Состояние нефтяной промышленности России 2013

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В настоящее время нефтяной сектор топливно-энергетического комплекса России является одним из наиболее устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики.

Нефтяной комплекс сегодня обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве. На его долю приходится более 16% произведённого ВВП России, четвёртая часть налоговых и таможенных поступлений в бюджеты всех уровней, а также более трети поступающей в Россию валютной выручки.

Такие высокие показатели связаны со значительным ресурсным и производственным потенциалом нефтяной отрасли. В недрах России сосредоточено около 13% разведанных запасов нефти. Эти ресурсы расположены в основном на суше (примерно 3/4). Примерно 60% ресурсов нефти приходится на долю районов Урала и Сибири, что создаёт потенциальные возможности экспорта, как в западном, так и в восточном направлениях. Экономика страны потребляет лишь менее трети добываемой нефти (включая продукты её переработки).

Таким образом нефтяная промышленность играет огромную роль в экономике России и всегда является актуальной темой. Стратегической задачей развития нефтяной отрасли является плавное и постепенное наращивание добычи и переработки со стабилизацией её уровня на долгосрочную перспективу.

После распада СССР Россия получила «в наследство» устаревшие производства, характеризовавшиеся низкой глубиной переработки нефти (выход светлых нефтепродуктов на российских НПЗ в среднем в 1,4- 1,6 раза ниже, чем в США и Западной Европе), невысоким качеством выпускаемых нефтепродуктов, отсталой производственной структурой, высокой степенью износа основных фондов (до 80 %), высоким уровнем энергопотребления (удельный расход энергоресурсов на действующих российских заводах в 2-3 раза превышает зарубежные аналоги).

Таким образом, российские нефтеперерабатывающие предприятия отличаются низким уровнем конверсии нефтяного сырья в более ценные продукты переработки. В среднем по Российской Федерации выход основ-ных видов моторного топлива (автобензин, дизельное топливо) уступает показателям нефтепереработки в промышленно развитых странах мира, а доля выработки топочного мазута наиболее высока.

Суммарная мощность российских НПЗ на начало 2012 года составляет более 280 млн т/год и почти в 1,5 раза превышает потребности внутреннего рынка. В связи с этим реальный объем загрузки НПЗ составляет около 70 %, в то время как для мировой нефтепереработки из-за растущего спроса и высоких цен на нефтепродукты характерна загрузка, близкая к 100 %.

В ближайшие 10 лет российские НПЗ реализуют масштабные планы по модернизации производства нефти, причем максимальные вложения придутся на 2014-15 гг. Государство стимулирует нефтяников к модернизации через две ключевые инициативы:

1) Ужесточение требований технологического регламента для повышения качества бензина и дизельного топлива российского производства. Переход на Евро-2 должен состояться до 31.12. 2012 , на Евро-3 - до 31.12.2014, Евро-4 - до 31.12.2015. Срок перехода на Евро-5 не ограничен.

2) Изменение ставок экспортных пошлин для стимулирования повышения выхода светлых нефтепродуктов российских НПЗ . С 1 октября 2011 ставка экспортной пошлины на нефть составила 60% (было 65%), а экспортная пошлина на темные нефтепродукты была повышена до 66% (было 47% с начала 2011 года и около 40% ранее).

Следует оговориться, что выполнение требований технического регламента фактически не приводит к увеличению глубины переработки и не решает проблемы низкой экономической эффективности переработки, так как требует только улучшение качества моторного топлива, но не изменения структуры выхода нефтепродуктов. А субсидирование нефтепереработки в целом стимулирует не только модернизацию на базе существующей первичной переработки, которая и без того избыточна, но и введение в эксплуатацию новых мощностей .

В рамках модернизации правительство ожидает увеличения глубины переработки нефти не менее чем до 85%. Помимо нее ВИНК и независимые компании планируют увеличение нефтеперерабатывающих мощностей на 18 млн т/ год , как за счет расширения существующих НПЗ , так и за счет строительства новых. При этом большинство проектов остаются рентабельными лишь при условии сохранения субсидий в российскую нефтеперерабатывающую промышленность.

Цель работы - исследовать состояние и перспективы нефтяной промышленности России.

нефтяной промышленность экономика законодательство

1. Состояние нефтяной промышленности России после распада СССР

После распада СССР нефтяная промышленность, как и вся остальная экономика, оказалась в кризисе. Практически вдвое упала добыча нефти по сравнению с 1988 г., износ основных фондов превысил 75%, снизились темпы разведочного бурения. Кроме того, Россия потеряла доступ ко многим месторождениям СССР. С появлением на месте СССР новых государств возникли новые весьма сложные проблемы. Была потеряна подготовленная нашими усилиями, нашими специалистами и нашими средствами ресурсная база Казахстана, Каспия, Туркменистана (кстати, сюда сразу же устремились западные компании). Россия осталась без значительной части выходных пунктов и нефтеэкспортных терминалов. Кроме того, на пути российских нефти и газа, экспортируемых по трубопроводам в Европу, появились новые границы, что поставило под угрозу надежность поставок энергоресурсов в страны Восточной и Западной Европы. Но этот спад был не столь катастрофичен, как в других отраслях экономики, потому что нефть, газ и продукты их переработки являются высоколиквидными на внутреннем и внешнем рынках товарами для всех отраслей экономики; они обеспечивают самые насущные потребности человека и используются в высокотехнологичных процессах и производствах, что обеспечивает высокий устойчивый спрос на них внутри страны и на мировом рынке. Нефтегазовый комплекс, созданный на советском этапе развития под удовлетворение потребностей милитаризованной экономики с ведущей ролью тяжелой и других энергоемких отраслей промышленности , благодаря своей избыточности (после обвального сокращения российского ВПК) смог не только длительное время в условиях острой нехватки инвестиций удовлетворять сократившийся спрос, но и дотировать важные потребности некоторых отраслей и социальной сферы. В 90-е гг. нефтяному комплексу пришлось пережить, во многом, болезненный процесс приватизации, несмотря на это роль нефтянойпромышленности России выросла.

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

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

Выход светлых близок к их потенциальному содержанию в нефти (48-49%), что указывает на низкое использование вторичных процессов глубокой переработки нефти в структуре отечественной нефтепереработки. С начала 90-х годов в условиях относительно стабильного спроса на светлые нефтепродукты наблюдалось понижение уровня загрузки по большинству процессов. Дальнейшее падение этого показателя и, как следствие, глубина переработки, достигшей минимума в 1994 г. (61.3%), вызвана снижением потребления моторного топлива в условиях углубляющегося спада промышленного производства по России в целом. На отечественных заводах недостаточно развиты процессы гидроочистки дистиллятов, отсутствует гидроочистка нефтяных остатков. НПЗ являются крупными источниками загрязнения окружающей среды: суммарные выбросы вредных веществ (диоксида серы, окиси углерода, окислов азота, сероводорода и др.) в 1990 г. составили 4.5 кг на тонну переработанной нефти.

Сравнивая мощности углубляющих и облагораживающих процессов на предприятиях Российской Федерации с аналогичными данными по зарубежным странам, можно отметить, что удельный вес мощностей каталитического крекинга в 3 раза меньше, чем в ФРГ, в 6 раз меньше, чем в Англии, и в 8 раз ниже по сравнению с США. До сих пор практически не используется один из прогрессивных процессов -- гидрокрекинг вакуумного газойля. Такая структура все меньше соответствует потребностям национального рынка, поскольку приводит, как уже отмечалось, к избыточному производству мазута при дефиците высококачественных моторных топлив.

Упомянутый выше спад производительности головного и вторичных процессов лишь отчасти является следствием снижения поставок нефти на нефтеперерабатывающие предприятия и платежеспособного спроса потребителей, а также большой изношенности технологического оборудования. Из более 600 основных технологических установок отечественных НПЗ только 5.2% (в 1991 г.-- 8.9%) имеют срок эксплуатации менее 10 лет. Подавляющее же большинство (67.8%) введено в строй более 25 лет назад и требует замены. Состояние установок первичной перегонки в Российской Федерации в целом наиболее неудовлетворительное. Процессы характеризуются повышенной энергоемкостью: расход энергоресурсов в среднем по РФ на предприятиях нефтепереработки составляет 0.13-0.15 т усл. топлива/т нефти, что почти вдвое выше, чем на новых НПЗ и 2.5-3 раза выше показателей зарубежных заводов. Недостаточна утилизация побочных продуктов переработки.

Прямым следствием неудовлетворительного состояния основных фондов нефтеперерабатывающей промышленности является высокая себестоимость и низкое качество товарных нефтепродуктов. Так, не подвергающийся гидрообессериванию мазут имеет низкий спрос на мировом рынке и используется лишь в качестве сырья для производства светлых нефтепродуктов.

Ужесточение в 80-х годах в большинстве промышленно развитых стран правительственного контроля за состоянием окружающей среды привело к значительному изменению технико-технологической структуры зарубежных НПЗ.

Новые стандарты качества моторных топлив (так называемых "ре- формулированных" моторных топлив) предусматривают:

-- для бензинов -- значительное снижение содержания ароматических (бензола до 1%) и олефиновых углеводородов, сернистых соединений, показателя летучести, обязательное добавление кислородсодержащих соединений (до 20%);

-- для дизельных топлив -- снижение содержания ароматических углеводородов до 20-10% и сернистых соединений до 0,1-0,02%.

В 1992 г. доля неэтилированных бензинов в общем производстве бензинов в США превысила 90%, в Германии -- 70%. Япония производила только неэтилированные бензины .

На отечественных НПЗ продолжается производство этилированного бензина. Доля неэтилированных бензинов в общем объеме производства автобензинов в 1991 г. составила 27.8%. Удельный вес их производства практически не увеличивался в течение последних лет и составил в настоящее время около 45%. Основная причина заключается в отсутствии финансовых средств на модернизацию и строительство установок, производящих высокооктановые компоненты, а также мощностей по производству катализаторов. На предприятиях России в основном вырабатывали автобензин А-76, не отвечающий современным требованиям развития двигателестрое-ния. Несколько лучше состояние производства дизельного топлива как экспортноспособного продукта.

Доля малосернистого топлива с содержанием серы до 0.2% в 1991 г. Составила 63.8%, в 1995г. - до 76%. В 1990-1994 гг. быстрыми темпами сокращались производство и ассортимент смазочных масел. Если в 1991 г. общий объем производства масел составил 4684.7 тыс. т, то в 1994 г. -- 2127.6 тыс. т. Наибольшее сокращение производства масел имело место на грозненских (в настоящее время производство закрыто), Ярославском, Новокуйбышевском, Орском, Пермском и Омском НПЗ.

Спад в нефтехимической промышленности России в период 1991-1998 гг. был впечатляющим: объемы производства большинства видов продукции в этот период снизились не менее, чем в 2 раза; некоторые подотрасли нефтехимической промышленности по сути дела были разрушены; многие предприятия оказались убыточными; с трудом выживали только те предприятия, которые могли отправлять свою продукцию на экспорт.

Восстановление нефтехимической промышленности в России началось после дефолта августа 1998 г. Резкая девальвация рубля привела к существенному уменьшению импорта; отечественные производители нефтехимической продукции стали получать заказы от российских потребителей. Начался импортозамещающий период развития отрасли. Стал расти уровень использования мощностей за счет ввода простаивавших ранее производственных объектов. Экспортно-ориентированные предприятия благодаря экспортной выручке смогли осуществить модернизацию производства. Активно стали развиваться предприятия так называемого потребительского сектора нефтехимической промышленности. За период 1999-2007 гг. производство ряда нефтехимических продуктов достигло, а по отдельным видам превысило объемы 1990 г.

Однако темпы роста нефтехимической промышленности в этот период были неустойчивыми: рост в 1999-2002 гг. сменился падением темпов в 2003-2004 гг., что свидетельствовало об исчерпании упомянутых выше факторов роста, которые возникли после дефолта. В 2005 г. начался период дальнейшего подъема отрасли, обусловленного ростом мировых цен на нефтехимические продукты, связанного, в свою очередь, с ростом цен на нефть. Несмотря на неравномерность роста нефтехимической промышленности в период 2000-2008 гг. общая динамика была положительной и составила в анализируемый период около 6% в год.

2. Современное состояние нефтяной промышленности и перспективы её развития

Российская нефтяная промышленность и сейчас одна из крупнейших в мире. По общему объему переработки нефти Россия входит в пятерку мировых лидеров, уступая лишь США и Китаю. Это место Россия напрямую унаследовала от бывшего СССР -- все крупнейшие НПЗ были построены до 1991 года. Сейчас российская нефтепереработка объединяет более 30 крупных заводов с объемами переработки более 1 млн. тонн нефти и несколько десятков мелких.

Если по объемам перерабатываемой нефти Россия в числе лидеров, то по структуре производства нефтепродуктов и технической оснащенности заводов наша страна до сих пор отстает от стран Запада. По данным компании «Альянс-Аналитика», выход мазута в российской нефтепереработке в 2012 году составил 29% объема переработанной нефти, автобензина -- 14,3%, дизельного топлива -- 27,8%. Для сравнения: в США выход бензина составляет более 46%, дизельного топлива -- 27%, мазута -- всего 4%. В странах ЕС выход бензина около 25%, дизельного топлива -- 44%, мазута -- 14%.

То, что российская нефтепереработка ориентируется в первую очередь на производство мазута и дизельного топлива при сравнительно небольшом выходе бензиновых фракций, во многом объясняется советским наследием: дешевая собственная нефть позволяла плодить самые примитивные НПЗ, без процессов вторичной и третичной переработки, которых особо и не требовалось, ведь основным потребителем моторных топлив в СССР был грузовой транспорт. Свою роль сыграло и территориальное распределение инвестиций в нефтепереработку в последние десятилетия советской власти: почти все новые НПЗ, за исключением разве что Ачинского завода в Красноярском крае, строились за пределами современной России -- в Литве, Белоруссии, Казахстане.

После распада СССР и формирования первых ВИНК модернизацией НПЗ почти никто не занимался. В частности, в 1990_е в основном завершались лишь те проекты, которые были начаты еще в 1980-х. Тогда была проведена модернизация Киришского завода, контролируемого «Сургутнефтегазом», группы уфимских и Московского НПЗ, оказавшихся под контролем региональных властей.

И лишь в начале 2000-х у российских нефтяников появилось как минимум два серьезных резона инвестировать в нефтепереработку -- изменение структуры внутреннего спроса и введение государством дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов.

В настоящее время по мощностям и объему переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая. В 2012 г. суммарные производственные мощности по первичной переработке нефти в России несколько снизились и составили 279 млн тонн, что отчасти связано с началом активной модернизации установок и выводом мощностей по производству топлива ниже класса Евро-3 (табл. 4). На фоне этого в 2012 г. значительно вырос объем первичной переработки нефти (на 10 млн тонн) и достиг максимального значения за последние 20 лет - 265,8 млн тонн, что привело к историческому максимуму загрузки установок по первичной переработке нефти (95%).

Табл. 1. Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности России в 1990 - 2012 гг.

Увеличение объемов переработки нефти обусловлено, прежде всего, ростом спроса на автомобильный бензин и авиационный керосин. Так, производство бензинов выросло на 4,1% - до 38,2 млн тонн и приблизилось к уровню 1990 г. Производство авиационного керосина за год выросло более чем на 10% и составило около 10 млн тонн. Вместе с тем произошло незначительное сокращение выпуска дизельного топлива: с 70,6 млн тонн в 2011 г. до 69,7 млн тонн в 2012 г. Несмотря на вводимые пошлины на экспорт темных нефтепродуктов, продолжилось наращивание объемов экспорта мазута, что способствовало росту производства мазута на 1,6%.

В результате роста спроса на автомобильный бензин и керосин, а также наращивания объемов экспорта низкокачественных нефтепродуктов рост переработки (3,6%) оказался выше роста добычи нефти (1,3%), что привело к увеличению доли перерабатываемой в стране нефти до уровня более 51,3%. Несмотря на ускоренный рост производства бензина и авиационного керосина, глубина переработки нефти снизилась с 70,8% в 2011 г. до 70,5% в 2012 г., что существенно ниже уровня многих развитых и развивающихся стран (85%).

В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего мазута и дизельного топлива. В 2012 г. доля дизельного топлива в структуре производства нефтяных топлив и масел составила около 35,2%, мазута топочного - 37,6%, бензина автомобильного - 19,3%, прочих нефтепродуктов (авиационного бензина, авиакеросина, масел и др.) - 7,9%. При этом доля высокооктанового бензина (92 и 95) в общем объеме производства автомобильного бензина выросла с 89,5% в 2011 г.

В 2000-е гг. значительная часть дизельного топлива и мазута стала поступать на экспорт по ценам ниже цен сырой нефти, что привело к повышенному спросу на них на международных рынках, возобновился быстрый рост средних и тяжелых дистиллятов. Соотношение экспортных пошлин на нефть, темные и светлые нефтепродукты не стимулируют изменение структуры выпуска продуктов российских НПЗ. В 2012 г. по-прежнему было более выгодно экспортировать мазут и дизельное топливо (как полупродукты) для переработки в странах-реципиентах, чем наращивать объемы глубокой переработки нефти внутри страны, при этом цена и качество российского бензина не выдерживают конкуренции с европейской продукцией. Основная часть производимого в России автомобильного бензина поставляется на внутренний рынок, в то время как более половины дизельного топлива и около 78% мазута экспортируются.

В настоящее время в России функционируют 32 крупных НПЗ и более 200 малых НПЗ (МНПЗ). Кроме того, ряд газоперерабатывающих заводов также занимаются переработкой жидких фракций. В отрасли имеет место высокая концентрация производства - в 2011 г. 88,8% (236,1 млн тонн) всей переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ, входящих в состав восьми вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (табл. 5). Около 8,8% (23,3 млн тонн) перерабатывалось крупными НПЗ, не входящими в структуру ВИНК, на долю мини-НПЗ пришлось порядка 2,4% (6,4 млн тонн). Ряд российских компаний - «ЛУКОЙЛ», «ТНК-ВР», «Газпром нефть», «Роснефть» - владеют нефтеперерабатывающими заводами либо планируют покупку и строительство НПЗ за рубежом - на Украине, в Румынии, Болгарии, Сербии, Китае и др.

В приложении представлена таблица объема первичной переработки жидких УВ в России в 2011 - 2012 гг.

По итогам 2012 г. «Роснефть» - лидер по объему первичной нефтепереработки - 51,5 млн тонн, или 19,4% от общего объема первичной переработки в стране. Значительные объемы нефти и конденсата перерабатывают заводы «Группы Газпром» - 45,2 млн тонн, ЛУКОЙЛа - 44,7 млн тонн, ТНК-ВР - 24,9 млн тонн, «Сургутнефтегаза» - 20,6 млн тонн.

Второй год подряд наибольший рост объемов переработки нефти показывает компания «Татнефть» благодаря началу эксплуатации в 2011 г. и полной загрузки мощностей в 2012 г. завода «ТАНЕКО». Тестовая переработка нефти на заводе, мощностью около 7 млн тонн в год, началась осенью 2011 г., в декабре того же года НПЗ вышел на рабочую мощность. Благодаря новому заводу общая переработка «Татнефти» выросла более чем в 3 раза: с 2,2 млн тонн в 2011 г. до 7,2 в 2012 г., обеспечив тем самым более половины прироста первичной переработки нефти в России.

Кроме «Татнефти» значительный прирост перерабатываемой нефти показала «Группа Газпром» (4,5%, или 1,9 млн тонн), прежде всего за счет проведенной модернизации и увеличения выпуска автомобильных бензинов на 14,5% на Омском НПЗ. Среди независимых крупных нефтеперерабатывающих заводов значительный рост объемов переработки нефти был отмечен на Афипском НПЗ и в ОАО «Орскнефтеоргсинтез». Так, благодаря завершению очередного этапа реконструкции Афипского НПЗ в конце 2011 г. компания смогла существенно нарастить объем первичной переработки нефти: с 3,9 млн тонн в 2011 г. до 4,8 млн тонн в 2012 г. После продажи компанией «РуссНефть» пакета акций «Орскнефтеоргсинтеза» в июле 2011 г. завод показывает высокие темпы роста переработки. Так, в 2012 г. первичная переработка нефти выросла на 10,7% и составила 5,8 млн тонн, при этом выпуск бензинов за тот же период увеличился на 27%.

Остальные крупные нефтеперерабатывающие компании («Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «Башнефть», «ТНК-ВР») продемонстрировали разнонаправленную динамику объемов переработки, обусловленную, главным образом, происходящими в отрасли активными процессами модернизации и реконструкции НПЗ. Так, ЛУКОЙЛ снизил объемы переработки в 2012 г. на 1,7% в связи с реконструкцией завода «Нижегороднефтеоргсинтез» и снижением переработки на 1 млн тонн. Переработка нефти компанией «Сургутнефтегаз» в 2012 г. снизилась на 2,5% (0,5 млн тонн) в связи с реконструкцией завода «Киришинефтеоргсинтез». «Башнефть» сократила первичную переработку нефти на 1,4% в связи с проводившейся плановой реконструкцией и связанной с ней остановкой Уфимского НПЗ. Компания «ТНК-ВР» нарастила объемы переработки относительно 2011 г. на 3%, что стало возможным благодаря завершению реконструкции установки гидроочистки топлива на Саратовском НПЗ, строительству установки изомеризации пентан-гексановой фракции, а также реализации прочих инвестиционных проектов.

Первичная переработка «Роснефти» за 2012 г. выросла на 0,8%. При этом наибольший прирост переработки (240 тыс. тонн) обеспечила Ангарская нефтехимическая компания, где завершилась реконструкция ряда объектов переработки. Стоит отметить существенное увеличение перерабатывающих мощностей Туапсинского НПЗ с 5,2 млн тонн в 2011 г. до 8,1 млн тонн в 2012 г., что стало возможным благодаря установке 3 реакторов гидрокрекинга, а также комплексу других мероприятий. В целом в результате коренной реконструкции Туапсинского НПЗ, запущенной в 2005 г., планируется увеличить мощность завода до 12 млн тонн, а глубину переработки - до 96,5%.

Также отметим, что в 2012 году в нефтеперерабатывающей отрасли начался достаточно активный процесс модернизации.

Согласно данным Росстата, по итогам января-сентября 2012 года инвестиции в производство нефтепродуктов выросли относительно аналогичного периода 2011 года на 28.3% до 191.7 млрд руб. В июле 2011 года Федеральная антимонопольная служба, Ростехнадзор, Росстандарт и 12 нефтяных компаний заключили соглашения, в рамках которых нефтяники обязались модернизировать свои НПЗ для перехода на производство более качественных видов нефтепродуктов (до 2015 года), а начиная с 2015 года обеспечить достаточное для внутреннего рынка производство моторного топлива класса Евро-5.

Согласно установленному плану, в 2012 году нефтяные компании должны были вести в эксплуатацию и реконструировать 20 установок. И хотя план был выполнен лишь на три четверти, но тем менее это соглашение стимулировало приток инвестиций в отрасль. Многие НПЗ заявили о начале выпуска топлива класса Евро-3 и выше. Отметим также, что с 1 января 2013 года начал действовать новый техрегламент, который запрещает оборот на территории РФ автомобильного топлива экологического класса ниже Евро-3. Напомним, что это ограничение должно было вступить еще в 2011 году, однако в связи с возникновением топливного кризиса, оно было отсрочено на начало 2013 года.

По мнению экспертов РИА Рейтинг, в 2013 году рост производства в отрасли составит около 2%. Снижение темпов роста будет связано с активной модернизацией заводов и выводом из оборота топлива Евро-2. Например, Роснефть ожидает падение переработки на своих заводах примерно на 3%. При этом дефицита топлива в связи с введением нового техрегламента не ожидается в связи с возможным поступлением недостающих объемов топлива необходимого экологического класса из Республики Беларусь.

Рисунок 1.

Вертикально-интегрированные нефтяные компании, по которым имеются данные, продемонстрировали разнонаправленную динамику производства нефтепродуктов. Снизил производство ЛУКОЙЛ, что отчасти объясняется реконструкцией завода ЛУКОЙЛ-Нижегородоргсинтез. Также из-за реконструкции, проводимой на Киришском НПЗ, сократил производство Сургутнефтегаз. Отрицательная динамика производства отмечена и у Башнефти. Мощности по переработке этой компании выше мощностей по добыче, поэтому недостающие объемы сырья она покупает на свободном рынке. При этом, как следует из данных Башнефти, производство бензина на ее НПЗ сократилось за год на 2.8%, производство дизельного топлива - на 2.4%, тогда как производство мазута увеличилось на 9.6%. Остальные компании увеличили нефтепереработку.

При этом рост производства у «Роснефти» был сравнительно небольшим. Как свидетельствует отчетность компании, выпуск нефтепродуктов был увеличен, в основном за счет керосина, производство которого выросла за год на 24.6% до 1.5 млн тонн. Выпуск высокооктанового бензина вырос в 2012 году на 1.5%, низкооктанового - на 0.2%. Вместе с тем снизились выпуск дизельного топлива (на 0.2%) и мазута (на 3.1%).

Наивысший темп роста переработки нефти наблюдался у ТНК- ВР. Как следует из данным МЭР переработка нефти в компании выросла за 2012 год на 14.7%. По мнению экспертов РИА Рейтинг, оценка МЭР вызывает сомнения, так как, согласно данным Росстата, переработка нефти в Рязанской области, где распложен крупнейший перерабатывающий актив ТНК-ВР, переработка нефти за год сократилась на 1.8%. Вряд ли другие заводы компании смогли столь существенно компенсировать спад производства на Рязанском НПЗ.

Табл. 2.

Минэнерго во исполнение поручений Правительства представлен проект генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 г.

Проект разработан с учётом Энергетической стратегии России на период до 2030 г. При подготовке проекта учтены также стратегии развития ключевых отраслей промышленности.

Генсхема предусматривает комплексное развитие всех подотраслей нефтяного сектора геологоразведки, разработки и обустройства месторождений нефти и газового конденсата, утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ), реализации нефти и нефтепродуктов, переработки нефтяного сырья и транспортной инфраструктуры. Цель этого документа - определить в перспективе до 2020 г. условия, обеспечивающие максимальный бюджетный и экономический эффект от функционирования нефтяной отрасли, а также основные направления её развития в разрезе регионов, сроков и основных инвестиционных проектов.

Генсхема включает прогнозы изменения внутреннего и внешнего рынков нефти и нефтепродуктов, отражает оценку перспектив развития добычи нефти, газового конденсата и попутного газа с учётом объёмов рентабельной добычи на действующих месторождениях и новых инвестиционно-привлекательных проектов.

Проект призван обеспечить синхронизацию геологоразведочных работ и ввода в эксплуатацию новых месторождений с развитием трубопроводной инфраструктуры и мощностей по переработке нефти.

В сфере нефтепереработки генсхема предусматривает комплекс мер по повышению эффективности работы отрасли, в числе которых - внедрение новых технологий, строительство новых установок, снижение экспортных поставок мазута с последующей переработкой избыточного мазута в реактивное и дизельное топливо, сокращение энергопотребления, решение экологических проблем при переработке нефти.

Реализация генсхемы позволит к 2020 г. обеспечить уровень добычи жидких углеводородов в объёме 505 млн т, достигнуть глубины переработки нефти в размере 85% при сохранении объёмов переработки на уровне 230-240 млн т, обеспечить комплексное развитие нефтедобывающих регионов, создать новые рабочие места в нефтяной, строительной и смежных отраслях.

За 20 лет намечается ввести, соответственно по вариантам, 15-21 млн.т мощностей каталитического крекинга, 43-53 млн.т гидрокрекинга, 13-15 млн.т замедленного коксования. Для улучшения качества моторных топлив предлагается ввод 10-11 млн.т мощностей каталитического риформинга и 8-10 млн.т мощностей изомеризации и алкилирования, 55-69 млн.т гидроочистки средних дистиллятов.

Объем каталитического крекинга увеличится с 18 млн.т в 2009 г. до 26-27 млн.т (по вариантам) в 2020 г. и 29-36 млн.т в 2030 г. При этом будут выведены из эксплуатации все оставшиеся установки с шариковым катализатором. Существенно возрастет объем процесса гидрокрекинга с 8 млн.т в 2009 г. до 30 млн.т в 2020 г. и до 43-53 млн.т в 2030 г. Почти в 4 раза увеличится к 2020-2030 гг. объем коксования - до 15 млн.т. Загрузка каталитического риформинга изменится незначительно с 21 млн.т в 2009 г. до 25 млн.т в 2020 г. и 25-27 млн.т в 2030 г. по вариантам. Гидроочистка дизельных и керосиновых фракций увеличится с 55 млн.т в 2009 г. до 82-88 млн.т в 2020 г и 80-99 млн.т в 2030 г.

Заключение

Нефтяная промышленность России является ключевой для всей экономики России. В 2011г. половина доходов федерального бюджета и 1\5 ВВП страны - это нефтегазовый комплекс. В 2014-15 гг динамика экспорта продуктов ТЭК из страны прогнозируется отрицательной. Сокращение по сравнению с 2013г. планируется на уровне 0.2-0.5 %. Неопределенность мирового рынка, нестабильность, неэффективность гос. регулирования нефтегазовой отрасли -- все это приостанавливает приток инвестиций в отрасль. Всем известны проблемы российского законодательства: непрозрачность налоговых льгот, недифференцированный подход к объектам недродобычи (вышки ит.д.), высокие экономические риски для инвесторов. Позитивным моментом развития отрасли выступает появление новых центров нефтедобычи в Восточной и Западной Сибири, Якутии, Сахалине, на Каспийском море. Но новые мощности не компенсируют происходящее сокращение добычи продукта на месторождениях, которые уже выработаны. Кроме этого, ввод новых месторождений в эксплуатацию требует соответствия по стандартам систем утилизации углеродного сырья, которые пока не соответствуют планируемым мощностям. Нефтяная промышленность России 2013г. фактически исчерпала свой потенциал экстенции роста. Страну ждет период стагнации роста добычи нефти, соответственно - и экспорта. Будущее экономики России определят следующие факторы:

· Замедление в росте цен на нефть мирового рынка.

· Освоение запасов шельфа и дальних регионов и проблема переработки углеводородного сырья

· Низкие показатели у эффективности проектов по добыче -- переработке

· Неэффективное регулирование экспорта и производства, как следствие -- дисбаланс по общей структуре промышленности

· Необходимо ускорить модернизацию сферы переработки нефти

Стратегия нефтяной промышленности на ближайшие годы:

· Поддержание уровня нефтедобычи

· Развитие отрасли нефтеперереработки, развитие транспортной инфраструктуры

· Рационализация недропользования на законодательном уровне, регулирование налогообложения в пользу инвесторов

· Внедрение в отрасли современных технологий недропользования и нефтедобычи

· Демонополизация отрасли (часто препятствия для развития инвестиционных проектов создают монополисты в сфере переработки, добычи и транспортировки).

Список использованной литературы

1. Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России. № 1. 2000 - 2013 гг.; Сводные показатели производства энергоресурсов в Российской Федерации // Инфо ТЭК. № 1. 2000 - 2013 гг.

2. Нефтяная промышленность России: прогноз на будущее://Экономика. М., январь,2014. URL: http://econexp.ru/neftyanaya-promyishlennost-rossii-prognoz-na-budushhee.html. (Дата обращения: 30.03.2014).

3. Эдер Л.В., Филимонова И.В. Современное состояние нефтяной промышленности России. Часть 1//Хим. Техника. - 2012. - №7. - с. 31-35; №8. - с. 8-13.

4. Мещерин А. Нефть и газ России. 2012: предварительные итоги. Прощание с эйфорией// Нефтегазовая вертикаль. - 2013. - №8. - с.20-56.

5. Коржубаев А.Г., Соколова И.А., Филимонова И.В. Проблемы и перспективы переработки нефти в России// Мир нефтепродуктов. - 2011. - №8. - с.3-6.

6. Нефтегазодобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность: тенденции и прогнозы:// Риа рейтинг. М.,2013.- Аналитический бюллетень. - выпуск №9. Итоги 2012 года.

Приложение

Размещено на Allbest.ru