Современные тенденции в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности России

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Современные тенденции в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности России

Для обеспечения долгосрочного устойчивого развития нефтяного комплекса России, повышения экономической эффективности и технологической сбалансированности добычи, переработки и транспорта нефти, расширения выпуска конкурентоспособной продукции с высокой добавленной стоимостью необходимо изменение производственной структуры НГК, ускоренное внедрение комплекса технологических и организационных инноваций.

Нефтедобывающая промышленность

Нефтяная промышленность России играет значительную роль в социально-экономическом развитии страны, является важным элементом мирового рынка нефти. Пик добычи нефти в Советском Союзе был достигнут в 1986 - 1988 гг. Тогда в стране добывалось более 625 млн тонн нефти и газового конденсата, что превышало 21% от общемирового показателя, в том числе в Российской Федерации - почти 570 млн тонн, или свыше 19% мировой добычи (табл. 1).

Табл. 1. Добыча нефти в России и мире в 1970 - 2008 гг.

С 1989 г. происходило сначала постепенное, а с 1991 г. - обвальное снижение добычи. К концу 1990-х гг. добыча нефти в России стабилизировалась на уровне 300 - 307 млн тонн, или 8 - 9% от общемирового показателя. Основные причины падения добычи: разрыв хозяйственных связей, изменение организационной структуры в отрасли, естественное исчерпание ряда крупных месторождений (Самотлор и др.), снижение внутреннего спроса и инвестиций. 

Благодаря росту международных цен в 1999 - 2008 гг., завершению формирования к концу 1990-х гг. новых организационно-экономических условий работы отрасли, массовому внедрению технологий интенсификации добычи при увеличении инвестиций в России происходило быстрое наращивание добычи нефти. Добыча нефти в стране возросла в 2007 г. более чем на 60% к уровню 1999 г., достигнув 491 млн тонн. 

При исключительно высоких мировых ценах на нефть в 2006 - 2009 гг. произошло сначала снижение темпов роста, а затем с 2008 г. - абсолютное сокращение добычи нефти. В 2008 г. добыча нефти и конденсата в России составила около 488,5 млн тонн - первое место в мире, более чем на 10% больше, чем в Саудовской Аравии, - одновременно впервые за последние 10 лет в стране произошло снижение производства, темп падения по итогам года составил около 0,51%, сокращение добычи в первом квартале 2009 г. - еще около 1%.

Добыча нефти по регионам

Главный центр нефтяной промышленности - Западная Сибирь. Здесь добывается около 68% всей нефти в стране, объем добычи в 2008 г. составил 332 млн тонн нефти (табл. 2). Начиная с середины 1980-х гг., 67 - 72% российской нефти добывается в Западной Сибири.

Табл. 2. Добыча нефти и конденсата в России в 2008 г. по регионам, млн тонн

Снижение добычи нефти в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) происходит на большинстве крупнейших месторождений, кроме Приобского, на котором все последние годы производство растет; наибольшее сокращение происходит в Ноябрьском, Пуровском и Сургутском нефтедобывающих районах.

Около 29% российской нефти, или 141,9 млн тонн, было добыто в 2008 г. в Европейской части России. Прирост добычи составил около 2,1%, что связано с расширением добычи нефти в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП) на 5,8%, а также в Волго-Уральской НГП (2,7%). 

В Восточной Сибири, включая Республику Саха (Якутия), в результате запуска в реверсном режиме участка ВСТО, начиная с октября 2008 г., происходит быстрое наращивание добычи нефти. В первом квартале 2009 г. она увеличилась почти в 10 раз по сравнению с 2008 г.

Организационная структура и динамика добычи нефти

В настоящее время с учетом аффилированных связей добычу нефти и конденсата в стране осуществляют семь вертикально-интегрированных нефтяных компаний, концерн «Газпром» (включая активы компании «Газпром нефть») и более 140 сравнительно небольших компаний. 

Основной рост добычи в 2000 - 2007 гг. происходил за счет крупных компаний, обладающих финансовыми ресурсами и технологиями для ввода новых объектов в разработку, интенсификацию добычи на разрабатываемых месторождениях. Наибольшие темпы роста обеспечили «Газпром нефть» (до 2006 г. «Сибнефть»), ТНК-ВР, «Роснефть», ЮКОС (до 2004 г., позднее активы перешли под контроль «Роснефти»), «Сургутнефтегаз». В начале 2009 г. вертикально-интегированными нефтегазовыми компаниями (включая Газпром) добыто около 93% нефти в стране. Падение добычи в 2008 - 2009 гг. также определялось главным образом крупными компаниями.

Негативные тенденции в нефтяной отрасли и замедление темпов роста, а в ряде случаев абсолютное сокращение добычи нефти по крупнейшим нефтегазодобывающим подразделениям начали проявляться уже в конце 2006 г.; в 2007 г. стагнацию добычи нефти в России 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 тыс. барр/сутки (что соответствует около 12,5 млн тонн в годовом исчислении). В настоящее время устойчивая тенденция для большинства эксплуатируемых месторождений Западной Сибири и Европейской части страны - стабилизация и постепенное снижение уровней добычи. 

В марте добыча нефти в России составила 41,44 млн тонн, что на 0,3% выше уровня марта 2008 г.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин

В настоящее время общий эксплуатационный фонд нефтяных скважин на балансе компаний составляет 158,4 тыс. шт. (табл. 3), что на 0,84% больше прошлогоднего. В последние годы наблюдается сокращение темпа ввода новых скважин: в 2005 - 2007 гг. общий прирост эксплуатационных скважин варьировался в диапазоне 1,2 - 1,7%.

Табл. 3. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин в России в 2007 - 2008 гг.

Основная часть ВИНК за последний год увеличили объем эксплуатационных скважин, что обусловлено необходимостью поддержание уровней добычи нефти. Сокращение этого показателя в «Роснефти» связано с оптимизацией использования ранее приобретенных активов ЮКОСа, в ТНК-ВР, учитывая обводненность Самотлорского месторождения в Западной Сибири, с постепенным выводом из эксплуатации избыточного количества нерентабельных скважин. 

В 2008 г. в общем эксплуатационном фонде нефтяных скважин в России доля неработающих скважин сократилась с 16,4 до 16,1%, что отражает стремление компаний увеличить рентабельность добычи нефти с помощью вывода низкопродуктивных и обводненных скважин. Несмотря на увеличение прироста скважин, дающих продукцию, со 131,1 до 133,1 тыс. шт. в большинстве компаний продолжается стагнация либо снижение добычи, что отражает снижение средней производительности одной скважины нефти и падение дебитов (табл. 4).

Табл. 4. Добыча, средняя производительность и дебит скважин России в 2007 - 2008 гг. по нефтяным компаниям

Средний дебит (суточная производительность на одну скважину) в нефтяных компаниях России составил в 2008 г. 10,1 т/сут.; среди ВИНК наибольший дебит - у «Газпром нефти» (почти 17 тонн в сутки), «Славнефти» (14,49 т/сут.), «Роснефти» (13,16 т/сут.), наименьший - у «Башнефти» (1,85 т/сут.) и «Татнефти» (3,82 т/сут.). Уровень дебитов отражает характер сырьевой базы, степень разбуренности участков недр и, соответственно, издержки добычи нефти.

Объем эксплуатационного бурения

В последние годы темпы прироста эксплуатационного бурения существенно снижаются (2005 - 2007 гг. темпы прироста эксплуатационного бурения варьировали в диапазоне 18 - 26%). Объем эксплуатационного бурения в России в 2008 г. увеличился только на 6,5% с 13,7 до 14,6 млн м (табл. 5). 

Табл. 5. Объем эксплуатационного бурения в 2007 - 2008 гг. России, млн м

Лидером по объемам эксплуатационного бурения остается «Сургутнефтегаз»; при этом в 2008 г. основной прирост эксплуатационного бурения произошел за счет «Газпром нефти» (увеличение на 342,6 тыс. м), ЛУКОЙЛа (+335,7 тыс. м) и ТНК-ВР (+221,6 тыс. м). Наибольшее снижение эксплуатационного бурения произошло в «Татнефти» (-123,7 тыс. м) и в малых и средних компаниях (-102,5), что отражает ограниченность инвестиционных ресурсов и отсутствие соответствующих лицензионных блоков с запасами высокодостоверных категорий.

Нефтеперерабатывающая промышленность

В 2008 г. первичная переработка нефти в России составила 236,3 млн тонн (48,4% от добычи), что на 3,4% больше уровня 2007 г. По мощностям и объему переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая. Переработку жидких углеводородов в России осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини-НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода. 

Суммарные производственные мощности переработки жидких УВ в России составляют по сырью 272,3 млн т/год. С середины 1980 х до начала 1990-х гг. мощности российских НПЗ находились на уровне 351,5 млн тонн (7,3 млн барр/день) и Россия занимала второе место в мире по этому показателю. После кризиса 1990-х гг., а также в результате модернизации производств и увеличения доли вторичных процессов в отрасли произошло сокращение мощностей по первичной переработке нефти: в 2008 г. оно составило более 6,2 млн тонн. Одновременно мощности по первичной переработке мини-НПЗ возросли почти на 900 тыс. тонн; мини-НПЗ. 

В 2008 г. 77,4% (182,8 млн тонн) всей переработки нефти осуществлялось НПЗ, входящими в состав вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний, еще 22,5% (89,6 млн т) - независимыми переработчиками, на мини-НПЗ малых нефтяных компаний переработано менее 1%. 

В 2008 г. загрузка производственных мощностей по первичной переработке жидких УВ в среднем по стране составила 86,8%, в том числе на заводах ВИНК - 89,6, на заводах независимых переработчиков - 78,7%, на мини-НПЗ - 72,1. Глубина переработки по отрасли в 2008 г. составила 71,5%, снизившись по сравнению с 2007 г. на 0,4 п.п.; в целом за последние десять лет глубина переработки увеличилась более чем на 5 п.п. (табл. 6).

Табл. 6. Динамика первичной переработки нефти в России и выпуск основных видов нефтепродуктов, млн тонн

В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего - мазута и дизельного топлива. В 2008 г. доля дизельного топлива составила около 37,8% (69 млн тонн), мазута топочного - 35% (63,9 млн тонн), автомобильного бензина - 19,6% (35,7 млн тонн), прочих нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масла смазочные и др.) - 13,8% (7,5 млн тонн). 

Низкое качество выпускаемого автомобильного бензина не позволяет выйти на международные рынки конечных продаж, и он поставляется на внутренний рынок, в то время как около половины дизельного топлива и свыше 70% мазута экспортируются, используются как сырье на НПЗ в странах-импортерах. 

Российские НПЗ отстают по технологическому уровню от заводов Европы, США, стран АТР. Коэффициент Нельсона - обобщающий показатель, характеризующий сложность переработки, составляет для российских заводов в среднем 4,25, в Европе - 6,5, Америке - 9,5, Азии - 4,9. 

В России добывается около 56 млрд м3 попутного нефтяного газа (табл. 7).

Табл. 7. Структура использования попутного нефтяного газа в России в 2008 г.

Советская централизованная система сбора и подготовки ПНГ в ходе приватизации была разорвана, а отрасль газопереработки отошла в ОАО «Газпром» и осуществляется по цене, не устраивающей нефтяные компании. С другой стороны, - нефтяники пытаются затраты на извлечение попутного газа отнести на себестоимость добычи нефти, что законодательно не определено и делает процесс коммерчески не выгодным. Вместо сжигания в США, Канаде, Великобритании, Норвегии и др. используют различные способы утилизации попутного нефтяного газа: сбор, компримирование, транспортировку; компримирование и закачку в пласт; сжигание в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии; сжижение; физико-химическую переработку в жидкое топливо; глубокую химическую переработку, что приводит к практически полной утилизации попутного газа. К этому надо стремиться и нам - премьер-министр России В.В. Путин поставил задачу к 2012 г. сократить долю сжигаемого на факелах ПНГ до 5%.

Экспорт нефти и нефтепродуктов из России

Экспорт нефти из России в 2008 г. составил около 237,8 млн тонн, что ниже показателя предыдущего года на 6,6% (табл. 8). Снижение экспорта нефти, существенно превышающее падение ее добычи, связано с особенностями налогообложения нефтяного сектора в России, при котором экспорт продуктов переработки нефти (полупродуктов - мазута и дизельного топлива - сырья для вторичной переработки в Европе) коммерчески более привлекателен.

нефть эксплуатационный экспорт

Табл. 8. Структура экспорта нефти из России

В 2008 г. структура сырой нефти экспорта по способам поставок осталась почти неизменной. Основная часть экспорта приходится на морские поставки - 64,8%, или 131,6 млн тонн, нефтепровод «Дружба» - 26,4%, или 53,7 млн тонн, железную дорогу - 5,4%, или 11 млн тонн. 

Экспорт продуктов переработки нефти из России составил в 2008 г. свыше 115,4 млн тонн, увеличившись на 4,1% относительно 2007 г. По данным Федеральной таможенной службы, в настоящее время в структуре экспорта нефтепродуктов доминируют мазуты (53,3%, или около 61,5 млн тонн), доля дизельного топлива - 32,1% (37 млн тонн). Экспорт автомобильного бензина относительно незначителен (4,1% в структуре общего экспорта, или 4,7 млн тонн). Автомобильный бензин поступает в основном в страны СНГ и Восточной Европы. Экспорт прочих нефтепродуктов (бензин для химической промышленности, прямогонный бензин, керосин, реактивное топливо, легкие и средние дистилляты, масла и др.) - 12,2 млн тонн.

Выводы

Одна из важнейших задач социально-экономического развития России - преодоление последствий глобального финансово-экономического кризиса, ускорение экономического роста, технологическое развитие экономики. Основой этого роста должно стать опережающее развитие высокотехнологичных отраслей на базе эффективного использования природных ресурсов. Наличие значительных природных ресурсов и технологических возможностей их переработки и транспорта - важные конкурентные преимущества России в современном международном экономическом порядке. Устойчивое развитие нефтяной промышленности - важнейшее условие обеспечения экономической безопасности страны и долгосрочного социально-экономического развития регионов России.

Для обеспечения долгосрочного устойчивого развития нефтяного комплекса России, повышения экономической эффективности и технологической сбалансированности добычи, переработки и транспорта нефти, расширения выпуска конкурентоспособной продукции с высокой добавленной стоимостью необходимо изменение производственной структуры НГК, ускоренное внедрение комплекса технологических и организационных инноваций. 

В сложившейся ситуации целесообразно резкое изменение административной, налоговой и таможенной политики для стимулирования ГРР, ввода новых месторождений в эксплуатацию, использования современных методов повышения КИН. Изменение организационно-экономических условий работы нефтяного комплекса, активное участие государства в геологоразведочных работах, создании транспортной и перерабатывающей инфраструктуры, оказание дипломатической и политической поддержке деятельности российских нефтегазовых компаний на международных рынках - все это позволит обеспечить устойчивое функционирование нефтяного комплекса, реализацию долгосрочных целей развития экономики страны, усиления геополитических и экономических позиций России в мире.

Размещено на Allbest.ru