Нефтеперерабатывающие заводы россии научные работы

Нефтяная промышленность — отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.

Развитие нефтеперерабатывающей промышленности было обусловлено ростом спроса на осветительный керосин в первый период ее становления в конце 19 и начале 20 в., а затем бензин — в связи с потребностями автомобильного и авиационного транспорта. В годы Второй мировой войны возрос спрос на дизельное топливо и мазут вплоть до нефтяного кризиса 70-х гг. Дешевая нефть сделала мазут главным видом топлива для ТЭС, особенно в Западной Европе. Становление реактивной авиации вынудило увеличить выход керосиновых фракций для нее. С 80-х гг. непрерывно растет потребление дизельного топлива для разных видов автомобильного транспорта, тракторного парка. Одновременно увеличивается спрос на смазочные масла. Все это определяло функционирование отраслей, структуры вырабатываемой продукции.

Цель работы – исследовать состояние и перспективы нефтеперерабатывающей промышленности России, а также рассмотреть те виды продукции, которые выпускает данная отрасль

Актуальность темы на современном этапе развития общества определяется тем, что российский нефтеперерабатывающий сектор является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. По объему первичной переработки нефти Россия занимает четвертое месте в мире, а по объему мощностей – второе после США. В данной отрасли долгое время наблюдалось недоинвестирование, вследствие чего основные фонды быстро устаревали, а российские предприятия значительно отставали технологически от западных конкурентов. За последние несколько лет ситуация в нефтепереработке улучшилась. Значительные объемы инвестиций в модернизацию производств со стороны крупнейших вертикально интегрированных нефтяных компаний привели к росту переработки нефти и увеличению глубины ее переработки.

Объект исследования – нефтеперерабатывающая промышленность. Предмет исследования – деятельность данной отрасли.

Задачи работы: исследовать структуру нефтеперерабатывающей промышленности; рассмотреть процесс переработки нефти и производства нефтепродуктов; проанализировать состояние отрасли в России; определить тенденции и перспективы развития нефтепереработки.

Топливная промышленность России — это совокупность отраслей промышленности, занятых добычей и переработкой различных видов топлива; включает нефтедобывающую, нефтеперерабатывающую, газовую, угольную, торфяную и сланцевую промышленность. Нефтяная промышленность России – отрасль тяжёлой индустрии, занимающаяся разведкой нефтяных и газовых месторождений, добычей нефти и нефтяного газа, переработкой, транспортировкой и продажей нефти и газа. Газовая промышленность России — это отрасль топливной промышленности, включающая в себя разведку и эксплуатацию месторождений природного газа, переработку газа и использование газа в различных отраслях промышленности. Цель переработки нефти, нефтепереработки — это производство нефтепродуктов, в том числе, различных видов топлив, таких как – автомобильное топливо и авиационное топливо, а так же сырья для последующей химической переработки: бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла. Переработку нефти в нефтеперерабатывающей промышленности России производят нефтеперерабатывающие заводы России НПЗ России и нефтеперерабатывающие предприятия России. Основной функцией нефтеперерабатывающих заводов НПЗ России является переработка нефти и производство бензина, керосина, мазута, дизельного топлива, смазочных масел. смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл нефтеперерабатывающих заводов НПЗ России обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций. Цены на нефтепродукты на различных НПЗ России отличаются друг от друга.

На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания — около 20 тыс. человек.

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонтно-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо – и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро – и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т. д.). Целевое назначение НПЗ — производство в требуемых объеме и ассортименте высококачвенных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы — и товаров народного потребления).

Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Характерно, что в большенстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.

По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов НПЗ делятся на группы:

4) НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимического профиля. [16]

Сейчас в России действуют 26 крупных НПЗ, 18 из которых принадлежат вертикально интегрированным нефтяным компаниям, и 43 мини-НПЗ. Кроме того, у «Газпрома» есть четыре предприятия по переработке газового конденсата. Возраст большинства крупных заводов превышает 50 лет. Суммарная проектная мощность всех действующих российских НПЗ, по оценке UBS, составляет 271 млн т нефти в год. По данным Росстата, в 2007 году на них было переработано 207 млн т нефти, то есть загрузка мощностей составила примерно 77%. Для постсоветского времени это рекорд. И этот показатель продолжает расти. Так, по данным ЦДУ ТЭК, в январе–июле 2008 года в России было переработано почти 125 млн т нефти, что на 5,8% больше, чем за тот же период прошлого года.

1. Крупные НПЗ — 27 нефтеперерабатывающих заводов проектной мощностью более 1 млн т в год. Их суммарная мощность первичной переработки нефти составляет около 262 млн т в год.

2. Предприятия «Газпрома» суммарной мощностью примерно 8,2 млн т в год. Заводы по переработке газа и газового конденсата (ГПЗ) «Газпрома» обычно выделяются в самостоятельную группу, поскольку они помимо нефти перерабатывают газовый конденсат — сырье более высокого качества.

3. Мини-НПЗ — около 50 малых установок суммарной мощностью первичной переработки 5 млн т в год.

В нефтеперерабатывающем секторе России практически нет иностранных игроков, что резко отличается от практики как развитых, так и развивающихся нефтедобывающих стран, где в нефтепереработке присутствуют западные компании, привносящие в этот сектор современные технологию, стандарты качества и управленческий опыт, а также облегчающие доступ к ключевым рынкам сбыта.

Все нефтеперерабатывающие заводы России НПЗ осуществляют переработку нефти в готовый продукт. Продукцией нефтеперерабатывающего завода России является:

· Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический.

· Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа)

Рост объемов переработки отнюдь не означает существенного увеличения объемов производства светлых нефтепродуктов. Больше трети всех производимых в России нефтепродуктов составляет мазут; на бензин, в том числе и низкооктановый, приходится всего 20%. В США с их самыми современными НПЗ примерно половину из всех производимых ГСМ составляет бензин, доля мазута всего 6%. [10]

Наряду с проблемой резкого повышения глубины переработки нефти остро стоит вопрос о качестве продукции. Доля товарных нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью все еще крайне мала. НПЗ продолжают выпускать относительно дешевые нефтепродукты, в том числе прямогонный бензин, вакуумный газойль, дизельное топливо низкого по сравнению с европейскими стандартами качества. Из-за этого российские нефтепродукты продаются на европейском рынке с трудом и в основном как сырье для дальнейшей переработки. Поэтому наши компании в основном ориентируются на вывоз сырой нефти, тем самым усиливая общую сырьевую направленность экспорта.

Одним из факторов, сдерживающих выпуск высококачественных моторных топлив, является состояние автопарка. Наличие в нем легковых и грузовых автомобилей устаревших моделей, потребляющих низкосортное топливо (бензин марки А-76), вызывает необходимость его производства. Российские министерства принимают меры по улучшению ситуации. Так, введен в действие новый технологический регламент по двигателям внутреннего сгорания, который будет способствовать ограничению спроса на низкосортное горючее и наращиванию производства высококачественных моторных топлив.

К 2012 году также при поддержке государства намечается построить самый крупный в стране нефтеперерабатывающий завод в конечной точке строящегося нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО). Его мощность составит 20 млн. т нефти в год, капитальные вложения оцениваются в 150–200 млрд. руб., глубина переработки нефти составит 93%, что соответствует достигнутому уровню на НПЗ США. Предполагается выпуск бензина и дизельного топлива стандартов «Евро-4» и «Евро-5». При этом 95% продукции будет направляться на экспорт и 5% – на нужды Приморского края. Пока экспорт нефтепродуктов сдерживается тем, что большинство НПЗ расположены в глубине страны и транспортировка одной тонны их продукции до экспортных терминалов обходится в 20–80 долл. В перспективе государственно-частное партнерство должно найти широкое распространение и при модернизации действующих НПЗ. Это будет способствовать экспорту высококачественных нефтепродуктов при одновременном сокращении крайне невыгодного для страны экспорта сырой нефти.

В 2008 г. первичная переработка нефти в России составила 236,3 млн тонн (48,4% от добычи), что на 3,4% больше уровня 2007 г. Переработку жидких углеводородов в России осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини–НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода.

Суммарные производственные мощности переработки жидких УВ в России составляют по сырью 272,3 млн т/год. С середины 1980 х до начала 1990-х гг. мощности российских НПЗ находились на уровне 351,5 млн тонн (7,3 млн барр/день) и Россия занимала второе место в мире по этому показателю. После кризиса 1990-х гг., а также в результате модернизации производств и увеличения доли вторичных процессов в отрасли произошло сокращение мощностей по первичной переработке нефти: в 2008 г. оно составило более 6,2 млн тонн. Одновременно мощности по первичной переработке мини-НПЗ возросли почти на 900 тыс. тонн; мини-НПЗ.

В 2008 г. 77,4% (182,8 млн тонн) всей переработки нефти осуществлялось НПЗ, входящими в состав вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний, еще 22,5% (89,6 млн т) – независимыми переработчиками, на мини-НПЗ малых нефтяных компаний переработано менее 1%.

В 2008 г. загрузка производственных мощностей по первичной переработке жидких УВ в среднем по стране составила 86,8%, в том числе на заводах ВИНК – 89,6, на заводах независимых переработчиков – 78,7%, на мини-НПЗ – 72,1. Глубина переработки по отрасли в 2008 г. составила 71,5%, снизившись по сравнению с 2007 г. на 0,4 п. п.; в целом за последние десять лет глубина переработки увеличилась более чем на 5 п. п. (рис. 1).

Табл. 1. Динамика первичной переработки нефти в России и выпуск основных видов нефтепродуктов, млн тонн

В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего – мазута и дизельного топлива. В 2008 г. доля дизельного топлива составила около 37,8% (69 млн тонн), мазута топочного – 35% (63,9 млн тонн), автомобильного бензина – 19,6% (35,7 млн тонн), прочих нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масла смазочные и др.) – 13,8% (7,5 млн тонн).

Низкое качество выпускаемого автомобильного бензина не позволяет выйти на международные рынки конечных продаж, и он поставляется на внутренний рынок, в то время как около половины дизельного топлива и свыше 70% мазута экспортируются, используются как сырье на НПЗ в странах-импортерах.

Российские НПЗ отстают по технологическому уровню от заводов Европы, США, стран АТР. Коэффициент Нельсона – обобщающий показатель, характеризующий сложность переработки, составляет для российских заводов в среднем 4,25, в Европе – 6,5, Америке – 9,5, Азии – 4,9. Россия получила при распаде СССР довольно старые мощности. Из 48 НПЗ общей мощностью более 500 млн т в год, действовавших в стране, за пределами России — в Литве, на Украине, в Казахстане, в Узбекистане — оказались самые новые, в общей сложности 20 заводов мощностью почти 180 млн т. Оставшиеся заводы находились в стадии модернизации, которая на период распада была заторможена.

Тенденции нефтеперерабатывающей промышленности характеризуются общим увеличением количества предприятий за 10 лет в 14,3 раза, ростом индекса физического объема продукции. Однако, несмотря на рост рентабельности, происходит повышение затрат на единицу производимой продукции. [3, с. 180-181].

Среднегодовая численность промышленно-производственного персонала, тыс. чел.

Снижение (-), повышение затрат на 1 руб. продукции, % к предыдущему году

Таблица 2.Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности РФ [7, c.356].

В процессе развития отрасли нефтеперерабатывающая промыш-ленность приблизилась к основным районам потребления нефтепродуктов. Поэтому заводы размещены на пути транспортировки нефти, в центрах, получающих нефтепродукты по магистральным нефтепроводам.

Краткая характеристика исторического развития нефтеперерабатывающей отрасли

Первые сведения о нефти появились почти пятнадцать веков назад, но до середины 19-го века промышленного значения использование нефти не имело.

Переработка нефти с целью ее очистки для уменьшения неприятного запаха при использовании в лечебных целях была известна еще в начале нашей эры. Описания различных способов перегонки нефти приведены в средневековых иностранных и русских лечебниках. Впервые нефтепереработка в промышленном масштабе была осуществлена в России на заводе, построенном на р. Ухте (1745). В 18-19 вв. в России и др. странах действовали отдельные примитивные НПЗ, на которых получали преимущественно осветительный керосин и смазочные масла. Большой вклад в развитие нефтепереработки внесли русские ученые и инженеры. Д. И. Менделеев, детально изучив технологические и экономические проблемы нефтепереработки, предложил строить нефтеперегонные заводы в местах концентрированного потребления нефтепродуктов. А. А. Летний создал основы крекинга и пиролиза нефти; под его руководством запроектирован и построен ряд НПЗ. К. В. Харичков предложил способ переработки высокопара-финистых мазутов для последующего использования их в качестве котельного топлива; Л. Г. Гурвич разработал основы очистки нефтепродуктов. В. Г. Шухов изобрел форсунку для сжигания жидкого топлива, что позволило применять не находивший квалифицированных источников потребления мазут как топливо для паровых котлов; кроме того, совместно с С. П. Гавриловым он запатентовал трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия, технологические принципы которой используются в работе современных установок первичной переработки нефти.

В России в 1823 г. в Моздоке по проекту братьев Дубининых и в 1837 г. в селе Балаханы (Азербайджан) по проекту П. Воскобойникова были построены небольшие нефтеперегонные заводы, на которых в железных кубах осуществлялась перегонка нефти с целью получения осветительного керосина. В 60-х годах 19-го века в районах Грозного и Баку были построены первые нефтеперегонные кубы для промышленного производства керосина. В конце 70-х годов в Баку уже эксплуатировалось более 200 заводов, принадлежащих отдельным лицам и фирмам. В 19-м в. в России нефть была открыта только в районе Баку на Апшеронском полуострове и на Кавказе, и именно развитие этих двух районов положило начало российской нефтяной промышленности.

После Гражданской войны 1918—20 Советское государство выделяло значительные средства на восстановление и развитие предприятий нефтеперерабатывающей промышленности (в 1923/24 на эту отрасль приходилось 37,2% всех затрат на капитальное строительство). В результате за период с 1921 по 1925 производство бензина возросло в 3,8 раза, а суммарное количество получаемых светлых фракций нефти в 2,3 раза. Основы современной нефтеперерабатывающей промышленности в СССР были заложены в годы первых пятилеток (1929—40). Большое народнохозяйственно значение имело открытие месторождений нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной области. За 1933—37 введены в эксплуатацию нефтеперерабатывающие заводы в городах Ишимбае и Уфе. С целью приближения нефтеперерабатывающих предприятий к центрам потребления нефтепродуктов были построены также заводы нефтеперерабатывающей промышленности в Саратове, Краснодаре, Орске, Хабаровске, Одессе, Херсоне.

В годы Великой Отечественной войны 1941—1945 нефтеперерабатывающая промышленность СССР обеспечивала фронт и тыл горючими и смазочными материалами.

В послевоенный период нефтеперерабатывающая промышленность развивалась быстрыми темпами, непрерывно повышался технический уровень и объём производства. Уже в 1946—51 довоенные показатели были превзойдены. Систематически наращивались мощности по первичной переработке нефти. За пятилетие 1966—1970 эти мощности увеличились в 1,4 раза. В 1970 промышленность переработала нефти в 1,44 раза больше, чем в 1965; производство малосернистого дизельного топлива возросло за те же годы в 2,4 раза. Вступили в строй действующих предприятий многие нефтеперерабатывающие заводы и комбинаты. Нефтеперерабатывающая промышленность решает задачу по более широкому внедрению высокопроизводительных технологических установок и агрегатов, по организации узкоспециализированных многотоннажных производств, рациональному комбинированию и совмещению нескольких процессов в одном технологическом блоке, совершенствованию каталитических систем, использованию автоматизированных систем управления предприятиями и отраслью в целом. Предприятия переходят на высокопроизводительные комбинированные установки. Если до 1966 в СССР их единичная мощность достигала 1—2 млн. т в год, то к 1971 введено несколько установок мощностью 2—3 и 6 млн. т в год. Увеличение объёма переработки нефти сопровождается существенным повышением качества нефтепродуктов: преимущественным становится выпуск малосернистого дизельного топлива, высокооктанового бензина, масел с эффективными присадками. [12]

Нефтеперерабатывающая промышленность неразрывно связана с нефтехимической промышленностью. По объёму переработки нефти, а также по производству синтетического каучука СССР занимает 2-е место в мире после США. Совершенствование нефтепереработки и опережающее развитие мощностей вторичных процессов осуществляются на базе новых и модернизированных технологических процессов. Научно-технические задачи нефтепереработки и нефтехимии решают в СССР 48 научно-исследовательских институтов и их филиалов, 25 проектно-конструкторских организаций и их филиалов, 18 опытных заводов.

Нефтеперерабатывающая промышленность других социалистических стран — членов СЭВ быстро развивалась, чему способствала всё возрастающая техническая помощь со стороны СССР. При содействии СССР в странах — членах СЭВ сооружено более 34 нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий: Бургасский нефтеперерабатывающий завод в Болгарии, Дунайский завод в Венгрии, завод в Плоцке (Польша) и др.

За 1990-е годы российская нефтепереработка сильно сдала свои позиции. Достигнув исторического максимума в 325,3 млн т в 1980 г., объемы нефтепереработки стали снижаться с начала прошлого десятилетия (см. рисунок), хотя и не так резко, как объемы нефтедобычи. На фоне экономического спада, переживавшегося страной, падение происходило в основном из-за сокращения почти вдвое внутреннего спроса на нефтепродукты (рис 1).

В 1995—1997 гг. темпы снижения немного замедлились частично из-за стабилизации внутреннего потребления нефтепродуктов, а частично благодаря государственной политике поощрения экспорта нефтепродуктов. В 1998 г. в результате экономического кризиса объем переработки снова резко упал до исторического минимума в 164 млн т.

В 1999 г. правительство ввело правила, по которым нефтедобывающим компаниям предоставлялся доступ к экспортным трубопроводам «Транснефти» только после выполнения введенных для них квот по поставке нефти на отечественные НПЗ. В результате объемы переработки снова стали

Расти. Параллельно начала увеличиваться и загрузка НПЗ — с 63% в 1999г. до 78% в 2005 г.

В 2006—2007 гг. не только возрастали объемы производства — повысилась и глубина переработки нефти на большинстве крупнейших российских НПЗ (с 69,6% в 2002 г. в среднем по стране до 71,9% в 2006 г.) 3. Дело в том, что нефтепереработка стала более выгодна для нефтяных компаний, чем экспорт сырой нефти. Так, аналитики отмечают, что нефтепродукты и раньше приносили ЛУКОЙЛу больше доходов, чем сырая нефть: в 2005 г. нефтяная выручка достигала 30% в общих оборотах ЛУКОЙЛа (остальное — нефтепродукты и нефтехимия), в 2006 г. ее доля снизилась до 26%, а к октябрю 2007 г. — до 24,8% общих продаж. В физическом выражении продажа нефти компанией даже уменьшилась на 1,3%, а поставки нефтепродуктов, особенно на экспорт, заметно возросли (оптовые поставки увеличились на 11,5%, а розничные — на 8,2%). [13]

Характеристика современного размещения нефтеперерабатывающей отрасли на территории Российской Федерации.

Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива (см. рис. 2). В настоящее время переработка приблизилась к районам потребления. Она ведется вдоль трасс нефтепроводов, а также в пунктах с выгодным транспортно-географическим положением (Хабаровск). НПЗ ориентированы на потребителя. НПЗ есть во всех экономических районах РФ, кроме Ц-ЧЭР. ЦЭР — Москва, Рязань, Ярославль; СЭР — Ухта ( республика Коми); С-ЗЭР — Кириши (Ленинградская обл.); ПЭР — Самара (м. д.), Новокуйбышевск (м. д.), Сызрань, Саратов, Волгоград, Нижнекамск ( Татария); В-ВЭР — Кстово (Нижегородская обл.), Нижний Новгород; С-КЭР — Грозный (м. д.), Туапсе, Краснодар; УЭР — Уфа (м. д.), Ишимбай (м. д.), Салават (м. д.), Пермь (м. д.), Краснокамск (м. д.), Орск; З-СЭР — Омск; В-СЭР — Ачинск (н. ц.), Ангарск; ДВЭР — Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре. (приложение1)

При выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались прежде всего принципом близости к районам потребления нефтепродуктов. НПЗ в Рязанской, Ярославской и Горьковской (ныне Нижегородской) обл. были ориентированы на Центральный экономический район; в Ленинградской обл. — на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае — на густозаселенный Северо-Кавказский район, в Омской обл. и Ангарске — на потребности Сибири. Однако шло и наращивание производства нефтепродуктов в местах добычи нефти. До конца 60-х годов главным нефтедобывающим районом страны было Урало-Поволжье, и новые НПЗ были построены в Башкирии, Куйбышевской (ныне — Самарской) и Пермской обл. Эти НПЗ покрывали дефицит нефтепродуктов в Сибири и других районах России, а также в союзных республиках бывшего СССР.

Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты (мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла), которые непосредственно используются потребителями. Технический прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах массового потребления нефтепродуктов.

Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее транспортировкой и хранением: транспортировка нефти всегда экономичнее перевозки ее многочисленных производных; для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов; хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов; потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов.

В настоящее время основу нефтеперерабатывающей отрасли в России составляет 26 НПЗ (табл. 1) суммарной мощностью по первичной переработке — 263,5 млн т (из них 196,2 млн т мощностей принадлежит нефтяным компаниям). Кроме того ОАО «Газпром» располагает 6,8 млн т нефтеперерабатывающих мощностей. На долю мини-НПЗ (малотоннажных установок) приходится еще 5,0 млн т.

Таким образом, суммарные мощности по переработке нефтяного сырья в России составляют 275,3 млн т.

Наиболее крупные мощности размещены в Приволжском (43%), Центральном и Сибирском федеральных округах. На три этих округа приходится более 70% общероссийских нефтеперерабатывающих мощностей. Среди субъектов Российской Федерации по мощностям первичной переработки нефти лидирует Башкирия. (табл.3 )

Http://www. ronl. ru/nauchnyye-raboty/geografiya/718242/

Доклад Рябова В. А. на V Международном промышленно–экономическом Форуме «Стратегия объединения: Решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе».

Основным документом, регламентирующим деятельность нефтеперерабатывающей промышленности, является Энергетическая стратегия России на период до 2030 года (ЭС-2030), утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.

На текущий момент нефтепереработка в полной мере обеспечивает потребности внутреннего рынка нефтепродуктами.

Следует отметить, что в настоящее время установки по первичной переработке нефти загружены свыше 92% их мощности. В 90-е годы эксплуатация этих мощностей составляла порядка 82%. Это так и в мировой практике, поскольку спрос на нефтепродукты носит сезонный характер. Резерва мощностей почти нет, и это создаёт ситуацию повышенной аварийности. За 90-е годы утрачено порядка 80 млн. тонн мощностей НПЗ РФ.

Технология действующих отечественных заводов (набор технологических процессов) позволяют вырабатывать 1 тонну бензина и 2 тонны дизельного топлива, что было обусловлено внутренним рынком того времени.

Необходимая потребность внутреннего рынка в моторных топливах: 1 тонна автобензина и 1 тонна дизельного топлива. Отечественные НПЗ не в состоянии сейчас так работать и избыток дизельного топлива не европейского качества вынуждены продавать на экспорт по демпинговым ценам, при выпуске бензина на пределе возможного.

Опыт зарубежных стран показывает, что в США в основном используется в качестве моторного топлива автомобильный бензин, в Европе – дизельное топливо. В России надо определиться по перспективе развития автомобильного транспорта (автобензины или дизельное топливо). Т. е необходимо или пересматривать технологию на НПЗ или принять программу дизелизации автопарка страны.

Душевое потребление нефтепродуктов до 2030г. составляет 1,1-1,3 т/чел. (1990 г. – 1,6) и др.

В тоже время, в принятой Генеральной схеме развития нефтяной отрасли России на период до 2020 года, вопреки Энергетической стратегии усилен сырьевой вектор развития нефтяной отрасли (Генеральная схема утверждена приказом Минэнерго России от 06.06.2011 № 212) и произошло снижение по многим показателям или их вовсе нет (переработка – 230 млн. т/г, экспорт – 270 млн. т/г).

К примеру, капитальные вложения в глубокую переработку нефти, предусмотренные Стратегией до 2015 года, в проекте Генеральной схемы перенесены на 2020 год. (Ранее в Федеральной целевой программе «Энергоэффективная экономика» на 2002 — 2005 годы и на перспективу до 2010 г. предусматривалось обеспечить глубину переработки 75% в 2010). Это уже система неэффективного использования углеводородного сырья. Необходимо кому-то нести за это ответственность.

Переработка и потребление нефтепродуктов внутри страны на порядок эффективнее торговли сырой нефтью (мультипликативный эффект).

Мы надеемся, что новое руководство Минэнерго России, естественно, будет действовать в соответствии с решениями Правительства Российской Федерации.

С 1 января 2013 г. вступает в действие Технический регламент Таможенного союза. При этом надо учитывать, что в соответствии с требования технического регламента содержания серы в судовом топливе с 1 января 2013г. составляет не более 1,5%.

Нефтяными компаниями в соответствие с заключенными 4-х сторонними соглашениям по модернизации НПЗ до 2020 г. предусматриваются вводы и реконструкции 125 технологических установок.

Так в 2012-2015 гг. предусмотрен ввод в эксплуатацию и окончание реконструкции 88 установок, в том числе 40 установок по облагораживанию бензина, 30 установок по облагораживанию дизельного топлива и 18 установок, углубляющих переработку нефти (каталитический крекинг и гидрокрекинг).

Для выполнения этих задач планируется инвестировать в нефтеперерабатывающую отрасль до 2015 г. 1,1 трлн. руб. в ценах 2012 г. (для сравнения: суммарные инвестиции за 2008-2011 гг. — составили170 млрд. руб.).

Эти и другие меры должны привести к росту производства топлив пятого экологического класса:

– автобензинов – с 600 тыс. т в 2011г. до 38,6 млн т в 2015 и до 50,9 млн т в 2020г.;

– дизельного топлива – с 11,9 млн т в 2011г. до 77,1 млн т в 2015 и до 101,2 млн т в 2020г. Это прорыв.

В своей работе Ассоциация уделяет большое внимание деятельности «средних» НПЗ. Это независимые от вертикально-интегрированных нефтяных компаний заводы мощностью по первичной переработке нефти от 1,0 до 3,0 млн. т/г и выше — это рекомендация Минэнерго России (приказ от 18.02.2009 № 36). Заключенные ими 4-х сторонние соглашения по модернизации НПЗ обязывают их к 2015 г. перейти на выпуск моторных топлив Класса 4 и 5. Этими вопросами пока компании средних НПЗ и отраслевой Департамент Минэнерго России глубоко не занимается и как следствие эти мощности будут введены после 2015 года. При этом надо иметь в виду, что к 2016 г. ожидается повышение экспортных пошлин на мазут до уровня нефти и многие заводы окажутся банкротами.

У НПЗ, входящих в состав ВИНКов, в большей степени ситуация по переходу к 2015 г. на выпуск моторных топлив Класса 4 и 5 нормальная и не вызывает тревогу.

В то же время высокие финансовые вложения нефтяных компаний в модернизацию старых морально и физически устаревших производств не делает их конкурентоспособными с передовыми западными фирмами по высокозатратности производственного процесса, энергетического обеспечения, системам управления производством, недостаточная оплата труда и др., что в конечном итоге негативно сказывается на ценообразовании конечной продукции.

Одной из важных проблем в строительстве и развитии новых НПЗ, является проблема высоких издержек в реализации инвестиционных проектов, связанных с отсутствием гармонизации отечественных и европейских норм в сфере безопасности и экологии. На всех стадиях строительства сплошь и рядом – откаты, что делает строительство НПЗ дороже, примерно в два раза. В результате этого нефтяные компании не заинтересованы строить новые современные конкурентоспособные НПЗ в России и вынуждены приобретать НПЗ в Европе с малой маржой, не создавая при этом дополнительные дорогие рабочие места в регионах страны, не оставляя у себя в РФ добавленную стоимость и налоги. Правительство РФ не уделяет этому должного внимания, также не уделяется внимание логистике: нефтепродукты в основном перевозятся ж/д цистернами, налоги на нефтеперерабатывающую промышленность очень высоки и составляют порядка 60%. Всё это удваивает стоимость нефтепродуктов.

В соответствии с Планом, в период с 2010 по 2030 годы планируется активное строительство и расширение пиролизных мощностей (процесс донор) в 4,8 раза по этилену на базе реализации крупных инвестиционных проектов по переработке легкого углеводородного сырья (этан, сжиженные углеводородные газы, нафта) в крупнотоннажную продукцию нефтегазохимии – пластмассы, каучуки и продукцию органического синтеза.

Таким образом, дефицит мощностей по производству мономеров этилена и пропилена, а также вопросы производства основного ассортимента продукции химии и нефтехимии предполагается устранить. Также намечается получать дополнительно моторное топливо из газа.

В настоящее время началась реализация проектов в пяти из шести кластеров. Развитие кластеров с учетом влияния на смежные отрасли даст серьезный финансовый эффект. Ежегодный вклад в ВВП может составить почти 900 млрд. руб., будет создано около 80 тыс. новых рабочих мест.

Производство изделий из мономеров, как один из вариантов можно разместить в районе Северного Кавказа, моногородах, что позволит решить вопрос занятости населения, а также в других регионов России, где имеется избыток рабочей силы (многие десятки тысяч рабочих мест).

Для успешного развития нефтехимии необходимо возобновить работу положительно зарекомендовавшего себя Экспертного Совета по химии Государственной Думы.

В России за последние четыре года объемы первичной переработки нефти выросли, а глубина переработки нефти снизилась с 71,4% в 2007 г. до 70,8% в 2011 г.

Глубокая переработка нефтяного сырья остается одной из главных проблем нефтеперерабатывающей отрасли. Одним повышением экспортных пошлин на мазут эту проблему не решить.

Достаточно заметить, что переработка 40 млн. тонн мазута, поставляемого на экспорт, даёт 12 млрд. дол. США дополнительного дохода.

В настоящее время в нефтепереработке России высока доля импорта в используемых катализаторах, смазочных масел и присадок к ним.

В ближайшие годы российская нефтепереработка должна переходить на использование отечественных катализаторов. Научные разработки и небольшие капитальные вложения позволят это сделать.

Проблема полного импортозамещения смазочных масел и присадок к ним, будет решена только при строительстве и модернизации производств присадок.

Необходимо просить Минпромторг России, Минэнерго РФ, Российский Союз Химиков рассмотреть вопрос организации выработки необходимых качественных реагентов и сырья для производства присадок: пятисернистого фосфора, алкилбензола, спиртов С7–С12 и С12–С18, олигомеров этилена, метилметакрилата и др.

С учётом изложенного, в целях расширения импортозамещения следует оказать государственную поддержку развитию собственных производств высокоэффективных конкурентоспособных катализаторов, присадок к моторным топливам и маслам, химикатов, изделий из нефтехимического сырья.

Согласно данным Института энергетических исследований РАН, в России для проведения НИОКР на одного исследователя тратится в 8 раз меньше, чем в передовых странах. Разрыв в объеме инвестиций в исследования между российским бизнесом и бизнесом передовых стран оценивается в 13 раз. (Российская бизнес-газета от 16.10.2012).

Руководством страны в настоящее время объявлена приоритетность государственной политики, направленной на повышение эффективности инновационной деятельности науки и практически не затрагивает отраслевую науку.

Именно отраслевая наука наиболее приближена к реальному промышленному производству и является важным инструментом инновационного процесса.

Отечественный научный и технический потенциал обладает большими возможностями обеспечения переработки углеводородных природных ресурсов на современном и перспективном уровне. Так, например,

Государственным институтом ИНХС им. А. В. Топчиева РАН разработана и испытана уникальная технология переработки тяжёлых нефтей и тяжёлых остатков. Разработанный процесс значительно эффективнее по сравнению с последними технологиями мирового уровня и является прорывным для отечественной нефтепереработки.

Базовым институтом по технологиям производства, испытаниям, допуска к применению основных видов топлив и масел, в том числе оборонного назначения, должен стать отраслевой государственный институт ОАО «ВНИИ НП» (вернуть статус прямого назначения). Недопустимо всю исследовательскую и испытатель­ную часть по топливам и маслам передавать иностранным компаниям в условиях жёсткой конкуренции на рынках сбыта продукции.

Для финансового обеспечения развития Национального нефтяного института и ОАО «ВНИИ НП», отвечающих интересам развития нефтяных компаний и отрасли в целом, следует вернуться к испытанной форме создания целевого бюджета за счёт введения инновационного налога в размере 0,25% от себестоимости продукции. Предложенные меры являются начальным этапом переориентации использования природных углеводородных ресурсов в интересах комплексного подхода к созданию резервов отечественной экономики и ухода зависимости от сырьевого сектора.

Необходимо более тесное сотрудничество между отраслевыми научно-исследовательскими и проектными институтами. Только на основе качественных разработанных технических регламентов возможно создание современных конкурентоспособных базовых проектов (общеобразовательные институты этого делать не могут).

Следует определиться и принять решение о финансирование отдельных важных проектов на основе государственно-частного партнерства.

Современные нефтяные компании по типу западных фирм, также должны создавать у себя мощные научные подразделения. Однако данные работы только начинаются

Без решения этих проблем мы будем иметь хорошие конкурентоспособные проекты в далёком будущем, и поэтому так и будем в роли догоняющих.

В тоже время у нас есть плодотворно работающие институты современного типа, возглавляемые академиками Пармоном, Хаджиевым, а также членом-корреспондентом РАН Лихолобовым, доктором наук Шакуном и др.

Вопросы о работе Технологических платформ и НИНГ были рассмотрены на заседаниях Правления Ассоциации.

Создание НИНГ и Технологической платформы – эти задачи были исполнены, но… Не решены вопросы финансирования, базовые проекты наиболее важных процессов в области нефтепереработки не определены, и наконец, не определен четко их юридический статус – государственно-частное партнерство. Радует то, что на всех уровнях пришли, наконец, к выводу, что в стране должна возрождаться, прежде всего опытно-промыш­лен­ная база в институтах и на производстве.

Одна из главных задач Стратегии инновационного развития Российской Федерации на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 8 декабря 2011 г. №2227-р, ответить на стоящие перед Россией вызовы и угрозы в сфере инновационного развития, определить цели, приоритеты и инструменты государственной инновационной политики.

Наша задача в свете этой Стратегии – это активная работа в реальном секторе экономики, связанным с топливно-энергетическим комплексом. Решение наших отраслевых вопросов позволит создать все предпосылки для решения возможных социальных проблем страны.

Необходимо быстрее решить вопрос о назначение в Минэнерго России Директора Департамента переработки нефти и газа и заместителя Министра по переработке углеводородного сырья.

Мы надеемся, что в нашем Министерстве начнет действовать Общественный Совет, как и в других министерствах и ведомствах.

Сырьевые природные ресурсы уже не могут обеспечить рост ВВП и задача нефтеперерабатывающей отрасли и химии внести свой огромный вклад в развитие экономики Российской Федерации.

Http://www. refas. ru/osnovnye-problemy-razvitiya-rossijskoj-neftepererabotki-i-nefteximii/

Государственное управление структурными преобразованиями на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности

Специальность: 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством (Специализация – 15. Экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами: промышленность. Область исследования – 15.6. Государственное управление структурными преобразованиями в народном хозяйстве)

Работа выполнена на кафедре «Менеджмент» Московского государственного областного университета

Защита диссертации состоится « 2 » апреля 2009 года в 15.00 час. на заседании Диссертационного совета Д 212.155.10 в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Московский государственный областной университет» по адресу: 105005, Москва, ул. Радио, д.10-а, корп.1, ауд.201.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Московский государственный областной университет», а с авторефератом – на официальном сайте университета http://mgou. ru/ .

Актуальность темы. Российский нефтеперерабатывающий сектор является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. По объемам первичной переработки нефти Россия находится на четвертом месте в мире, при этом около половины про­дукции первичной переработки нефти идет на экспорт.

Отрасль демонстрирует устойчивые темпы роста производства на протяжении последних лет. Спад производства, который наблюдался в начале 90-х годов, сме­нился не только ростом объемов производства, но и углублением переработки нефти, наблюдаемым на большинстве крупнейших российских НПЗ. Данная дина­мика является очень позитивной, особенно в свете того, что российский нефте­перерабатывающий сектор значительно отстает по качеству выпускаемой продук­ции от западных конкурентов.

Российский нефтеперерабатывающий комплекс объединяет 27 крупных нефтепе­рерабатывающих заводов (НПЗ) и более 50 мини-НПЗ, которые в совокупности пе­реработали в 2006 году 218,9 млн. тонн, а в 2007 – 227,7 млн. тонн сырой нефти.

Несмотря на положительную динамику развития отрасли необходимо решение существующих проблем, которые состоят в дефиците инвестиционных средств, износе фонды и устаревающих технологий, низких объемом геологоразведочных работ и воспроизводстве минерально-сырьевой базы. При сохранении такого положения дел ТЭК может превратиться из основного фактора роста в тормоз экономического развития страны. Рост цен на внутреннем топливном рынке, вызванный высокими ценами на нефть на внешнем рынке, негативно сказывается на работе других отраслей экономики страны и является одной из основных причин повышения темпов инфляции.

Выбранная тема исследования представляется весьма актуальной, так как сырьевой сектор, играющий ключевую роль в обеспечении энергетических запасов, финансовой устойчивости и экономического развития нашей страны нуждается в кардинальном изменении, в частности совершенствования государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли в интересах развития инвестиционных процессов в России.

Степень разработанности проблемы. В настоящее время накоплено огромное количество научных работ, касающихся исследования нефтяного комплекса России. Достаточно обширна литература, содержащая обобщения по разным аспектам функционирования нефтяной промышленности. Выбор темы настоящего исследования помимо ее актуальности в значительной степени был обусловлен недостаточной теоретической разработанностью и освещенностью в экономической литературе проблем разработки направлений перспективного развития нефтяной промышленности РФ.

В процессе работы над диссертацией были изучены труды видных российских и западных экономистов, что позволило проследить за эволюцией теоретических взглядов на процессы развития нефтяного комплекса России, и в частности выявить и сравнить наиболее важные концептуальные положения разработанных теорий, сопоставить с накопленным в мире и России опытом.

Среди них особо следует выделить таких российских ученых как: Ардашева Е. П., Асвадуров К. В., Афанасьев А. М., Баев А. В., Бесчинский А. А., Брагин Н. И., Брагинский О. Б., Булат П. В., Велихов Е. П., Горшков С. А., Гусарова М. С., Дьячков Н. В., Евтушенко Е. В., Ермилов О. М., Жук Г. В., Захаров. Г. Н., Калиниченко А. В., Калмыков Д. С., Климов В. А., Ларионов И. К., Лесных Ю. Г., Лисицын Н. В., Малахов В. А., Мансуров Т. В., Мастепанов А. М. Могилевский Л. М., Пережогин А. Ю., Пилипенко Н. Н., Прохоренко А. А., Родионов М. Г., Рольник Л. З., Смирнов А. С., Сомов В. Е., Степанов А. А., Татарский Е. Л., Филиппов М. Э., Хафизова Т. Е., Хубберт М., Шафраник Ю. К., Шмелев Н. А. и др.

Среди зарубежных авторов важную роль в качестве отправной точки для проведенного исследования сыграли работы Дж. М. Кейнса, Дж. Гелбрайта, Ф. Кэне, К. Маркса, Д Рикардо, А. Смита, Дж. Макконелла, П. Самуэльсон, Стенли Брю, М. Фридмен, И. Шумпетера, и др.

При работе над диссертацией были использованы труды научных коллективов Национального института системных исследований проблем предпринимательства, Института проблем предпринимательства, Института экономики и предпринимательства, Института международных экономических и политических исследований РАН (ИМЭПИ), Института мировой экономики и международных отношений РАН (ИМЭМО), Московского государственного университете (МГУ), Института стратегического анализа и развития предпринимательства (ИСАРП). Кроме того, автор использовал материалы и документы Всемирной торговой организации (ВТО), Фондовой биржи «Российская торговая система» (РТС), Торгово-промышленной палаты (ТПП), Росбизнесконсалтинга (РБК), Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), Всероссийского центра изучения общественного мнения (ВЦИОМ).

Цель исследования состоит разработке научно-практических путей государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли в интересах развития инвестиционных процессов России.

Исходя из сформулированной выше цели, в работе поставлены следующие Задачи:

– систематизировать и дополнить теоретические основы государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли;

– уточнить методологические подходы к управлению предприятиями нефтяной отрасли;

– выявить актуальные проблемы государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли;

– предложить научно-практические пути государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли, включающие стратегические направления государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли.

Объектом исследования выступает предприятия нефтяной отрасли в современных экономических условиях России.

Предметом исследования являются управленческие отношения, возникающие в процессе государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли.

Теоретическую и методологическую основу исследования составили труды отечественных и зарубежных ученых в области общественного воспроизводства, экономики промышленности, менеджмента, экономической безопасности, планирования и программирования, а также экономики народного хозяйства. В процессе исследования применялись диалектический подход, методы системного анализа, экспертных оценок, обобщения, статистических группировок, прогнозирования, моделирования и др.

Эмпирическую базу исследования составили статистические материалы сборников Федеральной службы государственной статистики и другие информационные источники, характеризующие деятельность предприятий в России, материалы специальных социологических исследований предпринимательства, промышленности, законодательные и другие нормативно-правовые акты в хозяйственной сфере.

Научная новизна результатов исследования заключается в следующем:

– определены организационно-экономические аспекты управления структурными преобразованиями на предприятиях нефтяной промышленности;

– дана характеристика концептуальным положениям государственного управления нефтяной промышленностью;

– на основе экономического мониторинга развития предприятий нефтяной промышленности России дана оценка потенциала развития нефтяной отрасли России;

– построена модель государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли в интересах народного хозяйства;

– разработан алгоритм государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли России в условиях глобализации.

Наиболее важными научными результатами, полученными лично соискателем, выступают:

– систематизированы и дополнены теоретические основы государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли;

– уточнены методологические подходы к управлению предприятиями нефтяной отрасли;

выявлены актуальные проблемы государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли;

– предложены научно-практические пути государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли, включающие стратегические направления государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли.

Практическая значимость работы. Основные положения и выводы диссертационного исследования могут быть использованы в процессе разработки стратегических программ развития отечественных предприятий нефтяной отрасли, а также в преподавании ряда экономических дисциплин, в которых значительное внимание уделяется экономике, организации и управлению предпринимательством.

Апробация результатов исследования. Основные положения и выводы диссертационной работы опубликованы автором в открытой печати, нашли применение в деятельности отдельных предпринимательских структур, а также использованы в учебных процессах в вузах.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и приложения.

Во введении определены актуальность темы, охарактеризована степень ее разработанности в экономической науке, сформулированы цель и задачи исследования, его новизна, основные положения выносимые на защиту.

В первой главе «Теоретические основы гОсударственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли» изложены концептуальные положения государственного управления нефтяной промышленностью. Отмечено, что в последние годы все более очевидной становится тенденция установления контроля государства над нефтегазовым сектором. В ситуации резкого роста стоимости энергоресурсов страны, богатые нефтью и газом, начинают вести себя все более независимо, ужесточая условия доступа зарубежных инвесторов к своим запасам углеводородного сырья.

Политика средне – и дол­госрочного развития ТЭК России — важнейше­го элемента экономики России, сдерживается не­решенностью целого ряда проблем, которые уже в ближайшие годы могут стать серьезной угрозой энергетическому потенциалу страны.1 В числе этих проблем: дефицит инвестиционных ресурсов; ухудшение состояния минерально-сырьевой базы; несовершенство системы государственного регулирования и управления деятельностью сырьевых и энергетических компаний; старение основных производственных фондов; низкая эффективность разработки топливно-энергетических ресурсов; структурные диспропорции в комплексе и высокая монополизация топливного рынка; отсутствие крупных проектов.

Необходимость долгосрочного обеспечения ус­тойчивости темпов роста экономики России энер­гетическими и валютно-финансовыми ресурсами предъявляет дополнительные требования к перспек­тивному развитию ТЭК, как в части выявления и обоснования основных факторов, определяющих это развитие, так и в плане выхода на новые добываю­щие районы. Наряду с этим еще не решена задача определения разумных пределов наращивания до­бычи топливно-энергетических ресурсов, особенно в экспортных целях, выявления возможностей топ­ливно-энергетического комплекса обеспечить дол­говременный и устойчивый экономический рост.

Исследования основных факторов, определяю­щих перспективы развития топливно-энергетичес­кого комплекса России в современных условиях, позволяют прийти к выводу, что ТЭК России сто­ит на пороге больших и серьезных перемен, хотя благоприятная ценовая конъюнктура внешних рынков в сочетании с позитивными внутренними факторами развития экономики создали определен­ную иллюзию того, что основные проблемы комп­лекса уже решены и в условиях сохранения высо­ких цен на нефть и другие энергоносители можно рассчитывать на дальнейшее его поступательное развитие.2

Уже в ближайшей перспективе развитие топливно-энергетического комплекса будет опре­деляться не столько уровнем мировых цен на энер­гоносители, сколько решением таких основных про­блем, как совершенствование недропользования и расширение ресурсной базы отрасли; структура комплекса и демонополизация внутреннего топлив­ного рынка; рост инвестиций и реализация новых проектов.

В то же время, проведенный анализ свидетель­ствует, что рост добычи ТЭР и повышение эф­фективности отрасли в последние годы про­исходят в основном на действующих и откры­тых ранее месторождениях, на уже созданной инфраструктуре, поэтому и потребность в инвес­тициях для этого роста была достаточно низкой. При этом большинство компаний наращивают добычу ТЭР преимущественно за счет восстановления про­изводственно-технического потенциала ранее вве­денных месторождений в освоенных районах. Именно такой подход, в частности, позволил рос­сийским нефтегазовым компаниям добиться низких издержек в добыче нефти и обеспечить тем самым экономическую основу получения ими высокой при­были.

Рост добычи ТЭР происходит в условиях «проедания» ресурсной базы. Все это позволяет сделать вывод, что сложившийся рыночный меха­низм ведения хозяйства без осуществления мер государственного регулирования сферы недро­пользования не обеспечивает комплексности ре­шения стратегических задач использования мине­рально-сырьевой базы.

Структурные реформы в нефтяной промышленности должны привести, во-первых, к появлению крупных компаний с преоб­ладающей долей государственной собственности, во-вторых — крупных публичных компаний (с более 50% долей национального капитала) и, в тре­тьих — частных средних и малых компаний.

Стратегия развития топливно-энергетического сектора должна предусматривать более активное участие российского топливно-энергетическо­го бизнеса в формировании глобального энер­гетического пространства путем его трансна­циональной диверсификации. Это положение, прежде всего, относится к инвестициям нефтяных энергетических компаний в покупку профильных ак­тивов в странах ближнего и дальнего зарубежья, что обеспечивает не только выход на внутренние рынки этих стран, минуя многочисленных посредников, но и высокую окупаемость инвестиций.3

У энергетических компаний России объек­тивно нет другой стратегии, кроме как инве­стировать в Азербайджан, Туркмению, Казах­стан, Узбекистан и минимум до 30% топливно-энергетических ресурсов этих стран иметь под сво­им влиянием или управлением, что возможно и ре­ально. Это отвечает интересам и России, и самих этих стран. Другая основная задача для российских компаний — выйти на внутренние рынки Европы, ми­нуя посредников, приобретая перерабатывающие заводы и сбытовые компании, стимулируя и участвуя в развитии сети нефте – и газопроводов, электросе­тей, связанных с Россией. Это даст российским компаниям гарантированный сбыт, гарантированный доход, в меньшей степени зависящий от мировой экономической конъюнктуры, а для России — стабильность валютного курса и наполняемость бюд­жета.

Выдвинутое Президентом России В. В. Путиным предложение об обсуждении на Саммите «G8» про­блем глобальной энергетической безопасности яв­ляется важнейшим, но лишь первым шагом на пути к становлению России великой энергетичес­кой державой.

Усиление роли государства в качестве прямого участника в управлении и функционировании компа­ний топливно-энергетического сектора является во многом ответной реакцией на те провалы, которые были допущены в предыдущие годы. Но здесь крат­но возрастает требовательность к профессио­нальной и управленческой подготовке чинов­ников.

Наличие эффективной, действенной, ясной и по­нятной государственной политики отвечает долго­срочным приоритетам развития всех компаний, дей­ствующих в энергетическом секторе. В то же вре­мя основные усилия по ее формированию дол­жны лечь на плечи ведущих корпораций, кото­рые располагают соответствующим кадровым и интеллектуальным потенциалом.

Суммарные инвестиции в нефтяной сектор росли в последние годы, однако их явно недостаточно. К тому же они разные по величине у разных компаний.

Все отмеченное выше фактически означает, что энергетические корпорации в России яв­ляются не только и не столько бизнес-ориентиро­ванными структурами, но также должны выпол­нять и определенные государственные и соци­альные функции.

Низкий уровень инвестирования в нефтепереработку объясняется отсутствием стимулов к развитию отрасли. При этом в значительной мере недостаточность инвестиций в глубокую переработку нефти является следствием нынешней системы налогообложения в отрасли. Для глубокой переработки требуются значительные первоначальные инвестиции при невысокой дополнительной марже, большую часть которой государство забирает через систему акцизов и экспортных пошлин.

Во второй главе «Актуальные проблемы гОсударственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли» проводится комплексный анализ состояния и тенденции развития нефтяной отрасли в условиях мировой экономики. Практически все нефтяные компании страны работают на материально-технической базе, созданной еще в СССР, соответствующей старому технологическому укладу. Серьезной модернизации на большинстве заводов не проводилось, как ни в советское время, так ни в последние десятилетия. В этом видится основная причина отставания НПЗ от современных требований. Нефтеперерабатывающие заводы в России – это, как правило, нефтехимические комплексы. Они выпускают не только бензин, керосин и мазут, но и создают исходное сырье для нефтехимии, поэтому модернизация заводов, по видимости, более сложный процесс, чем переоборудование одной его части: одного “цеха”, по производству бензина.

Последние три года российский нефтеперерабатывающий сектор демонстрирует высокие темпы роста. Во многом это стало следствием повышенного внимания к данной отрасли со стороны российских властей и нефтяных компаний, владеющих нефтеперерабатывающими мощностями. Для устойчивого роста данного сектора в 2003 году была разработана «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года», в которой заданы основные параметры развития отрасли нефтепереработки в России на этот период.

Данная стратегия разрабатывалась в то время, когда цены на нефть еще не достигли своего максимума, а продажа сырой нефти позволяла компаниям получать сверх­прибыли и в меньшей степени ориентироваться на переработку нефти. За четыре последующих года в сфере регулирования нефтяного и нефтеперерабатывающего комплекса произошли значительные изменения, в связи с чем привлекательность нефтеперерабатывающего сектора существенно повысилась. Таким образом, пред­сказанные по оптимистичному сценарию показатели развития сектора до 2020 года оказались намного хуже результатов, достигнутых уже по итогам 2006 года. (Страте­гия предусматривает к 2020 году увеличить объем первичной переработки нефти до 215 млн. т; в 2006 году по факту уже было переработано 220 млн. т.)

Тем не менее, основные тенденции в развитии нефтепереработки будут соблюдать­ся, что позволяет ориентироваться в первую очередь на них.

В соответствии с данной стратегией будут наблюдаться следующие ключевые тен­денции:

– модернизация и реконструкция уже существующих производств, которые под­разумевают ускоренное внедрение технологических процессов по углублению переработки нефти, повышению качества нефтепродуктов, производству но­вейших катализаторов. В результате реконструкции заводов глубина перера­ботки нефти к 2015 году в среднем по России должна достигнуть 80%, а к 2020 году – 84%;

– рост производства моторных топлив, соответствующих более высоким эколо­гическим стандартам;

– снижение производства мазута должно сопровождаться повышением техноло­гической обоснованности использования мазута в качестве резервного топли­ва на тепловых электростанциях;

– строительство НПЗ средней мощности в районах с дефицитом нефтепродук­тов, а также установка НПЗ малой мощности с полным циклом переработки в районах Крайнего Севера и на Дальнем Востоке с целью сокращения расхо­дов на транспортировку нефтепродуктов до конечного потребителя;

До 2002 г. регионы активно участвовали в инвестировании воспроизводства минерально-сырьевой базы. Их вложения в геологоразведку в 2-3 раза превышали объемы федеральных инвестиций. Даже в 2003 г., когда региональные бюджеты были практически лишены источников финансирования геологии, они в сумме вкладывали примерно столько же средств, сколько и федеральный бюджет. С упразднением отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы объемы геолого-разведочных работ в основных нефтедобывающих регионах России снизились в 1,5-1,8 раза. При этом считалось, что добывающие компании должны самостоятельно и за счет собственных средств осуществлять геолого-разведочные работы и обеспечивать прирост запасов полезных ископаемых. Однако соответствующих стимулов компании-недропользователи не получили. Следовательно, законодательство должно стимулировать эту деятельность, имеющую важное государственное значение.

Сложившийся рыночный механизм ведения хозяйства без реализации мер государственного регулирования сферы недропользования не обеспечивает комплексного решения стратегических задач использования минерально-сырьевой базы. В результате сложилось многолетнее отставание в региональных работах, как по важнейшим нефтегазодобывающим регионам, так и по новым перспективным нефтегазоносным провинциям. По существу упущено время для подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочных работ, а в дальнейшем и по подготовке промышленных запасов углеводородов.

За годы реформ в нефтяном комплексе России проведены важные структурные преобразования, которые позволили обеспечить определенную стабильность и устойчивость в развитии не только самого комплекса, но и некоторых отраслей промышленности, а также социальную стабильность в обществе. В настоящее время определяющая роль в нефтяном комплексе принадлежит 10-12 крупным вертикально интегрированным нефтяным компаниям (ВИНК). На их долю приходится 85-90 % всей добычи и 75-80 % переработки нефти России (всего в стране к 2000 г. было образовано 15 ВИНК, часть которых в последующие годы подверглась процессам слияния и поглощения)5. Наряду с ВИНК добычу нефти в стране осуществляют более ПО (2003 г.) малых и средних нефтяных компаний-недропользователей.

Из анализа происходящих в нефтяном комплексе перемен следует, что основная тенденция – растущий монополизм нефтегазовых компаний на внутреннем рынке страны. Происходящий в настоящее время процесс слияния и поглощения компаний сам по себе является объективным и отражает реалии современного этапа развития мировой экономики.

Динамика инвестиций в нефтедобычу в общем и целом соответствует динамике инвестиций в ТЭК России, хотя имеет свои особенности. Уже к середине 90-х годов ежегодный объем инвестиций в ТЭК сократился по сравнению с 1991 г. в 3,5 раза и более. Наряду со снижением абсолютных объемов инвестиций существенно изменилась структура их финансирования. Если еще в 1993 г. в них преобладали средства федерального бюджета и гоа’дарственных внебюджетных фондов (суммарно 64,3 %), то уже в 1999 г. их доля сократилась до 0,9 %, причем почти все средства шли за счет государственной поддержки угольной отрасли. Доля собственных средств предприятий и организаций возросла до 85-87 %, и лишь 7-14 % составляли заемные средства. Подобная чрезвычайно высокая по мировым меркам доля собственных средств в структуре инвестиций свидетельствует прежде всего о вынужденной нацеленности инвестиционных программ компании ТЭК на решение не стратегических, а текущих задач6.

Таким образом, крайне необходимы прямые вложения в новые месторождения. Инвестиционные ресурсы, по разным оценкам, требуется увеличить в 5-8 раз.

Еще более серьезной проблемой является относительно низкое качество выпус­каемых нефтепродуктов. Если в передовых странах мира нормой считается глубина переработки 85-95%, то по России она находится на уровне 71%. Это средний пока­затель: более половины НПЗ работают с глубиной переработки 50-70%, статистику спасают пять относительно успешных заводов с глубиной переработки на уровне 80%.

Низкое качество продукции во многом обусловлено устаревшим оборудованием, используемым российскими предприятиями. По оценкам Министерства промыш­ленности и энергетики, уровень износа оборудования составляет 80%.

Из 27 всего лишь два крупных завода работают менее 40 лет. Двенадцать заводов эксплуатируются более 60 лет, еще восемь отметили полувековые юбилеи, а пять – приближаются к этой круглой дате. Возраст предприятий красноречиво говорит о том, насколько актуальна задача ускоренной модернизации НПЗ. Эта работа замет­но активизировалась лишь в последние годы.

Обладание собственными мощностями переработки обеспечивает нефтедобываю­щим предприятиям страны важное стратегическое преимущество.

Поставки нефти на российские НПЗ последовательно росли в течение 2001-2007гг. и достигли 229,3 млн. тонн в 2007 году, что на 12,9% превосходит результат 2002 года. Из этого ряда выделяются результаты 2003 года, когда поставки подскочили на 7%. Этот необычный факт связан преимущественно с тем, что нефтяные компании, имевшие ограниченные возможности экспорта сырой нефти, активно использовали нефтеналивные терминалы своих НПЗ для закачки сырой нефти в железнодорожные цистерны и последующего экспорта.

Рисунок 3. Динамика поставок и первичной переработки нефти на НПЗ России, 2002-2007гг., млн. т7

Такое объяснение подтверждается достаточно последовательной положительной динамикой роста первичной переработки нефти: в пределах 3,05-6,44% в течение 2002-2007 годов. В 2007 году на НПЗ России было переработано 227,7 млн. тонн нефти, что на 26,3% больше уровня 2002 года. При этом в течение последних трех лет наблюдался более активный рост объемов переработки. Повышенный интерес нефтяных компаний к производству нефтепродуктов привел к тому, что в 2006 году впервые объем переработки нефти превысил уровень поставок, т. е. в производство пошли запасы сырья, оставшиеся с предыдущего года.

В структуре продукции, выпускаемой российскими НПЗ, наибольший удельный вес имеет дизельное топливо – более 31% по результатам 2006 года. Именно производ­ство дизельного топлива в течение 2001-2006гг. развивалось наиболее динамично – почти на 28%. В то же время выпуск топливного мазута, количество которого также традиционно велико, увеличивался в течение пятилетия значительно более низки­ми темпами. За 2001-2006 гг. производство мазута выросло на 17,8%, а доля в структуре продукции – с 28,1% до 28,7%.

Одной из приоритетных задач, которые ставит «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» перед нефтеперерабатывающим сектором, является пол­ное удовлетворение спроса на сырье нефтехимической промышленности, продук­ция которой на порядок дороже продукции нефтепереработки. По расчетам Мини­стерства промышленности и энергетики, к 2010 году спрос на углеводородное сы­рье со стороны нефтехимической и химической промышленности возрастет вдвое по сравнению с 2002 годом; в то же время, учитывая реализацию сверхоптимистич­ного сценария данной стратегии, можно ожидать удвоения спроса в более ранние сроки.

Анализ опыта нефтедобывающих стран с развитой рыночной экономикой и отечественной практики подтверждает важность развития малого нефтяного бизнеса России. Прежде всего, это вытекает из состояния ее минерально-сырьевой базы: ухудшения структуры и качества запасов, необходимости вовлечения в полномасштабный оборот сотен новых мелких и истощенных нефтяных месторождений, трудноизвлекаемых запасов. В сложившихся условиях экономически целесообразно расширение деятельности узкоспециализированных небольших компаний, которую объективно не может заменить крупный бизнес, ориентированный на высокодоходные проекты.

Таким образом, минерально-сырьевая база нефтяной промышленности России необратимо эволюционирует в сторону роста доли малых и средних, а также истощенных месторождений. Введение именно их в оборот позволяет поддерживать и наращивать добычу нефти. Сейчас эти месторождения составляют более 80% общего их числа, состоящих на государственном балансе, в них сосредоточено до половины всех запасов. Малые и средние организации вводят в хозяйственный оборот маргинальные мелкие, малопродуктивные месторождения, «добирают» нефть из истощенных месторождений.9

Способствуя более рациональному использованию национальных недр, малые и средние предприятия одновременно обустраивают районы своей деятельности, сохраняют и создают в регионах новые рабочие места и социальную инфраструктуру – строят жилье, дороги, объекты коммунального и культурно-бытового назначения, обеспечивают наполнение местных бюджетов, сдерживают миграцию населения. Внутренний нефтяной рынок в России, на котором, как правило, используются внутрикорпоративные цены, административный ресурс, монополистическое давление крупных компаний, практически не действует.

В третьей главе «Научно-практические пути государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли в интересах развития инвестиционных процессов России» предложены стратегические направления государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли.

В стратегии экономического развития России начала третьего тысячелетия важная роль отводится обеспечению энергетической безопасности страны, а, следовательно, поступательному росту топливно-энергетического комплекса. Для любого государства топливно-энергетический комплекс-основа экономики. Надежная и бесперебойная работа нефтяной промышленности создает, при прочих равных условиях, стратегические конкурентные преимущества, способствующие устойчивому экономическому и социальному развитию национальной экономики.

Реализация основных экономических целей функционирования и развития нефтегазового комплекса страны зависит от наличия эффективно действующих нефтегазовых компаний, продукция которых конкурентоспособна на внутреннем и внешнем сырьевых, энергетических товарных рынках. Важным фактором такой конкурентоспособности является эффективность стратегического управления компанией как составной части корпоративного управления.

Обеспечение стабильного роста российской экономики, осуществление ее структурных преобразований требует выработки новых перспективных решений, ориентированных на достижение устойчивого развития крупных нефтяных компаний. В условиях ускорения процессов, связанных с глобализацией, такого рода проблемы стали особенно актуальными для большинства стран мирового сообщества. Об этом, в частности, свидетельствует и практический опыт структурной реорганизации крупнейших мировых нефтегазовых корпораций таких, как Chevron-Texaco, Exxcon-Mobil, Royal Dutch, Shell, British Petroleum и других.

Анализ развития крупнейших нефтяных компаний России (ЛУКойл, ТНК – British Petroleum, Сургутнефтегаз, «Татнефть» и других), также подтверждает справедливость данного тезиса. В то же время изучение практики деятельности российских компаний свидетельствует о том, что в условиях становления рыночной экономики и растущей конкуренции допускаемые ошибочные решения в выборе оптимальных типов и видов организационной структуры в рамках совершенствования корпоративного управления могут существенно обострить проблемы их устойчивого развития.

Основными потребителями энергоносителей являются развитые страны Европы, Северная Америка и Япония. Главными экспортерами – страны ОПЕК, Россия, Норвегия и Мексика. В государствах, не входящих в ОПЕК, обычно добывают и экспортируют нефть на пределе своих производственных возможностей, поэтому даже в случае сильного роста цен у них нет возможности быстро увеличить предложение.

По расчетам IEA, в будущем году мировой спрос на нефть вырастет на 1.1 млн. б/д, из которых 670 тыс. будет компенсировано странами, не входящими в картель. Крупные западные компании увеличивают добычу всего на 2-3% в год, поэтому существенная часть этого объема окажется российской. Наша страна пользуется всеми благами высоких цен на нефть, на словах соглашаясь с ОПЕК в необходимости поддержания “стабильности на рынке”, а на деле увеличивая поставки всеми возможными методами. Добыча нефти в России в августе составляла 7.8 млн. б/д — на 9% выше, чем год назад.

В краткосрочной перспективе конъюнктура рынка нефти будет практически полностью определяться действиями стран ОПЕК. Картель действует очень эффективно. Между странами ОПЕК нет существенных политических разногласий, в особенности стоит отметить потепление отношений между Саудовской Аравией и Ираном. Мировой спрос на нефть оценивается тщательно и вполне реалистично.

Исходя из динамики спроса на газ в Европе и в Североамериканских штатах (в последние пять лет темпы роста спроса на газ в два раза выше, чем на нефть), существующего мирового баланса резерва углеводородов (газа у нас намного больше, чем нефти) и имеющейся ныне доли добычи натурального газа в крупнейших нефтяных компаний, считается, что баланс добычи российских нефтяных компаний претерпит коренные изменения в ближайшие 5 лет в сторону повышения добычи натурального газа.

Меры прямого участия государства, методы его косвенного воздействия на функционирование и развитие НГК призваны, прежде всего обеспечить необходимый уровень энергетической безопасности страны. Для России как государства, которое в результате экономических реформ оказалось в группе стран с переходной экономикой, проблема энергетической безопасности имеет особое значение. Решение этой проблемы, которое лежит на путях формирования долгосрочной государственной энергетической политики, учитывающей и внутренние, и внешние факторы развития ТЭКа, выходит за границы традиционных технологических задач обеспечения надежности энергоснабжающих систем.10 В связи с этим необходимы:

– оценка (диагностика) уровней энергетической безопасности государства;

– формирование критериев оценки влияния энергетических факторов на экономическую безопасность государства;

– формирование комплекса мер по нейтрализации угроз энергетической безопасности во взаимосвязи с показателями экономической безопасности по критериям национальной безопасности государства;

– прогнозирование энергетической безопасности по сценариям социально-экономического развития страны.

Полноценная политика и практика реализации государством своего права собственника на недра является залогом обеспечения внутренней безопасности развития нефтегазового комплекса.

Основные проблемные аспекты управленческих отношений, возникающие в настоящее время между государством (на уровне его регионов) и нефтегазовым бизнесом, могут быть разрешены на основе:

– создания благоприятных экономических условий для становления и развития малых и средних регионально ориентированных компаний, предметом деятельности которых должны стать малые и сложные месторождения углеводородов;

– координации усилий Центра и регионов и обеспечения их лучшего взаимодействия с нефтегазовым бизнесом в целях решения социально-экономических проблем территорий.

Одним из основных направлений повышения эффективности использования ресурсов углеводородного сырья является создание условий для постоянного обновления научно-технического уровня НГК.

Нефтяной комплекс на современном этапе экономического развития России – это совокупность технологически связанных между собой отраслей геологоразведки, бурения, нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, предприятий транспорта нефти и нефтепродуктов, а также предприятий сбытовой коммерческой деятельности, обеспечивающая полный жизненный цикл нефтепродуктов от разведки углеводородного сырья до реализации нефтепродуктов конечным потребителям. Сегодня основу нефтяной отрасли составляют 13 крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний, добывающих около 90 % нефти, перерабатывающих и реализующих нефтепродукты, и еще сотни небольших компаний.

Диссертационная работа была посвящена решению теоретических и практических вопросов государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли России. В условиях современной российской действительности традиционные методы менеджмента не обеспечивают ожидаемого эффекта, поскольку ориентированы, в большей степени, на относительно стабильную рыночную среду развитых стран. Увеличение динамики внешней среды, уменьшение времени, отпущенного на принятие и выполнение решений, увеличение степени эксплуатации доступных ресурсов и обострение конкуренции, предъявляют повышенные требования к системе управления как предприятие, так отрасль в целом.

Функция управления нефтяной отраслью должна быть адекватна меняющимся условиям, поэтому становится невозможным использовать одни и те же инструменты управления длительное время. Требуется синтезировать обновление существующих систем управления, быстро реагируя на изменяющиеся условия рыночной среды.

В результате проведенного исследования сделаны следующие выводы, рекомендации и предложения:

Низкий уровень инвестирования в нефтепереработку объясняется отсутствием стимулов к развитию отрасли. При этом в значительной мере недостаточность инвестиций в глубокую переработку нефти является следствием нынешней системы налогообложения в отрасли. Для глубокой переработки требуются значительные первоначальные инвестиции при невысокой дополнительной марже, большую часть которой государство забирает через систему акцизов и экспортных пошлин.

В ходе исследования отмечены следующие причины отставания предприятий нефтяной промышленности: Во-первых, низкий технический уровень российской нефтеперерабатывающей промышленности, который мало изменился по сравнению с советским временем, когда были установлены основные производства.

Во-вторых, отсутствие экономических стимулов для повышения качества топлива, нет мотивов, которые бы сделали привлекательным нефтеперерабатывающий сектор для инвестиций.

В-третьих, отсутствует государственная поддержка развития нефтеперерабатывающего сектора, без чего нельзя запустить инновационный механизм.

И, наконец, отсутствие конкурентной среды на рынке моторного топлива позволяет бизнесу извлекать максимальную прибыль не за счет модернизации НПЗ, а за счет своего монопольного положения.

Важным фактором, обеспечивающим конкурентоспособность нефтяной компании на внешнем рынке, должно быть наличие у нее корпоративной стратегии управления. Разработка корпоративной стратегии предусматривает действия по расширению сфер деятельности; шаги по улучшению общих показателей работы в тех отраслях, где уже действует компания; нахождение путей получения синергетического эффекта среди родственных хозяйственных подразделений и превращение его в конкурентное преимущество, а также создание инвестиционных приоритетов и перелив финансовых и иных ресурсов компании в наиболее перспективные области.

В настоящее время целесообразна помощь государства бизнесу в развитии нефтеперерабатывающего сектора. Она может заключаться в предоставлении инвестиционных льгот, отмене пошлин на импортное оборудование, ускоренной амортизации основных фондов. Полезным может быть создание целевого государственного фонда под модернизацию и строительство новых НПЗ и выделение из него средств под обновление основных фондов и новое строительство на льготных условиях. Для отечественных предприятий, обеспечивающих поставки оборудования для модернизации действующих и вновь строящихся НПЗ, могут быть введены поощрительные льготы по налогообложению, а покупателям предоставлены субсидии на приобретение или освоение нового оборудования и технологий. Необходимо формировать конкурентную среду в нефтяном секторе.

Схема 1. Модель государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли в интересах народного хозяйства

Схема 2. Алгоритм государственного управления структурными преобразованиями в нефтяной отрасли России в условиях глобализации

В Заключении подведены итоги исследования, сформулированы выводы, предложения и рекомендации.

1. Уртаев К. Б. Государственное регулирование инновационной деятельности малого предпринимательства // Предпринимательство. – М., № 4, 2007. – 0,3 п. л.

2. Уртаев К. Б. Сущность инновационной деятельности малого предпринимательства // Труды Вольного экономического общества России. – М., т.92, №2, 2008. – 0,3 п. л.

3. Уртаев К. Б. Состояние и тенденции развития нефтяной отрасли в условиях мировой экономики // Труды научно-практического семинара круглого стола НУИСУ. Выпуск №3, М., 2007. – 0,7 п. л.

4. Уртаев К. Б. Оценка потенциала развития нефтяной отрасли России // Сборник научных статей аспирантов ИБПУ, Москва, 2007. – 1,1 п. л.

5. Уртаев К. Б. Методические подходы к управлению предприятиями нефтяной промышленности // Сборник научных трудов ВНО, М., 2008. – 0,9 п. л.

6. Уртаев К. Б. Экономический мониторинг развития предприятий нефтяной промышленности России // Экономист Подмосковья. 2008. №1. – 0,5 п. л.

1 Ю. К. Шафраник Вектор развития ТЭК и проблемы реализации / Выступление на совместном заседании Высшего горного совета и Комитета по энергетической стратегии и развитию топлив­но-энергетического комплекса ТПП РФ по вопросу «О государственной и корпоративной политике развития ТЭК и проблемах её реализации» ( 29.05.06 г.).

2 Перспективы и направления развития нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности : учеб. пособие. В. В. Авилова [и др.] ; М-во образования и науки Рос. Федерации, Федер. агентство по образованию, Казн. гос. технол. ун-т Казань, 2004

3 Баксаев К. Впереди планеты всей: Некоторые итоги развития нефтяного комплекса России в 2002 г. и его перспективы на 2003 г. // Нефть России. – 2003. – N 5. – С.6-9.

4 Шафраник Ю. К. Нефтяная промышленность в системе национальной экономики и геополитики России. – М., НП, 2004

5 Арбатов А., Фейгин В. “Черное золото” на черный день: Зачем и какой нефтяной резерв нужен России? //Нефть России. – 2003. – N4. – С.12-15.

6 Бесчинский А. А., Клокова Т. И., Баграмян И. С. Мировая торговля энергоресурсами // Евразийский рынок энергоресурсов: новые стимулы и приоритеты устойчивого развития: Докл. Междунар. науч. конф. 22-24 ноября 2005- М.: МТЭА, 2005. – С.41-56.

9 Логан С. А. Стратегия развития нефтегазового комплекса России. – М.: МАКС Пресс, 2001. – 248 с.

10 Крюков В. А., Севастьянова А. Е., Токарев А. Н., Шмат В. В. Эволюционный подход к формированию системы государственного регулирования нефтегазового сектора экономики. – Новосибирск: ИЭиОПП СО РАН, 2002. – 146 с.

Http://dislib. ru/ekonomika/6724-1-gosudarstvennoe-upravlenie-strukturnimi-preobrazovaniyami-predpriyatiyah-neftepererabativayuschey-promishlennosti. php

ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ 9 ПРОМЫШЛЕННОСТИ

1.1 Методологические аспекты анализа состояния и перспектив ^ развития нефтяной промышленности для экономики России

1.2 Механизм устойчивого развития предприятий нефтяной 21 промышленности России

1.3 Концептуальные положения государственной политики в сфере 34 развития нефтяной промышленности

ГЛАВА 2. АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ 45 ПРОМЫШЛЕННОСТИ В СОВРЕМЕННЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ РОССИИ

2.1 Особенности развития нефтяной промышленности России в ^ условиях ее глобализации

2.2. Экономический мониторинг развития предприятий нефтяной 55 промышленности России

ГЛАВА 3. НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКИЕ ПУТИ ПЕРСПЕКТИВНОГО 92 РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ

3.1 Стратегические направления экономики России с учетом перспектив развития нефтяной промышленности России

3.2 Модель перспективного развития нефтяной промышленности 103 России

3.3 Научно-практические меры повышения эффективности нефтяной 120 промышленности России

Актуальность темы. Значительная доля поступлений в бюджеты всех уровней страны обеспечивается деятельностью по разработке месторождений полезных ископаемых, среди которых нефтяная промышленность занимает главенствующее положение. Мероприятия по увеличению объема добычи и уменьшения её себестоимости, как правило, увеличивают налогооблагаемую базу предприятия и, в конечном итоге, величину налоговых поступлений.

Как отмечают многие исследователи состояние нефтяной отрасли сейчас таково, что для подъема её экономики необходимы инвестиции, как прямые, так и через стимулирующее (льготное) налогообложение особенно при эксплуатации залежей на заключительной стадии, когда требуется применение новых технологий. Необходимы изменения налоговой политики, учитывающие как технологические особенности добычи полезных ископаемых, так и монопольное право собственности государства на недра.

Необходимо также отметить, что система транспортировки нефти в основном досталась России от Советского Союза, и на текущий момент работает практически на пределе своих возможностей, при этом материальная часть стремительно стареет, следствием чего является невозможность увеличения экспортных поставов. Экспорт в значительной мере определяет возможности и направления структурной перестройки экономики и внешнеэкономической деятельности России, ее адаптации к новым условиям хозяйствования и интеграции в мировую экономику. Переход к рыночным отношениям требует формирования конкурентной среды в различных сферах хозяйственной деятельности, в связи с чем разработка основных научно-практических направлений перспективного развития нефтяной промышленности является актуальной темой исследования.

Степень научной разработанности проблемы. В настоящее время накоплено огромное количество научных работ, касающихся исследования нефтяного комплекса России. Достаточно обширна литература, содержащая обобщения по разным аспектам функционирования нефтяной промышленности. Выбор темы настоящего исследования помимо ее актуальности в значительной степени был обусловлен недостаточной теоретической разработанностью и освещенностью в экономической литературе проблем разработки направлений перспективного развития нефтяной промышленности РФ.

В процессе работы над диссертацией были изучены труды видных российских и западных экономистов, что позволило проследить за эволюцией теоретических взглядов на процессы развития нефтяного комплекса России, и в частности выявить и сравнить наиболее важные концептуальные положения разработанных теорий, сопоставить с накопленным в мире и России опытом.

Среди них особо следует выделить таких российских ученых как: Ардашева Е. П., Асвадуров К. В., Афанасьев А. М., Баев А. В., Бесчинский А. А., Брагин Н. И., Брагинский О. Б., Булат П. В., Велихов Е. П., Горшков С. А., Гусарова М. С., Дьячков Н. В., Евтушенко Е. В., Ермилов О. М., Жук Г. В., Захаров. Г. Н., Калиниченко А. В., Калмыков Д. С., Климов В. А., Ларионов И. К., Лесных Ю. Г., Лисицын Н. В., Малахов В. А., Мансуров Т. В., Мастепанов A. M. Могилевский Л. М., Пережогин А. Ю., Пилипенко Н. Н., Прохоренко А. А., Родионов М. Г., Рольник Л. 3., Смирнов А. С., Сомов В. Е., Степанов А. А., Татарский Е. Л., Филиппов М. Э., Хафизова Т. Е., Хубберт М., Шафраник Ю. К., Шмелев Н. А. и др.

Среди зарубежных авторов важную роль в качестве отправной точки для проведенного исследования сыграли работы Дж. М. Кейнса, Дж. Гелбрайта, Ф. Кэне, К. Маркса, Д Рикардо, А. Смита, Дж. Макконелла, П. Самуэльсон, Стенли Брю, М. Фридмен, И. Шумпетера, и др.

При работе над диссертацией были использованы труды научных коллективов Российского государственного университет нефти и газа им. И. М. Губкина, Московского государственного университета (МГУ),

Российского государственного социального университета (РГСУ), Института энергетических исследований, Московского государственного индустриального университета (МГИУ), Института энергетической политики, Топливно-энергетического независимого института, Института проблем инвестирования, Института макроэкономических исследований.

Кроме того, автор использовал материалы и документы Министерства природных ресурсов РФ, Министерства промышленности и энергетики РФ, Министерства регионального развития РФ, Министерства экономического развития и торговли РФ, Федеральной службы по тарифам, Федеральной службы государственной статистики, Торгово-промышленной палаты (ТПП), Российского газового сообщества, Центра атомной энергетики и промышленности, Российского государственного архива научно-технической документации, Всероссийского центра изучения общественного мнения (ВЦИОМ).

Вместе с тем, многие аспекты развития нефтяной промышленности России в теоретическом и методологическом плане исследованы недостаточно. Многообразие различных аспектов управления нефтяным комплексом, актуальность поиска новых подходов к решению проблемы эффективного развития нефтяной промышленности России обуславливает важность проведения дальнейших научных исследований в этом направлении. Этим обуславливается выбор темы, целей, задач, объекта диссертационного исследования.

Цель и задачи исследования. Целью диссертационной работы является оценка состояния и перспектив развития нефтяной промышленности в современных экономических условиях России.

В соответствии с поставленной целью в диссертации осуществлялось решение следующих задач, определивших структуру работы:

– проведение анализа состояния, перспектив развития и актуальных проблем нефтяного комплекса России;

– выявление особенностей развития нефтяной промышленности в России;

– систематизация и учет интересов и предложений по развитию нефтяной промышленности, отраслевых научно-исследовательских организаций и высших учебных заведений;

– построение обоснованной результатами анализа стройной логически взаимосвязанной системы государственных мероприятий, направленной на реализацию поставленных целей, включающей в себя весь комплекс вопросов от привлечения инвестиций в нефтяную промышленность;

Предмет исследования – управленческие отношения, возникающие в процессе функционирования нефтяного комплекса России.

Теоретическая и методологическая основа исследования. Теоретической основой исследования послужили труды отечественных и зарубежных ученых в области менеджмента, экономического роста, экономической эффективности и безопасности, экономики труда, хозяйственного механизма, государственного регулирования, планирования и программирования, а также экономики промышленности.

В методологическую основу исследования были положены разнообразные современные методы: системный подход, аналитический, комплексно-факторный, абстрактно-логический, экономико-статистический, методы анализа, обобщения и аналогии, сравнительных и экспертных оценок, статистической обработки данных.

Информационной базой исследования послужили статистические и другие информационные источники, материалы, характеризующие производственно-хозяйственную деятельность ТЭК России, экспертные заключения, законодательные акты и другие нормативно-правовые документы в хозяйственной сфере.

Научная новизна диссертационного исследования заключается в следующем:

– сформулированы системные проблемы и ожидаемые результаты развития нефтяного комплекса России;

– определены роль и место нефтяного комплекса в экономике России, тенденции в их изменении в перспективе;

– дана оценка производственной инфраструктуры и ее возможностей для модернизации действующих или создания новых мощностей в нефтяной промышленности России;

– обоснованы приоритеты в развитии нефтяного комплекса на основе анализа конкурентоспособности производства продукции и эффективности инновационного развития;

– предложены научно-практические меры развития нефтяной промышленности России.

Наиболее существенные научные результаты, полученные лично соискателем и выносимые на защиту, состоят в следующем:

– дана комплексная оценка состояния нефтяной промышленности, а также определены ее особенности развития, обоснована значимость отрасли в формировании нефтяного баланса и развития экономики страны;

– систематизированы и уточнены методологические основы развития нефтяной промышленности;

– предложены научно-практические направления перспективного развития нефтяной промышленности России.

Теоретическая и практическая значимость работы. Основные положения и выводы диссертационного исследования могут быть использованы инвесторами, руководителями, специалистами организационно-правовых и планово-экономических служб, государственными структурами в процессе управления нефтяным комплексом, а также в преподавании ряда социально-экономических дисциплин, в которых значительное внимание уделяется экономике, организации и управлению промышленностью.

Апробация результатов исследования. Основные положения и выводы диссертационной работы использованы в докладах на конференциях, опубликованы соискателем, часть из них применена в деятельности отдельных предприятий и организаций, а также использована в учебном процессе в вузах.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и приложения. Основной текст работы изложен на 157 страницах.

Диссертация: заключение по теме “Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда”, Азаров, Андрей Николаевич

Для эффективного развития нефтяного комплекса необходимо разработать действенный механизм финансирования геологоразведочных работ, обеспечивающий расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы.

Новая – инновационно ориентированная – модель функционирования и развития нефтегазового комплекса, в основу, которой следует положить принципиально иное сочетание факторов и условий производства, может быть охарактеризована следующим образом: «российские ресурсы, технологии, оборудование, сервис и специалисты + иностранный капитал». Если же будут использоваться наши природные и финансовые ресурсы и западные специалисты, оборудование и технологии, то эффект для реального оживления экономики будет нулевой.

Перспективные уровни добычи нефти будут определяться, в основном, такими факторами, как социально-экономические показатели развития страны, уровень мировых и внутренних цен, налоговые условия в нефтедобыче и нефтепереработке, научно-технические достижения в разведке и разработке месторождений, качество разведанной сырьевой базы и сроки ввода новых месторождений, особенно в новом, перспективном Восточно-Сибирском регионе, а также на шельфе Каспийского моря.

Нефтяной комплекс России занимает ведущее место в экономике страны, обеспечивая 21% потребления и более 33% производства первичных топливно-энергетических ресурсов, на его долю приходится примерно 10% ВВП России. Комплекс является крупным источником налоговых и валютных поступлений в бюджетную систему государства.

За последние 2004-2005 гг. впервые обеспечен рекордный прирост добычи нефти – 42,8 млн. тонн. Вместе с тем значительный рост добычи нефти нельзя рассматривать как абсолютно устойчивую тенденцию, так как он определен главным образом конъюнктурой внешнего рынка энергоносителей в сочетании с благоприятными внутренними факторами развития экономики.

Топливно-энергетический баланс является основным инструментом, определяющим темпы и пропорции функционирования энергетического сектора. Топливно-энергетический баланс наиболее унифицированным инструментом, с помощью которого государство имеет возможность не только обеспечивать, но и оценивать и прогнозировать состояние развития не только топливно-энергетического комплекса, но и всей экономики страны.

Система органов государственного управления и регулирования в России в сфере недропользования остается в целом малоэффективна, внутренне противоречива и слишком переусложнена. Главное, отсутствуют эффективные механизмы реализации целей и энергетической политики, как таковой. В этой связи, повышение действенности системы государственного управления в ТЭК может быть достигнуто, с одной стороны, концентрацией разнообразных функций в меньшем числе ведомств на федеральном уровне, а с другой — формированием системы государственных органов по ТЭР на региональном уровне.

Сохранение достойного места нефтяной промышленности в экономике страны невозможно без технического перевооружения отрасли.

Стратегия развития отечественных нефтяных компаний должна быть направлена на повышение объемов инвестиций в основной капитал и повышение их эффективности. Это обусловлено необходимостью решения в настоящий момент двух основных проблем: резкое ухудшение состояния сырьевой базы комплекса как в количественном (сокращение ее объема), так и в качественном (рост доли трудноизвлекаемых запасов) отношении, а также высокая степень износа основных фондов комплекса и их технологическая отсталость. Возможности наращивания экспорта также тесно увязаны с объемом инвестиций в российский топливно-энергетический комплекс.

В настоящее время в организационной структуре нефтедобывающей отрасли России доминирующее положение по-прежнему занимают вертикально интегрированные нефтяные компании.

Отсутствие механизмов реализации энергетической политики привело к формированию олигархической модели развития ТЭК.

Анализ зарубежного законодательства показывает, что в последние десятилетия укрепляется функция государственного управления недропользованием. Практически все нефтяные страны мира приняли специальные законы.

Решение проблемы изыскания необходимых инвестиций на развитие нефтяной промышленности напрямую зависит от создания в стране благоприятного инвестиционного климата. Для его создания важно все: и стимулирующее налогообложение, и "предсказуемость налогового режима", и рациональная таможенная политика, и позитивные изменения в кредитной сфере.

Акционерный капитал западных компаний национален по своей структуре, их владельцами являются миллионы акционеров. Структуру собственности в ряде российских компаний можно назвать олигархической, личностной. Структура собственности определяет мотивацию и направленность принимаемых на уровне компании решений – ей соответствуют все действия менеджеров подобных компаний. Олигархический капитал стремится извлечь максимальную прибыль и практически не вкладывает ресурсы в развитие, стимулирует выгодное ему изменение законов, стимулирует коррупцию и т. д. Соответственно, отечественные компании по-разному используют недра.

Все это позволяет сделать вывод, что сложившийся рыночный механизм ведения хозяйства без осуществления мер государственного регулирования сферы недропользования не обеспечивает комплексности решения стратегических задач использования минерально-сырьевой базы.

Противостоять отмеченной выше особенности формирования структуры собственности в нефтегазовом секторе России и связанным с ней последствиям поведения компаний можно только путем:

– усиления реальной роли государства в распоряжении принадлежащим ему ресурсным потенциалом недр;

– исключения возможностей и шансов избирательного применения норм и правил, регламентирующих деятельность компаний.

В случае продвижения по данным направлениям будут, с одной стороны, увеличены инвестиции в подготовку запасов углеводородов и в их более рациональное освоение и разработку, а с другой – создано пространство для деятельности инновационно-ориентированных и венчурных компаний, обеспечивающих реальное снижение издержек.

1. Абзалилова J1. Р. Устойчивость химического и нефтехимического комплекса региона: содержание, состояние и перспективы: На примере Республики Татарстан: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Казань, 2005

2. Агеев А. Н. Стратегия развития ТЭК и механизмы ее реализации // Нефть. Газ и бизнес. 2001. – N5. – С.7-9.

3. Алекперов В. Локомотив российской экономики // Нефть России. 2003. – Nl. – С.78-87.

4. Алекперов В. Нефтяной потенциал: Потребность в новой целевой модели экономики России // Нефть России. 2002. – N9. – С.6-13.

5. Андрейчиков А. В., Андрейчикова О. Н. Анализ, синтез, планирование решений в экономике: Учеб. для вузов. — М.: Финансы и статистика, 2005. — 364 с.

6. Андрианов В. Последний звонок: Состояние основных фондов российского ТЭК оказалось у роковой черты // Нефть России. 2001. – N9. – С.52-54.

7. Арбатов А. Противоречивые рецепты // Нефть России. 2002. – N10. – С.10-13.

8. Арбатов А., Фейгин В. "Черное золото" на черный день: Зачем и какой нефтяной резерв нужен России? //Нефть России. 2003. – N4. – С.12-15.

9. Арбатов А. А. Российская нефтедобыча в свете событий на мировом рынке нефти // Нефть, газ и бизнес. 2002. – N3. – С.6-10.

10. Арбатов А. А., Конопляник А. А., Курский А. Н., Мирончев Ю. П., Швембертер Ю. Н. Проблемы воспроизводства сырьевой базы, потребления, правового регулирования и привлечения инвестиций// Нефть России. М.: «Геоинформмарк», 2003.

11. Ардашева Е. П. Формирование стратегии развития регионального нефтегазохимического комплекса в условиях переходной экономики: На примере Республики Татарстан: Автореф. дис. канд. экон. наук: 08.00.05 / Казан, гос. технол. ун-т Казань, 2002

12. Асвадуров К. В России есть где развернуться / Нефть и газ Красноярского края становятся востребованными. Региональное приложение к журналу «Нефть и капитал», 2004.

13. Афанасьев А. М. Нефтехимический комплекс: методы оценки и обеспечения устойчивости функционирования / А. М. Афанасьев М.: Экономика, 2003

14. Афанасьев М. А. Моделирование инвестиционных программ промышленных предприятий: На примере нефтехимического комплекса: Дис. канд. экон. наук : 08.00.13 М., 2003

15. Ахриев Ю. К. Вопросы методологии корпоративного планирования нефтепродуктообеспечения / Ю. К. Ахриев М.: МЕЛАП, 2002

16. Баев А. В. Совершенствование методов экономической оценки ассортиментной политики нефтеперерабатывающего предприятия: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Уфа, 2005

17. Баксаев К. Впереди планеты всей: Некоторые итоги развития нефтяного комплекса России в 2002 г. и его перспективы на 2003 г. // Нефть России,-2003.-N 5. – С.6-9.

18. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно – технические аспекты. Энергетическая безопасность (Нефтяной комплекс России). М., МГФ «Знание», 2000.

19. Береснева Н. А., Комарова А. В. Математические модели экономики: Учеб.-метод. пособие. — Новосибирск, 2005. — 136 с.

20. Бесчинский А. А., Боксерман Ю. И. «Эпоха метана» и энергетическая база устойчивого развития// Внешнеэкономический бюллетень,- 2000. №7. С.57-69.

21. Бесчинский А. А., Клокова Т. П., Баграмян И. С. Мировая торговля энергоресурсами // Евразийский рынок энергоресурсов: новые стимулы и приоритеты устойчивого развития: Докл. Междунар. науч. конф. 22-24 ноября 2005- М.: МТЭА, 2005. С.41-56.

22. Богачева JI. Г. Перспективное планирование производства нефтепродуктов в ОАСУ: (На прим. пр-ва масел) / JI. Г. Богачева, Ю. И. Черный, М. А. Евдокимова М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1984

23. Брагинский О. Б. Мировая нефтепереработка: экологическое измерение / О. Б. Брагинский, Э. Б. Шлихтер; Рос. акад. наук М. : Academia, 2002

24. Брагинский О. Б. Развитие нефтеперерабатывающей промышленности мира под влиянием требований к охране окружающейсреды / О. Б. Брагинский, Э. Б. Шлихтер; Рос. акад. наук. Центр, экон.- мат. ин-т М.: УЭМИ РАН, 2000

25. Бросалина Н. Н. Обеспечить устойчивое развитие НТК // Нефть, газ и бизнес. 2001. – N2. – С.28-31.

26. Булат П. В. Инновационный механизм развития нефтехимического комплекса / П. В. Булат; Под науч. ред. А. Б. Крутика; М-во образования Рос. Федерации. С.-Петерб. гос. ун-т экономики и финансов СПб.: Изд-во С.-Петерб. гос. ун-та экономики и финансов, 2000

27. Вертлюгина А. Е. Российская нефтяная промышленность: состояние и перспективы развития //Нефть, газ и бизнес. 2003. – N1. – С.10-16.

28. Виноградов О. Назад в будущее // Нефтегазовая вертикаль. -2002. N14 (сент.). – С.12-14,16.

29. Витте С. Ю. Собрание сочинений и документальных материалов в пяти томах. Том I. Пути сообщения и экономическое развитие России. Книга вторая. Часть первая. //М. Наука – 2004 – 647 с.

30. Гайдук И. Еще один удачный год: Предварительные итоги деятельности нефтяной промышленности в 2001 году // Нефтегазовая вертикаль. 2002. – N3 (февр.). – С.24-30.

31. Гайдук И. На пике нефтяных цен: Предварительные итоги деятельности нефтяной промышленности России в 2000 году // Нефтегазовая вертикаль. 2001. – N3. – С.68-77.

32. Геиева Л. А. Методические основы решения организационно-экономических задач восстановления нефтеперерабатывающего комплекса Чеченской Республики: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 М., 2005

33. Горшков С. А. Развитие корпоративных структур в нефтехимическом комплексе : Дис. . канд. экон. наук : 08.00.05 Самара, 2002

34. Гражданский кодекс Российской Федерации от 30 ноября 1994 г. N 51-ФЗ // Собрание законодательства Российской Федерации. 5 декабря 1994 г.-№32.-Ст. 3301.

35. Гусарова М. С. Нефтеперерабатывающая промышленность СССР на современном этапе М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1980

36. Гутман Г. В., Мироедов А. А., Федин С. В. Управление региональной экономикой. М.: Финансы и статистика, 2005. С.12.

37. Джонстон Д. Международный нефтяной бизнес: налоговые системы и соглашения о разделе продукции/ Пер. с англ. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2000. – 352 с.

38. Долгопятова Т. Г. Российские предприятия в переходной экономике; экономические проблемы и поведение.- М.: Дело, 1995. 288 с.

39. Долгосрочные перспективы российской нефти (анализ, бренды, сценарии). М.: ФАЗИС, 2003. – 200 с.

40. Дробот В. Н., Романов М. А. Предпринимательство в современной России: социально-политический аспект // Вестник Московского университета. Сер. 12, Политические науки. 2005. – N 6. – С. 612

41. Друкер П, Эффективное управление. Экономические задачи и оптимальные решения. Пер. с англ.- М.: ФАИР-ПРЕСС, 1998. 285с.

42. Дьячков Н. В. Управление запасами нефтеперерабатывающего комплекса на основе имитационного моделирования : Дис. канд. экон. наук : 08.00.13 Пермь, 2003

43. Дятлов С. А. Рабочая сила в системе рыночных отношений. – СПб.: изд-во СПбУЭФ, 2004 116 с.

44. Евтушенко Е. В. Модели и технологии реструктуризации нефтеперерабатывающего предприятия / Е. В. Евтушенко М.: Химия, 2003

45. Елизарьев А. В. Организационно-экономические механизмы управления и стратегия развития химической и нефтехимической промышленности в Северо-Западном регионе России: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 М., 2004

46. Ермилов О. М., Миловидов К. Н., Чугунов JI. C. и др. Стратегия развития нефтегазовых компаний. М.: Наука, 1998.

47. Ершов М. С. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России // Нефть, газ и бизнес. 2001. – N2. – С. 1719.

48. Жизнин С. З. Основы энергетической дипломатии. М.: МГИМО (У) МИД России, 2002. – 627 с.

49. Жук Г. В. Повышение эффективности нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности на основе совершенствования финансово-хозяйственной деятельности предприятий / Г. В. Жук, Е. М. Шабалин М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1985

50. Зайцев Г. С. Состояние разработки нефтяных месторождений ХМАО в 1999 г. / Г. С.Зайцев, С. Е.Сутормин, И. П. Тол стол ыткин // В Сб. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск, 2000.

51. Закон РФ от 31 июля 1998 г. №14б-ФЗ «Налоговый кодекс Российской Федерации. Часть 1». (С изм. и доп. От 30 марта, 9 июля 1999 г., 2 января 2000 г.

52. Захаров. Г. Н. Формирование экономического механизма устойчивого развития нефтехимического предприятия: Дис. канд. экон. наук : 08.00.05 СПб., 2002

53. Зелькинд Е. М. Социальные и экономические показатели достижений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности / Е. М. Зелькинд, М. А. Иванова М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1981

54. История развития нефтяной промышленности в России и СССР. ВИНОГРАДОВА О. Россия дважды чемпион // Нефтегазовая вертикаль. -2002. – N3 (февр.). – С. 19-23.

55. Ишмияров А. М. Совершенствование механизмов повышения социально-экономической эффективности нефтеперерабатывающего производства: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 М., 2005

56. Калиниченко А. В. Развитие рыночных отношений в нефтехимическом комплексе России / А. В. Калиниченко; М-во образования Рос. Федерации. Саратов, гос. соц.-экон. ун-т Саратов : Изд. центр СГСЭУ, 1999

57. Калмыков Д. С. Маркетинговый анализ особенностей развития национального рынка нефтехимической продукции: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Волгоград, 2005

59. Капустин В. М. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР / В. М. Капустин, С. Г. Кукес, Р. Г. Бертолусини М. : Химия, 1995

60. Карпенко JI. П. Опыт хозяйствования в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности / JL П. Карпенко, Ф. С. Богданов, Р. Е. ДунюшкинаМ.: Химия, 1980

61. Карпов В. П., Гаврилов Н. Ю. Очерки истории отечественной нефтяной и газовой промышленности. Тюмень: ТииГНГУ, 2002. -172 с.

62. Кирьян П. По ту сторону нефти: Нефтяные гиганты уходят на энергорынок, завещая свои лидирующие позиции компаниям "второго эшелона" // Эксперт. 2001. – N14 (9 апр.). – С.34-37.

63. Климов В. А. Методы экономической оценки инвестиций в техническое развитие нефтеперерабатывающих предприятий : Дис. . канд. экон. наук : 08.00.05 СПб., 2005

64. Колчин С. В. Развитие российского нефтегазового комплекса: предпосылки и перспективы. М.: Эпикон, 2001. – 195 с.

65. Кононов Ю. Д. Влияние конъюнктуры мировых энергетических рынков на рациональный экспорт российского газа // Проблемы прогнозирования. 2002. – №2. – С. 169-171.

66. Конопляник А. А. От монополии к конкуренции// Нефть и Капитал. 2002. – №3 – С.16-19.

67. Конь М. Я. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность за рубежом: Справочник / М. Я. Конь, Е. М. Зелькинд, В. Г. Шершун М.: Химия, 1986

68. Кордунов Д. Ю. Рекуррентно-статистический метод и информационная система прогнозирования экономической конъюнктуры для нефтехимических предприятий: Дис. канд. экон. наук: 08.00.13 Смоленск, 2005

69. Костин JI. A. Факторы повышения эффективности экономики в условиях рынка. М.: Знание, 1991. – 62 с.

70. Красовский Г. Лучший год российской нефтянки // Нефтегазовая вертикаль. 2001. – N12 (июль). – С.42-46.

71. Крылов Н. А. Проблемы нефтегазовой ресурсологии / Геология нефти и газа, М. 1998, № 10, с. 34

72. Крюков В. А. Институциональная структура нефтегазового сектора: Проблемы и направления трансформации. Новосибирск: ИЭиОПП СО РАН, 2003.-280 с.

73. Крюков В. А., Севастьянова А. Е., Токарев А. Н., Шмат В. В. Эволюционный подход к формированию системы государственного регулирования нефтегазового сектора экономики. Новосибирск: ИЭиОПП СО РАН, 2002. – 146 с.

74. Лебедев Д. С. Экспортная стратегия как способ включения российских предприятий в международный бизнес : Автореф. дис. . канд. экон. наук: 08.00.14 / Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И. М. Губкина М., 2003

75. Лебедева Т. Нефтяная промышленность России // О-во и экономика. 2001. – N6. – С. 137-160.

76. Лесных Ю. Г. Организация взаимодействия структур крупного и малого предпринимательства на рынке нефтепродуктов: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Ставрополь, 2004

77. Лисицын Н. В. Методология оптимизации интегрированных нефтеперерабатывающих производственных систем: Дис. д-ра техн. наук: 05.13.06 СПб., 2003

78. Логан С. А. Стратегия развития нефтегазового комплекса России. М.: МАКС Пресс, 2001. – 248 с.

79. Лунёва Н. Н. Определение экономически целесообразного срока использования оборудования в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Уфа, 2004

80. Макаров А. А., Шапот Д. В., Лукацкий A. M., Малахов В. А., Инструментальные средства для количественного исследования взаимосвязи энергетики и экономики. // Экономика и математические методы. 2002 №1.

81. МакКоннелл Кэмпбелл Р., Брю Стэнли JI. Экономикс: принципы, проблемы и практика. В 2-х т. Пер. с англ. 11-го изд. Т. 2. М.: Республика, 1993.-400 с.

82. Малахов В. А. Методика оценки взаимовлияния топливно-энергетического комплекса и экономики. // Проблемы им методы исследования роли ТЭК в экономике. М.: Энергоатомоиздат, 2001.

83. Мансуров Т. В. Исторические аспекты создания нефтехимических предприятий и их инфраструктуры в Башкирском регионе: Дис. канд. техн. наук: 07.00.10 Уфа, 2004

84. Марфутов J1.A., Мусикова J1.A. Современное состояние и перспективы развития нефтяной промышленности России // ТЭК: Топливно-энергетический комплекс. 2001. – N4. – С.28-30.

85. Маршалл А. Принципы экономической науки. В 3-х томах./Пер. с англ. М.: «Прогресс», 1993.

86. Мастепанов A. M. Региональные и внешнеэкономические аспекты энергетической политики России. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. – 328 с.

87. Мастепанов A. M., Шафраник Ю. К. Актуальные задачи нефтяной политики России. «Мировая энергетическая политика», №9,2003

88. Матлашов И. Новые ориентиры для нефтегазового комплекса, Об основных положениях Энергетической стратегии России на период до 2020 года // Нефтегазовая вертикаль. 2005. – N3. – С.20-22.

89. Миллер М. А. Управление программами развития предприятия: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Омск, 2003

90. Михоненко И. В. Управление предпринимательской деятельностью на рынке нефтепродуктов: На материалах Ставропольского края: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Ставрополь, 2005

91. Могилевский Л. М. Планирование капитальных вложений в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности с использованием ЭВМ/ JI. М. Могилевский М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1982

92. Мухин А. В. Государственное регулирование в отраслях ТЭК за рубежом. /ТЭК. М., 2001 г., № 2, С. 46-47.

93. Налоговый кодекс Российской Федерации от 31 июля 1998 г. N 146-ФЗ // Собрание законодательства Российской Федерации. 3 августа 1998г.-31.-Ст. 3824.

94. Нестеров И. И. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в Земной коре / И. И.Нестеров, В. В.Потеряева, Ф. К.Салманов. М.: Недра, 2004.

95. Нефтеперерабатывающая промышленность: технологии, оборудование, материалы на рубеже тысячелетия: Науч.-худож. изд. / Уфим. гос. нефтяной техн. ун-т; Редкол.: И. Р. Кузеев отв. ред. и др. Уфа : Изд-во Уфим. гос. нефтяного техн. ун-та, 1999

96. Нефтехимия, иефте – и газопереработка в Российской Федерации : В 3-х т. М.: ИнфоТЭК-КОНСАЛТ, 2001

97. Ю1.0лейник А. Н. Институциональная экономика. — М.: Вопросы экономики, ИНФРА-М, 2004. — С. 264—270.

98. Основные направления работы с молодежью нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности на 1981-1985 гг.: Утв. Советом по работе с молодежью М-ва нефтеперераб. и нефтехим. пром-сти СССР 22.03.82 М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1982

99. Отраслевая система научно-технической информации нетфеперерабатывающей и нефтехимической промышленности в десятой пятилетке: (Итоги и перспективы развития) / Е. М. Зелькинд, О. К. Чаусовский, М. Е. Гальперин, В. К. Хозак М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1983

100. Очерки истории российской экономической мысли. Под ред. акад. Л. И. Абалкина, Монография М. // Наука 2005 – 366 с.

101. Пантелеев В., Савушкин С. Перспективы освоения нефтегазовых месторождений Восточной Сибири // Нефть и капитал №11, 1999.

102. Парамонова Т. Благодаря нефтегазовой отрасли в России наметилось улучшение экономической ситуации // Междунар. жизнь. 2001. – N 1. – С.38-43.

103. Ю8.Пельменева А. А. Формирование и развитие локального рынка обеспечения нефтепродуктами хозяйствующих субъектов и населения: На материалах Ставропольского края: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Ставрополь, 2005

104. Ю9.Пережогин А. Ю. Повышение конкурентоспособности нефтеперерабатывающих предприятий на основе совершенствования системы стратегического управления качеством: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Уфа, 2005

105. Ш. Петров А. Е. Состояние нефтегазовой отрасли России // Пром-сть России. 2000. – N 12. – С.34-44.

106. Пирогов А. Н. Финансово-экономические вопросы роста производства в нефтедобывающей отрасли России // Нефть, газ и бизнес. -2001. – N2. С.46-48.

107. ПЗ. Поливьянов В. А. Внутрикорпоративное регулирование сырьевого обеспечения и загрузки нефтехимического производства: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Тюмень, 2005

108. Постнов С. П. Механизмы активизации инвестиционных процессов в сфере предпринимательской деятельности: На примере нефтеперерабатывающих предприятий: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 М., 2005

109. Проблемы управления в нефтехимии и металлургии : Сб. науч. ст. / М-во образования Рос. Федерации. Гос. ун-т упр., Ин-т упр. в хим. и металлург, пром-сти; Под ред. И. Н. Иванова М.: Гос. ун-т упр., 2001

110. Проблемы управления в нефтехимии и металлургии: Сб. науч. ст. / М-во образования Рос. Федерации. Гос. ун-т упр., Ин-т упр. в хим. и металлург, пром-сти; Под ред. И. Н. Иванова М.: Гос. ун-т упр., 2001

111. Распоряжение Правительства РФ «Об утверждении Энергетической стратегии РФ на период до 2020 г.» от 28 августа 2003 г. № 1234-р.

112. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96. – М.: Минтопэнерго, ОАО ВНИИ им. акад. А. П. Крылова. 1996.

113. Реструктуризация экономики предприятий химической и нефтехимической промышленности: сб. науч. тр. / М-во образования и науки Рос. Федерации, С.-Петерб. гос. инженер.-экон. ун-т; редкол.: В. А. Балукова (отв. ред.) и др. СПб.: СПбГИЭУ, 2004

114. Родионов М. Г. Реструктуризация вспомогательного производства нефтехимического предприятия: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Омск, 2005

115. Российский мазут наука продавать / С. А. Мельникова, Т. Л. Канделаки. [М.]: ИнфоТЭК-КОНСАЛТ, 2003

116. Российский статистический ежегодник 2005, Стат. Сборник. – М. Госкомстат -2006,790 с.

117. Рынок дизельного топлива Российской Федерации / С. А. Мельникова и др. М.: ИнфоТЭК-КОНСАЛТ, 2001

118. Рынок мазута Российской Федерации / С. А. Мельникова и др. М.: ИнфоТЭК-КОНСАЛТ, 2001

119. Серов Г. П. Экологическая безопасность населения и территорий Российской Федерации. (Правовые основы, экологическое страхование и экологический аудит). Учебное пособие. М.: "Анкил", 1998. – 208 с.

120. Смирнов А. С. Стратегия крупной корпорации на олигополистическом рынке и особенности ее реализации в нефтехимии: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 М., 2003

121. Смит А. Исследование о природе и причинах богатства народов/ Антология экономической классики. Т.1. М.: Экономика, 1993 – с. 376.

122. Смыков В. В. Социальная ответственность предприятий нефтегазохимического комплекса: Дис. д-ра экон. наук: 08.00.05 СПб., 2005

123. Совершенствование оптовых цен в нефтеперерабатывающей промышленности / Б. Н. Давыдов, Л. Т. Артюхова, Л. Б. Мероньо-Пелисер, А. В. Тычкина М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1984

124. Сомов В. Е. Стратегическое управление предприятиями нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности в условиях российской экономики : Автореф. дис. д-ра экон. наук: 08.00.05 СПб., 1999

125. Статистический сборник "Социальное положение и уровень жизни населения России", Госкомстат России, Москва, 2004, с 305.

126. Статистическое моделирование и прогнозирование / Под редакцией Гранберга А. Г. М. Финансы и статистика, 1990, 347 с.

127. Статистическое обозрение. Ежеквартальный журнал. М.: Госкомстат, 2000- 2005 – № 33 – 45.

128. Степанян Т. М. Предпринимательство в России: состояние, тенденции, перспективы: Учеб. пособие М. РГОТУПС 2004,207 с.

129. МО. Толстоногов А. А. Исследование экономической эффективности вновь введенных производственных объектов: На примере инвестиционных проектов реализованных в нефтеперерабатывающей промышленности: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Самара, 2005

130. Трансформация социально-экономических отношений российского общества. Под ред. д. э.н. Карпухина Д. Н. и д. э.н. Сорокина Д. Е. /М.,ИЭ РАН-2004-350 с.

131. Тропко JI. A. Перспективы развития нефтегазового комплекса России на период до 2020 г. // Нефть, газ и бизнес. 2001. – N6. – С.2-4.

132. ТЭК важнейшая структура российской экономики.// Промышленность России. 1999, №3.

133. Уильямсон О. Вертикальная интеграция производства: соображения по поводу неудач рынка // Теория фирмы. СПб.: Экономическая школа, 1995. С. 33-53.

134. Уильямсон О. Сравнение альтернативных подходов к анализу экономической организации // Уроки организации бизнеса. СПб.: Лениздат, 1994.-С. 61-71.

135. Уильямсон О. Экономические институты капитализма. Фирмы, рынки и «отношенческая» контрактация/ Пер. с англ., под ред. В. С. Катькало. СПб.: Лениздат, 1996. – 702 с.

136. Управление экономическими и организационными системами нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности: Сб. науч. тр. / Всесоюз. н.-и. и проект, ин-т нефтеперераб. и нефтехим. пром-сти М. : ЦНИИТЭнефтехим, 1985

137. Филиппов М. Э. Механизм стимулирования инновационной деятельности на предприятиях нефтехимического комплекса: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 СПб., 2003

138. Хафизова Т. Е. Логистическая поддержка системы нефтепродуктообеспечения: На примере предприятий ОАО "Башкирнефтепродукт": Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Саратов, 2005

139. Хлопова Т. В. Трудовой потенциал нефтехимической отрасли. Анализ развития / Т. В. Хлопова; М-во образования Рос. Федерации. Иркут. гос. экон. акад. Иркутск : Изд-во ИГЭА, 2002

140. Хоскинг А. Курс предпринимательства: практическое пособие./ Пер. с англ. – М.: Междунар. отношения, 1993. 352 с.

141. Хусаинова А. М. Управление организационно-экономическими изменениями на предприятиях нефтяной отрасли: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Омск, 2006

142. Царегородцев Д. Российская нефтяная промышленность в 2001 г.: торжество прагматизма? // Рынок ценных бумаг. 2002. – N5 (март). – С.44-48.

143. Шапот Д. В., Малахов В. А. Методические средства исследования взаимовлияния экономики и ее энергетического сектора. // Открытый семинар "Экономические проблемы энергетического комплекса", ИНП РАН, Москва, 2000.

145. Шафраник Ю. К. Нефтяная промышленность в системе национальной экономики и геополитики России. М., НП, 2004

146. Шафраник Ю. К., Малышев Ю. Н., Козовой Г. И. Реструктуризация угольной промышленности России. Новая парадигма развития. М., ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004.

147. Шевчук Л. М., Лукьянов А. С., Кудрявцев А. А. Риск-анализ в задачах стратегического планирования для крупных энергетических компаний// Известия Академии наук. Энергетика. 2000. – №2. – С.52-64.

148. Широкшина Е. В. Автоматизированное нечёткое управление производством и реализацией нефтепродуктов: Дис. канд. техн. наук: 05.13.06 М., 2004

149. Шмелев Н. А. Оценка конкурентоспособности предприятия на рынке нефтепереработки при разработке региональной сбытовой стратегии: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 М., 2003

151. Эволюция механизма ценообразования на мировом рынке нефти. Статистика цен : учеб.-метод. пособие / Уфим. гос. нефтяной техн. ун-т, Каф. экономики и упр. в нефтеперерабатывающей и нефтехим. пром-сти ; сост.:

152. Фридман JI. И., Макова М. М. Уфа : Изд-во Уфим. гос. нефтяного техн. унта, 2003

153. Экономика и организация рыночного хозяйства. Учебник. Под ред. Злобина Б. К. М.: Экономика, 2005, – 450 с.

154. Экономика отрасли / Под ред. А. С. Пелиха. Ростов н/Д.: «Феникс», 2003. – 448 с.

155. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Под ред. В. Ф. Дунаева / ЦентрЛитНефтеГаз, М. 2004, с. 368

156. Энергетическая политика России на рубеже веков (в 2-х томах). – М., «Папирус Про», 2001. т. 1: Формирование Энергетической стратегии России (исторический генезис), 2001

157. Юдин В. М. Основные этапы развития добычи нефти в бывшем СССР // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений: состояние и пути их решения. Материалы совещания. Г. Альметьевск. сентябрь, 1995. М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

158. Янчушка А. П. Управление материальными потоками в условиях давальческой схемы переработки нефтяного сырья: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Уфа, 2005

159. A Response by Energy Markets Limited. Energy Markets Limited to Ofgem Consultation Paper. The New Gas Trading Arrangements; Further Reform of the Gas Balancing Regime. London: Energy Markets, 2001. – 36 p.

160. Balocco F. The Industrial Consumer's View// Eurogas Seminar. 20 November 2002. Brussels, 2002. – P.13-17.

161. BP Statistical Review of World Energy 2003. London: Paufflay, 2003.-41 p.

162. Chalabi F. J. The Impact of Oil Prices on Natural Gas Supply and Demand Balance. London: Centre for Global Energy Studies, 1999. – 14 p.

163. De Vany A., Walls D. The Emerging New Order in Natural Gas: Markets versus Regulation. Quorum Books, 1995. – 136 p.

164. Directive 98/30/EC of the European Parliament and of the Council of 22 June 1998 concerning common rules for the internal market in natural gas// Official Journal of the European Communities. 1998. – P. l-12.

165. Estrada J., Мое A., Martinsen K. D. The Development of European Gas Markets: Environmental, Economic and Political Perspectives. London.: F. Nansen Institute, 1995. – 375 p.

166. Eurogas Annual Report 2002/ Eurogas. Brussels: Foretemps Brussels Liege, 2003. – 32 p.

167. Eurogas Study on Oil-Gas Price Linkage in the European Union/ Eurogas. Brussels: Foretemps Brussels Liege, 2001. – 11 p.

168. Green Paper. Towards a European strategy for the security of energy supply/ European Commission. Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2001 – 105 p.

169. Heinkel J., Trapmann W. Price Volatility In Natural Gas Markets// DOE/NARUC Conference. May 10,1998. Washington, D. C., 1998. – 22 p.

170. I&C Energy Snapshort// Heren Index Monthly Supplement. Issue: September 2003.

171. Juris A. Development of Competitive Natural Gas Markets in the United States// Public Policy for the Private Sector. The World Bank Group. -1998.-NoteNo.141.-8p.

172. Lerberg B. E. Norwegian Experience in Developing Petroleum Policies and Administration. Oslo: Ministry of Petroleum and Energy, 1997. – 25 p.

173. MacAvoy P. W. The Natural Gas Market: Sixty Years of Regulation and Deregulation. New Haven, Conn.: Yale University Press, 2000. – 140 p.

174. Mariner-Volpe В., Trapmann W. The U. S. Natural Gas Markets and Industry. Washington, D. C.: Energy Information Administration, 2003. – 38 p.

175. Stanislaw J. Emerging Global Energy Companies: Eye on the 21st Century. Massachusetts: Cambridge, U. S., 1995. – 14 p.

176. Stern J. Traditionalists Versus The New Economy: Completing Agendas For European Gas Markets to 2020// RIIA Briefing Paper. 2001. – No. 26 -7 p.

177. Thomas D. LNG as a Deepening Short-Term Spot Market// IBC European Gas Conference. 4 July 2001. Amsterdam, 2001. – P.41-46.

178. Walet K., Jong C. What becomes the leading Hub in Europe? – London: Maycroft Consultancy Services, 2003. 14 p.

179. World Energy Outlook 2001/ International Energy Agency. Paris: IEA Publications, 2001. – 422 p.

Http://economy-lib. com/sostoyanie-i-perspektivy-razvitiya-neftyanoy-promyshlennosti-v-sovremennyh-ekonomicheskih-usloviyah-rossii

В азербайджанской части Каспия выявлено 25 нефтегазовых месторождений: 13 мелких, 6 средних и 6 крупных. На суше – 42. Из сухопутных месторождений отобрано в 1.5 раза больше нефти, чем в морских, хотя последние таят в себе в 5 раз больше углеводородов. Очевидно, что ставка в перспективе делается в основном на морские месторождения. А это сопряжено со строительством новых суперсовременных платформ, с которых можно бурить на больших глубинах.

Середина 90-х выявила стойкую тенденцию в развитии мирового нефтебизнеса. В связи со спадом добычи нефти в Северном море многие зарубежные компании переключаются на работу в другом регионе – каспийском, и Азербайджан здесь играет далеко не последнюю роль. По оценкам специалистов, до 2010 г. производство нефти на Каспии должно достичь 100-120 млн. тонн в год.

Английская компания “МАИ Консалтинг” в 1996 году провела исследование, согласно которому прогнозируемые затраты на нефтяные и газовые проекты в Азербайджане на период до 2010 года составят около 22,4 млрд. долларов. На проведение работ до 2030 г. по уже заключенным контрактам и контрактам, подписание которых ожидается, общая сумма расходов может достичь 135 млрд. долларов. Это связано с тем, что новые проекты обещают значительные экономические выгоды.

Прогнозируется, что налоговые поступления от экспорта нефти с этих месторождений с 1996 по 2030 гг. составят в общем около 56 млрд долларов. Эти средства станут тем “локомотивом”, который вытянет экономику Азербайджана из кризиса.

“Нефть – главное богатство Азербайджана, но оно влечет за собой проблемы, с которыми столкнулись многие станы, богатые нефтью. Азербайджан не стал исключением.” – говорит президент ГНКАР И. Алиев.

Неопределенность статуса Каспийского моря, безопасность маршрутов транспортировки азербайджанской нефти на мировые рынки, переплетение нефтяных и политических интересов различных стран – вот клубок основных проблем, с которыми пришлось столкнуться Азербайджану после подписания первого нефтяного контракта.

Но, с дугой стороны, очевиден прогресс в стабилизации экономической и политической обстановки в стране, что является своеобразным магнитом для иностранных компаний. Причем вслед за нефтяными фирмами подтягиваются другие, обеспечивающие развитие цивилизованной инфраструктуры: авиалиний, отелей. связи, сервисных услуг.

Немаловажным показателем растущего авторитета Азербайджана как нефтяного центра мирового значения является ежегодное проведение в Баку международных выставок “Нефть и газ Каспия”. Причем год от года количество участников этих выставок растет: в 1997 году ими стали 165 фирм из 16 стран мира.

Это мероприятие концентрирует внимание международной нефтегазовой промышленности на огромных потенциальных возможностях, которые Азербайджан и в целом весь прикаспийский регион могут предоставить мировому энергетическому сектору.

Туркменистан располагает двумя заводами на своей территории – это заводы в Красноводске и Чарджоу.

Красноводский нефтеперерабатывающий завод был построен в 1946 г., расположен в г. Красноводске. Нефть поступает с местных месторождений по трубопроводу. Мощность завода составляет 5,5 млн т/год, глубина переработки нефти – 76,1%.

Кроме установок первичной переработки нефти на заводе функционируют установка каталитического крекинга 1А-1М с микросферическим катализатором, установка риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензинов производительностью 300 тыс. т/год. В середине 70-х годов фирмой Крезот-Лоир (Франция) был построен коксовый завод, который выпускал высококачественный электродный кокс для сталелитейной и алюминиевой промышленности. На заводе ра­ботают несколько установок замедленного коксования, на которых можно также получать кокс обычного качества.

В ассортименте завода все виды топлив, характерные для заводов бывшего Советского Союза, – бензины А-76 и АИ-92, топливо для реактивных двигателей, дизельные топлива, мазуты.

Нефтеперерабатывающий завод в Чарджоу – один из самых молодых заводов стран бывшего Советского Союза. Он был построен в 1989 г. недалеко от г. Чарджоу. Нефть поступает из Западной Сибири по трубопроводу Тюмень – Омск – Павлодар – Чимкент – Чарджоу. Мощность завода – 6,5 млн т/год, глубина переработки нефти – 71,6%. Кроме установок первичной переработки нефти на заводе построена установка риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензинов. В 1992-1993 гг. в связи с ограничением подачи нефти по трубопроводу завод работал ограниченное число дней и испытывал серьезные трудности.

В ассортименте завода были все традиционные виды топлив – бензины, топливо для реактивных двигателей, дизельные топлива, мазуты.

Ферганский нефтеперерабатывающий завод – построен в 1942 г., расположен основной частью в Фергане. Нефть поступает из Западной Сибири и частично с местных месторождений. Мощность завода – 8,7 млн т/год, глубина переработки – 79,4%. На заводе наряду с установками первичной переработки нефти работают установка термического крекинга, 2 установки риформинга с неподвижным слоем катализатора, несколько установок замедленного коксования, битумная установка, производство масел.

Выпускается большое количество бензинов, дизельного топлива, мазутов, различные масла, битумы, котельное топливо.

В 1987 г. в Узбекистане было образовано про­изводственное объединение «Фергананефтеоргсинтез», в состав ко­торого вошли Ферганский и Алты-Арыкский (бывший Ванновский) НПЗ. С 1991 г. оно становится ГПО «Узбекнефтепереработка» (воз­главляет Объединение канди­дат технических наук Ш. Сайдахмедов – воспитанник ГАНГ им. И. Губкина). Это объединение в числе других 14 входит в состав Нацио­нальной корпорации нефтяной и газовой промышленности «Узбекнефтегаз», созданной в декабре 1992г.

В целом по Узбекистану за период с 1913 по 1980 гг. динамика до­бычи нефти выглядела следующим образом (в тыс. т в год):

1913 г. – 13,2; 1940 – 119; 1950 – 1342; 1960 – 1603; 1970 – 1805; 1975 – 1352; 1980 -1 329; 1985 – 1978; 1990 – 2810; 1992 – 3292, 1994 – 5328

Как видно из приведенных выше данных, после спада в 1980 г., когда уровень добычи опустился ниже показателя 1950 г., вновь начался ее рост. Перспективы роста производства нефти в этом регионе связаны с геологоразведочными работами в Ферганской, Бухаро-Хивинской, Сурхандарьинской и Северо-Устьюртской впадинах.

Но трудность заключается в том, что большая часть прогнозируемых ресурсов нефти залегает здесь на значительных глубинах (от 800 м в Бухаро-Хивинском регионе до 6000 и более метров в центральной части Ферганской впадины) и расположена в сложных горногеологических условиях. Именно здесь была пробурена самая глубокая (6112 м) скважина в Средней Азии, вскрывшая залежи с промышленными запасами нефти.

В последнее время в Узбекистане уделяется значительное внимание развитию нефтегазовой отрасли, о чем свидетельствует существенное увеличение уровня добычи углеводородного сырья.

Что же касается дальнейшего развития нефтепереработки, то в этом направлении сделан весьма важный шаг – в 1994 г. правительство Узбекистана приняло решение о строительстве Бухарского НПЗ, первая очередь которого мощностью 2,5 млн т в год вот-вот войдет в эксплуатацию (по плану – в 1997г.).

Батумский нефтеперерабатывающий завод – это небольшой завод, построенный в 1931 г. в г. Батуми. Нефть поступает из Западной Сибири, Грозного, Баку, местных месторождений. На заводе работают установки первичной переработки нефти, установка риформинга, битумная установка. Глубина переработки нефти – 62,3%, мощность завода – 5,0 млн т/год.

В настоящее время необходима значительная реконструкция большинства заводов этого региона. Чтобы стать вровень с лучшими заводами США и Западной Европы, бывшим советским предприятиям необходимо перестроить свои производства с учетом резкого роста цен на нефть, снизить энергоемкость переработки нефти, довести требования к топливам и маслам до мирового уровня.

Перспективы развития нефтяной промышленности стран СНГ на предстоящий период в определяющей мере зависят от состояния ее сырьевой базы. Такие страны как Казахстан, Азербайджан, Узбекистан обладают крупными неразведанными ресурсами нефти, объем которых кратно превышает разведанные запасы. Результаты анализа качественной структуры неразведанных ресурсов нефти в России свидетельствует об их неидентичности разведанным запасам. Ожидается, что открытие новых крупных месторождений возможно главным образом в регионах с низкой разведанностью – на шельфах восточных морей.

Внедрение новых методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов сдерживается высокими капитальными вложениями и удельными эксплуатационными затратами на их применение по сравнению с традиционными способами добычи нефти.

В связи с этим Минтопэнерго стран СНГ разрабатываются предложения о принятии в законодательном порядке ряда мер, направленных на экономическое стимулирование применения новых эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов. Эти меры позволят улучшить финансирование научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию новых технологий и технических средств, активнее развивать материально-техническую базу институтов, занимающихся разработкой новых методов, а главное – более динамично наращивать добычу нефти из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Сотрудничество с иностранными фирмами в области нефтегазодобывающей отрасли приобретает все большие масштабы. Это вызывается как необходимостью привлечения в создавшихся экономических условиях иностранного капитала, так и стремлением использования применяемых в мировой практике наиболее прогрессивных технологий и техники разработки нефтегазовых месторождений, которые не получили должного развития в отечественной промышленности.

Отсталость технологии и изношенность основного производственного оборудования на НПЗ стран СНГ обусловливает необходимость срочной модернизации большинства заводов. Проекты реконструкции многих предприятий были разработаны еще в советское время, но развал СССР и последовавший за этим экономический кризис сделал выполнение этих планов невозможным. В условиях рыночной экономики проводить модернизацию самостоятельно заводам было не под силу, и следующий всплеск интереса к программам реконструкции совпал с вхождением НПЗ в состав нефтяных компаний. Средства для проведения модернизации компании получают из разных источников. Прежде всего, это средства, полученные от размещения еврооблигаций, АДР или проведения дополнительных выпусков акций. Нередко для осуществления программ модернизации привлекаются целевые кредиты от местных, российских и иностранных банков. При современном финансовом состоянии НПЗ у них нет средств для проведения модернизаций.

Новые технологии и большая часть оборудования для реконструкции заводов закупаются у ведущих иностранных инжиниринговых фирм, так как проекты, предлагаемые отечественными разработчиками в большинстве случаев не удовлетворяют возросшим стандартам качества и не соответствуют современным экологическим требованиям. Большинство проводящихся в настоящий момент реконструкций НПЗ должно привести не к увеличению объемов нефтепереработки, а к улучшению технологических параметров предприятий и повышению качества продукции.

Очевидно, что даже после проведения запланированных модернизаций не все заводы выйдут на современный международный уровень, но, по крайней мере, будут удовлетворять мировым стандартам.

Некоторые нефтяные компании не останавливаются на реконструкции старых предприятий. При поддержке региональных властей рассматриваются вопросы строительства новых НПЗ.

Еще одним направлением развития нефтеперерабатывающей отрасли является строительство малотоннажных нефтеперерабатывающих установок и мини-НПЗ. Идея строительства мини-НПЗ находит поддержку у правительства многих стран СНГ. При невысоких объемах переработки такие установки имеют ряд преимуществ, а именно возможность монтировать их в непосредственной близости от добывающих предприятий и невысокий объем инвестиций в строительство.

Таким образом, положение в нефтяной промышленности достаточно сложное, но выход существует – реформирование отрасли. После чего она может стать "локомотивом", который потянет экономику и сможет внести весьма значительный вклад в возрождение стран СНГ.

Таблица 2. Этапы развития нефтяной промышленности бывшего Советского Союза

Http://xreferat. com/115/2-3-neftedobyvayushaya-i-neftepererabatyvayushaya-promyshlennost-stran-sng-krome-rossii. html

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ПРОИЗВОДСТВА

Специальность 08.00.05 Ч Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленности)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Работа выпонена в Российском государственном университете нефти и газа

Совет по изучению производительных сил Минэкономразвития России и

Защита состоится "24" октября 2006 г. в 15 часов на заседании диссертационного совета Д.212.200.13 при Российском государственном университете нефти и газа им. И. М. Губкина. Адрес: 117917, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65.

Отзывы и замечания на диссертацию и автореферат, заверенные печатью, просим направлять в двух экземплярах по указанному адресу.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор экономических наук, профессор

Актуальность исследований. Современный этап мирового развития, характеризующийся стремлением к глобализации, требует ускоренного развития производства в конкретной стране и повышения его эффективности. Надежность, высокое качество продукции, снижение вредного воздействия на окружающую среду, ресурсосбережение на основе создания безотходных технологий – важнейшие требования, предъявляемые к современному производству. Все это оказывает существенное влияние на нефтеперерабатывающую промышленность, порождая целую серию проблем, не нашедших адекватного решения до настоящего времени.

Российская нефтеперерабатывающая промышленность до сих пор серьезно отстает от мировых тенденций. Отставание проявляется в выработке недостаточно качественной продукции, больших расходах нефти на единицу продукции, использовании морально устаревших технологий, значительных затрат всех видов ресурсов, что делает актуальным исследование вопросов ресурсосбережения и повышения конкурентоспособности продукции.

Проблемой технического перевооружения нефтеперерабатывающих предприятий с целью повышения качества продукции и углубления переработки сырья в России занимались, начиная с 70-80-х годов прошлого столетия. При переходе к рыночным отношениям была разработана Федеральная программа Топливо и энергия, в рамках которой имелась подпрограмма Реконструкция и модернизация нефтеперерабатывающей промышленности на 2001-2005 гг.. В ней по каждому НПЗ были даны рекомендации по строительству новых объектов и модернизации действующих. Впоследствии она была уточнена по срокам ввода объектов до 2010 года и источникам финансирования. Ее реализация позволила бы вывести нефтепереработку на мировой уровень. Однако программа выпонялась чрезвычайно медленно, и в настоящее время наблюдается отставание в её выпонении на 10-15 и более лет.

В экономической литературе проблемам совершенствования нефтеперерабатывающего производства было посвящено достаточно большое количество работ, авторами которых являются: Андреев А. Ф., Абросимов A. A., Брагинский О. Б., Давыдов Б. Н., Докучаев Е. С., Евтушенко Е. В., Злотников Л. Е., Левенбук М. И., Малышев Ю. М., Матвеев Ф. Р., Садчиков И. А., Сомов В. Е., Каминский Э. Ф., Капустин В. М., Хаджиев С. Н. и другие.

В них на основе анализа современного состояния нефтепереработки, обобщения зарубежного опыта высказывались предложения по развитию нефтеперерабатывающего производства, давалась оценка состояния технического уровня нефтепереработки, обосновывались приоритеты её технического развития, рассматривались проблемы оптимизации качества продукции и реструктуризации.

Методические вопросы анализа, оценки и повышения эффективности нефтеперерабатывающего производства были представлены в работах, выпоненных до 90-х годов.

Однако научные работы по комплексному изучению деятельности нефтеперерабатывающих предприятий в составе нефтяных компаний практически отсутствуют. В настоящее время нет единого подхода к оценке деятельности нефтеперерабатывающих предприятий, отсутствуют современные методики анализа работы НПЗ и их влияния на результаты деятельности нефтяных компаний, экономически недостаточно исследованы проблемы ресурсосбережения и повышения конкурентоспособности продукции. Исследованию этих проблем посвящена данная диссертационная работа.

Цель диссертационной работы. Целью настоящей диссертационной работы является совершенствование методов экономической оценки эффективности нефтеперерабатывающего производства, выявление основных направлений, условий и механизма ее повышения.

Задачи диссертационной работы. Цель диссертационной работы обусловила необходимость решения следующих задач:

Исследовать теоретическую и методическую базу оценки деятельности и анализа эффективности нефтеперерабатывающего производства, разработать предложения по ее совершенствованию;

Изучить мировой опыт, тенденции и перспективы развития нефтепереработки и оценить экономические последствия нарастающего отставания российских предприятий;

Провести анализ современного состояния отечественных ПНЗ с целью выявления основных факторов и причин, замедляющих развитие, определить возможные потери для РФ и нефтяных компаний;

Разработать и обосновать методику оценки эффективности и вклада НПЗ в работу нефтяных компаний;

Обосновать предложения по повышению конкурентоспособности продукции нефтепереработки;

Сформулировать и обосновать основные пути повышения эффективности производства на основе проведения политики ресурсосбережения.

Объектом исследования является нефтеперерабатывающий сектор нефтяных компаний, его деятельность в условиях рыночной экономии.

Предмет исследования – экономический механизм деятельности нефтеперерабатывающего сектора нефтяных компаний.

Теоретической и методологической основой исследования послужили труды российских и зарубежных ученых и специалистов, опубликованные в научных изданиях, отраслевых и экономических журналах, сети Интернет, а так же конкретные теоретические, аналитические и статистические данные, характеризующие проблемы эффективности нефтепереработки.

Научная новизна и основные результаты, полученные лично автором. Научная новизна диссертационного исследования заключается в разработке и обосновании методов оценки и анализа деятельности нефтеперерабатывающего производства, определению механизма и условий повышения его эффективности в современных условиях.

Основными результатами, отражающими вклад автора и содержащими научную новизну, являются:

1. Обоснование необходимости изменения статуса и оценки работы нефтеперерабатывающего производства по уровням управления; предложение системы показателей, объективно отражающих особенности нефтепереработки и факторы роста её эффективности.

2. Доказательство необходимости расчета себестоимости конкретных видов продукции и цен на них (для НПЗ), а также предложение усовершенствованного агоритма их расчета.

3. Разработка усовершенствованной методики комплексного анализа эффективности нефтеперерабатывающего производства в современных условиях.

4. На основе изучения факторов повышения эффективности производства выявлено и доказано, что в современных условиях основными из них, дающими существенный рост, являются ресурсосбережение и повышение конкурентоспособности продукции, достигаемые на основе углубления переработки нефти.

5. Анализ и обоснование комплекса мер, необходимых для повышения конкурентоспособности нефтепродуктов.

6. Предложение нового методического подхода к исследованию проблемы ресурсосбережения и обоснованию эффективности углубления переработки нефти.

Практическая значимость исследования. Основные положения и выводы диссертационной работы могут быть использованы:

– при разработке стратегии и принятии решений в области ресурсосбережения, повышения конкурентоспособности продукции и охраны окружающей среды;

– при обосновании конкретных проектов по углублению переработки нефти и повышению качества продукции;

– при оценке и анализе эффективности нефтеперерабатывающего производства;

– при разработке методов государственного регулирования повышения конкурентоспособности продукции и ресурсосбережения.

Материалы диссертации могут быть использованы в учебном процессе. Апробация исследования. Основные положения диссертационной работы изложены в научных работах по исследуемой теме. Опубликовано 4 печатных работы, общим объемом 6,3 п. л., в том числе одна монография.

Структура и объем исследования. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка. Объем текста составляет 141 страницу, илюстрированных 15 рисунками и 67 таблицами. Список использованной литературы насчитывает 103 наименования.

Во введении обосновывается актуальность темы исследования, оценивается степень ее изученности, определяются цели, задачи, предмет, объект и методы исследования, раскрываются ее научная новизна и практическая значимость.

В первой главе Оценка современного состояния нефтеперерабатывающего производства и мировые тенденции показано, что основными тенденциями в развитии мировой нефтепереработки является ужесточение требований к качеству продукции с целью сохранения окружающей среды, сокращение расхода нефтепродуктов и сбережение производственных ресурсов, в первую очередь нефти.

В работе показано, что в России нефтепереработка после спада производства в 1992-1998 гг. повышает свой потенциал: увеличивается объем и глубина переработки нефти, растет отбор светлых нефтепродуктов, увеличивается доля качественной продукции, появились продукты, отвечающие мировым стандартам,

По-прежнему качество продукции отстает от требований международных стандартов;

Структура продукции не соответствует мировым требованиям к ассортименту – доля остаточных продуктов составляет более 30%, нефтехимических продуктов 2-2,8%, низка выработка присадок к топливам и маслам, а также ряда катализаторов; не уделяется достаточного внимания ресурсосбережению: низкий выход светлых нефтепродуктов, высокий расход нефти на единицу целевой продукции;

Используются устаревшие технологии, а отсюда имеют место перерасходы энергии, материальных и трудовых ресурсов, нарушение экологии;

Недостаточно используются производственные мощности, что привело к разбалансированию технологических схем и перерасходам условно-постоянных расходов;

Затраты на производство достаточно высоки, маржа от переработки ниже, чем на большинстве зарубежных предприятий; не учитывается комплексность использования сырья при оценке его расхода на обезличенную тонну нефти;

Отсутствуют расчеты затрат на единицу продукции по видам и маркам, что мешает формированию рынка и цен. Отставание связано с рядом причин:

Техническое перевооружение требует значительных инвестиций, окупаемость которых с учетом проведения работ достигается через 78 и более лет;

Ростом мировых цен на нефть и как следствие, увеличением экспорта нефти и направлением инвестиций в добывающий сектор нефтяных компаний;

Невыгодностью экспорта нефтепродуктов по сравнению с нефтью из-за их низкого качества;

Недооценкой нефтепереработки и нефтехимии для стратегического развития нефтяных компаний, а также последствий выработки низкокачественной продукции и большой величины остаточной продукции в будущем за пределами 2010-2015 годов; недооценка возможного исчерпания (уменьшения) ресурсов нефти, а также роста затрат на добычу нефти;

Позиционированием нефтепереработки в нефтяных компаниях как центров затрат, что не обеспечивает стремление к ресурсосбережению и повышению прибыльности работы; неразвитостью внутреннего рынка нефти и нефтепродуктов; снижением интереса к решению методологических проблем в области нефтепереработки.

Все перечисленные проблемы вызывают необходимость исследования конкретных причин нарастающего отставания нефтеперерабатывающего производства от мирового уровня, оценки последствий отставания для стратегического развития и безопасности страны, а также разработки предложений по повышению эффективности производства.

Во второй главе Методические основы обоснования повышения эффективности нефтеперерабатывающего производства рассмотрена система показателей оценки деятельности производства и разработаны предложения по ее совершенствованию.

В настоящее время управление нефтепереработкой осуществляется на 3-х уровнях: административная единица корпоративного центра, департаменты по переработке нефти и реализации нефтепродуктов, нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). НПЗ признаны центрами затрат, в качестве главных (ключевых) показателей установлены затраты на 1 тонну перерабатываемой нефти и операционный доход, рассчитываемый по средней цене переработки тонны нефти (без сырья). Показатели просты, удобны для расчетов, но не отражают ни эффективности работы НПЗ, ни вклада НПЗ в работу всей корпорации, ни факторов роста эффективности; не стимулируют менеджмент на повышение эффективности производства.

В современных условиях доля сырья в поных затратах на производство составляет 80-90%. По фактическим данным за 2005 г. доля сырья в разных типах предприятий была равна:

В то же время, затраты на сырье не находят отражение в работе НПЗ. Сокращение потерь, расхода топлива, рост отбора целевой продукции, степень

Использования вторичных процессов повысят эффективность производства, но не изменят величину затрат на тонну обезличенной нефти.

Цена процессинга построена по принципу затраты плюс*', поэтому превышает затраты на тонну переработки нефти в среднем на 15-30%, создавая видимость высокой рентабельности. При пересчете на общую величину затрат с учетом сырья рентабельность НПЗ находится на уровне 1,5-6,0%. В то же время нефтепереработка является высокоприбыльным производством, а ее доход зависит в первую очередь от использования нефти и качества вырабатываемой продукции. Доля продукции НПЗ в общей выработке по нефтяным компаниям колеблется и составляет значительную величину. По данным за 2004 г. доля нефтепереработки в общей выработке составляла по ОАО Лукойл – 63 %, по ОАО Сибнефть – 45,5%.

Доля доказательства зависимости эффективности производства от степени использования сырья и качества продукции, произведен расчет изменения экономических показателей по двум схемам, различающимся глубиной переработки нефти и, как следствие, ассортиментом и качеством продукции (табл. 1)

Сопоставление экономических показателей по двум схемам переработки

1. Выручка от реализации по оптовым ценам, мн. $ 4664,0 6456,0 +1792,0 +38,4

Данные, приведенные в табл. 1, свидетельствуют о том, что при повышении глубины переработки нефти эффективность производства увеличивалась, в то же время при оценке по существующим показателям (затратам и ценам на тонну переработки нефти) она снизилась или не изменилась (по ценам процессинга).

Расчет прироста выручки и прибыли по факторам показывает, что в основе повышения эффективности были экономия нефти и рост качества продукции (табл. 2)

Следовательно, улучшение использования сырья является одним из главных факторов повышения эффективности нефтепереработки, которая достигается за счет углубления переработки (ресурсосбережения) и повышения качества продукции. Не учитывая затрат сырья, невозможно определить влияние таких факторов, как увеличение выхода продукции, сокращение потерь и расхода топлива, изменение ассортимента и качества продукции, углубление переработки нефти.

Следовательно, в качестве ключевого показателя, отражающего как краткосрочные, так и догосрочные цели, более приемлем показатель Ч затраты на единицу продукции в стоимостном выражении. Его уровень будет отражать не только изменение затрат, но и факторы этого изменения.

В качестве ключевых показателей предлагается использовать показатели, приведенные в табл. 3

Ключевые показатели оценки деятельности нефтеперерабатывающего производства по уровням управления

*) Операционный доход дожен рассчитываться как разность выручки в оптовых ценах и затрат в поном объеме (с учетом сырья)

Предлагаемая система показателей оценки результатов работы дожна допоняться показателями, формирующими ключевые и отражающими технико-экономический уровень производства и использование отдельных производственных и финансовых ресурсов.

Вместе с тем определение стоимостных показателей потребует возобновления расчета себестоимости продукции на основе нового варианта методики калькулирования. В ранее действующую методику необходимо внести коррективы, учитывающие новую структуру управления, возможности экономии затрат на каждом уровне и новую систему учета затрат. В табл. 4 представлены основные принципы калькулирования себестоимости нефтепродуктов в современных условиях.

Основные принципы, разработки нового варианта методики калькулирования

2. Деление продукции 1. Основная и побочная (кроме АВТ) 2. На AT*'и АВТ*' вся продукция – основная

3. Оценка побочной продукции По себестоимости продукции прямой перегонки

4. Оценка основной продукции на установках Общие затраты по установке за минусом стоимости побочной продукции распределяются по весовому принципу

5. Себестоимость товарных продуктов Средневзвешенная величина из себестоимости компонентов

6. Затраты на сырье Распределяются по видам продукции по коэффициенто-весовому принципу

7. Состав поной себестоимости Затраты на сырье плюс затраты по обработке

На НПЗ, работающих по схеме процессинга, калькулируются затраты по обработке, которые формируют уровень производственной себестоимости. Поная себестоимость определяется на втором уровне управления, она состоит из затрат на сырье и производственной себестоимости. Продукция делится на основную и побочную на всех установках кроме АВТ. На установках АВТ вся продукция относится к основной. Побочные продукты оцениваются по себестоимости продукции АВТ. Между основными продуктами затраты, за минусом стоимости побочной продукции, распределяются по весовому принципу.

Для оценки достоверности предлагаемого метода был проведен расчет себестоимости продукции топливного блока одного из НПЗ. Результат представлен в табл. 5

Нефтепродукты Производственная (на НПЗ), руб./тн Поная, руб./тн. Доля сырья в себестоимости, %

Следовательно, затраты попродуктно существенно различаются и отличаются от среднего уровня затрат на 1 т перерабатываемой нефти. Знание себестоимости единицы каждого вида продукции позволит проводить корректный анализ, правильно формировать ассортимент продукции, нацеливать колективы на снижение затрат, создавать основу для установления цен на процессинг по видам продукции.

Цена на процессинг по видам продукции складывается из затрат и нормы прибыли (допускаемой компанией). Норма прибыли в цене процессинга по видам продукции дожна отражать ценность продукта, его спрос на рынке, а также важность для дальнейшей переработки.

Факторы роста эффективности производства многообразны, но возможность их использования зависит от уровня управления, что показано в данном исследовании. В завершении этой главы предлагается скорректированная методика расчета основных оценочных показателей по факторам. В ней использован ранее имеющийся опыт подобных расчетов. Но внесены коррективы, связанные с изменением системы управления и взаимоотношений по уровням, а также изменением цен на продукцию. По предлагаемой методике проведены расчеты в 1.3 и 4 разделах данной диссертационной работы.

Третья глава Основные направления повышения конкурентоспособности нефтепродуктов посвящена изучению трех вопросов: мирового опыта формирования и повышения качества продукции; соответствия российских

Нефтепродуктов мировым требованиям и разработке путей, условий и стимулов повышения конкурентоспособности продукции.

Необходимость снижения вредного воздействия на среду и человека заставила мировое сообщество пойти на ужесточение требований к качеству продукции. Ужесточая требования, государство принимало серьезные меры как регламентирующего, так и стимулирующего значения.

В России в последние 20-30 лет также повышались требования к моторным топливам и принимались меры по улучшению их качества. Большая часть инвестиций в нефтепереработку была направлена на эти цели. В результате на всех НПЗ действуют процессы каталитического риформинга, гидроочистки, которые постепенно модернизируются, в последние годы начали вводиться установки изомеризации и по производству оксигенатов.

Использование этих мер позволило на российских НПЗ наладить производство высокооктановых бензинов, малосернистых дизельных топлив, высококачественных моторных масел и других продуктов. Однако структура и качество российских нефтепродуктов отстает от мировых требований. До сих пор вырабатываются в больших количествах бензин А-76 (80); дизельное топливо с содержанием серы 0,5%, массовым сортом дизельных топлив является топливо с содержанием серы 0,2%, большая часть топочного мазута содержит 3,5% серы и выше.

Даже на НПЗ, имеющих достаточно большую (по российским меркам) долю вторичных процессов, в том числе каталитический крекинг, доля бензина А-76 остается высокой: Рязанский НПЗ Ч 50%, Куйбышевский НПЗ – 38,3%, Омский НПЗ – 52,4%, Уфанефтехим – 57,6%. Исключение составляют МНПЗ и Уфимский НПЗ, где доля автобензина А-76(80) снижена соответственно до 25,7% и 12,1%.

Компонентный состав автобензинов также существенно отличается от зарубежных стандартов. В бензинах, производимых в России, содержится большая доля ароматики, но недостаточна доля бензина каталитического крекинга и кислородосодержащих соединений, что отрицательно отражается на их качестве.

В России технологические процессы повышения качества продукции внедряются достаточно медленно. Причинами этого являются недостаток инвестиций, а также недостаток стимулов: вводятся новые стандарты, но одновременно не запрещается выработка продукции по старым; часто цены на высококачественную продукцию находятся на том же уровне, что и на менее качественную (дизельное топливо, реактивное топливо и другие); не создана система повышения качества с помощью налогового регулирования (акцизы, таможенные пошлины и другие).

В табл. 6 представлены результаты SWOT – анализа конкурентоспособности российских нефтепродуктов, показаны основные недостатки, угрозы от низкого качества продукции, а также возможности и преимущества его повышения. Уже в ближайшие годы Россия может стокнуться с проблемами реализации нефтепродуктов, ограничением использования российского транспорта, увеличением разрыва между мировыми

И экспортными ценами для России, необходимостью импорта высококачественной продукции, что имеет место в настоящее время в производстве масел и продукции нефтехимии.

1. Растущий спрос на нефтепродукты на внутреннем и внешнем рынках 2. Возможность выработки продукции в большом объеме в связи с наличием нефти и мощностей НПЗ 3. Развитие экспортной инфраструктуры 1. Низкая доля продукции, отвечающей мировым стандартам 2. Отсутствие последовательной государственной политики, направленной на повышение качества продукции 3. Низкий спрос на высококачественную продукцию 4. Низкий технический уровень НПЗ 5. Отсутствие или низкий дифференциал цен между высококачественной и низкокачественной продукцией на внутреннем рынке

Возможности конкурентоспособной продукции Угрозы от низкого качества

1. Повышение конкурентоспособности продукции 2. Увеличение экспорта и валютных поступлений 3. Снижение загрязнения окружающей среды и потерь от нарушения экологии 4. Повышение качества жизни 5. Сокращение удельного расхода нефтепродуктов у потребителя 6. Повышение эффективности нефтеперерабатывающего производства 1. Нарушение окружающей среды из-за повышенных выбросов 2. Снижение экономической эффективности нефтепереработки 3. Снижение отечественного и внешнего спроса на российские нефтепродукты 4. Возникновение необходимости импорта продукции высокого качества 5. Перерасход нефтепродуктов у потребителей

Основные способы повышения конкурентоспособности продукции общеизвестны. Это ввод новых процессов, оптимизация качественных параметров продуктов, технологических схем и технологических режимов, разработка и внедрение экономических стимулов.

В решении проблемы повышения качества продукции необходимо использование мирового опыта, при котором государство активно вмешивается в данный процесс. Вмешательство осуществляется по ряду направлений регламентирующего и стимулирующего характера.

Регламентирующие меры: разработка стандартов и технических регламентов, как для нефтепродуктов, так и технических средств, которые дожны непременно выпоняться. При их невыпонении дожна применяться система жестких санкций.

Стимулирующими мерами могут быть: снижение налоговой нагрузки (акцизы) на высококачественные нефтепродукты, снижение налоговой нагрузки предприятиям, инвестирующим прибыль в мероприятия по повышению качества продукции.

Таким образом, повышение качества и конкурентоспособности продукции является настоятельной необходимостью в современный период. Оно связано с крупными капитальными вложениями в строительство новых технологических установок и модернизацию действующих, с производством или приобретением специальных присадок и катализаторов. В работе доказано, что коренное повышение качества продукции невозможно без внедрения вторичных деструктивных процессов. Попытки производства высококачественной продукции с использованием только импортных присадок и добавок привели к резкому удорожанию производства (табл. 5)

Глава четвертая Основные направления ресурсосбережения в нефтеперерабатывающем производстве и их оценка посвящена исследованию эффективности использования производственных ресурсов в нефтеперерабатывающем секторе нефтяных компаний. В работе показано, что нефтепереработка является крупным потребителем сырья, вспомогательных материалов (реагентов, катализаторов, присадок и др.); энергии всех видов. Но основным расходом является нефть, доля которой в общих затратах может составлять 90%.

Возможные пути сокращения затрат на сырье: углубление переработки нефти; создание безотходных технологий, увеличение отбора целевой продукции на технологических установках; сокращение потерь нефти и нефтепродуктов; сокращение расхода топлива; оптимизация технологических схем переработки. Основным направлением нефтесбережения является углубление переработки нефти.

За последние 10 лет расход нефти на единицу продукции на предприятиях России снизися и составил в 2005 году 1,51 т. В странах Западной Европы, США и других расход нефти на тонну целевых нефтепродуктов находится в пределах 1,04-1,23 т. (рис. 1)

Таким образом, расход нефти на единицу целевых продуктов на российских НПЗ более чем в 1,5 раза выше, чем на зарубежных. Если бы российские предприятия использовали нефть так же, как зарубежные, то в 2005 году для выработки 134,4 мн. тонн целевой продукции потребовалось бы 139,8 Ч 164,0 мн. тонн нефти вместо 202,5 мн. тонн. Следовательно, перерасход нефти составил 38,5 – 62,7 мн. тонн (рис. 2).

Рис. 2. Сравнение расхода и перерасхода нефти на выработку 134,4 мн. тонн нефтепродуктов в России, США и Западной Европе

Большая часть перерасходованной нефти была использована в качестве топочного мазута и экспортировалась. Если принять разность цен на нефть (260 $/т) и топочного мазута (170 $/т), то упущенная выгода для России составила 3,9-5,6 мрд. $, что в 2-2,5 раза больше затрат на реконструкцию достаточно крупного НПЗ.

Технологические процессы глубокой переработки нефти требуют больших капитальных, энергетических и прочих материальных затрат, намного превосходящих аналогичные в процессах первичной перегонки. Кроме того, они требуют специальной подготовки сырья (вакуумная перегонка, гидроочистка сырья и другие), специальных процессов для производства водорода, но при этом обеспечивают экономию сырья (нефти), производство высококачественной продукции и сохранение окружающей среды.

Для оценки экономического эффекта от углубления переработки нефти были проведены расчеты для завода мощностью 18 мн. тонн, в составе которого отсутствуют деструктивные процессы, имеющиеся вторичные процессы связаны с повышением качества продукции, глубина переработки нефти 49-50% (существующая схема). Была определена экономическая эффективность последовательного углубления переработки нефти: до 62%; путем введения системы гидрокрекинга; до 73,6% – допонительно вводится система каталитического крекинга; до 83-85% – допонительно вводятся процессы по переработке мазута и гудрона.

Рис. 3. Экономические показатели по вариантам углубления переработки нефти 17

Сравнительные показатели эффективности углубления переработки нефти

Показатели Схемы углубленной переработки нефти Схемы глубокой переработки нефти

Результаты расчетов показывают, что по мере углубления переработки нефти улучшаются все технико-экономические показатели. Так при глубине переработки 82,9% повышение составляет: выручки (реализации) – 53,5%, прибыли реализационной – 207,8%, выработки светлых и целевых продуктов – 69%, рентабельности оборота и затрат – 14,75%. Снижается расход нефти на единицу целевой продукции до уровня на зарубежных НПЗ. По всем вариантам достигается экономия затрат несмотря на рост затрат по обработке (процессинг) Ежегодная экономия затрат на нефть будет составлять 1776,0 мн. $ (табл. 8).

Техническое перевооружение требует значительных инвестиций, которые по вариантам составляют: вариант 1 – 1718,3 мн. $; вариант 2 – 2881,3 мн. $; вариант 3 – 3336,9 мн. $.

Образуется существенный чистый дисконтированный доход (ЧДЦ) в сумме 1510,6-2955,0 мн. $, с каждой единицы вложенных средств получается 1,76-1,95 чистого дохода. Окупаемость инвестиций достигается через 3 года после начала эксплуатации, а с учетом времени проведения работ – 7 лет.

В результате технического перевооружения НПЗ существенно изменяются структура и качество продукции. Они соответствуют мировым стандартам и в перспективе требованиям рынка в России (рис. 4)

Существенно изменяется количество и качество автобензинов. Его выработка возрастает с 12,3% до 25,31%. И если вначале реконструкции вырабатываются автобензины марки: Аи-98 (1,4%), А-96 (4,2%), А-92 (34,2%) и А-76 (60,2%), то в последующих вариантах предусмотрена выработка только трех марок Аи-98, А-96 и А-92 в соотношении: вариант 2 – 5,4; 27,9 и 66,7%; вариант 3 – 5,6; 40,5 и 53,9%.

Вырабатываемые бензины отвечают перспективным требованиям по октановой характеристике, содержанию ароматики, бензола и серы.

Топливо для реактивных двигателей по качеству соответствует современным и перспективным требованиям, в варианте 3 предусмотрена выработка топлива марки РТ, его количество возрастает вдвое.

Качество дизельного топлива по содержанию и другим параметрам также отвечает европейским стандартам Ч содержание серы до 0,005%. Доля дизельного топлива увеличивается с 27,79% до 40,32%.

В целом эти изменения положительно отразятся на ценности продукции, ее средняя цена возрастет с 255$ до 400$ за тонну.

При углублении переработки нефти в структуре продукции существенно возрастет доля средних дистилятов (авиакеросина и дизельного топлива) за счет сокращения доли топочного мазута.

Следовательно, расчетами доказано, что в современных условиях внедрение на НПЗ комплексов по глубокой переработке нефти высокоэффективно. Однако, большая величина инвестиций замедляет решение проблемы, допуская, тем самым, возможность производства низкокачественной продукции и большой доли топочного мазута в перспективе.

В работе доказывается необходимость изменения методического подхода к обоснованию углубления переработки нефти. Каждый НПЗ входит в состав нефтяной компании, поэтому методически правильным является рассмотрение его работы с позиции компании, а не только конкретного проекта. Расчеты необходимо проводить, сравнивая варианты по конечному результату, обеспечивающему необходимые количество, ассортимент и качество продукции.

Для доказательства был проведен расчет, в котором за исходную точку была принята выработка, ассортимент и качество светлых нефтепродуктов (моторного топлива) -12 мн. т, получаемых на НПЗ мощностью 18 мн. т при углубленной переработке нефти, рассматрешплй ранее. Для получения этого количества продукции при существующей схеме необходимо было бы переработать 27,7 мн. тонн нефти, допонительное количество перерабатываемой нефти составит 9,7 мн. т, которое нефтяная компания будет вынуждена снять с экспорта или обеспечить допонительную добычу. При переработке 27,7 мн. т нефти образуется 12,7 мн. т топочного мазута, которое может не найти рынка сбыта

Кроме того, для получения необходимого количества моторных топлив по качеству соответствующих перспективным требованиям рынка без изменения глубины переработки нефти потребуются: допонительный комплекс установок (АВТ, каталитического риформинга, гидроочистки и других установок) для переработки допонительного объема нефти 9,7 мн. тонн; строительства допонительных установок для производства изомеризата и изопентана; закупка акилата и оксигенатов за рубежом, так как без каталитического крекинга невозможно их производство.

Допонительные инвестиции в строительство комплекса установок по простой схеме переработки нефти могут составить 975,7 мн. $, затраты на покупку акилата и оксигенатов (МТБЭ) – 211 мн. $ ежегодно. Результаты расчетов представлены в табл. 9

Показатели Существую щая схема – ГП – 49% Углубленная схема – ГП -74% Измените (+.-)

Таким образом, получаемая прибыль в первый год эксплуатации покроет допонительные инвестиции в углубление переработки нефти. Следовательно, углубление переработки нефти путем внедрения деструктивных процессов – гидрокрекинг, каталитический крекинг, коксование, десфальтизация и другие – это единственный путь как ресурсосбережения, так и выработки продукции по качеству и ассортименту, отвечающим перспективным стандартам.

По оценкам специалистов потребность в нефтепродуктах в России в 2020 году будет составлять, мн. т:

В зависимости от глубины переработки потребность в нефти будет равна (рис. 5):

Следовательно, при углублении переработки до 85 % экономия нефти для удовлетворения внутреннего спроса может составить 45,0 мн. т. или 8,2 мрд. $, с учетом экспорта экономия нефти увеличится до 56,6 мн. т. или 10,3 мрд. $. Уменьшение затрат сырья на единицу продукции, как показано ранее, приведет к снижению себестоимости продукции и росту прибыли.

При сохранении низкой глубины переработки нефти возникает ряд серьезных проблем, связанных с удовлетворением перспективного спроса на нефтепродукты по количеству, ассортименту и качеству, а также с перерасходом нефти. Таким образом без ввода процессов деструктивной переработки нефти невозможно производство высококачественной продукции, а отсюда потери рынков сбыта, снижение экспорта и валютной выручки. Для удовлетворения увеличивающегося спроса на моторные топлива потребуется допонительная переработка нефти, а отсюда снижение экспорта нефти или допонительная добыча, что вызовет рост затрат в добывающем секторе. Сокращение спроса на топочный мазут на мировых рынках и увеличение его выработки при низкой глубине нефти создает проблему реализации топочного мазута; сохранение современной схемы переработки будет замедлять развитие нефтехимической промышленности из-за отсутствия необходимого сырья.

Мировой опыт показывает, что подобные проблемы возникали и перед другими странами, их решению способствовало государство, стимулируя инвестиции в производство путем регулирования налогообложения, таможенных пошлин, предоставляя государственные гарантии.

В заключительной части диссертационной работы были обобщены и сформулированы основные результаты и выводы, из которых можно выделить следующие.

1. Анализ работы нефтеперерабатывающего сектора нефтяных компаний показал, что в последнее десятилетие наблюдается рост эффективности нефтепереработки, но темпы роста недостаточны для ликвидации разрыва с мировым уровнем. Отставание имеет место в области: качества продукции, техники и технологии переработки нефти, ресурсоемкости производства, а также степени влияния на окружающую среду.

2. Причинами медленного развития нефтеперерабатывающего производства являются: недооценка нефтепереработки, как одной из основных составляющих нефтегазового производства, обеспечивающей устойчивые темпы развития компании; недооценка возможного исчерпания (сокращения) ресурсов нефти, а также роста затрат на добычу; рост мировых цен на нефть и, как следствие, увеличение экспорта нефти и направление инвестиций в добывающий сектор; возможность выработки низкокачественной продукции, реализуемой по заниженным цепам; отсутствие стимулов для ресурсосбережения, недооценка главных факторов роста эффективности производства – повышение конкурапоспособности продукции и углубление переработки нефти.

3. Для обеспечения эффективности нефтепереработки необходимы: изменение статуса и оценки деятельности нефтеперерабатывающих предприятий, повыше] тс уровня аналитической работы, позволяющей не только оценить реальные затраты, но и возможности их снижения; разработка системы мер, делающих невыгодным производство низкокачественной продукции и стимулирующих повышение качества; разработка экономического механизма и условий ресурсосбережения.

4. Использование в настоящее время для оценки деятельности нефтепереработки затрат и цены на обезличенную тонну нефти не стимулирует работу менеджмента по повышению эффективности производства. Для адекватной оценки работы нефтеперерабатывающего сектора НК необходимо определять: затраты на единицу выручки и конкретных видов продукции, внутренние цены на продукцию, на их основе проводить анализ и пофакторное обоснование роста эффективности производства. В работе предложены модели расчета и анализа этих показателей и результатов.

5. Повышение конкурентоспособности продукции – необходимое условие для достойного вхождения в мировую систему. Недооценка этого факта может привести к тому, что уже в ближайший период российские нефтяные компании стокнутся с проблемами реализации продукции, увеличением разрыва между мировыми и экспортными ценами,

Необходимостью импорта высококачественной продукции. Решение проблемы конкурентоспособности достигается как на основе технического перевооружения и оптимизации производства, так и усилиями государства в виде повышения требований к качеству продукции и техническим средствам, применением стимулирующих мер в области налогообложения.

6. Одним из основных факторов роста эффективности производства на современном этапе является ресурсосбережение на основе углубления переработки нефти. Реализация этого фактора обеспечивает существенную экономию нефти, производство высококачественной продукции и снижение вредного воздействия на окружающую среду. Проекты по углублению переработки нефти достаточно эффективны, но реализация их требует значительных инвестиций и времени. Для объективной оценки эффективности углубления необходимо подходить с позиции нефтяных компаний в целом, сравнивая варианты по конечному результату, обеспечивающему необходимые количество, ассортимент и качество продукции. При таком подходе инвестиции в углубление переработки нефти окупаются получаемой прибылью в первый год эксплуатации объектов углубления переработки нефти, на 25% снижается потребность в нефти.

Основные положения диссертации изложены в следующих опубликованных работах:

1. Злотников ЮЛ. Современные проблемы повышения эффективности нефтеперерабатывающего производства. // Нефть, газ и бизнес – 2006, № 4,с.28-31.

2. Злотников Ю. Л. Методические основы оценки и стимулирования ресурсосбережения. // Нефть, газ и бизнес – 2006, № 5, с.35 – 37.

3. Злотников Ю. Л. Экономические проблемы развития нефтеперерабатывающего производства. – М: ФГУГ изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И. М.Губкина, 2006,90 с.

4. Андреев А. Ф., Злотников Ю. Л. К оценке эффективности углубления переработки нефти. // Нефть, газ и бизнес – 2006, №8, с. 9-12

Отпечатано в типографии КДУ Тел./факс: (495) 939-40-36; E-mail: press@kdu. rii

1. ОЦЕНКА СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ПРОИЗВОДСТВА.

1.1. Мировые тенденции в развитии нефтеперерабатывающего производства.

1.2 Современное состояние нефтеперерабатывающей промышленности России.

2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОБОСНОВАНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ПРОИЗВОДСТВА.

2.1. Методические основы оценки эффективности нефтеперерабатывающего производства.

2.2. Формирование и распределение затрат на производство нефтепродуктов.

2.3. Методические основы обоснования прироста эффективности производства в нефтепереработке по факторам.

3. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ НЕФТЕПРОДУКТОВ.

3.1. Мировые тенденции в производстве и использовании нефтепродуктов. Требования окружающей среды к качеству продукции.

3.3. Основные направления повышения конкурентоспособности продукции.

3.4. Мировой опыт стимулирования повышения качества нефтепродуктов.

4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ В НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕМ ПРОИЗВОДСТВЕ И ИХ ОЦЕНКА.

4.1 Углубление переработки нефти, как главный фактор ресурсосбережения.

4.2. Методические основы оценки эффективности углубления переработки нефти.

4.4. Пути снижения расхода энергии, вспомогательных материалов и других ресурсов нефтепроизводства.

Современный этап мирового развитая, характеризующийся стремлением к глобализации, требует ускоренного развития производства в конкретной стране и повышения его эффективности. Надежность, высокое качество продукции, снижение вредного воздействия на экологию, ресурсосбережение на основе создания безотходных технологий – важнейшие требования, предъявляемые к современному производству. Для предотвращения вредного воздействия на экологию во всех регионах мира принимаются жесткие законы, ограничивающие выбросы углекислых газов, оксида серы, азота, тяжелых металов и других вредных элементов. Серьезное влияние на эти процессы оказывает Киотский протокол. Решение проблемы потребовало больших инвестиций как в технические средства, так и в производство нефтепродуктов с высокими качественными характеристиками.

Жесткие ограничения к выбросам в атмосферу привели к стремлению замены топочного мазута, печного топлива и других видов топлив, содержащих большую долю мазута, природным и сжиженным газами и к развитию технологических процессов, перерабатывающих остаточные продукты. Непрерывный рост спроса на моторные топлива, требующий все большего количества нефти для переработки и приводящий к росту цен на нее, создали условия для ее глубокой переработки, т. е. к проведению политики ресурсосбережения.

Мировые тенденции и требования оказывают существенное влияние на нефтеперерабатывающую промышленность России, порождая целую серию проблем, ненашедших адекватного решения до настоящего времени.

Первый этап перестроечного периода в России был связан с падением спроса на внутреннем рынке, существенным спадом производства, что самое главное, почти поным прекращением инновационной деятельности.

Переломным периодом можно считать 1999-2000 г. г., после которых началось постепенное увеличение производства и некоторое развитие инвестиционных процессов, направленных в основном на повышение качества продукции. Однако по-прежнему продожается отставание нефтепереработки от мировых стандартов как в области качества продукции, так и технологии переработки нефти. Для российских НПЗ до сих пор характерны большие расходы всех материальных и энергетических ресурсов. Так, расход нефти на тонну моторных топлив в 1,6-2 раза выше, чем на заводах США и Западной Европы. В то же время затраты на нефть составляют в современных условиях 80-90% от всей суммы затрат на НПЗ. Намного выше затраты на топливо, тепловую и электроэнергию. Следовательно, к решению проблемы ресурсосбережения российские НПЗ еще только подходят. Российские нефтепродукты на мировых рынках расцениваются в основном как полуфабрикаты, требующие допонительной переработки.

Проблемой технического перевооружения нефтеперерабатывающих предприятий с целью повышения качества продукции и углубления переработки сырья в России занимались, начиная с 70-80-ых годов прошлого столетия. При переходе к рыночным отношениям была разработана Федеральная программа Топливо и энергия, в рамках которой была подпрограмма Реконструкция и модернизация нефтеперерабатывающей промышленности на 2001-2005 г. г.. В ней по каждому НПЗ были даны рекомендации по строительству новых объектов и модернизации действующих. Впоследствии она была уточнена по срокам ввод объектов до 2010 года и источникам финансирования. Ее реализация позволила бы вывести нефтепереработку на мировой уровень. Но выпонение программы происходило чрезвычайно медленно, в настоящее время наблюдается отставание ее в выпонении на 10-15 лет и более.

– техническое перевооружение требует большой величины инвестиций, окупаемость которых с учетом сроков строительства достигается через 7-8 и более лет;

– ростом мировых цен на нефть и, как следствие, увеличением экспорта нефти и направлением инвестиций в добывающий сектор нефтяных компаний;

– невыгодностью экспорта нефтепродуктов по сравнению с нефтью из-за их низкого качества;

– недооценкой нефтепереработки и нефтехимии для стратегического развития нефтяных компаний;

– недооценкой последствий выработки низкокачественной продукции и большой величины остаточной продукции в будущем за пределами 2010-2015 годов;

– недооценкой возможного исчерпания (уменьшения) ресурсов нефти, а также роста затрат на добычу нефти;

– позиционированием нефтеперерабатывающих предприятий в нефтяных компаниях как центров затрат, что не обеспечивает стремление к ресурсосбережению и повышению прибыльности работы;

– снижением интереса к решению методологических проблем в области нефтепереработки.

Все перечисленные проблемы вызывают необходимость исследования конкретных причин нарастающего отставания нефтеперерабатывающего производства от мирового уровня, оценки последствий отставания для стратегического развития и безопасности страны, а также разработки предложений, обосновывающих экономическую эффективность технического перевооружения.

В экономической литературе проблемам совершенствования нефтеперерабатывающего производства было посвящено достаточно большое количество работ, авторами которых являются: Абросимов А. А., Андреев А. Ф., Брагинский О. Б., Давыдов Б. Н., Докучаев Е. С., Евтушенко Е. В., Злотников JI. E., Левенбук М. И., Малышев Ю. М., Матвеев Ф. Р., Садчиков И. А., Сомов В. Е., Каминский Э. Ф., Капустин В. М., Хаджиев С. Н. и другие.

В них на основе анализа современного состояния нефтепереработки, обобщения зарубежного опыта высказывались предложения по развитию нефтеперерабатывающего производства.

Методические вопросы анализа, оценки и повышения эффективности нефтеперерабатывающего производства были представлены в работах, выпоненных до 90-х годов [68; 62]. В современных публикациях больше внимания уделялось вопросам развития нефтеперерабатывающей промышленности, оценке состояния технического уровня производства, обоснованию технических приоритетов развития.

В работах [36; 37; 69; 73; 74 и др.] подробно рассматривались: уровень нефтеперерабатывающего производства, новейшие достижения мирового опыта в области техники и технологии производства, обосновывались направления реструктуризации нефтеперерабатывающих предприятий.

Проблемы сохранения окружающей среды, в том числе на основе повышения качества продукции нефтепереработки, комплексного использования сырья, исследовались авторами Брагинским О. Б. и Абросимовым А. А. [10; 11; 19; 20 и др.]. Предложения, сделанные в указанных работах используются в диссертационной работе.

Проблемы оценки и оптимизации качества продукции, технического уровня производства, экономических условий перевооружения нефтеперерабатывающих предприятий освещались рядом авторов [73; 74; 76]. Методические вопросы, обосновывающие необходимость реструктуризации нефтеперерабатывающих предприятий, условия и механизм реструктуризации были представлены в работах Евтушенко Е. В. [36].

Работы по комплексному изучению деятельности нефтеперерабатывающих предприятий в составе нефтяных компаний практически отсутствуют. В настоящее время нет единого подхода к оценке деятельности нефтеперерабатывающих предприятий, отсутствуют современные методики анализа работы НПЗ и их влияние на результаты деятельности нефтяных компаний, экономически недостаточно исследованы проблемы ресурсосбережения и повышения конкурентоспособности продукции. Исследованию этим проблемам посвящена данная диссертационная работа.

Целью настоящей работы является совершенствование методов экономической оценки эффективности нефтеперерабатывающего производства, выявление основных направлений, условий и механизма ее повышения.

Цель диссертационной работы обусловила необходимость решения следующих задач:

1. Исследовать теоретическую и методическую базу оценки деятельности и анализа эффективности нефтеперерабатывающего производства, разработать предложения по ее совершенствованию.

2. Изучить мировой опыт, тенденции и перспективы развития нефтепереработки и оценить экономические последствия нарастающего отставания российских предприятий.

3. Провести анализ современного состояния отечественных НПЗ с целью выявления основных факторов и причин, замедляющих развитие, определить возможные потери для РФ и нефтяных компаний.

4. Разработать и обосновать методику оценки эффективности и вклада НПЗ в работу нефтяных компаний.

5. Обосновать предложения по повышению конкурентоспособности продукции нефтепереработки.

6. Сформулировать и обосновать основные пути повышения эффективности производства на основе проведения политики ресурсосбережения.

Объектом исследования является нефтеперерабатывающий сектор нефтяных компаний, их деятельность в условиях рыночной экономики.

Предметом исследования стал экономический механизм деятельности нефтеперерабатывающих предприятий.

Теоретической и методологической основой исследования послужили исследования российских и зарубежных ученых и специалистов, опубликованные в научных изданиях, отраслевых и экономических журналах, сети Интернет, а также конкретные теоретические, аналитические и статистические данные, характеризующие проблемы эффективности нефтепереработки.

Наиболее существенные результаты, полученные лично соискателем и имеющие, по мнению автора, элементы новизны, заключаются в следующем:

1. Исследование оценки работы нефтеперерабатывающего сектора нефтяных компаний и факторов роста эффективности производства в современных условиях, позволившее доказать, что современная система оценки работы нефтепереработки на основе затрат и цены процессинга на тонну переработки сырья не отвечает задачам выработки конкурентоспособной продукции и ресурсосбережению, не позволяет задействовать многие факторы роста эффективности производства.

– система показателей оценки деятельности нефтеперерабатывающего производства по уровням управления, основанная на расчете затрат на единицу выручки, построении цен на их основе, а также операционного дохода и рентабельности;

– усовершенствованная методика анализа и обоснования роста эффективности производства, особо выделяя в ней факторы повышения качества продукции и экономии нефти

2. Изучение мирового опыта достижения высокого качества продукции и исследование конкурентоспособности российских нефтепродуктов дали возможность установить, что:

– повышение качества продукции достигается в основном в результате ввода специальных процессов, улучшающих отдельные параметры, и использования специальных присадок и добавок, однако продукция, отвечающая мировым стандартам, не может быть получена без ввода деструктивных процессов, углубляющих переработку нефти, оптимальное сочетание углубляющих процессов и процессов, направленных на повышение качества, делает этот путь наиболее эффективным

– для координального решения этой проблемы требуются усилия общества, государства и нефтяных компаний, их перечень дается в работе

– оценить последствия выработки неконкурентоспособной продукции как для нефтяных компаний, так и безопасности страны.

3. Комплексное исследование эффективности углубления переработки нефти, позволившее доказать, что:

– сокращение расхода нефти на единицу целевой продукции в современных условиях является главным направлением повышения эффективности производства, обеспечивающим ресурсосбережение и безопасность НК;

– сохранение глубины переработки нефти на современном уровне может привести к перерасходам нефти и росту затрат в ее добычу, возникновению избыточного производства остаточных продуктов, не находящих сбыта, сдерживанию развития нефтехимии, невозможности получения высококачественной продукции;

– необходимо изменение методического подхода к обоснованию углубления переработки нефти, обоснование необходимо проводить с позиции не отдельного проекта, а компании в целом, проводя расчеты на конечный результат по ассортименту и качеству продукции с учетом перспективных требований.

Практическая значимость исследования. Основные положения и выводы диссертационной работы могут быть использованы:

– при разработке системы сбалансированных показателей для нефтеперерабатывающего производства;

– при разработке стратегии и принятии решений в области ресурсосбережения, повышения конкурентоспособности продукции и охраны окружающей среды;

– при обосновании конкретных проектов по углублению переработки нефти и повышению качества продукции;

– при разработке методов государственного регулирования повышения конкурентоспособности продукции.

Материалы диссертации представляют интерес для учебного процесса.

Апробация исследования. Основные положения диссертационной работы изложены в научных работах по исследуемой теме. Опубликовано 4 печатных работы, общий объем 6,3 п. ч., в том числе одна авторская монография.

Структура и объем исследования. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка литературы. Объем текста составляет 141 страницу, илюстрирована 15 рисунками и 66 таблицами, список использованной литературы насчитывает 103 наименования.

Диссертация: заключение по теме “Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда”, Злотников, Юрий Леонидович

Проведенное исследование использования сырья на современном этапе и путей ресурсосбережения позволяет сделать следующие выводы:

1. Главный производственным ресурсом в производстве нефтепродуктов, составляющим в затратах 80-90%, является сырье.

2. Факторами сокращения затрат на сырье могут быть: углубние переработки нефти; увеличение отбора целевой продукции на технологических установках; сокращение потерь нефти и нефтепродуктов; сокращение расхода топлива и потерь; оптимизация технологических схем переработки и технологического режима. Среди них главный фактор – углубление переработки нефти.

3. В современных условиях расход нефти на единицу целевой продукции в 1,2-2 раза превышает аналогичные расходы на зарубежных НПЗ. В результате этого перерасход нефти в 2004 году составил 38,5-62,7 мн. тп. При достижении уровня расхода нефти на единицу продукции в США в 2004 г. экономия составила бы 16,4 мрд. $.

4. Необходимость углубления переработки нефти доказывается достаточно давно. В 90-ые годы были созданы специальные программы технического перевооружения нефтепереработки, но они не были выпонены в поном объеме. Значительные капитальные затраты для технического перевооружения, большие сроки строительства, а также рост цен на нефть и экспорта нефти привели к перераспределению инвестиций в пользу добывающего сектора.

5. Расчетами доказано, что инвестирование в углубление переработки нефти эффективно. Так, на крупном НПЗ при углублении переработки нефти с 50% до 83% образуются: чистый дисконтированный доход в сумме 2860 мн. $, внутренняя норма рентабельности – 23%, индекс доходности 1,78; срок возврата капитала – 3/7 лет ассортимент и качество продукции соответствуют мировым стандартам. Главное достижение проекта – сокращение расхода нефти на единицу продукции до 1,2, ежегодная экономия затрат на нефть составит 1776 мн. $. Этим, видимо, объясняется стремление мировых нефтяных компаний к глубокой переработке нефти; высокие цены на нефть способствуют этой тенденции.

6. Эффективность углубления переработки во многом зависит от: мощности предприятия, исходного уровня углубления, цен на нефть и нефтепродукты, сроков проведения работ.

7. При последовательном рассмотрении по уровням углубления можно констатировать рост эффективности.

8. При обосновании эффективности углубления обычно проводятся расчеты для конкретного проекта на конкретном НПЗ. Более правильно оценивать затраты в нефтепереработку с позиции нефтяной компании, сопоставляя варианты на одинаковый конечный результат по ассортименту и качеству продукции. Расчетами доказано, что при сопоставлении схем переработки с разной глубиной переработки на одинаковый ассортимент и качество продукции, на рассмотренном ранее предприятии, что при углублении переработки нефти потребность в ней сокращается на 9730 тыс. тн., снижается выработка мазута на 9401,3 тыс. тн., увеличиваются выручка и прибыль соответственно на 1637,7 и 3085,4 мн. $, сокращаться затраты. Продукция соответствует мировым стандартам. Допонительные инвестиции окупаются в первый год эксплуатации. При углублении переработки нефти образуется чистый дисконтированный доход в сумме 6641,1 мн. $, внутренняя норма рентабельности составит 46%, с каждой единицы вложенных средств будет получено 4,9$. Следовательно, более правильно оценивать эффективность углубления на одинаковый конечный результат по ассортименту и качеству продукции.

9. При сохранении глубины переработки на уровне 60-70% возникают проблемы, связанные с удовлетворением перспективного спроса на нефтепродукты, по ассортименту и качеству, проблемы сбыта остаточных продуктов (топочный мазут), дефицит нефти, дефицит высококачественной продукции. Углубление переработки нефти позволяет одновременно решить три главные проблемы – сократить потребность в нефти, повысить качество продукции и сократить вредное воздействие на окружающую среду.

10. Углубление переработки нефти – это наиболее эффективный путь решения проблем конкурентоспособности продукции, ресурсосбережения и снижения вредного воздействия на окружающую среду и человека.

11. Для удовлетворения внутреннего спроса на нефтепродукты в России в 2020 году потребуется нефти, мн. тн.

12. Экономия нефти за счет углубления переработки иМеет предел, диктуемый наличием остаточных продуктов.

1. Современный этап развития нефтеперерабатывающей промышленности России характеризуется увеличивающимся отставанием от мирового уровня в области качества продукции, техники и технологии переработки нефти, ресурсоёмкости производства, а также сохранения окружающей среды.

2. Проведенный комплексный анализ работы нефтеперерабатывающих секторов российских нефтяных компаний за 1995-2005 г. г. позволил установить, что нефтеперерабатывающее производство после спада в 90-ые годы XX столетия восстанавливает свой потенциал, увеличивая объемы производства, постепенно повышая качество продукции и экономические результаты.

3. Исследование мирового опыта подтверждает следующие негативные последствия современного этапа развития:

– качество вырабатываемой продукции отстает от требований мировых стандартов, имеет место выработка больших количеств морально устаревшей продукции; низок уровень производства нефтепродуктов с современными экологическими характеристиками;

– структура производимой продукции не соответствует мировым тенденциям: высок процент выработки темных (остаточных) нефтепродуктов, низок уровень производства сырья для нефтехимии и продуктов ее переработки;

– используются в большем объеме устаревшие технологии, а отсюда перерасходы сырья, электрической и тепловой энергии и других материально-технических ресурсов;

– не уделяется достаточного внимания ресурсосбережению: низкая глубина переработки сырья, низкий выход светлых нефтепродуктов; высокий расход нефти;

– недостаточное использование производственных мощностей, их разбалансированность по технологической цепочке;

– высокие, постоянно увеличивающиеся затраты на производство: маржа от переработки нефти ниже, чем на большинстве зарубежных предприятий.

4. Разработанные в 90-ые годы программы реконструкции и технического перевооружения нефтеперерабатывающего производства и утвержденные Правительством РФ выпонялись слишком медленно, проводимые работы в основном были направлены на реконструкцию действующих технологических процессов.

– недостатком инвестиций, они направлялись в основном в добывающий сектор нефтяных компаний, чему способствовали рост цен на нефть и экспорта нефти;

– недооценка нефтеперерабатывающего производства для развития нефтяных компаний в стратегическом плане, для обеспечения устойчивых темпов развития при возможных снижениях цен на нефть или исчерпании запасов;

– убеждение, что нефтепереработка высокозатратное и недостаточно эффективное производство несмотря на то, что оно обеспечивает получение значительной части выручки и прибыли компанией;

– недооценка последствий накапливающегося отставания, которое может привести к потере конкурентоспособности продукции и проблемам со сбытом продукции в будущем для безопасности государства;

– наличием двух видов цен: внутренних и мировых, что позволяет реализовывать недостаточно качественную продукцию на внешнем рынке по ценам, превосходящих внутренние и не стимулирует вложение инвестиций в повышение качества продукции;

– снижением уровня аналитической работы, что привело к отсутствию методик анализа эффективности производства, калькулирования затрат и другие;

5. Проведенным исследованием доказано, что выход из создавшегося положения-это:

– изменение статуса и оценки деятельности нефтеперерабатывающих предприятий, повышение уровня аналитической работы, позволяющей ие только оценить реальные затраты и возможности их снижения, но и влиять на товарный рынок;

– ужесточение требований к качеству продукции, в первую очередь экологических, развитие стимулов для производителей и потребителей более качественной продукции;

– ужесточение экологических требований к производственным процессам и оборудованию;

– резкое увеличение инвестиций в развитие нефтеперерабатывающего производства, стимулирование на государственном уровне инвестированное ^ повышение конкурентоспособности продукции и ресурсосбережение;

– углубление переработки нефти, как единственно эффективного пути, одновременно обеспечивающего решение трех главных проблем – конкурентоспособности продукции, ресурсосбережения и улучшения экологии.

6. Используемый в современной практике ключевой показатель – затраты на тонну перерабатываемой нефти не отражает ни реальных затрат, ни эффективности производства, так как затраты по обработке – это 10-20% от суммарных затрат, при повышении качества продукции, улучшении использования сырья они возрастают, но при этом повышается эффективность производства.

Для адекватной оценки и учета всех факторов повышения эффективности производства, отражающего не только изменение затрат, но и изменение ассортимента и качества продукции, ввести в качестве ключевого показателя – затраты на единицу выручки. Учитывая современную структуру управления для его расчета использовать на НПЗ – внутренние цены, на среднем уровне управления – цены реализации.

Кроме затрат на единицу выручки использовать операционный доход и рентабельность продукции.

7. Для правильной оценки эффективности производства восстановить калькулирование себестоимости продукции, внеся в действующую методику некоторые коррективы. Сохранив в целом деление продукции на целевую (основную) и побочную, на установках первичной перегонки (AT и АВТ) всю продукцию относить к основной, в дальнейшем на всех последующих установках побочную продукцию оценить по себестоимости продукции первичной перегонки. Затраты на всех установках за минусом стоимости побочной продукции распределять между основной продукции по весовому принципу. Таким образом будет определена производственная себестоимость. Затраты на сырье возникают на среднем уровне управления, они распределяются по видам продукции по коэффициентно-весовому принципу. Коэффициенты дожны учитывать ценность продукции. Сумма затрат на сырье и производственная себестоимость составят поную себестоимость единицы продукции.

8. Внутренние цены компании на продукцию НПЗ устанавливаются, исходя из производственных затрат и нормативной (для компании) прибыли, ее величина дифференцируется по продуктам с учетом их ценности и спроса на рынке.

9. Знание затрат на единицу продукции позволит компании более грамотно формировать ассортимент продукции.

10. Важное значение в росте эффективности производства имеет пофакторный анализ. В работе предложен усовершенствованный механизм расчета по факторам прироста выручки, затрат, прибыли.

11. Для повышения конкурентоспособности продукции российские компании принимали серьезные меры, вводились новые и реконструировались действующие установки: каталитического крекинга, каталитического риформинга, гидроочистки, в небольшом количестве были введены установки изомеризации и по производству оксигенатов. В результате качество продукции заметно улучшилось. Вместе с тем качество российской продукции не всегда соответствует мировым стандартам, реализуется по сниженным ценам, нанося тем самым урон окружающей среде и экономике нефтяных компаний.

13. Повышение качества продукции – необходимое условие развития на современном этапе, диктуемое, в первую очередь, требованиями к снижению вредного воздействия на окружающую среду.

В работе показано, что непринятие срочных мер по повышению качества продукции приведет к:

– снижению экспорта, валютной выручки и других денежных поступлений;

– невозможности использования современной техники; повышению разрыва между мировыми и экспортными ценами для России;

14. Повышение качества продукции достигается в основном в результате ввода специальных процессов, улучшающих отдельные параметры, и использование специальных присадок и добавок. Вместе с тем продукция, отвечающая мировым стандартам, не может быть получена без ввода деструктивных процессов, углубляющих переработку. Оптимальное соотношение деструктивных процессов с процессами, направленными на повышение качества продукции, делает этот путь наиболее экономичным.

15. Решение проблемы повышения качества продукции требует усилий нефтепереработчиков, общества и государства:

– от нефтяных компаний – осознания и увеличения инвестирования в повышение конкурентоспособности продукции;более глубокий анализ использования вторичных процессов, связанных с повышением качества продукции, повышение эффективности их работы;

– от государства – разработки стандартов и технических регламентов как для нефтепродуктов, так и технических средств, выпонение которых дожно быть неукоснительным;

– разработки системы мер, делающих как невыгодным производство неконкурентоспособной продукции, так и стимулирующих путем снижения налоговой нагрузки (акцизы) на нефтепродукты, обладающие повышенным качеством, снижения налоговой нагрузки предприятиям, инвестирующим прибыль в повышение качества продукции.

16. Главным производственным ресурсом в производстве нефтепродуктов, составляющим в затратах 80-90%, является сырье (нефть и газовый конденсат). Их экономия – главный фактор роста эффективности производства.

17. Ресурсосбережение в нефтепереработке достигается за счет углубления переработки нефти, сокращения расхода топлива и потерь, увеличения отборов целевой продукции на технологических установках, сокращения расхода вспомогательных материалов и энергии. Главное направление ресурсосбережения – углубление переработки нефти. В работе показано, что при сокращении расхода нефти на единицу моторных топлив, выработанных в России в 2004 году до уровня расхода в США, могло быть сэкономлено нефти – 62,7 мн. тн., что обеспечило бы экономию 16,4 мрд. $. Но реализация этого фактора требует значительных инвестиций в техническое перевооружение производства. Величина инвестиций и достаточно длительные сроки строительства, а также рост цен на нефть и ее экспорта привели к перераспределению инвестиций в пользу добывающего сектора.

18. Расчетами доказано, что инвестирование в углубление переработки нефти эффективно. Так, на крупном НПЗ при углублении переработки нефти с 50% до 83% образуются: чистый дисконтированный доход в сумме 2860 мн. $, внутренняя норма рентабельности составляет 23%, индекс доходности – 1,78, срок возврата капитала достигается через 3 года после начала эксплуатации и 7 лет с начала вложения средств.

Главными достижениями проекта являются сокращение расхода нефти до 1,2 на единицу целевой продукции, производство продукции на уровне мировых стандартов. Ежегодная экономия нефти в затратах составит 1776 мн. $. Этим, видимо, объясняется стремление мировых компаний к глубокой переработке нефти, высокие цены на нефть способствуют этой тенденции.

19. Эффективность углубления переработки во многом зависит от: мощности предприятия, исходного уровня углубления, цен на нефть и нефтепродукты, сроков строительства. В работе показано, что при изменении этих факторов в худшую сторону, эффективность проектов по углублению переработки снижается, но не изменяется общее мнение о ее целесообразности.

20. При обосновании эффективности углубления обычно проводятся расчеты для конкретного проекта на конкретном НПЗ. Более правильно оценивать затраты в нефтепереработку с позиции нефтяной компании, сопоставляя варианты, обеспечивающие одинаковый конечный результат по количеству, ассортименту и качеству продукции. Расчетами доказано, что при сопоставлении схем переработки нефти с разной глубиной переработки на одинаковые количества, ассортимент и качество продукции, на рассматриваемом ранее предприятии мощностью 18,0 мн. тн, потребность в сырье сокращается на 9730 тыс. тн., снижается выработка мазута на 9401,3 тыс. тн., увеличиваются выручка и прибыль соответственно на 1637,7 и 3085,4 мн. $, сокращаются затраты. Полученная прибыль в первый год эксплуатации перекрывает необходимые для этой цели инвестиции. От реализации схемы с глубокой переработкой нефти будут получены:

21. При сохранении глубины переработки нефти на уровне 65-70% возникает ряд серьезных проблем, связанных с удовлетворением перспективности спроса на нефтепродукты по ассортименту и качеству:

– необходимость наращивания объема переработки нефти, а следовательно, увеличение затрат в добычу нефти или снижение ее экспорта;

– возникновение избыточного производства топочного мазута, следовательно, проблема его сбыта;

– невозможность получения высококачественной продукции вследствие отсутствия необходимых высококачественных присадок и компонентов, которые придется закупать за рубежом;

– предложение рынку низкокачественной продукции приведет к ограничению ее использования (проблема сбыта), а отсюда дальнейшему повышению разрыва между мировыми и российскими экспортными ценами, снижению валютной выручки и других денежных поступлений.

22. Для удовлетворения внутреннего спроса на нефтепродукты в 2020 году потребуется нефти, мн. тн:

Следовательно, глубокая переработка нефти может обеспечить экономию нефти – 45 мн. тн или 11,7 мрд. $.

23. Для правильной оценки эффективности углубления переработки нефти необходимо решение ряда методических проблем:

– изменение статуса нефтеперерабатывающих предприятий в составе нефтяных компаний;

– создание методики оценки и анализа деятельности НПЗ в современных условиях;

– уточнение методики оценки эффективности инвестиционных проектов, направленных на повышение качества продукции и сохранение окружающей среды;

– уточнение позиции государства в стимулировании повышения качества продукции и сохранении окружающей среды.

24. Расчетами доказано, что углубление переработки нефти – это единственный путь, позволяющий одновременно решить проблемы качества продукции, ресурсосбережения и улучшения экологии.

25. Повышение качества продукции и углубление переработки нефти требуют больших инвестиций. Решая проблему инвестирования необходимо четко различать:

– повышение качества продукции – необходимое условие развития на современном этапе, диктуемое, в первую очередь, необходимостью снижения вредного воздействия на окружающую среду, ее решение требует усилий нефтепереработчиков, общества и государства; ресурсосбережение – задача экономическая, диктуемая необходимостью сокращения расхода нефти на производство продукции, ограниченностью запасов последней, ростом затрат на добычу; решаются задачи одновременно, но значительная часть инвестиций направляется на повышение качества продукции, это инвестиции в гидроочистку, акилирование, изомеризацию, этерофикацию, производство водорода, оксигенатов, а также в подготовку сырья для углубляющих процессов.

1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Инфо ТЭК: аналитика, документы, факты.

3. Краткое изложение Обзора мировой энергетики 2004 /Наука и технологии в промышленности. 2004. – № 3,4/

4. Нефтеперерабатывающая промышленность России и ведущих стран мира за 1995,2003 и 2004 г. г. ОАО ЦНИИТЭнефтехим. М. 2005 г.

5. Нефтеперерабатывающая промышленность России и ведущих стран мира с 1965 по 1999 г. г.: аналитико-конъюнктурный справочник. М.: ОАО ЦНИИТЭнефтехим, 1999.

6. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М.: Тер инвест, 1994.

7. Алекперов В. Ю. Вертикально-интегрированные нефтяные компании России. М.: Аутоиан, 1996

8. Алекперов В. Ю. Стратегические направления системной реорганизации управления нефтяными компаниями (на примере ОАО Лукойл М.: Изд-во института микроэкономики, 1998.

9. Андреев А. Ф., Зубарева В. Д., Саркисов А. С. Анализ рисков нефтегазовых проектов. М.: Нефть и газ, 2003 г.

10. Ю. Абросимов А. А., Гуреев А. А. Экономические аспекты применения нефтепродуктов. М.: ОАО ЦНИИТЭнефтехим, 1997

11. П. Абросимов А. А. Экология переработки углеводородных систем. М.: Химия, 2002

12. Ансофф И. Стратегическое управление: Сокр. пер. с англ. /Под ред. Л. И.Евенко.-М.: Экономика, 1989

14. Андреев А. Ф. Оценка эффективности и планирование проектных решений в нефтегазовой промышленности. М.: Нефть и газ, 1997

15. Афанасьев A. M. Нефтехимический комплекс: методы оценки и обеспечения устойчивости функционирования. М.: Экономия, 2003

16. Афанасьев A. M. Методы оценки и обеспечения устойчивости функционирования предприятий нефтехимического комплекса. М.: 2001

17. П. Богданов B. J1. Система управления активами нефтегазовых компаний в современных российских экономических условиях. М.: NOTA-BEHE, 2002

18. Брагинский О. Б. Мировая нефтехимическая промышленность, М.: Наука, 2003

19. Брагинский О. Б. Тенденции развития мировой нефтехимической промышленности // Нефть, газ и бизнес, 2001, № 1.

20. Брагинский О. Б., Шлихтер Э. Б. Развитие нефтеперерабатывающей промышленности мира под влиянием требований к охране окружающей среды. М.: ЦЭМИ РАН, 2000

21. Брагинский О. Б. Сколько стоит НПЗ? Использование индексов Нельсона для сравнения российских НПЗ и оценки проектов их реконструкции и развития /Нефть и бизнес. 1997 г. № 3/

22. Брагинский О. Б., Шлихтер Э. Б. Развитие нефтепереработки с учетом требований по охране природы (американская стратегия) Нефть и бизнес. 1998-№2

23. Брагинский О. Б., Шлихтер Э. Б. Мировая нефтепереработка: экологическое измерение. Издательство Academia, 2002

24. Балукова В. А., Залищевский Г. Д., Колесов M. JL, Садчиков И. А., Сомов В. Е. Стратегический анализ технической реструктуризации предприятий СПб, 2001

25. Бутузова И. А., Маховикова Г. А., Терехова В. В. Коммерческая оценка инвестиций. Питер, 2003

26. Баженов В. П. Тенденции российской нефтепереработки // ИнфоТЭК: статистика, документы, факты 2002 г., № 11

27. Баканов М. И., Мелышк М. В., Шеремет А. Д. Теория экономического анализа. М.: Финансы и статистика, 2005

28. Васильев Ю. П. Развитие инновационной деятельности в США или как удвоить ВВП. Изд-во Экономика, 2005

29. Виленский П. Л., Лившиц В. Н., Орлова Е. Р., Смоляк С. А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. М.: Дело, 1998

30. Виленский П. Л., Лившиц В. Н. Оценка эффективности инвестиционных проектов с учетом реальных характеристик экономической среды // Аудит и финансовый анализ. 2000, № 3

31. Виленский П. Л., Лившиц В. Н., Смоляк С. А. Оценка эффективности инвестиционных проектов М.: Дело, 2001

33. Выгон Г. В. Методы оценки нефтяных компаний в условиях неопределенности // Аудит и финансовый анализ 2001

34. Докучаев Е. С., Малышев Ю. М. Экономические проблемы нефтеперерабатывающего комплекса Башкортостана. Уфа, Изд-во фонда содействия развитию научных исследований, 1997

35. Докучаев Е. С., Малышев Ю. М., Юмадилов А. Р. Интегральный показатель уровня качества нефтепродуктов: методы расчета и аналитические возможности // Экономика и управление: Уфа, 1999, № 5

36. Андреев А. Ф., Злотников IO. JI. К оценке эффективности углубления переработки нефти // Нефть, газ и бизнес 2006, № 8

37. Злотников IO. JI. Экономические проблемы развития нефтеперерабатывающего производства. М.: Изд-во Нефть и газ 200642.3лотников Ю. Л. Современные проблемы повышения эффективности нефтеперерабатывающего производства. М.: Нефть, газ и бизнес. 2006, №4

38. Злотников Ю. Л. Методические основы оценки и стимулирования ресурсосбережения. М.: Нефть, газ и бизнес 2006, № 5

39. Кабилов А. Г., Сайфулин Н. Р., Нигматулин Р. Г., Малышев Ю. М., Докучаев Е. С., Зимин А. Ф., Гермаш В. М. Экономическая оценка в управлении качеством на нефтеперерабатывающем предприятии. – Уфа, изд-во УГНТУ, 1994

40. Каминский Э. Ф., Хавкин В. А. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. М.: Техника, 2001

41. Каплан Р., Нортон Д. Сбалансированная система показателей ЗАО Олимп Бизнес. М. – 2005

42. Каплан Р., Нортон Д. Организация, ориентированная на стратегию. ЗАО Олимп Бизнес. М. – 2004

43. Капустин В. М., Кукес С. Г., Бертолусини Р. Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, 1995

45. Ковалева А. А. Государственное регулирование научно-технической и инновационной деятельности в нефтяных компаниях. М.: Диалог – МГУ, 1999

46. Ковалева А. И. Технологические инновации и особенности оценки их экономической эффективности в вертикально-интегрированных нефтяных компаниях. М.: МАКС Пресс, 2000

47. Ковалева А. И. Стратегическое управление инновационной деятельностью в вертикально-интегрированных нефтяных компаниях. М.: Макс Пресс, 2000

48. Кондратьев Н. Д. Проблемы экономической динамики. М.: Экономика, 1989

49. Конопляник А., Белова М. Почем и почему? Некоторые причины роста цен на нефть и прогнозы дальнейшего развития событий. Нефть России № 8,2004

50. Конопляник А. При низких ценах можно остаться с прибылью. Нефть России № 9,2000

51. Крюков В. Интегрированные корпоративные структуры в нефтегазовом секторе: пройденный путь и необходимость перемен. Российский экономический журнал № 2,2004

52. Лайм Фаэй, Роберт Рендел Курс МВА по стратегическому менеджменту. Пер. с англ. М.: Альпина Паблишер, 2002

53. Левенбук М., Гайдук И. Нефтепереработка новые вызовы времени (Нефтегазовая вертикаль. – 2001, № 17)

54. Мастепанов A. M. Топливно-энергетический комплекс России на рубеже веков состояние, проблемы и перспектива развития информационно-аналитический обзор. – М.: Современные тетради -200

57. Методика анализа производственно-хозяйственной деятельности нефтеперерабатывающих предприятий. М.: ЦНИИТЭнефтехим 1973

58. Маренков H. J1. Инноватика. Менеджмент. Инвестиции. Антикризисное управление. М. URSS, 2005

59. Ермилов О. М., Миловидов К. Н., Чугунов J1.C., Ремизов В. В. Стратегия развития нефтегазовых компаний. М.: Наука, 1998

60. Повышение эффективности производства в нефтеперерабатывающей промышленности. М. Химия – 1987

61. Ракитский В. М. Тенденции и перспективы развития нефтепереработки в мире. СПб-Петербург Недра, 2006

63. Рябов В. А. Технология и экономика нефтепереработки в России, странах СНГ и Батии // Инфо ТЭК статистика, факты, документы. 2002, № 1

64. Селезнева Н. Н., Ионова А. Ф. Финансовый анализ. Управление финансами. М.: ЮНИТИ, 2003

65. Сомов В. Е., Садчиков И. А., Шершуп В. Г., Кореляков J1.B. Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий /Под ред. В. Е.Сомова/ М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2002

66. Сомов В. Е. Стратегическое управление нефтеперерабатывающими предприятиями, СПб Химия, 1999

67. Сомов В. Е. Сообща мы придем к успеху. Нефтепереработка и нефтехимии, 2004, № 1

68. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа. М.: Химия, 2005

69. Шеремет А. Д., Сайфулин Р. С., Негашев Е. В. Методика финансового анализа, М.: ИНФРА-М, 2001

70. Шафраник Ю. К. Незавершенные реформы в нефтегазовом комплексе – тормоз развития отрасли. Энергия, № 12, 2005

71. Уош К. Ключевые показатели менеджмента. Пер. с англ. М.: Дело 2001

73. Черныш М. Е. О внедрении завершенных разработок по программе развития отрасли до 2010 года // Химия и технология № 5, 2002

74. Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях. Минтопэнерго РФ. М.: 1998

79. Нефтегазовая вертикаль. Ежемесячный аналитический журнал, 1997 -2005

80. Нефть России. Ежемесячный журнал, 1995 -200589.0il@Gas Journal, 1990 2004

81. Нефтепереработка и нефтехимия: НТИС. М.: ЦНИИТЭнефтехимия 1990-2005

83. Материалы ежегодной конференции Нефтеперерабатывающая промышленность в странах СНГ. Adam Smith Institute 1997-2004

84. Nelson W. L. The concept of refinery complexity "Oil and gas jornal, № 13,

85. Официальный сайт транснациональной компании British Petroleum – http//www. bp. com

86. Официальный сайт ОАО Лукойл http//www/lukoil. ru/map. asp96.0фициальпый сайт ОАО Сургутнефтегаз http//www. surgutneftegas. ru

87. Роберт Каплан, Дейвид Нортон Организация, ориентированная на стратегию. Москва: ЗАО Олимп-Бизнес, 2004

88. Роберт Каплан, Дейвид Нортон Сбалансированная система показателей. Москва.: ЗАО Олимп-Биизнес, 2005

89. Салимов М. К., Абросимов А. А. Эколого-экономические аспекты развития производства моторных топлив, ЦНИИТЭнефтехим, 1991

90. ЮО. Каминский Э. Ф., Луринг М. Н., Хавкин В. А., Курганов В. М., Соколов Л. Н. Состояние и перспективы развития экологически чистых дизтоплив.: ЦНИИТЭнефтехим., 1995

92. Ю2.Пурвин и Гертц. Обзор Реализация российской нефти и нефтепродуктов на европейском рынке. Перспективы и факторы риска. 2004

Http://geum. ru/ec-aref/ekonomicheskie-problemy-razvitiya-neftepererabatyvayuschego-proizvodstva. php

Актуальность данной темы определяется нестабильностью величины нефтяных цен, которая существенным образом влияет на формирование доходной части бюджетной системы и экономическое функционирование страны в целом.

– изучить динамику цен на нефть и экономическую ситуацию в странах–экспортерах;

– исследовать причины и последствия сырьевой зависимости российской экономики;

– исследовать пути снижения зависимости России от колебаний мировых цен на нефть.

– анализе актуальных проблем современной российской экономики в взаимосвязи с экономиками других стран;

– выявление важнейших составляющих развития нефтяной российской промышленности, причин нестабильности ее функционирования и предполагаемых путях выхода из существующих проблем.

Рынок «нефтедолларов» – это сосредоточение имеющейся американской валюты в совокупности с возможностями по реализации имеющихся нефтяных запасов. Значение «таких» долларов – это крайне нестабильная величина, характеризующаяся попеременным изменением, как в сторону падения, так и в сторону подъема.

Развитие любой значимой экономической структуры не происходит без мирового воздействия, тоже наблюдается и с рынком нефти. Здесь основным игроком выступает Организация стран-экспортеров нефти (ОПЕК), ее членами являются страны, чья экономика во многом зависит от доходов от экспорта нефти. На долю стран ОПЕК приходится всего около 35% мирового предложения, но Россия, не состоящая в ОПЕК, дает еще 11,5% и содействует им. Более того, страны Персидского залива, доминирующие в ОПЕК, обладают самыми крупными резервами при самых низких издержках производства, поэтому им проще всего закручивать и откручивать вентили. Саудовская Аравия, верховодящая в ОПЕК, часто говорила, что для нее идеальной ценой было бы 20-25$ за баррель. Для России же приемлемая цена на нефть от 70$ до 100$ за баррель, иначе строительство новых мощностей станет невозможным. Однако представители ОПЕК констатируют, что и 40-50$ за баррель весьма неплохо, поэтому кризисный обвал нефтяных цен для таких стран особо острых проблем не привнес, чего нельзя сказать о России.

Российская экономика уже длительно время имеет доминирующую сырьевую структуру. Экспорт нефти и нефтепродуктов на сегодняшний день составляет 40% стоимостного объема российского экспорта. Сумма налогов, сборов и пошлин с нефтяного сектора составляет от 25 до 50% российского бюджета. Так что основной показатель, из-за которого каждый год идут ожесточенные споры — это стоимость барреля российской нефти, из расчета которой и считается весь бюджет.

Проводя исследование, была установлена сложность долгосрочного планирования цен на углеводородное сырье, возможность предусмотреть все риски не оправдывает себя полностью, всегда существует доля вероятности незапланированных ценовых скачков. Так, еще в первой половине 2008 г. нефть дорожала, достигнув в июле исторического максимума —147,27$ за баррель, затем после кризисных корректив в декабре баррель нефти стоил в среднем 42$. Тогда антикризисной мерой стало изменение параметров бюджета из расчета на более низкие нефтяные цены, чтобы снизить бюджетный дефицит [1].

Затем ситуация приняла обратную сторону. Беспорядки в Тунисе, Египте, затем в Ливии создали угрозу добычи и транспортировки нефти. Затянувшаяся дестабилизационная обстановка в Ливии представляет опасность для мирового сообщества, поэтому в ответ на такую угрозу нефтяные цены вновь стали трехзначными. Для России такое изменение только положительно, ведь проект федерального бюджета на среднесрочную перспективу спланирован исходя из проектной цены на нефть 75$ за баррель в 2011 г, 78$ – в 2012 г и 79$ – в 2013 г. [1]. Поэтому в данных условиях Россия сможет сократить свой бюджетный дефицит, сыграя на полученной разнице. Пополнить доходные статьи бюджета, восстановить финансирование отдельных направлений будет возможным при относительно длительном уровне таких цен на углеводороды, что еще раз доказывает серьезную зависимость российской экономики от нефтяного сектора, которая будет существовать еще долгое время.

Сегодняшняя ситуация на мировом рынке нефти уже не характеризуется неожиданными скачками и возможными негативными последствиями от них. За кризисный и послекризисный периоды мировое сообщество (в т. ч. и российская экономика) приспособились к резким изменениям в ценообразовании на нефтяном рынке и научились планировать возможные варианты развития экономик без явной опоры на нефтяные цены. Так, бюджет России на 2013 год и плановый период 2014-2015 гг. впервые сформирован исходя из бюджетных правила, согласно которым параметры бюджета рассчитывались, исходя из средней цены на нефть за 5 лет. Это попытка сделать российскую экономику менее зависимой от нефтяных доходов, к тому же наВсемирном экономическом форуме в Давосе премьер-министр Дмитрий Медведев подчеркнул, что без обилия нефтедолларов российская экономика не рухнет; он отметил, что зависимость российской экономики от сырьевого экспорта велика, но она слишком сильно преувеличена [2].

Таким образом, Россия, не вступающая ни в какие международные нефтяные организации, пытается играть на мировом рынке нефти по своим правилам. А цены на нефть всегда будут оставаться многозначимым и переменным фактором экономики любого государства, определяющим особенности формирования бюджета страны, направление ее развития, устойчивость к кризисным проявлениям. И в ближайшем будущем подобная тенденция сохранится.

Http://www. scienceforum. ru/2013/21/2441

2.1. Определение эффективности развития и размещения отраслевого производства 11

Цель работы – исследовать экономическое обоснование отраслевого размещения производства.

Региональная экономика – одна из важнейших отраслей экономических знаний. Предметом региональной экономики является изучение социально-экономического регионального размещения производительных сил России и развития отраслей ее экономики, важнейших природно-экономических, демографических и экологических особенностей регионов, а также межрегиональных, внутрирегиональных и межгосударственных экономических связей. Региональная экономика как научная область знаний занимается исследованием закономерностей, принципов всех элементов производительных сил и социальной инфраструктуры в территориальном аспекте, анализом и прогнозированием, а также обоснованием направлений размещения производительных сил с учетом общей стратегии социально-экономического развития и экологических требований; изучением экономики республик и регионов и межрегиональных экономических связей, исследованием территориальной организации хозяйства. Но в то же время региональная экономика изучает развитие и размещение производительных сил Российской Федерации в целом, ибо экономика каждого региона рассматривается прежде всего как часть единого хозяйственного комплекса России. В данной работе рассмотрим возможность экономического обоснования размещения отраслевого производства.

Объект исследования – производительные силы. Предмет исследования – принципы размещения производства.

Задачи работы: изучить региональный аспект собственности производства в России; рассмотреть закономерности размещения промышленного производства; исследовать процесс определения эффективности развития и размещения отраслевого производства; проанализировать выбор месторасположения отраслевого производства.

Http://diplomnaja. ru/detail/url/neraspoznannye_yekonomicheskaja_yeffektivnost_razmeshenija_proizvodstva_2010_26.html

Николай Токарчук на открытии блиц-турнира по шахматам Николай Токарчук на открытии блиц-турнира по шахматам

Депутат пообщался с избирателями Тарко-Сале, Пурпе, Губкинского и Пуровского района Депутат Тюменской областной Думы Николай Бабин провел накануне в г. Тарко-Сале прием граждан по личным вопросам. Со своими проблемами и инициативами к нему обратились 12 человек. Вопросы, волновавшие людей, не остались без внимания. По словам Бабина, как всегда актуальными остаются.

. депутаты регионального парламента. В Тобольске завершился 17-й фестиваль «Православие и СМИ». Депутатский корпус на этом знаковом мероприятии был представлен заместителем председателя комитета областной Думы по бюджету, налогам и финансам Николаем Токарчуком и заместителем председателя комитета областной Думы по социальной политике Николаем Яшкиным. Главным событием фестивальных дней стало освящение мозаичной иконы святых Кирилла и Мефодия, в сборе средств на создание которой приняли участие.

Депутат Тюменской областной Думы Николай Бабин в рамках рабочей поездки в очередной раз посетил избирательный округ. Несмотря на то, что округ имеет свои территориальные особенности – все муниципальные образования значительно отдалены друг от друга, Николай Андреевич прекрасно.

Николай Токарчук провел прием граждан в региональной общественной приемной председателя партии «Единая Россия» Дмитрия Медведева. Николай Токарчук провел прием граждан в региональной общественной приемной председателя партии «Единая.

Николай Андреевич Бабин приносит торжественную присягу депутата Тюменской областной Думы Николай Андреевич Бабин принес торжественную присягу депутата Тюменской областной Думы

На этой неделе депутат Тюменской областной Думы Николай Бабин в рамках рабочей поездки по Ямалу побывал во всех трех поселениях Красноселькупского района. На этой неделе депутат Тюменской областной Думы Николай Бабин в рамках рабочей поездки по Ямалу побывал во всех трех поселениях Красноселькупского.

Депутат Тюменской областной Думы Николай Бабин находился с 26 по 28 октября в служебной командировке в Пуровском районе. Депутат Тюменской областной Думы Николай Бабин находился с 26 по 28 октября в служебной командировке в Пуровском районе. 26 октября в общественной приемной.

Николай Бабин готовится к рабочей поездке на Ямал. В планах парламентария – встретиться с трудовыми коллективами и главами поселений и районов. Николай Бабин готовится к рабочей поездке на Ямал. В планах парламентария – встретиться с трудовыми коллективами.

. Заключение управления по экономике и финансам Тюменской областной Думы Проект постановления В прениях по вопросу приняли участие заместитель Губернатора Тюменской области, директор Департамента финансов Тюменской области Татьяна Крупина, Владимир Чертищев, Николай Барышников, вице-губернатор Сергей Сарычев. На состоявшемся заседании депутаты рассмотрели и приняли в окончательном чтении два законопроекта, которые касаются областного бюджета. 5. Первый законопроект: № 1264-05 « О внесении изменений.

Http://www. duma72.ru/ru/search/?q=%ED%E8%EA%EE%EB%E0%E9&s=&search-area=all&PAGEN_1=48&isAjax=Y

Инжиниринговая компания Прессмаш успешно работает на рынке России и стран СНГ более 15 лет благодаря своим высоким стандартам качества. Прессмаш специализируется на проектировании и поставке технологических линий и аппаратов для золотодобывающих, горнорудных, металлургических и химических производств:

Автоклавы с системой охлаждения пульпы Пачуки Сгустительное оборудование Линии сушки, прокалки и охлаждения сыпучих материалов:

    аппараты с вращающимися барабанами, аппараты с кипящим слоем.

Системы пылегазоочистки и абсорбции. Выпарные и кристаллизационные установки. Тепломассообменное оборудование:

    аппараты теплообменные, аппараты воздушного охлаждения, реакторы, аппараты с перемешивающими устройствами, аппараты высокого давления.

Запасные части к аппаратам с вращающимися барабанами

Оборудование проектируется исходя из особенностей продукта и технологического процесса у заказчика.

Производится проектирование новых или модернизация действующих объектов горнорудных, металлургических и химических производств. Кроме того, осуществляется проектирование и модернизация импортозамещающего оборудования, что актуально при замене ранее поставленного импортного оборудования.

    технический аудит работы оборудования, разработка технических проектов (разработка аппаратурно-технологических схем установок, расчет материальных и тепловых балансов, расчет конструктивных параметров аппаратов, компоновочные решения), разработка рабочей конструкторской документации, в т. ч. на АСУ ТП, контроль изготовления оборудования, поставка, шефмонтаж и пуско-наладка технологических линий и оборудования.

Проекты направлены на увеличение производительности оборудования, снижение расхода энергоресурсов и сырья на единицу продукции, улучшение качества получаемого продукта, получение нового продукта, увеличение степени очистки отходящих газов и стоков.

В своих проектах мы применяем опыты специализированных проектных институтов, наши специалисты обладают значительными инженерными навыками в исследованиях и разработке авангардных решений, совместно с ведущими предприятиями отрасли, под четким контролем качества производится надежная и высококачественная продукция. Специалисты аттестованы Ростехнадзором РФ на знание требований промышленной безопасности в химической, нефтеперерабатывающей, горнорудной и металлургической промышленности, а также на знание требований промышленной безопасности к оборудованию, работающему под давлением (правила проектирования, изготовления и приемки; правила устройства и безопасной эксплуатации).

Одним из главных направлений деятельности ПРЕССМАШ является разработка и поставка оборудования «под ключ» в области обогащения руд. Высокотехнологичные производственные площади и технический потенциал, профессиональные кадры и сильна научно-техническая база которой, позволяют нам решать задачи любой сложности.

Http://test. dm-studio. org/doc/o_kompanii

Добавить комментарий