Нефтяные ресурсы России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Санкт-Петербургский государственный аграрный университет

Кафедра экономической географии

Курсовая работа

Нефтяные ресурсы России

Выполнил: студент

группы 082113

Хрепкова Марина Александровна

Санкт-Петербург 2013 г.

Содержание

Введение

Глава 1. Обзор исторических и организационных вопросов формирования нефтяного комплекса

1.1 История нефтяной индустрии России

1.2 Основные российские нефтедобывающие компании

Глава 2. Анализ состояния нефтяного комплекса России

2.1 Добыча и переработка нефти в России

2.2 Уровень и динамика экспорта нефти и нефтепродуктов

Глава 3. Перспективы развития нефтяного комплекса

3.1 Роль государство в нефтяной отрасли на примере зарубежных стран

3.2 Стратегия развития нефтяного комплекса России

Заключение

Список использованных источников

Приложения

Введение

На сегодняшний день в российской экономике нефтяной комплекс играет немаловажную роль. Это обусловлено тем, что Россия пока является сырьевым придатком мировой экономики. Одним из основных экспортируемых товаров является нефть. В данной курсовой работе рассматривается нынешнее состояние нефтяного комплекса, историю его становления и направления развития.

Нефтяные ресурсы ограничены и общее состояние комплекса в нашей стране неудовлетворительное. Поэтому ключевым фактором успеха является принятие правильного решения о том, как строить дальнейшею стратегию развития в рамках комплекса и всего государства.

нефтяной экспорт переработка

Глава 1. Обзор исторических и организационных вопросов формирования нефтяного комплекса

1.1 История нефтяной индустрии России

Нефть (греч. нбциб, или через тур. neft, от персидск. нефт; восходит к аккад. Напатум -- вспыхивать, воспламеняться) -- 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]

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 течение многих столетий на безводном Апшеронском полуострове, "отростке" Кавказских гор, выдающемся далеко в окруженное сушей Каспийское море, отмечались выходы нефти на поверхность.

В октябре 1876 года первая партия нефти для осветительных приборов с завода Нобеля прибыла в Санкт-Петербург. В том же году в Баку приехал брат Роберта - Людвиг. Обладая опытом сотрудничества с имперской системой, Людвиг завоевал доверие Великого Князя, брата царя и наместника на Кавказе. Для повышения эффективности 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 нескольких последующих лет российская нефть завоевала популярность и даже превзошла по этому показателю американскую, по крайней мере на какое-то время, а швед Людвиг Нобель стал "нефтяным королем Баку".

Крупный интегрированный нефтяной концерн, созданный Людвигом, вскоре завоевал господство на рынке российской нефти. Присутствие нефтедобывающего товарищества "Братья Нобель" было заметно на всей территории империи: скважины, трубопроводы, нефтеочистительные заводы, танкеры, баржи, хранилища, собственные железные дороги, розничная сбытовая сеть, а также заграничные рабочие.

В 1886 году Ротшильды образовали "Батумское нефтеперерабатывающее товарищество", известное впоследствии лишь по его русской аббревиатуре "БНИТО". Они построили в Батуме нефтехранилища и предприятия по сбыту. Вскоре "БНИТО" заняло второе место в России по объемам добычи нефти, а на мировой арене появился еще один игрок. В 1883 году было закончено строительство железной дороги из Баку, что почти сразу же превратило Батум в один из крупнейших нефтяных портов в мире.

До Первой Мировой войны русская нефть была одним из важнейших элементов на мировом рынке. В это время крупнейшими кампаниями работающие с русской нефтью владели Ротшильды и Нобели. В 1911 Ротшильды решили вывести свои деньги из нестабильного и рискованного рынка России и продали принадлежавшую им «БНИТО» американской "Ройял Датч/Шелл". После февральской революции все нефтяные промыслы в России были национализированы коммунистическим правительством. Позднее и семье Ротшильдов, пришлось бежать и страны в Париж, при этом продав весь свой бизнес. [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.

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

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]

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

1.2 Основные российские нефтедобывающие компании

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.

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%.

«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.

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. Согласно независимой оценке, проведенной по международным стандартам, извлекаемые запасы нефти и газа ОАО «Сургутнефтегаз» составляют около 2,5 миллиардов тонн нефтяного эквивалента.

«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.

Учредителями ОАО «Славнефти» стали: Госкомимущество России с первоначальной долей в уставном капитале Компании 86,3% и Мингосимущество Республики Беларусь (7,2 %). «Славнефть» владеет лицензиями на геологическое изучение недр, разведку и добычу нефти и газа на 39 лицензионных участках на территории Западной Сибири и Красноярского края. Работая на Мегионском, Аганском и ряде других месторождений, общество добывает ежемесячно более 1,65 млн. тонн углеводородного сырья. Ежегодная добыча всех предприятий превышает 20 млн. тонн нефти. [10]

Компания «Татнефть» - одна из крупнейших в нефтегазовом комплексе России. Компания является холдинговой структурой, в состав которой входят нефтегазодобывающие управления, нефтегазоперерабатывающие, нефтехимические предприятия, а также предприятия и сервисные производства, реализующие нефть, продукты нефтегазо-переработки и нефтехимии. Кроме того, компания участвует в банковской и страховой деятельности. Важнейшей составляющей деятельности Компании «Татнефть» является совершенствование и разработка новых методов нефтедобычи.

«Роснефть» -- лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Основными видами деятельности «Роснефть» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции. География деятельности «Роснефть» в секторе разведки и добычи охватывает все основные нефтегазоносные провинции России: Западную Сибирь, Южную и Центральную Россию, Тимано-Печору, Восточную Сибирь и Дальний Восток, а также реализует проекты в Казахстане, Алжире и Туркменистане.

«РуссНефть» входит в десятку крупнейших нефтяных компаний страны. В ее структуру входят 21 добывающее предприятие, 2 нефтеперерабатывающих завода и собственная сбытовая сеть АЗС, расположенные в 14 регионах России и СНГ. География деятельности «РуссНефти» охватывает ХМАО, ЯНАО, Томскую, Ульяновскую, Пензенскую, Волгоградскую, Брянскую, Саратовскую, Кировскую, Оренбургскую области, Краснодарский край, Республику Удмуртия и Республику Беларусь. [10

ТНК-ВР является одной из ведущих нефтяных компаний России и входит в десятку крупнейших частных нефтяных компаний в мире по объемам добычи нефти. ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе. Акционерам ТНК-ВР также принадлежит около 50% акций компании «Славнефть». ТНК-ВР - вертикально интегрированная нефтяная компания, в портфеле которой ряд добывающих, перерабатывающих и сбытовых предприятий в России и Украине. Добывающие активы компании расположены, в основном, в Западной Сибири (Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, Тюменская область), Восточной Сибири (Иркутская область) и Волго-Уральском регионе (Оренбургская область). В 2007 году добыча компании составила 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]

Глава 2. Анализ состояния нефтяного комплекса России

2.1 Добыча и переработка нефти в России в 1970 - 2009 гг.

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. м3 газа. Экспорт нефти и нефтепродуктов превысил 350 млн. т, газа - 203 млрд. м3. [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 (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 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 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%). 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.) В первом квартале 2009 г. добыча нефти в регионе увеличилась почти в 10 раз по сравнению с соответствующим периодом 2008 г.

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]

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%.

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]

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 приходитс16,5% 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
Прочие	12,0	10,8	12,2	10,6

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 автомобильного топлива бензина (в основном в страны СНГ и Восточной Европы) незначителен - 4,1% в структуре общего экспорта, или 4,7 млн. т.

Экспорт прочих нефтепродуктов (бензин для химической промышленности, прямогонный бензин, керосин, реактивное топливо, лёгкие и средние дистилляты и др.) оценивается в 12.2 млн. т.

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]

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]

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.

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%.

Раньше огромную часть инвестиций в нефтедобычу делали МНК, теперь же некоторую часть приходится брать на себя национальным компаниям.

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.

Можно выделить общие ключевые факторы успеха национальных нефтяных компаний:

1) Конкуренция с частными или международными компаниями.

2) Интернационализация.

3) Выход на международные рынки капитала.

4) Невмешательство государства в операционную деятельность компании.

5) Минимум непрофильных обязательств.

6) Разумное налогообложение.

7) Наличие в стране институтов, способствующих снижению коррупции.

8) Частичная приватизация.

9) Внедрение элементов частных корпораций, типа независимых советов директоров, в государственные ННК.[4]

3.2 Стратегия развития нефтяного комплекса России

Цели и задачи развития нефтяного комплекса. Стратегической целью развития комплекса является обеспечение национальной безопасности и обороноспособности страны путем государственного контроля над разработкой стратегически значимых месторождений углеводородов, организации глубокой переработки нефти и газа с извлечением и утилизацией всех ценных компонентов, а также надёжных поставок нефтепродуктов и продуктов нефтехимии на внутренний рынок для удовлетворения потребностей Вооружённых Сил РФ, развития гражданских и военных отраслей экономики.

Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач развития нефтяного комплекса:

· рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение устойчивого воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности;

· ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспортировке и переработке нефти;

· углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворённых компонентов;

· формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь, в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), на шельфе острова Сахалин и в перспективе - на шельфах южных и арктических морей, Берингова моря, на Западно-Камчатском и Магаданском шельфах Охотского моря;

· развитие транспортной инфраструктуры комплекса для повышения эффективности экспорта нефти и нефтепродуктов, её диверсификации по направлениям, способам и маршрутам поставок на внутренние и внешние рынки; своевременное формирование транспортных систем в новых нефтедобывающих регионах, в первую очередь, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке;

· расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках как в сегменте добычи, так и переработки и транспортировки - участие в производственных, транспортных, перерабатывающих и сбытовых активах за рубежом;

· усиление государственного регулирования в нефтегазовом комплексе и совершенствование налогового законодательства в сфере недропользования. Это должно обеспечить резкую активизацию геологоразведочных работ на распределённом и нераспределённом фондах недр, повышение коэффициента извлечения нефти, сбор, утилизацию и переработку попутного нефтяного газа, углубление нефтепереработки и роста качества нефтепродуктов, развитие нефтехимии.[1]

Перспективные уровни добычи нефти в России в период до 2030 г. будут определяться в основном внутренним и внешним спросом на жидкое топливо и 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 в разведке и разработке месторождений.

При различных сценариях социально-экономического развития России будут достигнуты разные уровни добычи нефти (табл. 12). При формировании сценариев были учтены прогнозируемые Министерством экономического развития и торговли РФ и Институтов энергетических исследований РАН потребности в нефти внутреннего и внешнего рынков, также технологически и экономически оправданные с точки зрения сырьевой базы вариации её добычи в каждом регионе.

Таблица 3.3 Прогноз добычи нефти в России до 2030 г., млн. т

Сценарий	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 условий добыча 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. и несколько снизится к 2030 г. Оптимистичный и благоприятный сценарии могут быть реализованы только при последовательной и грамотной политике государства в области воспроизводства минерально-сырьевой базы и увеличении объёмов геологоразведочных работ (глубокое бурение, геофизика) на распределённом фонде недр в 4 - 5 раз. Увеличение объёмов геологоразведочных работ необходимо во всех регионах, но особенно в Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской и Охотоморской нефтегазоносных провинциях, а также на шельфах арктических морей.[1]

Во всех сценариях рост добычи нефти до 2015 - 2017 гг. будет связан с вводом в разработку месторождений нефти в Ванкорско-Сузонском районе на северо-западе Красноярского края, вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Саха (Якутия) (Верхнечонское, Талаканское, Среднеботуобинское, Юрбчено-Тохомское и другие месторождения), в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, на шельфе острова Сахалин и в российском секторе Каспийского моря.

Конкретные объёмы добычи нефти будут зависеть от темпов роста спроса на нефтепродукты на внутреннем рынке, конъюнктуры мирового рынка нефти, государственной политики, темпов и географии вопроизводства минерально-сырьевой базы, инвестиций в геологоразведку, совершенствования систем добычи, транспортировки и переработки нефти, состояния и объёмов научных исследований, определяющих стратегию, инновационную направленность и эффективность деятельности нефтегазового комплекса. Значительно влияние окажут систему подготовки и переподготовки кадров менеджеров и инженерно-технических работников, организационно-технологические условия деятельности самих нефтяных компаний.

Однако при любой динамике добычи нефти стратегическими задачами развития отрасли остаются: полное обеспечение внутреннего спроса, включая потребности оборонно-промышленного комплекса страны; выполнение экспортных обязательств по межгосударственным соглашениям; стабильное и планомерное воспроизводство минерально-сырьевой базы в районах с развитой нефтедобывающей промышленностью; опережающий выход с геологоразведкой в новые перспективные районы; постепенное наращивание добычи со стабилизацией достигнутого уровня на максимально длительный срок; учёт интересов последующих поколений россиян.[1]

Добыча нефти в России будет осуществляться как в традиционных нефтедобывающих районах (Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Северо-Кавказская провинции), так и в новых: на Севере европейской части (Тимано-Печорская провинция), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (Лено-Тунгусская и Охотоморская провинции), на юге России (российский сектор Каспийского моря - Северо-Каспийская провинция)(табл. 13).

Главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый период останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В 2025 - 2026 гг. на второе место по добыче выйдет Лено-Тунгусская провинция.

В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (без Ванкорско-Сузонского района на территории Красноярского края) по оптимистичному сценарию добыча нефти к 2019 - 2020 гг. возрастёт от 343 до 350 млн. т в год и далее будет удерживаться на этом уровне до 2030 г. По благоприятному - добыча нефти до 2024 г. сохранится на уровне 343 - 348 млн. т м далее будет падать до 334 - 336 млн. т к 2030 г. По умеренному и инерционному сценариям сроки стабильной добычи значительно меньше (до 2015 - 2018 гг. - в умеренном и до 2011 - 2012 гг. - в инерционном сценариях), и к 2030 г. добыча нефти упадёт до 324 и 313 млн. т в год соответственно.[1]

Таблица 3.4 Сценарии добычи нефти в России до 2030 г. по нефтегазоносным провинциям, млн. т

Провинция, 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 практике воспроизводства минерально-сырьевой базы тенденция стагнации или падения добычи в традиционном центре добычи - в Западно-Сибирской провинции (без Красноярского края) - становится неизбежной. Ни конъюнктура внутреннего и внешнего рынков, ни рост цен на нефть и нефтепродукты в силу инерционности системы, несмотря на наличие ресурсной базы, переломить её не смогут. Допускать перехода на эту траекторию нельзя.

В Ванкорско-Сузонском районе, который по геологическому строению входит в Западносибирскую нефтегазоносную провинцию, добыча нефти начнётся 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 запад Республики Саха (Якутия)) центры добычи нефти в Лено-Тунгусской провинции. По оптимистичному сценарию добыча нефти здесь к 2020 г. достигнет 61 - 64 млн. т в год и к 2030 г. увеличится до 80 млн. т. По умеренному сценарию добыча нефти в 2020 г. составит 54 - 57 млн. т и к 2030 г. достигнет 65 млн. т. В необходимых для этого объёмах выполнена программа лицензирования недр. Теперь задача главных недпрользователей («Газпром», НК «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «ТНК-ВР» и др.) - быстро и качественно провести на лицензионных участках происково-оценочные и разведочные работы и подготовить прогнозируемые месторождения к разработке. «Газпром нефть», НК « Роснефть» и «ТНК-ВР» также должны 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 нефти будет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы. В умеренном и инерционном вариантах снижение добычи в этом регионе будет более интенсивным.

В европейской части России по всем сценариям добыча нефти к 2010 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-Каспийской провинциях до 2020 г. будет возрастать, а затем стабилизируется.

Обеспечение намечаемых уровней и повышение эффективности нефтедобычи будут основываться на неуклонном расширении географии добычи нефти в РФ, создании новых крупных добывающих в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на шельфах арктических, тихоокеанских и южных морей России, на научно-Техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании методов бурения и воздействия на пласт, увеличении глубины извлечения запасов и внедрении других прогрессивных технологий добычи. Эти меры позволят сделать экономически оправданны использование трудно извлекаемых запасов нефти, оптимизировать организационно-тезнологическую структуру отрасли.

Исходя из современного и прогнозируемого уровня и качества сырьевой базы отрасли, необходимы:

· значительная интенсификация геологоразведочных работ, которые обеспечат прирост добычи нефти из неоткрытых на дату составления «Стратегии-2020» месторождений. Государственная программа лицензирования недр и соглашения к лицензиям на право недропользования должны, с учётом вероятных рисков, обеспечить безусловное достижение необходимых для устойчивого развития отрасли уровней геологоразведочных работ и инвестиций в них. Совершенствование закона РФ «О недрах, налогового законодательства, подзаконных актов и административных решений будут обеспечивать заинтересованность недпропользователей в проведении неолгоразведочных работ;

· резкое повышение уровня т объёмов работ по научному сопровождению всех этапов геологоразведочных работ, проектирования разведки и разработки месторождений;

· создание системы мониторинга и научного сопровождения на федеральном и региональном уровнях системы и процесса недропользования;

· повышение коэффициентов нефтеотдачи в целях увеличения доли извлечения и уровней текущей добычи на разрабатываемых, проектируемых к разработке и прогнозируемых к открытию месторождениях;

· совершенствование системы подготовки инженерно-технического персонала, отраслевого менеджмента, квалифицированных рабочих для геологоразведки, глубокого бурения, геофизических работ, обустройства и разработки нефтяных месторождений.

Государственная инновационная программа призвана обеспечить условия для максимального использования достижений научно-технического прогресса в отрасли. Приоритетными направлениями станут:

· создание и широкое освоение технологий и оборудования, обеспечивающих высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и, в первую очередь, для условий низкопроницаемых коллекторов, резервуаров нефти с аномально низкими температурами и пластовыми давлениями, остаточных запасов нефти обводненных зон, высоковязких нефтей, запасов нефти в подгазовых зонах;

· разработка и освоение технологических комплексов по бурению и добыче на шельфе морей и континентального склона;

· совершенствование технологий сооружения и эксплуатации геологоразведочных и нефтепромысловых объектов в сложных природно-климатических условиях;

· совершенствование и широкое освоение существующих и создание новых методов воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи.

Долгосрочная государственная политика в сфере добычи нефти должна быть направлена на создание условий, обеспечивающих устойчивое развитие отрасли и предусматривать:

· налоговое стимулирование разработки трудноизвлекаемых запасов (в частности, путём дифференциации ставки налога на добычу полезных ископаемых);