Анализ состояния и перспективы развития нефтяной промышленности России

курсовая работа

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.

Делись добром ;)