Основные нефтеперерабатывающие заводы россии

Настоящий обзор посвящен анализу российской нефтеперерабатывающей отрасли и исследованию российского рынка нефтепродуктов.

Отдельный раздел исследования посвящен описанию нефтеперерабатывающей промышленности зарубежных стран. В обзоре приводятся данные о существующих нефтеперерабатывающих мощностях отдельных стран мира, о нефтепродуктопроводах, потреблении, импорте, экспорте нефти и нефтепродуктов в этих странах.

В обзоре дается общая характеристика российского нефтеперерабатывающего сектора, распределение нефтеперерабатывающих мощностей в России, приводятся сведения о российском производственном потенциале, загрузке мощностей нефтепереработки.

Исследование содержит анализ тенденций российской нефтеперерабатывающей промышленности в 2001-2007 годах, а также данные о результатах деятельности отрасли за период с сентября по декабрь 2007г. помесячно и в целом за 2007 год. Анализ проводится по таким показателям как поставка нефти на НПЗ России, первичная переработка нефти, структура продукции и производство нефтепродуктов в России, поставка российских нефтепродуктов, транспортировка и экспорт нефтепродуктов.

Отдельная глава обзора посвящена ценовой ситуации на российском рынке нефтепродуктов, в которой показана динамика цен на нефтепродукты с НПЗ и на АЗС в 2007 году – начале 2008 года. В исследовании проводится анализ и показана динамика оптовых и розничных цен на различные нефтепродукты по федеральным округам, городам России и заводам. Кроме того, в обзор включены цены внешнего рынка на нефтепродукты за 2006-2008 годы.

Обзор содержит анализ перспектив развития нефтепереработки в России, сведения о запланированной модернизации существующих заводов и строительстве новых НПЗ.

В профилях участников рынка проводится анализ тенденций в области нефтепереработки, производства и реализации нефтепродуктов по каждой вертикально-интегрированной нефтяной компании, а также дается общая характеристика и приводятся данные по каждому нефтеперерабатывающему заводу. В этом разделе указываются производственные показатели (поставки нефти на предприятие, первичная переработка нефти на заводе, производство автобензинов, прямогонного бензина, дизельного топлива, мазута в 2007 году и др.), цены заводов на различные нефтепродукты, контактная информация.

Основными источниками данных стали: мониторинг российской и зарубежной статистики, материалы специализированных изданий по нефтегазовой отрасли, отчеты российских нефтегазовых компаний, экспертные оценки специалистов.

Полный список методов, применявшихся при проведении исследования:

В рамках кабинетного исследования были использованы следующие источники:

Http://marketing. rbc. ru/research/issue/45795/

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/doklady/geografiya/718242/

Несмотря на изобилие нефтяного сырья, Россия по-прежнему серьезно отстает от развитых и развивающихся стран по глубине переработки нефти и качеству нефтепродуктов. На сегодняшний день отечественная нефтепереработка – это 27 НПЗ мощностью 257,8 млн. т в год, 43 мини-завода и 5 перерабатывающих предприятий "Газпрома" суммарной мощностью 16,1 млн. т в год, которые не входят в отраслевую отчетность, и один нефтемаслозавод мощностью 540 тыс. т в год. Большинство НПЗ включено в вертикально интегрированные компании: четыре – у «ЛУКОЙЛа», два – у «Роснефти», пять было – у «ЮКОСа», по два – у ТНК-BP и «Славнефти», по одному – у «СИДАНКО», «Сургутнефтегаза» и «Сибнефти». Девять заводов не относятся к вертикально интегрированным компаниям. Газоконденсатные заводы (расположенные в Астрахани и Сургуте) принадлежат «Газпрому». Характеристика размещения НПЗ в Россиив сравнении с развитыми странами (на 2003 г). Страна, регион Количестводействующих заводов Общая мощностьпо переработке нефти, млн. т/год Средняя мощностьзавода, млн. т/год Россия 27 273,9 11,3 Прочие страны СНГ 18 150,0 8,3 Канада 22 93,0 4,2 8 ведущих стран Западной Европы 85 558,0 6,6 США 163 775,0 4,8 Япония 40 251,0 6,3 По отчетным данным, мощность нефтепереработки в России составила в 2003 г. 273,9 млн. т в год. Предприятия отрасли были загружены на 69,2%, что соответствует объему переработки 189,6 млн. т в год, тогда как суммарная проектная мощность российских НПЗ – 309 млн. т, однако такой максимальной загрузки они не достигали никогда. Пик объемов переработки пришелся на 1985 г. – 305 млн. т, а после 1990 г. они были существенно снижены. Отечественные нефтеперерабатывающие заводы условно можно разделить на четыре группы (поколения). НПЗ первого поколения (их 12) были построены до и во время Второй мировой войны, для них характерна малая мощность устаревших установок, все они нуждаются в коренной реконструкции. В ряде случаев правомерно ставить вопрос о закрытии этих заводов (как принято поступать в мировой практике с безнадежно устаревшими предприятиями). Заводы второго поколения (9) перерабатывают более 60% всей нефти России. Они построены между 1945 и 1965 гг. на основе использования так называемых типовых установок. Некоторые из этих установок были относительно малы, и поэтому НПЗ данного поколения состоят из 40 и более технологических объектов. НПЗ третьего поколения (6) были составлены из установок большой производительности, включая установки первичной переработки мощностью 3-6 млн т, каталитического риформинга (0,6-1 млн. т) и гидроочистки топлив (1,2-2 млн. т). Их сооружение началось во второй половине 60-х годов прошлого века. Самая недавняя конструкция – заводы четвертого поколения (Ачинский – в России и четыре – в странах бывшего СССР) – основана на идее объединения технологических объектов в единую комбинированную систему. Все российские НПЗ отличаются относительно низким уровнем конверсии сырья в более ценные продукты, а также высоким энергопотреблением – в два-три раза больше, чем у аналогичных предприятий за рубежом. Сегодня переработка в нашей стране ведется преимущественно на установках первичной перегонки нефти. В результате чего объемы производимого мазута и дизельного топлива в два раза превышают внутреннюю потребность и являются экспортным ресурсом. Качество автомобильного бензина, реактивного и дизельного топлив в массовых объемах не соответствует евростандартам. Между тем потребность отраслей экономики в основном полностью удовлетворена нефтепродуктами по количеству и по качеству. В настоящее время в России отсутствует действенный механизм, стимулирующий производство нефтепродуктов высокого качества. Таких, как дизельное топливо с содержанием серы 0,01%, современные масла. Причины сложившейся ситуации: Что происходит с нефтеперерабатывающим сектором экономики страны, практически полностью оказавшимся под контролем ВИНК? Каковы причины сложившейся ситуации и как на нее можно повлиять? В целом причины отрицательной динамики ясны. Прежде всего, это высокая степень изношенности основных производственных фондов нефтепереработки, доставшихся в наследство ВИНК от советской экономики. В 1995 году уровень износа ОПФ в нефтепереработке составлял 63,3% против 47,5% в целом по промышленности и был самым высоким среди основных отраслей промышленности. В 2002 году уровень износа основных производственных фондов в нефтеперерабатывающем сегменте составил уже 47%, что является вполне приемлемым показателем. По сути, в 1995-2002 годах суммарная мощность НПЗ России уменьшилась в первую очередь за счет выбытия предельно изношенных мощностей. С одной стороны, это позитивный процесс, некая "очистка" сектора от избыточных физически и морально устаревших мощностей. Тем не менее, замещения выбывающих мощностей новыми не происходит, т. е. выбытие активов (масштабное сворачивание сектора) в нефтеперерабатывающем сегменте налицо. И это закономерно: инвестиции в нефтепереработку существенно отставали от инвестиций в добычу нефти. Однако, с другой стороны, мировой спрос на нефтепродукты (без учета стран бывшего СССР) за этот же период увеличился почти на 490 млн тонн в год, или на 15,5%, в т. ч. на автобензины – на 185 млн тонн (19%). И если бы стратегия развития бизнеса российских ВИНК строилась на наращивании не только экспорта сырой нефти, но и экспорта нефтепродуктов, то мировой рынок вполне предоставлял бы возможности для обеспечения сбыта производимой продукции. Поэтому говорить о том, что развитие нефтепереработки сдерживалось отсутствием дополнительных рынков сбыта, некорректно. Главной же проблемой российской нефтепереработки является не выбытие мощностей, а моральное старение, чрезвычайно низкие глубина переработки нефти и качество производимых нефтепродуктов. Из 27 российских НПЗ 20 работают по 40-50 лет. В среднем по России выход автобензинов не превышает 10-15% при 50% в США, а выход мазута, напротив, в среднем по стране составляет 32% против 5% в США. Утверждения менеджмента ряда крупных ВИНК о "стратегической невыгодности" нефтеперерабатывающего бизнеса представляют собой не более чем миф, оправдывающий бездеятельность: если бы показатели глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов на НПЗ России соответствовали мировым аналогам, то и продавать их было бы выгоднее, чем сырую нефть. Из тонны нефти в России делают втрое меньше светлых нефтепродуктов, чем в США. Качество большей части российской нефти требует дополнительных затрат при переработке. Мазут и солярка остаются основными продуктами российских НПЗ. Если сравнить стоимость 1 тонны экспортируемой нефти и стоимость корзины нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны сырой нефти, то выходит, что средняя экспортная цена стандартной корзины российских нефтепродуктов существенно ниже мировых цен на нефть, а значит, экспортировать нефтепродукты невыгодно в принципе. Экономисты крупных российских ВИНК утверждали: "Нефтепереработка не является самостоятельным бизнесом, она – амортизатор для сохранения объемов добычи нефти". При сегодняшней структуре стандартной корзины российских нефтепродуктов, получающейся при переработке нефти на сегодняшних НПЗ, с их уровнем глубины переработки нефти и выхода светлых нефтепродуктов, это действительно так. Однако если принять во внимание доходы, которые могли бы получать экспортеры нефтепродуктов из России, если бы показатели глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов соответствовали мировым аналогам (глубина переработки свыше 90%, выход автобензинов примерно 45%), мы получаем качественно иную картину. В этом случае, если взять за основу для сопоставлений цену 1 тонну сырой нефти сорта Urals (среднегодовую за 2003 год – $26,83 за баррель, за 2007 г. – более 60 долларов) и стоимость корзины из трех основных нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти на типичном современном западном НПЗ (только трех! – дизельного топлива, мазута, автобензинов, или примерно 75% от всего выхода нефтепродуктов) по средним ценам на Роттердамской бирже за 2003 год, то рыночная цена продаж получается примерно одинаковая – $196-197 за тонну. Если при этом учесть дополнительную стоимость средних дистиллятов, получаемых при переработке 1 тонны нефти на типичном современном западном НПЗ, то рыночная цена продаж 1 тонны нефтепродуктов получается на 20-25% выше рыночной цены 1 тонны сырой нефти. Нужно при этом учитывать, что далеко не вся нефть в мире продается по рыночным ценам, в частности, российские экспортные поставки нефти в Европу (особенно в Восточную Европу) по действующим контрактам приносят на 10-20% меньше дохода, чем составляет рыночная цена нефти сорта Urals. Однако при сегодняшней структуре российской нефтепереработки стоимость корзины из трех основных нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти на типичном российском НПЗ, составляет (исходя из средних цен нефтепродуктов на Роттердамской бирже за 2003 год) всего $161. Другое дело, что у ВИНК нет стимулов расширять производство качественных нефтепродуктов. С одной стороны, спрос на них внутри страны сдерживается, по сути, культивируемой властями отсталостью автомобильного парка. Потребление автобензинов и дизельных топлив на душу населения в России отстает от мирового уровня в три-пять раз. С другой стороны, по целому ряду причин компании лишены перспективы расширения экспорта светлых нефтепродуктов. К тому же в отсутствие правовой стабильности инвестиции в НПЗ остаются рискованным вложением капитала. Что, помимо политики ВИНК, мешает развитию нефтепереработки в России?

Транспортные барьеры. Доступ к основным внешним рынкам сбыта нефтепродуктов экономически эффективен, в основном, при использовании морского транспорта. Вместе с тем, большинство российских НПЗ (за исключением "Киришинефтеоргсинтеза" и Туапсинского НПЗ) расположены в глубине территории страны, вдали от портовой инфраструктуры. Это делает постановку вопроса о развитии экспорта нефтепродуктов через модернизацию действующих НПЗ экономически неэффективной: Россия – практически единственная страна, которая добывает нефть внутри континента и на экспорт ее приходится перекачивать на расстояние 2500-3000 км. У всех остальных основных нефтедобывающих стран транспортное плечо по суше не превышает 200-300 км. На самом деле, транспортное плечо – основной фактор, препятствующий расширению экспорта нефтепродуктов из России, т. к. оно увеличивает затраты на экспорт нефтепродуктов c заводов Европейской части России на $20-30 за тонну, а с Омского, Ачинского, Ангарского заводов – до $80за тонну. У проблемы существует два способа решения – строительство новых "портовых заводов" и строительство инфраструктуры магистрального транспорта нефтепродуктов от заводов внутри территории России к портовым терминалам по перевалке нефтепродуктов. Напомним, что активное развитие экспорта нефтепродуктов происходило в последние десятилетия в первую очередь в добывающих странах, имеющих возможность развивать нефтеперерабатывающие мощности вблизи портовой инфраструктуры (Кувейт, Саудовская Аравия, Венесуэла, Алжир). Такая стратегия в нынешних российских условиях затруднена. Среднее плечо транспортировки нефтепродуктов от существующих НПЗ до перевалочных терминалов в портах составляет более 1500 км. Транспортировка нефтепродуктов железнодорожным транспортом, по оценкам нефтяных компаний, "утяжеляет" затраты на экспорт нефтепродуктов на $6-7 на баррель перерабатываемой нефти. В то же время экспортные направления системы магистральных нефтепродуктопроводов, ведущие к портовым перевалочным терминалам, в России неразвиты. До недавнего времени наибольшая часть экспорта светлых нефтепродуктов России осуществлялась через Вентспилский морской порт (Латвия) – через него на рынки Северо-западной Европы ежегодно направлялось 45-50% общего объема экспорта нефтепродуктов из России (в южном – черноморском – направлении поставлялось примерно 30%, в прочих направлениях, включая континентальное, – 20-25% экспорта нефтепродуктов из России). В последнее время возник ряд проектов, реализация которых может способствовать расширению морского экспорта нефтепродуктов по черноморскому и балтийскому направлению. Речь идет о строительстве магистрального нефтепродуктопровода Сызрань-Саратов-Волгоград-Новороссийск для экспорта нефтепродуктов через Новороссийский морской порт в объеме до 10 млн. тонн в год и магистрального нефтепродуктопровода Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск с выходом на побережье Балтийского моря в район морского порта г. Приморск, Ленинградская область (пропускная способность первой очереди нефтепродуктопровода – 9 млн. тонн в год, полная проектная мощность – 24 млн. тонн). Однако, во-первых, строительство даже этих направлений экспорта нефтепродуктов качественно не изменит ситуацию (в основном эти направления заместят существующий экспорт нефтепродуктов через Вентспилс, чем создадут возможности для увеличения суммарного экспорта нефтепродуктов, – в России не производится такое количество качественных нефтепродуктов, которые возможно было бы экспортировать). Во-вторых, плечо транспортировки нефтепродуктов и для черноморского, и для балтийского направлений все равно остается достаточно высоким, разъедая маржу эффективности экспорта нефтепродуктов. В-третьих, экспорт нефтепродуктов в черноморском и балтийском направлениях будет сдерживаться пропускной способностью турецких и датских проливов, растущими экологическими требованиями, а также жесткой конкуренцией на европейском рынке. Поэтому, например, терминал в Высоцке (Ленинградская область), введенный ЛУКОЙЛом в действие в июне 2004 года (первая очередь – мощностью 4,7 млн. тонн нефтепродуктов в год; всего планируемая мощность терминала – 10,6 млн. тонн в год), пока работает в основном на перевалку сырой нефти. Так выгоднее. Нефтепродуктовый терминал в бухте Батарейная (юго-восточное побережье Финского залива), который давно планирует построить "Сургутнефтегаз", так пока и не введен в действие (сейчас окончание его строительства увязывают с началом строительства завода гидрокрекинга в Киришах). Основные мощности российских НПЗ невыгодно расположены с точки зрения экспорта.

Спрос и предложение. Реальные изменения возможны были бы в случае модернизации и развития "портовых" заводов, в т. ч. привязанных к новой терминальной инфраструктуре. Например, компания "Роснефть" ведет разговоры о строительстве нового НПЗ в Приморске, вблизи портовой инфраструктуры перевалки нефтепродуктов (хотя, как уже отмечалось, с точки зрения проблем Балтийского моря это не самый перспективный путь). Некачественная продукция российских НПЗ не пользуется спросом, что мешает наращивать производство. В это же время правительство России пока всерьез не хочет осознавать необходимость строительства новой инфраструктурной системы по транспорту нефти с выходом на Баренцево море, хотя ее строительство могло бы подстегнуть развитие современных нефтеперерабатывающих производств вдоль маршрута транспортировки нефти. Многие страны-экспортеры нефти в последние десятилетия сделали ставку на развитие именно экспорта нефтепродуктов и именно через строительство "портовых" заводов. Сегодня соотношение суммарной перерабатывающей мощности НПЗ к объемам экспортируемой нефти (в виде сырья или нефтепродуктов) в Венесуэле и Кувейте уже приближается к 0,5 при мизерном собственном потреблении (т. е. фактически каждые 5 из 10 тонн нефти могут экспортироваться в виде готовых продуктов). Причем, в основном это современные нефтеперерабатывающие производства с высокой глубиной переработки нефти. Следует учесть, что примерно 35% российского экспорта нефтепродуктов (почти 20 млн. тонн в год) составляет топочный мазут, который на самом деле, будучи побочным продуктом нефтеперерабатывающего производства (компании просто вынуждены производить его в связи с низкой глубиной переработки нефти на устаревших НПЗ), продается на внешнем рынке по ценам котельно-печного топлива, т. е. примерно на 30% ниже цен сырой нефти, для целей вторичной переработки и последующего извлечения легких фракций, не извлеченных в России (т. е. такой экспорт приносит еще меньше выгоды, чем экспорт сырой нефти). Доля качественных нефтепродуктов (автобензинов и авиакеросинов) в структуре экспорта нефтепродуктов чрезвычайно низка (в совокупности около 10%). Дизельное топливо, экспортируемое из России – опять же, ввиду низкого качества – продается в основном как газойль, по ценам существенно более низким, чем мировые цены на основные марки дизельного топлива. Итак, для более активного развития отечественной нефтепереработки России явно необходимо искать выходы на экспортные рынки с продукцией принципиально иного качества. Для этого нужно строить современные комплексы глубокой переработки нефти (на основе установок каталитического или гидрокрекинга) вблизи портовой инфраструктуры в тех регионах, где есть доступ к глубоководным океанским акваториям (в первую очередь на Баренцевом море), развивать транспортные и перевалочные мощности для экспорта нефтепродуктов через действующие морские порты. Никто не говорит о том, что этот процесс должен принять массовый характер. Даже реализация 2-3 проектов по строительству новых комплексов глубокой переработки нефти и модернизации действующих НПЗ в период 2005-2007 годов была бы уже позитивным импульсом, которого сегодня мы не видим.

Инвестиционная политика. Для модернизации одного действующего завода с целью создания комплекса глубокой переработки нефти на основе установок каталитического или гидрокрекинга необходимы инвестиции в объеме примерно $500 млн, что примерно равно годовому объему инвестиций в нефтепереработку всех российских ВИНК. Строительство нового завода подобного типа потребует более $1,5 млрд. Средние сроки строительства таких установок составляют 3-5 лет. На 2008 год для современной модернизации НПЗ требуется не менее 30 млрд. долларов, а если время будет упущено, то минимум в два раза больше В таком специфическом капиталоемком бизнесе, как нефтепереработка, где доходность инвестиций не так уж высока, инвесторам необходима уверенность в долгосрочной стабильности условий экономической деятельности. К сожалению, в России об этом пока говорить рано. Ставки налогов для нефтяных компаний под лозунгом "оптимизации налогообложения" меняются практически каждый год, пошлины на нефтепродукты – вообще вещь непредсказуемая. В результате стратегия расширения экспорта нефтепродуктов все-таки реализуется российскими ВИНК, но, к сожалению, преимущественно за пределами российской территории. Рассуждая о невыгодности переработки нефти в России, российские ВИНК активно инвестируют в зарубежные заводы. Всего в 1998-2004 годах российские ВИНК вложили в зарубежные НПЗ с суммарной мощностью более 76 млн. тонн нефти в год более $1 млрд инвестиций, или в среднем $13,5 на тонну установленной перерабатывающей мощности. Для сравнения: аналогичный показатель по российским НПЗ составляет примерно $10,8. Приходится признать, что пока Россия явно проигрывает конкуренцию за инвестиции в нефтепереработку сопредельным странам. В общем, вывод простой: невзирая на сверх-доходы, полученные в 1999-2007 годах от небывало благоприятной инфраструктуры экспортных цен, ВИНК только-только добрались до модернизации НПЗ, которая для большинства заводов означает в основном обновление наиболее морально устаревших технологий переработки нефти. При этом процесс этот движется, мягко говоря, не самыми быстрыми темпами. О масштабном техническом перевооружении отечественных НПЗ вообще говорить рано.

Стимулы и антистимулы. Трудно ожидать бурного развития отечественной нефтепереработки в тех условиях, которые сформировались сегодня под влиянием экономической политики российских властей в отношении рынка нефтепродуктов. Самыми серьезными антистимулами для вложения средств в модернизацию российской нефтепереработки являются, с одной стороны, продолжающееся взимание экспортных пошлин на нефтепродукты, с другой – отсутствие действенных мер для повышения качества национального автопарка и, соответственно, отсутствие стимулов для расширения спроса на качественные нефтепродукты. Что касается экспортных пошлин, то их взимание традиционно в понимании российских властей считалось мерой, направленной на защиту внутреннего рынка нефтепродуктов посредством снижения рентабельности экспорта. Однако при этом не принимался во внимание тот факт, что объем производства основных нефтепродуктов, потребляемых на транспорте (автобензинов и авиакеросинов), в России по-прежнему ничтожно мал: автобензинов производится не более 26-28 млн. тонн в год, а авиакеросинов – менее 10 млн. тонн. Понятно, что рынок всегда будет под угрозой дефицита при таком низком объеме производства нефтепродуктов и практически полном отсутствии их импорта, который прекратился, как только российские ВИНК активно взялись за стратегию выстраивания собственной розничной сбытовой сети. Бюджетная составляющая доходов от экспортных пошлин на светлые нефтепродукты весьма незначительна. Поступления бюджета от пошлин на бензины составляют не более $100-200 млн. в год – ясно, что это не проблема "странового масштаба". Зато контрпродуктивный стимулирующий эффект пошлин огромен. Ясно, что при практическом отсутствии качественного роста внутреннего рынка компаниям невыгодно модернизировать НПЗ и увеличивать выход бензинов – на внутреннем рынке они их продать не смогут, а экспорт приносит либо нулевую прибыль, либо убытки (в зависимости от размера пошлин). Прибавьте к этому тот факт, что сооружение одной современной установки каталитического крекинга на любом НПЗ может создать избыток предложения бензинов на внутреннем рынке на 5-10% и серьезно затоварить рынок, – и станет ясно, что нефтяные компании будут подходить к таким проектам очень осторожно. Таким образом, позиция Минфина к проблеме тормозит развитие целого сектора экономики. Единственное, что имеет смысл с точки зрения экономического стимулирования в системе отечественных экспортных тарифов, – сохранение пошлин на вывоз мазута, экспортируемого для целей вторичной переработки и последующего извлечения легких фракций на зарубежных НПЗ. В условиях сокращения внутреннего потребления мазута (в электро – и теплоэнергетике активно замещаемого газом) и продолжения действия механизма экспортных пошлин на него, да еще и вкупе с отменой экспортных пошлин на светлые нефтепродукты, это может стать сильным стимулом развития российской нефтепереработки. Еще одна серьезная проблема связана с необходимостью создания стимулов для развития внутреннего рынка нефтепродуктов, стимулирования внутреннего спроса. Ясно, что российскому рынку нефтепродуктов нужна в первую очередь диверсификация качественная – низкое качество потребляемых нефтепродуктов не нуждается в комментариях. Ясно и то, что именно экономическая политика государства в состоянии изменить это положение – в случае если будут ужесточены стандарты требований к автомобильным двигателям до уровня стандартов EURO-3 (введен в России с 2006 г.) и EURO-4 (ожидается принятие в 2007 г.). Это подвигло бы ВИНК к ускорению модернизации действующих НПЗ. Очевидно, что недоразвитость российской нефтепереработки – следствие отнюдь не только модели развития нефтяной отрасли в рамках сложившихся ВИНК. Вполне вероятно, что, будь в стране иная картина возможностей, ограничений и рисков для развития нефтеперерабатывающих производств, стратегия распределения капитала была бы иной. Однако на данном этапе не существует доказательств того, что российские ВИНК заинтересованы в расширении и модернизации нефтеперерабатывающих мощностей как ключевом элементе своего бизнеса. Словом, нефтяной комплекс России остается поставщиком нефти, а также производителем и экспортером продуктов ее неглубокой переработки. Изменить такую ситуацию может долговременная государственная политика.

Государственная политика. Первая задача – это постепенное ослабление зависимости страны от экспорта нефтяного сырья. Реформирование российской нефтепереработки должно идти двумя основными направлениями. Это глубокая переработка за счет деструктивных процессов, обеспечивающих максимальную прибыль, и строительство новых заводов средней мощности. При этом необходимо создание долгосрочной программы конкретных мероприятий, нацеленных на коренную перестройку российской нефтепереработки. Государство должно разработать конкретные меры по стимулированию инвестиций в эту отрасль. Причем регулирующая роль государства должна распространяться на все аспекты жизни отрасли, вплоть до смены собственника предприятий. Именно государство станет главным получателем выгоды от эффекта глубокой переработки нефти, поэтому и должно сделать так, чтобы компании, инвестирующие в процесс глубокой переработки нефти, смогли окупать свои затраты в разумные сроки. Сделать это можно, участвуя в проектах, предоставляя налоговые льготы, сумма которых должна рассчитываться из условий нормативного срока окупаемости. Параллельно строительство новых и реконструкция действующих заводов сформируют масштабный заказ для отечественного машиностроения, которое потянет за собой и смежные отрасли промышленности: черную и цветную металлургии, приборостроение и т. д. Вторая задача – это ориентация на внутренний рынок, который помимо экономических выгод несет в себе потенциал стабильности при существенных конъюнктурных колебаниях на мировых рынках нефти и нефтепродуктов. Сегодня внутренний рынок энергоносителей, и в первую очередь рынок нефтепродуктов, развит в России слабо. Глубоко деформированные цены, недобросовестная конкуренция, господство теневого и криминального капитала превращают его, как правило, в чисто спекулятивный механизм, что существенно снижает его роль в производственном процессе и, следовательно, в формировании федерального и региональных бюджетов. Поэтому сегодня на первом плане – чрезвычайно важная и трудная задача: создание цивилизованного и эффективного внутреннего рынка России, где гармонично сочетались бы интересы государства, производителя и потребителя. И главную роль в формировании такого механизма должны играть органы государственной власти.

Http://lektsii. org/12-195.html

Нефтяная промышленность – одна из ведущих отраслей ТЭК. Она включает разведку, разработку месторождений, подготовку нефти (удаление воды, серы, газов), ее транспортировку и поставку потребителям.

В сыром виде нефть не используется, а после переработки из нее получают множество ценных продуктов: масла, сырье для химической промышленности, строительный материал.

По общим запасам нефти (20 млрд. тонн, 13% мировых запасов) Россия занимает второе место после Саудовской Аравии. Но по добыче нефти страна утратила прежние позиции. На протяжении последних лет происходило постепенное ее снижение. В 2000 году извлечено 315-320 млн. тонн нефти (60% от уровня добычи 1990 г.).

Основная нефтяная база России – Западно-Сибирская. Здесь добывается более 2/3 нефти страны. Несмотря на то, что крупнейшие месторождения Сибири выработаны на 50-60%, величина запасов такова, что в ближайшие 10-15 лет эта база останется ведущей.

Вторая по величине добычи – Волго-Уральская нефтяная база. Разработки здесь ведутся более 50 лет, из крупнейших месторождений извлечено 70-90% запасов и потому добыча постоянно сокращается. К эксплуатации намечены месторождения Нижнего Поволжья (Саратовская и Волгоградская области). Перспективен на нефть шельф Каспийского моря. Но в северной части моря обитает уникальное поголовье осетровых рыб, а Волго-Ахтубинская пойма – заповедная территория. Не решен вопрос о статусе Каспия. В сложившихся условиях проблема освоения шельфа Каспийского моря требует глубокого анализа.

Дальнейшее развитие отрасли связано с освоением новых месторождений на севере и востоке страны, на шельфе морей, омывающих Россию.

Разработка шельфовых месторождений требует учета и анализа возможных экологических последствий. Это районы с хрупкой природой, и именно они наиболее богаты рыбой и морепродуктами.

От мест добычи к потребителям нефть передается по нефтепроводам. Это один из наиболее надежных способов транспортировки.

В России 85% добываемой нефти перекачивается по трубопроводам, а их протяженность составляет 47 тыс. км. Большинство из них начинается на территории Волго-Уральской нефтяной базы, а город Альметьевск является своеобразным центром нефтепроводной системы страны.

По продуктопроводам (протяженность 15 тыс. км.) транспортируются продукты нефтепереработки.

Вдоль трасс трубопроводов и в их конечных пунктах размещаются нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). Мощности 26 заводов России позволяют ежегодно перерабатывать 300 млн. тонн нефти. Это полностью обеспечивает потребности страны. Отличительная черта российских НПЗ – очень крупные размеры. Средняя мощность – 12 млн. тонн/год. Предприятия такого масштаба крайне сложно обеспечивать сырьем, водой, энергией.

Размещение НПЗ по территории страны отличается несовершенством. Основная их часть (20) находится в Европейской части, а на Дальнем Востоке лишь 2 небольших НПЗ. Это создает проблемы в снабжении нефтепродуктами восточных районов. Но и в европейской части сложившаяся география НПЗ не рациональна. Очень велики зоны сбыта и перевозки продукции.

Http://estnauki. ru/geo/40-geografija-rossii/1793-neftjanaja-promyshlennost-rossii. html

В России действуют [Когда?] 32 крупных нефтеперерабатывающих предприятия с общей мощностью по переработке нефти 261,6 млн. тонн (2009 год; в 2012 году 262,65 млн. тонн), а также 80 мини-НПЗ с общей мощностью переработки 11,3 млн тонн [1] .

В 2011 году в России было произведено 36,7 млн тонн автомобильного бензина, 70,3 млн тонн дизельного топлива, 73,2 млн тонн топочного мазута [2] . Средняя начисленная заработная плата в производстве нефтепродуктов — 45 228 руб/мес (март 2010). [3]

Большинство нефтеперерабатывающих заводов на территории России были построены в первые два десятилетия после Великой Отечественной войны: с 1945 по 1965 годы было введено 16 заводов, около половины из ныне действующих [4] .

За период экономических реформ 1990-х годов в нефтепереработке и нефтехимических отраслях произошло значительное сокращение объёма производства [5] . Из-за резкого сокращения внутреннего потребления нефти при суммарных мощностях по первичной её переработке 296 млн тонн в год в 2000 году фактически было переработано 168,7 млн тонн, то есть загрузка нефтеперерабатывающих заводов упала до 49,8 % [5] .

Это обусловило низкую глубину переработки нефти и низкое качество выпускавшихся нефтепродуктов. [5] Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к стандартам западноевропейских стран и США [5] . После распада СССР в России к 2012 году было построено 5 новых нефтеперерабатывающих предприятий общей мощностью около 14 млн тонн [6] .

В последние годы 2000-х наметилась обнадёживающая тенденция [5] . Признаком улучшения ситуации является существенное увеличение инвестиций в нефтепереработку [5] . Так, за 2006 год они выросли на 11,7 %, составив 40 млрд рублей. За период 2005-2012 год было инвестировано около 1 трлн. рублей, проводилась модернизация производств [7] Растёт и внутренний спрос на нефтепродукты [5] .

Глубина переработки нефти за период с 2005 по 2006 выросла с 67,6 до 71,3 % [5] . В последние годы на ряде НПЗ активно ведётся строительство комплексов глубокой переработки нефти [5] .

В октябре 2010 года председатель правительства России В. В. Путин сообщил о принятом правительством решении запретить подключение к магистральным нефтепроводам новых НПЗ, глубина переработки у которых меньше 70 %. [8] Путин сообщил, что в России в настоящее время имеются около 250 мини-НПЗ с глубиной переработки около 40 %. [8] По мнению Путина, «такие объекты нужно серьёзно модернизировать». [8]

К 2012 году при господдержке планировалось построить самый крупный в России НПЗ в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, глубина переработки нефти составит 93 %, что соответствует достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих заводах США [5] . Однако по состоянию на 2016 год, строительство даже не началось.

Http://xn--b1aeclack5b4j. xn--j1aef. xn--p1ai/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B0%D1%8F_%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%BC%D1%8B%D1%88%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C_%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D0%B8

Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Она состоит из различных углеводородов и соединений, содержащих, помимо углерода и водорода, кислород, серу, азот. По своему составу нефть очень разнообразна, поэтому говорить о “средней” нефти можно лишь условно.

Технологическая классификация может быть использована для сортировки нефти (при направлении для переработки на заводах), учета качества при планировании добычи и переработки и при проектировании новых заводов. Основу технологической классификации нефти в России составляют:

– содержание серы (класс I – малосернистые нефти, включающие до 0,5% S; класс II – сернистые нефти с 0,5-2% S; класс III – высокосернистые нефти, включающие свыше 2% S);

– потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350 0 (тип Т1 – нефти, в которых указанных фракций не меньше 45%; тип Т2 – 30–44,9% и тип ТЗ – меньше 30%);

– потенциальное содержание масел (группы М1, М2, М3 и М4; для М1 содержание масел не меньше 25%; для М4 – меньше 15%);

– качество масел (подгруппа И1 – нефти с индексом вязкости масла больше 85, подгруппа И2 – нефти с индексом вязкости 40–85);

– содержание парафина в нефти и возможность получения реактивных, дизельных зимних или летних топлив и дистиллатных масел с депарафинизацией или без нее (вид П1 – нефти с содержанием парафина не выше 1,5%, вид П2 – нефти с 1,51-6% парафина и вид П3 – нефти с содержанием парафина более 6%).

Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технологической классификации нефти. Например, шифр “Т1М1И1П1” означает – нефть малосернистая с потенциальным содержанием фракций, выкипающих до 350 0 С, свыше 45%, потенциальным содержанием масел выше 25%, индексом вязкости масла больше 85 и содержанием парафина менее 1,5%.

Государственное управление В нефтехимической промышленности осуществляет Министерство топлива и энергетики РФ (Минтопэнерго России), в компетенции которого находится государственное регулирование на протяжении всей производственной цепочки, начиная от добычи нефтепродуктов и заканчивая продуктами нефтепереработки. Для реализации этих целей Минтопэнерго РФ:

– совместно с органами исполнительной власти субъектов РФ и органами местного самоуправления решает вопросы размещения и строительства крупных объектов топливно-энергетического комплекса;

– участвует в государственном регулировании инвестиционного процесса в топливно-энергетическом комплексе и привлечении средств на нужды его отраслей;

– осуществляет лицензирование деятельности предприятий топливно-энергетического комплекса;

– обеспечивает государственное регулирование использования сырьевой базы нефтяной, газовой, угольной, сланцевой и торфяной промышленности в регионах РФ;

– по поручению Правительства РФ выполняет функции государственного заказчика по обеспечению федеральных государственных нужд и реализации федеральных целевых программ;

– согласовывает контракты на поставку нефти, продуктов переработки нефти и нефтяного газа для государственных нужд и по межправительственным соглашениям;

– заключает от имени Правительства РФ производственные контракты с нефтяными компаниями и акционерными компаниями "Транснефть" и "Транснефтепродукт";

– осуществляет регулирование деятельности организаций топливно-энергетического комплекса, координирует деятельность представителей государства в органах управления хозяйственных обществ;

– разрабатывает прогнозы спроса на продукцию топливно-энергетического комплекса и добычи (производства) топливно-энергетических ресурсов в отраслевом и межрегиональном разрезе;

– определяет целесообразность зарубежных инвестиций в организации топливно-энергетического комплекса и ведет учет таких инвестиций;

– утверждает обязательные для всех потребителей правила эксплуатации электрических и теплопотребляющих установок, правила пользования и учета электрической и тепловой энергии;

– формирует единую стратегию научно-технического, производственно-технического и социально-экономического развития топливно-энергетического комплекса;

– разрабатывает программы использования углеводородных ресурсов, топливно-энергетический баланс Российской Федерации в целом и по регионам, текущие и перспективные балансы по отдельным видам энергоресурсов и т. д.

Порядок и формы предоставления государственной поддержки предприятиям нефтеперерабатывающей промышленности определен соответствующим положением, утвержденным постановлением Правительства РФ № 1189 от 4 декабря 1995 г. "О мерах по финансированию реконструкции и модернизации предприятий нефтеперерабатывающей промышленности России в рамках федеральной целевой программы "Топливо и энергия". В этом положении содержатся условия предоставления государственной поддержки предприятиям нефтеперерабатывающей промышленности всех форм собственности, осуществляющим инвестиции собственных и привлекаемых средств в целях:

– проведения реконструкции и модернизации производственных мощностей в рамках федеральной целевой программы "Топливо и энергия";

– восстановления платежеспособности и поддержания эффективной хозяйственной деятельности.

Государственная поддержка предоставляется предприятиям в любой из форм, предусмотренных действующим законодательством (за исключением государственной поддержки, предоставляемой на конкурсной основе), в том числе в форме:

– выделения средств, включая средства на финансирование восстановления платежеспособности и поддержание эффективной хозяйственной деятельности, предоставления краткосрочной финансовой поддержки;

– предоставления инвестиционных налоговых кредитов в виде отсрочек выплат налогов, пошлин, акцизов и т. п.;

– товарного наполнения кредитов, предоставляемых Российской Федерации иностранными государствами и зарубежными организациями;

– предоставления гарантий по обязательствам предприятий частным, в том числе иностранным, инвесторам;

– установления размеров экономических нормативов, регулирование которых относится к компетенции Правительства РФ;

– установления элементов учетной политики, порядка отнесения затрат на себестоимость продукции и услуг и др.

Однако непременным условием предоставления предприятиям государственной поддержки является наличие положительных заключений со стороны федеральных органов:

– Министерства топлива и энергетики РФ – о соответствии технического плана реконструкции и модернизации предприятия целям, определенным федеральной целевой программой "Топливо и энергия";

– Федерального управления по делам о несостоятельности (банкротстве) при Государственном комитете РФ по управлению государственным имуществом – о целесообразности предусмотренных мероприятий по восстановлению платежеспособности или поддержанию эффективной хозяйственной деятельности предприятия;

– Министерства экономики РФ – об эффективности предусмотренных мероприятий для национальной экономики и соответствии технико-экономических расчетов методическим рекомендациям;

– Государственного комитета РФ по управлению государственным имуществом – о целесообразности предусмотренных мероприятий по управлению государственной долей собственности и привлечению инвестиций;

– Министерства финансов РФ – о соответствии предусмотренных мероприятий установленной системе критериев бюджетной эффективности.

Министерство топлива и энергетики РФ подготавливает заключение о целесообразности предоставления предприятию государственной поддержки. Замечания и рекомендации, содержащиеся в заключении, обязательны для предприятия, которое вносит изменения и дополнения в договор и бизнес-план.

В случае принятия положительного решения согласованный проект договора и бизнес-план предприятия направляются в Федеральное управление по делам о несостоятельности (банкротстве) при Государственном комитете РФ по управлению государственным имуществом. В аналогичном порядке представляют заключения и другие федеральные органы исполнительной власти:

– Федеральное управление по делам о несостоятельности (банкротстве) при Государственном комитете РФ по управлению государственным имуществом;

– Государственный комитет РФ по управлению государственным имуществом;

В случае необходимости Министерство топлива и энергетики РФ осуществляет согласование договора и бизнес-плана предприятия с другими министерствами и ведомствами Российской Федерации. При наличии согласованных проекта договора и бизнес-плана предприятия Министерство финансов РФ, Министерство экономики РФ, Министерство топлива и энергетики РФ, Государственный комитет РФ по управлению государственным имуществом, Федеральное управление по делам о несостоятельности (банкротстве) при Государственном комитете РФ по управлению государственным имуществом в 5-дневный срок подписывают с предприятием договор о предоставлении государственной поддержки.

Общая сумма государственной поддержки, предоставляемой в виде государственной кредитной линии, фиксируется в договоре. Период открытия каждого транша[25] кредитной линии, срок возврата кредита и размер платы предусматриваются договором и соответствуют установленным критериям бюджетной эффективности. Оплата за предоставляемую государственную поддержку осуществляется в размере уплаты процентов по государственному долгу.

Министерство финансов РФ по согласованию с Министерством экономики РФ устанавливает для каждого транша дифференцированную маржу[26] к минимальной плате. Размер этой маржи определяется бюджетной концепцией и ежеквартально доводится до сведения Министерства топлива и энергетики РФ. Уплата процентов по каждому траншу осуществляется не реже одного раза в квартал.

Если бизнес-планом предприятия предусмотрено участие в конкурсе по размещению централизованных инвестиционных ресурсов, то предприятие направляет заявку в Комиссию по инвестиционным конкурсам при Министерстве экономики РФ. При этом государственным заказчиком по размещению централизованных инвестиционных ресурсов является Министерство топлива и энергетики РФ.

При расхождении показателей отчета с плановыми показателями более чем на 10% предприятие представляет мотивированное объяснение. В случае признания мотивировок необоснованными Министерство топлива и энергетики РФ совместно с Федеральным управлением по делам о несостоятельности (банкротстве) при Государственном комитете РФ по управлению государственным имуществом инициирует расторжение договора и применение к предприятию санкций, предусмотренных договором и действующим законодательством.

Помимо мер, направленных на поддержку предприятий нефтехимической промышленности на федеральном уровне, в Российской Федерации осуществляется и целый ряд мероприятий, связанных с государственным регулированием на региональном уровне. Так, в целях стабилизации экономики нефтегазовых регионов органам исполнительной власти субъектов РФ предоставлено право:

– закупать для формирования территориальных фондов по государственным регулируемым ценам до 10% всего объема поставляемых нефти, газа и продуктов их переработки и реализовывать до 40% этой продукции по свободным ценам для потребителей внутреннего рынка;

– заключать экспортные контракты с оплатой в свободно конвертируемой валюте в пределах региональных квот.

Государственный таможенный комитет (ГТК) РФ принял приказ от 5 марта 1992 г. № 68 “О пропуске нефти, газа и продуктов их переработки по региональным квотам”. Позднее действие этого приказа было приостановлено в отношении организаций, экспортирующих нефть, газ и продукты их переработки по квотам регионов, не представивших отчеты о расходовании денежных средств, полученных в результате использования предоставленных льгот, за исключением регионов, указанных в приказе ГТК РФ от 31 августа 1993 г. № 335.

Перечень регионов, предоставивших отчеты о направлениях и объемах расходования средств, полученных в результате использования льгот, предоставленных Указом Президента РФ от 17 февраля 1992 г. № 151 “О порядке использования нефти, газа и продуктов их переработки, поступающих в распоряжение органов исполнительной власти республик в составе Российской Федерации, краев, областей и автономных образований”:

Валютная выручка от экспорта нефти, газа и продуктов их переработки полностью (без обязательной продажи в федеральный валютный резерв и стабилизационный фонд) поступает в равных долях в валютные фонды субъектов РФ, нефтегазодобывающих, нефте – и газоперерабатывающих и геологоразведочных объединений, предприятий и организаций, осуществляющих продажу своей продукции в территориальные фонды товарных и сырьевых ресурсов. Эти средства используются на закупку по импорту необходимых материально-технических ресурсов, оборудования и продовольствия.

Государственный контроль в нефтехимии осуществляется в основном с целью рационального использования нефти и нефтепродуктов при их приеме, хранении, отпуске, транспортировке и использовании. Положение о проведении государственного контроля за рациональным использованием нефти и нефтепродуктов в Российской Федерации, утвержденное Минтопэнерго РФ 19 июля 1995 г., регламентирует последовательность подготовки, проведения и оформления результатов проверок и обследований.

Действие этого Положения распространяется на все организации, являющиеся юридическими лицами независимо от их подчиненности и формы собственности, выполняющие операции с нефтью, нефтяным сырьем и нефтепродуктами. Государственный контроль осуществляется по следующим направлениям:

– соблюдение нормативно-правовых актов, связанных с экономией и рациональным использованием нефти и нефтепродуктов, сохранением их качества;

– участие в организации работ по сбору и использованию отработанных нефтепродуктов.

Непосредственная организация государственного контроля возлагается на Государственную инспекцию по контролю за рациональным использованием нефти и нефтепродуктов. Госнефтеинспекция России руководствуется законодательством РФ, правовыми нормативными актами органов государственной власти субъектов РФ, приказами Министерства топлива и энергетики РФ и осуществляет свою деятельность во взаимодействии с федеральными органами исполнительной власти и органами государственной власти субъектов РФ.

Госнефтеинспекция России состоит из Управления государственной нефтеинспекции Министерства топлива и энергетики РФ и государственных нефтеинспекций субъектов РФ, положения о которых утверждаются Министерством топлива и энергетики РФ по согласованию с органами исполнительной власти субъектов РФ. Управление осуществляет методическое руководство работой региональных нефтеинспекций:

– разрабатывает планы проведения обязательных комплексных и целевых проверок в регионах;

– проводит анализ материалов проверок и готовит предложения по повышению эффективности использования нефти и нефтепродуктов;

– разрабатывает нормативно-методическую документацию по вопросам контроля за рациональным использованием нефтепродуктов;

– проводит подготовку кадров региональных нефтеинспекций и согласовывает кандидатуры их руководителей;

– координирует лицензирование хозяйственной деятельности, связанной с использованием нефтепродуктов, сохранением их качества, сбора и рационального использования отработанных масел.

Основными формами государственного контроля служат проверки (обследования) организаций, которые проводиться самостоятельно или совместно с другими контрольно-надзорными органами. Проверки охватывают все направления деятельности предприятий, относящиеся к сфере использования нефти и нефтепродуктов, а также выполнения работ с этими ресурсами. По срокам проведения на усмотрение органов Госнефтеинспекции России или по инициативе органов исполнительной власти субъектов РФ проверки могут быть плановыми (периодическими), внеплановыми (внеочередными) и повторными.

Нефтехимическая промышленность в Омской области. Западно-Сибирский экономический район (Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий округа) занимает ведущее место в стране по добыче нефти и природного газа. Здесь добывается 70% российской нефти и 90% газа. При сохранении существующих темпов отбора запасов только тюменской нефти хватит на 40-45 лет, а газа – на 65-70 лет.

На территории Омской области сегодня разведано 4 месторождения нефти с суммарными геологическими запасами 39,4 млн. т (извлекаемые запасы – 12,6 млн. т). В то время как прогнозные ресурсы нефти оцениваются более чем в 170 млн. т. В недрах выявлены нефтегазоносные структуры, аналогичные структурам развитых нефтегазодобывающих Томской и Тюменской областей.

Что касается самой нефтеперерабатывающей промышленности, то основные ее мощности сосредоточены в районах потребления нефтепродуктов. Крупные нефтеперерабатывающие заводы (в сочетании с тяготеющими нефтехимическими производствами) размещены в Киришах, Москве, Рязани, Ярославле, Нижнем Новгороде, Самаре, Саратове, Волгограде, Уфе, Салавате, Перми, Омске, Ангарске, Хабаровске, Комсомольске-на-Амуре. В настоящее время внутрироссийский рынок продуктов нефтепереработки практически полностью разделен между вертикально интегрированными (т. е. включающими предприятия по добыче сырья, его переработке и сбыту) нефтяными компаниями.

НК "Лукойл" – Вологодская, Кировская, Астраханская, Волгоградская, Пермская, Челябинская и Калининградская области. Краснодарский и Ставропольский края. Часть Ханты-Мансийского округа.

"Сургутнефтегаз" – Санкт-Петербург. Ленинградская, Новгородская, Псковская и Тверская области. Республика Карелия.

"Роснефть" – Мурманская, Московская, Смоленская, Курганская, Кемеровская и Сахалинская области. Алтайский, Краснодарский и Хабаровский края. Ямало-Ненецкий АО. Республики Калмыкия и Дагестан.

НК "Юкос" – Белгородская, Брянская, Орловская, Липецкая, Тамбовская, Пензенская и Самарская области. Часть Ханты-Мансийского округа.

"Сиданко" – Ростовская, Саратовская, Иркутская, Читинская, Амурская, Магаданская и Камчатская области. Приморский край. Еврейская АО. Чукотский АО, часть Ханты-Мансийского АО.

Восточная нефтяная компания – Новосибирская и Томская области. Красноярский край. Республики Тува и Хакасия.

Сибирская нефтяная компания – Омская область и часть Ханты-Мансийского АО.

"Славнефть" – Владимирская, Ивановская, Костромская и Ярославская области. Часть Ханты-Мансийского АО.

Тюменская нефтяная компания – Тюменская, Калужская, Тульская и Рязанская области. Часть Ханты-Мансийского АО.

Создание “Сибнефти” (после слияния с НК “Юкос” – “Юкси”), вертикально интегрированной компании, объединяющей в своем составе основную часть производственно-технологического цикла, как и других аналогичных компаний, позволило в изменившихся экономических условиях:

– более гибко перераспределять производственные и финансовые ресурсы;

– акцентировать внимание на принципиальных направлениях реконструкции и развития;

Все это не могло не сказаться на структуре отраслевых хозяйственных связей. Продукция нефтепереработки и нефтехимии имеет устойчивый спрос на внешнем рынке. Так, в январе-мае 1998 г. нефтепродукты из Омской области поставлялись в 67 регионов России, 4 страны СНГ и в дальнее зарубежье. Наибольшие объемы нефтепродуктов поставлялись в Западно-Сибирский экономический район (бензина автомобильного 55%, дизельного топлива – 59% от поставок в регионы России), на территорию Омской области направлено 16 и 10% соответственно.

Вообще отрасли нефтехимической и химической промышленности страны по-разному реагируют на новые экономические условия развития. Например, производство удобрений ориентировано преимущественно на экспорт готовой продукции, так как внутри страны нет платежеспособного спроса, шинная промышленность испытывает большие трудности со сбытом готовой продукции из-за сокращения выпуска автомобилей, производство моющих средств находится под сильным воздействием более конкурентной импортной продукции и т. п.

Омская область является крупным центром нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. В г. Омске работают такие гиганты индустрии, как ОАО "Омский нефтеперерабатывающий завод", ОАО "Омскшина", ОАО "Омский каучук", ОАО "Омскхимпром", ОАО "Омсктехуглерод". Предприятия этого комплекса производят более половины промышленной продукции области, на них сосредоточено 30% основных фондов, занято более 18% работающих в промышленности.

Промышленное производство химической и нефтехимической промышленности составляет около 50% объема промышленной продукции Омской области. Из них ежемесячно по данным Госкомстата:

Флагман нефтеперерабатывающей промышленности России – ОАО "Омский нефтеперерабатывающий завод” перерабатывает 9% добываемой в стране нефти, лидируя по показателям производства автомобильного бензина и дизельного топлива. Большая часть нефтепродуктов ОАО "Омский нефтеперерабатывающий завод” идет на экспорт. Так, в 1998 году по данным Госкомстата поставки осуществлялись в 70 субъектов РФ, 5 стран СНГ и дальнее зарубежье. В октябре 1998 г. продажа нефтепродуктов от всероссийского уровня составила:

Наибольшие объемы экспорта нефтепродуктов в конце 1998 г. приходятся на Испанию (октябрь – 60,1% или 11,76 млн. долл.), от экспорта нефти – на Италию (октябрь – 57,8% или 15,7 млн. долл.). Причем доля экспорта дизельного топлива почти вдвое превысила долю экспорта автомобильного бензина. А вместе они составили 83,4% от всего экспорта нефти и нефтепродуктов из Омской области.

Источник: Социально-экономическое положение Омской области за январь-май 1998 года. – Омск: Облкомстат, 1998. – с.16.

ОАО "Омскшина" специализируется на выпуске шин для грузовых и легковых автомобилей, строительных машин, прицепов, автобусов, сельскохозяйственных машин, автопогрузчиков. На СП "Матадор-Омскшина", созданным совместно со Словацкой республикой, планируется увеличить производство легковых радиальных шин до 2 млн. штук в год.

ОАО "Омский каучук" выпускает латексы, синтетические каучуки, фенол, этилен и другую продукцию. Завершается строительство производства по выпуску эффективных флокулянтов по очистке питьевой воды, коммунально-бытовых и промышленных сточных вод.

ОАО "Омсктехуглерод" является крупнейшим производителем технического углерода на территории стран СНГ.

Продукция омских предприятий нефтехимической промышленности получила признание и на мировом рынке. Торговые связи омских нефтехимических предприятий с иностранными партнерами начали активно развиваться с 1990 года. При этом активно использовался практический опыт, накопленный предприятиями нефтехимии, продукция которых поставлялась за рубеж (ОАО "Омскшина", ОАО "Омский нефтеперерабатывающий завод", ОАО "Омсктехуглерод" и др.), а также приобретаемый во время их участия в международных выставках.

В 1995 году Омскому нефтеперерабатывающему заводу был присужден приз "Лидер мировой торговли и качества". Акционерное общество "Омскшина" – обладатель "Главной европейской звезды" по международному качеству. Именно эти предприятия стали своего рода испытательными полигонами работы с иностранными инвестициями.

На Западную Сибирь приходится 75% общероссийского объема добычи нефти и 90% природного газа. По самым скромным оценкам оборудование нефтегазодобывающих предприятий изношено на 50–70%, до 40% эксплуатируемого оборудования – импортного производства. Поэтому использование потенциала оборонных предприятий Западно-Сибирского региона и сложившегося научного потенциала для создания импортозамещающего нефтегазового оборудования является одной из первоочередных задач развития региональной экономики.

Сегодня программа “СибВПКнефтегаз-2000” приобрела статус межрегиональной и вошла отдельным блоком в федеральную программу “Сибирь”, 72 ее проекта включены в федеральную программу “Топливо и энергия”. В 1997 году работа на предприятиях военно-промышленного комплекса велась по 126 договорам на сумму 214 млрд. рублей, а по прогнозу на 1998 год объем договоров должен увеличиться еще в 1,5-2 раза.

Разумеется, и в этой отрасли существуют не совсем благоприятные тенденции. Так, рост цен в 1995-98 гг. на бензин (на 38,0%) и дизельное топливо (на 14,2%) в значительной мере определил рост цен на энергоресурсы в Омской области, составивший 20,6%. Пострадали от этого, прежде всего посреднические фирмы, специализировавшиеся на торговле нефтепродуктами. Если в 1993-96 гг. этот бизнес приносил значительные доходы, то к началу 1998 г. частный бизнес оказался практически вытеснен из этой сферы экономики.

Однако дело тут не столько в ценовой политике руководства АО “Омский нефтеперерабатывающий завод” и его собственника – АО “Сибнефть”. Просто объективно ввод собственных нефтеперерабатывающих производств в г. Ишиме и г. Томске значительно снизил потребности внутреннего рынка и повысил конкуренцию на рынке внешнем. Особенно усугубило ситуацию то, что омская нефтепереработка находится гораздо дальше от месторождений, чем конкуренты. К тому же оборудование ОНПЗ нуждается в модернизации, а сам завод – в реконструкции.

Проявившиеся в 1 полугодии 1997 г. признаки замедления в экономическом развитии ряда промышленно развитых стран оказывают понижающее влияние на уровень цен в мировой торговле, что сказывается на уровне внешнеторговых цен. Продолжающийся застой в добыче минерального топлива привел в 1997 г. к сокращению российского экспорта нефти и природного газа.

Экспорт же нефтепродуктов продолжает развиваться динамично (прирост за 1 полугодие 1997 г. – 16,6%). Поэтому без существенного наращивания объемов добычи минерального топлива при сохранении форсированного экспорта уже в ближайшие годы может возникнуть дефицит в производственном потреблении этой продукции.

В настоящее время хозяйственные связи, обеспечивавшие эффективное функционирование омского территориально-промышленного комплекса во многом нарушены. Так, “замыкающие производства” топливно-нефтяного цикла сократили выпуск продукции более чем в 3,5 раза. Организационно часть из этих заводов входит в компанию “Юкси”, часть осталась самостоятельной.

В результате большая часть продукции Омского нефтеперерабатывающего завода “уходит” за пределы города, обеспечивая сырьем заводы, более эффективно работающие в других регионах России. Это можно было бы приветствовать, если не обращать внимания на то, что “замыкающие производства” являются более трудоемкими, так что вместе с вывозом нефтепродуктов в Омске осуществляется “ввоз” безработицы.

1. Охарактеризуйте экономическую роль нефтяной и нефтехимической промышленности в Российской Федерации.

2. Покажите механизм и направления государственного регулирования развития нефтехимической промышленности на региональном уровне.

3. Проанализируйте значение предприятий нефтехимии для экономического развития Омской области.

1. Региональная экономика: Учебник для вузов / Т. Г.Морозова, М. П.Победина, Г. Б.Поляк и др.; Под ред. проф. Т. Г.Морозовой. – М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 1998.

2. Регионоведение: Учебник для вузов / Т. Г.Морозова, М. П.Победина, Г. Б.Поляк и др.; Под ред. проф. Т. Г.Морозовой. – М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 1998.

1. Указ Президента РФ от 17.02.1992 г. № 151 "О порядке использования нефти, газа и продуктов их переработки, поступающих в распоряжение органов исполнительной власти республик в составе Российской Федерации, краев, областей и автономных образований". // Справочная правовая система "Гарант". – М.: НПП "Гарант-сервис", 1999.

2. Постановление Правительства РФ от 04.12.1995 г. № 1189 "О мерах по финансированию реконструкции и модернизации предприятий нефтеперерабатывающей промышленности России в рамках федеральной целевой программы "Топливо и энергия". // Справочная правовая система "Гарант". – М.: НПП "Гарант-сервис", 1999.

3. Постановление Главы Администрации (Губернатора) Омской области от 07.09.1997 г. № 354-п "О создании региональной государственной нефтеинспекции по Омской области". // Справочная правовая система "Гарант". – М.: НПП "Гарант-сервис", 1999.

[25] Транша (здесь) – часть денежного займа, предоставляемого предприятию на возвратной основе под определенный договором процент.

[26] Маржа (здесь) – непосредственный доход государства от предоставления кредита предприятию.

Http://www. aup. ru/books/m261/7_4.htm

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].

Http://4itaem. com/referat_read/269762

Россия рассматривает возможность выхода из сделки ОПЕК+ после восстановления баланса на мировом нефтяном рынке, отметил Александр Новак. По его словам, такой выход может занять от двух до пяти месяцев, при этом он должен быть плавным, чтобы предложение на нефтяном рынке не стало резко превышать спрос.

Госдума приняла в первом чтении законопроект по введению налога на дополнительный доход (НДД) от добычи нефти. Отмечается, что ведение НДД будет учитывать себестоимость разработки месторождения и стимулировать разработку зрелых месторождений. Это поможет предотвратить падение добычи, существенно увеличить инвестиции и приведет к росту бюджетных поступлений. По оценкам Минэнерго, введение НДД позволит к 2025 году вовлечь в разработку порядка 5 млрд. т нефти. Закон должен вступить в силу с начала 2019 года.

Впервые за несколько лет упали экспортные поставки российской нефти. Согласно данным Минэнерго, объем экспорта нефти из РФ в январе-марте 2018 года снизился на 2.4% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 61.67 млн. т. При этом доходы России от экспорта нефти в январе 2018 года выросли на 41.6% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до $10.54 млрд. благодаря росту цен на нефть на мировом рынке. В марте экспорт нефти сократился на 3.4% в годовом сравнении, до 21.1 млн. т.

«Газпром» в I квартале 2018 года увеличил экспорт газа в дальнее зарубежье на 6.6% по сравнению с аналогичным периодом 2017 года, до 54.4 млрд. куб. м. При этом в марте компания экспортировала рекордный за всю историю поставок объем газа в дальнее зарубежье —19.6 млрд. куб. м. Рост экспорта происходил на фоне аномально холодной погоды в Европе.

Правила Третьего энергопакета должны распространяться на морские газопроводы из третьих стран — соответствующие поправки к газовой директиве ЕС были одобрены Комитетом Европарламента по промышленности, исследованиям и энергетике. Это могло бы заблокировать строительство «Северного потока-2», но юристы считают, что ЕС не имеет права требовать распространения на газопровод норм Третьего энергопакета. Пока Польша и Украина требуют ввести санкции в отношении «Северного потока-2», Германия уже одобрила строительство газопровода, а Финляндия дала предварительное согласие.

Газовый конфликт между «Газпромом» и «Нафтогазом Украины» продолжает развиваться. В марте 2018 года Стокгольмский арбитраж постановил, что российский холдинг должен возместить украинской компании $4.64 млрд. за недопоставку газа по транзитному договору. Однако «Газпром» обжаловал решение арбитража и расторг контракты с «Нафтогазом Украины» на поставку и транзит газа. Но уже в апреле стало известно, что «Газпром» создал резерв в отчетности на всю сумму штрафа по транзитному контракту с «Нафтогазом», не исключив при этом долг украинской стороны.

Активность по слияниям и поглощениям в добыче нефти и газа в январе-феврале 2018 года резко упала. По данным бюллетеня «Рынок слияний и поглощений» Информационного агентства AK&M, суммарная стоимость двух сделок первых двух месяцев составила $555.2 млн., что в 3.1 раза меньше, чем за аналогичный период прошлого года. Отметим, что обе сделки начала 2018 года заключены НОВАТЭКом, который в последнее время активно скупает газовые активы.

Более подробно с тенденциями, складывающимися в отрасли нефтегазодобыча, Вы можете ознакомиться в очередном номере аналитического бюллетеня «Отрасли российской экономики: производство финансы, ценные бумаги», вышедшем 09 апреля 2018г. Основные разделы бюллетеня приведены ниже.

Http://www. akm. ru/rus/analyt/analyt/neft. htm

Доля России в мировой добыче минерального сырья остается высокой и составляет по нефти 11.6%, по газу — 28.1, углю — 12-14%. По объему разведанных запасов минерального сырья Россия занимает ведущее положение в мире. При занимаемой территории в 10% в недрах России сосредоточено 12-13% мировых запасов нефти, 35% — газа, 12% — угля. В структуре минерально – сырьевой базы страны более 70% запасов приходится на ресурсы топливно – энергетического комплекса (нефть, газ, уголь). Общая стоимость разведанного и оцененного минерального сырья составляет сумму 28.5 трлн долларов, что на порядок превосходит стоимость всей приватизируемой недвижимости России.

Топливно-энергетический комплекс является опорой отечественной экономики: доля ТЭК в общем объеме экспорта в 1996 г. составит почти 40%

(25 млрд долл.). Около 35% всех доходов федерального бюджета на 1996 г.

(121 из 347 трлн руб.) планируется получить за счет деятельности предприятий комплекса. Ощутима доля ТЭК в общем объеме товарной продукции, которую российские предприятия планируют выпустить в 1996 г. Из 968 трлн руб. товарной продукции (в действующих ценах) доля предприятий ТЭК составит почти 270 трлн руб., или более 27%. Добыча нефти вместе с газовым конденсатом в 1995 г. составила почти 307 млн т. В 1996 г. планируется добыть несколько более 301 млн т нефти. Переработано будет около 181 млн т, при этом бензина, дизтоплива и другой продукции планируется получить почти на уровне 1995 г. Способствовать этому должна проходящая реконструкция на российских нефтеперерабатывающих заводах. ТЭК остается крупнейшим промышленным комплексом, осуществляющим капитальные вложения (более 71 трлн руб. в 1995 г.) и привлекающим инвестиции (1.2 млрд долл. только от

Всемирного банка за два последних года) в предприятия всех своих отраслей.

Нефтяная промышленность Российской Федерации на протяжении длительного периода развивалась экстенсивно. Это достигалось за счет открытия и ввода в эксплуатацию в 50-70-х годах крупных высокопродуктивных месторождений в

Урало-Поволжье и Западной Сибири, а также строительством новых и расширением действующих нефтеперерабатывающих заводов. Высокая продуктивность месторождений позволила с минимальными удельными капитальными вложениями и сравнительно небольшими затратами материально – технических ресурсов наращивать добычу нефти по 20-25 млн т в год. Однако при этом разработка месторождений велась недопустимо высокими темпами (от 6 до 12% отбора от начальных запасов), и все эти годы в нефтедобывающих районах серьезно отставали инфраструктура и жилищно-бытовое строительство.

В 1988 г. в России было добыто максимальное количество нефти и газового конденсата — 568.3 млн т, или 91% общесоюзной добычи нефти. Недра территории России и прилегающих акваторий морей содержат около 90% разведанных запасов нефти всех республик, входивших ранее в СССР. Во всем мире минерально-сырьевая база развивается по схеме расширения воспроизводства. То есть ежегодно необходимо передавать промысловикам новых месторождений на 10-15% больше, чем они вырабатывают. Это необходимо для поддержания сбалансированности структуры производства, чтобы промышленность не испытывала сырьевого голода. В годы реформ остро встал вопрос инвестиций в геологоразведку. На освоение одного миллиона тонн нефти необходимы вложения в размере от двух до пяти миллионов долларов США.

Причем эти средства дадут отдачу только через 3-5 лет. Между тем для восполнения падения добычи необходимо ежегодно осваивать 250-300 млн т нефти. За минувшие пять лет разведано 324 месторождения нефти и газа, введено в эксплуатацию 70-80 месторождений. На геологию в 1995 г. было истрачено лишь 0.35% ВВП (в бывшем СССР эти затраты были в три раза выше).

На продукцию геологов — разведанные месторождения — существует отложенный спрос. Однако в 1995 г. геологической службе все же удалось остановить падение производства в своей отрасли. Объемы глубокого разведочного бурения в 1995 г. возросли на 9% по сравнению с 1994 г. Из 5.6 трлн рублей финансирования 1.5 трлн рублей геологи получали централизованно. На 1996 г. бюджет Роскомнедра составляет 14 трлн рублей, из них 3 трлн — централизованные инвестиции. Это лишь четверть вложений бывшего СССР в геологию России.

Сырьевая база России при условии формирования соответствующих экономических условий развития геоло-го-разведочных работ может обеспечить на сравнительно длительный период уровни добычи, необходимые для удовлетворения потребностей страны в нефти. Следует учитывать, что в

Российской Федерации после семидесятых годов не было открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения, а вновь приращиваемые запасы по своим кондициям резко ухудшаются. Так, например, по геологическим условиям средний дебит одной новой скважины в Тюменской области упал с 138 т в 1975 г. до 10-12тв 1994 г., т. е. более чем в 10 раз. Значительно возросли затраты финансовых и материально-технических ресурсов на создание 1 т новой мощности. Состояние разработки крупных высокопродуктивных месторождений характеризуется выработкой запасов в объемах 60-90% от начальных извлекаемых запасов, что предопределило естественное падение добычи нефти.

В связи с высокой выработанностью крупных высокопродуктивных месторождений качество запасов изменилось в худшую сторону, что требует привлечения значительно больших финансовых и материально-технических ресурсов для их освоения. Из-за сокращения финансирования недопустимо уменьшились объемы геолого-разве-дочных работ, и как следствие снизились приросты запасов нефти. Если в 1986-1990 гг. по Западной Сибири прирост запасов составлял 4.88 млрд т, то в 1991-1995 гг. из-за снижения объемов разведочного бурения этот прирост снизился почти вдвое и составил 2.8 млрд т. В создавшихся условиях для обеспечения потребностей страны даже на ближайшую перспективу требуется принятие государственных мер по наращиванию сырьевой оазы.

Переход к рыночным отношениям диктует необходимость изменения подходов к установлению экономических условий для функционирования предприятий, относящихся к горнодобывающим отраслям промышленности. В нефтяной отрасли, характеризующейся невозобновляющимися ресурсами ценного минерального сырья

— нефти, существующие экономические подходы исключают из разработки значительную часть запасов из-за неэффективности их освоения по действующим экономическим критериям. Оценки показывают, что по отдельным нефтяным компаниям по экономическим причинам не могут быть вовлечены в хозяйственный оборот от 160 до 1057 млн т запасов нефти.

Нефтяная промышленность, имея значительную обесч печенность балансовыми запасами, в последние годы ухудшат ет свою работу. В среднем падение добычи нефти в год по действующему фонду оценивается в 20 % .По этой причине, чтобы сохранить достигнутый уровень добычи нефти в России, необходимо ввдить новые мощности на 115-120 млн. т в год, для чего требуется пробурить 62 млн. м эксплуатационных скважин, а фактически в 1991 г. пробурено 27.5 млн м, а в 1995 – 9.9 млн. м.

Отсутствие средств привело к резкому сокращению объемов промышленного и гражданскоого строительства, особенно в Западной Сибири. Вследствие этого произошло уменьшение работ по обустройству нефтяных месторождений, строительству и реконструкции систем сбора и транспорта нефти, строительству жилья, школ, больниц и других объектов, что явилось одной из причин напряженной социальной обстановки в нефтедобывающих регионах.

Программа строительства объектов утилизации попутного газа была сорвана. В результате в факелах сжигается ежегодно более 10 млрд. м3 нефтяного газа.

Из-за невозможности реконструкции нефтепроводных систем на промыслах постоянно происходят многочисленные порывы трубопроводов. Только в 1991 г. по этой причине потеряно более 1 млн т нефти и нанесен большой урон окружающей среде. Сокращение заказов на строительство привело к распаду в

Одной из основных причин кризисного состояния нефтяной промышленности является также отсутствие необходимого промыслового оборудования и труб. В среднем дефицит в обеспечении отрасли материально-техническими ресурсами превышает 30%. За последние годы не создано ни одной новой крупной производственной единицы по выпуску нефтепромыслового оборудования, более того, многие заводы этого профиля сократили производство, а выделяемых средств для валютных закупок оказалось недостаточно.

Из-за плохого материально-технического обеспечения число простаивающих эксплуатационных скважин превысило 25 тыс. ед., в том числе сверхнормативно простаивающих — 12 тыс. ед. По скважинам, простаивающим сверхнормативно, ежесуточно теряется около 100 тыс. т нефти.

Острой проблемой для дальнейшего развития нефтяной промышленности остается ее слабая оснащенность высокопроизводительной техникой и оборудованием для добычи нефти и газа. К 1990 г. в отрасли половина технических средств имела износ более 50%, только 14% машин и оборудования соответствовало мировому уровню, потребность по основным видам продукции удовлетворялась в среднем на 40-80%. Такое положение с обеспечением отрасли оборудованием явилось следствием слабого развития нефтяного машиностроения страны. Импортные поставки в общем объеме оборудования достигли 20%, а по отдельным видам доходят и до 40%. Закупка труб достигает 40 – 50%.

С распадом Союза усугубилось положение с поставками нефтепромыслового оборудования из республик СНГ: Азербайджана, Украины, Грузии и Казахстана.

Являясь монопольными производителями многих видов продукции, заводы этих республик взвинчивали цены и сокращали поставки оборудования. Только на долю Азербайджана в 1991 г. приходилось порядка 37% выпускаемой для нефтяников продукции.

В результате разрушения системы материально-технического обеспечения, сокращения бюджетного финансирования и невозможности самофинансирования буровых работ нефтедобывающими объединениями из-за низкой цены на нефть и безудержно растущих цен на материально-технические ресурсы началось сокращение объемов буровых работ. Из года в год сокращается создание новых нефтедобывающих мощностей и происходит резкое падение добычи нефти.

Значительный резерв сокращения объема буровых работ — повышение дебита новых скважин за счет совершенствования вскрытия нефтяных пластов. В этих целях необходимо кратное увеличение бурения горизонтальных скважин, дающих увеличение дебита против стандартных скважин до 10 и более раз. Решение вопросов качественного вскрытия пластов позволит повысить первоначальный дебит скважин на 15-25%.

В связи с систематической недопоставкой в последние годы нефтегазодобывающим предприятиям материально-технических ресурсов для поддержания фонда в работоспособном состоянии использование его резко ухудшилось. Особенно интенсивно возрастал неработающий фонд в 1989 г. — на

2.1, в 1990 г. — 6.7, 1991 г. — 5.9, 1992 г. – 7.4 тыс. скважин. Косвенной причиной роста неработающего фонда скважин является также низкое качество оборудования, поставляемого отечественными заводами, что ведет к неоправданному росту объемов ремонтных работ.

Таким образом, нефтяная промышленность России к 1992 г. уже вступила в кризисное состояние несмотря на то, что она располагала достаточными промышленными запасами нефти и большими потенциальными ресурсами. Однако за период с 1988 по 1995 гг. уровень добычи нефти снизился на 46.3%.

Переработка нефти в Российской Федерации сосредоточена в основном на 28 нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ): на 14 предприятиях объем переработки нефти превышал 10 млн т в год и на них перерабатывалось 74.5% всего объема поступающей нефти, на 6 предприятиях объем переработки составлял от 6 до 10 млн тв год и на остальных 8 заводах — менее 6 млн т в год (минимальный объем переработки 3.6 млн т в год, максимальный — около 25 млн т в год).

Мощности отдельных НПЗ РФ по объемам перерабатываемого сырья, структура их производственных фондов существенно отличаются от зарубежных нефтеперерабатывающих предприятий. Так, основная доля нефти в США перерабатывается на НПЗ мощностью 4-12 млн т/год, в Западной Европе — 3-7 млн т в год. В табл. 1 приведены показатели производства основных нефтепродуктов в РФ и развитых капиталистических странах.

Http://www. vevivi. ru/best/Analiz-sostoyaniya-neftyanoi-promyshlennosti-Rossii-ref12958.html

В России действуют [ когда? ] 32 крупных нефтеперерабатывающих предприятия с общей мощностью по переработке нефти 261,6 млн. тонн (2009 год; в 2012 году 262,65 млн. тонн), а также 80 мини-НПЗ с общей мощностью переработки 11,3 млн тонн [1] .

В 2011 году в России было произведено 36,7 млн тонн автомобильного бензина, 70,3 млн тонн дизельного топлива, 73,2 млн тонн топочного мазута [2] . Средняя начисленная заработная плата в производстве нефтепродуктов — 45 228 руб/мес (март 2010). [3]

Большинство нефтеперерабатывающих заводов на территории России были построены в первые два десятилетия после Великой Отечественной войны: с 1945 по 1965 годы было введено 16 заводов, около половины из ныне действующих [4] .

За период экономических реформ 1990-х годов в нефтепереработке и нефтехимических отраслях произошло значительное сокращение объёма производства [5] . Из-за резкого сокращения внутреннего потребления нефти при суммарных мощностях по первичной её переработке 296 млн тонн в год в 2000 году фактически было переработано 168,7 млн тонн, то есть загрузка нефтеперерабатывающих заводов упала до 49,8 % [5] .

Это обусловило низкую глубину переработки нефти и низкое качество выпускавшихся нефтепродуктов. [5] Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к стандартам западноевропейских стран и США [5] . После распада СССР в России к 2012 году было построено 5 новых нефтеперерабатывающих предприятий общей мощностью около 14 млн тонн [6] .

В последние годы 2000-х наметилась обнадёживающая тенденция [5] . Признаком улучшения ситуации является существенное увеличение инвестиций в нефтепереработку [5] . Так, за 2006 год они выросли на 11,7 %, составив 40 млрд рублей. За период 2005-2012 год было инвестировано около 1 трлн. рублей, проводилась модернизация производств [7] Растёт и внутренний спрос на нефтепродукты [5] .

Глубина переработки нефти за период с 2005 по 2006 выросла с 67,6 до 71,3 % [5] . В последние годы на ряде НПЗ активно ведётся строительство комплексов глубокой переработки нефти [5] .

В октябре 2010 года председатель правительства России В. В. Путин сообщил о принятом правительством решении запретить подключение к магистральным нефтепроводам новых НПЗ, глубина переработки у которых меньше 70 %. [8] Путин сообщил, что в России в настоящее время имеются около 250 мини-НПЗ с глубиной переработки около 40 %. [8] По мнению Путина, «такие объекты нужно серьёзно модернизировать». [8]

К 2012 году при господдержке планировалось построить самый крупный в России НПЗ в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, глубина переработки нефти составит 93 %, что соответствует достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих заводах США [5] . Однако по состоянию на 2016 год, строительство даже не началось.

Http://ruwikiorg. ru/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B0%D1%8F_%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%BC%D1%8B%D1%88%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C_%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D0%B8

Добавить комментарий