Современное состояние и перспективы развития добычи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Глава 1. Теоретические аспекты исследования добычи нефти как вида экономической деятельности

1.1 Добыча нефти как вид экономической деятельности: понятие, сущность, структура

1.2 Факторы и условия функционирования и развития добычи нефти в стране

Глава 2. Анализ современных процессов развития добычи нефти в Российской Федерации

2.1 Добыча и переработка нефти в России (РСФСР) в начале XXI в.

2.2 Уровень и динамика экспорта нефти и нефтепродуктов

Глава 3. Перспективы развития нефтяного комплекса России

3.1 Роль государства в нефтяной отрасли на примере зарубежных стран

3.2 Стратегия развития нефтяного комплекса России

Заключение

Список использованных источников

Глава 1. Теоретические аспекты исследования добычи нефти как вида экономической деятельности

1.1 Добыча нефти как вид экономической деятельности: понятие, сущность, структура

Нефть - горючая маслянистая жидкость, являющаяся смесью углеводородов, красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет, и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочной оболочке Земли; на сегодня - одно из важнейших для человечества полезных ископаемых. [8] нефть экономический добыча

История нефтяной индустрии России насчитывает уже более 130 лет. За это время нефть стала чем-то неотделимым от России (сначала в образе царской России, затем СССР и на конец Российской Федерации). Менялся облик страны, менялся режим, народ, его идеи цели и чаяния, вместе с ними менялась и нефтедобывающая отрасль, претерпевая взлеты и падения, триумфы и крахи.

В марте 1921 года, Ленин объявил о новой экономической политике, предусматривавшей значительное расширение советской рыночной системы, восстановление частных предприятий, а также расширение советской внешней торговли и продажу концессий. Это не значило, что изменились убеждения Ленина - он реагировал на срочную и крайнюю необходимость. "Мы не можем своими силами восстановить нашу разрушенную экономику без зарубежного оборудования и технической помощи", - заявлял он. Для получения этой помощи он был готов предоставить концессии "наиболее мощным империалистическим синдикатам". Характерно, что первые два примера нового курса были связаны с нефтью - "четверть Баку, четверть Грозного". Нефть могла снова, как в царские времена, стать наиболее доходным экспортным товаром. Одна из большевистских газет назвала ее "жидким золотом".[9]

Постепенно в Россию полился все более набирающий силу поток инвестиций. На многих рынках мира компании начали ощущать все растущее давление конкуренции со стороны дешевой русской нефти. Советская нефтяная промышленность, практически мертвая с 1920 по 1923 годы, начала быстро восстанавливаться с помощью крупномасштабного импорта западных технологий, и СССР вскоре вышел на мировой рынок в качестве экспортера.

Высшие руководители "Джерси" оказались перед выбором: отстаивать свои права как собственника (ведь формально она владела третью всей нефтедобычи в России), либо же смириться с ситуацией и установить торговые отношения с Советской Россией и занять свою нишу на рынке дешевой русской нефти.

В 1922 году "Джерси", "Ройял Датч/Шелл" и Нобели приступили к формированию "Фронта Юни". Целью было создание общего блока против советской угрозы их нефтяной собственности в России. Впоследствии к ним присоединилась еще дюжина компаний. Все члены блока обязались бороться с Советским Союзом совместно. Они договорились добиваться компенсации за национализированную собственность и воздерживаться от индивидуальных дел с русскими. "Братство торговцев нефтью" с трудом верило друг другу и не верило Советам. Поэтому, несмотря на взаимные заверения и обещания, "Фронт Юни" с самого рождения стоял на весьма неустойчивых ногах. [9]

К концу двадцатых годов крупнейшим компаниям надоел вопрос русской нефти. Попытки вернуть собственность или добиться компенсации стали делом безнадежным. Кроме того, на месторождении Баба-Гур-Гур в Ираке забил новый фонтан, который заставил обратить взоры на новые источники нефти на Ближнем Востоке. Созданный на обломках постцарской России СССР, сумел выжить во многом благодаря успешно организованной продаже нефтяных концессий. Позднее, с окончанием НЭПа концессии были закрыты, иностранные специалисты отправлены по домам или по лагерям, а весь доход от нефти Баку, Грозного, Майкопа, Сахалина потек в казну государства.

С 1960 года в СССР были освоены огромные месторождения Поволжья, Тимано-Печоры и Западной Сибири.

Когда Союз немного окреп, Новая Экономическая Политика была свернута. Однако, несмотря на все разговоры о "мировой революции" и "холодной войне", нефтяной бизнес СССР велся с Западом почти без перерыва. В гитлеровской Германии почти до самой войны работала сеть советских автозаправок. После войны (1940 - 1945) советская нефть официально практически не выходила за пределы "железного занавеса". Но на деле все было иначе. В 1954 году Арманд Хаммер от лица американской компании Occidental Petroleum 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 акцент переместился с Каспия на Сибирь, продавал свою нефть, выполняя венесуэльские и иракские контракты.

Нефтяные кризисы 1973 и 1979 годов открыли для советской нефти 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 с итальянской государственной компанией ENI "нефть в обмен на трубы" был лишь одним из примеров удачных попыток советского руководства решить технические проблемы нефтяной отрасли.

Во второй половине 80-х цены на нефть были низки. Резко уменьшившийся приток в казну нефтедолларов больше не мог покрывать непомерно раздутый военный бюджет и неэффективную экономику. Страна впала в затяжной кризис. Попытка вывести ее из этого кризиса закончилась крахом супердержавы.

После распада Советского Союза государственные предприятия были акционированы, и значительная их часть перешла в частные руки.

Роль иностранцев в российской нефти после приватизации оказалась гораздо менее значительной, чем предполагалось в начале 1990-х годов. Крупные нефтяные компании были не готовы идти в Россию без существенных гарантий. Англо-голландская компания Royal Dutch/Shell начала разработки на Сахалине только в рамках соглашения о разделе продукции, то есть, имея самые прочные из возможных гарантий. [9]

Показательно, что самый широко разрекламированный шаг - покупка британской ВР доли в нефтяной компании "Сиданко" - закончился громким скандалом. Британцы оказались втянутыми в олигархическую войну, шансов победить в которой у них не было.

Однако спустя несколько лет, уже при Путине, ВР вернулась в Россию, создав совместную с ТНК компанию. Больших слияний и поглощений в нынешних условиях зрелой нефтяной индустрии ждать не приходится, но если больших потрясений в России не будет, то иностранные компании так или иначе последуют примеру ВР.

Российской нефтяной промышленности опять, как и в начале прошлого века, нужны западные средства, технологии и опыт.

Иностранцам, как и раньше, если не больше, нужны гарантии стабильности. Но, как и в других странах с нестабильными режимами и весьма условными представлениями о правах собственника, инвесторы будут стремиться к вышкам и трубам при любой возможности. Риск в случае удачи будет оправдан.[9]

1.2 Факторы и условия функционирования и развития добычи нефти в стране

В настоящее время с учётом аффилированных связей добычу нефти и конденсата в стране осуществляют вертикально-интегрированные нефтяные компании ("Славнефть", "РуссНефть", "Лукойл", "Росснефть", "ТНК-ВР", "Сургутнефтегаз", "Татнефть", "Башнефть"), концерн "Газпром" (включая "Газпром нефть") и 140 сравнительно небольших компаний, которые представлены организациями с российским, иностранным и смешанным капиталом, в том числе в составе горно-металлургических ("Норильский никель", "АЛРОСА") и других интегрированных компаний. Крупнейшие нефтегазовые компании обеспечивают в последние годы 93-95% добычи нефти и газа в стране. Все крупные нефтеперерабатывающие заводы России (за исключением группы заводов в Башкирии) и большая часть мини-НПЗ входят в состав ВИНК. Экономические позиции конкретных ВИНК в стране определяют возможности их эффективной деятельности и на международных рынках, участия в проектах разведки и добычи нефти и газа, их переработки 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. Государство является собственником контрольного пакета акций Газпрома - 50,002%.

Рисунок 1.1 - Логотип компании ОАО "Газпром"

"ЛУКОЙЛ" - одна из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Основными видами деятельности компании являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбыт произведенной продукции. Основная часть деятельности компании в секторе разведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, основной ресурсной базой является Западная Сибирь. "ЛУКОЙЛ" владеет современными нефтеперерабатывающими, газоперерабатывающими и нефтехимическими заводами, расположенными в России, Восточной Европе и странах ближнего зарубежья. Основная часть продукции компании реализуется на международном рынке. "ЛУКОЙЛ" занимается сбытом нефтепродуктов в России, Восточной и Западной Европе, странах ближнего зарубежья и США. "ЛУКОЙЛ" является второй крупнейшей частной нефтегазовой компанией в мире по размеру доказанных запасов углеводородов.

Доля компании в общемировых запасах нефти составляет около 1,3%, в общемировой добыче нефти - около 2,3%. Компания играет ключевую роль в энергетическом секторе России, на ее долю приходится почти 19% общероссийской добычи и переработки нефти.

Рисунок 1.2 - Логотип компании "ЛУКОЙЛ"

ОАО "Сургутнефтегаз" - одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. "Сургутнефтегаз" отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий. Территория по среднему течению реки Оби, в районе города Сургута, в середине шестидесятых годов стала одним из первых районов добычи нефти и газа в Западной Сибири. В 1993 году на базе имущественного комплекса производственного объединения "Сургутнефтегаз" было основано одноименное акционерное общество. В настоящее время более чем 50 подразделений ОАО "Сургутнефтегаз" выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа. Согласно независимой оценке, проведенной по международным стандартам, извлекаемые запасы нефти и газа ОАО "Сургутнефтегаз" составляют около 2,5 миллиардов тонн нефтяного эквивалента.

Пополнение сырьевой базы происходит за счет приобретения новых перспективных участков и проведения геологоразведочных работ на месторождениях. [10]

Рисунок 1.3 - Логотип компании ОАО "Сургутнефтегаз"

"Газпром нефть" - одна из крупнейших нефтегазовых компаний России. Основные направления деятельности "Газпром нефти" - это добыча нефти и газа, нефтегазовый промысловый сервис, нефтепереработка и маркетинг нефтепродуктов. Доказанные запасы нефти компании превышают 4 миллиарда баррелей, что ставит ее в один ряд с двадцатью крупнейшими нефтяными компаниями мира. "Газпром нефть" осуществляет свою деятельность в крупнейших нефтегазоносных регионах России: ХМАО, ЯНАО, Томской и Омской областях, а также в Чукотском АО.

Основные перерабатывающие мощности компании находятся в Омской, Московской и Ярославской областях. Сеть сбытовых предприятий "Газпром нефти" охватывает всю страну.

Рисунок 1.4 - Логотип компании "Газпром нефть"

Глава 2. Анализ современных процессов развития добычи нефти в Российской Федерации

2.1 Добыча и переработка нефти в России (РСФСР) в начале XXI в.

Россия - крупнейший в мире производитель и экспортёр нефти и газа, 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 1153 млн. т условных углеводородов, включая 488 млн. т нефти в 665 млрд. м 3 газа. Экспорт нефти и нефтепродуктов превысил 350 млн. т, газа - 203 млрд. м 3. [2]

Нефтяная промышленность России - не только важный элемент мирового рынка нефти, она играет значительную роль в социально-экономическом развитии 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 (с 1991 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 увеличении инвестиций привело к тому, что в 2007 г. добыча нефти в России возросла более чем на 60% по отношению к уровню 1999г.

В 2000 - 2009 гг. быстрыми темпами развивалась транспортная инфраструктура нефти. За 2000 - 2006 гг. была сформирована альтернативная транзиту через Прибалтику система прямых поставок на рынки Северо-Западной Европы - Балтийская трубопроводная система; модернизированы участки нефтепроводов АК "Транснефть", реконструированы порты в Новороссийске, Находке, Туапсе и др. В апреле 2006г. начато строительство нефтепровода "Восточная Сибирь - Тихий океан" *ВСТО), в октябре 2008г. введён в эксплуатацию в реверсном режиме крупный участок нефтепровода ВСТО "Талахан - Тайшет", а в декабре 2009г. намечено завершение формирования первой очереди "Тайшет - Сковородино", ведётся строительство нефтепровода - отвода на Китай, пуск которого запланирован на январь 2011г.[2]

При этом воспроизводство сырьевой базы нефти не соответствовало быстро растущей добыче. Неудовлетворительно производились сбор и утилизация попутного нефтяного газа, оставались низкими качество разработки нефтяных месторождений и коэффициенты извлечения нефти. Активное применение методов интенсификации нефтеотдачи пласта, особенно в 2000 - 2005 гг., в последующем привело к замедлению роста добычи, на ряде месторождений - катастрофическому.

Фундаментальными причинами падения добычи нефти стали: истощение сырьевой базы на значительной части эксплуатируемых месторождений в традиционных районах нефтедобычи (Западная Сибирь, Волго-Урал); смещение сроков реализации 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 с 2008г., - её абсолютное сокращение. В 2008г. добыча нефти и конденсата в России составила около 488,5 млн. т - это первое место в мире, более чем на 10% больше уровня добычи Саудовской Аравии. Но одновременно впервые за последние 10 лет в стране произошло снижение производства (падение добычи по итогам года составило около 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 нефтяной промышленности - Западная Сибирь, где добывается около 68% всей отечественной нефти (таблицы 2.2, 2.3). Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - основной нефтедобывающий регион (80%), крупномасштабная добыча нефти и конденсата ведётся также в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) и Томской области. В последние годы введены в эксплуатацию месторождения Омской, Новосибирской и юга Тюменской областей, где суммарный объём добычи составил в 2008г. около 5 млн. т.

Таблица 2.2 - Добыча нефти и конденсата по регионам России в 2008г.

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	0
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 на 1,7%; при этом, наряду с продолжающимся с 2005 г. сокращением производства в ЯНАО, 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, при этом на юге Тюменской области наметился некоторый рост.

Таблица 2.3 - Добыча нефти в Западной Сибири в 1970 - 2008 гг. по субъектам Федерации

Год	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 на 1,7%; при этом, наряду с продолжающимся с 2005 г. сокращением производства в ЯНАО, 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, при этом на юге Тюменской области наметился некоторый рост.

Снижение добычи в Западносибирской нефтегазоносной провинции происходит на большинстве крупнейших месторождений (кроме Приобского, где все последние годы отмечается органический рост производства), наибольшее сокращение происходит в Ноябрьском, Пуровском и Сургутском нефтедобывающих районах.[2]

В европейской части России в 2008 г. добыто около 29% российской нефти. Прирост составил около 2,1%, что связано с расширением добычи в Тимано-Печорской провинции (на 5,8%), а также в Волго-Уральской (2,7%). Развитие проектов "Лукойла" в Тимано-Печоре и на шельфе Северного Каспия позволит в ближайшие годы увеличить добычу нефти в регионе. Но уже с 2009г. сокращается добыча нефти в Урало-Поволжье и продолжает падать на Северном Кавказе, прежде всего за счет снижения производства в Татарстане, Башкирии, Ставропольском и Краснодарском краях, Саратовской области, других регионах.

В Восточной Сибири, включая Республику Саха, в результате запуска участка нефтепровода ВСТО с октября 2008 г. происходит быстрое наращивание добычи. В целом в 2008 г. там добыто около 1,4 млн. т (в 3,5 раза больше, чем в 2007 г.), из которых свыше 0,8 млн. т - на крупнейших Талаканском и Верхнеченском месторождениях. В первом квартале 2009 г. добыча нефти в регионе увеличилась почти в 10 раз по сравнению с соответствующим периодом 2008 г. В настоящее время продолжается рост добычи нефти на месторождениях Сибирской платформы, прежде всего, в Лено-Тунгусской провинции. Ведётся подготовка к промышленной эксплуатации Ванкорского месторождения на севере Красноярского края, в геологическом плане приуроченного к Западносибирской нефтегазоносной провинции.

Добыча нефти на Сахалине снизилась в 2007 - 2008 г. с 14,5 до 12,9 млн. т. Основное сокращение произошло в рамках проекта "Сахалин-1" в результате исчерпания сырьевой базы а части реализации первой фазы проекта, связанного в том числе с интенсивным наращиванием производства в 2006 - 2007 гг. В ближайшие годы прирост добычи должен обеспечить проект "Сахалин-2".[2]

Динамика добычи нефти по компаниям. Основной рост добычи в 2007 - 2007 гг. происходил за счёт крупных компаний, обладающих финансовыми ресурсами и технологиями для ввода новых объектов в разработку, а также благодаря интенсификации добычи на разрабатываемых месторождениях. Наибольшие темпы роста добычи нефти показали "Газпром нефть" (до 2006 г. "Сибнефть"). "ТНК-ВР", "Роснефть", "ЮКОС" (до 2004г., позднее активы компании перешли под контроль "Роснефти"), Сургутнефтегаз".

С конца 1990-х до начала 2000-х нефтегазовом комплексе России шли процессы передела и укрупнения собственности в результате централизации концентрации производства и капитала. В начале 2009 г. на долю вертикально-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. по компаниям, 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	0	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 темпов роста (а в ряде случаев - абсолютное сокращение добычи нефти по крупнейшим нефтегазодобывающим подразделениям) проявились с конца 2006 г. В 2007 г. стагнацию добычи нефти удалось компенсировать лишь увеличением добычи в рамках проекта "Сахалин-1" с иностранным оператором (Exxon). В начале 2007 г. "Сахалин-1" вышел на проектную мощность 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 каждому из холдингов в целом (см. таблица 2.4). Но благодаря приросту у "Лукойла" в Республике Коми ("Лукойл-Коми"), Ненецком автономном округе ("Нарьянмарнефтегаз") и Пермском крае ("Лукойл-Пермь"), а у "ТНК-ВР" - в Оренбургской области ("Оренбургнефть", Бугурусланефть") общее падение производства оказалось незначительным.

Наиболее заметный прирост добычи нефти в России в 2008 г., позволивший отчасти компенсировать падение других на других объектах, показало крупнейшее 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 компаний наибольшее сокращение добычи в 2008 г. произошло в "Мегионнефтегазе" ("Славнефть") - 13,6%. "Покачевнефтегазе" ("Лукойл") - 11,1%. "Нижневартовском НГДП" ("ТНК-ВР"), "Пурнефтегазе" ("Роснефть") - 9,9%.

В настоящее время устойчивая тенденция для большинства эксплуатируемых месторождений Западной Сибири и европейской части страны - это стабилизация и постепенное снижение уровней добычи.[6]

Освоение месторождений в новых нефтегазоносных провинциях пока сдерживается отсутствием транспортной инфраструктуры и организационно-экономическими факторами. Недостаточный для компенсации падения добычи в старых нефтедобывающих регионах рост производства в 2008 г. в Лено-Тунгусской и Тимано-Печёрской провинциях произошел в результате переноса АК "Транснефть" сроков завершения строительства первой очереди нефтепровода ВСТО (на конец 2009 г.), изменения НК "Роснефть" графика ввода в эксплуатацию Ванкорского месторождения, более позднего ввода в эксплуатацию НК "Лукойл" Южно-Хыльчуюского месторождения. Произошло смещение сроков перехода на круглогодичную добычу нефти в рамках проекта "Сахалин-2" (международный консорциум Sakhalin Energy при контрольном пакете у ОАО "Газпром"); пройден пик добычи нефти в рамках проекта "Сахалин-1" (Exxon), в результате в 2008 г. добыча здесь снизилась на 18% относительно 2008 г.[12]

Незначительное увеличение добычи нефти у компаний "Татнефть" и "Башнефть" связано с переводом на дифференцированный расчет НДПИ ряда месторождений компаний с трудноизвлекаемыми запасами, на поздних стадиях эксплуатации. Компаниями осуществляется значительные инвестиции в бурение новых скважин, разработку и внедрение технологий увеличения нефтеотдачи с помощью вторичных и третичных методов, повышение коэффициента нефтеизвлечения. [2]

По мощности и объему переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая. Переработку жидких углеводородов осуществляет 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини-НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода.

Суммарные производственные мощности отечественной перерабоки жидких углеводородов составляют по сырью 272,3 млн. т в год (таблица 2.5). С середины 1980-х до начала 1990-х годов суммарная мощность российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) составляла 351,5 млн. т (второе место в мире). После кризиса 1990-х годов, а также в результате модернизации производств и увеличения доли вторичных процессов производственные мощности по первичной переработке значительно сократились.[3]

Таблица 2.5 - Объём первичной переработки нефти в 2007 - 2008 гг.

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 владеют активами 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 нефти приходится на заводы мощностью от 6 до 15 млн. т (табл. 8). В других крупных нефтеперерабатывающих странах, в частности в США, также основная часть нефти перерабатывается на НПЗ сопоставимой мощности 6 - 15 млн. т. На долю крупных НПЗ (более 15 млн. т в год) в России приходитс 16,5% переработки нефти, в США - 23,3%.[3]

Большинство нефтеперерабатывающих заводов на территории России построены в конце 1940-х - середине 1960-х годов, когда площадки для строительства выбирались с целью приблизить места производства нефтепродуктов к районам их концентрированного потребления. Значительные мощности были созданы на Урале и в Поволжье, до конца 1960-х считавшихся крупнейшими нефтедобывающими центрами 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 нефтеперерабатывающих заводов, из них шесть за пределами РФ - в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте, Павлодаре. Выбор ыл продиктован необходимостью наладить нефтепереработку в регионах, испытывающих дефицит нефтепродуктов. Единственным нефтеперерабатывающим предприятием, построенным в РСФСР после 1966 г., стал Ачинский НПЗ (1982 г.), если не считать организации в 1979 г. переработки нефти на "Нижнекамснефтехиме" для обеспечения потребности нефтехимического производства. [3]

Таблица 2.6 - Производство нефтяных топлив и масел в 2008 г. по компаниям

Компания	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 и благоприятной экспортной конъюнктуры на большинстве НПЗ увеличились объёмы первичной переработки нефти и уровни загрузки мощностей. Отчасти этому способствовала разница между экспортной пошлиной на сырую нефть и на нефтепродукты. Темпы роста переработки нефти на заводах, не входящих в структуру ВИНК ("Салаватнефтеоргсинтез", Московский НПЗ и др.), в условиях отсутствия собственных источников оказались ниже средних по отрасли.[3]

Таблица 2.7 - Мощности НПЗ России и США и объемы переработки нефти

Мощность 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 и благоприятной экспортной конъюнктуры на большинстве НПЗ увеличились объёмы первичной переработки нефти и уровни загрузки мощностей. Отчасти этому способствовала разница между экспортной пошлиной на сырую нефть и на нефтепродукты. Темпы роста переработки нефти на заводах, не входящих в структуру ВИНК ("Салаватнефтеоргсинтез", Московский НПЗ и др.), в условиях отсутствия собственных источников оказались ниже средних по отрасли.

Глубина переработки в 2008 г. составила 71,5%, снизившись за год на 0,4%; в целом же за последние десять лет глубина переработки увеличилась более чем на 5% (таблица 2.8).

Медленный рост глубины переработки в 1999 - 2006 гг., а в 2007 - 2008 гг. - некоторое снижение обусловлены как необходимостью затратных мероприятий по модернизации оборудования, так и отсутствием рыночной мотивации к повышению глубины переработки. Состояние внутреннего рынка и особенности российского сегмента на международном рынке нефтепродуктов (мазут и дизельное топливо) не стимулирует изменения структуры выпуска.[3]

Таблица 2.8 - Динамика первичной переработки нефти в России в 1998 - 2008 гг. и выпуск основных видов нефтепродуктов, млн. т

Показатель	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 продолжает доминировать производство тяжёлых и средних фракций, прежде всего - мазута и дизельного топлива. В 2008 г. доля дизельного топлива в структуре производства нефтяных топлив и масел оценивалась в 37,8% (69 млн. т), мазута топочного - 35% (63,9 млн. т), прочих нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масла смазочные и др.) - 13,8% (7,5 млн. т).

Производимый в России автомобильный бензин поставляется преимущественно на внутренний рынок, в то время как около половины дизельного топлива и свыше 70% мазута экспортируется. Внутреннее коммерческое потребление нефтепродуктов в России в 2008 г. (без учёта технологических нужд и потерь на промыслах, НПЗ и в трубопроводах) составило около 97 млн. т. Относительно низкое качество выпускаемого автомобильного бензина сдерживает выход на международные рынки конечных продаж. Экспортируемое дизельное топливо и мазут служат полупродуктами, которые в дальнейшем используются как сырьё на НПЗ в странах-импортёрах.[12]

В 2000-е годы в нефтеперерабатывающей промышленности России происходили интенсивная централизация (укрупнение за счёт слияний и поглощений) и концентрация (укрупнение за счёт увеличения инвестиций и расширения производства). Больше других в 2000 - 2008 гг. увеличила объёмы первичной переработки "Роснефть" (почти четырёхкратно), в основном за счёт присоединения нефтеперерабатывающих заводов "ЮКОСа". В "Лукойле" прирост составил 57% как за счёт органического роста, так и в результате приобретения заводов "Нижегороднефтеоргсинтез" и "Ухтанефтепереработка", "ТНК-ВР" выросла на 31%.

Российские НПЗ отстают по технологическому уровню от заводов Европы, США, стран АТР. Доля вторичных процессов "каталитический крекинг, гидрокрекинг, процессы изомеризации и риформинга" на отечественных заводах ниже. Коэффициент Нельсона - обобщающий показатель, характеризующий сложность переработки для российских заводов составляет в среднем 4,25, тогда как средний европейский уровень - 6,5, американский - 9,5, азиатский - 4,9.[3]

На современных нефтеперерабатывающих заводах мира вторичные процессы превалируют. Например, на ряде заводов США доля вторичных процессов достигает 330% (от уровня первичной переработки), в том числе деструктивных процессов - 113% (также от уровня первичной переработки). В России доля вторичных процессов в первичной переработке нефти составляет в среднем 54%; технологическая структура по нефтеперерабатывающим заводам и нефтяным компаниям однородна: от 11,0% на Хабаровском НПЗ до 140% на "Уфанефтехиме". Наиболее развитыми предприятиями по сложности технологических схем переработки нефти считаются Уфимская группа заводов (Уфимский НПЗ, "Уфанефтехим", Ново-Уфимский НПЗ), "Пермнефтеоргсинтез", Ярославнефтеоргсинтез", Рязанский НПК и Омский НПЗ. Последнее предприятие возглавляет рейтинг по доле деструктивных процессов (30%).

Тенденции рынка нефтепродуктов таковы, что нефтяные компании вынуждены пересматривать своё отношение к технологическому состоянию принадлежащих им НПЗ. Благодаря росту спроса на дизельное топливо в России и Европе следует ожидать увеличения объёмов его производства и доведения качества до европейских стандартов. Поскольку российские стандарты качества бензина всё ещё отстают от западных, а спрос на него будет расти медленнее, чем на дизтопливо, модернизация российских НПЗ, в первую очередь, будет ориентирована на увеличение 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 особенностями налогообложения нефтяного бизнеса, когда экспорт полупродуктов - мазута и дизельного топлива, которые в дальнейшем используются во вторичной переработке в Европе, коммерчески выгоднее.

Основная часть экспорта в ближнее зарубежье осуществлялась в Белоруссию - 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 мазута поставляется 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 в дальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию конечного потребления, преимущественно, в моторное топливо. Экспорт автомобильного топлива 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 дальнее зарубежье 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 мазута поставляется 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 в дальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию конечного потребления, преимущественно, в моторное топливо.[11]

Таблица 2.11 - Экспорт нефтепродуктов из России с дифференциацией 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

Различия связаны с тем, что значительная часть мазута поставляется 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 в дальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию конечного потребления, преимущественно, в моторное топливо.[3]

Экспорт прочих нефтепродуктов (бензин для химической промышленности, прямогонный бензин, керосин, реактивное топливо, лёгкие и средние 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 трубопроводам экспортируется часть автомобильного топлива. Весь мазут в силу специфики агрегатного состояния экспортируется по железной дороге.

Благодаря высокой цене на нефть на мировых рынках рост её добычи в стране проходил значительно более быстрыми темпами, чем предполагалось в самых оптимистичных вариантах "Стратегия-2020". Активно развивалась транспортная инфраструктура: в течение нескольких лет была сформирована альтернативная транзиту через Прибалтику система прямых поставок нефти на рынки Северо-Западной Европы; с использованием самых современных технологических решений ведётся строительство нефтепровода "Восточная Сибирь - Тихий океан"; проведена модернизация участков системы нефтепроводов АК "Транснефть"; реконструкция портов в Новороссийске, Находке и др. Но при этом воспроизводство сырьевой базы не отвечало быстро растущей добыче нефти, неудовлетворительно производились сбор и утилизация попутного нефтяного газа, по-прежнему низкими оставались качество разработки нефти, медленно росли объём и глубина её переработки.[3]

Глава 3. Перспективы развития нефтяного комплекса России

3.1 Роль государства в нефтяной отрасли на примере зарубежных стран

В последнее время в нефтяном комплексе резко усилилась роль государства. Государственная "Роснефть" при приобретении активов "ЮКОСА" превратилась в гиганта с объёмом добычи в 116 млн. т в 2009 г. Государству перешли "Сибнефть", половина "Славнефти".

В глобальной нефтяной промышленности также кардинально изменился баланс сил между международными нефтяными компаниями (МНК) и национальными нефтяными компаниями (ННК), которые стали основными владельцами "чёрного золота" планеты. ННК - это компании из нефтегазодобывающих развивающихся стран (кроме норвежской Statoil). В основном созданы после второй мировой войны, при национализации нефтегазовых активов. Они полностью или частично принадлежат государству и являются монополиями или контролируют большую долю нефтегазового сектора страны. ННК - инструмент государственной политики; они выполняют по поручению правительства социальные и/или политические функции и получают за это дополнительные привилегии.[4]

Рисунок 3.1 - Распределение мировых доказанных запасов нефти по типам компаний, %

В будущем роль ННК возрастёт еще больше. Международное энергетическое агентство прогнозирует, что 90% добычи углеводородов до 2030 г. будут обеспечивать развивающиеся страны и лишь 10% - государства ОЭСР (с 1971 г. по 2000 г. государства ОЭСР давали 40% мировой добычи нефти, а развивающиеся страны - 60%).

Газета Financial Times назвала самые влиятельные национальные нефтегазовые компании: Aramco; "Газпром"; CNPC; PDVSA; Petrobras и Petronas. Они контролируют почти треть мировой добычи углеводородов и более трети запасов. [4]

Таблица 3.1 - Рандирование ведущих частных и государственных нефтегазовых 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	0
4	4	PDV	Венесуэла	100
5	5	CNPC	Китай	100
6	6	BP	Великобритания	0
7	7	Royal Dutch Shell	Великобритания/Нидерланды	0
8	8	ConocoPhillips	США	0
9	9	Chevron	США	0
10	10	Total	Франция	0
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	0
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 всех стадий производственного процесса и растущими технологическими сложностями добычи. Типичный пример - Saudi Aramco из Саудовской Аравии. Это самая влиятельная нефтяная компания мира, контролирующая примерно 89% запасов нефти королевства. Нефть обеспечивает 80 - 85% экспортной выручки 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 в нейтральной зоне. Страна обеспечена доказанными запасами на 74,6 года. В Саудовской Аравии имеется ещё около 103 млрд. бар. возможных и вероятных запасов. 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 морское месторождение с запасами в 25 - 35 млрд. бар.).[10]

Добыча в стране ведётся давно, и многие месторождения стареют: Abqaiq выработан на 74%, Ghawar - на 48%, молодое месторождение Shaybah - всего на 5%, а средний показатель выработанности по Aramco - 23%.

Месторождения Aramco истощаются на 7 - 8% в год, но по прогнозам, инвестиции в управление пластами должны уменьшить этот спад до 2% в год.[] Саудовской Аравии нужно иметь примерно 700 тыс. бар. в день дополнительной мощности ежегодно просто для того, чтобы компенсировать естественное старение месторождений.

Министерство нефтяной промышленности Саудовской Аравии регулярно заявляет о долгосрочной цели - поддерживать стратегическую свободную мощность в 2 - 2,5 млн. бар. в день, чтобы компенсировать неожиданные сбои в глобальной нефтедобыче. В мае 2006 г. Saudi Aramco обнародовала стратегический план стоимостью в 18 млрд. дол., направленный на то. чтобы увеличить производственные мощности до 12,5 млн. бар. в день к 2009 г. и 15 млн. бар. в день к 2020 г. (если это будет оправдано мировым спросом на нефть).[4]

Но Saudi Aramco становится всё труднее играть роль балансирующего производителя, с которой раньше она блестяще справлялась. Если прежде компания могла расширить добычу, просто вводя в эксплуатацию законсервированные скважины, то теперь ей приходится прибегать к более 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. При этом непубличным компаниям сложнее привлекать денежные средства, чем публичным, так как они не имеют полноценного доступа к рынкам капитала и вынуждены полагаться на самофинансирование.

Специфика ННК состоит в том, что государство как основной собственник возлагает на них дополнительные социальные, экономические и политические функции, которые зачастую мешают ННК замещать запасы, расширять добычу и эффективно работать, подрывают возможности привлекать капитал и международную конкурентоспособность. Без необходимости зарабатывать прибыль на капитал и адекватной финансовой прозрачности, ННК часто нерационально используют дефицитные финансовые ресурсы.