В частности, в будущем году возможно увеличение добычи нефти теми, кто участвует в ОПЕК+. Впрочем, министр подчеркнул, что детали будущего соглашения обсуждят на июньской встрече ОПЕ.
Добыча нефти в США достигла исторических рекордов и продолжает расти за счет разработки сланцевых месторождений. А это сильнее всего может ударить по цене са.
Основные риски для российских СПГ-проектов — новые санкции и высокая себестоимость, говорится в исследовании энергетического центра бизнес-школы «Сколково». При оптимистичном сценари.
Международное энергетическое агентство (МЭА) сообщает об увеличении стратегических запасов нефти в Китае значительно выше, чем в предыдущие годы. Китайские власти стремятся создать с.
Цены на нефть могут временно закрепиться выше 70 долларов за баррель, но долгосрочно верхней границей диапазона цен остаются 65 долларов, сообщает департамент исследований и пр.
Министр энергетики России Александр Новак и глава минэнерго Саудовской Аравии Халид аль-Фалих провели двустороннюю встречу, в ходе которой обсудили сделку ОПЕК+, взаимодействие в неф.
В Омане заявили, что ОПЕК+ может в дальнейшем увеличить добычу нефти.
Издержки роста добычи в США: сланцевая нефть ударит по собственной цене
В Омане заявили, что ОПЕК+ может в дальнейшем увеличить добычу нефти.
Издержки роста добычи в США: сланцевая нефть ударит по собственной цене
Лисичанский нефтеперерабатывающий завод – основной перерабатывающий актив международного холдинга "ТНК-ВР" в Украине. Предприятие считается самым молодым нефтеперерабатывающим заводом в стра.
Установленная мощность завода – 19, 5 млн тонн в год. В 2006 году предприятием было переработано 16, 3 млн. тонн нефти В структуре Газпрома Одно из крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий в России.
Новошахтинский НПЗ считается одним из крупнейших инвестиционных проектов Ростовской области и самым крупным российским нефтеперерабатывающим заводом, введенным в действие за последнее тридцатилетие. П.
ООО «Ижевский нефтеперерабатывающий завод» единственное предприятие в Удмуртской Республике, которое осуществляет переработку нефти.
Общество с ограниченной ответственностью «Томский нефтеперерабатывающий завод» (ООО «ТНПЗ) ведет строительство одного из первых в России суперсовременного нефтеперерабатывающего заво.
Реализация с выставки с отличной скидкой. Набор Элитной корпусной мебели “Валенсия” от белорусского производителя из массива Карельской Берёзы в Крашении “Р-46 с патинированием”.Две зеркальные, пано.
Трубки (системы) подачи СОЖ (для промышленного оборудования и станков) Используются на промышленном оборудовании и станках. Служат для подачи СОЖ ( Смазочно Охлаждающей Жидкости) в зону резания. Собст.
Продажа с завода в Туле или со склада в Москве шарнирных пластиковых сегментных трубок для подачи сож. Продажа от производителя. Оптовикам и заводам скидки.
• СРО • Гарантия 5 лет. Строительство зданий по СНиП, стоимость, цена за м3 куб. работы будут зависеть от выбранной технологии. Строительная компания “Опора Строй Инжиниринг” работает на строительн.
Тепловые котлы промышленного типа GENERAL KAZAN могут удовлетворить потребности в высоком давлении и температуре на самых разных мощностях. Они работают с такими жидкостями, как пар, горячая вода, и.
Предлагаем центраторы внутренние гидравлические ЦВ, которые предназначены для центровки торцов отдельных труб и секций при сборке неповоротных и поворотных стыков при строительстве трубопроводов. Вну.
Http://www. benzol. ru/samye-krupnye-neftepererabatyvayushchie-zavody-rossii. htm
По многочисленным просьбам радиослушателей отвечаю на весьма часто задаваемый вопрос: «почему Россия продаёт сырую нефть вместо того, чтобы перерабатывать её и продавать за рубеж бензин и прочие нефтепродукты».
Ответ вы можете наблюдать на прикреплённой к статье диаграмме. Несложно заметить, что если в конце девяностых годов Россия экспортировала около 60 млн тонн нефтепродуктов, то к 2014 году мы увеличили эту цифру более чем в два с половиной раза, до 165 млн тонн:
Проще говоря, мы с каждым годом всё больше и больше нефти не гоним за рубеж в сыром виде, а перерабатываем в бензин и солярку. Европейцы, кстати, весьма недовольны этим обстоятельством – они привыкли паразитировать на нашей нефти, перерабатывая её у себя, а теперь их нефтеперерабатывающие заводы стремительно становятся ненужными:
Если темпы строительства новых НПЗ в России не замедлятся, то лет через 10-15 мы перестанем экспортировать сырую нефть вовсе, так как она будет целиком перерабатываться на территории России.
Извините, это вам не кроссовки шить. Современные добыча и переработка нефти – это не только очень высокие технологии, но и сотни миллиардов долларов инвестиций. Сейчас категорически недостаточно пробурить скважину, чтобы из неё забил фонтан чёрного золота. Для понимания масштабов: только начальный объём инвестиций только в Бованкенское месторождение превышает сумму, которая требуется для отправки космической миссии на другую планету Солнечной системы.
Оно и неудивительно. Очень недёшево обходятся приборы, которые могут забуриться на несколько километров вглубь, вынюхать там пузырь месторождения, а потом выкачать наверх жидкость из породы, больше всего напоминающей по консистенции смоченный в нефти кирпич. Также весьма недёшево обходятся приборы, которые отпугивают от поднятой на поверхность нефти носителей демократии с их крылатыми ракетами.
Таким образом, когда производство нефти сравнивают, скажем, с производством автомобилей, обычно имеет место некоторое недопонимание. Построить современный автомобильный завод на порядок проще, нежели освоить современное месторождение нефти и защитить его от наших американских партнёров.
Впрочем, все эти соображения не отменяют того обстоятельства, что продавать бензин и солярку выгоднее, нежели гнать за рубеж сырую нефть – да и цены на нефтепродукты скачут далеко не так хаотично, как открытые всем спекулятивным атакам нефтяные котировки.
В лихие девяностые о строительстве собственных НПЗ власть не думала: либералы видели Россию исключительно в качестве сырьевой колонии Запада, и вся нефтепереработка, по их мнению, должна была производиться не в варварской России, а в цивилизованной Европе.
Однако как только Владимир Владимирович принял власть из слабеющих рук уходящего на пенсию Бориса Ельцина, перед ним встал вопрос постройки нефтеперерабатывающих заводов. Вопрос этот был далеко не первоочередным, но всё же весьма важным: по причинам, которые я уже изложил выше.
После распада СССР многие НПЗ остались на Украине и в Белоруссии – Советская власть строила их поближе к границам, чтобы было удобнее экспортировать топливо в Европу и чтобы танки в случае необходимости имели удобные точки для заправки. С одной стороны, это было хорошо – так как оставшиеся в братских республиках НПЗ были оснащены отнюдь не самым новым оборудованием. С другой стороны, постройка новых заводов требовала больших, очень больших денег, которые взять на тот момент было неоткуда.
При Ельцине новые НПЗ не строились – если не считать установки по производству изобутилена на Тобольском нефтехимическом комбинате, которая была введена в строй в 1997 году.
В первый срок президента Путина с вводом новых мощностей также всё было довольно тускло. Серьёзную модернизацию провёл на своём Волгоградском заводе Лукойл и, пожалуй, на этом достижении перечень крупных проектов той четырёхлетки можно закрывать.
Во время второго срока был открыт Пуровский завод переработки газового конденсата. К началу 2014 года мощности этого завода были постепенно доведены до 11 млн тонн в год: это довольно серьёзный объём.
После 2008 года новые НПЗ вводились в строй ударными темпами – начали достраиваться заложенные во время второго срока Путина проекты. Открылось около десятка новых производств, самыми крупными из которых стали комплекс заводов «ТАНЕКО» в Нижнекамске и «Газпром нефтехим Салават» в Салавате:
Общая сумма инвестиций в построенные за эту четырёхлетку НПЗ подобралась к внушительной цифре в триллион рублей.
На третьем сроке Путина темпы строительства только ускорились – только за последние два с половиной года в строй введено около 15 крупных проектов. Ещё пара десятков нефтехимических производств строится прямо сейчас и, вероятно, большая их часть откроется до 2018 года:
Вчера в комментариях активно обсуждалось производство полиэтилена. Крупнейший в России завод по производству полиэтилена строится в Ямало-Ненецком АО, на начальном этапе он будет производить 400 тысяч тонн полиэтилена в год, позже – 1,2 млн тонн в год. (На всякий случай: полиэтилен делают из нефти).
В Смоленской области в следующем году должен заработать комплекс по производству сжиженного природного газа, он позволит обеспечить газом населённые пукты, до которых экономически нецелесообразно тянуть газопровод.
Целый выводок НПЗ начнёт в ближайшем будущем производить топливо по стандартам Евро-5. Также стратегически важным является строительство порта Сабетта на полуострове Ямал, который обеспечит отправку сжиженного природного газа по Северному морскому пути. Общая стоимость проекта – с учётом стоимости завода по сжижению газа – оценивается в 850 млрд рублей.
В общем, коллеги, мы активнейшим образом развиваем переработку нефти. Было бы неплохо, конечно, ещё сильнее ускорить этот процесс, но, увы, время кризисное, каждый миллиард сейчас на счету. Кроме НПЗ строятся ведь ещё порты, железные дороги, аэропорты и космодромы, атомные станции (12 штук) и очень много чего ещё:
Чтобы картина не казалась слишком радужной, расскажу и о проблемах. Хоть американцам и не удалось обрушить нашу финансовую систему в декабре 2014 года, они всё же довольно сильно подгадили нам, отключив наши крупные компании от долларовых кредитов. Многие новые НПЗ строились именно под эти кредиты, и необходимость искать деньги в других местах подтормозит строительство некоторых некоторых заводов.
Также наши НПЗ зависят от Запада в вопросах поставок катализаторов. Конечно, Запад пока что не накладывал эмбарго на катализаторы, и, конечно, даже если такое эмбарго будет наложено, мы сможем несколькими способами его обойти. Но всё же зависимость от Запада у нас тут есть, и эту зависимость мы устраним только в 2016 году, когда в Ангарске откроется завод по производству катализаторов:
Наконец, наш Минфин так крепко стиснул сейчас вымя нефтеперерабатывающим заводам, что у них могут начаться некоторые проблемы с рентабельностью, что может, в теории, привести к сокращению производства бензина. Впрочем, как показывает опыт, тут нефтяники с налоговиками какое-нибудь решение найдут: в Кремле отлично понимают, что свою нефтепереработку надо развивать невзирая ни на какие временные трудности.
В качестве подведения итога ещё раз напомню, что цены на нефтепродукты скачут далеко не так сильно, как цены на сырую нефть. Поэтому даже если к Новому году стоимость нефти временно опустится до 5 долларов за баррель – а при дефляционном сценарии развития финансового кризиса в США такие экстремумы вполне возможны – созданный за последние 10 лет мощный нефтеперерабатывающий контур позволит нам пройти период низких цен без критичных для бюджета потерь.
Http://www. putin-today. ru/archives/14412
Нефть и продукты ее естественного выхода на земную поверхность – асфальты и битумы – давно известны человечеству. Их использовали в Вавилоне и Византии как зажигательную смесь. В древнем Египте, Риме и междуречье Тигра и Евфрата их применяли как вяжущие гидроизоляционные материалы при строительстве дорог, акведуков и других сооружений. С конца 18 века продукт переработки нефти – керосин – стал использоваться для освещения жилищ и улиц, а с 19 века, с изобретением двигателя внутреннего сгорания нефтепродукты стали основным видом топлива для различных транспортных средств.
Нефтяная промышленность сегодня – это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям.
Сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей;
Источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно – печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт);
Сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.
Нефть – наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.
В отличие от других видов горючих ископаемых, нефть относительно легко добывается, транспортируется (по нефтепроводам) и довольно просто перерабатывается в широкую гамму продуктов различного назначения. Поэтому не удивительно, что в большинстве стран мира на нефть приходится более половины топливно-энергетического комплекса.
Экономика государств зависит от нефти больше, чем от любого другого продукта. Поэтому нефть с начала ее промышленной добычи и до настоящего времени является предметом острой конкурентной борьбы, причиной многих международных конфликтов и войн.
В условиях, когда нефть стала основным видом энергетического сырья, возросло ее экономическое и политическое значение в мире. Наличие собственных ресурсов нефти, возможность организовать экспорт нефти и нефтепродуктов позволяют различным государствам добиваться значительных успехов в экономическом и социальном развитии. Вместе с тем колебание мировых цен на нефть, конъюнктура на нефтяном рынке приводят к серьезным изменениям в экономической политике как нефтедобывающих стран, так и государств, промышленность которых базируется на привозной нефти.
2. Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность в ранние годы ее развития.
России в 1823 году в Моздоке по проекту братьев Дубининых и в 1837 году 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 веке 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.
В 80-е годы 19-го века промышленное нефтяное производство существовало только в США и России. В 1879 году в России появилось нефтяное предприятие братьев Нобелей, которое сыграло исключительную роль в развитии нефтяной промышленности России. К 1883 году компания братьев Нобелей уже имела 49,1% общероссийского керосина. С 1879 по 1917 год доля продажи керосина этой компанией в России никогда не опускалась нище 50,1%, а в отдельные годы доходила до 89,3%.
Начиная с 1887 года Братья Нобели – Людвиг, Роберт и Альфред,- имея небольшой нефтеперегонный завод в Баку, стали вывозить керосин морским путем через Каспийское море в главные промышленные центры России и на экспорт. Вместе с ними активно работали в Баку компании семьи Ротшильдов и Манташева. Ниже приведены данные о добыче нефти в России с 1880 по 1915 год.
Таблица 1. Добыча нефти в ранние годы развития нефтяной отрасли в Российской империи.
Можно отметить, что уже в1888 году добыча нефти В Российской империи была сравнима с добычей нефти в США; через 10 лет количество добываемой нефти превысило аналогичные показателем в США, а экспорт нефтепродуктов составлял треть от экспорта США. Российский керосин стал составлять в Европе конкуренцию продукции американской компании Стандард Ойл, самому крупному поставщику керосина в мире. Тогда. чтобы вытеснить компанию Нобелей, Стандард Ойл стал применять свою обычную тактику – резко снижать цены на керосин для полного контроля за европейским рынком, но успеха это не принесло.
В 1893 году в России под эгидой царского министра финансов был создан синдикат – Союз бакинских керосинозаводчиков, объединивший компании Нобелей. Ротшильдов и Манташева. Союз был призван сыграть роль российского аналога Стандард Ойл, но оказался непрочным и гораздо слабее американского собрата.
В 1895 году Д. Рокфеллер предложил, учитывая сильную конкуренцию со стороны России, поделить мировой рынок продажи керосина, чтобы иметь 75% продажи, а остальное отдать российским компаниям, но не состоялась из-за отказа российского правительства. И в дальнейшем руководство Стандарт Ойл не смогло договориться с правительством России, а революция 1905 года, затем первая мировая война и революция 1917 года окончательно подорвали экономику Российской империи.
В 1911 году компания братьев Нобелей вынудила Ротшильдов уйти из российского нефтяного бизнеса в результате искусственного снижения цен на нефть и нефтепродукты. Практически в том же году компания Роял Датч Шелл вступает вместо Ротшильдов в российское нефтяное дело. Положение в нефтяной промышленности России продолжает ухудшаться, экспорт керосина практически сходит на нет. Однако очень выгодной становится продажа высококачественных бакинских смазочных масел, которые пользуются большим успехом в Европе, чем пенсильванские масла (так как пенсильванская нефть была хуже по качеству для производства масел из-за меньшего содержания масляных фракций).
С открытием двигателя внутреннего сгорания Р. Дизелем началась новая эра применения светлых нефтепродуктов в промышленности. Широкое использование двигателей Дизеля на нефтеналивных и военных судах резко увеличивает потребность промышленности в нефтяном топливе. Л. Нобель одним из первых поддержал Р. Дизеля в его изобретении и способствовал быстрому распространению дизельных двигателей.
Кроме того, компания Нобель нашла эффективное применение тяжелых фракций нефти в качестве дешевого топлива в паровых котлах после изобретения распылительной форсунки для нефтяного бизнеса. В целом же годы, предшествовавшие революциям 1917 года, можно охарактеризовать как годы спада в промышленности Российской империи. Последующая гражданская война 1918-1920 годов основательно разрушила нефтяное хозяйство и надолго исключила Россию из числа ведущих нефтяных держав мира.
После войны 1918-1920 гг. нефтяное хозяйство России оказалось полностью разрушенным. В мае 1920 г. советская власть национализировала нефтяные месторождения Апшерона. С этого времени в России, а с 1923 г. в Советском Союзе существует только государственная монополия в нефтяной промышленности.
Как отмечалось выше, в США с 1882 по 1911 г. в течение 29 лет существовала монополия треста Стандард Ойл в нефтяной промышленности, которую удалось нарушить только в результате огромных усилий правительства, конгресса, прессы и общественности. При этом хотелось бы обратить внимание на одну существенную деталь: трест принадлежал частным лицам, то есть прибыль, получаемая от продажи нефти и нефтяной продукции, шла в первую очередь на развитие нефтяной промышленности, ее модернизацию, на улучшение условий труда работникам этой отрасли.
В СССР в условиях государственной монополии большая часть прибыли не возвращалась обратно в нефтяную промышленность, а использовалась правительством в разных отраслях хозяйства или совсем для других целей.
После национализации советским правительством нефтяных предприятий и отказа выплатить компенсацию бывшим собственникам руководители нефтяных компаний Шелл и Стандард Ойл, имевшие интересы в России, настойчиво требовали от английского и американского правительства не признавать и бойкотировать Советское государство как не выполняющее международные законы и соглашения. К тому времени компания братьев Нобелей ушла из российского бизнеса, продав свою долю американской компании Стандард Ойл за 9 млн дол. Экономический бойкот доставил много дополнительных трудностей российскому правительству, которое вынуждено было сменить жесткую политику взаимоотношений с иностранными нефтяными компаниями на политику концессий, понимая, что без их усилий будет трудно поднять разрушенное нефтяное хозяйство.
В конце ноября 1920 г. в России (табл. 2 приложения) принимается постановление о концессиях, которое позволяет иностранным компаниям на льготных условиях вести бизнес внутри страны. Это постановление имело благоприятные последствия для России, сумевшей в период нэпа (новой экономической программы, разрешавшей частную собственность и частный бизнес) восстановить с помощью ведущих нефтяных держав нефтяное хозяйство Апшерона и вывести его на ведущие мировые позиции.
В середине 20-х годов в Советском Союзе (в конце 1922 г. Россия вместе с другими республиками образовала союз) существовало три организации, которые контролировали добычу и экспорт нефти и нефтепродуктов. Это Азнефть (Бакинский регион), Грознефть (Грозненский район. Северный Кавказ) и Эмбанефть. Вышеназванные предприятия объединились в Нефтесиндикат и образовали монополию, начавшую активно торговать нефтью и нефтепродуктами с компаниями Шелл и Мобил в Великобритании, Европе и странах Ближнего и Дальнего Востока (табл. 3 приложения). Затем эта монополия была преобразована в Нефтесиндикатсоюзнефть, и ее продукция составляла 14% всего импорта Западной Европы.
Политика концессий в 30-е годы была свернута, а нефтяная промышленность стала интенсивно переводиться на военные рельсы. В конце 20-х годов Советское правительство приняло решение о ликвидации нэпа и переходе к полной государственной монополии в промышленности. Контроль за развитием советской индустрии осуществлял Совет народных комиссаров. Нефтяная промышленность была в ведении Комитета по нефти, который входил в состав Народного комиссариата тяжелой промышленности. В 1939г. этот комиссариат был разделен на несколько комиссариатов, один из которых назывался Народным комиссариатом нефтяной промышленности. Комиссариат нефтяной промышленности и был, по существу, той монопольной организацией, которая руководила нефтяным хозяйством огромной страны и осуществляла распределение нефтепродуктов.
В 30-е годы автомобильная промышленность Советского Союза была развита еще весьма слабо, основным потребителем нефтяного топлива и масел была армия. Горючим и маслами обеспечивали в основном бакинские нефтеперерабатывающие заводы. Перед второй мировой войной были открыты нефтяные месторождения в Волго-Уральском районе, но промышленная добыча нефти началась лишь после войны. В 30-е годы основная нефтеперерабатывающая промышленность была сосредоточена в Баку.
В довоенные годы Советский Союз продолжал активно экспортировать нефть и нефтепродукты в страны Европы, причем эта статья экспорта была одной из самых успешных в бюджете страны. Некоторые страны Европы, например Италия и Германия, сильно зависели от советской нефти. Доля импортируемой из Советского Союза нефти в общем балансе итальянского государства с 1925 по 1935 г. составляла около 50%, а в 1940г. 75% советского экспорта нефтепродуктов и нефти пришлось на долю Германии.
Интересно отметить, что в годы советской власти произошло резкое изменение состава российского экспорта. Если до 1917 г. 70% российского экспорта составляло зерно (Россию называли хлебной корзиной Европы) и даже в лучшие годы нефть составляла только 7% экспорта, то после 1920 г. доля нефтяного экспорта постоянно растет и достигает к 1932 г. 18%. После коллективизации, когда Советский Союз, по существу, потерял свою роль поставщика зерна в Европу, процентное соотношение нефти в экспорте Советского Союза резко возрастает и составляет уже около 50%.
Правительство СССР понимало слабость положения страны, которая целиком зависела от бакинских нефтепродуктов, и в 30-е годы осуществило строительство нефтеперерабатывающих заводов в Ухте (1933), Москве (1938), Саратове (1934), Уфе (1938), Ишимбае (1936), Орске (1935), Батуми (1931), Одессе (1937) и Херсоне (1938). Во время второй мировой войны снабжение армии горючим и маслами происходило в основном с бакинских нефтеперерабатывающих заводов. Особенно это чувствовалось во время сталинградского сражения, когда немецкая армия перерезала пути доставки кавказской нефти и горючего в центральные районы Советского Союза.
В предвоенные, военные и послевоенные годы нефтяная промышленность Советского Союза развивалась высокими темпами. Советское правительство хорошо понимало значение нефтяной индустрии для функционирования Советского государства и не жалело денег для ее роста. В целом работники нефтяной промышленности справлялись со своими задачами – бесперебойно обеспечивали армию и народное хозяйство нефтепродуктами и успешно осуществляли экспорт нефти и нефтепродуктов.
Надо отметить, однако, что избытка и разнообразия нефтепродуктов не было. Хозяйство было плановым, а планы в нефтяной промышленности выполнялись таким образом, чтобы обеспечение нефтепродуктами было на минимальном уровне. После второй мировой войны комиссариаты были преобразованы в министерства. Комиссариат по нефтяной промышленности был разделен на два министерства – Министерство нефтяной промышленности южного и западного регионов и Министерство нефтяной промышленности восточного региона и Сахалина, которые в 1948 г. образовали одно Министерство нефтяной промышленности. В 1957 г. вместо министерств были созданы региональные совнархозы, проведена децентрализация нефтяной промышленности с сохранением некоторых центральных функций у Госплана. По существу, были созданы десятки монополий, меньших по размеру в пределах региона, но с теми же функциями, что и министерства. В 1965 г. опять были восстановлены министерства, так как совнархозы не сумели эффективно управлять промышленностью. Причем в нефтяной промышленности образовалось 5 министерств – нефтедобывающей, газовой, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленностей. В 1970 г. первое министерство стало называться Министерством нефтяной промышленности.
В конце 40-х годов началась интенсивная разработка крупного Ромашкинского месторождения, которое находилось между Волгой и Уралом. Только за 4 года – с 1954 по 1958 г.- добыча нефти в Советском Союзе удвоилась. В ряде городов Советского Союза велось в то время строительство крупных нефтеперерабатывающих заводов. Кстово (Нижегородская область), Сызрань, Волгоград, Саратов, Пермь, Краснодар, Омск, Ангарск, Баку и Рязань—вот далеко не полный список городов, где было развернуто новое строительство, причем, так как строительство велось централизованно, большинство заводов копировалось в зависимости от топливного или масляного направления. Особенно бурно нефтяная промышленность Советского Союза стала развиваться в 60-е годы, когда были открыты богатые месторождения в Западной Сибири.
Началась интенсивная разработка и добыча нефти в Тюменской области – центральной среди нефтедобывающих областей Западной Сибири. Очень быстро Советский Союз выходит на первые позиции по добыче нефти в мире, а с конца 70-х годов закрепляется на первом месте. Добыча нефти в Советском Союзе продолжала оставаться самым успешным мероприятием, проводимым Советским правительством.
В табл. 3 и 4 (см. приложение) представлены данные по добыче нефти в Советском Союзе в целом в 1920-1990 гг. и по регионам за 1975-1989 гг.
Следует отметить, что больше всего нефти добывалось в России, а в России самые крупные месторождения находились в Западной Сибири. Азербайджан практически потерял свое значение как регион, имеющий большие запасы нефти, хотя обладал развитой нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленностью. Из остальных бывших республик Советского Союза кроме России только Казахстан обладает промышленными запасами нефти, особенно после открытия крупного Тенгизского месторождения.
В 70-е годы нефть и нефтепродукты в больших количествах экспортировались в страны Восточной и Западной Европы. В табл. 3 и 6 приведены данные по добыче нефти в СССР и экспорту нефти и нефтепродуктов в 1920-1990 гг. и распределение его по странам – импортерам в 1970-1990 гг.
Как следует из данных табл. 5 (см. приложение), в 80-е годы при добыче нефти около 600 млн т/год экспорт составлял 150-200 млн – цифры огромные даже по нынешним временам. Если учесть, что население Советского Союза составляло чуть более 250 млн человек, то получается, что на каждого жителя страны приходилось около одной вывозимой тонны. К сожалению, нефть не принесла богатства России, как это случилось в странах Ближнего и Среднего Востока. По многим, главным образом, экономическим причинам.
В 70-80-е гг. было построено еще несколько нефтеперерабатывающих заводов – в основном вне России. Это заводы в Чимкенте и Павлодаре (Казахстан), Мажейкяе (Литва), Чарджоу (Туркмения), Лисичанске (Украина), Мозыре (Белоруссия).
С конца 80-ых годов мы наблюдается спад добычи и переработки нефти (за 1988 – 1991 годы объем добычи сократился более чем на 20%), главные причины которого заключаются в следующем:
Крупные и высокодебитные месторождения эксплуатируемого фонда, составляющие основу ресурсной базы, в значительной степени выработаны;
Резко ухудшились по своим кондициям и вновь приращиваемые запасы. За последнее время практически не открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения;
Сократилось финансирование геологоразведочных работ, уменьшились объемы разведочного бурения;
Остро не хватает высокопроизводительной техники и оборудования для добычи и бурения. Основная часть технических средств имеет износ более 50 процентов, только 14 процентов машин и оборудования соответствует мировым стандартам, 70 процентов парка буровых установок морально устарело и требует замены. С распадом СССР усугубилось положение с поставками нефтепромыслового оборудования из стран СНГ.
Низкие внутренние цены на нефть не обеспечивают самофинансирования нефтедобывающих предприятий (эта ситуация сохраняется и сегодня после серии повышений цен на нефть). В итоге произошло серьезное ухудшение материально – технического и финансового обеспечения отрасли;
Нехватка эффективного и экологичного оборудования с особой остротой создает в отрасли проблему загрязнения окружающей среды. На решение этой проблемы отвлекаются значительные материальные и финансовые ресурсы, которые не участвуют непосредственно в увеличении добычи нефти;
Не определен единообразный собственник месторождений нефти, с которым следует иметь дело организациям, а также частным лицам;
Задолженность стран СНГ перед Россией за поставленную нефть и нарастающий кризис неплатежей.
Таблица 6. Задолженность республик бывшего СССР (по состоянию на 01.08.93г.), млрд. руб.
Http://www. kazedu. kz/referat/75251
На прошлой неделе я был на самом крупном нефтеперерабатывающем заводе России (и одном из крупнейших в мире) – Омском НПЗ. Он же является одним из самых эффективных по глубине переработки нефти заводов среди себе подобных в России, да и не только.
Омский НПЗ существует с 1955 года, а с 2008 по 2015 годы был проведен первый этап масштабной модернизации производства, что позволило перейти на выпуск моторных топлив экологического класса «Евро-5» и значительно повысить энергоэффективность и экологичность. Кстати, на заводе говорят, что готовы перейти и на производство «Евро-6», если потребуется. С учетом начавшегося второго этапа модернизации, который завершится в 2020 году, уже через 4 года глубина переработки нефти будет составлять рекордные даже для мировых показателей 97%.
Если вы никогда не были на таких производствах, то я хочу сделать для вас небольшую фотоэкскурсию по Омскому НПЗ, чтобы вы могли ощутить всю мощь и силу отечественного топливно-энергетического комплекса.
Если смотреть с уровня земли, то все вокруг кажется гигантским, есть своя сеть дорог и кажется, что легко можно заблудиться. К тому же, расстояние до объектов кажутся меньше, чем есть на самом деле из-за размеров оборудования и различных установок, труб и других объектов НПЗ.
Если же забраться на одну из самых высоких точек Омского НПЗ – «Изомалк-2», высотой 50 метров, то открываются виды, которые еще более наглядно показывают размеры этого гигантского производства.
Но это еще не все. На этом НПЗ с прошлого года начали реализовывать проект, согласно которому к 2020 году предполагается создание высокотехнологического комплекса по производству катализаторов для НПЗ. Этот проект настолько актуален и интересен для отрасли, что ему Минэнерго уже присвоило статус Национального проекта. Когда проект будет реализован, то в России начнется не только производство катализаторов для создания топлива стандартов «Евро-5» и выше, но и в Омской области появится целый кластер сопутствующих предприятий с ежегодным оборотом более 1,5 млрд. рублей, будут созданы новые рабочие места и, соответственно, произойдет увеличение налоговых поступлений в бюджет.
Отдельно хотелось бы поговорить о тех, кто работает на этом заводе.
Вот, например, генеральный директор – Белявский Олег Германович. Изначально у меня были мысли, что он из «чистокровных управленцев», но на заводе его любят и ценят за то, что он производственник со стажем, прошел путь от простого рабочего до руководителя, умеет запускать как отдельные цеха, так и заводы целиком.
Для успешного развития завода руководство думает о перспективах всей отрасли. Большую и серьезную работу в этом направлении делают в Институте проблем переработки углеводородов. Я не совру, если скажу, что тут работают специалисты, которых давно хотят переманить зарубежные корпорции, но они остаются верны Родине и никуда не уезжают. Именно они развивают нефтеперерабатывающую отрасль страны.
А их разработки и оборудование позволяет проводить не только научные эксперименты и искать новые способы максимальной переработки нефти, но и уже сейчас производить катализатор для каталитического крегинга. Например, этот катализатор поставляется на Московский НПЗ и, по отзывам специалистов, намного лучше импортных «аналогов».
А это создатель российского катализатора, превосходящего по всем параметрам зарубежные аналоги. Ученый смеется, отвечая на вопросы, почему до сих пор не уехал за границу и не пора ли на пенсию.
Ну а то, что Омский НПЗ (в прошлом Омский нефтезавод) в тесном сотрудничестве с Институтом проблем переработки углеводородов уже более 60 лет производит качественное топливо для автомобилей и самолетов, вакуумный газойль, битум, гудрон и другие, говорит местный «Зал славы», расположенный в Институте.
Также вы можете добавить меня в друзья в ЖЖ (если наткнулись на эту запись случайно) или в социальных сетях. Некоторые короткие заметки и репортажи я размещаю исключительно там.
Опубликовано June 28, 2016 at 09:21PM; мнение администрации сайта может не совпадать с мнением автора.
Http://ar4es. info/66045
К перерабатывающим отраслям ТЭК относятся нефтеперерабатывающие и газоперерабатывающие заводы (НПЗ и ГПЗ). Основными видами продукции НПЗ являются бензины, дизельные и реактивные топлива, нафта, масла и ряд других видов топлива, включая мазут. Продукцией ГПЗ являются метан и жидкие продукты газопереработки – этан (С2), пропан (С3), бутаны (С4) и пентаны плюс высшие (С5+). Жидкие продукты газопеработки являются основным сырьем для производства нефтехимической продукции (полиэтилена, полипропилена, каучука, пластмасс и др.), в то время как метан используется для выработки электроэнергии на тепловых электростанциях, а также для нужд бытового и коммунального хозяйства.
Мощности заводов по переработке нефти в мире в 2009 г. составили 4360 млн т по сравнению с 4280 млн т в 2008 г. Одновременно выросло и количество НПЗ с 655 до 661. При этом около 58% мощностей НПЗ сосредоточено в странах ОЭСР и 42 % – в развивающихся странах.[1] Однако к 2030 году ожидается снижение доли мощностей по переработке нефти в странах ОЭСР до 47% и, соответственно, увеличение их доли в развивающихся странах до 53%. В последних за прогнозный период более быстрыми темпами будут наращиваться объемы переработки нефти (на 1,9% в год), в то время как в странах ОЭСР – всего 0,1%.
За прогнозный период ожидаются значительные различия в темпах прироста объемов переработки нефти между отдельными регионами среди стран ОЭСР, так и развивающихся стран. Среди развивающихся стран наиболее высокие темпы прироста объемов переработки нефти ожидаются в странах Азии – 2,7% в год и странах Ближнего Востока – 1,8% в год, умеренные темпы – в развивающихся странах Европы и Евразии – 0,4 % в год и в странах Африки, Центральной и Южной Америки – 1,2% в год. В странах ОЭСР ожидаются весьма незначительные и даже отрицательные темпы прироста объемов переработки нефти, в том числе: в странах Северной Америки 0,2% в год, Западной Европы – 0,2% в год и Азии – 0,1% в год.
В нефтепереработке используются первичные и вторичные процессы переработки. Качество нефтепродуктов после первичной переработки низкое и небезопасное для окружающей среды. Для облагораживания продукции первичной переработки, а также для обеспечения максимального выхода светлых нефтепродуктов, обеспечивающих минимальное воздействие на окружающую среду, на современных заводах широко применяются процессы вторичной переработки нефти. Основное ядро вторичных процессов формируется вокруг четырех процессов: каталитического крекинга, каталитического риформинга, гидроочистки и коксования. Процесс каталитического крекинга используется в переработке газойля (тяжелого дистиллята) для получения бензина, дизельного и печного топлив; гидроочистка – для удаления серы; каталитический риформинг – для повышения октанового числа бензина и установки коксования – для переработки мазута с получением более легких светлых нефтепродуктов и нефтяного кокса.
Уровень и качество переработки нефти определяются по соотношению мощностей вторичных процессов к общей мощности переработки, что называется коэффициентом сложности.
В настоящее время США занимают ведущее положение в мире как по объему переработки, так и по использованию самых современных процессов переработки нефти. По коэффициенту сложности (71%) нефтеперерабатывающие заводы США опережают западноевропейские, где этот коэффициент составляет около 40%, не говоря уже о странах АТР – 27%.
Высокая насыщенность НПЗ США вторичными процессами уже в настоящее время обеспечивает предельно возможный выход светлых нефтепродуктов и минимальный объем мазута. Фактически на НПЗ страны достигнут максимально возможный выход бензина от 450 до 500 литров на одну тонну сырой нефти.
В США спрос в основном возрастет на светлые нефтепродукты, прежде всего на автомобильные бензины и дизельное топливо. Эта проблема будет решаться за счет наращивания мощностей по переработке нефти в существующих НПЗ и строительства ряда новых заводов. Одновременно в стране принимаются меры по наращиванию объемов производства альтернативных видов топлива, прежде всего, этанола и биодизеля.
В принятом в декабре 2007 г. «Законе об энергетической независимости и безопасности» (The Energy Independence and Security Act) предусмотрен рост производства этанола с 18,7 млн т в 2007 г. до 108 млн т к 2030 г. Более половины производства этанола будет обеспечиваться за счет зерновых культур (кукурузы), остальной объем – за счет отходов производства деревообрабатывающей отрасли.
В странах ЕС в прогнозный период имеются определенные резервы наращивания выхода светлых нефтепродуктов на действующих НПЗ за счет повышения доли вторичных процессов переработки нефти. В этих странах предъявляются более высокие требования к качеству бензинов и дизтоплива даже по сравнению с США. В 2011 г. страны ЕС планируют обеспечить выпуск бензина и дизтоплива без содержания серы. Одновременно будут приниматься меры по дальнейшему снижению содержания в бензинах ароматики и олефинов.
Перед развивающимися странами за прогнозный период встает задача по наращиванию объемов переработки нефти в основном за счет строительства новых НПЗ и повышения выхода светлых нефтепродуктов, наращивания доли вторичных процессов в существующих и вновь строящихся НПЗ.
Ниже рассмотрим подробнее развитие нефтеперерабатывающей отрасли по отдельным регионам мира.
В странах ОЭСР Северной Америки за прогнозный период ожидается рост объемов переработки нефти с 850 млн т в 2006 г. примерно до 1050 млн т к 2030 г. – т. е. на 200 млн т.
Более четкая картина ввода мощностей по переработке в этом регионе вырисовывается на среднесрочный период вплоть до 2020 г. За этот период в регионе намечено вводить новые мощности по переработке в объеме 65 млн т в год, из них 55 млн т в одних только США. Проекты на строительство этих НПЗ, включая крупные, уже утверждены соответствующими государственными органами.
Кроме того, на действующих НПЗ за среднесрочный период планируется осуществлять наращивание мощностей по переработке нефти в объеме до 60 млн т в год. Среди такого рода проектов намечаемое крупное наращивание мощностей по переработке нефти в объеме 16,3 млн т на НПЗ в Порт-Артуре (штат Техас), в Гэривилле (Индиана) – в объеме 9 млн т и в Паскаголе (Луизиана) – в объеме 10 млн т и на ряде других предприятий отрасли. За прогнозный период нельзя также исключить, что на ряде расположенных в северных штатах США и в Канаде НПЗ будет осуществлено наращивание мощностей по вторичным процессам в объеме порядка 25 млн т в год.
После 2020 г. в странах этого региона можно ожидать строительство новых НПЗ и наращивание мощностей на существующих в плане обеспечения прироста производства примерно на 80 млн т в год.
В странах ОЭСР Европы в связи с некоторым спадом объемов переработки нефти за прогнозный период не ожидается строительство каких-либо крупных нефтеперерабатывающих заводов. Основные усилия этой группы стран на перспективу будут направлены на наращивание мощностей по вторичным процессам переработки на уже действующих НПЗ.
На среднесрочную перспективу на ряде НПЗ намечается строить и пускать в эксплуатацию установки по гидрокрекингу, позволяющие наращивать производство примерно на 22 млн т в год, в том числе установки по коксованию – на 12 млн т и установки по гидрокрекингу мазута – на 4 млн т. Эти установки будут построены в основном на НПЗ, расположенных вдоль побережья Средиземного моря и на НПЗ в г. Вильгельмсхафене в Германии.
В странах ОЭСР Азии на ближайшую перспективу ожидается наращивание мощностей по первичным процессам в объеме 14,2 млн т в год, из них 6,2 млн т – в Японии. Ожидается также наращивание мощностей по переработке на НПЗ Марсдин Пойнт в Новой Зеландии на 2,5 млн т в год.
В развивающихся странах Азии за прогнозный период ожидается наибольший рост объема переработки как за счет строительства новых НПЗ, так и наращивания мощностей в существующих. Рост мощностей по переработке нефти в целом по региону ожидается в объеме 620 млн т в год, в том числе в КНР они вырастут на 340 млн т в год. В КНР на ближайшую перспективу до 2012 г. за счет строительства новых НПЗ и наращивания объема переработки в существующих НПЗ ожидается нарастить мощности по переработке нефти на 115 млн т в год. Ведущее положение в стране по наращиванию объема переработки нефти занимает компания Sinopec, которая планирует до 2012 г. вводить новые мощности по переработке нефти объемом 65 млн т в год, в том числе 18 млн т во взаимодействии с корпорацией ExxonMobil и Saudi Aramсo. Несмотря на то, что на НПЗ КНР достигнут значительный успех в наращивании мощностей по вторичным процессам, на ближайшую перспективу будет продолжен ввод дополнительных мощностей на установках по гидрокрекингу и коксованию в объемах около 25 млн т в год. Эти мощности будут нацелены на обеспечение максимального выхода дистиллятов и нафты для нужд транспорта и производства нефтехимической продукции. В ближайшие годы в КНР намечается осуществить работы по наращивание мощностей установок по гидроочистке общей мощностью более 100 млн т в год, из которых 60% будет использоваться для выработки дизельного топлива. Ускорение этих работ связано с ожидаемым в ближайшие годы ужесточением норм по качеству моторных топлив.
Помимо КНР на ближайшую перспективу до 2012 г. и другие страны региона намечают ввод новых мощностей по переработке нефти объемом в 80 млн т, из которых 70 млн т придется на Индию. Самый крупный в Индии НПЗ в Джамнагаре мощностью 29 млн т в год для переработки тяжелых сернистых нефтей был введен в эксплуатацию в 2009 г. Имеющиеся на заводе мощности по вторичным процессам позволяют снизить содержание серы в бензине и дизтопливе до 10 мг/л. В среднесрочной перспективе в Индии также разработаны проекты по строительству новых НПЗ, которые должны обеспечить ежегодный прирост продукции в 40 млн т. Малайзия, Таиланд и Вьетнам также приступили к строительству трех НПЗ в год со сроком ввода в эксплуатацию в 2012 г., что позволит им ежегодно наращивать производство на 13,5 млн т.
Страны Ближнего Востока по планируемому объему ввода мощностей по переработке нефти за период 2006–2030 гг. занимают второе место после развивающихся стран Азии. В этом регионе за прогнозный период объем переработки нефти будет расти примерно на 165 млн т в год. На ближайшее будущее в этом регионе ожидается ввод новых мощностей по переработке нефти объемом около 100 млн т в год, Из этого объема только в Саудовской Аравии планируется ввести мощности на 48,75 млн т в год, в том числе на НПЗ в Эль-Джубайле на 20 млн т в год. Намечается также пустить в эксплуатацию в 2012 г. НПЗ в Рас Тануре мощностью 20 млн т в год
В Иране на ближайшую перспективу ожидается пуск установок по фракционированию конденсата мощностью 18 млн т в год. Кроме того, ожидается наращивание мощностей по переработке нефти объемом 9,5 млн т в год в действующих НПЗ в Араке, Лаване и Исфагане. В Кувейте к концу 2012 г. ожидается пуск крупного НПЗ в Аль-Зуре мощностью 30,7 млн т. На НПЗ в Мина Абдуллахе из-за принятой по проекту сложной технологии работы по наращиванию мощности будут завершены только в 2013 г.
В странах Африки за прогнозный период ожидается осуществить работы по наращиванию мощностей по переработке нефти примерно на 20 млн т в год, из них 15,6 млн т – в действующих НПЗ в ряде стран на севере и востоке региона. В ЮАР в 2009 г. завершены работы на ряде НПЗ по наращиванию мощностей по переработки нефти. Если в ближайшие годы будут приняты более строгие нормы по качеству нефтепродуктов, работы по наращиванию мощностей по вторичным процессам будут продолжены в следующем десятилетии.
В России в последние годы наметилась обнадеживающая тенденция как по наращиванию объемов переработки нефти, так и по дальнейшему увеличению выхода светлых нефтепродуктов. Если в 2005 г. средняя глубина переработки по стране составляла 71,6%, то к 2030 г. намечается довести ее до 89,4%.
Среди наиболее крупных по объему переработки нефти за прогнозный период является строительство НПЗ в Нижнекамске (Татарстан) мощностью 7 млн т в год для переработки высокосернистой нефти. Завод был пущен в эксплуатацию в 2010 г. Выработка моторных топлив на этом заводе будет соответствовать «Евро-4» и «Евро-5», удовлетворяющим самым жестким экологическим требованиям. После 2015 г. намечается строительство НПЗ в Приморском крае мощностью 20 млн т в год. На этом НПЗ планируется довести глубину переработки нефти до 93%, что будет соответствовать достигнутому уровню на НПЗ в США. В среднесрочной перспективе намечается также строительство НПЗ в Ленинградской области мощностью 12 млн т в год.
В странах Центральной и Южной Америки за прогнозный период ожидается прирост мощностей по переработке нефти примерно на 50 млн т в год. На ближайшую перспективу ожидается завершение строительства НПЗ в Перу мощностью 10 млн т в год. В Бразилии в настоящее время ведутся работы на ряде НПЗ по наращиванию мощностей вторичных процессов с таким расчетом, чтобы обеспечить качественную переработку тяжелых сернистых нефтей, добываемых в стране.[2]
На начало 2010 г. во всем мире в эксплуатации находилось 1896 газоперерабатывающих заводов общей производительностью 2612,4 млрд м 3 в год, а их загрузка составляла 1603,2 млрд м 3 или 61,6% (табл. 1). Переработке подвергнуто 52,5% общего объема добытого газа.
Значительный избыток мощностей по переработке газа в объеме 1088,6 млрд м 3 в год связан с тем, что газоперерабатывающие мощности создаются на переработку максимального объема добычи газа данного региона или месторождения. По мере падения добычи газа в данном регионе не всегда возможно осуществить загрузку заводов из месторождений других регионов, что создает избыток мощностей по стране и региону в целом.
В странах Северной Америки сосредоточено 1547 ГПЗ или 81,6% от их общего количества в мире, в том числе 968 – в Канаде и 579 – в США. В странах Ближнего Востока в эксплуатации находится 53 ГПЗ, в том числе в Иране – 22, в России – 24.
На всех заводах мира в 2009 г. выработано 217,1 млн т жидких продуктов. По объему выработки жидких продуктов газопереработки первое место в мире занимают страны Ближнего Востока. В 2009 г. на ГПЗ стран этого региона выработано 64,5 млн т жидких продуктов. В США и Канаде за тот же год выработано соответственно 56,8 и 24,3 млн т, в странах Латинской Америки – 25 млн. т, в странах АТР – 19,1 млн т. В перспективе именно в выше перечисленных регионах и странах будут вводиться основные мощности по переработке газа и наращиваться производство жидких продуктов газопереработки. В России производство жидких продуктов газопереработки в 2009 г. составило всего 6,8 млн т.
Жидкие продукты переработки газа, состоящие из этана, пропана, бутанов и пентанов, являются ценнейшим сырьем для нефтегазохимической промышленности при производстве полимерных материалов (полиэтилена, полипропилена, каучуков, пластмасс и т. д.).
Две лидирующие в этом плане страны – США и Канада – вплоть до 2005 г. перерабатывали газа больше, чем весь остальной мир. В последующие годы объем переработки газа в остальных странах мира стал постепенно превышать этот показатель и к 2009 г. разрыв уже составил 59,8 млрд м 3 . В прогнозный период можно ожидать увеличения этого разрыва примерно до 600 млрд м 3 .
В среднесрочной перспективе до 2020 г. в странах ОЭСР Северной Америки намечается строительство новых ГПЗ и наращивание мощностей в существующих ГПЗ, что будет обеспечивать ежегодный прирост в 29,5 млрд м 3 в год. На месторождении Тикер (Колорадо) компания «Энтерпрайз продукт» ведет работы по наращиванию мощностей по переработке газа, способных обеспечить прирост порядка 15,5 млрд м 3 в год на существующем ГПЗ с мощностью в 7,75 млрд м 3 в год. Одновременно эта компания в сотрудничестве с другими крупными компаниями ведет работы по наращиванию мощности ГПЗ в Южном Техасе с доведением его мощности до 11,4 млрд м 3 в год по газу и по жидким продуктам до 1,88 млн т в год.
В апреле этого года компания «Онеок Эл-Пи» (Тулса) заявила о строительстве нового ГПЗ Гарден Крик мощностью 1,03 млрд м 3 со сроком окончания в четвертом квартале 2011 г. Завод будет располагаться в округе Макензи (Сев. Дакота). Компания «Доминион» подготовила проект 404 на строительство ГПЗ мощностью 3,1 млрд м3 в год для переработки высококалорийного сланцевого газа месторождения Марселлус в штате Западная Виргиния. Кроме строительства крупных ГПЗ ведется строительство более 10 небольших ГПЗ мощностью от 0,3 до 2,0 млрд м 3 в год, и в более половины из них используется криогенная технология для обеспечения глубокой переработки газа.
В Канаде началось строительство ГПЗ Кэбин в 60 км северо-восточнее Форта Нельсон (Британская Колумбия), который будет перерабатывать всевозрастающие объемы газа, добываемого из сланцев в бассейне р. Горн.
В Мексике компания «Пемекс» начала строительство ГПЗ в штате Веракруз для переработки нефтяного газа месторождений в бассейне Чиронтепек с доведением его мощности к 2016 г. до 10,3 млрд м 3 в год.
В Австралии совместная компания «Шеврон-Автралия-Горгон» заявила о своих планах строительства ГПЗ мощностью 2,9 млрд м 3 в год на о. Бэрроу. В марте 2009 г. базирующаяся в Хьюстоне корпорация «Апачи» заключила контракт на сумму $45 млн (австр.) с инженерной компанией «Клог Лтд.» на проектирование ГПЗ мощностью 2 млрд м 3 в год на месторождении Дэвил Крик в Западной Австралии.
В странах Ближнего Востока компания «Сайди Арамко» (Саудовская Аравия) располагает несколькими многомиллиардными контрактами для наращивания объемов переработки газа в стране. В ежегодном отчете компании заявлено, что в результате осуществления этих проектов мощности по переработке газа, включая нефтяной газ, возрастут с 96,1 до 129,0 млрд м 3 в год.
В октябре 2009 г. принят в эксплуатацию ГПЗ в Хурсанийи мощностью 10,3 млрд м 3 в год по переработке нефтяного газа. Его мощности позволят вырабатывать до 5,8 млрд. м 3 в год отбензиненного газа и до 8,7 млн т жидких продуктов (С2+).
После наращивания мощностей на ГПЗ в Хавийи появляется возможность дополнительной переработки еще 8,27 млрд. м 3 газа в год. Наряду с этим на данном заводе в первом полугодии 2009 г. дополнительно сданы в эксплуатацию две новые установки по фракционированию сжиженных газов для выработки 8,1 млн т фракций С2+ и 8,1 млн т С3+. Т. о. общая мощность завода по фракционированию составит 22,4 млн т. в год.
На ГПЗ в Янбу также завершены работы по наращиванию мощностей по фракционированию сжиженных газов с 11,6 до 17,4 млн т в год в связи с дополнительными потребностями этана для нефтехимических комплексов в Янбу и Ралии.
В январе 2009 г. компания «Сауди Арамко» подписала контракт с «Бонатти групп» на строительство завода по переработке хвостовых газов на ГПЗ в Османийи и Шедгуме. В настоящее время эти газы сжигаются в факелах. Заводы уже должны войти в эксплуатацию на момент данной публикации. В проекте разработки нефтяного месторождения Манифа на шельфе Персидского залива предусмотрено строительство ГПЗ мощностью 10,337 млрд м 3 стоимостью $9 млрд для переработки нефтяных газов из месторождений на шельфе Арабийя и Хасба, расположенных вблизи месторождения Манифа.
Необходимо отметить, что Саудовская Аравия продвинулась гораздо дальше остальных стран мира в деле обеспечения наиболее полной и глубокой переработки природного и попутного нефтяного газов. В этой стране, как в США и Канаде, мощности ГПЗ значительно превышают объемы добычи природного и попутного нефтяного газа. Сжиженные нефтяные газы, выработанные на ГПЗ, в дальнейшем поступают на нефтехимические заводы для выработки нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью.
Для разработки содержащего сероводород газового месторождения Шах (Абу-Даби) компании «Нэшнл Ойл Ко.» и «Коноко-Филипс» намечают строительство ГПЗ мощностью 5,89 млрд м 3 в год.
В Африке на ближайшую перспективу намечается строительство нескольких небольших по мощности ГПЗ. В мае 2009 г. Национальная нефтяная компания Ганы объявила тендер на строительство ГПЗ стоимостью порядка $1 млрд для переработки нефтяного газа месторождения Джубиле. Первоначальная мощность завода определялась в 1,55 млрд м 3 в год с последующим доведением ее через три года до 6,2 млрд м 3 в год.
В Египте компания «Дана газ» в начале 2009 г. начала добычу газа на двух расположенных в устье Нила газоконденсатных месторождениях Эль-Басант и Эль-Вастани. Для этих двух месторождений построен ГПЗ мощностью в 1,653 млрд м 3 газа в год, включая выработку сжиженных продуктов (234,6 тыс. т в год).
В середине 2009 г. компания «Сонатрак» (Алжир) заключила контракт на сумму в $1 млрд на строительство ГПЗ общей мощностью 36,2 млрд м 3 в год для переработки продукции ряда газовых месторождений (Рурде Ну Сентраль, Рурде Ну Саутвест, Рурде Адра и Рурде Адра Саут), расположенных на юго-востоке страны.
В Азии в конце 2009 г. Китайская национальная нефтяная корпорация приступила к строительству ГПЗ в Туркменистане. ГПЗ расположен в начале газопровода Туркменистан – Узбекистан – Казахстан – КНР и рассчитан на подачу в него более 5 млрд м 3 сухого газа.
Несмотря на то, что по добыче газа Россия занимает первое место в мире, наращивание мощностей по его переработке, как и увеличение производства сжиженных газов, включая С2+, за последнее десятилетие в стране не получило развития. Общее количество ГПЗ в стране за последние десятилетия не претерпело каких-либо изменений. В период экономических реформ не был построен ни один ГПЗ. Из 24 ГПЗ, построенных в дореформенный период, в ведении Газпрома находится 6, и 18 – в составе нефтяных компаний. Примечательно, но при меньших объемах добычи газа в США и Канаде количество ГПЗ и газобензиновых установок в 2010 г. составляло 579 и 960 соответственно.
Еще хуже обстоит положение в России с объемами переработки газа. В 2009 г. при добыче 632,9 млрд м 3 газа в год на ГПЗ было переработано лишь 9,6 млрд м 3 или около 1,6% от общего объема добычи газа. В США при добыче в том же году 623,9 млрд м 3 переработано 470,2 млрд м 3 , т. е. 75,4% от общего объема добычи газа. Небольшие объемы переработки газа в России крайне негативно сказываются на объемах выработки сжиженных газов газопереработки. Уровень выработки сжиженных газов в США в течение многих лет находится на уровне 56–57 млн т: по данным журнала «Ойл энд Гас Джорнэл», выработка сжиженных газов в России в 2009 г. составила всего 6,8 млн т, или в 8,3 меньше чем в США.
Еще большее отставание от США имеет место в выработке этана, бутанов+, являющихся ценнейшим сырьем для нефтехимической промышленности. Выработка этана в России более чем в 18,7 раза меньше, чем в США, бутанов – в 5 раз. Небольшие объемы выработки сжиженных углеводородных газов оказывают крайне негативное влияние на развитие высокоэффективной нефтегазохимической промышленности в стране.
В результате непродуманного реформирования нашей экономики наибольший урон нанесен именно нефтегазохимической отрасли, которая относится к высокотехнологичной отрасли ТЭК. Некогда крупное централизованное и четко функционировавшее нефтехимическое производство России оказалось не готовым к проведению экономических реформ и не смогло и по настоящее время приспособиться к жестким условиям рынка.
Вместо производства готовой нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью, рассчитанной на внутренне потребление и для поставки на экспорт, за рубеж экспортируется нефтехимическое сырье (сжиженные газы, широкая фракция легких углеводородов).
В «Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2030 г.» подробно рассмотрены проблемы наращивания экспорта нефти и газа, но не уделено должного внимания развитию перерабатывающих отраслей ТЭК. Если со стороны государства не будут предприняты меры по ускоренному наращиванию перерабатывающих отраслей ТЭК и развитию высокотехнологичной нефтегазохимической промышленности, можно ожидать дальнейшее усиление сырьевой направленности экспорта, наносящего огромный вред экономике страны.[3]
На основании анализа прогнозных показателей развития перерабатывающих отраслей ТЭК различных групп стран можно сделать следующие выводы:
В нефте – и газоперерабатывающей промышленности России качество выпускаемой продукции резко отстает от аналогичных показателей индустриально развитых стран и, особенно, США. Глубина переработки нефти на НПЗ России находится на уровне 71,6% в то время как в США – около 90%. Фактически на НПЗ США достигнут выход бензина из одной тонны нефти от 450 до 500 литров, в то время как в России около 200 литров. Неудовлетворительное положение в России складывается в газоперерабатывающей промышленности. В связи с отставанием перерабатывающих отраслей по объемам переработки и качеству вырабатываемой продукции перед Россией на ближайшую перспективу стоит задача наращивания мощностей вторичных процессов в нефтепереработке, повышения глубины переработки и улучшения качества нефтепродуктов. В газопереработке за счет строительства новых ГПЗ необходимо резко повысить объемы выработки жидких продуктов газопереработки и, тем самым, решить проблему обеспечения сырьем высокотехнологичной нефтегазохимической отрасли, выпускающей продукцию с высокой добавленной стоимостью. Только таким путем можно предотвратить дальнейшее усиление сырьевой направленности экспорта, что наносит огромный вред экономике страны.
[1] Warren R. True. Global refining capacity advances: US industry faces uncertain future. Oil and Gas Journal. December 21, 2010.
[2] Н. М. Байков, Р. Н. Гринкевич. Прогноз развития отраслей ТЭК в мире и по основным регионам до 2030 г., Москва, ИМЭМО РАН, 2009 г.
[3] Н. М. Байков, Р. Н. Гринкевич. Прогноз развития отраслей ТЭК в мире и по основным регионам до 2030г. Москва, ИМЭМО РАН, 2009г.
Http://analyticsmz. ru/?p=1105
Косторниченко В. Н. Иностранный капитал в нефтяной промышленности дореволюционной России: к разработке периодизации процесса // Экономическая история. Обозрение / Под ред. Л. И.Бородкина. Вып. 10. М., 2005. С. 46-67 (Постраничные примечания).
Отмена правительством в 1872 г. откупной системы на закавказских нефтепромыслах положила начало развитию новой российской нефтяной промышленности. Упразднение монополии откупщиков дало толчок быстрому росту производства и обеспечило приток капиталов в отрасль. Важно отметить, что согласно «Новым правилам о производстве нефтяного промысла» (1872 г.) право на поиск и добычу нефти на свободных казенных землях предоставлялось как русским, так и иностранным подданным на равных условиях 1 . Это позволяло зарубежным фирмам принимать участие в инвестиционном и техническом обеспечении российской нефтедобывающей промышленности. Начавшийся реальный экспорт иностранного капитала в российскую нефтяную промышленность практически совпал по времени с его притоком в развитие других производств южных районов России 2 , что обеспечивало на первом этапе стабильный спрос на нефтепродукты.
Дальнейшему увеличению капиталовложений в нефтяную отрасль способствовала государственная налоговая политика. В 1877 г. правительство отменило акциз на наиболее доходный в те годы нефтепродукт — керосин. Эта мера позволила дополнительно вложить в отрасль высвобожденные от налогов средства 3 . Был введен также защитивший российские нефтяные предприятия от демпинга иностранных конкурентов высокий тариф на ввозимую из-за рубежа нефть, что давало возможность инвесторам минимизировать неизбежные риски и гарантировать значительную добавочную прибыль.
Распространение промышленной технологии бурения, привлечение внутренних и внешних инвестиций, государственная поощрительная политика, выразившаяся в отмене акцизов, привели к значительному росту неф – Тедобычи. Однако дальнейшее развитие отрасли было под вопросом вследствие географической удаленности от транспортных коммуникаций и индустриальных центров бакинских промыслов (на них в тот период была сконцентрирована практически вся отечественная нефтепромышленность), а также зависело от организации экономически окупаемой транспортировки нефтепродуктов.
На разрешении проблемы вывоза бакинской нефти построила свою стратегию нефтяная компания братьев Нобелей, сыгравшая выдающуюся роль в становлении отечественной нефтепромышленности. О концентрации финансовых средств нобелевской корпорации в сфере транспорта нефти свидетельствует структура стоимости имущества этой компании к моменту начала ее доминирования в нефтяной отрасли. В 1885 г. промысловое имущество компании братьев Нобелей в стоимостном выражении составляло 8,1%; заводское — 29,6%; транспортное — 62,3% (34,3% — суда и баржи, 19,5% — цистерны, 8,5% — нефтепроводы) 4 . В историографии имеются различные точки зрения относительно определения национальной принадлежности названной фирмы, зарегистрированной в 1879 г. как Товарищество нефтяного производства братьев Нобель. Известный исследователь роли иностранного капитала в России Л. Я. Эвентов в свое время писал: «На протяжении своей деятельности Т-во было тесно связано с немецким капиталом, главным образом через Дисконто-Гезельшафт; оно даже систематически печатало свои отчеты кроме русского и на немецком языке. Впоследствии нобелевское предприятие через международные группировки вошло в контакт с английским и французским капиталом. Этого достаточно для включения нобелевского предприятия в группу иностранных» 5 .
В современных работах отечественных авторов, проведших специальное исследование этой проблемы, оценка нобелевской фирмы как иностранной компании отвергается и обращается внимание на то, что на начальном этапе основу нефтяного предприятия братьев Нобелей составили капиталы, полученные семьей Нобелей в результате предпринимательской деятельности в России, а также поставок оружия в царскую армию во время русско-турецкой войны 1877–1878 гг. 6
Очевидно, история деятельности нобелевской компании в России являет собой яркий пример ассимиляции иностранного предпринимательст – Ва на российской почве, его сращивания с отечественным капиталом. Безусловно, нобелевская корпорация, имевшая авторитет и широкие связи за рубежом, привлекала значительный иностранный капитал для реализации своих масштабных коммерческих проектов. В частности, на разных этапах своей производственной деятельности фирма широко использовала средства шведских, немецких, английских, французских компаний и банков 7 (при этом необходимо отметить, что в то же время руководство компании не стремилось к резкому расширению и дерусификации своих капиталов в форме обгоняющего повышения объема иностранных капиталовложений).
Оценивая роль нобелевской корпорации, необходимо подчеркнуть ее значение в российской нефтяной промышленности, определившееся отнюдь не количеством привлеченных иностранных инвестиций (что, конечно, само по себе важно). Вклад Товарищества братьев Нобель заключался прежде всего в привнесении из Западной Европы организационного, технического, коммерческого опыта, известной культуры производства, предпринимательской этики и т. п. Эта фирма одной из первых в России продемонстрировала способность привлечения в производство как иностранных технических новаций, так и отечественных перспективных разработок. На промыслах впервые применялись газовые и нефтяные двигатели, периодическая перегонка нефти заменялась непрерывной, широкое распространение получило использование нефтяных остатков в качестве топлива.
Однако главные нобелевские нововведения были сделаны в области транспорта нефти. Среди них — строительство первого в России нефтепровода от промыслов к нефтеперегонному заводу и порту, широкое применение для железнодорожных перевозок цистерн американского образца, первое в мире промышленное использование танкерного нефтеналивного флота. Все эти «ноу-хау» существенным образом облегчили транспорт нефтепродуктов, сократили время на их перевалку и уменьшили связанные с этим расходы. Без сомнения, очень удачным было и выбранное направление вывоза нефтепродуктов — через Каспийское море к Астрахани, оттуда речным флотом в поволжские города, а далее железной дорогой в промышленные районы центральной России и в балтийские порты. Нобелевский Вариант транспортировки в меньшей степени зависел от колебаний экспортной конъюнктуры и был более перспективен в силу резко возрастающего потребления жидкого топлива в районах России, соединенных с Волгой транспортными коммуникациями. Кроме того, следует учитывать, говоря современным языком, большую маркетинговую проработанность нобелевского проекта — волжский транзит в силу близости к потребителю имел существенно меньшие издержки и более гибко реагировал на изменения регионального спроса, опираясь при этом на уже имеющуюся разветвленную сеть поволжских сбытовых контор. Большое значение имело и то обстоятельство, что Товарищество братьев Нобель, учитывая низкую покупательную способность населения, основной упор сделало не на выработку керосина — предмета личного пользования, а на расширение продаж нефтепродуктов, использовавшихся в качестве топлива.
Опасаясь потерять доходы от налаженной им Волго-Каспийской транспортировки нефти, нобелевское руководство, имевшее особые отношения с рядом высокопоставленных чиновников российского правительства, активно препятствовало строительству крупных экспортных нефтепроводов к побережью Черного моря 8 .
Возросшая прибыльность российского нефтяного бизнеса в 1880-е гг. обусловила дальнейшее увеличение иностранных капиталов в нефтяной отрасли. Так, с 1986 г. активное участие в развитии отрасли в форме прямых иностранных инвестиций начинает принимать французский банкирский дом «Братья Ротшильд», купивший акции Каспийско-Черноморского нефтепромышленного и торгового общества 9 . Первоначально в новой сфере капитал Ротшильдов выступал в финансово-кредитной форме, однако, по мере укрепления связей с российскими коммерческими кругами и административными органами, впоследствии постепенно перешел к производственной деятельности. Усилению позиций французского капитала в отечественной нефтепромышленности в немалой степени содействовал тот кредит, который Ротшильды открыли ряду мелких и средних бакинских предприятий, обязав последних поставлять ей всю свою продукцию. Эта финансовая операция была весьма доходной, поскольку кредитование в России осуществлялось Из расчета 6%, в то время как кредит в Париже стоил 2,5–3% 10 . В силу этих кредитных контрактов дом Ротшильдов уже в 1888 г. получил в свое распоряжение почти половину всех вагонов Закавказской железной дороги. Таким образом, фирма сразу же поставила в зависимость от себя значительное число мелких и средних предприятий и смогла сконцентрировать в своих руках крупные партии нефтепродуктов, осуществлять фактический контроль над транспортировкой нефтепродуктов на экспорт, которая шла не через внутренние районы России, а в основном по Закавказской железной дороге к черноморским портам.
В отличие от нобелевской корпорации, ориентировавшейся прежде всего на внутренний российский рынок, Ротшильды избрали сферой своей деятельности внешний рынок, выйдя в конце 1880-х гг. на первое место по экспорту русского керосина. Став крупнейшим поставщиком за рубеж российской нефти, получаемой им по твердым ценам, Ротшильд получил возможность в полной мере извлекать выгоду из мировой нефтяной конъюнктуры.
Так же, как и Нобели, Ротшильды вовлекали в развитие российских нефтяных предприятий иностранный капитал. В этом деле они сотрудничали преимущественно с британскими фирмами «Лэйн энд Макендрю», «Самуэль», «Самуэль энд компани» и др. Выгоды были очевидными: в частности, под давлением британской компании «Самуэль» администрация Суэцкого канала в январе 1892 г. приняла постановление, позволяющее нефтеналивным судам проходить через канал. Таким образом, российская нефть получила выгодный доступ на рынки Востока 11 .
Важным стимулом экспортной ориентации Ротшильдов была поддержка со стороны правительства. Государство не облагало налогом керосин, вывозившийся за пределы России, поскольку стремилось повысить конкурентоспособность отечественных нефтепродуктов за рубежом. Позднее, в 1890-е гг., желая укрепить позиции российского нефтяного экспорта, правительство считало необходимым объединить отечественных и зарубежных экспортеров русской нефти в единую организацию, действующую под надзором государства. Выводы о необходимости создания в России подобного экспортного объединения были сделаны С. Ю. Витте на основании анализа опыта крупнейшей в мире американской корпорации «Стандарт ойл» 12 . Проект организации экспортного синдиката — Союза бакинских керосинозаводчиков был разработан Нобелем и Ротшильдами по инициативе Министерства финансов России. В случае создания этого объединения и Подписания им договора со «Стандарт ойл» о разделе мирового рынка правительство гарантировало предоставление его участникам льготного тарифа по Закавказской железной дороге и другую помощь 13 . Хотя возникновение союза не принесло ожидаемых результатов, и после короткого периода времени он распался, тем не менее, вплоть до начала 1900-х гг. государство пыталось объединить иностранных и отечественных нефтепромышленников в деле продвижения российских нефтепродуктов на внешний рынок.
В целом, деятельность С. Ю. Витте на посту министра финансов означала новый этап взаимодействия российского государства с иностранным капиталом. Взяв курс на индустриализацию, правительство считало крайне необходимым обеспечить привлечение иностранного капитала в отечественную экономику, в том числе и в нефтяную промышленность. Для поощрения зарубежных инвестиций реализовывался комплекс безотлагательных мер: 1) проведение денежной реформы, призванной укрепить рубль; 2) накопление золотого запаса; 3) устранение дефицита бюджета; 4) обеспечение устойчивого активного платежного баланса; 5) поддержка крупного производства и т. п.
Подобная политика оказалась результативной, о чем свидетельствует значительный рост иностранных инвестиций в российскую экономику. С 1893 г. по 1900 г. иностранные инвестиции в народное хозяйство России увеличились в 4,6 раза, в то время как общее количество внутренних и внешних капиталовложений за этот же период выросло в 2,7 раза 14 . Таким образом, удельный вес иностранных вложений в совокупной массе капиталов повысился с 27% до 45%.
Еще более разителен повышательный тренд в движении иностранных капиталов в нефтяной промышленности. На 1893 г. участие иностранного капитала в бакинской нефтяной промышленности выражалось в сумме около 10 млн руб., а именно: французский капитал — 9,3 млн руб. (1,5 млн руб. в акциях, 7,8 млн руб. в форме твердого кредита в Каспийско-Черноморском нефтепромышленном и торговом обществе), шведский — 0,5 млн руб. (доля Альфреда Нобеля, вложившего в нефтяное дело средства, заработанные не в России, а ввезенные из-за рубежа) 15 . Таким образом, к 1893 г. доля иностранного капитала составляла 16% от суммы вложенных в нее средств. Основная же часть капиталов, направленных на расширение нефтяного дела в России, была взята из самой же нефтяной промышленности путем капитализации полученных от нее доходов. К началу ХХ в. ситуация коренным образом изменилась, доля иностранных инвестиций в отрасль за период 1898–1903 гг. уже составляла 47,5 % от всей суммы ка – Питаловложений 16 . Очевидна связь притока иностранных капиталов с удвоением объема добычи нефти (1893 г. — 5,8 млн т, 1901 г. — 11,6 млн т 17 ) и развитием российского нефтеэкспорта, достигшего к 1904 г. рекордной цифры — 1,84 млн т 18 .
Политика российского правительства в вопросе привлечения промышленных инвестиций предусматривала регулярное обращение за внешними займами на ведущие мировые биржи. Зачастую предоставление кавказских нефтяных концессий крупным иностранным фирмам связывалось в те годы с выгодным размещением российских займов и ценных бумаг за границей. Как показано в исследованиях А. А. Фурсенко, посредником в осуществлении этих операций обычно являлся сотрудничавший с Министерством финансов Петербургский Международный коммерческий банк 19 .
С начала 1890-х гг. наблюдается все большее присутствие в нефтяной отрасли России английского капитала, который, в частности, принимает участие в разработке новых месторождений в районе Грозного. Англичане не создавали новых предприятий, а в основном занимались скупкой многочисленных обанкротившихся российских фирм. Подобные действия английского бизнеса в России во многом определялись особенностями российского законодательства в отношении акционерных обществ и широко распространившейся юридической практикой, ограничивавшей учредительную деятельность иностранцев в России. Через выкуп контрольного пакета акций значительного числа российских нефтяных предприятий британские фирмы получили в управление большой сектор отечественной нефтепромышленности. К началу 1900-х гг. англичане контролировали в России 24 нефтепромышленные компании. Из них наиболее крупными были 3 нефтяных общества, учрежденных в Лондоне в 1898 г.: 1) Общество для добывания русской нефти и жидкого топлива, купившее промыслы Тагиева; 2) Бакинское общество русской нефти, купившее предприятия Арафелова; 3) Шибаевское нефтепромышленное общество («Шибаев петролеум К?»). Помимо бакинских промыслов (11 фирм с суммарным капиталом порядка 39,5 млн руб.) англичане проявили особую активность на новых по тем временам месторождениях. Так, во втором по значению нефтеносном регионе России — Грозненском районе — К началу века насчитывалось 7 английских фирм с капиталом 10,9 млн руб., фактически вытеснивших оттуда предприятия парижских Ротшильдов 20 . Самыми значительными фирмами были Англо-Русское Максимовское общество, «Шпис, Стукен и К?» и др.
Курс на привлечение прямых английских инвестиций в отрасль во многом был поддержан С. Ю. Витте, который видел в диверсифицированном привлечении иностранного капитала средство борьбы с монополизмом. В этот период на одном из особых совещаний, где обсуждалась ситуация в нефтепромышленности, С. Ю. Витте заявлял: «Конкуренция наших нефтепродуктов на всемирном рынке совершенно немыслима без привлечения иностранных и, в особенности, английских предпринимателей и их капиталов» 21 . Нельзя не обратить внимание и на то, что российское правительство одновременно стремилось не допустить к бакинским промыслам крупнейшую в мире компанию «Стандарт Ойл», опасаясь, что американцы из стремления установить мировую монополию будут действовать против интересов развития российского народного хозяйства. Практически единственным проявлением сколько-нибудь заметного американского участия в российской дореволюционной нефтепромышленности было основание в 1907 г. смешанного англо-американского Русского акционерного общества, выступавшего под маркой «Вакуум ойл К°». Первоначальный капитал, составлявший к моменту возникновения фирмы 600 тыс. руб., возрос к 1914 г. до цифры 2 400 тыс. руб. (из них американская доля равнялась примерно половине) 22 . Компания имела отделения в различных городах — Петербурге, Москве, Варшаве, Риге, Одессе и Нижнем Новгороде и являлась филиалом американского общества «Vacuum Company of New York». Интересы американских акционеров в этом предприятии обслуживались «National City Bank of New York».
Увеличение иностранных капиталовложений в нефтяную отрасль России объясняется как общей тенденцией к росту зарубежных инвестиций, наблюдаемой в мировом хозяйстве 23 , так и высокой доходностью отечественной нефтепромышленности.
Прибыльность во многом объяснялась выгодными условиями добычи нефти. Бакинские нефтяные пласты залегали намного ближе к поверхности Земли, чем самые известные в ту пору пенсильванские месторождения в США, что значительно удешевляло и облегчало процесс бурения. В росте добычи в те годы значительную роль сыграли и нефтяные фонтаны, позволившие получать самый высокий в мире дебит на каждую скважину. Относительно низкой была и доля заработной платы в структуре себестоимости, составлявшей в среднем 3,5% к началу ХХ в. 24 Высокая норма прибыли нефтяных предприятий также объясняется спецификой развития российского капитализма, когда в условиях преобладающего патриархального производства и отсутствия какой-либо конкуренции было возможным получение дифференциальной сверхприбыли 25 .
Приток капиталов, вызвавший столь быстрый рост нефтяной отрасли, не мог не отразиться на развитии всей отечественной промышленности. Видный российский экономист М. И. Туган-Барановский в споре с оппонентами, отрицавшими возможность выгодного размещения в России иностранного капитала по причине незначительной емкости внутреннего рынка, отмечал: «…упускается из вида, что именно прилив нового капитала и должен создать нам эту недостающую покупательную силу, увеличить емкость нашего внутреннего рынка. Ведь миллиарды иностранного капитала, помещаясь в России, должны перейти в руки различных классов русского населения и соответственно увеличить спрос на разного рода товары. Значительная часть этих капиталов превращается в заработную плату и увеличивает, таким образом, покупательную силу народной массы» 26 . Косвенной иллюстрацией этого, по мнению ученого, служили данные об увеличении общей суммы вкладов и счетов в русских кредитных учреждениях и сберегательных кассах 27 .
Иностранный капитал, пришедший в нефтяную отрасль России, не только значительно увеличил емкость внутреннего российского рынка, но и создал выгодные условия привлечения внешних вложений в другие сектора народного хозяйства на юго-востоке России, где находились наиболее дешевые источники сырья и минеральных топливных ресурсов. Так, например, пришедшие в поволжские города капиталы Нобеля и Ротшильдов проложили путь другим иностранным инвестициям, с помощью которых Строились многочисленные иностранные предприятия: судостроительные заводы Бари (США), крупнейший в Европе на тот период металлургический завод (парижское общество «Урал-Волга»), Царицынский орудийный завод (английская фирма «Виккерс»), многочисленные нефтеперерабатывающие заводы и т. п. В регионе не было ни одного мало-мальски значимого предприятия, в котором бы не принимал участия иностранный капитал 28 . «В Южную Россию, — писал В. И. Ленин, специально изучавший этот вопрос, — целыми массами переселялись и переселяются иностранные капиталы, инженеры и рабочие, а в современную эпоху горячки (1898 г.) туда перевозятся из Америки целые заводы» 29 .
В свою очередь, дополнительное привлечение иностранных капиталов в другие сектора экономики вызывало обратный «мультипликативный» эффект, формируя чрезвычайно выгодную среду для развития отечественной нефтепромышленности: новые зарубежные инвестиции не только способствовали ускоренному росту южных регионов страны, но и обеспечивали стабильно увеличивающийся спрос на нефтепродукты.
В то же время нельзя не заметить, что несмотря на все усилия правительства, не получил необходимого развития российский нефтяной экспорт. В известной мере это произошло вследствие недостаточного производства керосина, имевшего тогда первоочередной спрос на внешнем рынке. Малое количество получаемого керосина объяснялось как спецификой состава бакинской нефти (из нее вырабатывалось вдвое-втрое меньшее количество керосина, чем из равного веса пенсильванской нефти), так и недостаточным развитием нефтепереработки. Отставание этой отрасли во многом объяснялось крайне низким внутренним спросом на переработанные продукты (бензин, смазочные масла и т. п.). Нефтяные фирмы вырабатывали мазут, отделяя при производстве лишь самые легкие части, присутствие которых в сырой нефти делало бы ее непригодной на топливо.
Специфика нефтеперерабатывающей промышленности России, в которую вследствие большей затратности и малой прибыльности не так охотно шел иностранный капитал, проявлялась в ее «мазутном» характере. При получении керосина до 70–80% бакинской нефти шло в «остатки» (мазут), находившие все большее применение на внутреннем рынке России в качестве промышленного топлива. Так, например, в 1900 г., по данным И. А. Дьяконовой, в России, потреблявшей нефтетоплива больше, чем вся Западная Европа, его применение в отечественной промышленности составляло 41,7% тут (условных топливных единиц) от всего использованного топлива 30 .
Широкое применение дальнепривозной нефти в качестве основного вида топлива далеко не всегда благоприятно влияло на развитие народного хозяйства страны. Это, например, в известной степени сдерживало менее прибыльное, но не менее необходимое производство угля, игравшее ключевую роль в развитии ряда отраслей, в частности, металлургии. Преобладание нефтепродуктов в топливном балансе определило крайнюю зависимость экономики России от состояния дел в нефтяной промышленности. Ухудшение состояния дел в отрасли, начавшееся в 1902 г., значительно усугубило кризис, не позволив отечественному народному хозяйству войти в середине первого десятилетия века в фазу подъема, как это было в других развитых странах мира.
Падение показателей нефтяной отрасли во многом обусловливалось резким уменьшением доли фонтанной добычи и связанным с этим значительным ростом производственных издержек. Сокращение нефтяных фонтанов в начале ХХ в., уменьшение отдачи скважин, увеличение себестоимости производства, отставание в нефтеразведке новых месторождений привели к оттоку капиталовложений (прежде всего, иностранных) из отрасли и к последующему стабильному снижению добычи. М. И. Туган-Барановский, характеризуя положение всего отечественного хозяйства в этот период, указывал: «Непосредственная причина кризиса в России коренилась, как это типично для периодических кризисов, в недостатке капиталов для поддержания повышательной волны» 31 . Эти слова в полной мере определяют и основы кризиса российской нефтепромышленности. Процесс оттока капиталов из нефтяной отрасли особенно проявил себя в 1905–1907 гг., в период политических столкновений и волнений на этнической почве, имевших место в Баку.
В условиях сильной зависимости российской экономики от нефти, следствием сокращения производства, вызванного, в частности, «бегством» капитала из страны, стал рост цен на нефтепродукты. Как хорошо показано в исследованиях советского периода, повышение цен было в значительной степени результатом развития монополистической тенденции в отечественной нефтепромышленности. Так, в 1901 г. две крупнейшие фирмы Нобелей и Ротшильдов контролировали 57% керосина, вывозимого по Каспийскому морю, 43,5% мазута и 67,5% смазочных масел. В начале 1900-х гг. предприниматели заключили картельное соглашение «Нобмазут», направленное на регулирование сбыта нефтепродуктов внутри страны с целью установления высоких цен на продукцию.
Новая волна иностранных инвестиций началась с открытия в 1907 г. новых месторождений в районе Майкопа, где было образовано сразу несколь – Ко английских нефтепромышленных компаний. В 1909–1912 гг. в этом регионе учреждается 37 акционерных английских обществ с суммой реализованных капиталов в 62,2 млн руб. Среди них было одно нефтепроводное и нефтетранспортное предприятие с суммой в 3,9 млн руб. и одно нефтеперерабатывающее общество с суммой в 1,5 млн руб. 32
Несмотря на значительную мобилизацию британского капитала в разработку месторождений Майкопа, уровень добычи в этом регионе повысился незначительно: в 1909 г. он составлял 673 тыс. пуд., в 1910 г. — 1 300 тыс. пуд., в 1911 г. — 7 383 тыс. пуд., 1912 г. — 9 157 тыс. пуд., 1913 г. — 5 344 тыс. пуд., 1914 г. — 3 956 тыс. пуд. 33 Вместе с тем, английский капитал заложил в эти годы неплохую инфраструктуру для дальнейшего развития майкопских месторождений. Так, например, в 1911–1913 гг. здесь были построены 3 довольно крупных нефтепровода (Ширванский — Екатери-нодар, Хадыженская — Туапсе, Крымская — Владикавказская) и осуществлена дорогостоящая разведка местности.
Активно осваивал британский капитал и месторождения на острове Челекен в Каспийском море. Этот остров был предоставлен под освоение еще с 1899 г. Условия разведки и разработки были весьма выгодными: предприниматели получали участки в бессрочное пользование, за установленную плату — по 25 руб. с десятины в год, без оплаты добываемой нефти попудным сбором 34 . К 1912 г. на долю 5 британских предприятий, работавших на острове, приходилось примерно три четверти всей добычи, остальная четверть в основном вырабатывалась Челекено-Дагестанским нефтепромышленным обществом, которое контролировалось Товариществом братьев Нобель 35 .
Помимо острова Челекен английские нефтепромышленные компании работали и в других (менее значимых) нефтедобывающих районах России: в Тифлисской губернии, в Фергане, на Сахалине. Здесь их участие в основном свелось к приобретению у русских нефтепромышленников прав на разработку. Одновременно британские нефтяные общества увеличили свои вклады в Баку, Грозном и Урало-Каспийском регионе, причем общая сумма сделанных ими инвестиций в несколько раз превысила сумму английских вложений в 1890-е гг. 36
Однако в целом надежды на изобилие нефти в новых месторождениях, на фонтанную добычу не оправдались, бум британских капиталовложений стал сходить на нет, и накануне войны задача привлечения иностранных капиталов вновь стала актуальной.
В 1904–1913 гг. происходило дальнейшее усиление концентрации производства. Примером тому является нефтеперерабатывающая промышленность в Баку. «После пожара и разгрома промыслов в августе 1905 г., — читаем в отчете фабричных инспекторов за 1907 г., — все нефтеперегонные заводы за неимением нефти прекратили свою деятельность. По восстановлении промыслов цена на нефть стояла столь высокой, что нефтеперегонную работу возобновили преимущественно крупные фирмы; средние же и мелкие фирмы, если и возобновляли работу своих заводов, то только на короткий период времени; некоторые заводы так и не были пущены в ход. Таким образом, число действующих нефтеперегонных заводов с каждым годом сокращается, и переработка нефти постепенно сосредоточивается в руках нескольких крупных фирм» 37 . В 1905–1907 гг. из 87 заводов действовали лишь 33, в том числе из 59 керосиновых — 16, из 18 керосиномасляных — 8, из 2 масляных — 1 38 .
Плачевное состояние нефтепереработки объяснялось как общим упадком нефтяной промышленности России, так и сокращением нефтяного экспорта. Упадок экспорта также серьезно влиял на сохранение понижательного тренда в российской нефтедобычи. В 1909 г. видный предприниматель 1и представитель совета съезда бакинских нефтепромышленников М. Гукасов сделал следующее заявление: «В среднем за 1903–1909 гг. заводы получали для перегонки около 400 млн пудов нефти. Чтобы получить полностью продукты обработки из этого количества сырой нефти, необходимо производить в год от 95 до 100 млн пудов керосина. Внутреннее потребление требует приблизительно всего лишь 50 млн пудов, таким образом, остается излишек в 40–45 млн пудов, который должен иметь обеспеченный сбыт на внешних рынках. В противном случае продукция должна основываться лишь на потребности внутреннего рынка и, следовательно, подлежит уменьшению почти на 100%» 39 .
И вновь в значительной степени вытеснение русских нефтепродуктов с мирового рынка было результатом обострившейся к исходу первого десятилетия конкурентной борьбы между крупнейшими нефтяными корпорациями — американской «Стандарт Ойл» и англо – голландской «Ройал Датч Шелл». В этих условиях французский дом Ротшильдов, привязанный к Продажам российской нефти на внешнем рынке, не выдержал демпинга со стороны могущественных конкурентов. В 1912 г., руководство Каспийско-Черноморского нефтепромышленного и торгового общества в условиях снижения рентабельности производства и возросшей конкуренции на внешнем и внутрироссийском рынках принимает решение уступить свои нефтяные интересы в России англо-голландской компании «Ройал Датч Шелл», возглавляемой Г. Детердингом. Сумма, заплаченная за нефтяное предприятие Ротшильдов, в полтора раза превышала его фондовую стоимость 40 . Продав фирму, Ротшильды тем не менее сохранили свое присутствие в нефтяном бизнесе, получив в оплату 20% акций «Ройал Датч Шелл» 41 .
Покупка одной из крупнейших российских нефтяных компаний полностью соответствовала стратегии англо-голландской компании в борьбе с американской «Стандарт Ойл». «Ройал Датч Шелл», в отличие от своих сильных благодаря огромным запасам нефти США соперников, стремилась обеспечить себе источник нефти как можно ближе к его рынкам сбыта. Таким образом, компания значительно уменьшала расходы на весьма дорогостоящую транспортировку, что позволяло ей действовать на мировом рынке нефти с большей гибкостью и оперативностью, нежели ее американским конкурентам.
В России компания «Ройал Датч Шелл» прежде всего стремилась расширять участие в разработке месторождений Грозного, Майкопа и Эмбы, привлекая в эти районы дополнительные инвестиции 42 . На начальном этапе руководство российским филиалом компании осуществлялось всецело из Лондона. Однако с 1914 г. большинство функций регионального управления постепенно перешло к одному из крупнейших предприятий концерна — Обществу «Мазут». В частности, этому обществу поручалось провести реорганизацию всей группы российских предприятий «Шелл» в годы Первой мировой войны. Среди главных проектов компании значилось строительство нефтепроводов «Баку — Батум-2» и «Грозный — Туапсе». По последнему из них были проведены проектные работы и даже изготовлены трубы, но из-за нестабильной обстановки в предреволюционный период они не были доставлены со складов в Гааге на Северный Кавказ 43 .
Замена Ротшильдов более мощной компанией Детердинга и упрочение позиций нобелевской корпорации на российском рынке привели к дальнейшей концентрации и монополизации нефтяного производства в России, что проявило себя в дальнейшем повышении цен на нефтепродукты.
Подобная тенденция в условиях увеличения спроса на нефтепродукты вызвала рост общественного внимания к этой проблеме. В правительстве и Государственной думе шли горячие споры относительно того, является ли сложившаяся ситуация следствием естественного истощения источников нефти или результатом деятельности двух крупнейших нефтяных компаний. Основанием для подозрения наиболее влиятельных нефтепромышленников в проведении ими корыстной политики поднятия цен на нефть являлось то, что сокращение добычи в этот период происходило только у крупных фирм, не желавших разрабатывать новые скважины, тогда как мелкие предприятия, работающие в менее выгодных условиях, смогли увеличить количество добываемой нефти. Хотя существование подобного сговора тогда осталось недоказанным, тем не менее, в Думе и правительстве впервые появились проекты поставить под государственный контроль нефтяную отрасль.
Не случайно и то, что правительство в целях сдерживания монопольных нефтяных цен поддержало возникновение в 1912 г. новой корпорации российских нефтепромышленников. Эта организация представляла из себя гигантский холдинг, державший в своем портфеле крупные пакеты акций объединяемых предприятий. Среди его участников были довольно крупные фирмы Лианозова, Манташева, общество «Нефть», но в основной массе преобладали мелкие предприятия. Новое объединение, созданное под эгидой российских банков, было зарегистрировано в Лондоне как английское общество под названием «Russian General Oil Corporation». В состав правления вошли один из членов британского парламента, а также английский представитель лондонского отделения Русско-Азиатского банка. «Английская оболочка» новой крупной российской нефтяной корпорации понадобилась для того, чтобы облегчить привлечение новых иностранных (прежде всего, французских) капиталов в экономику России. Однако попытка разместить на ведущих европейских биржах акции корпорации оказалась несостоятельной. Неудача во многом объяснялась общим дефицитом на капиталы, имевшим место в мировой экономике тех лет. В данном случае положение разъясняет высказывание М. И. Туган-Барановского, который, анализируя экономическую ситуацию 1912– 1913 гг., отмечал: «…наша промышленность находится в тесной зависимости от Запада благодаря тому, что собственного капитала у нас мало и наша промышленность нуждается для своего развития в притоке иностранного капитала. Без притока иностранного капитала продолжение в России промышленного подъема Немыслимо. Западноевропейский же денежный рынок вот уже который год страдает от крайнего недостатка капитала, и, судя по всему, такое положение продлится очень долго…» 44
Уже на следующий год после возникновения «Russian General Oil Corporation» стала постепенно уступать свои позиции более конкурентоспособным корпорациям Нобеля и Детердинга. К 1916 г. фирма стала распадаться, и в начале 1917 г. значительная часть этой компании была фактически поглощена нобелевской корпорацией 45 .
В военные годы резко изменился характер и структура спроса на нефтепродукты. В многократно большей степени, несмотря на фактическое прекращение вывоза нефтепродуктов за границу, стали ощущаться дефицит и дороговизна топлива, имевшие место еще в течение двух предвоенных лет 46 . Подобная ситуация была весьма выгодна крупнейшим нефтяным компаниям, получившим возможность в условиях высокого спроса поднять цены и обеспечить значительный рост доходов. Так, например, нобелевская корпорация в 1914 г. получила прибыль в размере 121,2 млн руб., в 1915 г. — 160,1 млн руб., в 1916 г. — 228,7 млн руб. 47
Вступление России в войну означало закрытие турецких проливов, а следовательно, полное прекращение вывоза нефти через важнейший экспортный порт Батуми. Это привело к потере традиционных российских рынков нефтепродуктов в Западной Европе и на Ближнем Востоке, доля которых в общероссийском нефтяном экспорте составляла 95,8%. В большинстве случаев место нефтяных фирм из России было занято американскими компаниями.
Ликвидация нефтяного экспорта привела к очередному структурному кризису отрасли. Поскольку внешняя торговля нефтепродуктами ориентировалась на продукты нефтеперегонки (керосин, смазочные масла, бензин и т. д.), то прекращение их вывоза привело к усилению переориентации нефтеперерабатывающего комплекса на производство топлива, Требующего неглубокой переработки. В свою очередь, острый спрос на топливо заставлял промышленников увеличивать сбыт нефтяных остатков или даже продавать нефть в сыром виде, что приводило к свертыванию производства технически наиболее ценных нефтепродуктов. Так, один из самых авторитетных специалистов того времени, С. А. Вышетравский подсчитал, в каких цифрах выражалось недопроизводство бакинских смазочных масел, считавшихся по качеству лучшими в мире.
Таблица 1. Производство бакинских смазочных масел в 1912–1917 гг., в млн пудов
Http://www. hist. msu. ru/Labs/Ecohist/OB10/STAT/Kostornichenko. html
(изложение статьи «Comparing Russian, Western major oil firms underscores problems unique to Russian oil» Тины Обут, Авика Саркара и Санкара Сандера, опубликованной в OGJ, Jan. 25, 1999,р. 27-32 и OGJ, Feb. 1, 1999,р. 20-25)
Четыре компании – ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сиданко и Сургутнефтегаз – представляют основную часть российской нефтяной промышленности и добывают почти половину запасов нефти в России.
Деятельность, финансирование и стратегия этих компаний помогают представить окружение частных предприятий в российской нефтяной промышленности, а сравнение их с западными компаниями помогает высветить проблемы, уникальные для России.
Обвал цен на нефть и последовавший за ним российский экономический кризис оказали разрушительное действие на страну, которая очень прочно зависит от нефтяной промышленности из-за налоговых и валютных поступлений за экспорт нефти.
Финансовый кризис в России задел западные банки и инвесторов, превращая рынок ценных бумаг и государственных залоговых обязательств в мертвый груз, а большинство российских финансово-промышленных групп — в банкротов. Правительственное решение приостановить выплаты по западным долгам еще больше встревожило инвесторов.
Тем временем постоянные низкие цены на нефть укрепили решение таких иностранных компаний, как Ройял Датч/Шелл, Амоко Корп., Элф Аквитан покинуть Россию, предпочитая вкладывать инвестиции в страны с более низкими затратами, такими, как в Западной Африке и на Ближнем Востоке.
Одновременное бегство иностранного капитала и обвал российской банковской системы предвещают почти полное истощение капиталов российских вертикально интегрированных компаний (ВИК). Еще до недавнего времени ВИКи смотрели на девальвацию рубля как на благо, так как они заработали большую часть своих прибылей в твердой валюте, но потерпели убытки по платежам в рублях. Увеличение инфляции на товары и услуги в деноминированных рублях быстро съело эту прибыль.
Правительство, доведенное до отчаяния проблемами сборов в бюджет, превратило энергетическую промышленность в основной источник поступлений, угрожая ограничениями, которые заключаются в приостановлении прав на экспорт с целью завладеть собственностью компании. В связи с этим правительство приостановило принятие решения по экспортным документам компаний ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Восточная нефтяная компания и Сиданко. Приватизация оставшейся государственной собственности в 1998 г. также потерпела крах от полного равнодушия, проявленного частными инвесторами к правительственной акции относительно большей части доли Роснефти.
Затем правительство с целью добыть деньги объявило о своих планах продажи на торгах 5% акций Газпрома (с минимальным бидом 1.6 млрд. долл.) и 9% акций ЛУКОЙЛа за 170 млн. долл. В предварительных сообщениях было отмечено, что правительство успешно продало 2.5% акций Газпрома Рургазу (Ruhgas, OGJ, Dec.28, 1998, Newsletter) за 660 млн. долл.
Приведем краткий перечень проблем, отбивающих желание у международных нефтяных компаний от инвестирования в Россию:
- Высокие и плохо структурированные налоги. Российские производители нефти облагаются налогами на доходы в большей степени, чем на прибыль. Самый большой из российских многочисленных налогов – акциз, который взимается пропорционально из расчета 55 руб/т и который неблагоприятно воздействует на экономическую жизнеспособность проектов удорожанием разрабатываемых площадей. Отсутствие согласованного и надежного законодательства. Иностранные нефтяные компании особенно заинтересованы в развитии законодательства по соглашениям о разделе продукции, которое позволит им затвердить расходы и налоговую структуру и другие условия в чужом для них непредсказуемом налоговом климате. Нестабильное правительство. В прошедшие несколько лет наблюдалось несколько изменений в российских ветвях власти. Большинство сегодняшних потрясений явилось результатом назначений в правительстве, где к власти пришли политики, склонные к замедлению реформ и к денежной инфляции по пути выхода России из трудностей. Страх национализации. Предварительные сообщения отмечают, что правительство может сформировать отдельную государственную нефтяную компанию, которая включит в себя нездоровые объекты такие, как Роснефть, Славнефть и Онако. Остается представить себе, что когда-нибудь правительство повернет назад приватизацию других компаний. Низкие цены на нефть. В результате низких цен на нефть иностранные нефтяные компании урезали свои бюджетные расходы и сосредоточились на снижении затрат через слияние и сокращение. Пока цены на нефть будут оставаться низкими, эти компании будут остерегаться вкладывать деньги в такие дорогостоящие регионы, как Россия.
Российское правительство инициировало приватизацию нефтяной промышленности посредством проведения закона «О недрах» (1992 г.) и принятия новой конституции (1993).
В результате промышленность была реструктуризирована в 12 вертикально интегрированных компаний и небольшое количество независимых нефтепроизводителей. Первоначально Российское правительство удерживало за собой контрольный пакет акций (51%) в ВИКах, в то же время ограничивая долю иностранной собственности до 15% и меньше. Часть собственности в ВИКах была распределена между служащими и управляющими работниками компаний, тогда как другая была продана на публичных аукционах. Существование большого количества хорошо информированных сотрудников в управлении вертикально интегрированных компаний привело к распродаже этих компаний за очень низкие цены. Согласно схеме долевого займа (loan-for-shares) правительство передает свою долю собственности в вертикально интегрированных компаниях в качестве обеспечения займов правительству от вновь приватизированных российских банков. Невыполнение государством обязательств по займам, которое, как говорят некоторые, было результатом сговора, привело к тому, что банки добились основного контроля над некоторыми вертикально интегрированными компаниями.
Финансово-промышленная группа, создавшаяся из схемы долевого займа, сейчас контролирует значительную часть российской промышленной собственности.
Владение собственностью нефтяных компаний финансовыми группами, как было многими замечено, свидетельствует о том, что российская нефтяная промышленность не нуждается в западных инвестициях для своего роста. Однако банки, которые контролируют вертикально интегрированные компании, никогда не были банками в истинном смысле. Большинство обычных россиян даже сейчас хранят свои деньги в государственных банках. Переживаемый в настоящее время обвал цен на нефть и последовавший за этим обвал рубля обанкротили многие финансово-промышленные группы и принесли им убытки относительно их планов роста прибылей. Одновременно падение мировых цен на нефть понизило интерес запада к российской собственности.
Российские ВИК — ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сиданко и Сургутнефтегаз — характеризуют представительный разрез российского нефтяного сектора.
Добыча нефти в 1998 г. составила 53.7 млн. т, в том числе в пределах Ханты-Мансийского автономного округа – 44.4 млн. т.
Нефтегазодобывающие предприятия ЛУКОЙЛа: «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», «Пермнефть», «Нижневолжскнефть», «Калининградморнефтегаз», «Астраханьнефть».
Перерабатывающие предприятия ЛУКОЙЛа: «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка».
ЛУКОЙЛ, самая большая российская вертикально интегрированная компания, была основана в 1993 г. как открытая акционерная компания из государственных нефтяных компаний Лангепас-Урай-Когалымнефтегаз.
Публикуемые ресурсы в 2.7 млрд. м3 нефти и 11.1 трлн. м3 газа делают ее самой большой частной компанией по ресурсам в мире, в то время как добыча в 175 тыс. м3/сут ставит ее на четвертое место среди частных производителей нефти (после Ройял Датч/Шелл, Эксон Корп. и Би-Пи Амоко). Имея два огромных нефтеперерабатывающих завода, эта компания перерабатывает нефти 75 тыс. м3/сут, что делает ее лидирующей в российском внутреннем секторе.
ЛУКОЙЛ – одна из немногих российских вертикально интегрированных компаний, которая для того, чтобы избежать присвоения собственности финансово-промышленными группами, управлялась по схеме распределения займов. Почти треть собственности компании до сих пор остается у государства, тогда как еще одна треть собственности – в руках иностранных компаний. Десятая часть собственности компании – ее пенсионный фонд.
Это одна из наиболее выходящих за пределы России вертикально интегрированных компаний с планами обеспечения 20% своей добычи за пределами страны в течение 5 лет. Она — один из лидирующих членов Азербайджанской международной нефтяной компании (AIOC) и Каспийского трубопроводного консорциума (CPC).
ЛУКОЙЛ и АРКО (7.99% собственности ЛУКОЙЛа) имеют совместную акционерную компанию Лукарко для проведения поисково-разведочных работ и добычи в бывшем Советском Союзе, в то время как совместное предприятие ЛУКОЙЛа и Аджип (Agip SpA) сосредоточило свою деятельность в Западной Сибири и на Средиземном море. ЛУКОЙЛ также был назван оператором месторождения Западная Курна в Ираке, где надеется начать добычу после снятия санкций ООН в отношении Ирака. Текущий кризис в российской экономике и постоянно низкие цены на нефть заставили эту компанию уменьшить свои капитальные расходы и сократить планы роста.
Добыча нефти в 1998 г. составила 34.1 млн. т, в том числе в пределах ХМАО – 26 млн. т.
Нефтегазодобывающие предприятия ЮКОСа: «Юганскнефтегаз», «Самаранефтегаз».
Перерабатывающие предприятия ЮКОСа: «Куйбышевнефтеоргсинтез» (Куйбышевский НПЗ и Сызранский НПЗ), Новокуйбышевский НПЗ.
Юкос, основанный в 1993 году как совместная акционерная компания, является второй самой большой вертикально интегрированной компанией по размеру выявленных ресурсов.
После объявления дефолта правительства по займам, согласно их схеме распределения, банк Менатеп завладел контрольным пакетом акций ЮКОСа, чья доля была использована правительством в качестве дополнительного обеспечения займов. Таким образом, ЮКОС превратился в первую полностью приватизированную вертикально интегрированную компанию в России, имеющую две больших дочерних компании по поискам и добыче нефти – Юганскнефтегаз и Самаранефтегаз.
После утверждения своих позиций в качестве огромной вертикально интегрированной компании в российском нефтяном секторе ЮКОС начал наращивать свою ресурсную базу и увеличивать прибыли. В декабре 1997 г. ЮКОС приобрел Восточную нефтяную компанию (ВНК) благодаря большей части $800-миллионого займа, который обеспечил Ходорковский от западных банков. В начале 1998 г. ЮКОС объявил о новом слиянии, на этот раз с Сибнефтью (другой большой вертикально интегрированной компанией), чтобы сформировать еще более гигантскую компанию, которая должна была быть названа ЮКСИ. Совместная объединенная компания могла бы контролировать 22% российской добычи нефти, быть лучше капитализирована и приобрести стратегическое положение, увеличивающее рынок сбыта для своих продуктов. Объединение позволяло надеяться на более выгодное стратегическое партнерство, поскольку объединенные перерабатывающие предприятия (три у ЮКОСа, Ачинское у Восточной НК и Омское у Сибнефти) и юкосовские разрабатываемые площади были географически совместимы. Однако объединение в конце 1998 г. сорвалось из-за неудовлетворенности ЮКОСа финансовой жизнеспособностью Сибнефти и приписываемой силовой борьбе между Ходорковским и Борисом Березовским, полновластным главой банковской группы, владеющей Сибнефтью. Объединение также предполагало эффективно завершить так сильно разрекламированный $2-миллиардный 5-летний контракт Юкси со Шлюмберже по обслуживанию месторождений.
Несмотря на эти проблемы, ЮКОС имеет гигантскую ресурсную базу (свои собственные оценки составляют 2.4 млрд. м3, хотя по другим оценкам вариации значительны – от 1.2 до 2.4 млрд. м3), которая могла бы быть использована при хорошем управлении, капиталах, технологии и более дружественном к инвесторам законодательстве. Четыре предприятия, перерабатывающие около 57 тыс. м3/сут нефти, числятся среди самых эффективных в стране. Финансовое состояние компании было подвергнуто аудиту, что является редким феноменом в российском частном секторе.
Следует особо обратить внимание на тенденции в управлении ЮКОСа. Компания делает упор на разделение своих операций между производственными группами, создавая внешние рынки между производящими и перерабатывающими единицами, инвестируя 200 млн. долл. в модернизирующие программы, во внедрение информационного технологического оборудования такого, как сервисные программы, обслуживающие все предприятия, вступая на путь настойчивых усилий по сокращению расходов и исключая неосновной сервис. В результате этой деятельности расходы ЮКОСа на производство одного барреля нефти упали с 9.5 до 5.5 долл.
Однако эта прибыль от эффективности расходов могла быть только на бумаге и произойти за счет более чем на две трети девальвированного рубля с августа 1998 года. Кроме того, ЮКОС обременен сокращением валюты и находится в долгах, частично из-за низкой платежеспособности своих заказчиков, частично из-за ограниченных поступлений твердой валюты от экспортных квот.
ЮКОС также пострадал от устойчивого снижения добычи, уровень которой отклонился от основной линии снижения российской добычи нефти. Надежды компании могут связываться с хорошей управляющей командой, которой поручена собственность акционеров, финансовой дисциплиной, соответствующей технологией и вложением капитала.
Добыча нефти в 1998 г. составила 19.9 млн. т, в том числе в пределах ХМАО – 13 млн. т.
Нефтедобывающие предприятия Сиданко: «Черногорнефть», «Кондпетролеум», «Варьеганнефтегаз», «Варьеганннефть», «Удмуртнефть», «Саратовнефтегаз», «Новосибирскнефтегаз».
Перерабатывающие предприятия Сиданко: «Ангарский НХК», «Крекинг» (Саратовский НПЗ), Хабаровский НПЗ.
Сиданко была основана в 1994 г. с целью обеспечить Восточную Сибирь, российский Дальний Восток и дальний северо-восток нефтью, газом и нефтяными продуктами, добытыми в этих же регионах. Однако большая часть добычи Сиданко поступает с месторождений Западной Сибири и Волго-Уральского региона. Разработка нефтяных запасов в Восточной Сибири откладывается для Сиданко на длительное время.
Сиданко состоит из 28 отделений, включающих 7 предприятий по добыче, которые значительно различаются по успешности и развитию, в том числе — Черногорнефть, которая дает 30% добычи Сиданко, и развалившийся Кондпетролеум.
Сиданко первоначально включала также Пурнефтегаз, но уступила его в споре в 1995 году Роснефти. (Пурнефтегаз – субъект сегодняшнего скандального вовлечения 38% доли Роснефти, которая по авторитетным ссылкам была тайно передана Диалог Оптим банком неизвестному покупателю за дешевую цену в 10 млн. долл.).
В 1995 г. 51% акций Сиданко был передан Онэксимбанку на аукционе на условиях распределенного займа за 130 млн. долл. С этого времени руководство Сиданко предпринимает усилия по установлению контроля над своими многочисленными подразделениями. «Федералистский» стиль управления Сиданко, по которому подразделениям разрешалось вести себя (плохо или хорошо) как независимая организация, привел к слабой организационной структуре и плохим характеристикам компании.
В начале 1998 г. в попытке выправить деятельность Сиданко Потанин назначил руководителя Черногорнефти Бориса Волкова временно исполняющим обязанности президента. (Черногорнефть – один из пионеров современной российской энергетической промышленности. В 1994 г. здесь впервые привлекли зарубежных специалистов к аудиту своих запасов; в 1996 г. она становится первой независимой компанией, имеющей возможность получать международные займы.)
В 1997 г. Би-Пи (BP) приобрела у Сиданко 10% акций за 571 млн. долл. Ожидается, что присутствие большой западной компании внесет позитивный элемент в управление Сиданко. Би-Пи окажет положительное влияние благодаря своим размерам и положению в международной энергетической промышленности и своей 10%-ной доле.
Сиданко поставляет нефть на рынки Дальнего Востока. Но, поскольку большая часть ее продукции получена в Западной Сибири, расходы на транспортировку очень велики.
Сиданко имеет также значительные потенциальные ресурсы в Восточной Сибири и на российском Дальнем Востоке, но разработка этих ресурсов потребует значительных капитальных вложений. Начав развиваться, Сиданко могла бы оказаться в правильной позиции, благодаря близости своих рынков и перерабатывающих предприятий, и обслуживать очень вялые, но потенциально обещающие энергетические рынки в азиатско-тихоокеанском регионе. Один такой проект сосредоточивается на газовом месторождении Ковыкта в Восточной Сибири, которое планируется разрабатывать совместно с Би-Пи. Газ должен будет поставляться в Китай.
Еще одна российская крупная нефтяная компания пала жертвой финансового хаоса в стране, как сообщил журнал Oil&Gas в своем февральском номере ( OGJ Newsletter, February 8, 1999).
Сиданко столкнулась с процессом банкротства. По словам Бета-Эко – кредитора энергетического гиганта, собравшего в Москве документы против Сиданко, быть крупной российской компанией, значит наверняка закончить банкротством в суде.
Финансовый развал Сиданко стал прогрессировать с тех пор, как в конце 1997 года были проданы БиПи (BP) 10% акций компании. Печатное издание Великобритании «Восточный энергетический блок» привело высказывание Владимира Потанина, «олигарха», собственника контрольного пакета акций Сиданко: «Счастливое обогащение британской компании далеко не последняя точка в разорении нефтедобывающей компании Сиданко».
Добыча нефти в 1998 г. составила 35.2 млн. т, все в пределах ХМАО единственным нефтедобывающим предприятием «Сургутнефтегаз».
Перерабатывающее предприятие Сургут-нефтегаза: «Киришинефтеоргсинтез» (КИНЕФ).
Сургутнефтегаз – уникальная вертикально интегрированная компания во многих аспектах. Основанная в 1992 г., Сургутская ВИК является держателем 51% акций только одного добывающего объединения Сургутнефтегаз, 100% акций нефтеперерабатывающего завода в Киришах в Ленинградской области, нескольких торговых филиалов. Сургутнефтегаз – самая крупная компания в России по объемам добычи нефти.
ВИК Сургутнефтегаз также одна из двух больших ВИКов, не контролируемых банками. В 1995 г., когда российское правительство передало 40.12% акций компании на аукционе на условиях распределенного займа, пенсионный фонд компании составил 1.426 триллиона рублей (около 300 млн. долл.).
ВИК Сургутнефтегаз также первая ВИК, использующая ту же самую руководящую команду как для ВИК, так и для добывающей компании, модель, позднее перенятая Сибнефтью.
Сургутнефтегаз не имеет представительства в Москве, подобно другим ВИКам, наоборот, руководство компанией находится в г. Сургуте.
Уникальное свойство этой вертикально интегрированной компании в том, что ее добывающее объединение является прибыльным, тогда как добывающие предприятия большинства других ВИКов — затратные. Это означает, что часть нефти сохраняется за добывающим предприятием. Со временем Сургутнефтегаз планирует консолидировать свою бухгалтерскую отчетность через свопы (Своп — одновременная обменная операция по ценным бумагам, прим. ред.), пока не объявленные по времени проведения.
ВИК Сургутнефтегаз имеет небольшую корпоративную структуру и эффективное руководство. У нее высокие экспортные тарифы по сравнению с другими производителями нефти, возвращаемые ей за финансирование строительства терминала для нефтепродуктов в Санкт-Петербурге. Сургутнефтегаз традиционно склонен сохранять более холодные отношения с иностранными инвесторами, но в настоящее время намечается потепление.
Подразделения Сургутнефтегаза имеют хорошую инфраструктуру для того, чтобы большая часть добытой нефти была переработана и распределена собственным внутренним сургутским подразделением. Однако их внутренний бизнес страдает от высокой доли безналичных платежей, 65% его продукции продается по бартеру на нефть или на электроэнергию. Хотя перерабатывающий завод в Киришах является предметом гордости с его высоким процентом утилизации (60% против среднего по России 16% в 1997 г.), его основной продукт – дизельное топливо, на которое также упал спрос.
Планируемое оборудование для гидрокрекинга, снижающего зависимость от дизельного топлива, требует изрядных затрат и не может быть построено в ближайшее время в существующих экономических условиях. Сосредоточиваясь на экспорте, компания не развивает свой рыночный бизнес в районе Санкт-Петербурга, где он мог бы иметь стратегическое преимущество, создаваемое близостью его нефтеперерабатывающей деятельности.
Методология сравнения российских компаний между собой и с их западными двойниками
Наши сравнения российских нефтяных компаний сфокусированы на четырех основных категориях: размеры, рост, финансовые возможности/прочность, эффективность деятельности.
Полученных с большим трудом данных достаточно для того, чтобы сосредоточиться на сравнительно коротком списке основных характеристик, который может содержать меньше ошибок, чем большой список детальных характеристик. Там, где было можно, предпочтение отдавалось одному источнику.
Для придания некоторого смысла понятиям прочности и слабых мест российских нефтяных компаний характеристики их деятельности сравнивались с таковыми у компаний Эксон и Шеврон Корп., поскольку эти две компании представляют и большую, и (сравнительно) маленькую западные компании.
В нижеследующей таблице приведены выборочные финансовые характеристики для четырех российских и двух западных нефтяных компаний. Из этих данных видно, что российские компании мельче в финансовом смысле и больше по размерам, несмотря на то, что имеющиеся у них запасы и добыча сопоставимы с запасами и добычей западных специализированных компаний (см. рис.1). В самом деле, по запасам три из четырех вертикально интегрированных компаний – ЛУКОЙЛ, ЮКОС и Сиданко – могли бы числиться среди самых больших компаний мира.
Рис.1. Сравнительные характеристики российских и западных компаний. (Верхний ряд слева направо: Ресурсы в млрд. бар. условного топлива; Добыча нефти в млн. бар/год. Нижний ряд слева направо: Обеспеченность добычи запасами, годы; Процент экспорта нефти, %.)
Однако, несмотря на большие запасы, добыча российских ВИКов меньше, чем у их западных аналогов. В большей степени это можно объяснить дефицитом капитальных вложений и экспортной инфраструктуры, низким уровнем внутреннего потребления нефти. По сравнению с текущим уровнем добычи запасы российских ВИКов обеспечивают добычу на более долгий период, чем их западных аналогов. Сиданко, к примеру, имеет уровень обеспеченности добычи запасами в 93.6 лет, что почти в четыре раза больше, чем у Эксона. Огромные запасы и низкая оценка российских ВИКов представляет вдвойне заточенное острие, которым видятся российские ВИКи для западных инвесторов – неправдоподобно благоприятная возможность в паре с очень реальной возможностью финансового обвала. Большинство российских ВИКов пережили максимальное снижение добычи в последние 4 года, в особенности Сиданко. Две из этих компаний – ЮКОС и Сургутнефтегаз, кажется, переломили снижение, судя по опубликованному увеличению добычи в 1997 г. против 1996 года.
В 1998 г. ЛУКОЙЛ сократил свою добычу на 3.6 % по сравнению с 1997 г., при этом добыча в ХМАО увеличилась на 1%; Сургутнефтегаз увеличил свою добычу на 3.8 %; ЮКОС сократил добычу на 4.2 %, что на три четверти связано с сокращением добычи в ХМАО; добыча нефти Сиданко уменьшилась на 1.9 % по сравнению с 1997 г. так же в основном за счет снижения добычи в Ханты-Мансийском АО (по данным ЦРН и журналов «Нефть и капитал», №2, 1997, № 2,1999; «Нефть России», №2, 1998, №1, 1999; «Нефтяная торговля», №1, 1998).
Российские ВИКи имеют уровень задолженностей значительно ниже, чем у западных аналогов. Однако эти компании очень зависимы от переизбытка долгов, поскольку их высокий уровень связан с чистой прибылью компании и ее текущими доходами (см. рис.2).
Рис.2. Структура задолженности компаний. (Верхний график: Общая задолженность, млрд. долл. Нижний график: Отношение долга к общему доходу)
Рис.3. Рыночная капитализация российских и западных компаний. (Верхний график: Отношение рыночной капитализации к одному баррелю запасов (условное топливо), долл./бар. Нижний график: Зависимость рыночной капитализации (млрд. долл) от суммарных запасов (млрд. бар. условного топлива)
Отношение долгов к доходам помогает определить степень ранимости деятельности компании от уменьшения добычи или снижения товарных цен. С этой точки зрения, у ЮКОСа отношение долгов к доходам почти в семь раз больше, чем у Эксона. Высокое отношение долгов к доходам у Сургутнефтегаза видится завышенным по причине невозможности отличить долгосрочные долги компании от других по представленным в публикациях суммарным долгам. Несмотря на это, Сургутнефтегаз надеется иметь самые маленькие долги из всех российских ВИКов, полагаясь на дальнейший рост сравнительно высокого уровня экспорта. По показателям долгового перевеса и дохода от твердой валюты (от экспорта) ЛУКОЙЛ и Сургутнефтегаз – самые устойчивые среди российских ВИКов, тогда как ЮКОС – самая слабая из них.
Отношение капитализации к баррелю запасов показывает, что рынок российских запасов имеет высокую плату за риск; даже устойчивый ЛУКОЙЛ имеет уровень капитализации 25 долл./бар по сравнению с Эксоном и Шевроном, у которых эта величина составляет 10 долл/бар.
Рассмотрение некоторых параметров деятельности показывает неэффективность российских производителей по сравнению с их западными аналогами.
Рис.4. Эффективность деятельности компаний. (Верхний график: Простаивающие скважины (в % к общему числу скважин). Средний график: Годовая добыча на одного служащего (1000 бар/чел). Нижний график: Годовая добыча на одну скважину (1000 бар/скв.)
Российские компании переукомплектованы персоналом, что демонстрируется их низким уровнем отношения годовой добычи нефти к количеству служащих. В то время как западные нефтяные компании добывают 10-18.6 тыс. бар/чел., ВИКи добывают 1.7-3.6 тыс. бар/чел. Российские нефтяные компании имеют большое количество неработающих скважин, обусловленное недостатком капитала и технологий, необходимых для восстановления добычи. Из трех ВИКов, опубликовавших такие данные, Сургутнефтегаз имеет самый низкий процент неработающих скважин, тогда как Сиданко – самый высокий.
В добавление к этому ежегодная добыча нефти на скважину по ВИКам (за исключением Сургутнефтегаза) в среднем намного меньше, чем у западных нефтяных компаний.
Очевидно, что устойчивость российских нефтяных компаний – в их больших запасах. Эта устойчивость сильно ослабляется в обстановке высоких налогов и низких цен, в которой действуют нефтяные компании.
Российские компании сильно уязвимы в финансовом отношении и неэффективны по сравнению с их западными двойниками. Их огромные запасы, финансовый обвал и низкий уровень технологического опыта означают, что российские ВИКи предлагают различные уровни привлечения различных классов инвесторов.
Отчаянная нужда в западной технологии в российском нефтяном секторе означает, что западные сервисные нефтяные компании точно найдут большой рынок для их деятельности в России.
В итоге ЛУКОЙЛ и Сургутнефтегаз выглядят самыми надежными в финансовом отношении и в разрезе производственной деятельности, ЮКОС имеет слабые места в финансовой, а Сиданко – в производственной деятельности. В то время как ЮКОС и Сиданко выглядят идеальными кандидатами для инвесторов, все российские нефтяные (включая ЛУКОЙЛ) компании переполнены риском и остаются интересными для западных инвесторов с большими доходами.
Http://www. oilnews. ru/2-2/sravnenie-rossijskix-i-zapadnyx-krupnyx-neftyanyx-kompanij-i-problemy-unikalnye-dlya-rossijskoj-nefti/
Сейчас мало кто помнит, что на заре новой российской экономики одной из главных целей появления вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) вроде «ЛУКойла», «Сибнефти» и ТНК называлось привлечение инвестиций в модернизацию нефтеперерабатывающих заводов. Но прошло целое десятилетие, прежде чем началась модернизация хотя бы одного из российских НПЗ (первым стал Рязанский НПЗ, принадлежащий ТНК-ВР). Еще десять лет потребовалось, чтобы этот процесс захватил всю отрасль. Есть и первые результаты: у нас в стране наконец производится столько высокооктанового бензина, сколько примерно и нужно нашему рынку. А ведь еще два года назад мы были свидетелями традиционного осеннего бурного роста цен на моторные топлива, что неоднократно приводило к вмешательству властей в работу российских нефтяных компаний.
Всего с 2005 года в нефтепереработку инвестировано порядка 1 трлн рублей — такова цена решения проблемы «осенних обострений». При этом нефтяные компании с разной степенью успешности сумели лишь подтянуть свои НПЗ до низшей планки среднемирового уровня, и только некоторые достигли твердого среднеевропейского. Так что крупные инвестиции в отрасль потребуются и дальше — для повышения технологической сложности НПЗ, увеличения выхода светлых нефтепродуктов и уровня переработки, решения проблемы дисбаланса производства отдельных видов нефтепродуктов, роста конкуренции в отрасли.
Российская нефтеперерабатывающая промышленность и сейчас одна из крупнейших в мире. По общему объему переработки нефти Россия входит в пятерку мировых лидеров, уступая лишь США и Китаю. Это место Россия напрямую унаследовала от бывшего СССР — все крупнейшие НПЗ были построены до 1991 года. Сейчас российская нефтепереработка объединяет более 30 крупных заводов с объемами переработки более 1 млн тонн нефти (см. таблицу 1) и несколько десятков мелких.
Если по объемам перерабатываемой нефти Россия в числе лидеров, то по структуре производства нефтепродуктов и технической оснащенности заводов наша страна до сих пор отстает от стран Запада. По данным компании «Альянс-Аналитика», выход мазута в российской нефтепереработке в 2012 году составил 29% объема переработанной нефти, автобензина — 14,3%, дизельного топлива — 27,8%. Для сравнения: в США выход бензина составляет более 46%, дизельного топлива — 27%, мазута — всего 4%. В странах ЕС выход бензина около 25%, дизельного топлива — 44%, мазута — 14%.
То, что российская нефтепереработка ориентируется в первую очередь на производство мазута и дизельного топлива при сравнительно небольшом выходе бензиновых фракций, во многом объясняется советским наследием: дешевая собственная нефть позволяла плодить самые примитивные НПЗ, без процессов вторичной и третичной переработки, которых особо и не требовалось, ведь основным потребителем моторных топлив в СССР был грузовой транспорт. Свою роль сыграло и территориальное распределение инвестиций в нефтепереработку в последние десятилетия советской власти: почти все новые НПЗ, за исключением разве что Ачинского завода в Красноярском крае, строились за пределами современной России — в Литве, Белоруссии, Казахстане.
После распада СССР и формирования первых ВИНК модернизацией НПЗ почти никто не занимался. В частности, в 1990‑е в основном завершались лишь те проекты, которые были начаты еще в 1980-х. Тогда была проведена модернизация Киришского завода, контролируемого «Сургутнефтегазом», группы уфимских и Московского НПЗ, оказавшихся под контролем региональных властей.
И лишь в начале 2000-х у российских нефтяников появилось как минимум два серьезных резона инвестировать в нефтепереработку — изменение структуры внутреннего спроса и введение государством дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов.
Бурная автомобилизация страны в сочетании с постоянно растущим числом иномарок вызвала быстрый рост спроса на более качественные бензины с высоким октановым числом. Долгое время единственной компанией, откликнувшейся на этот рыночный вызов, была ТНК-ВР. С 2000-го по 2003 год она вложила около миллиарда долларов в реконструкцию и модернизацию принадлежащего ей Рязанского НПЗ. Он стал первым нефтеперерабатывающим заводом, который начал производить полноценное высокооктановое топливо, то есть не путем разгона прямогонного бензина присадками, а на основе крекингового бензина, дополненного алкилированными фракциями.
Большинство остальных компаний сосредоточилось на иных проблемах. Нефтедобыча становилась важнейшим источником доходов для бюджета, что привело к введению в 1999 году дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов. Наиболее низкими пошлины оказались для мазута, и этот продукт стал для нефтяников весьма интересным в качестве альтернативного экспортного товара. В дальнейшем соотношение пошлин на нефть и нефтепродукты менялось, но выгодность экспорта мазута оставалась неизменной. После 2005 года объемы первичной переработки стали расти быстрее, чем объемы добычи нефти, а экспорт нефти начал сокращаться. И этот период «большого мазутного экспорта» длится до сих пор.
Однако, несмотря на то, что «субсидия» обеспечивала достаточно высокий уровень операционной прибыли нефтепереработки, это не привело к инвестиционному буму в отрасли.
Выгодным экспортным товаром стало и дизельное топливо; его, как и мазут, начали использовать на европейских НПЗ в качестве сырья для дальнейшей переработки. Однако для того, чтобы экспортировать российскую солярку по нефтепродуктопроводам (см. карту), ее необходимо было предварительно очищать от вредных примесей, в первую очередь от серы. По этой причине нефтяники были вынуждены массово инвестировать в относительно простые и недорогие установки гидроочистки. Что касается бензина, то инвестиции ограничились относительно небольшими по мощности установками по производству присадок для повышения октанового числа прямогонного бензина. По числу реализованных инвестиционных проектов (см. таблицу 2) такие типы установок уверенно лидируют. Их строительством занималось большинство нефтеперерабатывающих компаний. Все это позволило сравнительно быстро начать выпуск более качественных типов бензина и дизельного топлива, но увеличить глубину переработки нефти все равно не смогло.
Дефицит инвестиций в полноценную модернизацию привел к парадоксальной ситуации: отрасль наращивала объемы переработки, заводы приближались к стопроцентной загрузке производственных мощностей, однако внутренний рынок все острее ощущал дефицит бензина.
Главным толчком, приведшим к качественному росту инвестиций в российскую нефтепереработку, стало принятие в 2008 году нового технического регламента, в соответствии с которым в России должны вводиться европейские экологические стандарты на производство моторных топлив. В частности, за несколько лет на территории страны должно прекратиться производство топлив стандарта «Евро-2» и начаться переход к стандартам «Евро-4» и «Евро-5». В 2011 году для более точного следования графику модернизации НПЗ между органами власти и нефтяными компаниями были заключены так называемые четырехсторонние соглашения, регламентирующие объемы и сроки ввода нефтеперерабатывающих установок. Основной упор в соглашениях делался на класс топлива, но глубину переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов на НПЗ каждая нефтяная компания должна определить для себя сама. Несмотря на некоторую задержку с введением нормативов, поток инвестиций в нефтепереработку за несколько лет возрос кратно. К 2012 году на нефтеперерабатывающую промышленность пришлось почти 20% общего объема инвестиций в обрабатывающую промышленность России.
Одновременно в отрасли завершилась и консолидация нефтепереработки. Прежде де-факто имеющие несколько акционеров и покупающие нефть у независимых поставщиков уфимские НПЗ и Московский НПЗ вошли, соответственно, в состав «Башнефти» (после поглощения ее АФК «Система») и «Газпром нефти». Последним крупным событием на рынке стало приобретение «Роснефтью» ТНК-ВР, за счет которого компания вышла на первое место по объемам нефтепереработки в России и обеспечила себя несколькими крупными и уже модернизированными НПЗ в европейской части России.
Все основные компании — участники рынка заявили достаточно амбициозные программы модернизации НПЗ. В случае их реализации объем первичной переработки к 2020 году увеличится до 294 млн тонн, выход светлых нефтепродуктов вырастет с 55 до 72%, а глубина переработки — с 72 до 85%. Правда, при этом выход дизельного топлива возрастет сильно — с 27,8 до 38,1%, тогда как бензина — с 14,3 всего до 19,0. В результате изменения выхода и увеличения объема переработки произойдет двукратное снижение выпуска мазута, увеличение выпуска бензина на 50%, а дизельного топлива — на 57%.
При этом основная часть проектов, реализуемых российскими нефтеперерабатывающими компаниями, все еще направлена лишь на облагораживание топлив. Ввод крупных установок каталитического крекинга и гидрокрекинга, направленного на повышение выхода качественных дизельных и бензиновых фракций, начнется только с 2015 года.
Как ни странно, несмотря на увеличение долей присутствия на рынке НПЗ крупнейших нефтяных компаний, конкурентные возможности не уменьшаются. На рынок нефтепереработки стали выходить небольшие локальные производители нефтепродуктов Юга России и Сибири, как правило начавшие бизнес в середине 1990-х в качестве производителей мазута на экспорт (первопроходцем здесь стал Марийский НПЗ, собственники которого смогли получить доступ к трубопроводной системе «Транснефти»). К началу 2000-х перерабатывать более 1 млн тонн нефти сумели Ильский, Новошахтинский и Антипинский НПЗ. В 2013 году был запущен первый НПЗ в Кемеровской области. Правда, в силу сложившейся специализации на производстве мазута, прямогонного бензина и дизтоплива оказать существенного влияния на рынок даже на локальном уровне эти предприятия пока не могут. Единственным новым крупным НПЗ, построенным нефтедобывающей компанией, стал завод «Татнефти» (прежде не имевший собственной переработки) «Танеко» в Нижнекамске. Однако в настоящее время на нем осуществляется только первичная переработка нефти, а строительство комплекса глубокой переработки нефти только намечается. Большинство мелких НПЗ тоже заявили о планах производства автомобильного бензина, но пока ни один проект не реализован. Так что на рынке автомобильных топлив влияние ВИНК пока абсолютно и нерушимо.
Что касается самих ВИНК, то они стали действовать более вариативно. Часть заводов, которые расположены в приморских районах и имеют выход на экспортные направления, как правило, увеличивают объем переработки и инвестиции в модернизацию со специализацией на дизельном топливе соответствующих евростандартов (гидроочистка и гидрокрекинг). И это логично, ведь экспортный бензиновый завод тут строить неоправданно дорого: по данным Энергетического центра «Сколково», средний российский нефтеперерабатывающий завод из-за худших возможностей выхода на экспортные каналы и более низкого качества продукции проигрывает в доходности среднему крекинговому (бензиновому) европейскому НПЗ около 83 долларов на тонну перерабатываемой продукции. Поэтому модернизация российских НПЗ под бензиновые нужды, то есть строительство установок каталитического крекинга, алкилирования и замедленного коксования, будет производиться только в глубине страны, с прицелом на внутренний рынок. Такую модернизацию на НПЗ в Нижнем Новгороде уже завершил «ЛУКойл», она запланирована на Куйбышевском и Сызранском НПЗ («Роснефть»), на Омском НПЗ («Газпром нефть»), Пермском и Волгоградском НПЗ («ЛУКойл»).
«Роснефть» до слияния с ТНК-ВР располагала относительно устаревшими НПЗ и позже других крупных нефтяных компаний начала заниматься их модернизацией. Сейчас компания реализует два крупных проекта. На базе Туапсинского НПЗ возводится фактически с нуля крупный современный завод. Это крупнейший проект по переработке нефти в России, сейчас на него приходится почти четверть всех инвестиций в отрасль. По набору основных производственных установок (гидрокрекинга, каталитического риформинга, гидроочистки топлива и изомеризации) это будет типичный проект, нацеленный на экспорт дизтоплива. Другой проект, тоже нацеленный на экспорт дизеля, «Роснефть» осуществляет на Дальнем Востоке, на Комсомольском НПЗ. В 2015 году, после ввода в строй крупных установок каталитического крекинга в Новокуйбышевске и Сызрани, компания станет абсолютным лидером в стране по производству высокооктанового бензина.
Модернизация российских НПЗ, даже в таком незаконченном виде, уже приносит свои плоды. Производство бензинов от Аи-95 и выше быстро растет, фактически вытеснив из легальной топливной торговли бензины более низких марок. Наконец, на внутреннем рынке произошло насыщение бензином стандарта «Евро-3» и выше. Интересно, что в случае реализации всех без исключения проектов строительства заявленных мощностей в стране образуется избыток бензина, который, в отличие от дизтоплива, не имеет экспортного потенциала, за исключением разве что Казахстана. Однако если это и произойдет, то только после 2020 года, так что радикального снижения цен на бензин можно не ждать.
Что касается дизельного топлива, то программы модернизации НПЗ повышают его качество, во многих случаях оно уже может поставляться на экспорт напрямую потребителям, то есть без предварительной обработки на местных НПЗ. В частности, по данным ИАЦ «Кортес», доля дизтоплива с содержанием серы 0,035% и ниже выросла с 35,5% в 2011 году до 50,2% в 2012-м. То есть все излишки дизтоплива неминуемо будут уходить на экспорт, не оказывая никакого давления на внутренние цены.
Кроме того, по мнению аналитиков ИАЦ «Кортес», нефтяным компаниям для покрытия издержек необходима более высокая маржа. Поэтому инвестиционные затраты, скорее всего, будут сдерживающим фактором для снижения цен на нефтепродукты. А с учетом роста акцизов с 1 июля этого года на автомобильные бензины и дизтопливо классов «Евро-4» и «Евро-5» цены будут удерживаться на достаточно высоком уровне до разворота мировых цен на нефть.
И эта ситуация продлится, видимо, вплоть до 2015 года, когда правительство собирается вывести экспортные пошлины на мазут на один уровень с пошлинами на сырую нефть. Только после этого привлекательность НПЗ лишь с первичной переработкой нефти, без производства качественного товарного автомобильного бензина и дизтоплива, снизится. Только тогда фронтальные инвестиции в нефтепереработку со стороны всех без исключения игроков рынка, включая «Газпром нефть», «Башнефть», «Сургутнефтегаз» и «Татнефть», резко снизят выход мазута и увеличат выход моторных топлив. И внутрироссийский рынок бензина и дизеля имеет шанс стать действительно конкурентным.
Http://charsov. livejournal. com/700695.html
Общество было создано для «нефтедобычи и производства осветительных и других нефтепродуктов и торговли ими». В собственность общества при учреждении перешли некоторые принадлежавшие Кокореву лично и сообща с Губониным нефтеносные земли, нефтяные колодцы, суда и пр.
В начале XX в. нефтяные промыслы Бакинского нефтяного общества находились на Апшеронском полуострове в селениях Балаханы (60 дес.), Сабунчи (21 дес.), Сураханы (12 дес.), а также в Раманах, Биби-Эйбате, Карачухуре, Бюль-Бюле и Зыхе. Добыча нефти обществом постоянно возрастала: в 1874/75 г. добыто 965702 пуда, в 1875/76 г. — 2,38 млн пудов, в1882/83г. —7,2 млн пудов, в 1888/89г. — 11,3 млн пудов, в 1890/91 г.— 18 млн пудов, в 1914 г. — 25 млн пудов (из 299 скважин). В 1874/75 г. в центральную часть России общество вывезло 373,4 тыс. пудов керосина, в 1875/76 г. — 727,8 тыс. пудов, в 1876/77 г. — 3,753 млн пудов. На Сураханском заводе в 1881 г. было произведено 883,1 тыс. пудов керосина и 599,9 тыс. пудов смазочных масел и бензина; в 1886 г. — 1,5 млн пудов керосина и 290 тыс. пудов смазочных масел (в начале 1890-х гг. завод остановлен). В 1909 г. общая численность рабочих Бакинского нефтяного общества составляла 2900 чел., в 1914 г. — 1430 чел.
Акции общества выпускались номинальной стоимостью в 100 руб.; за границей акции общества котировались в кулисе Парижской биржи.
Нефтепромышленное и торговое Общество «А. И. Манташев и К°» — одна из наиболее крупных акционерных нефтепромышленных фирм в Российской империи — возникло в 1899 г. в результате преобразования торгового дома нефтепромышленника А. И. Манташева.
Основной капитал Общества при учреждении — 22 млн руб. (88 000 акций по 250 руб.); по-видимому, в результате упадка бакинской нефтяной промышленности (1905-1907 гг.) в 1911 г. уменьшился до 11 млн руб.; в 1915 г.— 20 млн руб. (акции по 100 руб.; введены в котировку на зарубежных биржах); в 1917 г. — 28 млн руб.
Правление Общества первоначально располагалось в Баку, затем — в С.-Петербурге. При своем основании Общество владело 147,7 десятиной нефтеносных земель, а также арендовало 25,6 десятины в Балаханах, Сабунчах, Раманах, Забрате, Биби-Эйбате (все близ Баку); добыча нефти накануне акционирования, в 1898 г., составляла 5 млн пудов. В 1911 г. оно владело 10 десятинами нефтеносных земель, арендовало 18 десятин, имело 183 скважины, из них 126 производительных; в 1915 г. — соответственно 10 и 25 десятин. Обществу также принадлежали в Баку керосиновый завод и механическая мастерская в Забрате, где изготовлялось оборудование для собственных скважин и заводов, а также склады и наливные станции в 34 населенных пунктах в России (Балабаново, Белгород, Вязьма, Витебск, Воронеж, Вильно, Двинск, Екатеринослав, Киев, Липецк, Минск, Пенза, Смоленск, Сумы, Тула, Уральск, Харьков и др.) и в 15 населенных пунктах в Египте, ящичный завод в Батуме (ежегодная производительность — 8 млн жестяных и 4 млн деревянных ящиков), нефтепровод протяженностью около 50 верст. Стоимость имущества Общества составляла: 31,4 млн руб. в 1909 г.; около 29 млн руб. в 1915 г.
Основателями компании были выходцы из Швеции братья Альфред, Людвиг и Роберт Нобели. Еще в 1874 г. они арендовали бакинские нефтеносные земли, а в 1875 г. купили небольшой керосиновый завод в Баку и серьезно модернизировали его. К моменту учреждения компании семейное предприятие Нобелей располагало нефтеносными землями в Баку (8,5 десятины), 8 буровыми скважинами, нефтеперегонным заводом, первым в России трубопроводом от промыслов к заводу и Бакинскому порту, первыми в России вагонами-цистернами, а также складами нефтепродуктов в Царицыне. Основной капитал Товарищества при учреждении — 3 млн руб. (Людвигу Нобелю принадлежало акций на 1610 тыс. руб., Роберту — на 100 тыс. руб., Альфреду — на 115 тыс., партнеру Нобелей по прежней деятельности П. А. Бильдерлингу — на 930 тыс. руб.). В 1880 г. акционерный капитал увеличен до 4 млн руб., в 1881 г. — до 6 млн, в 1882 г. — до 10 млн, в 1884 г. — до 15 млн руб. и оставался таким до 1912 г. В 1916 акционерный капитал Товарищества «Братья Нобель» был увеличен до 45 млн руб. Дивиденд выплачивался все годы, кроме 1884 и 1885 гг.; в 1880 г. величина дивиденда — 20% от номинала акции; минимальную величину — 5% — дивиденд имел в 1891 и 1893 гг., максимальную — 30% — в 1915 и 1916 гг. В 1916 акционерый капитал Товарищества «Братья Нобель» был увеличен до 45 млн руб. Начиная с 1895 г. дивиденд никогда не опускался ниже 10%”3. В 1881 г. впервые выпущены облигации на 2 млн руб., максимальной величины облигационный капитал достиг в 1905 г. — 22 910 тыс. руб., к 1916 г. составлял 10 668 тыс. руб. Уже в 1880-х гг. акции и облигации Товарищества «Братья Нобель» котировались на Берлинской бирже.
До начала XX в. добыча нефти Товариществом «Братья Нобель» быстро росла; максимальной за все годы добыча нефти у Товарищества была в 1899 г.: 171 скважина дала 93 260 тыс. пудов, что составляло 17,7% общероссийской и 8,6% мировой нефтедобычи. Товарищество всегда было основным поставщиком керосина на внутреннем рынке: в 1899 г. — 50,1 % всего общероссийского потребления, в 1905 г. — непревзойденный максимум в 69,7%. В конце XIX – начале XX в. завод по производству смазочных масел, принадлежавший Товариществу, был крупнейшим в мире; в значительной мере производство было ориентировано на экспорт.
С конца 1890-х гг. в поставке нефтепродуктов на внутренний рынок преобладали две фирмы — Товарищество «Братья Нобель» и «Мазут» Ротшильдов; в 1901 г. их совместная доля в общем вывозе по Каспийскому морю составляла: по керосину — 43%, по нефтяным остаткам (мазуту) — 43,5%, по смазочным маслам — 67,5%. Начиная с 1903 г. обе фирмы заключили ряд соглашений (по керосину, мазуту, нефти, бензину) о ценах, долях участия, совместной покупке нефтепродуктов у мелких предприятий, порядке транспортировки и т. п.; в отдельных районах даже создавались общие продажные конторы. Компания успешно действовала на внешнем рынке. Склады Товарищества «Братья Нобель» имелись в Марселе, Антверпене, Гамбурге, Лондоне, других зарубежных городах. К 1909 г. в заграничные торговые операции компании было вложено 5 млн руб.
В 1911 г. получено разрешение на увеличение акционерного капитала компании до 30 млн руб. При номинале акций в 250 руб. их выпускная Цена (по которой владельцы старых акций могли приобрести новые) была установлена в 449 руб. 70 коп.; паи при номинальной цене в 5 тыс. руб. предлагались по 8,8 тыс. руб. При увеличении капитала и новом выпуске акций создавались синдикаты для покупки и последующей продажи акций. В апреле-июле 1911 г. такой синдикат возглавлял Русско-Азиатский банк, во втором полугодии 1912 г. — Азовско-Донской коммерческий банк; для реализации акций новой эмиссии за границей в 1912 г. действовал синдикат во главе с немецким Учетным обществом (Disconto-Gesellchaft). К 1916 г. всем представителям семейства Нобелей принадлежало в совокупности около 15% паев и акций, но по отдельности каждый из них имел долю значительно меньшую, чем доля каждого из крупнейших российских банков — Петроградского Международного коммерческого (паев и акций на 2 940 000 руб.), Русско-Азиатского, Московского, Азовско-Донского коммерческого, Петроградского Торгового, Волжско-Камского коммерческого.
К 1917 г. в финансово-промышленную группу Товарищества «Братья Нобель» входило около 20 нефтепромышленных и пароходных компаний Российской империи, в т. ч. Челекено-Дагестанское нефтяное общество, Товарищество минеральных масел «В. И. Рагозин», Нефтепромышленное и торговое общество «Колхида», Пароходное и торговое общество «Кама». Завод фирмы «Людвиг Нобель» в С.-Петербурге производил паровые машины, нефтеоборудование, двигатели внутреннего сгорания.
На бирже котировались паи компании (номинальная цена 5000 руб.) и акции (номинальная цена 250 руб.).
Источник: Бродкин Л. И., Коновалова А. В. Российский фондовый рынок в начале XX века. Факторы курсовой динамики. С. 62-68
Http://statehistory. ru/3354/Statistika-neftyanoy-promyshlennosti-Rossiyskoy-imperii-v-kontse-19—nachale-20-veka-/
Обладающая огромными природными запасами нефти и газа, Россия давно и успешно торгует топливным сырьем со многими странами мира. Обеспечивают эту работу организации, которые защищают поистине стратегический форпост огромной страны – нефтяную промышленность. Функционирование этой отрасли немыслимо без организации сложнейшего комплекса взаимодействий между нефтяными компаниями, которые добывают «черное золото», перерабатывают его, транспортируют и продают потребителям, в том числе и на обычных АЗС. Здесь же и сервисное обслуживание сложнейшего технологического оборудования, и строительство нефтяных вышек, и прокладка трубопроводов, обустройство и ремонт скважин.
Список крупных нефтяных компаний России состоит из настоящих гигантов нефтяной индустрии, которые имеют признаки естественных монополий. В действительности, отрасль «поделена», поскольку работе каждой отдельной компании присуща определенная специфика. Кто-то занимается сервисным обслуживанием, кто-то специализируется на разработке месторождений, а кто-то – проектирует и строит современные нефтеперерабатывающие заводы. Всё вместе – это мощнейший конгломерат, работающий под контролем главного руководства страны и Правительства РФ.
В масштабах огромной страны из более чем двух десятков относительно крупных компаний можно выделить 7 «гигантов»:
Список российских нефтяных компаний возглавляет Лукойл – компания, в названии которой зашифрованы названия городов, где проживают нефтяники – Лангепас, Урай, Когалым (+oil). Вторая в списке, но первая по добыче нефти – компания Роснефть, которая считается крупнейшей государственной нефтяной компанией. Третье место по добыче традиционно за концерном ТНК-BP, созданным совместно с британской компанией British Petroleum.
На малые нефтяные компании список можно составить куда более обширный, но и здесь есть организации, которые выбиваются из общего ряда за счет своих успехов на внутрироссийском рынке:
- РуссНефть Зарубежнефть Славнефть Транснефть Транснефтепродукт Тоталь Разведка Разработка Россия Сахалин Энерджи Инвестмент
Среди крупных организаций, представляющих нефтяную отрасль России, можно обнаружить компании из Москвы, Сыктывкара, Сургута, Татарстана, Чечни и т. д.
Российские гранды нефтяной индустрии достойно представлены на мировом рынке. Основную конкуренцию им там составляют Saudi Aramco из Саудовской Аравии, National Iranian Oil Co. из Ирана, Royal Dutch Shell (Англия/Нидерланды), а также американские нефтяные компании, список крупнейших из которых будет выглядеть следующим образом:
- ExxonMobil Chevron Pennzoil Standard Oil Valero Energy Murphy Oil Hess Corporation Baker Hughes Continental Resourses ConocoPhillips
Наиболее крупным и авторитетным нефтяным концерном США долгое время остается ExxonMobil – компания, занимающая 4 место в мире по добыче «черного золота».
Http://macd. ru/companies/neftyanye-kompanii-rossii/