4.1. Нефтедобывающая промышленность

Нефтяная промышленность в настоящее время - это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Она состоит из двух взаимосвязанных подотраслей - нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

Нефть является источником для производства бензина, керосина, дизельного и реактивного топлива. Она служит ценным сырьем для нефтехимии в производстве синтетического каучука, полиэтилена, полипропилена, синтетического волокна, спиртов, моющих средств, красителей, различных масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт). Из нее получают ряд белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Нефтяная промышленность представляет собой фундамент современной экономики России и ее можно сравнить с кровеносной системой, пронизывающей все сферы народного хозяйства.

Таблица 4.1.1. основные показатели работы нефтедобывающей промышленности

	1985	1990	1995	1998	2000	2004
Число организаций	72	69	214	385	439	637
Объем промышленной продукции, млрд. руб	13,2	13,1	73023	121055	590,5	1432,5
Индекс производства промышленной продукции, в % к предыдущему году	96	94	96	99	106	108,6
Численность промышленно-производственного персонала, тыс. чел.	122	137	213	289	267	293
в том числе рабочие	88	100	166	220	207	218
Прибыль, млрд. руб.	---	---	14619	7951	565,3	457,7
Уровень рентабельности продукции, %	---	---	21,1	17,6	66,7	36,3
Снижение (-), повышение затрат на один рубль продукции в процентах к предыдущему году	12,9	13,3	-15,1	-2,5	-8,6	-14,8

Анализ таблицы 4.1.1. свидетельствует о том, что число оргнизаций в отрасли увеличилось с 69 в 1990г. до 637 в 2004г., т.е. в 9,2 раза. Несмотря на то, что за 1991-1998 гг. произошло падение добычи нефти на 216 млн. т, численность промышленно-производственного персонала за этот период увеличилась со 137 до 289 тыс. чел., т.е. в 2,1 раза. Уровень рентабельности продукции увеличился с 37,3% в 1992г. до 66,7% в 2000г., а к 2004г. снизился до 36,3%.

Открытие многочисленных новых источников жидкого топлива, перераспределения запасов между старыми и новыми районами привели к существенным сдвигам в территориальной организации нефтяной промышленности. В довоенное время основной нефтяной базой прежнего СССР были Азербайджан, который в 1940г. дал 22,2 млн. т нефти, т.е. 71% общесоюзной добычи и Северный Кавказ (4,5 млн. т).

Открытие многочисленных новых источников жидкого топлива, перераспределения запасов между старыми и новыми районами привели к существенным сдвигам в территориальной организации нефтяной промышленности. В довоенное время основной нефтяной базой прежнего СССР были Азербайджан, который в 1940г. дал 22,2 млн. т нефти, т.е. 71% общесоюзной добычи и Северный Кавказ (4,5 млн. т).

После Великой Отечественной войны на первое место по добыче нефти выдвинулся Волго-Уральский район. Так, в 1965 г. Волго-Уральская база давала около 70% всей добычи бывшего СССР, а Кавказский район 20%. В 80-е гг. на передовые позиции выдвинулась Западная Сибирь.

Нефтяная промышленность развивалась экстенсивным методом, когда в нее направлялась подавляющая часть капиталовложений. С 1960 г. по 1980г. добыча нефти возросла на 455 млн. т. Максимума добыча жидкого топлива в СССР достигла в 1988 г. - 624 млн. т. К 1991г. она снизилась в странах СНГ до 515 млн. т, т.е. уменьшилась на 109 млн. т., в том числе в Российской Федерации добывалось 462 млн. т. С 1998г. по 2005г. добыча нефти в России увеличилась с 303 до 470 млн.т, т. е. на 167 млн. т, или на 55%.

Нефтяная промышленность вступила в качественно новый и очень сложный этап своего развития, связанный с необходимостью резкого увеличения объемов геологоразведочных работ, улучшением материально-технического снабжения отрасли, повышением нефтеотдачи продуктивных пластов и т.д. Если в среднем в 1980-1988 гг. вводилось по 30-35 месторождений, то в 1990г. только семь месторождений. На поиски и разведку новых месторождений уходит по 7-10 лет. Более 70% разведанных запасов нефти в настоящее время находится в разработке, большая часть извлекаемых запасов приходится на долю низкодебитных скважин, неработающий фонд их близок к 30%.

Технология добычи нефти в России резко отстает от мирового уровня, так как две трети буровых остановок, работавших в начале 90-х гг., были спроектированы еще в 25-30 лет тому назад. Она позволяет извлекать 41% нефти, содержащейся в недрах и около 35% из запасов на месторождениях Западной Сибири. При интенсивной добыче эта доля падает до 27% запасов нефти, содержащейся в пластах. Темпы выработки запасов нефти в России в 3-5 раз превышают соответствующий показатель Саудовской Аравии, Кувейта, ОАЭ, Венесуэлы. Следовательно, нефтяные богатства в нашей стране используются нерационально.

В европейской части России добыча нефти уменьшилась на 150 млн. т. В последние годы не вводились в эксплуатацию месторождения в Тимано-Печорской провинции и Оренбургской области, недостаточно использовались ресурсы Удмуртии, Пермского края и Саратовской области, месторождения новых районов и шельфовых зон. Так, на шельфе Сахалина выявлено семь месторождений, часть из которых разведана еще в середине 70-х гг. и которые не эксплуатируются до настоящего времени. Большие запасы нефти сосредоточены в Восточной Сибири, где находится 15 месторождений с извлекаемыми запасами более 1 млрд. т.

На месторождениях Северного моря, открытых в это же время, Англией и Норвегией добывается около 200 млн. т нефти.

Развитие нефтедобывающей промышленности сдерживали крайне низкие цены на нефть, которые длительное время составляли 25 рублей за 1 т, тогда как на мировом рынке 1 т нефти стоила 130-150 долл. В 90-е гг. цены на нефть в России неоднократно поднимались и фактически приблизились к мировым ценам.

В условиях старения некоторых нефтяных баз особенно велико значение создания новых нефтяных баз, крупнейшей из которых является Западно-Сибирская. Первые месторождения нефти в Сибири были открыты в 1960г. на восточном склоне Уральских гор около поселка Шаим.

В 1974г. Тюменская область вышла на первое место по добыче нефти, которая составила 110 млн. т. В 1980г. в Западной Сибири добывали 312 млн. т нефти, в том числе в Тюменской области около 300 млн. т и в Томской области 14 млн. т; в 1988г. район давал 394 млн. т. Таких стремительных темпов развития не имел ни один регион страны и мира.

Удельный вес Западной Сибири в добыче нефти в стране в 1980г. составил 50%. В 2005г. в регионе добывалось 334 млн. т, а его доля в общероссийской добыче поднялась до 71,1%.

Основной район добычи нефти в Западно-Сибирской базе - Среднее Приобье. В Нижневартовском нефтедобывающем районе разрабатываются Самотлорское, Советское, Ватинское, Аганинское и другие месторождения. Многие месторождения этого района - многопластовые. Так, на Самотлоре выделяется пять самостоятельных нефтяных горизонтов, Советском – девять, а Ватинское имеет 11 залежей.

Крупнейшим нефтяным месторождением России является Самотлорское, разработка которого началась в 1960г. В 1971г. было добыто 10 млн. т, в 1980г. уже 185 млн. т, или почти 26% добычи страны. За всю историю своего развития Самотлор дал 3,2 млрд. т нефти. В объединении "Нижневартовскнефтегазпром" добыча жидкого топлива с 1965г. по 2000г. в связи с истощением запасов на нефтепромыслах сократилась в шесть раз.

В Сургутском нефтедобывающем районе эксплуатируются многопластовые Усть-Балыкское, Правдинское, Мамонтовское, Сургутское, Федоровское и другие месторождения. ОАО "Сургутнефтегаз" добывает ежегодно несколько десятков миллионов тонн нефти. Небольшое количество нефти дают месторождения Шаимского района.

Чрезвычайно высокие темпы добычи нефти в районе привели к быстрому обводнению продуктивных скважин, падению их дебита, удорожанию стоимости выкачиваемой из недр нефти. Из обводненных скважин на поверхность стали выкачивать водно-нефтяную смесь, в которой воды в пять раз больше, чем нефти, и которая требует новой технологии переработки.

Тенденции и проблемы развития российской нефтедобывающей промышленности можно проследить на примере Самотлорского месторождения. Добыча нефти на Самотлоре в 1980г. достигла максимума - 160 млн. т, или 60% добычи топлива в Западной Сибири. В 1996г. Самотлор дал только 21 млн. т, в 1997г. - менее 15 млн. т, а в начале XXI в. может стать зоной экономической депрессии.

В 70-е - 80-е гг. месторождение разрабатывалось варварским способом: в него закачивались целые кубокилометры для выжимания нефти из пластов. В прошлом на 9 т добытой нефти приходилось 1 т подземной воды, то теперь соотношение поменялось наоборот. Добычу на месторождении вели только в тех районах, где находилась "легкая" нефть и где не требовалось больших затрат. В течение 15 лет Самотлор служил донором экономики России, а в настоящее время он сам нуждается во вложениях. В недрах месторождения еще осталось 1,2 млрд. т. В ближайшее время потребуется вложить не менее 8млрд. долл. Реконструкция Самотлора позволит стабилизировать добычу нефти к 2010г. на уровне 8-9 млн. т.

Падение добычи нефти и газа в Западной Сибири планируют все компании, так как разведанные новые месторождения очень сложные для разработки, требующие больших инвестиций и дорогих технологий. АО "Роснефть-Пурнефтегаз", ведущее разработку нефти в Ямало-Ненецком округе, имеет 70% ресурсов, приходящихся на "трудноизвлекаемые запасы". Нефть здесь отличается повышенной вязкостью (например, на Комсомольском месторождении с запасами в 390 млн. т). В "ЛУКОЙЛе" таких запасов 53%, в "Сургутнефтегаз" - 60%, а на новых месторождениях - 80-90%. "Томскнефть" разрабатывает Васюганские месторождения, в которых трудноизвлекаемые запасы достигают 77%.

В настоящее время добывать трудноизвлекаемые запасы нерентабельно и невыгодно, поэтому убыточных скважин насчитывается до 1/3.

Одновременно с развитием нефтедобывающей промышленности в регионе шло сооружение нефтепроводов. В 60-е гг. ХХ в. были приняты в эксплуатацию нефтепроводы Шаим-Тюмень и Усть-Балык-Омск, который доведен до Чимкента в Казахстане, затем и до Чарджева в Туркменистане. Для транспортировки нефти в Восточную Сибирь в 70-е гг. был построен нефтепровод Александровское - Анжеро - Судженск - Красноярск и передачи западносибирской нефти на запад - Самотлор - Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск, Самотлор - Самара. В 80-е гг. проложены гигантские нефтепроводы Сургут - Новополоцк, Холмогоры - Клин.

Пропускная способность нефтепроводов диаметром 1220 мм составляет 80-90 млн. т в год при скорости движения потока нефти 10-12 км/час. Развитие нефтегазовой промышленности в Западно-Сибирском регионе оказало негативное влияние на окружающую среду. Выбросы нефти при авариях на нефтепромыслах, утечка ее из нефтепроводов привела к сокращению рыбных ресурсов в реках и водоемах, а строительство нефте- и газопроводов - на численность стада северных оленей и пушного зверя в тайге и в тундре.

Второй нефтяной базой России является Волго-Уральская, которая прошла "пик" своего развития в 70-е гг.. Добыча нефти здесь особенно быстро развивалась в Татарстане, где в 1970г. было добыто 102 млн. т, т.е. более 1/3 добычи топлива в стране. Нефть добывается на крупнейшем Ромашкинском, Бавлинском, Ново-Елховском и других месторождениях. Многолетняя эксплуатация привела к истощению нефтяных ресурсов в республике и в 2005г. добыча нефти составила 31 млн. т в год. В республике сформировался крупнейший Альметьевско-Бугульминский нефтяной район. В 2007г. в Татарстане была добыта трехмиллиардная тонна нефти.

В начале формирования базы первое место в Волго-Уральском районе занимал Башкортостан, где выделялись Туймазинское, Шкаповское и Ишимбаевское месторождения, а затем лидерство он уступил Татарстану. В республике добыча нефти ведется в бассейне левых притоков Белой (Чекмагушевское месторождение), на севере эксплуатируется крупное Арланское месторождение. Центры добычи - города Туймазы, Октябрьский, Ишимбай, Салават, Белебей и другие. В 1970г. в Башкортостане добыча составляла 39 млн. т, в 2005г. - лишь 11 млн. т. За 1932-2005 гг. из недр республики добыто 1,5 млрд. т нефти.

Самарская область - один из крупных регионов добычи нефти (35 млн. т в 1970г.) в Уральской базе. В области сформировались четыре нефтедобывающих района: Кинель-Черкасский, являющийся основным и дающим около 1/2 добываемой нефти, вырос на базе крупного Мухановского месторождения (центр - Отрадный), Южно-Куйбышевский на базе Кулешовского, Лебяжинского, Благодаровского и других месторождений (центр - Нефтегорск); старейший Жигулевско-Сызранский на базе Сызранского, Жигулевского, Зольненского и других месторождений (центры - Сызрань, Жигулевск и другие); Юго-Западный на основе Покровского, Горбатовского месторождений. В 2005г. в области было добыто 11 млн. т, т.е. в 3 раза меньше, чем в 1970г.

Перспективными районами на территории Волго-Уральской базы являются Пермский край, где эксплуатируются Васильевское, Яринское, Мазунинское, Чернушинское и другие месторождения (10 млн. т в 2005г.), Республика Удмуртия (месторождения Архангельское, Чутырское и другие), Оренбургская (месторождения Бузулукско-Бугуруслановского района) и Астраханская области, Республика Калмыкия. В 2005г. в Оренбургской области было добыто 17 млн. т, в Удмуртии – свыше 10 млн., в Астраханской и Волгоградской областях – по 4 млн. т. Небольшое количество нефти добывается в Саратовской, Пензенской и Ульяновской областях.

В 1970 г. в Волго-Уральской нефтяной базе было добыто 208 млн. т, или 73% добычи нефти в стране. В последующие десятилетия в связи с истощением запасов добыча стала уменьшаться, что привело к падению удельного веса района (101 млн. т в 2005г., 22% добычи в России). Заметное сокращение добычи нефти произошло в Татарстане, Башкортостане, Самарской и Волгоградской областях, которое составило не менее чем в 3-4 раза. Важной проблемой является стабилизация добычи топлива в районе, что связано с расширением геологоразведочных работ на территории Волго-Уральской базы, открытием новых месторождений, вовлечением в эксплуатацию нефтяных залежей на больших глубинах и т.д.

Благодаря богатству месторождений и длительной истории развития нефтяной промышленности Волго-Уральская база стала одним из главных поставщиков нефти для районов европейской части России и стран СНГ, а также государств Восточной Европы. К наиболее важнейшим нефтепроводам относятся магистрали Альметьевск – Нижний Новгород – Рязань – Москва, Нижний Новгород – Ярославль – Кириши, Альметьевск – Пермь, Самара – Лисичанск – Кременчуг – Херсон – Одесса, Самара – Новороссийск, Туймазы – Уфа – Омск – Красноярск – Ангарск. Международное значение имеет нефтепровод от Альметьевска через Самару – Брянск – Мозырь и далее в Польшу, Чехию и Словакию, Венгрию и Германию.

Перспективным регионом для развития нефтяной промышленности являются Республика Коми и шельф Баренцева моря. На западных склонах Урала эксплуатируется Ухтинское месторождение тяжелой нефти, которая добывается шахтным способом. Основную часть нефти Баренцево-Печорского нефтегазового района дают Усинское и Возейское месторождения, разрабатываются Верхнегрубешорское, Западно-Тэбукское, Войвожское и Ярегское многопластовые месторождения. В некоторых из них содержатся компоненты легкой нефти, а также титан. Ежегодная добыча нефти превышает 23 млн. т. Развитие отрасли в Коми и Ненецком автономном округе сдерживают недостаток материально-технических и финансовых ресурсов, а также экстремальные природно-климатические условия. Нефть поступает в Центральный район по трубопроводу Ухта – Ярославль. В течение последних лет нефть добывается и в Баренцевом море. В ближайшей перспективе начнётся освоение арктического Приразломного месторождения.

К старым нефтяным районам России относится Северо-Кавказский район. Наибольшие объемы добычи нефти приходилось на промыслы Чечено-Ингушетии (Грозный, Малгобек и др.), где в 1970г. добывалось 20 млн. т. В связи с многолетней эксплуатацией месторождений добыча жидкого топлива в Чеченской Республике резко сократилась (в 2005г. 2 млн. т).

В Краснодарском крае нефть добывается на месторождениях Апшероно-Хадыженского и в Адыгее - Майкопском районах, в Ставропольском крае в послевоенное время центрами добычи нефти стали города Нефтекумск, Затеречный. В Республике Дагестан нефтяные промыслы расположены в районе города Избербаш и на севере Терско-Кумской низменности. Северокавказская нефть характеризуется большим выходом легких фракций. Однако в недалеком будущем ресурсы нефти в районе будут выработаны.

Нефть и нефтепродукты из Северного Кавказа поступают по трубопроводам Грозный – Армавир – Туапсе, Грозный – Тихорецк – Донбасс, Затеречный – Грозный.

После Великой Отечественной войны добычу жидкого топлива начали вести на севере острова Сахалин (около города Оха), представляющего нефтяную базу Дальнего Востока. Построен нефтепровод Оха-Комсомольск-на-Амуре.

Как отмечалось выше, запасы нефти и природного газа на шельфе морей, омывающих Россию, оценивается в 100 млрд. т. Однако масштабы морской добычи невелики. Так, в 1970г. на территории СССР она составляла 13 млн. т, а к 1990г. снизилась до 10 млн. т. В России морская добыча ведется на шельфе Баренцева, Охотского, Каспийского и Балтийского морей.

Качество нефтяных ресурсов российских месторождений, горногеологические условия их отработки значительно хуже, чем в странах Персидского залива, Мексике и Венесуэле. Поэтому затраты на добычу 1 т нефти в Саудовской Аравии, Кувейте и ОАЭ составляют 14,5 долл., в Южной Америке и США – 60, в России – 40-60, в Северном море – 74 долл. Себестоимость добычи нефти в нашей стране увеличивается еще и в связи с тем, что приходится разрабатывать месторождения, расположенные в малообжитых и труднодоступных районах, а также на шельфе морей Арктики и Тихого океана.

В добыче нефти применяются насосный, компрессорный и фонтанный способы. В 1980г. на долю фонтанного способа приходилось 53,1% от общего объема добычи, насосного – 44,6 и компрессорного – 2,3%. В 2005г. удельный вес фонтанного способа снизился до 6,2%, а компрессорного – до 0,8%, а насосного увеличился до 93,0%.

Вследствие выработанности лучших по горногеологическим условиям нефтяных месторождений (53%) среднесуточный дебит одной скважины снизился с 29,4 т в 1975г. до 10,3 т в 2005г. или в 3,0 раза, в том числе на новых скважинах – с 28,4 до 12,0 т, т.е. в 2,4 раза.

Объем эксплуатационного бурения на нефть в стране уменьшился с 32,7 млн. м в 1990г. до 9,7 млн. м в 2005г. или в 3,3 раза, разведочного – с 5,2 до 0,9 млн. м, т.е. в 6 раз.

В связи с распадом СССР большинство машиностроительных заводов, производящих нефтяное оборудование, оказалось на территории новых суверенных государств. Так, заводы Азербайджана в прошлом производили 60% нефтяного оборудования бывшего Советского Союза.

По своей производительности, надежности, долговечности и экологичности российское нефтяное оборудование существенно уступает развитым странам. Например, межремонтный период работы нефтяных скважин в России превышает 300 суток, тогда как в США и Западной Европе достигает 4,5 – 5 лет. На основе применяемых в России технологий из недр извлекается не более 40% геологических запасов нефти, а на месторождениях с вязкой нефтью – не более 15%.

В нашей стране не налажено производство для разработки нефтяных месторождений с помощью горизонтальных скважин, позволяющие в несколько раз повысить продуктивность скважин и уровень нефтеизвлечения. Отечественная нефтяная промышленность отстает от передовых стран в применении новейших методов повышения нефтеотдачи – термических, физико-химических, газовых. С применением первых двух методов добывается менее 3% от всей добычи нефти в стране.

В 90-е гг. неоправданно сократилось производство труб, нефтепромыслового оборудования на российских заводах и произошло увеличение объема импорта этих ресурсов. Удельный вес импорта по отдельным видам продукции возрос с 22% до 60-70%. На покупку оборудования по импорту расходуется ежегодно несколько миллиардов долларов. Цены на отдельные виды закупленных за рубежом труб и нефтяного оборудования во много раз превышают цены на продукцию российских заводов.

Решение данной проблемы, на наш взгляд, состоит в том, что определенные виды оборудования и приборов могли бы выпускать предприятия оборонного комплекса, переведенных на конверсию. Так, оборонные заводы г. Северодвинска в последние годы стали выпускать платформы для добычи нефти на шельфе Арктики.

В 2005г. в России добычу нефти осуществляют 132 предприятия – недропользователя более чем на тысяче месторождений, из которых ¾ разрабатываемых месторождений находится в Западной Сибири. В стране действует 12 нефтяных холдингов, 10 из них имеют разветвленную структуру и являются вертикально интегрированными компаниями.

К вертикально интегрированным нефтяным компаниям относятся "ЛУКОЙЛ", "ЮКОС", "Сургутнефтегаз", "Сибнефть", "ТНК-ВР", НГК "Славнефть" и др. В 200г. они добыли более 300 млн. т нефти. В компанию "ЛУКОЙЛ", названную по крупным месторождениям Лангепас, Урай и Когалым и занимающую четвертое место в мире по основным показателям (запасы на ее месторождениях составляют 2 млрд. т, добыча в 2005г. – 75 млн. т), вошли Пермский, Волгоградский, Нижегородский и Ухтинский НПЗ, ряд территориальных объединений по обеспечению нефтепродуктами. "ЛУКОЙЛ" участвует в разработке месторождений "Кяпаз", "Шахдениз" и других – в азербайджанском секторе шельфа Каспийского моря. В 1999г. НК "ЛУКОЙЛ" присоединила к себе компанию "КомиТЭК". В "ЛУКОЙЛ" входит 360 организаций в 30 странах с общей численностью сотрудников свыше 160 тыс. чел. Компания осваивает месторождения нефти в Балтийском и Каспийском морях. На Пермском НПЗ введена в эксплуатацию первая в России установка по производству дизельного топлива, соответствующая стандарту "ЕВРО-4".

В государственной компании "Роснефть" в 2005г. было добыто 75 млн. т, в 2010г. планируется добыть свыше 100 млн., в 2015г. – 135 млн. т. В конце 2004г в компанию вошла "Юганскнефтьгаз" (ЮНГ). Капитализация "Роснефти" в 2006г. составила 67,6 млрд. долл., а её основой являются дочерние компании "Пурнефтегаз" и "Сахалинморнефтегаз".

Многие нефтяные компании в крупных масштабах ведут добычу природного и попутного газа ("ЛУКОЙЛ", "ЮКОС", "Сургутнефтегаз" и др.).

В рейтинге 400 крупнейших компаний России нефтяные холдинги занимают лидирующие позиции. Так, в НК "ЛУКОЙЛ", занимающей второе место после ОАО "Газпром", в 2005г. объем реализации продукции составил 1309,4 млрд. руб., или 46,3 млрд. долл., балансовая прибыль – 252,1 млрд. руб. и ОАО "Сургутнефтегаз" (седьмое место) имела объем реализации продукции в 2005г. 446,3 млрд. руб., или 15,8 млрд. долл. На последующих местах в рейтинге располагались ТНК ВР, АК "Транснефть", НК "Сибнефть", "Татнефть" и другие компании.

Нефтяные холдинги – крупные налогоплательщики. Так, "ЛУКОЙЛ" в 2003г. внесла в бюджет 5 млрд., "ЮКОС" – свыше 5 млрд., "Сургутнефтьгаз" и "ТНК" - по 2,8 млрд. долл. В целом от нефтяной промышленности в федеральный бюджет ежемесячно поступает по несколько миллиардов рублей. В 2002г. нефтяные компании заплатили в бюджеты всех уровней 22 млрд. долл.

В нефтяной промышленности России в 2005г. действовало 30 совместных предприятий, которые добывают не более 6% всей нефти страны. Они участвуют в разработке нефтяных месторождений в Тимано-Печорской провинции, Западной Сибири и на Сахалине.

Экспорт сырой нефти из России в 2005г. составлял 253 млн. т, или 53,8% общего объема добычи, нефтепродуктов – 97,1 млн. т, или 46,7 % от производства продукции. Удельный вес экспорта нефти в производстве продукции увеличился с 35,4% в 1992г. до 53,8% в 2005г., т.е. на 18,4 пункта, нефтепродуктов за этот период – с 14,8 до 46,7%, т.е. на 31,9 процентных пункта.

Если стоимость продукции экспорта из Российской Федерации в 2005г. равнялась 243,6 млрд. долл., то на долю нефти и нефтепродуктов приходилось 117,2 млрд., или 48,1% его стоимости, природного газа – 31,4 млрд., или 12,5% и каменного угля и кокса – 0,5 млрд. долл. Основные экспортёры нефти и нефтепродуктов – НК "ЛУКОЙЛ", "ЮКОС", "ТНК-ВР", "Татнефть", "Роснефть" и др.

Российская нефть экспортируется в страны Западной и Восточной Европы – Германию, Ирландию, Польшу, Швейцарию, Чехию, Словакию, а также в страны СНГ – Украину, Беларусь и др.

Чистый экспорт нефти на душу населения из России достигает 1770 кг, тогда как из Норвегии – 25770, Великобритании – 600 и Канады – 400 кг; нефтепродуктов из России – 700 кг, а из Норвегии – 1465, Великобритании – 235 и Канады – 160 кг.

В 1998г. стоимость 1 барреля нефти на мировых рынках упала до 7-8 долл., в конце 1999г. она возросла до 22 долл. и в 2006г. колебалась от 65 до 75 долл. В среднем цена 1 т российской нефти сорта "Юральс" в 2006г. увеличилась до 400 долл., т.е. на 25-30 долл. ниже стоимости арабской нефти сорта "Брент".

Наряду с продолжением разведки и освоением новых месторождений в Западной Сибири к перспективным районам относятся Прикаспийская низменность, где нефть залегает на больших глубинах, Баренцево-Печорская провинция, шельф морей Северного Ледовитого океана и острова Сахалин. Основным нефтедобывающим районом страны на всю рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020г. снизится до 55-58% против 71% в настоящее время. После 2010г. масштабная добыча начнется в Тимано-Печорской провинции, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего на восток России к 2020г. будет приходится 15-20% нефтедобычи в стране.

В перспективе необходимо предусмотреть строительство новых и реконструкцию старых нефтяных терминалов в Балтийском (Приморск) и Азово-Черноморском (Новороссийский и Туапсинский порты и др.) бассейнах. Каспийский трубопроводный консорциум (КТК), куда входит "ЛУКОЙЛ", предусматривает строительство нефтепровода протяженностью 1580 км от Тенгизского месторождения в Казахстане до Новороссийска. Начал действовать трубопровод Баку-Новороссийск. В декабре 2001г. сдана в эксплуатацию Балтийская трубопроводная система (БТС), по которой транспортируется нефть Баренцево-Печорского района, Урало-Поволжья и Казахстана через Приморский нефтяной терминал (Ленинградская обл.)мощностью 40 млн. т в год.

4.2. НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности экономически целесообразнее приближать к районам потребления, что обусловлено рядом преимуществ: во-первых, резко сокращаются перевозки мазута, масел и других вязких нефтепродуктов; во-вторых, перевозки сырой нефти выгоднее транспортировки ее многочисленных производных; в-третьих, хранение сырой нефти обходится дешевле, чем хранение нефтепродуктов; в-четвертых, потребители имеют возможность использовать сырую нефть, поступающую из разных районов.

Нефтеперерабатывающая промышленность вначале исторически возникла в районах добычи нефти – в Баку и Грозном, которые на протяжении длительного периода были основными центрами переработки сырья в Российской империи. На предприятиях в XIX в. получали главным образом керосин и мазут, а с появлением двигателя внутреннего сгорания – бензин. Гамма получаемых продуктов нефтепереработки была невелика.

В настоящее время нефтеперерабатывающие заводы построены вдоль трасс нефтепроводов и на концах их (Новороссийск, Кириши, Ангарск, Москва, Омск и др.), на пути следования сырой нефти по Волге (Волгоград, Саратов, Самара, Сызрань, Ярославль). Благоприятным фактором, способствующим возникновению предприятий отрасли, является выгодное транспортно-географическое положение (Нижний Новгород, Красноярск, Хабаровск, Краснодар).

При строительстве заводов нефтеперерабатывающей промышленности необходимо учитывать водный фактор, так как при переработке 1 т нефти расходуется 15-20 т воды. Некоторые районы России имеют дефицит водных ресурсов (Северный Кавказ, Центр, Урал).

В послевоенный период новые центры нефтеперерабатывающей промышленности возникли в Западной и Восточной Сибири (Ангарск, Ачинск, Красноярск, Омск). Последним заводом на территории России стал Ачинский НПЗ, введённый в эксплуатацию в 1982г.

ТАБЛИЦА 4.2.1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

	1985	1990	1995	1998	2000	2004
Число организаций	37	34	171	323	486	594
Объем промышленной продукции, млрд. руб	14,3	13,4	49151	35156	101,18	298,6
Индекс производства промышленной продукции, в % к предыдущему году	98	97	101	93	102	102,3
Численность промышленно-производственного персонала, тыс. чел.	135	99	117	120	113	102
в том числе рабочие	114	81	96	95	88	77
Прибыль, млрд. руб.	---	---	9608	-2133	28,17	29,5
Уровень рентабельности продукции, %	---	---	26,1	12,5	34,5	22,5
Снижение (-), повышение затрат на один рубль продукции, в % к предыдущему году	0,5	0,7	-5,2	-0,9	3,4	-17,8

Как показывают данные таблицы 4.2.1., число организаций в отрасли увеличилось с 37 в 1985г. до 594 в 2004г., что обусловлено раздроблением производств, которое происходило в 90-е гг. Уровень рентабельности в 1992г. составлял 33,5%, к 1997г. он снизился до 9,4%, т.е. в 3,6 раза и в 2004г. возрос до 22,5%.

Важнейшими районами нефтеперерабатывающей промышленности России являются Центральный (Москва, Рязань, Ярославль), Поволжский (Волгоград, Самара, Саратов, Новокуйбышевск) и Уральский (Уфа, Пермь, Ишимбай, Салават, Орск, Краснокамск). Удельный вес Западной и Восточной Сибири в производстве нефтепродуктов увеличился, а Северного Кавказа снизился. Нефтеперерабатывающие заводы размещаются в Северо-Западном (Кириши), Северном (Ухта), Волго-Вятском (Нижний Новгород) и Дальневосточном (Комсомольск-на-Амуре, Хабаровск) районах. В 2005г. заводы Башкортостана произвели 12,6% общероссийского объёма переработки нефтяного сырья, далее следуют Самарская (9,1%), Ленинградская (8,8%), Омская (7,0%), Нижегородская (6,5%) и Ярославская (6,2%) области.

Производственная мощность 26 российских заводов составляет 263,5 млн. т (в США – 800, Японии – 250, Китае – 200 млн. т). Предприятия в СССР в 1987г. имели мощность в 613 млн., а в 1997г. в границах бывшего Советского Союза – 522 млн. т. Кроме крупных заводов в России насчитывается 41 мини-НПЗ, имеющих небольшую мощность.

Первичная переработка нефти в России в 1980г. составляла 325 млн. т. В связи с экономическим кризисом переработка нефти в 1998г. снизилась до 164 млн., а к 2005г. возросла до 208 млн. т, т.е. на 26,8%. Производственные мощности предприятий загружены лишь на 82%. Выпуск бензина сократился с 53,0 млн. т в 1980г. до 45,1 млн. т в 2005г., в том числе автомобильного – с 46,7 до 32,0 млн., дизельного топлива – с 70,0 до 60,0 млн., мазута топочного – со 137,0 до 56,7 млн. т.

В крупных объемах нефтепереработка осуществляется на заводах, входящих в акционерные общества "ЮКОС", "ЛУКОЙЛ" – 19, "Сургутнефтегаз", "ТНК-ВР", "Роснефть.

Большинство заводов России построено 30-50 лет назад, поэтому значительная часть нефтеперерабатывающего оборудования устарела морально и физически. В нефтеперерабатывающую промышленность в последние десятилетия вкладывалось в 15 раз меньше капиталовложений, чем в нефтедобывающую.

Глубина переработки нефтяного сырья на заводах России в 2005г. составляла 72%, при этом по 13 заводам – 55-69%, тогда как в развитых странах Европы и США – 92-95%. Вторичные процессы нефтепереработки на наших предприятиях развиваются недостаточно. Значение индекса сложности Нельсона, который в агрегированном виде отражает технический уровень нефтепереработки и удельный вес вторичных процессов, для заводов России не превышает 3,8, США – 9,5, Канады – 7,1, Европы и Японии – 6,5 и Африки – 3,3. Если повысить глубину переработки нефти до 75-77%, то Россия могла бы экономить не менее 40 млн. т нефти в год.

На 12 заводах России отсутствует процесс каталитического крекинга, являющегося одним из основных источников высокооктанового компонента бензина. 75% общего объема производства автомобильного бензина в нашей стране приходится на А-76, тогда как в развитых странах он не выпускается. Более 60% производимого бензина в России является этилированным, в развитых странах от его производства отказались по экологическим причинам.

До 40% дизельного топлива, выпускаемого нашими заводами, содержит 0,2 – 0,5% сернистых соединений, а в развитых странах содержание серы не превышает 0,05%. Топочный мазут содержит также высокий процент серы (2,0 – 3,5%), что создает серьезные экологические проблемы.

Энергетической стратегией развития ТЭК России предусматривается рост объемов переработки нефти к 2015-2020 гг. до 220-225 млн. т в год с одновременным увеличением глубины переработки до 75-80% в 2010г. и до 85% - к 2020г.