Анализ состояния и перспективы развития нефтяной промышленности России

Российский государственный аграрныйуниверситет – Московская сельскохозяйственная академия имени К. А. Тимирязева
Калужский филиал
Кафедра экономики и статистики
КУРСОВАЯ РАБОТА
по дисциплине «Экономическая теория»
на тему: «Анализ состояния иперспективы развития нефтяной промышленности России»

Калуга 2010

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ОБЗОРИСТОРИЧЕСКИХ И ОРГАНИЗАЦИОННЫХ ВОПРОСОВ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКССА
1.1 История нефтянойиндустрии России
1.2 Основныероссийские нефтедобывающие компании
ГЛАВА 2. АНАЛИЗСОСТОЯНИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
2.1 Добыча ипереработка нефти в России (РСФСР) в 1970 – 2009 гг.
2.2 Уровеньи динамика экспорта нефти и нефтепродуктов
ГЛАВА 3. ПЕРСПЕКТИВЫРАЗВИТИЯ НЕФТЯНОГО КОПМЛЕКСА
3.1 Роль государствов нефтяной отрасли на примере зарубежных стран
3.2Стратегия развития нефтяного комплекса России
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫЕХИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЯ
 

 
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность. На сегодняшний день в российской экономикенефтяной комплекс играет немаловажную роль. Это обусловлено тем, что Россия покаявляется сырьевым придатком мировой экономики. Одним из основных экспортируемыхтоваров является нефть. В данной курсовой работе рассматривается нынешнеесостояние нефтяного комплекса, историю его становления и направления развития.
Нефтяные ресурсы ограничены и общеесостояние комплекса в нашей стране неудовлетворительное. Поэтому ключевымфактором успеха является принятие правильного решения о том, как строитьдальнейшею стратегию развития в рамках комплекса и всего государства.
Цель исследования – рассмотреть состояние нефтяного комплексаРоссии и определить направление его развития.
Задачи исследования:
1. Изучитьособенности становления и развития нефтяной промышленности в России.
2. Проанализировать добычу,экспорт и импорт нефтепродуктов.
3. Определить стратегиюразвития нефтяной промышленности
Теоретической основой данной работы послужили: учебник«Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности, такие издания периодическойпечати как Эксперт, Нефть России, ЭКО — Всероссийский экономический журнал.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ИСТОРИЧЕСКИХ И ОРГАНИЗАЦИОННЫХ ВОПРОСОВФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКССА
1.1 История нефтяной индустрии России
Нефть(греч. ?????, или через тур. neft, от персидск. нефт; восходит каккад. напатум — вспыхивать, воспламеняться) — горючая маслянистаяжидкость, являющаяся смесью углеводородов, красно-коричневого, иногда почтичёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвети даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочной оболочкеЗемли; на сегодня — одно из важнейших для человечества полезныхископаемых. [8]
История нефтяной индустрии России насчитывает уже более 130лет. За это время нефть стала чем-то неотделимым от России (сначала в образецарской России, затем СССР и на конец Российской Федерации). Менялся обликстраны, менялся режим, народ, его идеи цели и чаяния, вместе с ними менялась инефтедобывающая отрасль, претерпевая взлеты и падения, триумфы и крахи.
Во второй половине 60-х годов XIX столетия среди нефтяных компаний США лидирующиепозиции занял «Стандард Ойл» возглавляемая Дж. Рокфеллером. К началу 70-хРокфеллеру удалось, подавив своих конкурентов внутри страны, выдвинуться наосновные мировые рынки нефти, придав своей нефтяной империи статустранснациональной. Рокфеллер вынашивал планы поистине мирового масштаба,стремясь превратить «Стандард» в единственного мирового монополиста,работающего с нефтью. [9]
Однако, в своих расчетах он не мог учитывать событий вдалекой и недоступной части Российской империи. России суждено было дать толчокдля начала конкуренции на мировом нефтяном рынке.
В течение многих столетий на безводном Апшеронскомполуострове, «отростке» Кавказских гор, выдающемся далеко вокруженное сушей Каспийское море, отмечались выходы нефти на поверхность. ВXIII в. Марко Поло записал услышанные им сведения об источнике в районе Баку,который давал масло, которое, хотя и «не годилось в пищу», но«годилось для поддержания огня», а также использовалось как средствоот чесотки верблюдов. Баку было территорией, где находились «вечные столбыогня», обожествляемого зороастрийцами. Эти столбы были, выражаясьпрозаически, результатом воспламенения газа, сопутствующего месторождениямнефти, и выходящего на поверхность через трещины в пористом известняке. [9]
Баку было частью независимого ханства, которое былоаннексировано Российской империей лишь в самом начале девятнадцатого столетия.К тому времени уже начала развиваться примитивная нефтяная промышленность, и в1829 году в этом районе насчитывалось восемьдесят два вырытых вручную колодца.Но объем добычи был мизерным. Развитие индустрии серьезно ограничивалосьотсталостью региона, его удаленностью, а также продажностью, деспотизмом инекомпетентностью царской администрации, которая управляла нефтяной индустриейв рамках государственной монополии. Наконец в начале семидесятых годовроссийское правительство отменило монополию и открыло регион для действующих наконкурентной основе частных предприятий. Итогом этого стал настоящий взрывпредпринимательской активности. Время вырытых вручную колодцев закончилось.Первые скважины были пробурены в 1871 — 1872 годах, а в 1873-м действовали ужеболее двадцати мелких нефтеперегонных заводов.
В марте 1873 года в Баку прибыл химик по имени Роберт Нобель.Он был старшим сыном Эммануэля Нобеля, талантливого шведского изобретателя,эмигрировавшего в 1837 году в Россию. Роберт сразу же по прибытии был заражен«нефтяной лихорадкой». Он за двадцать пять тысяч рублей приобрелнебольшой нефтеперегонный завод и занялся нефтяным бизнесом. Роберт быстроприступил к модернизации и повышению эффективности нефтеперегонного завода. Воктябре 1876 года первая партия нефти для осветительных приборов с заводаНобеля прибыла в Санкт-Петербург. В том же году в Баку приехал брат Роберта — Людвиг. Обладая опытом сотрудничества с имперской системой, Людвиг завоевалдоверие Великого Князя, брата царя и наместника на Кавказе. Для повышенияэффективности и прибыльности он использовал последние достижения науки,различные изобретения, а также методы планирования добычи и сбыта продукции;кроме того, он лично возглавил все предприятие. В течение несколькихпоследующих лет российская нефть завоевала популярность и даже превзошла поэтому показателю американскую, по крайней мере на какое-то время, а швед ЛюдвигНобель стал «нефтяным королем Баку».
Крупный интегрированный нефтяной концерн, созданный Людвигом,вскоре завоевал господство на рынке российской нефти. Присутствиенефтедобывающего товарищества «Братья Нобель» было заметно на всейтерритории империи: скважины, трубопроводы, нефтеочистительные заводы, танкеры,баржи, хранилища, собственные железные дороги, розничная сбытовая сеть, а такжезаграничные рабочие, отношение к которым было значительно лучше, чем к любойдругой группе рабочих в России, и которые гордо называли себя«нобелевцами». Ускоренное развитие нефтяной империи Людвига Нобеля втечение первых десяти лет ее существования признавалось «одним извеличайших триумфов предпринимательской деятельности за весь девятнадцатый век».Объем добычи сырой нефти в России, составлявший в 1874 году шестьсот тысячбаррелей, десятилетие спустя достиг 10,8 миллиона, что равнялось почти трети отобъема добычи в Америке. В начале восьмидесятых годов в новом промышленномпригороде Баку — Черный город, действовали около двухсот нефтеперерабатывающихзаводов.[9]
Во второй половине 80-х годов у «Братьев Нобелей» появилсясильный конкурент. В 1886 году Ротшильды образовали «Батумскоенефтеперерабатывающее товарищество», известное впоследствии лишь по егорусской аббревиатуре «БНИТО». Они построили в Батуме нефтехранилища ипредприятия по сбыту. Вскоре «БНИТО» заняло второе место в России пообъемам добычи нефти, а на мировой арене появился еще один игрок. В 1883 годубыло закончено строительство железной дороги из Баку, что почти сразу жепревратило Батум в один из крупнейших нефтяных портов в мире. Железная дорогаБаку — Батум открыла российской нефти дверь на Запад. Российский керосинконкурировал теперь с американским осветительным маслом во многих странахЕвропы.
До Первой Мировой войны русская нефть была одним из важнейшихэлементов на мировом рынке. В это время крупнейшими кампаниями работающие срусской нефтью владели Ротшильды и Нобели. В 1911 Ротшильды решили вывести своиденьги из нестабильного и рискованного рынка России и продали принадлежавшую им«БНИТО» американской «Ройял Датч/Шелл». После февральской революциивсе нефтяные промыслы в России были национализированы коммунистическимправительством. Позднее и семье Ротшильдов, пришлось бежать и страны в Париж,при этом продав весь свой бизнес. [9]
С Нобелями начала переговоры «Джерси» (одна изкомпаний-наследниц разделенной «Стандард»). Для американской компаниипотенциальный источник русской нефти, с помощью которого можно былоконтролировать значительную часть Европы и Азии был стратегически важен. Ипереговоры велись невзирая на значительную вероятность того, что Нобелипытались продать собственность, которой больше не владели. Этот риск сталреальнее в апреле 1920 года, когда большевики вновь овладели Баку и немедленнонационализировали нефтяные месторождения. Британских инженеров, работавших вБаку, посадили в тюрьму, а некоторых «нобелитов» судили как шпионов.Но, не смотря на это, «Джерси» и Нобели продолжали переговоры. В июле1920 года, менее чем через три месяца после национализации, сделка былазаключена. «Стандард ойл» приобрела права на половину нефтянойсобственности Нобелей в России по действительно «минимальной ценесделки» — за 6,5 миллиона долларов с последующей доплатой до 7,5 миллионадолларов. Взамен «Стандард» получала контроль как минимум над третьейчастью добычи нефти в России, над 40 процентами нефтепереработки и 60процентами внутреннего российского нефтяного рынка. Риск был действительноочень велик — и слишком очевиден.
В марте 1921 года, Ленин объявил о новой экономическойполитике, предусматривавшей значительное расширение советской рыночной системы,восстановление частных предприятий, а также расширение советской внешнейторговли и продажу концессий. Это не значило, что изменились убеждения Ленина — он реагировал на срочную и крайнюю необходимость. «Мы не можем своимисилами восстановить нашу разрушенную экономику без зарубежного оборудования итехнической помощи», — заявлял он. Для получения этой помощи он был готовпредоставить концессии «наиболее мощным империалистическимсиндикатам». Характерно, что первые два примера нового курса были связаныс нефтью — «четверть Баку, четверть Грозного». Нефть могла снова, какв царские времена, стать наиболее доходным экспортным товаром. Одна избольшевистских газет назвала ее «жидким золотом».[9]
Постепенно в Россию полился все более набирающий силу потокинвестиций. На многих рынках мира компании начали ощущать все растущее давлениеконкуренции со стороны дешевой русской нефти. Советская нефтянаяпромышленность, практически мертвая с 1920 по 1923 годы, начала быстровосстанавливаться с помощью крупномасштабного импорта западных технологий, иСССР вскоре вышел на мировой рынок в качестве экспортера.
Высшие руководители «Джерси» оказались перед выбором:отстаивать свои права как собственника (ведь формально она владела третью всейнефтедобычи в России), либо же смириться с ситуацией и установить торговыеотношения с Советской Россией и занять свою нишу на рынке дешевой русскойнефти.
В 1922 году «Джерси», «Ройял Датч/Шелл» иНобели приступили к формированию «Фронта Юни». Целью было созданиеобщего блока против советской угрозы их нефтяной собственности в России.Впоследствии к ним присоединилась еще дюжина компаний. Все члены блокаобязались бороться с Советским Союзом совместно. Они договорились добиватьсякомпенсации за национализированную собственность и воздерживаться отиндивидуальных дел с русскими. «Братство торговцев нефтью» с трудомверило друг другу и не верило Советам. Поэтому, несмотря на взаимные заверенияи обещания, «Фронт Юни» с самого рождения стоял на весьманеустойчивых ногах. [9]
К концу двадцатых годов крупнейшим компаниям надоел вопросрусской нефти. Попытки вернуть собственность или добиться компенсации сталиделом безнадежным. Кроме того, на месторождении Баба-Гур-Гур в Ираке забилновый фонтан, который заставил обратить взоры на новые источники нефти наБлижнем Востоке. Созданный на обломках постцарской России СССР, сумел выжить вомногом благодаря успешно организованной продаже нефтяных концессий. Позднее, сокончанием НЭПа концессии были закрыты, иностранные специалисты отправлены подомам или по лагерям, а весь доход от нефти Баку, Грозного, Майкопа, Сахалинапотек в казну государства.
С 1960 года в СССР были освоены огромные месторожденияПоволжья, Тимано-Печоры и Западной Сибири.
Когда Союз немного окреп, Новая Экономическая Политика быласвернута. Однако, несмотря на все разговоры о «мировой революции» и«холодной войне», нефтяной бизнес СССР велся с Западом почти безперерыва. В гитлеровской Германии почти до самой войны работала сеть советскихавтозаправок. После войны (1940 – 1945) советская нефть официально практическине выходила за пределы «железного занавеса». Но на деле все былоиначе. В 1954 году Арманд Хаммер от лица американской компании OccidentalPetroleum договорился с Никитой Хрущевым о продаже советской нефти на Запад.Она в небольших объемах пошла на рынки через Иран под видом иранской нефти.
В 1970-1980-е годы СССР, где основной нефтяной акцентпереместился с Каспия на Сибирь, продавал свою нефть, выполняя венесуэльские ииракские контракты.
Нефтяные кризисы 1973 и 1979 годов открыли для советскойнефти широкую дорогу на мировые рынки.
К середине 1980-х СССР лидировал по экспорту нефти в мире.Без иностранного участия это было бы вряд ли возможно — знаменитый контракт ситальянской государственной компанией ENI «нефть в обмен на трубы»был лишь одним из примеров удачных попыток советского руководства решитьтехнические проблемы нефтяной отрасли.
Во второй половине 80-х цены на нефть были низки. Резкоуменьшившийся приток в казну нефтедолларов больше не мог покрывать непомернораздутый военный бюджет и неэффективную экономику. Страна впала в затяжнойкризис. Попытка вывести ее из этого кризиса закончилась крахом супердержавы.
После распада Советского Союза государственные предприятиябыли акционированы, и значительная их часть перешла в частные руки.
Роль иностранцев в российской нефти после приватизацииоказалась гораздо менее значительной, чем предполагалось в начале 1990-х годов.Крупные нефтяные компании были не готовы идти в Россию без существенныхгарантий. Англо-голландская компания Royal Dutch/Shell начала разработки наСахалине только в рамках соглашения о разделе продукции, то есть, имея самыепрочные из возможных гарантий. [9]
Показательно, что самый широко разрекламированный шаг — покупка британской ВР доли в нефтяной компании «Сиданко» — закончилсягромким скандалом. Британцы оказались втянутыми в олигархическую войну, шансовпобедить в которой у них не было.
Однако спустя несколько лет, уже при Путине, ВР вернулась вРоссию, создав совместную с ТНК компанию. Больших слияний и поглощений внынешних условиях зрелой нефтяной индустрии ждать не приходится, но еслибольших потрясений в России не будет, то иностранные компании так или иначепоследуют примеру ВР.
Российской нефтяной промышленности опять, как и в началепрошлого века, нужны западные средства, технологии и опыт.
Иностранцам, как и раньше, если не больше, нужны гарантиистабильности. Но как и в других странах с нестабильными режимами и весьмаусловными представлениями о правах собственника, инвесторы будут стремиться квышкам и трубам при любой возможности. Риск в случае удачи будет оправдан.[9]
1.2 Основные российские нефтедобывающие компании
В настоящее время с учётом аффилированных связей добычу нефтии конденсата в стране осуществляют вертикально-интегрированные нефтяныекомпании («Славнефть», «РуссНефть», «Лукойл», «Росснефть», «ТНК-ВР»,«Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Башнефть»), концерн «Газпром» (включая «Газпромнефть») и 140 сравнительно небольших компаний, которые представленыорганизациями с российским, иностранным и смешанным капиталом, в том числе всоставе горно-металлургических («Норильский никель», «АЛРОСА») и другихинтегрированных компаний. Крупнейшие нефтегазовые компании обеспечивают впоследние годы 93-95% добычи нефти и газа в стране. Все крупныенефтеперерабатывающие заводы России (за исключением группы заводов в Башкирии)и большая часть мини-НПЗ входят в состав ВИНК. Экономические позиции конкретныхВИНК в стране определяют возможности их эффективной деятельности и намеждународных рынках, участия в проектах разведки и добычи нефти и газа, ихпереработки и сбыта за рубежом. [10]
ОАО «Газпром» – крупнейшая газовая компания в мире.Основные направления деятельности – геологоразведка, добыча, транспортировка,хранение, переработка и реализация газа и других углеводородов. Государствоявляется собственником контрольного пакета акций Газпрома – 50,002%.
/>
Рисунок 1.1 – Логотип компании ОАО «Газпром»
«ЛУКОЙЛ» – одна из крупнейшихмеждународных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Основнымивидами деятельности компании являются разведка и добыча нефти и газа,производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбытпроизведенной продукции. Основная часть деятельности компании в сектореразведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, основнойресурсной базой является Западная Сибирь. «ЛУКОЙЛ» владеет современными нефтеперерабатывающими,газоперерабатывающими и нефтехимическими заводами, расположенными в России,Восточной Европе и странах ближнего зарубежья. Основная часть продукциикомпании реализуется на международном рынке. «ЛУКОЙЛ» занимается сбытом нефтепродуктов в России,Восточной и Западной Европе, странах ближнего зарубежья и США. «ЛУКОЙЛ» является второй крупнейшейчастной нефтегазовой компанией в мире по размеру доказанных запасовуглеводородов.
Доля компании вобщемировых запасах нефти составляет около 1,3%, в общемировой добыче нефти –около 2,3%. Компания играет ключевую роль в энергетическом секторе России, наее долю приходится почти 19% общероссийской добычи и переработки нефти.
/>
Рисунок 1.2 – Логотипкомпании «ЛУКОЙЛ»
ОАО«Сургутнефтегаз» – одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компанииохватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовыхместорождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбытнефтепродуктов и продуктов нефтехимии. «Сургутнефтегаз»отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах ростапроизводства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочнаястратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использованииновейших технологий. Территория по среднему течению реки Оби, в районе городаСургута, в середине шестидесятых годов стала одним из первых районов добычинефти и газа в Западной Сибири. В 1993 году на базе имущественного комплексапроизводственного объединения «Сургутнефтегаз»было основано одноименное акционерное общество. В настоящее время более чем 50подразделений ОАО «Сургутнефтегаз»выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяныхи нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа. Согласно независимойоценке, проведенной по международным стандартам, извлекаемые запасы нефти игаза ОАО «Сургутнефтегаз»составляют около 2,5 миллиардов тонн нефтяного эквивалента.
Пополнение сырьевой базыпроисходит за счет приобретения новых перспективных участков и проведениягеологоразведочных работ на месторождениях. [10]
/>
Рисунок 1.3 – Логотип компанииОАО «Сургутнефтегаз»
«Газпромнефть» — одна из крупнейших нефтегазовых компаний России. Основные направления деятельности «Газпром нефти» — это добыча нефти игаза, нефтегазовый промысловый сервис, нефтепереработка и маркетингнефтепродуктов. Доказанные запасы нефти компании превышают 4 миллиардабаррелей, что ставит ее в один ряд с двадцатью крупнейшими нефтяными компаниямимира. «Газпром нефть»осуществляет свою деятельность в крупнейших нефтегазоносных регионах России:ХМАО, ЯНАО, Томской и Омской областях, а также в Чукотском АО.
Основные перерабатывающиемощности компании находятся в Омской, Московской и Ярославской областях. Сетьсбытовых предприятий «Газпром нефти»охватывает всю страну.

/>
Рисунок 1.4 – Логотипкомпании «Газпром нефть»
ОАО«Славнефть»учреждено 26 августа 1994 года на основании постановления ПравительстваРоссийской Федерации от 8 апреля 1994 года № 305 и распоряжения СоветаМинистров Республики Беларусь от 15 июня 1994 года № 589-р. Учредителями «Славнефти» стали: ГоскомимуществоРоссии с первоначальной долей в уставном капитале Компании 86,3% иМингосимущество Республики Беларусь (7,2 %). На сегодняшний день уставныйкапитал «Славнефти»составляет 4754238 руб. и разделен на 4754238000 обыкновенных акций номинальнойстоимостью 0,1 коп. В ноябре 2002 года Правительство Республики Беларусьреализовало принадлежавший республике пакет акций «Славнефти» в размере 10,83%. 18декабря 2002 года на аукционе в Москве был продан находившийся в российскойфедеральной собственности пакет акций «Славнефти»,составлявший 74,95 % от уставного капитала Компании. После состоявшейсяприватизации НГК «Славнефть»стала полностью частной нефтяной компанией. Сегодня «Славнефть» входит в десяткукрупнейших нефтяных компаний России. Вертикально-интегрированная структурахолдинга позволяет обеспечить полный производственный цикл: от разведкиместорождений и добычи углеводородных запасов до их переработки. «Славнефть» владеет лицензиями нагеологическое изучение недр, разведку и добычу нефти и газа на 39 лицензионныхучастках на территории Западной Сибири и Красноярского края. Основнымдобывающим подразделением Компании является ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Работая на Мегионском,Аганском и ряде других месторождений, общество добывает ежемесячно более 1,65млн. тонн углеводородного сырья. Ежегодная добыча всех предприятий превышает 20млн. тонн нефти. [10]
/>
Рисунок 1.5 – Логотипкомпании ОАО «Славнефть»
Компания«Татнефть» –одна из крупнейших в нефтегазовом комплексе России. Основная деятельность компании«Татнефть»осуществляется на территории Российской Федерации. Компания являетсяхолдинговой структурой, в состав которой входят нефтегазодобывающие управления,нефтегазоперерабатывающие, нефтехимические предприятия, а также предприятия исервисные производства, реализующие нефть, продукты нефтегазо-переработки инефтехимии. Кроме того, Компания участвует в банковской и страховойдеятельности. Компании в настоящее время предоставлены лицензии на разработку77 месторождений, основное из которых – Ромашкинское – является одним изкрупнейших в мире.
Одновременно «Татнефть» участвует в капитале иуправлении рядом ведущих нефтехимических предприятий Республики Татарстан.
Реализуя программустабилизации и восполнения запасов, Компания развивает бизнес-проекты запределами республики – как на территории Российской Федерации, так и в странахближнего и дальнего зарубежья, в целом укрепляя сырьевую инефтеперерабатывающую базы и расширяя рынки сбыта. Ежегодный объем добычи нефтиКомпанией составляет более 25 миллионов тонн, газа – более 700 миллионов м3.
Одним из основныхприоритетов Компании является охрана окружающей среды и обеспечениепоизводственной и промышленной безопасности.
Важнейшей составляющейдеятельности Компании «Татнефть»является совершенствование и разработка новых методов нефтедобычи.
Развитие прогрессивныхнаукоемких технологий, а также увеличение объемов и видов предоставляемыхвысокотехнологичных производственных услуг укрепляет инновационный потенциалКомпании и обеспечивает одно из значимых конкурентных преимуществ ОАО «Татнефть» в отрасли. [10]
/>
Рисунок 1.6 – Логотипкомпании «Татнефть»
«Роснефть» — лидер российскойнефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира.Основными видами деятельности «Роснефть»являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов ипродукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции. Компания включена вперечень стратегических предприятий и организаций России. Основным акционеромКомпании является государство, которому принадлежит чуть более 75% ее акций. Всвободном обращении находится около 15% акций Компании. География деятельности «Роснефть» в секторе разведки идобычи охватывает все основные нефтегазоносные провинции России: ЗападнуюСибирь, Южную и Центральную Россию, Тимано-Печору, Восточную Сибирь и ДальнийВосток.
Компания также реализуетпроекты в Казахстане, Алжире и Туркменистане.
Семь крупных НПЗ «Роснефть» распределены потерритории России от побережья Черного Моря до Дальнего Востока, а сбытоваясеть Компании охватывает 36 регионов страны.
/>
Рисунок 1.7 – Логотипкомпании «Роснефть»
 
«РуссНефть» входит в десятку крупнейших нефтяныхкомпаний страны. В ее структуру входят 21 добывающее предприятие, 2нефтеперерабатывающих завода и собственная сбытовая сеть АЗС, расположенные в14 регионах России и СНГ. География деятельности «РуссНефти» охватывает ХМАО, ЯНАО,Томскую, Ульяновскую, Пензенскую, Волгоградскую, Брянскую, Саратовскую,Кировскую, Оренбургскую области, Краснодарский край, Республику Удмуртия иРеспублику Беларусь. [10]

/>
Рисунок 1.8 – Логотипкомпании «РуссНефть»
ОАО«Башнефть». В1946 году было создано объединение «Башнефть», куда вошли вошли тресты«Ишимбайнефть», «Туймазанефть», «Башнефтеразведка», «Башнефтестрой», заводы«Красный пролетарий» и Ишимбайский машиностроительный, «Башнефтепроект» и«Баштехснабнефть». Сейчас Башнефть– это: Добыча более 12 млн. т. нефти в год; Разведка и разработка более 170месторождений на территории России;
Существенные запасы нефти(310 млн тонн на начало 2008 г.);
Более 50 различныхсовременных технологий, испытанных и внедренных на месторождениях компании; Комплексиз четырех наиболее современных в России и высокотехнологичных перерабатывающихпредприятий;
Переработка около 20 млн.т. нефти в год; Реализация от 900 тыс до 1 млн. т. нефтепродуктов на внутреннемрынке в месяц; Реализация от 400 до 600 тыс. тонн нефтепродуктов в месяц наэкспорт; Розничная сеть из более чем 300 АЗС; Около 1,2 млрд. руб.,направленных на реализацию социальных программ.

/>
Рисунок 1.9 – Логотипкомпании ОАО «Башнефть»
ТНК-ВР является одной из ведущих нефтяныхкомпаний России и входит в десятку крупнейших частных нефтяных компаний в мирепо объемам добычи нефти. Компания была образована в 2003 году в результатеслияния нефтяных и газовых активов компании ВР в России и нефтегазовых активовконсорциума Альфа, Аксесс/Ренова (ААР). ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе.Акционерам ТНК-ВРтакже принадлежит около 50% акций компании «Славнефть». ТНК-ВР – вертикально интегрированная нефтянаякомпания, в портфеле которой ряд добывающих, перерабатывающих исбытовых предприятий в России и Украине. Добывающие активы компаниирасположены, в основном, в Западной Сибири (Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкийавтономные округа, Тюменская область), Восточной Сибири (Иркутская область) иВолго-Уральском регионе (Оренбургская область). В 2007 году добыча компаниисоставила в среднем 1,6 млн барр. н.э. в сутки.
С учетом доли в компании«Славнефть» объем добычи составил 1,8 млн барр. н.э. в сутки. [10]

/>
Рисунок 1.10 – Логотипкомпании ТНК-ВР

 
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
2.1 Добыча и переработка нефти в России (РСФСР) в 1970 – 2009гг.
Россия – крупнейший в мире производитель и экспортёр нефти игаза как по энергетической ценности, так и в денежном выражении. В 2008 г.добыча нефти и газа составила около 1,1 млрд. т нефтяного эквивалента, или 1153млн. т условных углеводородов, включая 488 млн. т нефти в 665 млрд. м3газа. Экспорт нефти и нефтепродуктов превысил 350 млн. т, газа – 203 млрд. м3.[2]
Нефтяная промышленность России – не только важный элементмирового рынка нефти, она играет значительную роль в социально-экономическомразвитии страны. В Советском Союзе пик нефти был достигнут в 1986 – 1988 гг.(таблица 2.1).
Таблица 2.1 — Добыча нефти в России и мире в 1970 – 2008 гг.Год Мир в целом, млн. т СССР (до 1991 г.)/ СНГ (с1991 г.)
РСФСР (до 1991 г.)/
Россия (с 1991 г.) млн. т доля в мире, % всего, млн. т доля в мире, % Западная Сибирь млн. т доля России, % 1970 2355 353 15,0 285 12,1 31 10,9 1980 3088 603 19,5 547 17,7 311 56,8 1985 2792 608 21,8 542 19,4 382 70,5 1990 3168 570 18,0 516 16,3 376 72,8 1995 3278 355 10,8 307 9,4 208 67,9 2000 3618 385 10,6 323 8,9 220 68,0 2001 3603 430 11,9 349 9,7 237 67,8 2002 3576 466 13,0 380 10,6 264 69,5 2003 3701 514 13,9 421 11,4 298 70,8 2004 3863 559 14,5 459 11,9 326 71,0 2005 3897 578 14,8 470 12,1 333 70,9 2006 3914 595 15,2 480 12,3 335 69,8 2007 3938 621 15,8 491 12,5 338 68,8 2008 3820 621 16,3 488 12,8 332,3 68,0
Массовое внедрение технологий интенсификации добычи при увеличенииинвестиций привело к тому, что в 2007 г. добыча нефти в России возросла болеечем на 60% по отношению к уровню 1999г.
В 2000 – 2009 гг. быстрыми темпами развивалась транспортнаяинфраструктура нефти. За 2000 – 2006 гг. была сформирована альтернативнаятранзиту через Прибалтику система прямых поставок на рынки Северо-ЗападнойЕвропы – Балтийская трубопроводная система; модернизированы участкинефтепроводов АК «Транснефть», реконструированы порты в Новороссийске, Находке,Туапсе и др. В апреле 2006г. начато строительство нефтепровода «ВосточнаяСибирь – Тихий океан» *ВСТО), в октябре 2008г. введён в эксплуатацию вреверсном режиме крупный участок нефтепровода ВСТО «Талахан – Тайшет», а вдекабре 2009г. намечено завершение формирования первой очереди «Тайшет –Сковородино», ведётся строительство нефтепровода – отвода на Китай, пусккоторого запланирован на январь 2011г.[2]
При этом воспроизводство сырьевой базы нефти несоответствовало быстро растущей добыче. Неудовлетворительно производились сбори утилизация попутного нефтяного газа, оставались низкими качество разработкинефтяных месторождений и коэффициенты извлечения нефти. Активное применениеметодов интенсификации нефтеотдачи пласта, особенно в 2000 – 2005 гг., впоследующем привело к замедлению роста добычи, на ряде месторождений –катастрофическому.
Фундаментальными причинами падения добычи нефти стали:истощение сырьевой базы на значительной части эксплуатируемых месторождений втрадиционных районах нефтедобычи (Западная Сибирь, Волго-Урал); смещение сроковреализации проектов Тимано — Печоре, Восточной Сибири, Северном Каспии;сокращение в 2008г. добычи нефти на Сахалине. [7]
При исключительно высоких мировых ценах на нефть 2006 –2009гг. в стране произошло сначала снижение темпов роста добычи, а затем с2008г., — её абсолютное сокращение. В 2008г. добыча нефти и конденсата в Россиисоставила около 488,5 млн. т – это первое место в мире, более чем на 10% большеуровня добычи Саудовской Аравии. Но одновременно впервые за последние 10 лет встране произошло снижение производства (падение добычи по итогам года составилооколо 0,51%, в первом квартале 2009г. – почти 1% за период в целом). В 2009г.добыча нефти составила 493,7 млн. т, что на 1,2% больше, чем в 2008г. [5]
Добыча нефти по регионам. Главный центр российской нефтянойпромышленности – Западная Сибирь, где добывается около 68% всей отечественнойнефти (таблицы 2.2, 2.3). Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) – основнойнефтедобывающий регион (80%), крупномасштабная добыча нефти и конденсата ведётсятакже в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) и Томской области. В последниегоды введены в эксплуатацию месторождения Омской, Новосибирской и юга Тюменскойобластей, где суммарный объём добычи составил в 2008г. около 5 млн. т.
Таблица 2.2 — Добыча нефти и конденсата по регионам России в2008г.Регион Млн. т % Европейская часть 141,9 29,0 Север, Северо-Запад 29,0 5,9 Поволжье 54,4 11,1 Урал 53,8 11,0 Северный Кавказ 4,7 1,0 Западная Сибирь 332,3 68 ХМАО 277,6 56,8 ЯНАО 39,2 8 Томская область 10,5 2,1 Новосибирская область 2,1 0,4 Омская область 1,5 0,3 Юг Тюменской области 1,4 0,3 Восточная Сибирь (включая Республику Саха) 1,4 0,3 Красноярский край 0,1 Иркутская область 0,5 0,1 Республика Саха (Якутия) 0,8 0,2 Дальний Восток 12,9 2,6 Сахалинская область 12,9 2,6 Россия, всего 488,5 100
В 2008 г. добыча нефти в Западной Сибири в целом снизилась на1,7%; при этом, наряду с продолжающимся с 2005 г. сокращением производства вЯНАО, почти на 1% снизилась добыча в ХМАО. После обвального сокращения в 2005 –2006 гг. добыча нефти в Томской области сохраняется на уровне 10,2 – 10,5 млн.т. Стабилизация добычи произошла также в Омской и Новосибирской областях, приэтом на юге Тюменской области наметился некоторый рост.
Таблица 2.3 — Добыча нефти в Западной Сибири в 1970 – 2008гг. по субъектам ФедерацииГод Всего млн. т ЯНАО ХМАО Томская область млн. т доля в регионе, % млн. т доля в регионе, % млн. т доля в регионе, % 1970 31,0 0,0 0,0 28,1 90,6 2,9 9,4 1975 146,0 0,0 0,0 141,4 96,8 4,9 3,4 1980 310,5 7,0 2,3 298,7 96,2 4,8 1,5 1985 382,0 18,0 4,7 357,0 93,5 7,0 1,8 1990 375,7 59,4 15,8 306,0 81,4 10,3 2,7 1995 208,3 32,4 15,6 169,3 81,3 6,7 3,2 2000 219,8 32,0 14,6 180,9 82,3 6,9 3,1 2001 236,7 34,7 14,7 194,2 82,0 7,8 3,3 2002 264,0 43,0 16,3 210,0 79,5 11,0 4,2 2003 298,0 49,0 16,4 235,0 78,9 13,0 4,4 2004 326,0 53,3 16,3 255,5 78,4 14,8 4,5 2005 333,0 49,9 15,0 268,0 80,5 11,8 3,5 2006 335,0 46,0 13,7 275,6 82,5 10,2 3,0 2007 338,0 43,0 12,7 280,0 82,8 10,2 3,0 2008 332,3 39,2 11,8 277,6 83,5 10,5 3,2
В 2008 г. добыча нефти в Западной Сибири в целом снизилась на1,7%; при этом, наряду с продолжающимся с 2005 г. сокращением производства вЯНАО, почти на 1% снизилась добыча в ХМАО. После обвального сокращения в 2005 –2006 гг. добыча нефти в Томской области сохраняется на уровне 10,2 – 10,5 млн.т. Стабилизация добычи произошла также в Омской и Новосибирской областях, приэтом на юге Тюменской области наметился некоторый рост.
Снижение добычи в Западносибирской нефтегазоносной провинциипроисходит на большинстве крупнейших месторождений (кроме Приобского, где всепоследние годы отмечается органический рост производства), наибольшеесокращение происходит в Ноябрьском, Пуровском и Сургутском нефтедобывающихрайонах.[2]
В европейской части России в 2008 г. добыто около 29%российской нефти. Прирост составил около 2,1%, что связано с расширением добычив Тимано-Печорской провинции (на 5,8%), а также в Волго-Уральской (2,7%).Развитие проектов «Лукойла» в Тимано-Печоре и на шельфе Северного Каспияпозволит в ближайшие годы увеличить добычу нефти в регионе. Но уже с 2009г.сокращается добыча нефти в Урало-Поволжье и продолжает падать на СеверномКавказе, прежде всего за счет снижения производства в Татарстане, Башкирии, Ставропольскоми Краснодарском краях, Саратовской области, других регионах.
В Восточной Сибири, включая Республику Саха, в результатезапуска участка нефтепровода ВСТО с октября 2008 г. происходит быстроенаращивание добычи. В целом в 2008 г. там добыто около 1,4 млн. т (в 3,5 разабольше, чем в 2007 г.), из которых свыше 0,8 млн. т – на крупнейших Талаканскоми Верхнеченском месторождениях. В первом квартале 2009 г. добыча нефти врегионе увеличилась почти в 10 раз по сравнению с соответствующим периодом 2008г. В настоящее время продолжается рост добычи нефти на месторождениях Сибирскойплатформы, прежде всего, в Лено-Тунгусской провинции. Ведётся подготовка кпромышленной эксплуатации Ванкорского месторождения на севере Красноярскогокрая, в геологическом плане приуроченного к Западносибирской нефтегазоноснойпровинции.
Добыча нефти на Сахалине снизилась в 2007 – 2008 г. с 14,5 до12,9 млн. т. Основное сокращение произошло в рамках проекта «Сахалин-1» врезультате исчерпания сырьевой базы а части реализации первой фазы проекта,связанного в том числе с интенсивным наращиванием производства в 2006 – 2007гг. В ближайшие годы прирост добычи должен обеспечить проект «Сахалин-2».[2]
Динамика добычи нефти по компаниям. Основной рост добычи в2007 – 2007 гг. происходил за счёт крупных компаний, обладающих финансовымиресурсами и технологиями для ввода новых объектов в разработку, а такжеблагодаря интенсификации добычи на разрабатываемых месторождениях. Наибольшиетемпы роста добычи нефти показали «Газпром нефть» (до 2006 г. «Сибнефть»).«ТНК-ВР», «Роснефть», «ЮКОС» (до 2004г., позднее активы компании перешли подконтроль «Роснефти»), Сургутнефтегаз».
С конца 1990-х до начала 2000-х нефтегазовом комплексе Россиишли процессы передела и укрупнения собственности в результате централизацииконцентрации производства и капитала. В начале 2009 г. на долювертикально-интегрированных нефтегазовых компаний (включая «Газпром»)приходилось около 93% всей добытой в стране нефти (таблица 2.4) [2]
Таблица 2.4 — Добыча нефти в России в 1999 – 2008 гг. покомпаниям, тыс. т.Добывающие подразделения 1999 2000 2005 2006 2007 2008 «Роснефть» «Юганскнефтегаз» (в составе «Роснефти» с конца 2004 г.) - - 51210 55996 60391 65658 «Роснефть–Пурнефтегаз» 8209 8951 9455 9032 9170 8258 «Роснефть-Сахалин- морнефтегаз» 1453 1473 1870 1901 1767 1764 «Северная нефть» (в составе «Роснефти» с 2004 г.) - - 4875 5610 5616 5349 Добывающие подразделения 1999 2000 2005 2006 2007 2008 «Самаранефтегаз» (в составе «Роснефти с 2007 г.) - - - - 9391 9458 Добывающие подразделения 1999 2000 2005 2006 2007 2008 «Томскнефть» (в составе «Роснефти» с 2007 г.) - - - - 11326 11004 Прочие 2892 3049 7007 9171 16255 15883 Всего 12554 13473 74417 81710 110382 113846 «Лукойл» «Лукойл-Западная Сибирь» 44215 44740 53761 53761 53177 50708 «Лукойл-Пермнефть» (с 2004 г. в составе «Лукойл-Пермь») 5383 5345 - - - - «Лукойл-Пермь» 2505 2692 9571 10169 10447 10758 «Лукойл-Коми» (до 2001 г. КомиТЭК, в составе «Лукойла» с 1999 г.) - 3952 8095 9721 9873 11920 Прочие 1251 5449 16386 16968 17934 16859 Всего 53354 62178 87813 90417 91431 90245 Добывающие подразделения 1999 2000 2005 2006 2007 2008 «ТНК-ВР» «Нижневартовск-нефтегаз» (с 2000 г. преобразовано в «Самотлорнефтегаз» и Нижневартовское НГДП) 18206 - - - - - Самтлорнефтегаз» (до 2000 г. «Нижневартовск-нефтегаз») - 14952 23231 23676 22562 22194 «Оренбургнефть» (до 2001 г. в составе «ОНАКО») - - 14767 15825 15341 15628 Нижневартовское НГДП (до 2000 г. «Нижневартовск-нефтегаз») - 4393 6248 5560 5092 4549 «ТНК-Нягань» - 2279 5189 5662 5830 5897 «ТНК-Нижневартовск (в составе «СИДАНКО» с 2001 г.) - 4831 8715 7949 8137 8275 «Удмуртнефть» (в составе «ТНК-ВР» до 2006 г.) 5350 5210 5946 3967 - - Добывающие подразделения 1999 2000 2005 2006 2007 2008 «Варьеганнефтегаз» 1463 2659 3643 3468 3224 3087 Прочие 14596 4919 7608 6313 9251 9164 Всего 39615 39243 75347 72420 69437 68794 «Сургутнефтегаз» «Ленанефтегаз» - - 258 242 223 597 «Сургутнефтегаз» 37573 40621 63600 65309 64271 61085 Всего 37573 40621 63858 65551 64494 61682 «Газпром нефть» (до 2006 г. – «Сибнефть») «Ноябрьскнефтегаз» 16322 17158 23466 21306 19164 16557 «Заполярнефть» (в составе с 2003 г.) - - 4690 4497 4464 4191 Прочие 41 4884 6913 9037 10027 Всего 16322 17199 33040 32716 32665 30775 «Татнефть» 24065 24337 25332 25405 25740 26060 «Башнефть» 12261 11941 11934 11727 11605 11738 «Газпром» 9915 10010 12788 13401 13154 12723 Добывающие подразделения 1999 2000 2005 2006 2007 2008 «Славнефть» (с декабря 2002 г. контролируется «Газпромнефтью» и «ТНК-ВР») «Славнефть-Мегионнефтегаз» 11900 12100 20495 18435 15253 13112 Прочие 30 167 3667 4865 5657 6459 Всего 11930 12267 24162 23300 20910 19571 «РуссНефть» - - 12181 14755 14169 14246 Прочие компании 53281 42409 24598 27594 37319 38806 Россия в целом 305057 323224 469986 480528 491306 488486 /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Негативные тенденции в нефтяной отрасли и замедление темповроста (а в ряде случаев – абсолютное сокращение добычи нефти по крупнейшимнефтегазодобывающим подразделениям) проявились с конца 2006 г. В 2007 г.стагнацию добычи нефти удалось компенсировать лишь увеличением добычи в рамкахпроекта «Сахалин-1» с иностранным оператором (Exxon). В начале 2007 г. «Сахалин-1» вышел на проектнуюмощность в 250 тысю бар в сутки (или 12,5 млн. т в год). [5]
Большинство крупных западносибирских подразделений «Лукойла»и «ТНК-ВР», за исключением «Урайнефтегаза», «Лангепаснефтегаза»,«ТНК-Нижневартовска», снизили уровень добычи нефти значительнее, чем по каждомуиз холдингов в целом (см. таблица 2.4). Но благодаря приросту у «Лукойла» вРеспублике Коми («Лукойл-Коми»), Ненецком автономном округе(«Нарьянмарнефтегаз») и Пермском крае («Лукойл-Пермь»), а у «ТНК-ВР» — вОренбургской области («Оренбургнефть», Бугурусланефть») общее падениепроизводства оказалось незначительным.
Наиболее заметный прирост добычи нефти в России в 2008 г.,позволивший отчасти компенсировать падение других на других объектах, показалокрупнейшее нефтедобывающее предприятие «Роснефти» — «Юганскнефтегаз» (5 млн. т)благодаря выходу на проектную мощность Приобского месторождения. В результате«Роснефти» удалось увеличить добычу за год на 3,1%.
Из крупных подразделений вертикально-интегрированных компанийнаибольшее сокращение добычи в 2008 г. произошло в «Мегионнефтегазе»(«Славнефть») – 13,6%. «Покачевнефтегазе» («Лукойл») – 11,1%. «НижневартовскомНГДП» («ТНК-ВР»), «Пурнефтегазе» («Роснефть») – 9,9%.
В настоящее время устойчивая тенденция для большинстваэксплуатируемых месторождений Западной Сибири и европейской части страны – этостабилизация и постепенное снижение уровней добычи.[6]
Освоение месторождений в новых нефтегазоносных провинцияхпока сдерживается отсутствием транспортной инфраструктуры иорганизационно-экономическими факторами. Недостаточный для компенсации падениядобычи в старых нефтедобывающих регионах рост производства в 2008 г. вЛено-Тунгусской и Тимано-Печёрской провинциях произошел в результате переносаАК «Транснефть» сроков завершения строительства первой очереди нефтепроводаВСТО (на конец 2009 г.), изменения НК «Роснефть» графика ввода в эксплуатациюВанкорского месторождения, более позднего ввода в эксплуатацию НК «Лукойл»Южно-Хыльчуюского месторождения. Произошло смещение сроков перехода накруглогодичную добычу нефти в рамках проекта «Сахалин-2» (международныйконсорциум Sakhalin Energy при контрольном пакете у ОАО «Газпром»); пройден пикдобычи нефти в рамках проекта «Сахалин-1» (Exxon), в результате в 2008 г. добыча здесь снизилась на18% относительно 2008 г.[12]
Незначительное увеличение добычи нефти у компаний «Татнефть»и «Башнефть» связано с переводом на дифференцированный расчет НДПИ рядаместорождений компаний с трудноизвлекаемыми запасами, на поздних стадияхэксплуатации. Компаниями осуществляется значительные инвестиции в бурение новыхскважин, разработку и внедрение технологий увеличения нефтеотдачи с помощьювторичных и третичных методов, повышение коэффициента нефтеизвлечения. [2]
По мощности и объему переработки нефти Россия занимает третьеместо в мире после США и Китая. Переработку жидких углеводородов осуществляет27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини-НПЗ и дваконденсатоперерабатывающих завода.
Суммарные производственные мощности отечественной перерабокижидких углеводородов составляют по сырью 272,3 млн. т в год (таблица 2.5). Ссередины 1980-х до начала 1990-х годов суммарная мощность российскихнефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) составляла 351,5 млн. т (второе место вмире). После кризиса 1990-х годов, а также в результате модернизациипроизводств и увеличения доли вторичных процессов производственные мощности попервичной переработке значительно сократились.[3]
Таблица 2.5 — Объём первичной переработки нефти в 2007 – 2008гг.Компания Первичная переработка нефти тыс. т Загрузка установок первичной переработки нефти, % Мощность, тыс. т Доля от общей переработки нефти в РФ, % 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 Вертикально-интегрированные компании «Роснефть» 48760,1 49539 78,8 84,2 61878 58835 21,3 21,0 Новокуйбышевский НПЗ 7400 7355 77,4 77 9561 9552 3,2 3,1 Сызранский НПЗ 6581 6477 61,8 60,8 10649 10653 2,9 2,7 Куйбышевский 6393 6417 91,4 91,7 6995 6998 2,8 2,7 Ачинский НПЗ 6414 6778 98,7 100 6498 6778 2,8 2,9 Стрежевской НПЗ 311 286 100 95,4 311 300 0,1 0,1 Ангарская НХК 9253 9525 56,4 71,1 16406 13397 4,0 4,0 Туапсинский НПЗ 5224 5234 100 100 5224 5234 2,3 2,2 Комсомольский НПЗ 7016 7292 100 100 7016 7292 3,1 3,1 Каббалктопливная компания 22,5 23 - 46,8 - 49 0,0 0,0 «Пурнефтегаз» 118,4 125 98,7 100 120 125 0,1 0,1 «Северная нефть» 27,2 27 27,2 90,3 100 30 0,0 0,0 «Лукойл» 42499 44122 98,2 98,1 43278 44977 18,6 18,7 «Пермнефтеоргсинтез» 11890 12421 98,7 99,8 12047 12446 5,2 5,3 «Волгограднефтепереработка» 9610 10740 97,4 97,6 9867 11004 4,2 4,5 «Урайнефтегаз» 38 41 38,8 41,4 98 99 0,0 0,0 «Когалымнефтегаз» 154 156 61,6 52,3 250 298 0,1 0,1 «Ухтанефтепереработка» 4138 3793 100 91,4 4138 4150 1,8 1,8 «Нижнегороднефтеорсинтез» 16669 16971 98,1 99,8 16992 17005 7,3 7,2 «ТНК-ВР» 21899 23024 82,4 82,9 26576 27773 9,6 9,7 Саратовский НПЗ 5879 6634 98 98,4 5999 6742 2,6 2,8 Рязанская НПК 14516 14864 46,2 77,9 19050 19081 6,4 6,3 Красноленинский НПЗ 145 151 96,7 55,1 150 274 0,1 0,1 Нижневартовская НО 1359 1375 97,1 98,3 1400 1399 0,6 0,6 «Сургутнефтегаз» 19791,6 20562 99,5 100 19890 20580 8,7 8,7 «Киришинефтеоргсинтез» 19711 20480 99,6 100 19790 20480 8,6 8,7 «Сургутнефтегаз» 80,6 82 80,6 82 100 100 0,0 0,0 «Газпром» 22619 24315 81,4 88,5 27784 27474 9,9 10,3 «Газпром нефть» — Омский НПЗ 16497 18369 84,6 94,2 19500 19500 7,2 7,8 «Сургутгазпром» 3309 3143 75,2 71,5 4400 4396 1,4 1,3 «Астраханьгазпром» 2381 2363 72,1 78,8 3302 2999 1,0 1,0 «Уренгойгазпром» 368 375 73,7 75 499 500 0,2 0,2 «Кубаньгазпром» 19 19 65,3 66 29 29 0,0 0,0 «Северзапром» 44 45 85,2 90,8 52 50 0,0 0,0 «Ямбурггаздобыча» 1 1 100 100 1 1 0,0 0,0 «Славнефть – Ярославнефтеоргсинтез» (контролируется «Газпром» и «ТНК-ВР») 12611 13477 90,1 92,7 13997 14538 5,5 5,7 «Татнефть» 221 204 100 100 221 204 0,1 0,1 «РуссНефть» 7374 7521 76,3 77,9 9664 9655 3,2 3,2 «Орскнефтеоргсинтез» 4930 4914 74,4 74,1 6626 6632 2,12 2,1 Компания Первичная переработка нефти тыс. т Загрузка установок первичной переработки нефти, % Мощность, тыс. т Доля от общей переработки нефти в РФ, % 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 «КраснодарЭкоНефть» 2422 2585 80,7 86,2 3001 2999 1,1 1,1 «Варьеганнефть» 22 22 74,3 75,3 30 29 0,0 0,0 Вертикально-интегрированные компании, всего 175775 182764 86,5 89,6 203289 204036 76,9 77,4 Независимые переработчики «Альянс» — Хабаровский НПЗ 3237 3335 47,4 46,7 4351 4348 1,4 1,4 «Салаватнефтеоргсинтез» 6795 6392 58 54,6 11716 11707 3,0 2,7 «ТАИФ – НК» 7499 7669 93,7 95,9 8003 7997 3,3 3,3 Группа уфимских заводов 19229 20360 59,7 83 32196 24404 8,4 8,6 «Уфанефтехим» 6250 7478 65,8 78,7 9498 9502 2,7 3,2 Ново-Уфимский НПЗ 6434 6734 49 96,2 13131 7000 2,8 2,9 Уфимский НПЗ 6544 6148 68,4 77,8 9567 7902 2,9 2,6 Московский НПЗ 10008 9773 82,4 80,4 12146 12155 4,4 4,1 Афипский НПЗ 2681 2471 89,4 82,4 2999 2999 1,2 1,0 Марийский НПЗ 1377 1147 100 85 1377 1349 0,6 0,5 Независимые переработчики, всего 20826 51147 69,8 78,7 72787 64960 22 22 Мини-НПЗ и прочие Александровский НПЗ 28,5 45,1 95 100 30 45 0,0 0,0 Антипский НПЗ 624 774 100 77,4 624 1000 0,3 0,3 «ВПК-ОЙЛ» 42 84,4 50 0,0 0,0 Ильский НПЗ 168 372 98,8 74,4 170 500 0,1 0,2 «Камойл» 10,9 4,3 28,7 28,7 38 15 0,0 0,0 «Каспий-1» 135,8 139 45,3 46,3 300 300 0,1 0,1 «НС-ОЙЛ» 21 29,2 84 100 25 29 0,0 0,0 «Петролинк» 26 26 100 100 26 26 0,0 0,0 «Петросах» 28 26 14,4 13 194 200 0,0 0,0 «ПНП» 9 9,7 64,7 64,7 14 15 0,0 0,0 Спиртовый комбинат 4,4 12,2 100 100 4 12 0,0 0,0 «Татнефтепрос-Зюзеевнефть» 33,8 33,5 33,8 33,5 100 100 0,0 0,0 «Трансбункер» 605,6 583 93,2 89,7 650 650 0,3 0,3 «Якол» 79 32,5 79 32,5 100 100 0,0 0,0 «Янгпур» 13,1 17,1 65,5 85,5 20 20 0,0 0,0 Прочие 119,7 220 100 100 120 220 0,1 0,1 Мини-НПЗ и прочие, всего 1906,8 2365,6 79,0 72,1 2415 3282 0,8 1,0 Россия, всего 228508 236277 82,1 86,8 278491 272278 100 100
Российские вертикально-интегрированные компании владеютактивами ряда зарубежных – заводов – в Белоруссии, Болгарии, Румынии, Сербии,Украине, а также сетями автозаправочных станций в Европе и США.
Наибольший коэффициент переработки нефти на территории России– у компаний с незначительной собственной добычей (таблица 2.7)
Более половины (61,3%) всего объёма переработанной нефтиприходится на заводы мощностью от 6 до 15 млн. т (табл. 8). В других крупныхнефтеперерабатывающих странах, в частности в США, также основная часть нефтиперерабатывается на НПЗ сопоставимой мощности 6 – 15 млн. т. На долю крупныхНПЗ (более 15 млн. т в год) в России приходитс16,5% переработки нефти, в США — 23,3%.[3]
Большинство нефтеперерабатывающих заводов на территорииРоссии построены в конце 1940-х – середине 1960-х годов, когда площадки длястроительства выбирались с целью приблизить места производства нефтепродуктов крайонам их концентрированного потребления. Значительные мощности были созданына Урале и в Поволжье, до конца 1960-х считавшихся крупнейшими нефтедобывающимицентрами страны. В Южном, Северо-Западном и Дальневосточном регионах,территориально наиболее приближенных к экспортным рынкам нефтепродуктов,сосредоточено около 20% мощностей по первичной переработке нефти. Вместе с тем,большинство российских НПЗ (за исключением Туапсинского завода и «Киришинефтеоргсинтеза»)значительно удалены от морской портовой инфраструктуры.[12]
После 1966 г. в СССР построено семь нефтеперерабатывающихзаводов, из них шесть за пределами РФ – в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе,Чарджоу, Чимкенте, Павлодаре. Выбор ыл продиктован необходимостью наладитьнефтепереработку в регионах, испытывающих дефицит нефтепродуктов. Единственнымнефтеперерабатывающим предприятием, построенным в РСФСР после 1966 г., сталАчинский НПЗ (1982 г.), если не считать организации в 1979 г. переработки нефтина «Нижнекамснефтехиме» для обеспечения потребности нефтехимическогопроизводства. [3]
Таблица 2.6 — Производство нефтяных топлив и масел в 2008 г.по компаниямКомпания Добыча Первичная переработка Отношение добычи к первичной переработке, % «Сдавнефть» 19,6 13,4 69 «РуссНефть» 14,2 7,5 53 «Лукойл» 90,2 44,1 49 «Роснефть» 113,8 49,5 44 «ТНК-ВР» 68,8 23,0 33 «Сургутнефтегаз» 61,7 20,6 33 «Татнефть» 26,1 0,2 1 «Газпром (с учётом «Газпром нефти») 43,5 22,6 52 «Башнефть 11,7 0,0 - Всего 450 181,1 40
В последние годы в условиях роста внутреннего потребления иблагоприятной экспортной конъюнктуры на большинстве НПЗ увеличились объёмыпервичной переработки нефти и уровни загрузки мощностей. Отчасти этомуспособствовала разница между экспортной пошлиной на сырую нефть и нанефтепродукты. Темпы роста переработки нефти на заводах, не входящих вструктуру ВИНК («Салаватнефтеоргсинтез», Московский НПЗ и др.), в условияхотсутствия собственных источников оказались ниже средних по отрасли.[3]
Таблица 2.7 — Мощности НПЗ России и США и объемы переработкинефтиМощность НПЗ, млн. т Число НПЗ Доля в общем числе НПЗ, % Суммарный объем переработки, млн. т Доля в общем объёме переработки, % Россия США Россия США Россия США Россия США До 1,0 36 15 55 11 4,3 7,9 2,0 0,9 1,0 – 3,0 1 28 2 21 9,1 50,7 4,1 5,9 3,0 – 6,0 7 32 11 24 39,0 118,0 17,7 13,7 6,0 – 10,0 10 24 15 18 87,4 183,0 39,7 21,2 10,0 – 15,0 6 22 9 17 57,1 243,6 25,9 28,2 Более 15,0 5 10 8 8 39,0 181,8 17,7 21,1 Итого 65 131 100 100 220,0 863,6 100,0 100,0
В последние годы в условиях роста внутреннего потребления иблагоприятной экспортной конъюнктуры на большинстве НПЗ увеличились объёмыпервичной переработки нефти и уровни загрузки мощностей. Отчасти этомуспособствовала разница между экспортной пошлиной на сырую нефть и нанефтепродукты. Темпы роста переработки нефти на заводах, не входящих вструктуру ВИНК («Салаватнефтеоргсинтез», Московский НПЗ и др.), в условияхотсутствия собственных источников оказались ниже средних по отрасли.
Глубина переработки в 2008 г. составила 71,5%, снизившись загод на 0,4%; в целом же за последние десять лет глубина переработки увеличиласьболее чем на 5% (таблица 2.8).
Медленный рост глубины переработки в 1999 – 2006 гг., а в2007 – 2008 гг. – некоторое снижение обусловлены как необходимостью затратныхмероприятий по модернизации оборудования, так и отсутствием рыночной мотивациик повышению глубины переработки. Состояние внутреннего рынка и особенностироссийского сегмента на международном рынке нефтепродуктов (мазут и дизельноетопливо) не стимулирует изменения структуры выпуска.[3]
Таблица 2.8 — Динамика первичной переработки нефти в России в1998 – 2008 гг. и выпуск основных видов нефтепродуктов, млн. тПоказатель 1998 1999 2000 2005 2006 2007 2008 Первичная переработка нефти 164 168,6 173 207,5 220 228,6 236,3 Темп роста первичной переработки, % 2,8 2,6 6,6 6,0 3,9 3,4 Бензин автомобильный 25,9 26,5 27,2 31,9 34,4 35,1 35,7 Доля в первичной переработке, % 2,3 2,6 4,9 7,8 2,0 1,8 Дизельное топливо 45,2 46,8 49,3 59,9 64,2 66,4 69,0 Доля в первичной переработке, % 3,5 5,3 8,3 7,2 3,4 3,9 Мазут топливный 55,3 52,2 48,4 56,7 59,4 32,4 63,9 Доля в первичной переработке, % — 5,6 — 7,3 — 2,9 4,8 5,1 2,4 Глубина переработки нефти, % 66 69 70,8 71,6 72,0 71,9 71,5
В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжаетдоминировать производство тяжёлых и средних фракций, прежде всего – мазута идизельного топлива. В 2008 г. доля дизельного топлива в структуре производстванефтяных топлив и масел оценивалась в 37,8% (69 млн. т), мазута топочного – 35%(63,9 млн. т), прочих нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масласмазочные и др.) – 13,8% (7,5 млн. т).
Производимый в России автомобильный бензин поставляетсяпреимущественно на внутренний рынок, в то время как около половины дизельноготоплива и свыше 70% мазута экспортируется. Внутреннее коммерческое потреблениенефтепродуктов в России в 2008 г. (без учёта технологических нужд и потерь напромыслах, НПЗ и в трубопроводах) составило около 97 млн. т. Относительнонизкое качество выпускаемого автомобильного бензина сдерживает выход намеждународные рынки конечных продаж. Экспортируемое дизельное топливо и мазутслужат полупродуктами, которые в дальнейшем используются как сырьё на НПЗ встранах-импортёрах.[12]
В 2000-е годы в нефтеперерабатывающей промышленности Россиипроисходили интенсивная централизация (укрупнение за счёт слияний и поглощений)и концентрация (укрупнение за счёт увеличения инвестиций и расширенияпроизводства). Больше других в 2000 – 2008 гг. увеличила объёмы первичнойпереработки «Роснефть» (почти четырёхкратно), в основном за счёт присоединениянефтеперерабатывающих заводов «ЮКОСа». В «Лукойле» прирост составил 57% как засчёт органического роста, так и в результате приобретения заводов«Нижегороднефтеоргсинтез» и «Ухтанефтепереработка», «ТНК-ВР» выросла на 31%.
Российские НПЗ отстают по технологическому уровню от заводовЕвропы, США, стран АТР. Доля вторичных процессов «каталитический крекинг,гидрокрекинг, процессы изомеризации и риформинга» на отечественных заводахниже. Коэффициент Нельсона – обобщающий показатель, характеризующий сложностьпереработки для российских заводов составляет в среднем 4,25, тогда как среднийевропейский уровень – 6,5, американский – 9,5, азиатский – 4,9.[3]
На современных нефтеперерабатывающих заводах мира вторичныепроцессы превалируют. Например, на ряде заводов США доля вторичных процессовдостигает 330% (от уровня первичной переработки), в том числе деструктивныхпроцессов – 113% (также от уровня первичной переработки). В России долявторичных процессов в первичной переработке нефти составляет в среднем 54%;технологическая структура по нефтеперерабатывающим заводам и нефтяным компаниямоднородна: от 11,0% на Хабаровском НПЗ до 140% на «Уфанефтехиме». Наиболееразвитыми предприятиями по сложности технологических схем переработки нефтисчитаются Уфимская группа заводов (Уфимский НПЗ, «Уфанефтехим», Ново-УфимскийНПЗ), «Пермнефтеоргсинтез», Ярославнефтеоргсинтез», Рязанский НПК и Омский НПЗ.Последнее предприятие возглавляет рейтинг по доле деструктивных процессов(30%).
Тенденции рынка нефтепродуктов таковы, что нефтяные компаниивынуждены пересматривать своё отношение к технологическому состояниюпринадлежащих им НПЗ. Благодаря росту спроса на дизельное топливо в России иЕвропе следует ожидать увеличения объёмов его производства и доведения качествадо европейских стандартов. Поскольку российские стандарты качества бензина всёещё отстают от западных, а спрос на него будет расти медленнее, чем на дизтопливо,модернизация российских НПЗ, в первую очередь, будет ориентирована наувеличение выпуска дизельного топлива. [3]
2.2 Уровень и динамика экспорта нефти и нефтепродуктов
Экспорт нефти из России в 2008 г. составил около 237,8 млн.т, что ниже показателя предыдущего года на 6,6%. Снижение экспорта нефти,существенно превышающее падение её добычи, связано с особенностяминалогообложения нефтяного бизнеса, когда экспорт полупродуктов – мазута идизельного топлива, которые в дальнейшем используются во вторичной переработкев Европе, коммерчески выгоднее.
Основная часть экспорта в ближнее зарубежье осуществлялась вБелоруссию – 21,13 млн. т, Казахстан – 7 млн. т, Украину – 6 млн. т.
Таблица 2.9 — Структура экспорта нефти из России в 2007 –2008 гг.Направление 2007 2008 млн. т % млн. т % Дальнее Зарубежье 216,6 85,11 203,1 85,41 Ближнее Зарубежье 37,9 14,89 34,7 14,59 Всего 254,5 100 237,8 100
Различия связаны с тем, что значительная часть мазутапоставляется на внутренний рынок, но в дальнейшем идёт на экспорт. Кроме того,по некоторым маркам мазутов компания сведений не предоставляет.[3]
Основная часть мазута и дизельного топлива поступает вдальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию конечногопотребления, преимущественно, в моторное топливо. Экспорт автомобильноготоплива бензина (в основном в страны СНГ и Восточной Европы) незначителен –4,1% в структуре общего экспорта, или 4,7 млн. т.
Таблица 2.10 — Структура и способы поставок нефти в дальнеезарубежье в 2007 – 2008 гг.Способ поставок 2007 2008 млн. т % млн. т % Организационная структура экспорта Система «Транснефти» 197,4 91,1 185,5 91,3 Минуя систему «Транснефти» 19,3 8,9 17,6 8,7 Всего 216,6 100,0 203,09 100,0 Экспорт нефти с дифференциацией по способам поставок Морские поставки 139,6 64,4 131,6 64,8 Нефтепровод «Дружба» 58,2 26,9 53,7 26,4 По железной дороге 11,5 5,3 11,0 5,4 Прочие поставки (в том числе КТК) 7,4 3,4 6,8 3,4 Всего 216,61 100,0 203,09 100,0
Различия связаны с тем, что значительная часть мазутапоставляется на внутренний рынок, но в дальнейшем идёт на экспорт. Кроме того,по некоторым маркам мазутов компания сведений не предоставляет.
Основная часть мазута и дизельного топлива поступает вдальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию конечногопотребления, преимущественно, в моторное топливо.[11]
Таблица 2.11 — Экспорт нефтепродуктов из России сдифференциацией по нефтепродуктам и способам поставок, 2007-2008 гг.Нефтепродукт, способ поставок 2007 2008 млн. т % млн. т % «Транснефтепродукт» — порты 17,0 15,3 18,3 15,8 Автомобильный бензин 0,2 0,2 0,4 0,3 Дизельное топливо 16,8 15,1 17,9 15,5 Железная дорога – граница, порты 93,9 84,7 97,1 84,2 Автомобильный бензин 5,5 5,0 4,3 3,7 Дизельное топливо 20,8 18,8 19,1 16,6 Мазуты 55,6 50,1 61,5 53,3 Прочие 12,0 10,8 12,2 10,6 Всего 110,9 100,0 115,4 100,0 Автомобильный бензин 5,7 5,2 4,7 4,1 Дизельное топливо 37,6 33,9 37,0 32,1 Мазуты 55,6 50,1 61,5 53,3 Прочие 12,0 10,8 12,2 10,6
Различия связаны с тем, что значительная часть мазутапоставляется на внутренний рынок, но в дальнейшем идёт на экспорт. Кроме того,по некоторым маркам мазутов компания сведений не предоставляет.
Основная часть мазута и дизельного топлива поступает вдальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию конечногопотребления, преимущественно, в моторное топливо.[3]
Экспорт автомобильного топлива бензина (в основном в страныСНГ и Восточной Европы) незначителен – 4,1% в структуре общего экспорта, или4,7 млн. т.
Экспорт прочих нефтепродуктов (бензин для химическойпромышленности, прямогонный бензин, керосин, реактивное топливо, лёгкие исредние дистилляты и др.) оценивается в 12.2 млн. т.
Около четверти экспортируемых нефтепродуктов, прежде всего,дизельное топливо поставляется к портам по нефтепродуктопроводам системы«Транснефтепродукт» (структура «Транснефти»). Кроме того, по трубопроводамэкспортируется часть автомобильного топлива. Весь мазут в силу спецификиагрегатного состояния экспортируется по железной дороге.
Благодаря высокой цене на нефть на мировых рынках рост еёдобычи в стране проходил значительно более быстрыми темпами, чем предполагалосьв самых оптимистичных вариантах «Стратегия-2020». Активно развиваласьтранспортная инфраструктура: в течение нескольких лет была сформированаальтернативная транзиту через Прибалтику система прямых поставок нефти на рынкиСеверо-Западной Европы; с использованием самых современных технологическихрешений ведётся строительство нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан»; проведенамодернизация участков системы нефтепроводов АК «Транснефть»; реконструкцияпортов в Новороссийске, Находке и др. Но при этом воспроизводство сырьевой базыне отвечало быстро растущей добыче нефти, неудовлетворительно производилисьсбор и утилизация попутного нефтяного газа, по-прежнему низкими оставалиськачество разработки нефти, медленно росли объём и глубина её переработки.[3]

ГЛАВА 3. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
нефтедобывающий экспортотрасль организационный
3.1 Роль государства в нефтяной отрасли на примере зарубежныхстран
В последнее время в нефтяном комплексе резко усилилась рольгосударства. Государственная «Роснефть» при приобретении активов «ЮКОСА»превратилась в гиганта с объёмом добычи в 116 млн. т в 2009 г. Государствуперешли «Сибнефть», половина «Славнефти».
В глобальной нефтяной промышленности также кардинальноизменился баланс сил между международными нефтяными компаниями (МНК) инациональными нефтяными компаниями (ННК), которые стали основными владельцами «чёрногозолота» планеты. ННК – это компании из нефтегазодобывающих развивающихся стран(кроме норвежской Statoil). Восновном созданы после второй мировой войны, при национализации нефтегазовыхактивов. Они полностью или частично принадлежат государству и являютсямонополиями или контролируют большую долю нефтегазового сектора страны. ННК –инструмент государственной политики; они выполняют по поручению правительствасоциальные и/или политические функции и получают за это дополнительныепривилегии.[4]
/>
Рисунок 3.1 — Распределение мировых доказанных запасов нефтипо типам компаний, %

В будущем роль ННК возрастёт еще больше. Международноеэнергетическое агентство прогнозирует, что 90% добычи углеводородов до 2030 г.будут обеспечивать развивающиеся страны и лишь 10% — государства ОЭСР (с 1971г. по 2000 г. государства ОЭСР давали 40% мировой добычи нефти, а развивающиесястраны – 60%).
Газета Financial Times назвала самыевлиятельные национальные нефтегазовые компании: Aramco; «Газпром»; CNPC; PDVSA; Petrobras и Petronas. Они контролируют почти третьмировой добычи углеводородов и более трети запасов. [4]
Таблица 3.1 — Рандирование ведущих частных и государственныхнефтегазовых компаний изданием Petroleum Intelligence Weekly в 2007 – 2008 гг.Ранг Компания Страна Доля государства, % 2008 2007 1 1 Saudi Aramco Саудовская Аравия 100 2 2 NIOS Иран 100 3 3 Exxon Mobile США 4 4 PDV Венесуэла 100 5 5 CNPC Китай 100 6 6 BP Великобритания 7 7 Royal Dutch Shell Великобритания/Нидерланды 8 8 ConocoPhillips США 9 9 Chevron США 10 10 Total Франция 11 11 Pemex Мексика 100 12 14 KPC Кувейт 100 13 12 Sonatrach Алжир 100 14 13 «Газпром» Россия 50,0023 15 15 Petrobras Бразилия 32,2 16 16 «Роснефть» Россия 75,16 17 18 «ЛУКОЙЛ» Россия 18 17 Petronas Малайзия 100 19 18 Adnoc ОАЭ 100 20 21 Eni Италия 30
Национальные нефтяные компании (хотя и не в такой степени,как международные) сталкиваются с ухудшением ресурсной базы, удорожанием всехстадий производственного процесса и растущими технологическими сложностямидобычи. Типичный пример – Saudi Aramco изСаудовской Аравии. Это самая влиятельная нефтяная компания мира, контролирующаяпримерно 89% запасов нефти королевства. Нефть обеспечивает 80 – 85% экспортнойвыручки и 70 – 80% доходов его государственного бюджета. По оценкам ВР,доказанные запасы Саудовской Аравии равнялись 26436 млрд. бар., в конце 2009 г.(19,8% мировых доказанных запасов) и ещё примерно 2,5 млрд. бар. находятся внейтральной зоне. Страна обеспечена доказанными запасами на 74,6 года. ВСаудовской Аравии имеется ещё около 103 млрд. бар. возможных и вероятныхзапасов. Добыча нефти в 2009 г. составила 9,7 млн. бар. в день (падение на 10%по сравнению с 2008 г. из-за соблюдения квот ОПЕК).
В стране имеется свыше 100 нефтяных и газовых месторождений,но более половины запасов нефти сосредоточено в восьми гигантах, включая Ghawar (с остаточными запасами в 70 млрд.бар.), которое обеспечивает половину нефтедобычи королевства, и Safaniya (самое большое в мире морскоеместорождение с запасами в 25 – 35 млрд. бар.).[10]
Добыча в стране ведётся давно, и многие месторождениястареют: Abqaiq выработан на 74%, Ghawar – на 48%, молодое месторождение Shaybah – всего на 5%, а средний показательвыработанности по Aramco – 23%.
Месторождения Aramcoистощаются на 7 – 8% в год, но по прогнозам, инвестиции в управление пластамидолжны уменьшить этот спад до 2% в год.[] Саудовской Аравии нужно иметьпримерно 700 тыс. бар. в день дополнительной мощности ежегодно просто для того,чтобы компенсировать естественное старение месторождений.
Министерство нефтяной промышленности Саудовской Аравиирегулярно заявляет о долгосрочной цели – поддерживать стратегическую свободнуюмощность в 2 – 2,5 млн. бар. в день, чтобы компенсировать неожиданные сбои вглобальной нефтедобыче. В мае 2006 г. Saudi Aramcoобнародовала стратегический план стоимостью в 18 млрд. дол., направленный нато. чтобы увеличить производственные мощности до 12,5 млн. бар. в день к 2009г. и 15 млн. бар. в день к 2020 г. (если это будет оправдано мировым спросом нанефть).[4]
Но Saudi Aramco становитсявсё труднее играть роль балансирующего производителя, с которой раньше онаблестяще справлялась. Если прежде компания могла расширить добычу, просто вводяв эксплуатацию законсервированные скважины, то теперь ей приходится прибегать кболее дорогим методам.
/>
Рисунок 3.2 – Логотип компании Saudi Aramco
Раньше огромную часть инвестиций в нефтедобычу делали МНК,теперь же некоторую часть приходиться брать на себя национальным компаниям. Приэтом непубличным компаниям сложнее привлекать денежные средства, чем публичным,так как они не имеют полноценного доступа к рынкам капитала и вынужденыполагаться на самофинансирование.
Специфика ННК состоит в том, что государство как основнойсобственник возлагает на них дополнительные социальные, экономические иполитические функции, которые зачастую мешают ННК замещать запасы, расширятьдобычу и эффективно работать, подрывают возможности привлекать капитал имеждународную конкурентоспособность. Без необходимости зарабатывать прибыль накапитал и адекватной финансовой прозрачности, ННК часто нерациональноиспользуют дефицитные финансовые ресурсы.
Ключевые некоммерческие функции ННК:
1)Перераспределение богатства: сбор и распределение рентычерез субсидии на топливо и другие выплаты населению.
2)Социальное развитие: создание новых рабочих мест исоциальной инфраструктуры, развитие образования.
3)Национальная энергетическая политика: гарантированныепоставки топлива народному хозяйству, субсидирование других энергетическихпроектов.
4)Экономическое развитие: передача технологии, стимулированиеиндустриализации, создание промышленной инфраструктуры, экономическаядиверсификация
5)Регулирование и управление: лицензионная политика, регулятивныефункции
6)Внешняя политика: нефтяная дипломатия, создание альянсов
Необходимость перераспределять нефтяное богатство, снабжаянаселение нефтепродуктами по низким ценам, В Иране, например, привела кискусственному повышению потребления топлива, что подорвало прибыльность NIOC. Ирану приходится закупать намировом ранке нефтепродукты для своих нужд, а иранский дешёвый бензинконтрабандой вывозят в соседние страны. Если не решится проблема субсидий, Иранперестанет быть чистым импортёром нефти к 2015 г. [4]
Обязательство ННК по увеличению занятости в стране зачастуюприводит к раздуванию штатов. Так, по разным оценкам, в NIOC работает 120 – 180 тыс. человек, в Pemex – 150 тыс. человек. А мировойрекордсмен – CNPC – более 1 млн.
Привлечение ННК для реализации целей внешней политикизачастую противоречит производственным задачам компаний. Так, Aramco всегда была важнымвнешнеполитическим инструментом Саудовской Аравии, например, в течение долгоговремени обеспечивая для страны статус поставщика нефти номер один в США, хотяпри определённой ценовой конъюнктуре ей было бы выгоднее перенаправить большуюдолю экспорта в страны Азии. А Уго Чавес активно использует PDSVA для укрепления своего международноговлияния, поставляя нефть по льготным ценам государствам Карибского бассейна врамках альянса Petrocaribe. Крометого, у Венесуэлы есть отдельное соглашение с Кубой, по которому ей продаётсяоколо 90 тыс. бар. в день нефти и нефтепродуктов.
В результате этих некоммерческих обязательств эффективностьННК ниже, чем у частных международных компаний. Исследование «Новая роль ННК намировых энергетических ранках», проводившееся в 2005 – 2007 гг. хьюстонским J. Baker Institute for Public Policy, показывает, что эффективность (оценённая как выручкаи количество сотрудников на баррель добычи) тех ННК, которые полностьюпринадлежат государству и при этом продают нефтепродукты в своей стране посубсидированным ценам, составляет всего 35% от показателя частных компаний,которые не несут таких обязательств. В целом полностью государственныенациональные компании демонстрируют 60 – 65% эффективности частных МНК. []Похожих выводов придерживаются эксперты из Стэнфордского университета штатаТехас [4]
Но, при высоких ценах на нефть, социально-политические задачиННК не так уж негативно сказываются на способности компаний вести свой бизнес.Так, неумение (или нежелание) венесуэльской PDSVA снизить производственные издержки не важны еёменеджменту и правительству, если те могут достигнуть своих целей – обеспечитьсоциальное спокойствие и поддержку президента стране, когда цены на нефтьрастут. А роль этой компании в Венесуэле трудно переоценить: она – крупнейшийработодатель, обеспечивающий примерно треть ВВП страны, 50% государственныхдоходов и 80% экспортной выручки.
Но ещё в 2002 г. У. Чавес обязал PDSVA направлять на социальные нужды минимум десятую частьгодовых расходов, а также осуществлять семь социальных миссий (стипендиистудентам, услуги в сфере здравоохранения, субсидированная раздачапродовольствия бедным гражданам, программы технического образования, поддержкикоренного населения, высшего университетского образования для взрослых) [].Только в 2007 г. Pтратила насоциальные цели 14,4 млрд. дол. Наряду с этим компания вынужденно удерживалавнутреннюю цену на качественный бензин в 17 центов за галлон [11]
Можно возразить, что и МНК развивают корпоративную социальнуюответственность, заботясь о своих сотрудниках и местных сообществах в техрегионах, где они работают. Но они действуют таким образов по приказу свыше.
Итак, государство в нефтяной промышленности – хорошо илиплохо? Всё зависит от специфики страны и компании. Нельзя забывать и о том, чтогосударственные компании бывают разные. В StatoilHydro доля государства (65%) выше, чем внашем «Газпроме». Но норвежская компания – эффективная, открытая,рыночно-орентированная организация, которую никто не воспринимает как орудиеэнергетического давления на другие страны. [12]
Вот два примера участия государства в нефтяной отрасли иззападного полушария – Мексики и Бразилии. Правда, надо учитывать, что нефтяныекомпании этих стран работают в разных макроэкономических условиях. Бразилия впоследние годы входит в число наиболее динамичных экономик мира, а в Мексикетемпы экономического роста низки. К тому же бразильская Petrobras, в отличии от многих ННК, главнымобразом поставляет нефть на внутренний рынок, а не на экспорт (Бразилиязанимает десятое место в мире по потреблению энергии). А мексиканская Pemex в основном ориентирована га экспортнефти в США: в 2004 – 2007 гг. она занимала второе место по поставкам «чёрногозолота» северному соседу, а после 2008 г. – третье, после Канады и СаудовскойАравии. И тенденции в нефтяной промышленности этих стран, как видно из таблицы3.2, полностью противоположные.
Таблица 3.2 — Запасы и добыча нефти в Мексике и Бразилии в1989 – 2009 гг.Страна Доказанные запасы, млрд. бар. Обеспеченность запасами, лет Добыча, млн. бар. в день 1989 1999 2009 1999 2009/2008 Мексика 52,0 21,5 11,7 10,8 3,3 2,9(-6,2%) Бразилия 2,8 8,2 12,9 17,4 1,1 2,0(7,1%)
Мексика и Pemex.Объёмы добычи Pemex стали падать ещё задолго до кризиса.в 2009 г. падение шло ежемесячно. Экспортёры прогнозируют, что если компании неудастся переломить эту тенденцию, стране придётся уже через 5 лет импортироватьнефть для своих нужд, а её долю на рынке США могут захватить другие поставщики.
Спад нефтедобычи на месторождении Cantarell на мелководье Мексиканского залива(оно обеспечивает 60% нефти страны) – настоящее бедствие компании.Месторождение входит в тройку крупнейших в мире, и ещё в 2004 г. оно давало 2,1млн. бар. в день, но в мае 2009 г. добыча на нём упала до 700 тыс. бар.[4]
Pemex всегда мало инвестировала в НИОКР и геологоразведку ислабо наращивала ресурсную базу. Её коэффициент замещения запасов в 2003 – 2005гг. ненамного превышал 20% и лишь в 2009 г. вырос до 72%. [10]
Поскольку компания недостаточно внимания уделяет развитиюнефтепереработки, она экспортирует нефтепродуктов намного меньше, чемимпортирует (например, в 2008 г. экспорт – 192,0 тыс. бар. в день нефтепродуктов,а импорт – 552,5 тыс. бар.). В стране есть шесть НПЗ мощностью первичнойпереработки 1,5 млн. бар. в день. В 2004 – 2006 гг. их мощности неувеличивались, и за этот же период Pemex понесла убыток в 8,6 млрд. дол. отчасти из-за продажи субсидированныхнефтепродуктов.
Pemex – открытая акционерная компания, на 100%принадлежащая правительству, она обеспечивает порядка 40% доходовгосударственного бюджета, и её деятельность жестко контролируетсяправительством.
Standart&Poor’sмного лет приравнивала кредитный рейтинг Pemex к рейтингу Мексики, но в феврале 2005 г. ввела междуними различие, объясняя своё решение плохими финансовыми показателями Pemex и низким коэффициентом замещениязапасов. Компанию губит отсутствие конкуренции, закрытость страны дляиностранных инвестиций в нефтяную промышленность и непосильное налоговое бремя– до 60% выручки в виде налогов и рейялти. Она платит в 4 раза больше налогов,чем средние частные мексиканские компании, в 3 раза, чем другие нефтяныекорпорации. Прибыль перечисляется государству, распределяющему средства насоциальные проекты, а потом возвращающему компании часть денег, которых ей нехватает для расширения производства. Pemex выживает за счёт заимствования, и её долг составлял в 49 млрд. дол. в2009 г.
Хотя мексиканское правительство не несёт ответственности пофинансовым обязательствам Pemex,её задолженность считается частью национального долга. Pemex не может вынуждаться к банкротству, а решение оликвидации компании может принять лишь Национальный конгресс.
Шансов на возрождение Pemex из-за половинчатых мер реформы мало, так как всёравно не разрешены иностранная собственность на углеводороды или прямыезарубежные инвестиции в разведку, добычу и транспортировку нефти.
/>
Рисунок 3.3 – Логотип компании Pemex
Бразилия и Petrobras. Эксперты единодушно полагают, что Petrobras достигла выдающихся успеховблагодаря дерегулированию и демонополизации отрасли. [4]
В середине 2000-х годов Petrobras обеспечила стране независимость отимпорта нефти, а коэффициент замещения запасов составил 174% в 2006 г. Вближайшее время Бразилия превратится в крупного экспортёра нефти. Petrobras планирует довести свою добычууглеводородов с 2,5 млн. бар. н. э. в день в 2009 г. до 3,9 млн. к 2014 г. и5,4 млн. бар. н. э. в день к 2020 г.
С самого начала Petrobras уделяла большое внимание НИОКР, используя 1% своих валовыхпродаж на финансирование новых технологий, по этому показателю она находится навтором месте в мире среди энергетических компаний (после Royal Dutch/Shell).
Поскольку три четверти её нефти добывается на шельфе, набалансе Petrobras самое большой в мире число подводныхскважин. Компания вкладывает порядка 300 – 500 млн. дол. в год в НИОКР поморской добыче, и благодаря этому в 2005 г. установила мировой рекорд поглубоководному бурению (наклонная скважина в 6,9 тыс. м).
Компания уделяет большое внимание нефтепереработке инефтехимии, чтобы Бразилия не превратилась в страну-рантье, просто выкачивающуюнефть из земли. Один из высших руководителей Petrobras заявил, что «к 2020 году 96% нефти,добываемой в Бразилии, будет перерабатываться в стране». [10]
Пятилетняя инвестиционная программа Petrobras 2010 – 2014 гг. стоимостью в 224млрд. дол. – самая крупная в мире. Из них примерно 53% средств пойдёт в upstream, а 33% — в downstream. Компания занимаетсянефтегазодобычей, но и способствует развитию смежных отраслей обрабатывающейпромышленности Бразилии. В частности, реализует проект вместе с государственнымбанком BNDES по привлечению иностранныхсудостроительных компаний: переговоры ведутся с Китаем, Южной Кореей и Японией.Один из руководителей Petrobras заяви: «Мы хотим, чтобы Бразилия стала не только экспортёром нефти, но инефтепромыслового оборудования и услуг».
Государство иногда подталкивает Petrobras к сомнительным по коммерческойэффективности поступкам. Например, Petrobras пришлось потратить 1 млрд. дол., чтобы купить аргентинскиеактивы Devon Energy и приобрести контрольный пакет аргентинской Perez Company, когда страну охватил сильнейший финансовый кризис.
К тому же неясно, как на компании отразится проводимая сейчасв Бразилии энергетическая реформа, состоящая из трех законов и предусматривающаярост государственной доли доходов, получаемых от разработки подсолевогогоризонта. Первый закон обусловливает переход от системы концессий ксоглашениям о разделе продукции. В рамках второго закона образуетсягосударственная компания, отдельно от Petrobras, которая будет заниматься административным управлениемгеологоразведочных и добычных лицензий на освоение подсолевого горизонта.Третий направлен на создание «фонда социального развития». И Petrobras сейчас борется за то, чтобы упрочитьсвою роль в новой системе. [4]
Ещё одна проблема — возможное увеличение государственнойсобственности в компании. Летом 2010 г. конгресс одобрил план передать Petrobras до 5 млрд. бар. н. э. запасовподсолевого горизонта. Чтобы заплатить за них, компания выпустит новые акции,большую часть которых приобретёт правительство, увеличив тем самым свою долю.Показательно, что объявление этих планов в 2009 г. вызвало панику на Уолл-стрити на Фондовой бирже Сан-Паоло, обрушив котировки акций Petrobras – её кпитализация упала на 7 млрд.дол. за один день. Инвесторов беспокоит раздвоение акций и возможное усилениегосударственного вмешательства в дела Petrobras. Эксперты опасаются, что правительство будет поддерживатьместную промышленность, отдавая предпочтение бразильским производителямоборудования и сервисным компаниям при размещении контрактов на работу вподсолевом горизонте, даже если их соотношение цены и качества окажется хуже,чем у международных.
Итак, Pemex и Petrobras – антиподы. Но в мире ННК есть идругие примеры. Если взять индонезийскую Pertamina, которую сгубили коррупция, тесныесвязи с режимом Сухарто, неэффективность, высокие издержки и участие вмногочисленных непрофильных проектах (в том числе в строительстве гольф- ияхт-клубов).
И полная противоположность ей – малазийская Petronas, динамичная и прибыльная. Избежавстратегических ошибок, допущенных её азиатским собратом, она выросла включевого игрока в нефтегазовых морских перевозках, второго крупнейшегоэкспортёра СПГ в мире, и стремится превратить Малайзию в региональный центрнефтехимии.

/>
Рисунок 3.4 – Логотип компании Petrobras
Таким образом, можно выделить общие ключевые факторы успеханациональных нефтяных компаний:
1) Конкуренция с частными или международными компаниями.
2) Интернационализация.
3) Выход на международные рынки капитала.
4) Невмешательство государства в операционную деятельностькомпании.
5) Минимум непрофильных обязательств.
6) Разумное налогообложение.
7) Наличие в стране институтов, способствующих снижениюкоррупции.
8) Частичная приватизация.
9) Внедрение элементов частных корпораций, типа независимых советовдиректоров, в государственные ННК.[4]
3.2 Стратегия развития нефтяного комплекса России
Цели и задачи развития нефтяного комплекса. Стратегическойцелью развития комплекса является обеспечение национальной безопасности иобороноспособности страны путем государственного контроля над разработкойстратегически значимых месторождений углеводородов, организации глубокойпереработки нефти и газа с извлечением и утилизацией всех ценных компонентов, атакже надёжных поставок нефтепродуктов и продуктов нефтехимии на внутреннийрынок для удовлетворения потребностей Вооружённых Сил РФ, развития гражданскихи военных отраслей экономики.
Для достижения этих целей предусматривается решение следующихосновных задач развития нефтяного комплекса:
· рациональноеиспользование разведанных запасов нефти, обеспечение устойчивоговоспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности;
· ресурсо-и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процессапри подготовке запасов, добыче, транспортировке и переработке нефти;
· углублениепереработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутныхи растворённых компонентов;
· формированиеи развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь, в ВосточнойСибири и Республике Саха (Якутия), на шельфе острова Сахалин и в перспективе –на шельфах южных и арктических морей, Берингова моря, на Западно-Камчатском иМагаданском шельфах Охотского моря;
· развитиетранспортной инфраструктуры комплекса для повышения эффективности экспортанефти и нефтепродуктов, её диверсификации по направлениям, способам и маршрутампоставок на внутренние и внешние рынки; своевременное формирование транспортныхсистем в новых нефтедобывающих регионах, в первую очередь, в Восточной Сибири ина Дальнем Востоке;
· расширениеприсутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках как в сегментедобычи, так и переработки и транспортировки – участие в производственных,транспортных, перерабатывающих и сбытовых активах за рубежом;
· усилениегосударственного регулирования в нефтегазовом комплексе и совершенствованиеналогового законодательства в сфере недропользования. Это должно обеспечитьрезкую активизацию геологоразведочных работ на распределённом инераспределённом фондах недр, повышение коэффициента извлечения нефти, сбор,утилизацию и переработку попутного нефтяного газа, углубление нефтепереработкии роста качества нефтепродуктов, развитие нефтехимии.[1]
Перспективные уровни добычи нефти в России в период до 2030г. будут определяться в основном внутренним и внешним спросом на жидкое топливои уровнем цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, географией,запасами и качеством разведанной сырьевой базы и темпами её воспроизводства,налоговыми и лицензионными условиями, научно-техническими достижениями вразведке и разработке месторождений.
При различных сценариях социально-экономического развитияРоссии будут достигнуты разные уровни добычи нефти (табл. 12). При формированиисценариев были учтены прогнозируемые Министерством экономического развития иторговли РФ и Институтов энергетических исследований РАН потребности в нефтивнутреннего и внешнего рынков, также технологически и экономически оправданныес точки зрения сырьевой базы вариации её добычи в каждом регионе.
Таблица 3.3 – Прогноз добычи нефти в России до 2030 г., млн.тСценарий 2010 2015 2020 2025 2030 Оптимистический 514 559 595 601 591 Благоприятный 512 551 582 578 560 Уверенный 510 544 566 560 540 Инерционный 510 535 550 540 520
При сочетании благоприятных внутренних и внешних условийдобыча нефти в России в 2010 г. может составить 514 млн. т и возрасти к 2020 г.до 590 млн. т. Далее добыча нефти достигнет максимума в 2021 – 2025 гг. инесколько снизится к 2030 г. Оптимистичный и благоприятный сценарии могут бытьреализованы только при последовательной и грамотной политике государства вобласти воспроизводства минерально-сырьевой базы и увеличении объёмовгеологоразведочных работ (глубокое бурение, геофизика) на распределённом фонденедр в 4 – 5 раз. Увеличение объёмов геологоразведочных работ необходимо во всехрегионах, но особенно в Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской и Охотоморскойнефтегазоносных провинциях, а также на шельфах арктических морей.[1]
Во всех сценариях рост добычи нефти до 2015 – 2017 гг. будетсвязан с вводом в разработку месторождений нефти в Ванкорско-Сузонском районена северо-западе Красноярского края, вдоль трассы нефтепровода «ВосточнаяСибирь – Тихий океан» в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Саха(Якутия) (Верхнечонское, Талаканское, Среднеботуобинское, Юрбчено-Тохомское идругие месторождения), в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, на шельфеострова Сахалин и в российском секторе Каспийского моря.
Конкретные объёмы добычи нефти будут зависеть от темпов ростаспроса на нефтепродукты на внутреннем рынке, конъюнктуры мирового рынка нефти,государственной политики, темпов и географии вопроизводства минерально-сырьевойбазы, инвестиций в геологоразведку, совершенствования систем добычи,транспортировки и переработки нефти, состояния и объёмов научных исследований,определяющих стратегию, инновационную направленность и эффективностьдеятельности нефтегазового комплекса. Значительно влияние окажут системуподготовки и переподготовки кадров менеджеров и инженерно-техническихработников, организационно-технологические условия деятельности самих нефтяныхкомпаний.
Однако при любой динамике добычи нефти стратегическимизадачами развития отрасли остаются: полное обеспечение внутреннего спроса,включая потребности оборонно-промышленного комплекса страны; выполнениеэкспортных обязательств по межгосударственным соглашениям; стабильное ипланомерное воспроизводство минерально-сырьевой базы в районах с развитойнефтедобывающей промышленностью; опережающий выход с геологоразведкой в новыеперспективные районы; постепенное наращивание добычи со стабилизациейдостигнутого уровня на максимально длительный срок; учёт интересов последующихпоколений россиян.[1]
Добыча нефти в России будет осуществляться как в традиционныхнефтедобывающих районах (Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Северо-Кавказскаяпровинции), так и в новых: на Севере европейской части (Тимано-Печорскаяпровинция), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (Лено-Тунгусская иОхотоморская провинции), на юге России (российский сектор Каспийского моря –Северо-Каспийская провинция)(табл. 13).
Главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый периодостанется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В 2025 – 2026 гг. навторое место по добыче выйдет Лено-Тунгусская провинция.
В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (безВанкорско-Сузонского района на территории Красноярского края) по оптимистичномусценарию добыча нефти к 2019 – 2020 гг. возрастёт от 343 до 350 млн. т в год идалее будет удерживаться на этом уровне до 2030 г. По благоприятному – добычанефти до 2024 г. сохранится на уровне 343 – 348 млн. т м далее будет падать до334 – 336 млн. т к 2030 г. По умеренному и инерционному сценариям срокистабильной добычи значительно меньше (до 2015 – 2018 гг. – в умеренном и до2011 – 2012 гг. – в инерционном сценариях), и к 2030 г. добыча нефти упадёт до324 и 313 млн. т в год соответственно.[1]
Таблица 3.4 — Сценарии добычи нефти в России до 2030 г. понефтегазоносным провинциям, млн. тПровинция, сценарий 2010 2015 2020 2025 2030 Западносибирская: оптимистичный 343 346 350 350 350 благоприятный 343 345 348 341 334 умеренный 343 342 341 332 324 инерционный 343 338 334 321 313 Красноярский край: оптимистичный 8 25 25 25 благоприятный 8 24 25 25 умеренный 7 20 25 25 инерционный 7 18 25 25 Северо-Кавказский: оптимистичный 6 4 2 2 1 благоприятный 6 4 2 2 1 умеренный 6 4 2 2 1 инерционный 6 4 2 2 1 Лено-Тунгусская: оптимистичный 10 38 61 78 80 благоприятный 10 35 56 69 70 умеренный 10 35 54 65 64 инерционный 10 33 51 61 61 Волго-Уральская: оптимистичный 104 97 86 76 69 благоприятный 102 93 81 71 64 умеренный 101 90 78 66 59 инерционный 101 87 74 61 54 Тимано-Печорская: оптимистичный 30 35 35 35 35 благоприятный 30 35 35 35 35 умеренный 30 35 35 35 35 инерционный 30 35 35 35 35 Северо-Каспийская: оптимистичный 10 15 15 15 благоприятный 10 15 15 15 умеренный 10 15 15 15 инерционный 10 15 15 15 Охотоморская: оптимистичный 21 21 21 20 16 благоприятный 21 21 21 20 16 умеренный 21 21 21 20 16 инерционный 21 21 21 20 16
Без корректного изменения в политике и практикевоспроизводства минерально-сырьевой базы тенденция стагнации или падения добычив традиционном центре добычи – в Западно-Сибирской провинции (без Красноярскогокрая) – становится неизбежной. Ни конъюнктура внутреннего и внешнего рынков, нирост цен на нефть и нефтепродукты в силу инерционности системы, несмотря наналичие ресурсной базы, переломить её не смогут. Допускать перехода на этутраекторию нельзя.
В Ванкорско-Сузонском районе, который по геологическомустроению входит в Западносибирскую нефтегазоносную провинцию, добыча нефтиначнётся после 2010 г. и к 2020 г. достигнет 25 млн. т в год.
В период после 2010 г. будут сформированы Южно-Эвенкийский(Красноярский край) и Непско-Ботуобинский (север Иркутской области и западРеспублики Саха (Якутия)) центры добычи нефти в Лено-Тунгусской провинции. Пооптимистичному сценарию добыча нефти здесь к 2020 г. достигнет 61 – 64 млн. т вгод и к 2030 г. увеличится до 80 млн. т. По умеренному сценарию добыча нефти в2020 г. составит 54 – 57 млн. т и к 2030 г. достигнет 65 млн. т. В необходимыхдля этого объёмах выполнена программа лицензирования недр. Теперь задачаглавных недпрользователей («Газпром», НК «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «ТНК-ВР»и др.) – быстро и качественно провести на лицензионных участкахпроисково-оценочные и разведочные работы и подготовить прогнозируемыеместорождения к разработке. «Газпром нефть», НК « Роснефть» и «ТНК-ВР» такжедолжны ускорить разведку Юробчено-Тохомского и Коюмбинского месторождений.
На шельфе острова Сахалин добыча нефти к 2010 г. достигнет 20– 21 млн. т в год и стабилизируется на этом уровне.[1]
В Волго-Уральской провинции на Северном Кавказе добыча нефтибудет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы. В умеренном иинерционном вариантах снижение добычи в этом регионе будет более интенсивным.
В европейской части России по всем сценариям добыча нефти к2010 г. достигнет 140 млн. т в 2020 г. – 150 млн. т в год, снизившись в 2030 г.до 135 млн. т. При этом добыча нефти в Тимано-Печорской и Северо-Каспийскойпровинциях до 2020 г. будет возрастать, а затем стабилизируется.
Обеспечение намечаемых уровней и повышение эффективностинефтедобычи будут основываться на неуклонном расширении географии добычи нефтив РФ, создании новых крупных добывающих в Восточной Сибири и на ДальнемВостоке, на шельфах арктических, тихоокеанских и южных морей России, нанаучно-Техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании методов бурения ивоздействия на пласт, увеличении глубины извлечения запасов и внедрении другихпрогрессивных технологий добычи. Эти меры позволят сделать экономическиоправданны использование трудно извлекаемых запасов нефти, оптимизироватьорганизационно-тезнологическую структуру отрасли.
Исходя из современного и прогнозируемого уровня и качествасырьевой базы отрасли, необходимы:
· значительнаяинтенсификация геологоразведочных работ, которые обеспечат прирост добычи нефтииз неоткрытых на дату составления «Стратегии-2020» месторождений.Государственная программа лицензирования недр и соглашения к лицензиям на правонедропользования должны, с учётом вероятных рисков, обеспечить безусловноедостижение необходимых для устойчивого развития отрасли уровнейгеологоразведочных работ и инвестиций в них. Совершенствование закона РФ «Онедрах, налогового законодательства, подзаконных актов и административныхрешений будут обеспечивать заинтересованность недпропользователей в проведениинеолгоразведочных работ;
· резкоеповышение уровня т объёмов работ по научному сопровождению всех этапов геологоразведочныхработ, проектирования разведки и разработки месторождений;
· созданиесистемы мониторинга и научного сопровождения на федеральном и региональномуровнях системы и процесса недропользования;
· повышениекоэффициентов нефтеотдачи в целях увеличения доли извлечения и уровней текущейдобычи на разрабатываемых, проектируемых к разработке и прогнозируемых коткрытию месторождениях;
· совершенствованиесистемы подготовки инженерно-технического персонала, отраслевого менеджмента,квалифицированных рабочих для геологоразведки, глубокого бурения, геофизическихработ, обустройства и разработки нефтяных месторождений.
Государственная инновационная программа призвана обеспечитьусловия для максимального использования достижений научно-техническогопрогресса в отрасли. Приоритетными направлениями станут:
· созданиеи широкое освоение технологий и оборудования, обеспечивающих высокоэффективнуюразработку трудноизвлекаемых запасов нефти и, в первую очередь, для условийнизкопроницаемых коллекторов, резервуаров нефти с аномально низкимитемпературами и пластовыми давлениями, остаточных запасов нефти обводненныхзон, высоковязких нефтей, запасов нефти в подгазовых зонах;
· разработкаи освоение технологических комплексов по бурению и добыче на шельфе морей иконтинентального склона;
· совершенствованиетехнологий сооружения и эксплуатации геологоразведочных и нефтепромысловыхобъектов в сложных природно-климатических условиях;
· совершенствованиеи широкое освоение существующих и создание новых методов воздействия на пластыи увеличения нефтеотдачи.
Долгосрочная государственная политика в сфере добычи нефтидолжна быть направлена на создание условий, обеспечивающих устойчивое развитиеотрасли и предусматривать:
· налоговоестимулирование разработки трудноизвлекаемых запасов (в частности, путёмдифференциации ставки налога на добычу полезных ископаемых);
· совершенствованиесистемы недропользования в целях повышения заинтересованности недропользователявкладывать собственные средства в воспроизводство минерально-сырьевой базы;ограничение через лицензионное соглашение минимального и максимального уровнядобычи нефти кА каждом лицензионном участке; обеспечение полной утилизациипопутного газа и других ценных компонентов; ужесточение требований и условийвыдачи лицензий и обеспечения действенного контроля за эффективной разработкойместорождений;
· совершенствованиеобщей системы налогооблажения нефтяного комплекса, которая является чрезвычайноусложнённой и фискально ориентированной.
Достижение намеченных уровней добычи нефти в стране исоответствующего развития геологоразведочных работ и транспортнойинфраструктуры (включая строительство новых магистральных нефтепроводов иэкспортных морских терминалов) требует кратного роста инвестиций в отрасль. Основнымисточником капитальных вложений в течение всего рассматриваемого периода будутсобственные средства компаний, в том числе и тех, контрольные пакеты акцийкоторых принадлежат государству. [1]
При освоении новых районо добычи предполагается использованиезначительных государственных инвестиций в формирование транспортной иперерабатывающей инфраструктуры, а также привлечение кредитных средств наусловиях проектного финансирования законодательства должно происходить внаправлении совершенствования как лицензионной системы недропользования, так ив отдельных случаях – системы недропользования, построенной на применениирежима соглашений о разделе продукции.[1]

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной работе был проанализирован нефтяной комплекс Росси:его история; основные российские добывающие компании; объёмы добычи, экспорта,импорта нефти; оценка обеспеченности России нефтесырьём; состояние нефтянойпромышленности и нефтесервиса России; стратегия развития нефтяного комплексаРоссии.
Нынешнее состояние нефтянойпромышленности России характеризуется сокращением объемов прироста промышленныхзапасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемовразведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количествабездействующих скважин; повсеместном переходе на механизированный способ добычипри резком сокращении фонтанизирующих скважин; отсутствием некоторого значительногорезерва крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленнуюэксплуатацию месторождений; расположенных в необустроенных и труднодоступныхрайонах; прогрессирующим техническим и технологическим отставанием отрасли;недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.
Для долгосрочного устойчивого развития нефтяного комплексаРоссии, повышения экономической эффективности и технологической сбалансированностидобычи, переработки и транспорта нефти, расширения выпуска конкурентоспособнойпродукции с высокой добавленной стоимостью следует изменить производственнуюструктуру нефтегазового комплекса, без промедлений внедрять технологические иорганизационные инновации.
В сложившейся ситуации целесообразно изменитьадминистративную, налоговую и таможенную политики для стимулированиягеологоразведочных работ, ввода в эксплуатацию новых месторождений, применениясовременных методов повышения коэффициента использования нефти. Изменениеорганизационно-экономических условий работы нефтяного комплекса, активноеучастие государства в геологоразведочных работах, создании транспортной иперерабатывающей инфраструктуры, оказание дипломатической и политической поддержкидеятельности российских нефтегазовых компаний на международных рынках обеспечатустойчивое функционирование нефтяного комплекса, реализацию долгосрочных целейразвития экономики страны, усиления геополитических и экономических позицийРоссии в мире.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНКОВ
1. КонторовичА. Э., Коржубаев А. Г., Эдер Л. В. Стратегия развития нефтяного комплекса / Всероссийскийэкономический журнал «Экономика и организация». – 2008.- №7. – С. 69-78
2. КоржубаевА. Г., Соколова И. А., Эдер Л. В… Анализ тенденций в нефтяном комплексе России/ Всероссийский экономический журнал «Экономика и организация», 2009., — № 9. –С. 59-70
3. КоржубаевА. Г., Соколова И. А., Эдер Л. В… Анализ тенденций в нефтяном комплексе России/ Всероссийский экономический журнал «Экономика и организация», 2009., — № 10 –С. 85-103
4. ПусенковаН. Н… Государство в нефтяной отрасли / Всероссийский экономический журнал«Экономика и организация», 2010 ., — № 9 – С. 50-65
5. ДунаевВ.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник / В.Ф.Дунаев, В.Л. Шпаков. Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин. – Нефть и газ, 2006. – 352 с.
6. МартыновВ. Н. В нефтегазовом образовании – кризис перепроизводства / Журнал «НефтьРоссии», 2004., — № 8 – С. 12-23
7. http://institutiones.com
8. www.ru.wikipedia.org
9. www.csc.com.ua
10. www.petroleum.all-www.ru
11. http://lenta.ru/
12. www.expert.ru/
13. http://www.ngfr.ru
14. http://www.gazprom-neft.ru/
15. http://www.mirnefti.ru/
16. http://514news.com/
17. http://vff-s.narod.ru/

ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение А
/>

Приложение Б
/>

Приложение В
/>

Приложение Г
Страны с крупнейшими запасами нефти (По данным BP Statisticalreview of world energy 2010)Страна
Запасы (в миллиардах (109) баррелей) % от мировых запасов
Добыча (в тысячах (103) баррелей в день) На сколько лет хватит (рассчитывается как запасы / добыча) Саудовская Аравия 246,6 19,8 9713 75 Венесуэла 172,3 12,9 2437 194 Иран 137,6 10,3 4216 89 Ирак 115,0 8,6 2482 127 Кувейт 101,5 7,6 2481 112 ОАЭ 97,8 7,3 2599 103 Россия 74,2 5,6 10032 20 Ливия 44,3 3,3 1652 73 Казахстан 39,8 3,0 1682 65 Нигерия 37,2 2,8 2061 49 Канада 33,2 2,5 3212 28 США 28,4 2,1 7196 11 Катар 26,8 2,0 1345 55 Китай 14,8 1,1 3790 11 Ангола 13,5 1,0 1784 21 Члены ОПЕК 1024,9 77,2 33076 85 Весь мир 1333,1 100,0 79948 46