Цена переработки нефти – Технологии и товары

Да нет там переработки, ни стоимости её, там перерабатываются несколько компаний, но поверьте одних денег и желания недостаточно, а если Вам кто то предлагает услуги по переработке, то это кидалы и мошенники!

Вот например, существует (или нет, ни в каких справочниках не числится) такая фирма “Альянс трейд”, звонят мне и говорят, что им меня порекомендовал какой-то банк (которого я даже не знаю), предлагают нефть почти совсех источников с которых ее можно получить, по одинаковой цене – 6250 р/т, в т. ч. с Новокуйбышевского НПЗ в объемах 200000 т/мес. Что самое интересное, имея разную плотность, серность, местоположение и т. д. – цена остается неизменной. Далее предлагали помощь по заходу на переработку на Новокуйбышевский НПЗ, ЯНОС, на Уфу и еще несколько т. п. по объемам 100000 т. Набор документов стандартный референции, справку о платежеспособности и т. д. Сами скромно довольствуются боковым договором.

Так что если есть желание могу по блату телефончик дать, мож и мне че перепадет 🙂

Сколько можно верить в сказки! Вроде уже не мальчик :))) Запомните: ХАЛЯВЫ НЕ БЫВАЕТ.

Николай, да кто верит то? И я, и Вы и многие на портале, понимают и знают, что таких цен нет. Что никто несможет завести на переработку, если сами там неперерабатываются, а таких единицы и им это совершенно не нужно, если нет перебоев с сырьем. Просто я написал, что есть такая смешная фирма, которая время от времени веселит участников рынка. Рад, что смог поднять Вам настроение. С Уважением.

Насчет такогоже “кидняка”, сегодня на мыло такое вот веселое письмо утром пришло..

“Фирма Газпром (г. Сургут) имеет в наличии нефть в больших объемах, разных ГОСТов, разной по плотности и по содержанию

Воды, серы, парафина, в том числе REBCO. Минимальная партия 100 тыс. тонн в месяц. Возможна доставка!

Заказ на объем поставок, место поставок, контракт, цену и другую более подробную информацию Вы сможете получить у

Круто, МИНИМАЛЬНО 100 000 тонн в месяц. А доставка наверно в ведрах 🙂

Насчет “. Фирма Газпром (г. Сургут)” – это круто. Можно еще назваться ПБОЮЛ Миллер и Ко, или ИП Алекберов. типа дочки Газпрома и Лукойла. Особенно понравилось “Возможна доставками” – как будто пиццу продают. Вообще сообщение составленно с юмором и весело.

>Да нет там переработки, ни стоимости её, там >перерабатываются несколько компаний, но поверьте одних >денег и желания недостаточно, а если Вам кто то >предлагает услуги по переработке, то это кидалы и >мошенники!

Смешно, это наверно новый анекдот! Мне интересно зачем люди пишут всякие глупости, просто так, от скуки?

Ага, можно, например купить Роснефть, тока она вроде пока не продается. А еще лучше выкупить все долги ЮКОСА, в т. ч. перед бюджетом и забрать компанию себе. И будет тогда у вас целых 5 НПЗ – круто.

Можем подкинуть еще несколько телефонов виртуальных продавцов нефти! А если честно, то на данном заводе перерабатываются только дочерние структуры “Юкос”а и государство, в лице “Роснефти”.Не питайте иллюзий и живите в реальном времени, нефть и её переработка-очень серьезные вещи и относится к ним надо серьезно! Удачи в бизнесе!

> Насчет “. Фирма Газпром (г. Сургут)” – это круто. Можно еще назваться ПБОЮЛ Миллер и Ко, или ИП Алекберов. типа дочки Газпрома и Лукойла. Особенно понравилось “Возможна доставками” – как будто пиццу продают.

Да это ладно, посмотрите – http://www. rosnefti. ru/ Неделю назад там даже телефона небыло, поттом появился мобильный, теперь вот, и такой

Зубоскалить всегда приятно. Но живем в России и здесь случаются такие чудеса! Вот недавно “добрые люди” сделали нам ресурс и переработку даже на Киришах Лен. обл. А ведь туда вообще да же пытаться влезть бессмыслено. Правда денег взяли прилично. Причем, что забавно, ресурс делали через Газпром. После представления пакета документов в Москву на подписание контракта вызвали уже на 5-ый день. И газ. конденсат идет из Уренгоя. Вот и смейся после этого.

ПРОМТЕХКОМПЛЕКТ СПб, Леонид Алексеевич, эти “добрые люди” лучше сами зайдут на переработку, чем ограничиваться какими-то агентскими выплатами. Смешно. А может под этим сообщением скрывается реклама.

Я думаю не всем нужна головная боль связаная с переработкой. Тем более за этими “услугами” всегда маячит какой нибудь чиновник имеющий доступ или к “телу” или к ресурсу. На кой ему эта самая переработка!? А довесок к “зряплате” солидный.

Господа ПРОМТЕХКОМПЛЕКТ СПб вытащил джекпот пусть наливает! Из-за таких чудес Россияне и живут. Сегодня пусто завтра густо;))))) Поздравляем от Всей души.

Http://www. nge. ru/forum_tree_9_33499_0_0.htm

Цена российской нефти может быть структурирована на следующие составляющие:

Величина отдельных составляющих зависит от уровня мировых цен на нефть (приложение 1) и региона РФ, где производится нефтедобыча.

По себестоимости добычи нефти в основных странах-производителях Россия находится где-то посередине: Саудовская Аравия – 3,0 $/барр., США (Мексиканский залив) – 14,5 $/барр., Россия – 5,4 $/барр. Следует отметить, что эти данные отражают современное состояние. Для России по мере истощения разведанных месторождений Западной Сибирь и переходе на шельфовые месторождения себестоимость нефтедобычи может существенно возрасти (приложение 2).

Транспортная составляющая в цене нефтепродуктов колеблется от 8% (Самара) до 26% (Камчатка). Причины такой разницы обусловлены территориальным размещением нефтеперерабатывающей отрасли. Из 7 федеральных округов 4 являются дефицитными: Дальневосточный, Северо-Западный, Южный, а в Уральском федеральном округе нефтеперерабатывающих заводов вообще нет. Поэтому большая часть субъектов федерации этих округов вынуждены завозить топливо и нести дополнительные транспортные расходы.

Налоговые отчисления определяются уровнем мировых цен на российскую нефть Urals (приложения 1, 3).

Экспортные пошлины: при цене нефти от 20 до 25 $/барр. ставка 45%, а при цене нефти свыше 25 $/барр. – 65%. С 1.08. 2006 г. велина экспортной пошлины составляет 216,4 $/т (примерно 29,13 $/баррель), с 1.10. 2006 г. 237,6 $/т (примерно 32 $/баррель).

Действующий c 2004 г. порядок таможенно-тарифного регулирования экспортных поставок нефти и нефтепродуктов законодательством также привязан к ценам мирового рынка на нефть и их рост с 2002 по 2005 год составил по нефти – в 8,5 раза, по светлым нефтепродуктам – в 3,9 раза. Межведомственной комиссией по защитным мерам во внешней торговле и таможенно-тарифной политике с марта 2005 г. установлен новый порядок определения ставок вывозных таможенных пошлин на нефтепродукты: предусмотрена дифференциация ставок таможенной пошлины на нефтепродукты «светлые» и «темные», при которой на «темные» нефтепродукты предусмотрена ставка таможенной пошлины ниже, чем на «светлые».

На диаграмме представлено характерная структура общей цены российской нефти по различным составляющим (По данным Л. Феодосьева – начальника отдела реструктуризации газовой и нефтяной отрасли МЭРТ, 2006 г.).

Одним из основных направлений повышения конкуренции Urals и ее цены является развитие перерабатывающей промышленности (приложение 4)

На диаграмме представлены данные по динамике нефти Brent с 1984 г. На графике в сопоставимых ценах 2004 г. (пересчет по базовой инфляции) четко видны 2 спада 1986-1988 г. (кризисные явления в СССР) и 1998 г. (дефолт). Уже просматриваются черты следующего кризиса.

Цена российской нефти Urals достаточно жестко привязана к цене Brent:

В настоящее время Urals торгуется с дисконтом около 2,5$/баррель относительно Brent.

По мнению В. Алекперова (01.09.2005г.), низкие темпы освоения месторождений в новых регионах страны в совокупности с концентрацией экспорта на европейском направлении приводят к увеличению ценового дифференциала между российским сортом Urals и эталонным сортом Brent, торгующимся на Лондонской нефтяной бирже. На протяжении ряда лет указанная разница составляла $1-2/баррель, однако в последнее время она значительно увеличилась, к концу 2004 г. достигла $5/баррель. Общий объем недополученных в результате этого доходов бюджета по разным оценкам составляет от 3,5 до 5 млрд. $ в год.

Сорт Urals появился на международном нефтяном рынке в 70-х годах прошлого века. Сегодня, как и 30 лет назад, он представляет собой смесь легкой малосернистой нефти с месторождений Западной Сибири (Siberian Light) и тяжелой высокосернистой нефти с месторождений Урала и Поволжья.

По своим качественным характеристикам, сорт Urals значительно уступает сорту Brent: содержание серы в первом случае составляет 2,5%, во втором – 0,4%, плотность, влияющая на уровень выхода светлых нефтепродуктов, 32 API° и 38 API° соответственно. В результате, ценность нефтепродуктов, выработанных из одного барреля нефти Brent, на 3,9-5,1 долл. выше, чем выработанных из одного барреля нефти Urals.

В среднесрочной перспективе решить проблему качества российской нефти, отправляемой на экспорт, можно за счет улучшения характеристик сорта Urals (снижения плотности и содержания серы). Высокосернистая нефть составляет порядка 14% от общего объема сырья, сдаваемого российскими нефтяными компаниями в систему магистральных нефтепроводов. В настоящее время ее основными поставщиками являются предприятия Татарии, Башкирии и Удмуртии.

Мо мнению экспертов, первым шагом к улучшению качества смеси Urals могло бы стать введение банка качества нефти. Сам по себе банк качества не в состоянии улучшить характеристики экспортной смеси, однако через систему взаимозачетов он стимулирует предприятия более внимательно относиться к подготовке нефти перед сдачей в магистральные трубопроводы, а также увеличивает инвестиционную привлекательность месторождений, содержащих легкую, малосернистую нефть.

В настоящее время в России основная нефтедобыча сосредоточена в Западной Сибири; там добывается самая легкодоступная нефть в РФ.

Россия выходит из периода дешевой себестоимости добычи нефти. Традиционные месторождения сильно выработаны (иногда больше 80%). Себестоимость добычи на новых месторождениях в 2-3 раза выше, чем на традиционных территориях. Сегодня себестоимость добычи в Западной Сибири — 5 -6 $. В Восточной Сибири — до 15$. На традиционных территориях наблюдается рост затрат, которые связаны с их выработанностью, на новых — рост затрат, связанный с неразвитостью инфраструктуры, с климатическими и геологическими особенностями добычи.

Сырьевая база России находится в удручающем состоянии. Запасы Западной Сибири выработаны на 45%, Урало-Поволжья – на 50-70%, Северного Кавказа – на 70-80%. За последние 20 лет средний дебит скважин упал с 26 до 8 тонн в сутки. Увеличивается обводненность нефти, растут операционные затраты на ее добычу.

Ежегодный прирост запасов составляет не более 85% от уровня добычи. За последние семь лет в России не было открыто ни одного крупного месторождения, ввод которого в разработку мог бы компенсировать падение добычи в старых районах.

Резкий рост добычи нефти, имевший место в начале нынешнего десятилетия, был связан в 1-ю очередь с увеличением темпов отбора запасов на действующих месторождениях. К сожалению, он сопровождался падением коэффициента извлечения нефти. Сегодня при разработке российских месторождений извлекается около 30% разведанных запасов. 10 лет назад этот показатель составлял 50%. Малодебитные скважины, составляющие четверть всего фонда, законсервированы. У некоторых компаний доля простаивающих скважин достигает 40-60%.

Добыча нефти в новых районах – Восточной Сибири, на севере Тимано-Печоры, на континентальном шельфе – составляет около 5 млн. тонн (всего 1% от общей добычи по стране).

Несмотря на благоприятную ценовую конъюнктуру, из-за отсутствия инвестиций в новые проекты темпы роста добычи начинают снижаться: если в 2004 г. они составляли 8,9%, то в 2005 г., скорее всего, не превысят 3,5%. Развитие данной тенденции может уже в будущем году привести к стабилизации, а в дальнейшем – к снижению уровня добычи нефти в стране. Учитывая значительный удельный вес нефтяного комплекса в формировании ВВП и доходов бюджета, такое положение может оказать негативное воздействие на российскую экономику в целом.

Недостаточный объем инвестиций в развитие трубопроводной системы России препятствует диверсификации экспорта российской нефти. Более 90% сырья наша страна по-прежнему, как и в советское время, поставляет в Европу. Причем темпы роста поставок в последние годы опережают темпы роста добычи нефти в стране. Единственный крупный проект, реализованный за последнее время – строительство Балтийской трубопроводной системы – также рассчитан на снабжение европейского рынка.

Отечественные компании, ограниченные возможностями турецких и датских проливов, не имеют выхода на глобальные рынки. Российские порты способны загружать танкеры максимальным дедвейтом 100 тыс. тонн на севере Европы и 140 тыс. тонн на юге, в то время как поставки на рынки США и Юго-Восточной Азии экономически целесообразны при величине партии 250-300 тыс. тонн.

Транспортировка нефти по железной дороге по целому ряду экономических и технических причин не может считаться полноценной альтернативой трубопроводному экспорту. Всплеск интереса к возможностям российских железных дорог пришелся на 2002-2004 гг., когда цены на российскую нефть превысили отметку 25 долларов за баррель. Однако уже в нынешнем году он существенно ослаб: из-за роста экспортных пошлин рентабельность поставок сырья на внутренний рынок превысила рентабельность железнодорожного экспорта.

В соответствие с Федеральным законом РФ от 27.072006 г. № 151-Ф3 «О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельными положениями законодательных актов Российской Федерации», величина налоговых выплат на добычу 1 т нефти Urals (НДПИ) определяется следующим образом:

N – сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв;

V – начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 г.

В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, превышает 1, коэффициент Кв принимается равным 0,3. В иных случаях коэффициент Кв принимается равным 1.

На рисунках представлены величины налоговых выплат (в $/баррель) и величина налога (в %) при Kв = 1 и средней массе 1 барреля Urals = 134,62 кг.

Для российской нефти НДПИ – прогрессивный налог. В 2006 г. его величина составляла 18-18,5%.

Таким образом, основным параметром, определяющим величину налога на добычу российской нефти, является ее цена.

Сегодня российская нефтепереработка — это 60 — 70% износа. Большинство заводов построены во время Великой Отечественной войны. Структура переработки подразумевает 60% выхода темных нефтепродуктов, 10% бензина и 30% дизеля. Переработка настроена на производство того, что востребовано, на что есть спрос. Наш бензин не нужен на мировом рынке. Существуют европейские нормы к выбросам двигателей внутреннего сгорания, например — Евро-1, Евро-2. Российский бензин этим нормам не отвечает. Мы сегодня с натяжкой выйдем на уровень Евро-2. Во многом это связано с нашим же спросом: 80% производимой продукции — то, что нужно российской экономике. Тракторам в сельском хозяйстве, коммунально-бытовым службам, автопрому.

Вместе с тем российский мазут и дизельное топливо востребованы мировым рынком, но потребляются они не как топливо, а в качестве сырья для последующей переработки. Необходимы стимулы для развития нефтепереработки, повышения эффективности российского экспорта через производство и поставки продукции с высокой добавленной стоимостью.

Http://csef. ru/ru/ekonomika-i-finansy/431/struktura-czeny-rossijskoj-nefti-728

Добыча нефти в России в 2016 г. достигла наивысшего уровня за период с 1990 г. В результате проводимого в нефтяном секторе налогового маневра повысилась глубина переработки нефти, снизились производство и экспорт мазута и увеличился более эффективный для государственного бюджета экспорт сырой нефти.

Сформировавшееся в последние годы на мировом нефтяном рынке устойчивое превышение предложения нефти над спросом привело к значительному снижению мировых цен на нее. ОПЕК в этих условиях отказалась от сокращения установленной квоты добычи нефти и фактически перешла к политике сохранения своей доли на мировом нефтяном рынке. В результате в 2015 г. средняя цена на российскую нефть на мировом рынке упала до 51,2 долл./барр., а в 2016 г. составила в среднем 41,9 долл./барр. (табл. 1).

Несмотря на падение цен и введенные финансовые и технологические санкции, в России сохранялась положительная динамика в добыче (табл. 2). В 2016 г. она достигла 549 млн т, что является максимальным уровнем за период с 1990 г. Положительное влияние на добычу оказали осуществленные в последние годы инвестиции, девальвация рубля, ввод в эксплуатацию нескольких крупных новых месторождений, а также произведенные изменения в налоговой системе, стимулировавшие освоение новых регионов добычи и углубленную разработку эксплуатируемых месторождений.

Результаты 2016 г. свидетельствуют о положительных эффектах проводимого в нефтяном секторе налогового маневра –структурной реформы системы налогообложения этогосектора, которая предполагает поэтапное снижение экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты и повышение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

Среди новых тенденций, проявившихся в 2015–2016 гг.,следует выделить, во-первых, заметное повышение глубины переработки нефти и снижение производства и экспорта мазута, во-вторых, увеличение экспорта сырой нефти, более эффективного для государственного бюджета по сравнению с экспортом мазута, в-третьих, снижение объема переработки нефти, объясняющееся первыми двумя факторами.

В 2016 г. глубина переработки нефти достигла 79,1%, что для России является историческим максимумом. Можно отметить, что в 2000–2014 гг., т. е. в течение длительного периода вплоть до начала «налогового маневра», глубина переработки в России составляла 71–72%, а в 2015 г. – 74,4% (для сравнения: в ведущих промышленно развитых странах этот показатель достигает 90–95%).

Российский экспорт нефти и нефтепродуктов в 2016 г. составил 410,8 млн т, что близко к историческому максимуму, достигнутому в 2015 г. При этом следует отметить произошедшее под воздействием «налогового маневра» заметное увеличение в 2016 г. экспорта сырой нефти (на 4,2%) и уменьшение экспорта нефтепродуктов (на 9,0%), которое объясняется главным образом сокращением экспорта мазута. Доля экспорта нефти и нефтепродуктов в производстве нефти в 2016 г. составила 74,6% (табл. 3). Вместе с тем в результате снижения мировых цен на нефть доля нефти и нефтепродуктов в российском экспорте снизилась с 54,2% в 2014 г. до 41,6% в 2016 г.

Анализ динамики российского экспорта нефтиза длительный период времени свидетельствует о существенном усилении экспортной ориентации нефтяного сектора:удельный вес чистого экспорта нефти и нефтепродуктов в производстве нефти повысился с 47,7% в 1990 г. до 74,6% в 2016 г. Это, однако, связано не только с увеличением абсолютных объемов экспорта, но и со значительным сокращением ее внутреннего потребления в результате рыночной трансформации российской экономики, повышения эффективности использования нефти и замещения нефтепродуктов природным газом.

Цены на нефть на российском внутреннем рынке формируются как цены равной доходности поставок на внешний и на внутренний рынок, т. е. как цены net-back, равные мировой цене за вычетом экспортной пошлины и затрат на транспортировку на экспорт. В результате снижения мировой цены внутренняя цена в долларовом выражении также снизилась. При этом, благодаря наличию экспортной пошлины, между мировыми и внутренними ценами на нефть по-прежнему сохраняется значительный разрыв (рис. 2). Вместе с тем, в результате произведенного в рамках налогового маневра снижения ставки экспортной пошлины, наблюдается сближение внутренней и мировой цен. Если в 2014 г. внутренняя цена составляла 42% от мировой, то в 2016 г. –61%.

На внутреннем рынке сохранялась тенденция к росту потребительских цен на автомобильный бензин (табл. 4). Основную роль здесь сыграли девальвация рубля и повышение акцизов на нефтепродукты. Производители устанавливают цены на торгуемые нефтепродукты на уровне, обеспечивающем им равную доходность с экспортом: мировая (безналоговая) цена на соответствующий продукт за вычетом уплачиваемой при его вывозе экспортной пошлины и затрат на транспортировку данного продукта на экспорт (цена net-back). Конечные (потребительские) цены на бензин на внутреннем рынке формируются на основе цен производителей (цен net-back) с учетом косвенных налогов (акциз, НДС) и торгово-сбытовой надбавки. В условиях падения мировых цен на нефть в России цены производителей на бензин в долларовом выражении также снизились. В то же время значительное снижение курса рубля по отношению к доллару и повышение акцизов обусловили рост конечной внутренней цены на бензин в рублевом выражении (рис. 3).

По нашим расчетам, в России доля косвенных налогов в конечной цене на бензин составляет 35–43%, в среднем по пяти ведущим странам ЕС (Германия, Франция, Великобритания, Италия, Испания) –65%, в США –20%. Таким образом, по уровню налоговой нагрузки на нефтепродукты Россия занимает промежуточное место между ведущими странами ЕС и США и близка по этому показателю к Канаде (также стране-нефтеэкспортеру). При этом следует отметить рост налоговой нагрузки на нефтепродукты в России в последние два года (в 2014 г. доля налогов в цене бензина в России составляла 30–40%).

Цены на бензин в России приближаются к ценам в США, достигая90% от американского уровня. При этом они остаются существенно ниже, чем в других развитых странах: по сравнению с Канадой они составляют 66%, с Японией – 44%, а по отношению к среднему уровню пяти ведущих стран ЕС – 39%. При этомможно отметить некоторое снижение относительного уровня цен на бензин в России по сравнению с развитыми странами в последние два года (табл. 5).

В конце 2016 г. странами ОПЕК и рядом нефтедобывающих стран, не входящих в ОПЕК, включая Россию, было достигнуто соглашение о сокращении с 1 января 2017 г. добычи нефти. В соответствии с этим соглашением страны ОПЕК (13 стран) должны сократить свою добычу на 1,2 млнбарр. в сутки, а участвующие в соглашении 11 стран, не входящие в ОПЕК, –на 558 тыс. барр. в сутки, в том числе Россия – на 300 тыс. барр. в сутки.

Ожидаемый в 2017 г. уровень мировых цен на нефть является вполне приемлемым для российских нефтепроизводителей. По прогнозу Всемирного банка, мировая цена на нефть в 2017 г. составит в среднем 55 долл./барр., по прогнозу Администрации энергетической информации США – 54,5 долл./барр. Такие цены в принципе позволяют России поддерживать достигнутый уровень добычи нефти. В этих условиях динамика добычи нефти в стране будет определяться выполнением Россией взятых на себя обязательств по сокращению добычи.

При сокращении добычи нефти на 300 тыс. барр. в сутки в течение 1-го полугодия 2017 г. и дальнейшем сохранении ее на этом уровне добыча в стране по итогам года, по нашим оценкам, составит 543 млн т. В то же время, как показали итоги января 2017 г., фактическое сокращение добычи нефти в России началось примерно в два раза более высокими темпами по сравнению с предполагавшимися. Если такая динамика сохранится, то заявленное сокращение добычи произойдет уже в I квартале 2017 г., а годовая добыча в этом случае, по нашим оценкам, составит 541 млн т., на 1,1–1,5% ниже, чем в 2016 г.

Автор – заведующий лабораторией экономики минерально-сырьевого сектора ИЭП им. Е. Т. Гайдара

Http://economytimes. ru/kurs-rulya/eksportnyy-maksimum

Соединения сырой нефти – это сложные вещества, состоящие из пяти элементов – C, H, S, O и N, причем содержание этих элементов колеблется в пределах 82–87% углерода, 11–15% водорода, 0,01–6% серы, 0–2% кислорода и 0,01–3% азота.

– основные компоненты нефти и природного газа. Простейший из них – метан CH4 – является основным компонентом природного газа. Все углеводороды могут быть подразделены на алифатические (с открытой молекулярной цепью) и циклические, а по степени ненасыщенности углеродных связей – на парафины и циклопарафины, олефины, ацетилены и ароматические углеводороды.

Углеводороды (общей формулы CnH2n + 2) относительно стабильны и неспособны к химическим взаимодействиям. Соответствующие олефины (CnH2n) и ацетилены (CnH2n – 2) обладают высокой химической активностью: минеральные кислоты, хлор и кислород реагируют с ними и разрывают двойные и тройные связи между атомами углерода и переводят их в простые одинарные; возможно, благодаря их высокой реакционной способности такие углеводороды отсутствуют в природной нефти. Соединения с двойными и тройными связями образуются в крекинг-процессе при удалении водорода из парафиновых углеводородов во время деструкции последних при высоких температурах.

Составляют важную часть большинства нефтей. Они имеют то же относительное количество атомов углерода и водорода, что и олефины. Циклопарафины (называемые также нафтенами) менее реакционноспособны, чем олефины, но более, чем парафины с открытой углеродной цепью. Часто они представляют собой главную составную часть низкокипящих дистиллятов, таких, как бензин, керосин и лигроин, полученных из сырой нефти.

Имеют циклическое строение; циклы состоят из шести атомов углерода, соединенных попеременно одинарной и двойной связью. В легких нефтепродуктах из дистиллятов каменноугольного дегтя ароматические углеводороды присутствуют в бóльших количествах, чем в первичных и крекинг-дистиллятах нефти. Они входят в состав бензина. В заметных количествах такие соединения присутствуют только в некоторых сырых нефтях, например на месторождениях о. Борнео (Калимантан). Они могут быть получены дегидрированием циклогексанов нефти с использованием катализаторов и высоких температур.

Наряду с углеводородами нефти содержат органические соединения серы, кислорода и азота. Сернистые соединения имеют характер либо открытых, либо замкнутых цепей. Примером первых являются алкил-сульфиды и меркаптаны.

Многие сернистые соединения нефти представляют собой производные тиофена – гетероциклического соединения, молекула которого построена как бензольное кольцо, где две CH-группы заменены на атом серы. Большая часть сернистых соединений сосредоточена в тяжелых фракциях нефтей, соответствующих гидрированным тиофенам и тиофанам. Сера в нефтях – нежелательный компонент. Сернистые соединения обычно имеют резкий неприятный запах и часто коррозионноактивны как в природном виде, так и в виде продуктов горения. Для удаления серы и ее соединений разработано много специальных процессов очистки.

Некоторые имеющиеся в нефтях кислородные соединения относятся к нафтеновым кислотам. Соединения этого типа встречаются довольно часто, и содержание их в некоторых нефтях России и Калифорнии достигает одного и более процента. Медьсодержащие нафтены используются как консерванты дерева, а кобальт-, марганец – и свинецсодержащие – как отвердители красок и лаков.

Фенолы (производные ароматических углеводородов, в которых присутствует гидроксильная группа ОН), обнаружены в дистиллятах нефтей США, Японии и Польши. Эти соединения обычно являются продуктом крекинг-процессов, поскольку большей частью обнаруживаются в крекинг-дистиллятах и лишь частично в первичных дистиллятах. Промышленное производство креозолов (производных ароматических углеводородов, в которых присутствуют как гидроксильная, так и метильная группы), из крекинг-дистиллятов калифорнийских нефтей экономически выгодно, даже несмотря на их низкое содержание (менее 0,01%).

Содержание азота в нефтях изменяется от следов до 3%. Азотсодержащие соединения в нефтях представлены соединениями ряда хинолина, частично или полностью насыщенными водородом и другими органическими радикалами; эти соединения, как правило, находятся в высококипящих фракциях сырых нефтей, начиная с керосина.

Почти все нефти содержат небольшое количество неорганических соединений, которые остаются в виде золы после сгорания нефтей. Зола содержит кремнезем, алюминий, известь, оксиды железа и марганца. Используя такие методы, как экстракция растворителем, иногда выгодно получать соединения ванадия из сажи, образующейся при сгорании ванадийсодержащих нефтей. Однако, как правило, использование нефтяной золы ныне весьма ограничено.

Обычная сырая нефть из скважины – это зеленовато-коричневая легко воспламеняющаяся маслянистая жидкость с резким запахом. На промыслах она хранится в крупных резервуарах, откуда транспортируется танкерами или по трубопроводам в резервуары перерабатывающих заводов. На многих заводах различные типы сырых нефтей разделяются по их свойствам согласно результатам предварительной лабораторной переработки. Она указывает приблизительное количество бензина, керосина, смазочных масел, парафина и мазута, которое можно выработать из данной нефти. Химически нефти очень различны и изменяются от парафиновых, которые состоят большей частью из парафиновых углеводородов, до нафтеновых или асфальтеновых, которые содержат в основном циклопарафиновые углеводороды; существует много промежуточных или смешанных типов. Парафиновые нефти по сравнению с нафтеновыми или асфальтеновыми обычно содержат больше бензина и меньше серы и являются главным сырьем для получения смазочных масел и парафинов. Нафтеновые типы сырых нефтей, в общем, содержат меньше бензина, но больше серы и мазута, а также асфальта.

Сырая нефть содержит некоторое количество растворенного газа, который соответствует по составу и строению природным газам и состоит из легких парафиновых углеводородов. Жидкая фаза сырой нефти содержит сотни углеводородов и других соединений, имеющих точку кипения от 38° С до примерно 430° С, причем процентное содержание каждого из углеводородов невелико. Например, бензиновая фракция может содержать до 200 индивидуальных углеводородов, однако в типичном бензине присутствует лишь около 60 углеводородов – от метана с т. кип. –161° С до мезитилена (ароматического углеводорода), с т. кип. 165° С. Они включают парафины, циклопарафины и ароматические соединения, но олефины отсутствуют. Огромный труд, необходимый для анализа состава углеводородов бензинов, делает практически невозможным проведение этих исследований при обычных шаблонных определениях. Что касается соединений, кипящих при температурах выше 165° С, присутствующих в керосине и высококипящих дистиллятах и остатках, трудности идентификации отдельных компонентов возрастают из-за большого количества соединений, перекрывания их температур кипения и возрастающей тенденции высококипящих соединений к разрушению при нагревании. Поэтому все горючие нефтяные продукты подразделяются на фракции по температурным пределам их кипения и по плотности, а не по химическому составу.

Соединения, присутствующие в асфальтах и подобных им тяжелых остаточных продуктах, чрезвычайно сложны. Анализы показывают, что они представляют собой полициклические соединения. См. также

СТАДИИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА. Сырые нефть и газ должны пройти серию стадий в процессе их очистки и переработки, прежде чем они превратятся в окончательные продукты, применяемые в промышленности и быту. После подъема под действием давления газа или воды в полевой (промысловый) сепаратор природный газ и легкий природный бензин удаляются, а жидкая нефть сохраняется. Серия насосных станций, работающих обычно в режиме эстафеты, подает нефть по трубопроводам в хранилища нефтеперерабатывающих предприятий. Там, путем термической обработки в ректификационных колоннах, происходит разделение на бензин, керосин, различные типы газойля, масляные дистилляты и тяжелые остатки, а затем их индивидуальная очистка.

На начальных этапах развития нефтехимической промышленности сырая нефть подвергалась так называемой периодической перегонке в вертикальном цилиндрическом перегонном аппарате. Процессы дистилляции были неэффективны, потому что отсутствовали ректификационные колонны и не получалось чистого разделения продуктов перегонки.

Развитие процесса периодической перегонки привело к использованию общей ректификационной колонны, из которой с различных уровней отбирались дистилляты с разной температурой кипения. Эта система используется и сегодня. Поступающая нефть нагревается в змеевике примерно до 320° С, и разогретые продукты подаются на промежуточные уровни в ректификационной колонне. Такая колонна может иметь от 30 до 60 расположенных с определенным интервалом поддонов и желобов, каждый из которых имеет ванну с жидкостью. Через эту жидкость проходят поднимающиеся пары, которые омываются стекающим вниз конденсатом. При надлежащем регулировании скорости обратного стекания (т. е. количества дистиллятов, откачиваемых назад в колонну для повторного фракционирования) возможно получение бензина наверху колонны, керосина и светлых горючих дистиллятов точно определенных интервалов кипения на последовательно снижающихся уровнях. Обычно для того, чтобы улучшить дальнейшее разделение, остаток от перегонки из ректификационной колонны подвергают вакуумной дистилляции.

Конструкция ректификационных колонн в нефтеперерабатывающей промышленности становится произведением искусства, в котором ни одна деталь не остается без внимания. Путем очень точного контроля температуры, давления, а также потоков жидкостей и паров разработаны методы сверхтонкого фракционирования. Эти колонны достигают высоты 60 м и выше и позволяют разделять химические соединения, т. кип. которых отличается менее чем на 6° С. Они изолированы от внешних атмосферных воздействий, а все этапы дистилляции автоматически контролируются. Процессы в некоторых таких колоннах происходят в условиях высоких давлений, в других – при давлениях, близких к атмосферному; аналогично температуры изменяются от экстремально высоких до значений ниже –18° С.

Склонность к дополнительному разложению более тяжелых фракций сырых нефтей при нагреве выше определенной температуры привела к очень важному успеху в использовании крекинг-процесса. Когда происходит разложение высококипящих фракций нефти, углерод-углеродные связи разрушаются, водород отрывается от молекул углеводородов и тем самым получается более широкий спектр продуктов по сравнению с составом первоначальной сырой нефти. Например, дистилляты, кипящие в интервале температур 290–400° С, в результате крекинга дают газы, бензин и тяжелые смолоподобные остаточные продукты. Крекинг-процесс позволяет увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки.

Выход кокса определяется природой перерабатываемого сырья и степенью рециклизации наиболее тяжелых фракций.

Как правило, из исходного крекируемого объема образуется примерно 15–25% лигроина и 35–50% газойля (т. е. легкого дизельного топлива) наряду с крекинг-газами и коксом. Последний используется в основном как топливо, исключая образующиеся специальные виды кокса (один из них является продуктом обжига и используется при производстве углеродных электродов). Коксование до сих пор пользуется популярностью главным образом как процесс подготовки исходного материала для каталитического крекинга.

Катализатор – это вещество, которое ускоряет протекание химических реакций без изменения сути самих реакций. Каталитическими свойствами обладают многие вещества, включая металлы, их оксиды, различные соли.

Исследования Э. Гудри огнеупорных глин как катализаторов привели к созданию в 1936 эффективного катализатора на основе алюмосиликатов для крекинг-процесса.

Среднекипящие дистилляты нефти в этом процессе нагревались и переводились в парообразное состояние; для увеличения скорости реакций расщепления, т. е. крекинг-процесса, и изменения характера реакций эти пары пропускались через слой катализатора. Реакции происходили при умеренных температурах 430–480° С и атмосферном давлении в отличие от процессов термического крекинга, где используются высокие давления. Процесс Гудри был первым каталитическим крекинг-процессом, успешно реализованным в промышленных масштабах.

Целью большинства крекинг-процессов является достижение оптимального выхода бензина. При крекинге происходят распад тяжелых молекул, а также сложные процессы синтеза и перестройки структуры молекул углеводородов. Влияние разных катализаторов различно. Некоторые из них, такие, как оксиды хрома и молибден, ускоряют реакцию дегидрогенизации (отщепление водорода). Глины и специальные алюмосиликатные составы, используемые в промышленном каталитическом крекинге, способствуют ускоренному разрыву углерод-углеродных связей больше, чем отрыву водорода. Они также способствуют изомеризации линейных молекул в разветвленные. Эти составы замедляют полимеризацию (см. ниже) и образование дегтя и асфальта, так что нефти не просто деструктурируются, а обогащаются полезными компонентами.

Риформинг – это процесс преобразования линейных и нециклических углеводородов в бензолоподобные ароматические молекулы. Ароматические углеводороды имеют более высокое октановое число, чем молекулы других углеводородов, и поэтому они предпочтительней для производства современного высокооктанового бензина.

При термическом риформинге, как и при каталитическом крекинге, основная цель состоит в превращении низкооктановых бензиновых компонентов в более высокооктановые. Процесс обычно применяется к парафиновым фракциям прямой перегонки, кипящим в пределах 95–205° С. Более легкие фракции редко подходят для таких превращений.

Существуют два основных вида риформинга – термический и каталитический. В первом соответствующие фракции первичной перегонки нефти превращаются в высокооктановый бензин только под воздействием высокой температуры; во втором преобразование исходного продукта происходит при одновременном воздействии как высокой температуры, так и катализаторов. Более старый и менее эффективный термический риформинг используется кое-где до сих пор, но в развитых странах почти все установки термического риформинга заменены на установки каталитического риформинга.

Если бензин является предпочтительным продуктом, то почти весь риформинг осуществляется на платиновых катализаторах, нанесенных на алюминийоксидный или алюмосиликатный носитель.

Большинство установок риформинга – это установки с неподвижным слоем. (Процесс каталитического риформинга, в котором используется стационарный катализатор, называется платформингом.) Но под действием давления ок. 50 атм (при получении бензина с умеренным октановым числом) активность платинового катализатора сохраняется примерно в течение месяца. Установки, в которых используется один реактор, приходится останавливать на несколько суток для регенерации катализатора. В других установках используется несколько реакторов с одним добавочным, где проводится необходимая регенерация. Жизнь платинового катализатора сокращается при наличии серы, азота, свинца и других «ядов». Там, где эти компоненты представляют проблему, обычно до входа в реактор проводят предварительную обработку смеси водородом (т. н. гидроочистка, когда до подачи в реактор нефтяных погонов – бензинов прямой перегонки – их пропускают через водородсодержащие газы, которые связывают вредные компоненты и снижают их содержание до допустимых пределов). Некоторые реакторы с неподвижным слоем заменяются на реакторы с непрерывной регенерацией катализатора. В этих условиях катализатор перемещается через реактор и непрерывно регенерируется.

Реакции, в результате которых при каталитическом риформинге повышается октановое число, включают:

1) дегидрирование нафтенов и их превращение в соответствующие ароматические соединения;

2) превращение линейных парафиновых углеводородов в их разветвленные изомеры;

3) гидрокрекинг тяжелых парафиновых углеводородов в легкие высокооктановые фракции;

4) образование ароматических углеводородов из тяжелых парафиновых путем отщепления водорода.

Большинство богатых водородом газов, выделяющихся в этих установках, используются при гидрокрекинге и т. п.

Кроме крекинга и риформинга существует несколько других важных процессов производства бензина. Первым из них, который стал экономически выгодным в промышленных масштабах, был процесс полимеризации, который позволил получить жидкие бензиновые фракции из олефинов, присутствующих в крекинг-газах.

Полимеризация пропилена – олефина, содержащего три атома углерода, и бутилена – олефина с четырьмя атомами углерода в молекуле дает жидкий продукт, который кипит в тех же пределах, что и бензин, и имеет октановое число от 80 до 82. Нефтеперерабатывающие заводы, использующие процессы полимеризации, обычно работают на фракциях крекинг-газов, содержащих олефины с тремя и четырьмя атомами углерода.

В этом процессе изобутан и газообразные олефины реагируют под действием катализаторов и образуют жидкие изопарафины, имеющие октановое число, близкое к таковому у изооктана. Вместо полимеризации изобутилена в изооктен и затем гидрогенизации его в изооктан, в данном процессе изобутан реагирует с изобутиленом и образуется непосредственно изооктан.

Все процессы алкилирования для производства моторных топлив производятся с использованием в качестве катализаторов либо серной, либо фтороводородной кислоты при температуре сначала 0–15° C, а затем 20–40° С.

Другой важный путь получения высокооктанового сырья для добавления в моторное топливо – это процесс изомеризации с использованием хлорида алюминия и других подобных катализаторов.

Изомеризация используется для повышения октанового числа природного бензина и нафтенов с прямолинейными цепями. Улучшение антидетонационных свойств происходит в результате превращения нормальных пентана и гексана в изопентан и изогексан. Процессы изомеризации приобретают важное значение, особенно в тех странах, где каталитический крекинг с целью повышения выхода бензина проводится в относительно незначительных объемах. При дополнительном этилировании, т. е. введении тетраэтилсвинца, изомеры имеют октановые числа от 94 до 107 (в настоящее время от этого способа отказались ввиду токсичности образующихся летучих алкилсвинцовых соединений, загрязняющих природную среду).

Ранние работы по получению жидкого топлива из углей путем гидрирования под высоким давлением (процесс Бергуса) проводились главным образом в Германии с использованием весьма сильных катализаторов, таких, как оксиды молибдена, которые либо нечувствительны к присутствию серы, либо в значительной степени сохраняют свою активность после прошедшей сульфатизации. Для этого были необходимы следующие параметры: давление до 280 атм, температура ок. 450° С и катализатор.

Давления, используемые в современных процессах гидрокрекинга, составляют от примерно 70 атм для превращения сырой нефти в сжиженный нефтяной газ (LP-газ) до более чем 175 атм, когда происходят полное коксование и с высоким выходом превращение парообразной нефти в бензин и реактивное топливо. Процессы проводят с неподвижными слоями (реже в кипящем слое) катализатора. Процесс в кипящем слое применяется исключительно для нефтяных остатков – мазута, гудрона. В других процессах также использовались остаточное топливо, но в основном – высококипящие нефтяные фракции, а кроме того, легкокипящие и среднедистиллятные прямогонные фракции.

Катализаторами в этих процессах служат сульфидированные никель-алюминиевые, кобальт-молибден-алюминиевые, вольфрамовые материалы и благородные металлы, такие, как платина и палладий, на алюмосиликатной основе.

Там, где гидрокрекинг сочетается с каталитическим крекингом и коксованием, не менее 75–80% сырья превращается в бензин и реактивное топливо. Выработка бензина и реактивных топлив может легко изменяться в зависимости от сезонных потребностей. При высоком расходе водорода выход продукции на 20–30% выше, чем количество сырья, загружаемого в установку. С некоторыми катализаторами установка работает эффективно от двух до трех лет без регенерации.

Необходимость уменьшения загрязнения воздуха в промышленных районах США, Западной Европы и Японии обусловливает значительное увеличение использования процессов гидрирования для десульфатизации дистиллятов и остаточных топлив. Процессы гидрокрекинга, предназначенные главным образом для удаления серы при невысоких требованиях к выходу продукции, известны как «гидроочистка».

Газообразные легкие фракции прежде всего проходят через вакуумную установку для сжижения, затем полученный на этой стадии газойль проходит десульфуризацию гидроочисткой, прежде чем вновь смешивается с некоторыми вакуумными остатками и другими низкосернистыми легкими фракциями сырой нефти.

Гидроочистка в настоящее время – наиболее распространенный метод гидрогенизации олефинов и повышения качества легких продуктов за счет удаления серы и других примесей. По экономическим причинам, а также из-за проблем, связанных с примесями воздуха и воды, применяются и другие методы, например использование сульфида свинца в качестве катализатора в регенеративных растворителях и предварительное рафинирование с применением высоковольтных электропечей для лучшего отделения очищающего реагента от получаемого продукта.

Нефтяная промышленность поставляет масла и смазки, различающихся по вязкости от жидких, почти как вода, до консистенции патоки. Как и в случае с другими нефтяными фракциями и продуктами, появились новые методы их производства – экстракция и деасфальтизация растворителями и др.

К промышленным растворителям относятся хлорекс, фурфурол (побочный продукт переработки овсяной шелухи), нитробензол, фенолы, метилэтилкетоны и пр. Экстракция растворителями осуществляется обычно в режиме противотока (поток масел идет в одном направлении, а растворителя – в противоположном), что позволяет проводить более выборочное растворение и более глубокую очистку. При еще более избирательной процедуре колонна наполняется пористой средой (выполненной, например, в виде перфорированных пластин).

Эффективность обработки смазочных масел повышается при использовании сжиженного пропана под давлением. Этот парафиновый углеводород (т. кип. –42° С) практически не оказывает растворяющего действия на асфальты и очень слабо растворяет твердые парафины при низких температурах. Тем не менее, регулируя и подбирая температуру и соотношения растворитель/масла, можно успешно удалять асфальт и твердые парафины.

Депарафинизация растворителями – важный этап производства смазочных масел. Депарафинизация неочищенных или очистка смазочных масел дает разнообразные продукты – от светлых веретенных масел до тяжелых вакуумных смазок и товарных парафинов. Наиболее широко используются для депарафинизации смеси метилэтилкетона и толуола или бензола и ацетона.

Бензин – самый важный продукт переработки нефти; из сырой нефти производится до 50% бензина. Эта величина включает природный бензин, бензин крекинг-процесса, продукты полимеризации, сжиженные нефтяные газы и все продукты, используемые в качестве промышленных моторных топлив. Каждому процессу переработки нефти предъявляются требования по количеству и качеству производимого бензина.

Промежуточные нефтяные дистилляты, кипящие при температурах выше, чем керосин, но ниже, чем смазочные масла, представляют собой горючее для средне – и высокоскоростных дизельных двигателей.

Большинство промышленных котельных и тепловых электростанций используют в качестве топлив черные вязкие остаточные продукты переработки нефти – топочный мазут. В большинстве случаев это продукты крекинга, хотя имеются и продукты прямой перегонки.

Http://proekt-plaza. com/cp30545-pererabotka-nefti. html

Главная Экология Способы утилизации попутного нефтяного газа

Наиболее важным показателем эффективности НПЗ является соотношение объемов производства дизельного топлива и бензинов (ДТ/Б). Однако на НПЗ не относящегося к «современным», достаточно тяжело оценить этот показатель. На НПЗ с углубленной или глубокой переработкой нефти данный показатель регулируется наличием вторичных процессов, позволяющим увеличить пропорцию в ту или иную сторону. Так например для того чтобы увеличить выход бензиновой фракции необходимо применить каталитический крекинг и риформинг, а для дизельной фракции гидрокрекинг.

Особенностью подхода к финансовой оценке проектов разработки группы новых месторождений ВИНК с использованием блока “Нефтепереработка” является то, что часть нефти, которая поступает на внутренний рынок для переработки на собственных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗВИНК), проходит не как выручка от продажи сырой нефти, а как реализации нефтепродуктов полученных из нее. При этом нефть рассматривается как давальческая, то есть НПЗ осуществляет её переработку в соответствии с заключённым договором для получения нефтепродуктов определённого ассортимента.

Стоимость услуг по переработке давальческой нефти (далее “процессинг”), складывается из затрат на её переработку и маржи переработчика (рентабельности). При этом “процессинг” должен обеспечивать НПЗ получение хотя бы минимальной прибыли. Средний размер стоимости “процессинга” и цены нефтепродуктов ( Таблица 8) могут быть получены из специальной информационно-аналитической базы “Инфо-Тэк”, где представлена обобщённая информация о стоимости услуг и условий переработки давальческой нефти от всех заинтересованных в этом российских НПЗ и отпускные цены.

«Такая оценка затрат является весьма приближенной и может быть использована, когда поставщиком нефти является предприятие не входящее в ВИНК. Действующие методические рекомендации по определению стоимости “процессинга” исходят из условий, что затраты на переработку нефти определяются по полной схеме её переработки (в соответствии со сметой затрат). Стоимость услуг по переработке нефти (далее “процессинг”), слагается из затрат на её переработку и прибыли (рентабельности).» Таким образом для того, чтоб оценить чистый денежный поток от нефтепереработки, мы предположим, что половина всей добытой нефти идет на внутренний рынок, а вторая на внешний. Соответственно возьмем средний Российский НПЗ с соответствующими выходами нефтепродуктов (Табл9)и рассмотрим период с 2005 по 2014 год. В результате перемножения объема каждого из нефтепродуктов на соответствующую цену мы получим выручку НПЗ. Далее вычтем стоимость процессинга, а также экспортные пошлины (Таблица 10 ) и акцизы (Таблица 11 ). В результате наших подсчетов мы получаем чистый денежный поток от нефтепереработки в размере 21 664 444 млн. руб.(Таблица 7)

Http://studbooks. net/1268990/ekologiya/pererabotka_nefti

Наша статья для тех, кто хочет Разобраться, каким образом складывается цена на нефть и далее на бензин. Понимаете ли вы, почему котировки на нефть меняются изо дня в день, Кто решает, сколько будет стоить нефть, а также кто главные игроки на рынке сырой нефти. Если вам интересны ответы на эти вопросы, а также если вы хотите разбираться в мировом рынке нефти чуть больше, читайте нашу статью.

Для того, чтобы понять, Кому принадлежит нефть, Кто является продавцом, а Кто покупателем, кому нефть нужна больше всего, внимательно изучите карты и таблицы ниже.

Наглядно можно посмотреть по карте ниже, какие страны самые богатые по запасам нефти и сколько тонн они добывают. При наведении на страну появится цифра.

Ниже приведены компании, которые являются Лидерами по объему переработки сырой нефти, а, следовательно, по выручке.

Из приведенных выше таблиц и списков вырисовывается такая картина.

Необязательно

Лидером

Не является

Больше всего

США

Это происходит потому, что нефть нужно не только добыть. Рассмотрим, какие этапы проходит сырая нефть, прежде чем на ней можно заработать.

Доставка Переработка (отходы включаются в нефтехимию) Доставка нефтепродуктов в зоны потребления (как правило, географически зоны потребления и зоны добычи и переработки находятся в совершенно разных местах) Продать мелким оптом и в розницу

Таким образом, получается, что от процесса добычи до процесса продажи проходит много этапов. И самое важное – в самом конце – правильно продать нефть.

Существует несколько марок нефти: Brent – самая дорогая, Российская Urals дешевле на 7-12 процентов.

Как и для прочих продуктов, рынок спроса и предложения Диктует условия, сколько будет стоить нефть.

Российская

Канадская

Добыча нефти – это непрерывный процесс, его нельзя на время приостановить.

Те страны, у кого себестоимость высокая, заключают долгосрочный контракт по специальным ценам. Эти цены формируются на основании прогнозов.

Следующие по популярности нефтяные биржи INTERCONTINENTAL Exchange (ICE), биржи Шанхая, Дубая, Токио. Всего на всех крупнейших биржах проходят нефтяные торги на 200 млрд. долларов в год.

Но если взять стоимость нефти 90-120 долларов за баррель, и сколько потребляется за год, то получается, что всего нефти продается На 8-10 трлн. долларов в год. Вопрос: где осуществляются продажи той оставшейся значительной части нефти?

Получается, что большинство нефти покупается и продается НЕ на бирже, а биржа служит лишь источником котировок.

Следовательно, биржевая цена на нефть используется компаниями как Ориентир, как базовая рыночная равновесная цена.

Всего только около 7% фьючерсных контрактов, заключенных на бирже, доживают до конкретной поставки.

Вспомним рисунок. 200 млрд. заключается контрактов, до исполнения доживает только 14 млрд.

Остальные контракты “закрываются”. Что значит “закрыть” контракт? Заключить “противоположный”. См. рисунок ниже.

Участник биржи заключает Фьючерсный контракт (фьючерсный значит, на будущую поставку). В условиях контракта прописано, что он покупает 1 000 000 баррелей нефти с поставкой Через 6 месяцев. Стоимость одной баррели нефти будет 60 $.

Прям в тот же день этот же участник биржи заключает противоположный контракт, то есть он продает 1 000 000 баррелей нефти, но уже за 61$.

Выгода сделки налицо: участник биржи заработает 1 000 000$ за один день.

И это не значит, что он должен будет физически принимать товар – нефть по одному контракту и физически поставлять по другому.

На бирже действует процедура клиринговых операций. Встречные обязательства погасятся.

Когда участник биржи торгует, он не должен выкладывать все 60 млн. за нефть, он лишь обещает выплатить эту сумму в ответ на обещание поставки нефти, обеспечивая это обещание гарантийной суммой в 1,8 миллиона долларов.

При всей кажущейся простоте сделки и возможности легко заработать, на деле все обстоит сложнее. Есть постоянный риск того, что цена на нефть может упасть, в этом случае участник биржи деньги потеряет. Единственный, кто всегда остается в выигрыше – это организаторы торгов.

Из них имеют дело с физической поставкой нефти Только 1 %, то есть 140 млн. Остальное гасится деньгами, игрой на разнице между текущей ценой контракта и ценой заключения нового контракта на перепродажу. Вспомним наш рисунок, здесь он представлен в законченном виде.

То есть можно сделать вывод, что на фоне общей суммы поставок нефти в 200 млрд, обеспечивается контрактами лишь 14 млрд, из которых доживают до физической поставки, связанной с конкретным веществом и танкерами, только 140 млн.

Люди, которые торгуют нефтью, не имеют Ни малейшего понятия о физических свойствах продукта, так как они не покупают нефть для того, чтобы сделать бензин или керосин, они покупают ее, чтобы перепродать и заработать на разнице.

Можно сказать, что на бирже торгуют не реальным продуктом, который можно пощупать, и который обладает конкретной, чем-то обеспеченной, стоиомстью, а прогнозами и представлениями. И кто смог наиболее убедительно дать прогноз, тот и побеждает в этой игре.

Каждый игрок на бирже должен выбрать стратегию своей игры. Либо он говорит, что начался кризис и будет меньше потребление нефти, тогда его поддержат “медведи”. Либо он говорит, что страны OPEC договорились сократить объемы производства нефти и тогда цены на нефть взлетят. С ним заодно будут “быки”.

К кому будет прислушиваться участник биржи в выборе стратегии своей игры? К самым известным нефтяным компаниям. А согласно списку выше самые известные нефтяные компании – Из США и ЕС.

Компании США и ЕС имеют наибольшее влияние на исход биржевых торгов, и, следовательно, на цену нефти.

Во-первых, страны OPEC являются Сдерживающим фактором. Для этого и была создана эта организация, объединяющая 12 стран, основных экспортеров нефти. Эти страны могут принять решение добывать меньше нефти, тем самым поднять спрос.

Во-вторых, нефть – основная Статья расходов на многих предприятиях. США, ЕС, Китай, Япония – основные потребители нефти. США контролирует рынок нефти. Компании этих стран и стран ЕС конкурируют между собой. Для США стоимость нефти является рычагом, позволяющим держать мировую экономику то на “коротком поводке”, то давать какие-то послабления. Этот принцип работает следующим образом: когда повышаются цены на нефть, компании вынуждены тратить больше, следовательно, снижается скорость их развития. И, наоборот, при низких ценах на нефть темпы роста компаний набирают оборот.

В-третьих, компании США и Великобритании Инвестируют в добычу нефти в странах с крупнейшими нефтяными запасами и добиваются для себя особых цен на нефть. То есть они покупают нефть по фиксированной цене, поэтому особо не страдают из-за скачков цен на бирже.

В-четвертых, от цены нефти зависит Капитализация (показатель, характеризующий масштабы операций на бирже), которая должна постоянно расти, чтобы был повод поднимать цены на бирже и на этом зарабатывать.

Многих интересует вопрос: что происходит с участниками биржи по продаже нефти, если они не угадывают с ценой и несут убытки.

Напомним, кто есть участники нефтяного рынка и расскажем про каждого их них.

брокеры нефтяные компании банки и фондовые игроки правительство США правящая династия Саудовской Аравии (саудиты)

Брокеры. Как правило, никто на бирже Не торгует своими деньгами. Если игроки что-то и теряют, то теряют они деньги клиентов. Они ориентируются на прогнозы и представления, которые формулируются правительством США и ЕС.

Нефтяные компании, как правило, закупают нефть по Фиксированным ценам. Если закупочная цена нефти повысится, они доберут свою прибыль уже на конечном продукте – бензине, полиэтилене, керосине итд. То есть за их потери платит конечный потребитель, мы с вами.

Банки и фондовые игроки. В случае потерь они могут Скупить обанкротившиеся компании.

Правительство США. При сильных финансовых потерях США приобретут другой геополитический козырь. Занижая цену нефти, они думают, что ослабят позиции России.

Саудовская Аравия, отказавшись сократить добычу нефти по требованию OPEC. Начнем с того, что Себестоимость нефти у них низкая. Им выгодно продавать большие объемы, они все равно остаются в прибыли.

Надеемся, мы доходчиво и простым языком рассказали, как работает рынок мировой нефти. Сейчас, когда стоимость нефти падает, особенно полезно понимать, почему это происходит. Если вам интересно почитать, из чего складывается цена на нефть, читайте нашу статью.

Сравнительная таблица по стоимости бензина во всем мире находится здесь. Данные ежедневно обновляются.

Http://www. benzin-cena. ru/articles/2-mirovoj-rynok-nefti

Существующие, самые высокие в Сибири, цены на горюче-смазочные материалы — следствие отсутствия конкуренции на рынке переработки нефтепродуктов в Иркутской области. В регионе глубокой переработкой нефти занимается единственный хозяйствующий субъект — «Иркутскнефтепродукт», который пользуется положением единственного поставщика и формирует цены. Иркутским управлением ФАС России признаков злоупотребления доминирующим положением в действиях компании не обнаружено. Об этом на пресс-конференции, рассказывая об итогах деятельности Иркутского УФАС России в 2017 году, рассказал руководитель регионального управления Александр Кулиш.

Недавно в УФАС поступила, и сейчас находится в стадии рассмотрения, жалоба от представителя альтернативной сети автозаправочных станций. В этой жалобе предприниматель указал, что из-за доминирования «Иркутскнефтепродукта» в вопросе ценообразования не может повышать цены на бензин на своих АЗС, тем самым теряя маржинальную прибыль. По словам руководителя регионального управления ФАС, «отмечены определенные нарушения антимонопольного законодательства (прим. в действиях «Иркутскнефтепродукта»), поэтому продолжается дальнейшее расследование».

Изменить ситуацию с ценообразованием на горюче-смазочные материалы, сообщил А. Кулиш, может только развитие в регионе рынка переработки нефти и производства горюче-смазочных материалов, и как следствие появление новых игроков рынка, развитие конкуренции.

Иркутское УФАС России ведет еженедельный мониторинг цен на ГСМ. Антимонопольщиками выбраны четыре участника рынка, которые занимаются розничной и мелкооптовой торговлей горюче-смазочными материалами. Именно в этих организациях специалистами УФАС еженедельно собирается информация об изменении цен на ГСМ, которая затем направляется в центральный аппарат Федеральной антимонопольной службы России.

Вообще, подводя итоги деятельности Иркутского УФАС России в 2017 году, А. Кулиш сообщил, что по всем направлениям деятельности ведомства за несоблюдение антимонопольного законодательства на нарушителей наложено порядка 19 млн руб. штрафов.

По-прежнему пристальное внимание специалистов УФАС привлечено к сфере закупок. В Иркутское УФАС поступило порядка 1 тыс. жалоб, в 2016 году их было около 700. Анализируя выявленные нарушения, антимонопольщики отметили, что подавляющее количество нарушителей антимонопольного законодательства среди заказчиков — муниципальные субъекты.

Благодаря действиям специалистов Иркутского УФАС в реестр недобросовестных поставщиков включено 60 субъектов. Все они теперь на 2 года лишены права участвовать в закупках.

Http://snews. ru/news/ufas-izmenit-ceny-na-gsm-mozhet-tolko-razvitie-v-regione-rynka-pererabotki-nefti

Ш. М. Валитов, д. э.н., А. М. Туфетулов, д. э.н, (Казанский (Приволжский) Федеральный Университет), А. Ф. Яртиев, к. э.н. (ТатНИПИнефть)

Ключевые слова: структура запасов нефти, качество углеводородного сырья, глубина переработки нефти, налогообложение, эффективность.

Key words: structure of reserves, hydrocarbon crude quality, conversion rate, taxation, effectiveness.

The paper considers issues of crude quality effect on crude oil refining efficiency, continued growth of the share of hard-to-recover reserves in the reserves' structure. Official and judgment-based statistics data are presented. Development of petrochemical complex in the Republic of Tatarstan is discussed in some detail.

Особое место в российской экономике занимает топливно-энергетический комплекс (ТЭК) как по объему производимой продукции, так и по роли, которую он играет в формировании финансовых потоков. Многие сферы общественной, экономической и политической жизни страны находятся под непосредственным влиянием процессов, происходящих в данном секторе экономики, особенно в нефтегазовой отрасли. На долю ТЭК РФ приходится около 25 % внутреннего валового продукта, более 30 % промышленной продукции, не менее 55 % экспорта, в различных отраслях отечественного комплекса работает 1,8 млн. человек, или 14 % всех занятых в промышленном производстве России. Структура наиболее значимых для бюджета налогов и сборов за последние 5 лет приведена на рис. 1. Так, только от экспортной пошлины на нефть за 2011 г. поступило 1,8 трлн. руб., еще около 0,4 трлн. руб. составили экспортные пошлины на природный газ. Россия в 2011 г. увеличила добычу нефти до 511,4 млн. т, или на 1,23 % по сравнению с показателем 2010 г., но сократила экспорт до 242,1 млн. т (на 2 %). Специалисты Минэнерго России прогнозируют стабилизацию добычи нефти на перспективу до 2020 г. на уровне 505-510 млн. т/год.

Основными проблемами нефтедобывающей отрасли являются длительный отбор рентабельных запасов и ухудшение качества сырьевой базы. Качество запасов нефти в стране ухудшается в связи с тем, что главные месторождения постепенно переходят на поздние стадии разработки, а остаточные запасы являются трудноизвле-каемыми. Кроме того, большая часть новых месторождений имеет сложное геологическое строение и представлена низкопроницаемыми коллекторами. Доля труд-ноизвлекаемых запасов в таких коллекторах, водонефтя – Рис. 1.

Ных зонах, пластах с вязкими нефтями продолжает увеличиваться и в настоящее время составляет около 60 %. Если активные запасы выработаны на 75 %, то трудноизвлекаемые – только на 35 %.

От качества добытой и подготовленной нефти зависят эффективность и надежность работы магистрального трубопроводного транспорта, стоимость товарной нефти и качество полученных из нее продуктов. На конечных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти может достигать 90 % и более. При этом сырье, поступающее на установки промысловой подготовки нефти, характеризуется не только разнообразием физико-химических свойств, но и изменением состава во времени. Стратегия развития России в области энергетики предусматривает увеличение объемов переработки нефти до 270 млн. т/год. Значительную часть полученных нефтепродуктов планиру-

Ется экспортировать в зарубежные страны, в том числе в страны Западной Европы. Однако постоянное ужесточение требований Европейского Союза к качеству и экологической безопасности потребляемых нефтепродуктов может привести к сокращению экспортных возможностей нефтеперерабатывающей отрасли России.

Задача достижения мирового уровня качества выпускаемой продукции становится для отечественных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) все более актуальной. Сложность ее решения значительно зависит от качества поступающего на переработку сырья. Следовательно, определение качества нефти, добываемой из различных месторождений на территории страны, приобретает большое значение как для производителей, так и для потребителей нефти. Для сырой нефти основными качественными характеристиками являются плотность, содержание серы и фракционный состав [1] (табл. 1).

Нефтей 1 типа плотностью до 850 кг/м3 больше всего находится в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (около 75 % всех нефтей провинции), меньше – в Волго-Уральской провинции (около 31 %) [2]. Плотность нефти значительно зависит от количества содержащихся в ней асфальтосмолистых веществ, способствующих образованию стойких водонефтя-ных эмульсий и увеличивающих стоимость ее переработки. Другим негативным последствием при переработке тяжелых нефтей является повышение затрат при транспортировке и переработке.

Качество поставляемого на отечественные НПЗ сырья постоянно ухудшается, что связано в первую очередь со снижением в нем доли светлых фракций, а также с увеличением содержания серы. Ее повышенное содержание приводит к интенсивной коррозии аппаратуры, необходимости защелачи-вания продуктов переработки, гидроочистки бензиновых фракций, а также к засорению катализаторов.

Высокая цена нефти обусловливает рентабельность разработки все более труднодоступных месторождений и залежей с трудноизвлекаемыми запасами, что требует дополнительных затрат на подготовку нефти. Нефтепереработка в России в настоящее время осуществляется на 27 крупных заводах, информация о которых приведена в табл. 2 [3-5]. Технический уровень большинства российских НПЗ не соответствует мировому. В российской нефтепереработке основной проблемой после низкого качества получаемых нефтепродуктов остается низкая глубина переработки нефти. В России она составляет 72 %, в Европе – 85 %, в США – 96 %.

Еще одна проблема – большая степень износа промышлен-но-производственных фондов и, как следствие, повышенный уровень энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют к. п.д., равный 50-60 %, при среднем показателе на зарубежных заводах 90 %. Значение индекса Нельсона для большинства российских НПЗ ниже

НПЗ Глубина переработки нефти, % Объем первичной переработки нефти, млн. т Индекс Нельсона

Среднего в мире (соответственно около 3 и 5,5). Индекс Нельсона характеризует сложность технологических линий НПЗ. Максимальный индекс российских НПЗ – около 8,6, минимальный – около 1, что связано с невысокой глубиной переработки нефти, недостаточным качеством нефтепродуктов и технически устаревшим оборудованием.

Специалисты Минэнерго России считают, что сохранение объемов нефтепереработки на текущем уровне при увеличении глубины переработки нефти до 85 % в 2020 г. обеспечит максимальный вклад нефтепереработки в экономику страны. Выравнивание пошлин на светлые и темные нефтепродукты и грамотное управление дифференциалом между пошлиной на нефть и нефтепродуктами являются ключевыми рычагами для достижения поставленных целей. Большое влияние на позитивные изменения в нефтегазовой отрасли оказала налоговая реформа по формуле «60-66». Ее цель заключалась в повышении доходов нефтяных компаний от экспорта нефти и одновременно в стимулировании повышения глубины ее переработки. В ходе реформы экспортная пошлина на нефть была понижена, а вывозная пошлина на темные нефтепродукты повышена до 66 % нефтяной пошлины. Специалисты отмечают существенный рост добычи нефти и инвестиций: в первом полугодии 2012 г. добыча увеличилась на 1,6 %, объем бурения – на 9 %, инвестиции в добычу – на 14 %, в переработку – на 24 % [6].

Остановимся более детально на ТЭК Республики Татарстан. Историческая необходимость создания в РТ нефтеперераба-

Тывающей отрасли была обусловлена экономической целесообразностью. Республика, обладающая большими запасами углеводородного сырья и длительное время лидировавшая по добыче нефти в Советском Союзе, в течение полувека оставалась поставщиком сырьевых ресурсов в другие регионы и страны зарубежья. Отсутствие важнейшего технологического звена сказывалось в целом на экономике региона. В 1997 г. ОАО «ТАИФ» на базе проекта ОАО «Нижнекамскнефтехим» создало на территории Нижнекамской промышленной площадки свой филиал – ОАО «ТАИФ-НК», который занялся вопросами проектирования и строительства нефтеперерабатывающего комплекса. Уже через 2 года НПЗ вышел на проектный объем переработки нефти (7 млн. т/год), повысились ее качество и глубина переработки. ОАО «ТАИФ-НК» приступило к проектированию и строительству дополнительных крупнотоннажных установок, в том числе битумной.

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет Менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Http://naukarus. com/vliyanie-kachestva-nefti-na-effektivnost-ee-pererabotki

Готов 15000 30000 тон купить скажи свою цену и условия поставки

Роснефть предлагает к поставке нефть Российскую REVKO от 500 000 тонн ежемесячно пол годовому контракту ФОБ ПРИМОРСК. Нужно писать ICPO

ДО 30 000 тонн нефти С СУРГУТНЕФТЕГАЗ поп цене 11200 + прокачка по трубе 400/тн руб или ж/д доставка Нужна адреснаЯ заявка и карта партнера тел 8-917-47-16-971 скайп gyzel6569

Нефть на узле учета АНПЗ 397/тн, объем 2000тн. Договор на переработку.

Талгат позвони по тел 8705 580 2231 есть потребность до 5тыс тонн на АНПЗ

Продам нефть сырую Россия от 5000мт до 100000мт, средняя цена 490$ в кз, содержание серы 0,9%, в зависимости на какую точку Казахстана будет отправка цена будет ниже или выше, объем тоже играет роль, + годовой контракт без посредников на прямую…

Продам нефть Актюбинскую легкую кол-ве 2000 тонн для начало туда дальше повыситься объем цена 420$

Прдам легкую нефть Бони Лайт. Цена -4.5 от Брента, условия оплаты очень мягкие. Поставка CIF…

Продам газовый конденсат компаудированный нефтью с ст. Сургут. Цена 13500 на вагоне 89780959032

Добрый день! Наша компания предлагает любой нефтепродукт от НК » РОСС НЕФТЬ » у нас прямой договор от мая месяца с НК » РОСС НЕФТЬ » на пример : сырая трубная нфть – 14000тт, дт – 30000тт. На счет скидок это с каждым клиентом персонально, звоните будем рады вести переговоры. сот:89227981401, 89505211765.

Продаём нефть в Сургуте по 15000руб. тонна на вагоне. Очень хорошего качества. Паспорт и условия поставки по запросу. Тел:+79823025054 Алексей

Добрый день Алексей. Как с доставкой нефти по ж. д.в Киргизию и Грузию? Жду ответ. Реуф. agulin36mail. ru

Добрый день! Вышлите, пожалуйста, паспорт, условия и сроки отгрузки, объемы.

Продам нефть тяжелую, объем 10 000 тонн, имеються результаты экспертизы самовывоз по авто с г. Зайсан. цена 18 000 тенге за тонну.

Куплю нефть. До 10000 т в месяц. 87785129697 пишите на WhatsApp, скину параметры

Добрый день. Сообщи свой е-ьайл адрес на мой адрес: agulin36@ mail. ru Реуф

На сегодняшний день имеется возможность поставки зимнего дизельного топлива ЕВРО-5. ЛПДС Никольское.

Цена — 37500 руб. на месте. Возможно резервироване по переписи с последующим выкупом.

Http://satoil. kz/kuplyu-neft-dlya-pererabotki-v-atyirauskiy-npz/

3. Отсутствие прозрачности формирования затрат (себестоимости единицы продукции) и, следовательно, оптовых цен на нефтепродукты вследствие работы НПЗ, входящих в состав ВИНК на “давальческой нефти” (процессинге), что не позволяет в полной мере применять действующее в России налоговое и антимонопольное законодательство.

Парадокс и основное отличие российской ситуации от ситуации, складывающейся в большинстве стран Западной Европы и США, в том, что Россия – одна из крупнейших нефтедобывающих стран, с достаточно эффективной системой транспортировки нефти из районов ее добычи как на экспорт, так и на отечественные НПЗ, с развитой нефтеперерабатывающей промышленностью, позволяющей полностью удовлетворять потребности национального хозяйства в основных нефтепродуктах, имеющая систему нефтепродуктообеспечения (нефтебазы, наливные пункты, АЗС) полностью адаптированную к условиям рыночных отношений.

В этой ситуации экономике страны вовсе не обязательно ориентироваться на уровень и условия формирования мировых цен на нефть и нефтепродукты, а можно выстраивать свою ценовую политику, которая соответствовала бы интересам собственной экономики.

Для проведения эффективной и целенаправленной ценовой политики на продукцию нефтедобычи и нефтепереработки необходимо в законодательном порядке осуществить ряд мер по повышению прозрачности формирования затрат (себестоимости) и оптовых цен на нефть, нефтяной (попутный) газ и нефтепродукты.

Для организации учета фактических затрат на производство и реализацию, для определения себестоимости готовой продукции, калькулирования полной себестоимости нефти и использования этого показателя в статистической отчетности федерального значения (Форма 6-нефть Росстата), а также для решения иных проблем управленческого характера в настоящее время нефтегазодобывающие предприятия руководствуются отраслевыми инструкциями, утвержденными Минтопэнерго России.

Как показывает практика, в настоящее время нефтегазодобывающими предприятиями в своей производственно-хозяйственной деятельности используются два нормативных документа, регламентирующих порядок калькулирования себестоимости добычи нефти и нефтяного (попутного) газа, а именно:

А) “Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа”, согласованная с ГП “Роснефть” и утвержденная Минтопэнерго России 1 ноября 1994 г.

Б) “Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа”, согласованная с Минэконразвития России и утвержденная Минтопэнерго России 29 декабря 1995 г.

“Методика 1995 г.” была введена в действие с 1 января 1996 г. с одновременной отменой ранее действующей “Инструкции 1994 г.”. “Методика 1995 г.” используется в своей практической работе целым рядом нефтегазодобывающих предприятий, такими, как Мегионнефтегаз, Ноябрьскнефтегаз, Черногорнефть, Оренбургнефть, Нижневартовскнефтегаз, Коминефть (до 1998 г.), Юганскнефтегаз и др. В то же время ряд нефтегазодобывающих предприятий нефтяных компаний используют “Инструкцию 1994 г.”: НК “ЛУКОЙЛ”, Сургутнефтегаз, Башнефть и др. Поэтому фактическая полная себестоимость добычи нефти и попутного газа по отдельным предприятиям оказывается в методологическом плане практически несопоставимой, и отсюда соответствующие данные, содержащиеся в форме 6-Нефть Росстата, не являются корректными.

Поскольку развитие системы налогообложения в России идет в направлении установления дифференцированных ставок НДПИ по отдельным месторождениям (с учетом их выработанности и т. д.), а в перспективе она, вероятно, будет распространена и на отдельные скважины, то в этих условиях исчисление себестоимости добычи и реализации нефти и нефтяного (попутного) газа по нефтегазодобывающим предприятиям и определение этого показателя применительно к отдельным скважинам и месторождениям должно осуществляться на единой методической основе.

Существующий сегодня рынок нефтепродуктов в России – олигополия с элементами местного монополизма. Местные товарные рынки, являющиеся сферой обращения товаров в пределах границ: республик, входящих в состав Российской Федерации, автономных областей, автономных округов, краев и областей, поделены между отдельными ВИНК, которые проводят свою политику цен на нефтепродукты независимо от конъюнктуры рынка.

Хотя на оптовом рынке нефтепродуктов в России сегодня действуют сотни продавцов, на большинстве местных товарных рынках фактически присутствует продукция одних и тех же ведущих российских НПЗ, принадлежащих, в основном одной-двум ВИНК (табл. 1).

Http://au92.ru/msg/20080507_8050708.html

Поделиться ссылкой: