал 20% и лишь в 2009 г. вырос до 72%. [10]
Поскольку компания недостаточно внимания уделяет развитию
нефтепереработки, она экспортирует нефтепродуктов намного меньше, чем
импортирует (например, в 2008 г. экспорт – 192,0 тыс. бар. в день нефтепродуктов,
а импорт – 552,5 тыс. бар.). В стране есть шесть НПЗ мощностью первичной
переработки 1,5 млн. бар. в день. В 2004 – 2006 гг. их мощности не
увеличивались, и за этот же период Pemex понесла убыток в 8,6 млрд. дол. отчасти из-за продажи субсидированных
нефтепродуктов.
Pemex – открытая акционерная компания, на 100%
принадлежащая правительству, она обеспечивает порядка 40% доходов
государственного бюджета, и её деятельность жестко контролируется
правительством.
Standart&Poor’s
много лет приравнивала кредитный рейтинг Pemex к рейтингу Мексики, но в феврале 2005 г. ввела между
ними различие, объясняя своё решение плохими финансовыми показателями Pemex и низким коэффициентом замещения
запасов. Компанию губит отсутствие конкуренции, закрытость страны для
иностранных инвестиций в нефтяную промышленность и непосильное налоговое бремя
– до 60% выручки в виде налогов и рейялти. Она платит в 4 раза больше налогов,
чем средние частные мексиканские компании, в 3 раза, чем другие нефтяные
корпорации. Прибыль перечисляется государству, распределяющему средства на
социальные проекты, а потом возвращающему компании часть денег, которых ей не
хватает для расширения производства. Pemex выживает за счёт заимствования, и её долг составлял в 49 млрд. дол. в
2009 г.
Хотя мексиканское правительство не несёт ответственности по
финансовым обязательствам Pemex,
её задолженность считается частью национального долга. Pemex не может вынуждаться к банкротству, а решение о
ликвидации компании может принять лишь Национальный конгресс.
Шансов на возрождение Pemex из-за половинчатых мер реформы мало, так как всё
равно не разрешены иностранная собственность на углеводороды или прямые
зарубежные инвестиции в разведку, добычу и транспортировку нефти.
  
Рисунок 3.3 – Логотип компании Pemex
Бразилия и Petrobras. Эксперты единодушно полагают, что Petrobras достигла выдающихся успехов
благодаря дерегулированию и демонополизации отрасли. [4]
В середине 2000-х годов Petrobras обеспечила стране независимость от
импорта нефти, а коэффициент замещения запасов составил 174% в 2006 г. В
ближайшее время Бразилия превратится в крупного экспортёра нефти. Petrobras планирует довести свою добычу
углеводородов с 2,5 млн. бар. н. э. в день в 2009 г. до 3,9 млн. к 2014 г. и
5,4 млн. бар. н. э. в день к 2020 г.
С самого начала Petrobras уделяла большое внимание НИОКР, используя 1% своих валовых
продаж на финансирование новых технологий, по этому показателю она находится на
втором месте в мире среди энергетических компаний (после Royal Dutch/Shell).
Поскольку три четверти её нефти добывается на шельфе, на
балансе Petrobras самое большой в мире число подводных
скважин. Компания вкладывает порядка 300 – 500 млн. дол. в год в НИОКР по
морской добыче, и благодаря этому в 2005 г. установила мировой рекорд по
глубоководному бурению (наклонная скважина в 6,9 тыс. м).
Компания уделяет большое внимание нефтепереработке и
нефтехимии, чтобы Бразилия не превратилась в страну-рантье, просто выкачивающую
нефть из земли. Один из высших руководителей Petrobras заявил, что «к 2020 году 96% нефти,
добываемой в Бразилии, будет перерабатываться в стране». [10]
Пятилетняя инвестиционная программа Petrobras 2010 – 2014 гг. стоимостью в 224
млрд. дол. – самая крупная в мире. Из них примерно 53% средств пойдёт в upstream, а 33% — в downstream. Компания занимается
нефтегазодобычей, но и способствует развитию смежных отраслей обрабатывающей
промышленности Бразилии. В частности, реализует проект вместе с государственным
банком BNDES по привлечению иностранных
судостроительных компаний: переговоры ведутся с Китаем, Южной Кореей и Японией.
Один из руководителей Petrobras заяви: «Мы хотим, чтобы Бразилия стала не только экспортёром нефти, но и
нефтепромыслового оборудования и услуг».
Государство иногда подталкивает Petrobras к сомнительным по коммерческой
эффективности поступкам. Например, Petrobras пришлось потратить 1 млрд. дол., чтобы купить аргентинские
активы Devon Energy и приобрести контрольный пакет аргентинской Perez Company, когда страну охватил сильнейший финансовый кризис.
К тому же неясно, как на компании отразится проводимая сейчас
в Бразилии энергетическая реформа, состоящая из трех законов и предусматривающая
рост государственной доли доходов, получаемых от разработки подсолевого
горизонта. Первый закон обусловливает переход от системы концессий к
соглашениям о разделе продукции. В рамках второго закона образуется
государственная компания, отдельно от Petrobras, которая будет заниматься административным управлением
геологоразведочных и добычных лицензий на освоение подсолевого горизонта.
Третий направлен на создание «фонда социального развития». И Petrobras сейчас борется за то, чтобы упрочить
свою роль в новой системе. [4]
Ещё одна проблема — возможное увеличение государственной
собственности в компании. Летом 2010 г. конгресс одобрил план передать Petrobras до 5 млрд. бар. н. э. запасов
подсолевого горизонта. Чтобы заплатить за них, компания выпустит новые акции,
большую часть которых приобретёт правительство, увеличив тем самым свою долю.
Показательно, что объявление этих планов в 2009 г. вызвало панику на Уолл-стрит
и на Фондовой бирже Сан-Паоло, обрушив котировки акций Petrobras – её кпитализация упала на 7 млрд.
дол. за один день. Инвесторов беспокоит раздвоение акций и возможное усиление
государственного вмешательства в дела Petrobras. Эксперты опасаются, что правительство будет поддерживать
местную промышленность, отдавая предпочтение бразильским производителям
оборудования и сервисным компаниям при размещении контрактов на работу в
подсолевом горизонте, даже если их соотношение цены и качества окажется хуже,
чем у международных.
Итак, Pemex и Petrobras – антиподы. Но в мире ННК есть и
другие примеры. Если взять индонезийскую Pertamina, которую сгубили коррупция, тесные
связи с режимом Сухарто, неэффективность, высокие издержки и участие в
многочисленных непрофильных проектах (в том числе в строительстве гольф- и
яхт-клубов).
И полная противоположность ей – малазийская Petronas, динамичная и прибыльная. Избежав
стратегических ошибок, допущенных её азиатским собратом, она выросла в
ключевого игрока в нефтегазовых морских перевозках, второго крупнейшего
экспортёра СПГ в мире, и стремится превратить Малайзию в региональный центр
нефтехимии.
  
Рисунок 3.4 – Логотип компании Petrobras
Таким образом, можно выделить общие ключевые факторы успеха
национальных нефтяных компаний:
1) Конкуренция с частными или международными компаниями.
2) Интернационализация.
3) Выход на международные рынки капитала.
4) Невмешательство государства в операционную деятельность
компании.
5) Минимум непрофильных обязательств.
6) Разумное налогообложение.
7) Наличие в стране институтов, способствующих снижению
коррупции.
8) Частичная приватизация.
9) Внедрение элементов частных корпораций, типа независимых советов
директоров, в государственные ННК.[4]
3.2 Стратегия развития нефтяного комплекса России
Цели и задачи развития нефтяного комплекса. Стратегической
целью развития комплекса является обеспечение национальной безопасности и
обороноспособности страны путем государственного контроля над разработкой
стратегически значимых месторождений углеводородов, организации глубокой
переработки нефти и газа с извлечением и утилизацией всех ценных компонентов, а
также надёжных поставок нефтепродуктов и продуктов нефтехимии на внутренний
рынок для удовлетворения потребностей Вооружённых Сил РФ, развития гражданских
и военных отраслей экономики.
Для достижения этих целей предусматривается решение следующих
основных задач развития нефтяного комплекса:
· 
рациональное
использование разведанных запасов нефти, обеспечение устойчивого
воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности;
· 
ресурсо-
и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса
при подготовке запасов, добыче, транспортировке и переработке нефти;
· 
углубление
переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных
и растворённых компонентов;
· 
формирование
и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь, в Восточной
Сибири и Республике Саха (Якутия), на шельфе острова Сахалин и в перспективе –
на шельфах южных и арктических морей, Берингова моря, на Западно-Камчатском и
Магаданском шельфах Охотского моря;
· 
развитие
транспортной инфраструктуры комплекса для повышения эффективности экспорта
нефти и нефтепродуктов, её диверсификации по направлениям, способам и маршрутам
поставок на внутренние и внешние рынки; своевременное формирование транспортных
систем в новых нефтедобывающих регионах, в первую очередь, в Восточной Сибири и
на Дальнем Востоке;
· 
расширение
присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках как в сегменте
добычи, так и переработки и транспортировки – участие в производственных,
транспортных, перерабатывающих и сбытовых активах за рубежом;
· 
усиление
государственного регулирования в нефтегазовом комплексе и совершенствование
налогового законодательства в сфере недропользования. Это должно обеспечить
резкую активизацию геологоразведочных работ на распределённом и
нераспределённом фондах недр, повышение коэффициента извлечения нефти, сбор,
утилизацию и переработку попутного нефтяного газа, углубление нефтепереработки
и роста качества нефтепродуктов, развитие нефтехимии.[1]
Перспективные уровни добычи нефти в России в период до 2030
г. будут определяться в основном внутренним и внешним спросом на жидкое топливо
и уровнем цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, географией,
запасами и качеством разведанной сырьевой базы и темпами её воспроизводства,
налоговыми и лицензионными условиями, научно-техническими достижениями в
разведке и разработке месторождений.
При различных сценариях социально-экономического развития
России будут достигнуты разные уровни добычи нефти (табл. 12). При формировании
сценариев были учтены прогнозируемые Министерством экономического развития и
торговли РФ и Институтов энергетических исследований РАН потребности в нефти
внутреннего и внешнего рынков, также технологически и экономически оправданные
с точки зрения сырьевой базы вариации её добычи в каждом регионе.
Таблица 3.3 – Прогноз добычи нефти в России до 2030 г., млн.
т































Сценарий
2010
2015
2020
2025
2030


Оптимистический
514
559
595
601
591


Благоприятный
512
551
582
578
560


Уверенный
510
544
566
560
540


Инерционный
510
535
550
540
520



При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий
добыча нефти в России в 2010 г. может составить 514 млн. т и возрасти к 2020 г.
до 590 млн. т. Далее добыча нефти достигнет максимума в 2021 – 2025 гг. и
несколько снизится к 2030 г. Оптимистичный и благоприятный сценарии могут быть
реализованы только при последовательной и грамотной политике государства в
области воспроизводства минерально-сырьевой базы и увеличении объёмов
геологоразведочных работ (глубокое бурение, геофизика) на распределённом фонде
недр в 4 – 5 раз. Увеличение объёмов геологоразведочных работ необходимо во всех
регионах, но особенно в Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской и Охотоморской
нефтегазоносных провинциях, а также на шельфах арктических морей.[1]
Во всех сценариях рост добычи нефти до 2015 – 2017 гг. будет
связан с вводом в разработку месторождений нефти в Ванкорско-Сузонском районе
на северо-западе Красноярского края, вдоль трассы нефтепровода «Восточная
Сибирь – Тихий океан» в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Саха
(Якутия) (Верхнечонское, Талаканское, Среднеботуобинское, Юрбчено-Тохомское и
другие месторождения), в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, на шельфе
острова Сахалин и в российском секторе Каспийского моря.
Конкретные объёмы добычи нефти будут зависеть от темпов роста
спроса на нефтепродукты на внутреннем рынке, конъюнктуры мирового рынка нефти,
государственной политики, темпов и географии вопроизводства минерально-сырьевой
базы, инвестиций в геологоразведку, совершенствования систем добычи,
транспортировки и переработки нефти, состояния и объёмов научных исследований,
определяющих стратегию, инновационную направленность и эффективность
деятельности нефтегазового комплекса. Значительно влияние окажут систему
подготовки и переподготовки кадров менеджеров и инженерно-технических
работников, организационно-технологические условия деятельности самих нефтяных
компаний.
Однако при любой динамике добычи нефти стратегическими
задачами развития отрасли остаются: полное обеспечение внутреннего спроса,
включая потребности оборонно-промышленного комплекса страны; выполнение
экспортных обязательств по межгосударственным соглашениям; стабильное и
планомерное воспроизводство минерально-сырьевой базы в районах с развитой
нефтедобывающей промышленностью; опережающий выход с геологоразведкой в новые
перспективные районы; постепенное наращивание добычи со стабилизацией
достигнутого уровня на максимально длительный срок; учёт интересов последующих
поколений россиян.[1]
Добыча нефти в России будет осуществляться как в традиционных
нефтедобывающих районах (Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Северо-Кавказская
провинции), так и в новых: на Севере европейской части (Тимано-Печорская
провинция), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (Лено-Тунгусская и
Охотоморская провинции), на юге России (российский сектор Каспийского моря –
Северо-Каспийская провинция)(табл. 13).
Главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый период
останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В 2025 – 2026 гг. на
второе место по добыче выйдет Лено-Тунгусская провинция.
В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (без
Ванкорско-Сузонского района на территории Красноярского края) по оптимистичному
сценарию добыча нефти к 2019 – 2020 гг. возрастёт от 343 до 350 млн. т в год и
далее будет удерживаться на этом уровне до 2030 г. По благоприятному – добыча
нефти до 2024 г. сохранится на уровне 343 – 348 млн. т м далее будет падать до
334 – 336 млн. т к 2030 г. По умеренному и инерционному сценариям сроки
стабильной добычи значительно меньше (до 2015 – 2018 гг. – в умеренном и до
2011 – 2012 гг. – в инерционном сценариях), и к 2030 г. добыча нефти упадёт до
324 и 313 млн. т в год соответственно.[1]
Таблица 3.4 — Сценарии добычи нефти в России до 2030 г. по
нефтегазоносным провинциям, млн. т







































































































































































































Провинция, сценарий
2010
2015
2020
2025
2030


Западносибирская:


оптимистичный
343
346
350
350
350


благоприятный
343
345
348
341
334


умеренный
343
342
341
332
324


инерционный
343
338
334
321
313


Красноярский край:


оптимистичный
8
25
25
25


благоприятный
8
24
25
25


умеренный
7
20
25
25


инерционный
7
18
25
25


Северо-Кавказский:


оптимистичный
6
4
2
2
1


благоприятный
6
4
2
2
1


умеренный
6
4
2
2
1


инерционный
6
4
2
2
1


Лено-Тунгусская:


оптимистичный
10
38
61
78
80


благоприятный
10
35
56
69
70


умеренный
10
35
54
65
64


инерционный
10
33
51
61
61


Волго-Уральская:


оптимистичный
104
97
86
76
69


благоприятный
102
93
81
71
64


умеренный
101
90
78
66
59


инерционный
101
87
74
61
54


Тимано-Печорская:


оптимистичный
30
35
35
35
35


благоприятный
30
35
35
35
35


умеренный
30
35
35
35
35


инерционный
30
35
35
35
35


Северо-Каспийская:


оптимистичный
10
15
15
15


благоприятный
10
15
15
15


умеренный
10
15
15
15


инерционный
10
15
15
15


Охотоморская:


оптимистичный
21
21
21
20
16


благоприятный
21
21
21
20
16


умеренный
21
21
21
20
16


инерционный
21
21
21
20
16



Без корректного изменения в политике и практике
воспроизводства минерально-сырьевой базы тенденция стагнации или падения добычи
в традиционном центре добычи – в Западно-Сибирской провинции (без Красноярского
края) – становится неизбежной. Ни конъюнктура внутреннего и внешнего рынков, ни
рост цен на нефть и нефтепродукты в силу инерционности системы, несмотря на
наличие ресурсной базы, переломить её не смогут. Допускать перехода на эту
траекторию нельзя.
В Ванкорско-Сузонском районе, который по геологическому
строению входит в Западносибирскую нефтегазоносную провинцию, добыча нефти
начнётся после 2010 г. и к 2020 г. достигнет 25 млн. т в год.
В период после 2010 г. будут сформированы Южно-Эвенкийский
(Красноярский край) и Непско-Ботуобинский (север Иркутской области и запад
Республики Саха (Якутия)) центры добычи нефти в Лено-Тунгусской провинции. По
оптимистичному сценарию добыча нефти здесь к 2020 г. достигнет 61 – 64 млн. т в
год и к 2030 г. увеличится до 80 млн. т. По умеренному сценарию добыча нефти в
2020 г. составит 54 – 57 млн. т и к 2030 г. достигнет 65 млн. т. В необходимых
для этого объёмах выполнена программа лицензирования недр. Теперь задача
главных недпрользователей («Газпром», НК «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «ТНК-ВР»
и др.) – быстро и качественно провести на лицензионных участках
происково-оценочные и разведочные работы и подготовить прогнозируемые
месторождения к разработке. «Газпром нефть», НК « Роснефть» и «ТНК-ВР» также
должны ускорить разведку Юробчено-Тохомского и Коюмбинского месторождений.
На шельфе острова Сахалин добыча нефти к 2010 г. достигнет 20
– 21 млн. т в год и стабилизируется на этом уровне.[1]
В Волго-Уральской провинции на Северном Кавказе добыча нефти
будет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы. В умеренном и
инерционном вариантах снижение добычи в этом регионе будет более интенсивным.
В европейской части России по всем сценариям добыча нефти к
2010 г. достигнет 140 млн. т в 2020 г. – 150 млн. т в год, снизившись в 2030 г.
до 135 млн. т. При этом добыча нефти в Тимано-Печорской и Северо-Каспийской
провинциях до 2020 г. будет возрастать, а затем стабилизируется.
Обеспечение намечаемых уровней и повышение эффективности
нефтедобычи будут основываться на неуклонном расширении географии добычи нефти
в РФ, создании новых крупных добывающих в Восточной Сибири и на Дальнем
Востоке, на шельфах арктических, тихоокеанских и южных морей России, на
научно-Техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании методов бурения и
воздействия на пласт, увеличении глубины извлечения запасов и внедрении других
прогрессивных технологий добычи. Эти меры позволят сделать экономически
оправданны использование трудно извлекаемых запасов нефти, оптимизировать
организационно-тезнологическую структуру отрасли.
Исходя из современного и прогнозируемого уровня и качества
сырьевой базы отрасли, необходимы:
· 
значительная
интенсификация геологоразведочных работ, которые обеспечат прирост добычи нефти
из неоткрытых на дату составления «Стратегии — 2020» месторождений.
Государственная программа лицензирования недр и соглашения к лицензиям на право
недропользования должны, с учётом вероятных рисков, обеспечить безусловное
достижение необходимых для устойчивого развития отрасли уровней
геологоразведочных работ и инвестиций в них. Совершенствование закона РФ «О
недрах, налогового законодательства, подзаконных актов и административных
решений будут обеспечивать заинтересованность недпропользователей в проведении
неолгоразведочных работ;
· 
резкое
повышение уровня т объёмов работ по научному сопровождению всех этапов геологоразведочных
работ, проектирования разведки и разработки месторождений;
· 
создание
системы мониторинга и научного сопровождения на федеральном и региональном
уровнях системы и процесса недропользования;
· 
повышение
коэффициентов нефтеотдачи в целях увеличения доли извлечения и уровней текущей
добычи на разрабатываемых, проектируемых к разработке и прогнозируемых к
открытию месторождениях;
· 
совершенствование
системы подготовки инженерно-технического персонала, отраслевого менеджмента,
квалифицированных рабочих для геологоразведки, глубокого бурения, геофизических
работ, обустройства и разработки нефтяных месторождений.
Государственная инновационная программа призвана обеспечить
условия для максимального использования достижений научно-технического
прогресса в отрасли. Приоритетными направлениями станут:
· 
создание
и широкое освоение технологий и оборудования, обеспечивающих высокоэффективную
разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и, в первую очередь, для условий
низкопроницаемых коллекторов, резервуаров нефти с аномально низкими
температурами и пластовыми давлениями, остаточных запасов нефти обводненных
зон, высоковязких нефтей, запасов нефти в подгазовых зонах;
· 
разработка
и освоение технологических комплексов по бурению и добыче на шельфе морей и
континентального склона;
· 
совершенствование
технологий сооружения и эксплуатации геологоразведочных и нефтепромысловых
объектов в сложных природно-климатических условиях;
· 
совершенствование
и широкое освоение существующих и создание новых методов воздействия на пласты
и увеличения нефтеотдачи.
Долгосрочная государственная политика в сфере добычи нефти
должна быть направлена на создание условий, обеспечивающих устойчивое развитие
отрасли и предусматривать:
· 
налоговое
стимулирование разработки трудноизвлекаемых запасов (в частности, путём
дифференциации ставки налога на добычу полезных ископаемых);
· 
совершенствование
системы недропользования в целях повышения заинтересованности недропользователя
вкладывать собственные средства в воспроизводство минерально-сырьевой базы;
ограничение через лицензионное соглашение минимального и максимального уровня
добычи нефти кА каждом лицензионном участке; обеспечение полной утилизации
попутного газа и других ценных компонентов; ужесточение требований и условий
выдачи лицензий и обеспечения действенного контроля за эффективной разработкой
месторождений;
· 
совершенствование
общей системы налогооблажения нефтяного комплекса, которая является чрезвычайно
усложнённой и фискально ориентированной.
Достижение намеченных уровней добычи нефти в стране и
соответствующего развития геологоразведочных работ и транспортной
инфраструктуры (включая строительство новых магистральных нефтепроводов и
экспортных морских терминалов) требует кратного роста инвестиций в отрасль. Основным
источником капитальных вложений в течение всего рассматриваемого периода будут
собственные средства компаний, в том числе и тех, контрольные пакеты акций
которых принадлежат государству. [1]
При освоении новых районо добычи предполагается использование
значительных государственных инвестиций в формирование транспортной и
перерабатывающей инфраструктуры, а также привлечение кредитных средств на
условиях проектного финансирования законодательства должно происходить в
направлении совершенствования как лицензионной системы недропользования, так и
в отдельных случаях – системы недропользования, построенной на применении
режима соглашений о разделе продукции.[1]
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной работе был проанализирован нефтяной комплекс Росси:
его история; основные российские добывающие компании; объёмы добычи, экспорта,
импорта нефти; оценка обеспеченности России нефтесырьём; состояние нефтяной
промышленности и нефтесервиса России; стратегия развития нефтяного комплекса
России.
Нынешнее состояние нефтяной
промышленности России характеризуется сокращением объемов прироста промышленных
запасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемов
разведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количества
бездействующих скважин; повсеместном переходе на механизированный способ добычи
при резком сокращении фонтанизирующих скважин; отсутствием некоторого значительного
резерва крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную
эксплуатацию месторождений; расположенных в необустроенных и труднодоступных
районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставанием отрасли;
недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.
Для долгосрочного устойчивого развития нефтяного комплекса
России, повышения экономической эффективности и технологической сбалансированности
добычи, переработки и транспорта нефти, расширения выпуска конкурентоспособной
продукции с высокой добавленной стоимостью следует изменить производственную
структуру нефтегазового комплекса, без промедлений внедрять технологические и
организационные инновации.
В сложившейся ситуации целесообразно изменить
административную, налоговую и таможенную политики для стимулирования
геологоразведочных работ, ввода в эксплуатацию новых месторождений, применения
современных методов повышения коэффициента использования нефти. Изменение
организационно-экономических условий работы нефтяного комплекса, активное
участие государства в геологоразведочных работах, создании транспортной и
перерабатывающей инфраструктуры, оказание дипломатической и политической поддержки
деятельности российских нефтегазовых компаний на международных рынках обеспечат
устойчивое функционирование нефтяного комплекса, реализацию долгосрочных целей
развития экономики страны, усиления геополитических и экономических позиций
России в мире.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНКОВ
1. 
Конторович
А. Э., Коржубаев А. Г., Эдер Л. В. Стратегия развития нефтяного комплекса / Всероссийский
экономический журнал «Экономика и организация». – 2008.- №7. – С. 69-78
2. 
Коржубаев
А. Г., Соколова И. А., Эдер Л. В.. Анализ тенденций в нефтяном комплексе России
/ Всероссийский экономический журнал «Экономика и организация», 2009., — № 9. –
С. 59-70
3. 
Коржубаев
А. Г., Соколова И. А., Эдер Л. В.. Анализ тенденций в нефтяном комплексе России
/ Всероссийский экономический журнал «Экономика и организация», 2009., — № 10 –
С. 85-103
4. 
Пусенкова
Н. Н.. Государство в нефтяной отрасли / Всероссийский экономический журнал
«Экономика и организация», 2010 ., — № 9 – С. 50-65
5. 
Дунаев
В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник / В.Ф.
Дунаев, В.Л. Шпаков. Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин. – Нефть и газ, 2006. – 352 с.
6. 
Мартынов
В. Н. В нефтегазовом образовании – кризис перепроизводства / Журнал «Нефть
России», 2004., — № 8 – С. 12-23
7. 
http://institutiones.com
8. 
www.ru.wikipedia.org
9. 
www.csc.com.ua
10. 
www.petroleum.all-www.ru
11. 
http://lenta.ru/
12. 
www.expert.ru/
13. 
http://www.ngfr.ru
14. 
http://www.gazprom-neft.ru/
15. 
http://www.mirnefti.ru/
16. 
http://514news.com/
17. 
http://vff-s.narod.ru/
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение А
  
Приложение Б
  
Приложение В
  
Приложение Г
Страны с крупнейшими запасами нефти (По данным BP Statistical
review of world energy 2010)



























































































Страна

Запасы (в миллиардах (109) баррелей)

% от мировых запасов

Добыча (в тысячах (103) баррелей в день)

На сколько лет хватит (рассчитывается как запасы / добыча)


Саудовская Аравия
246,6
19,8
9713
75


Венесуэла
172,3
12,9
2437
194


Иран
137,6
10,3
4216
89


Ирак
115,0
8,6
2482
127


Кувейт
101,5
7,6
2481
112


ОАЭ
97,8
7,3
2599
103


Россия
74,2
5,6
10032
20


Ливия
44,3
3,3
1652
73


Казахстан
39,8
3,0
1682
65


Нигерия
37,2
2,8
2061
49


Канада
33,2
2,5
3212
28


США
28,4
2,1
7196
11


Катар
26,8
2,0
1345
55


Китай
14,8
1,1
3790
11


Ангола
13,5
1,0
1784
21


Члены ОПЕК
1024,9
77,2
33076
85


Весь мир
1333,1
100,0
79948
46