Анализ состояния и перспективы развития нефтяной промышленности России
2.1 Добыча и переработка нефти в России (РСФСР) 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 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 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.