CC BY
22
В статье проанализировано современное состояние нефтяного комплекса России, включая нефтедобычу и нефтепереработку; определены основные тенденции, проблемы и угрозы развитию отрасли на фоне экономического кризиса. Детально рассмотрены итоги работы нефтяной промышленности в 2008 г.
Анализ тенденций в нефтяном комплексе России*
А. Г. КОРЖУБАЕВ,
доктор экономических наук,
Институт экономики и организации промышленного
производства СО РАН,
И. А. СОКОЛОВА,
ВНИПИнефть,
Л. В. ЭДЕР,
Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, Новосибирск
Переработка нефти
По мощностям и объему переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая. В 2008 г. объемы первичной переработки нефти в России составили 236,3 млн т (48,4% от добычи), что на 3,4% больше уровня 2007 г. Переработку жидких углеводородов осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини-НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода.
Суммарные производственные мощности отечественной переработки жидких углеводородов составляют по сырью 272,3 млн т в год (табл. 1). 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.
* Окончание. Начало см.: ЭКО. 2009. № 9. С. 54-74. © ЭКО 2009 г.
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 НПЗ 6393 6417 91,4 91,7 6995 6998 2,8 2,7
Ачинский НПЗ ВНК 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
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
«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 1,6
«Нижегороднефтеоргсинтез» 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 76,2 77,9 19050 19081 6,4 6,3
Красноленинский НПЗ 145 151 96,7 55,1 150 274 0,1 0,1
Нижневартовское 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
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
«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
«Севергазпром» 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 «Газпромом» 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 2,2 2,1
«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
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
Независимые переработчики
«Альянс» — Хабаровский НПЗ 3237 3335 74,4 76,7 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 3,2
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 50826 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
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
«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
«Татнефтепром-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 0,2
«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
В 2008 г. сокращение превысило 6,2 млн т; наибольшее снижение произошло на Ангарской НХК в составе «Роснефти» (более 3 млн т) и Уфимской группе заводов - Ново-Уфимском НПЗ (свыше 6,1 млн т) и Уфимском НПЗ (почти 1,7 млн т); почти на 300 тыс. т сокращены мощности по переработке конденсата «Астрахангазпрома». В то же время мощности по первичной переработке мини-НПЗ возросли почти на 900 тыс. т. Мини-НПЗ, как правило, строятся в непосредственной близости от нефтяных промыслов либо в удаленных локальных системах нефтеобеспечения.
В 2008 г. 77,4% (182,8 млн т) всей переработки нефти осуществлялось НПЗ в составе вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний; еще 22,5% (89,6 млн т) - независимыми переработчиками (Башкирская группа заводов, «Альянс», Марийский НПЗ и т.д.); на мини-НПЗ малых нефтяных компаний переработано около 1%.
В апреле 2009 г. АФК «Система» приобрела контрольные пакеты в шести компаниях башкирского ТЭК: НК «Башнефть», четырех заводов («Новойл», «Уфанефтехим», Уфимский НПЗ и «Уфаоргсинтез»), сбытовой компании «Башнефтепродукт». Завершение сделки и дальнейшая консолидация этих активов означают увеличение доли вертикально-интегрированных компаний в отечественной переработке нефти до 86%.
Кроме того, российские вертикально-интегрированные компании владеют активами ряда зарубежных заводов -в Белоруссии, Болгарии, Румынии, Сербии, Украине, а также сетями автозаправочных станций в Европе и США.
По итогам 2008 г. «Роснефть» - лидер по объему нефтепереработки; первичная переработка нефти на НПЗ компании достигла 49,5 млн т, или 21% от переработки в стране. Второй крупнейший переработчик нефти - «Лукойл», с самой сбалансированной структурой активов на стадиях от добычи до конечного продукта и, соответственно, самой большой величиной соотношения первичной переработки нефти и добычи.
По итогам прошлого года заводами «Лукойла» на территории России переработано 44,1 млн т. Значительные объемы жидких углеводородов перерабатывают также предприятия группы «Газпром», «ТНК-ВР», «Сургутнефтегаза».
В 2008 г. пять вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний - «Роснефть», «Лукойл», «ТНК-ВР», «Газпром» (включая активы «Газпром нефти» и «Славнефти»), «Сургутнефтегаз» обеспечивали 74,6% производства нефтепродуктов в России, в том числе около 73% автомобильного бензина, 73,5% - дизельного топлива, 74,5% - мазута и 73% - смазочных масел. В структуре производства основных видов нефтепродуктов практически по всем позициям доминирует «Роснефть», за исключением прочих нефтепродуктов, около 36% выпуска которых приходится на «Лукойл», крупного производителя масел и авиакеросина (табл. 2).
Наибольший коэффициент переработки нефти на территории России - у компаний с незначительной собственной добычей (табл. 3).
Более половины (61,3%) всего объёма переработанной нефти приходится на заводы мощностью от 6 до 15 млн т (табл. 4). 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 приходится 16,5% переработки нефти, в США - 23,3%.
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 «Кири-шинефтеоргсинтеза») значительно удалены от морской портовой инфраструктуры.
После 1966 г. в СССР построено семь нефтеперерабатывающих заводов, из них шесть за пределами РФ - в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте, Павлодаре.
Производство нефтяных топлив и масел в 2008 г. по компаниям
Компания Автомобильный бензин Дизельное топливо Мазут топочный Прочие Всего
тыс. т % тыс. т % тыс. т % тыс. т % тыс. т %
«Роснефть» 6268 17,5 15403 22,3 16257 25,4 2059 15,0 39987 21,9
«Лукойл» 5454 15,3 12032 17,4 10285 16,1 4912 35,7 32683 17,9
«ТНК-ВР» 3968 11,1 6593 9,6 6495 10,2 1337 9,7 18393 10,1
«Газпром» (включая «Газпром нефть» 5740 16,1 7482 10,8 3441 5,4 1718 12,5 18381 10,1
«Сургутнефтегаз» 2333 6,5 5040 7,3 6749 10,6 779 5,7 14901 8,2
«Славнефть» 2283 6,4 4145 6,0 4370 6,8 967 7,0 11765 6,4
«РуссНефть» 684 1,9 2201 3,2 ЗОЮ 4,7 500 3,6 6395 3,5
«Татнефть» 68 0,2 104 0,2 0,0 0,0 172 0,1
ВИНК, всего 26798 75,0 53000 76,8 50607 79,2 12272 89,1 142677 78,2
Прочие 8948 25,0 16019 23,2 13294 20,8 1495 10,9 39756 21,8
Россия, всего 35746 100,0 69019 100,0 63901 100,0 13766 100,0 182432 100,0
Структура, % 19,6 37,8 35 7,5 1
Добыча и переработка нефти российскими вертикально-интегрированными компаниями в 2008 г., тыс. т
Компания Добыча Первичная переработка Отношение добычи к первичной переработке, %
«Славнефть» 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 учетом «Газпром нефти») 43,5 22,6 52
«Башнефть» 11,7 0,0 -
Всего 450 181,1 40
Таблица 4
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 объеме 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
Выбор был 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 «Нижнекамскнефтехиме» для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства.
В последние годы в условиях роста внутреннего потребления и благоприятной экспортной конъюнктуры на большинстве НПЗ увеличились объемы 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 сырья оказались ниже средних по отрасли.
В 2008 г. загрузка производственных мощностей по первичной переработке жидких углеводородов в среднем по стране составила 86,8%, в том числе на заводах вертикально интегрированных компаний - 89,6, на заводах независимых переработчиков - 78,7%, на мини-НПЗ - 72,1%. По отдельным предприятиям этот показатель варьируется от 13-54% («Петросах», «Салаватнефтеоргсинтез», «Урайнефтегаз», «Когалымнефтегаз») до 100% (Ачинский НПЗ, «Кириши-нефтеоргсинтез», Туапсинский и Комсомольский НПЗ).
Глубина переработки по отрасли в 2008 г. составила 71,5%, снизившись за год на 0,4%; в целом же за последние десять лет глубина переработки увеличилась более чем на 5% (табл. 5).
Медленный рост глубины переработки в 1999-2006 гг., а в 2007-2008 гг. - некоторое снижение обусловлены как необходимостью затратных мероприятий по модернизации оборудования, так и отсутствием рыночной мотивации к повышению глубины переработки. Состояние внутреннего рынка и особенности российского сегмента на международном рынке нефтепродуктов (мазут и дизельное топливо) не стимулируют изменения структуры выпуска.
Динамика первичной переработки нефти в России в 1998-2008 гг. и выпуск основных видов нефтепродуктов, млн т
Показатель 1998 1999 2000 2005 2006 2007 2008
Первичная переработка нефти 164 168,6 173 207,5 220 228,6 236,3
Темп роста первичной переработки, % 2,8 2,6 6,6 6,0 3,9 3,4
Бензин автомобильный 25,9 26,5 27,2 31,9 34,4 35,1 35,7
Доля в первичной переработке, % 2,3 2,6 4,9 7,8 2,0 1,8
Дизельное топливо 45,2 46,8 49,3 59,9 64,2 66,4 69,0
Доля в первичной переработке, % 3,5 5,3 8,3 7,2 3,4 3,9
Мазут топочный 55,3 52,2 48,4 56,7 59,4 62,4 63,9
Доля в первичной переработке, % - 5,6 - 7,3 - 2,9 4,8 5,1 2,4
Глубина переработки нефти, % 66 69 70,8 71,6 72,0 71,9 71,5
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 в структуре производства нефтяных топ-лив и масел оценивалась в 37,8% (69 млн т), мазута топочного - 35% (63,9 млн т), автомобильного бензина - 19,6% (35,7 млн т), прочих нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масла смазочные и др.) - 13,8% (7,5 млн т).
Производимый в России автомобильный бензин поставляется преимущество на внутренний рынок, в то время как около половины дизельного топлива и свыше 70% мазута экспортируются. Внутреннее коммерческое потребление нефтепродуктов в России в 2008 г. (без учета технологических нужд и потерь на промыслах, НПЗ и в трубопроводах) составило около 97 млн т. Относительно низкое качество выпускаемого автомобильного бензина сдерживает выход на международные рынки конечных продаж. Экспортируемые дизельное топливо
и мазут служат полупродуктами, которые в дальнейшем используются как сырье на НПЗ в странах-импортерах.
В 2000-е годы в нефтеперерабатывающей промышленности России происходили интенсивная централизация (укрупнение за счет слияний и поглощений) и концентрация (укрупнение за счет увеличения инвестиций и расширения производства). Больше других в 2000-2008 гг. увеличила объемы первичной переработки «Роснефть» (почти четырехкратно), в основном за счёт присоединения нефтеперерабатывающих заводов «ЮКОСа». В «Лукойле» прирост составил 57% как за счет органического роста, так и в результате приобретения заводов «Нижегороднефтеоргсинтез» и «Ухтанефтепере-работка», «ТНК-ВР» «выросла» на 31%.
Российские НПЗ отстают по технологическому уровню от заводов Европы, США, стран АТР. Доля вторичных процессов (каталитический крекинг, гидрокрекинг, процессы изомеризации и риформинга) на отечественных заводах еще ниже. Коэффициент Нельсона - обобщающий показатель, характеризующий сложность переработки, для российских заводов составляет в среднем 4,25, тогда как средний европейский уровень - 6,5, американский - 9,5, азиатский - 4,9.
На современных нефтеперерабатывающих заводах мира вторичные процессы превалируют. Например, на ряде заводов США доля вторичных процессов достигает 330% (от уровня первичной переработки), в том числе деструктивных процессов - 113% (также от уровня первичной переработки). В России доля вторичных процессов в первичной переработке нефти составляет в среднем 54%; технологическая структура по нефтеперерабатывающим заводам и нефтяным компаниям неоднородна: от 11,0% на Хабаровском НПЗ до 140% на «Уфанефтехиме». Наиболее развитыми предприятиями по сложности технологических схем переработки нефти считаются Уфимская группа заводов (Уфимский НПЗ, «Уфанефте-хим», Ново-Уфимский НПЗ), «Пермнефтеоргсинтез», «Ярослав-нефтеоргсинтез», Рязанский НПК и Омский НПЗ. Последнее предприятие возглавляет рейтинг по доле деструктивных процессов (30%).
Тенденции рынка нефтепродуктов таковы, что нефтяные компании вынуждены пересматривать свое отношение
ОТРАСЛЬ
4 ЭКО №10, 2009
к техническому и технологическому состоянию принадлежащих им НПЗ. Благодаря росту спроса на дизельное топливо в России и Европе следует ожидать увеличения объемов его производства и доведения качества до европейских стандартов. Поскольку российские стандарты качества бензина все еще отстают от западных, а спрос на него будет расти медленнее, чем на дизтопливо, модернизация российских НПЗ, в первую очередь, будет ориентирована на увеличение выпуска дизельного топлива.
Использование попутного нефтяного газа
Дополнительный продукт нефтедобычи - попутный нефтяной газ (ПНГ), представляет собой ценное сырье для нефтехимии. Основные компоненты ПНГ - от метана до гексана, включая изомеры С4-С6. Неуглеводородные компоненты попутных нефтяных газов представлены азотом, углекислым газом, гелием, аргоном, а также сероводородом, количество которого достигает иногда нескольких процентов, в ряде случаев встречается водород.
Из добываемых в России 56 млрд м3 ПНГ в переработку направляется лишь 26% (табл. 6).
Таблица 6
Структура использования попутного нефтяного газа в России в 2008 г.
Направление использования Млрд м3 %
Переработка 14,6 26
Сжигается в факелах 15,1 27
Собственные нужды и технологические потери 26,3 47
Всего 56,0 100
Основные причины сжигания попутных нефтяных газов в факелах состоят в том, что многие разрабатываемые месторождения находятся в районах, удаленных от магистральных газопроводов либо не имеющих доступа к ним в силу накладываемых «Газпромом» ограничений по допуску в Единую систему газоснабжения. Ограничения мотивируются несоответствием качественных характеристик ПНГ требованиям газотранспортной системы либо отсутствием свободных мощностей. Нефтяным компаниям требуются значительные
капитальные вложения для обустройства новых компрессорных станций и газопроводов (которые не окупятся при существующих объемах, территориальном распределении и ценах на попутный газ).
Заниженные регулируемые цены внутреннего рынка на попутный газ не компенсируют нефтяным компаниям даже операционных затрат в случае продажи сырья не аффилированному контрагенту (то есть при условии, что дальнейшей переработкой или утилизацией будет заниматься сторонняя организация, в основном, это заводы АК «Сибур», консолидированные в активы «Газпрома»).
Система сбора и подготовки попутного нефтяного газа выстраивалась еще в советские времена, а значит, была централизованной. В результате приватизационных процессов единая технологическая цепь оказалась разорванной, так как сбор и подготовку газа отделили от сырьевых ресурсов. Нефтяная отрасль приватизировалась и структурировалась по своим законам, газопереработка отошла к ОАО «Газпром».
Цена, по которой перерабатывающие заводы «Газпрома» принимают ПНГ, не устраивает нефтяные компании. С другой стороны, нефтяники пытаются заставить считать попутный газ самостоятельно добываемым сырьем: не относят затраты на извлечение газа на себестоимость добычи нефти (в законодательстве нет четкой инструкции, какие именно затраты следует относить). Попытки компаний провести отдельной строкой затраты на подготовку ПНГ осложняются единством технологического процесса добычи и подготовки нефти - разделить его практически невозможно. Если же все затраты, вплоть до поставки газа на ГПЗ «Газпрома», отнести на нефтяников, им это окажется коммерчески не выгодным.
Сжигание в факелах попутного газа приводит к ряду негативных последствий: безвозвратным потерям ценного химического и энергетического сырья; снижению технологической эффективности производства; сокращению доли добавленной стоимости, оставляемой в России; уменьшению коммерческой эффективности и устойчивости бизнеса в долгосрочной перспективе; к загрязнению окружающей среды.
Современные условия работы ведущих мировых нефтегазовых компаний и высокие экологические требования
ОТРАСЛЬ
4*
развитых стран позволили довести технологический уровень утилизации попутного газа до 97-99% (в США, Канаде, Великобритании, Норвегии попутный газ утилизируется полностью).
В настоящее время известно множество способов утилизации попутного нефтяного газа: сбор, компримирование, транспортировка; компримирование и закачка в пласт; сжигание в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии; сжижение; физико-химическая переработка в жидкое топливо; глубокая химическая переработка.
Экономика проектов зависит как от направлений утилизации, так и от концентрации растворенного газа в нефти, которые значительно варьируются в различных регионах и на различных объектах. В зависимости от района добычи на 1 т нефти приходится от 25 до 800 м3 газа. Например, на месторождениях Томской области в тонне добываемой нефти находится от 30 до 80 м3 нефтяного газа.
Более 75% нефтехимических продуктов в России получают за счет пиролиза - глубокого расщепления углеводородов под воздействием высоких температур. Основное сырье для получения низших олефинов (этилена и пропилена) в этом процессе - этан, пропан и бутан, бензины, рафинат каталитического риформинга. Крупнейшие товарные позиции химической, нефтехимической и газохимической промышленности - минеральные удобрения, метанол, стирол, моноэтилен-гликоль, полиэтилен, полипропилен, поливинилхлорид, химические волокна и нити.
Экспорт нефти и нефтепродуктов
Экспорт нефти из России в 2008 г. составил около 237,8 млн т, что ниже показателя предыдущего года на 6,6%. Снижение экспорта нефти, существенно превышающее падение ее добычи, связано с особенностями налогообложения нефтяного бизнеса, когда экспорт полупродуктов - мазута и дизельного топлива, которые в дальнейшем используются во вторичной переработке в Европе, коммерчески выгоднее.
Как и в предыдущие годы, основная часть экспорта (203,1 млн т, или более 85% совокупного экспорта) приходилась на дальнее зарубежье по системе «Транснефти» (табл. 7, 8).
Основная часть экспорта в ближнее зарубежье осуществлялась в Белоруссию - 21,13 млн т, Казахстан - 7 млн т, Украину - 6 млн т. За последний год экспорт нефти из России в Украину резко сократился- с 9,6 до 6 млн т, что связано с прекращением поставок «Татнефти» на Кременчугский НПЗ.
Таблица 7
Структура экспорта нефти из России в 2007—2008 гг.
Направление 2007 2008 2008/2007, %
млн т % млн т %
Дальнее зарубежье 216,6 85,11 203,1 85,41 - 6,2
Ближнее зарубежье 37,9 14,89 34,7 14,59 - 8,4
Всего 254,5 100 237,8 100 - 6,6
Таблица 8
Структура и способы поставок нефти в дальнее зарубежье в 2007-2008 гг.
Способ поставок 2007 2008 2008/ 2007, %
млн т % млн т %
Организационная структура экспорта
Система «Транснефти» 197,4 91,1 185,5 91,3 - 6,0
Минуя систему «Транснефти» 19,3 8,9 17,6 8,7 - 8,7
Всего 216,6 100,0 203,09 100,0 - 6,2
Экспорт нефти с дифференциацией по способам поставок
Морские поставки 139,6 64,4 131,6 64,8 - 5,7
Нефтепровод «Дружба» 58,2 26,9 53,7 26,4 - 7,7
По железной дороге 11,5 5,3 11,0 5,4 - 4,3
Прочие поставки (в том числе КТК) 7,4 3,4 6,8 3,4 - 7,6
Всего 216,61 100,0 203,09 100,0 - 6,2
Экспорт продуктов переработки нефти из России составил в 2008 г. свыше 115,4 млн т, увеличившись на 4,1% относительно 2007 г. (табл. 9). По данным Федеральной таможенной службы, в настоящее время в структуре экспорта нефтепродуктов доминируют мазуты - 53,3%, или около 61,5 млн т. Согласно же информации ЦДУ ТЭК, подготовленной на основе данных компаний, около 46,4 млн т мазута идет на экспорт.
Экспорт нефтепродуктов из России с дифференциацией по нефтепродуктам и способам поставок, 2007—2008 гг.
Нефтепродукт, способ поставок 2007 2008 2008/ 2007, %
млн т % млн т %
«Транснефтепродукт» — порты 17,0 15,3 18,3 15,8 7,7
Автомобильный бензин 0,2 0,2 0,4 0,3 103,2
Дизельное топливо 16,8 15,1 17,9 15,5 6,7
Железная дорога — граница, порты 93,9 84,7 97,1 84,2 3,4
Автомобильный бензин 5,5 5,0 4,3 3,7 - 22,4
Дизельное топливо 20,8 18,8 19,1 16,6 - 8,3
Мазуты 55,6 50,1 61,5 53,3 10,7
Прочие 12,0 10,8 12,2 10,6 1,9
Всего 110,9 100,0 115,4 100,0 4,1
Автомобильный бензин 5,7 5,2 4,7 4,1 - 18,3
Дизельное топливо 37,6 33,9 37,0 32,1 - 1,6
Мазуты 55,6 50,1 61,5 53,3 10,7
Прочие 12,0 10,8 12,2 10,6 1,9
Различия, по-видимому, связаны с тем, что значительная часть мазута формально поставляется на внутренний рынок, но в дальнейшем идет на экспорт. Кроме того, по некоторым маркам мазутов компании сведений не предоставляют.
Доля дизельного топлива в суммарном экспорте продуктов переработки нефти из России - 32,1% (37 млн т). Основная часть мазута и дизельного топлива поступает в дальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию конечного потребления, преимущественно, в моторное топливо.
Экспорт автомобильного бензина (в основном в страны СНГ и Восточной Европы) незначителен - 4,1% в структуре общего экспорта, или 4,7 млн т.
Экспорт прочих нефтепродуктов (бензин для химической промышленности, прямогонный бензин, керосин, реактивное топливо, легкие и средние дистилляты, масла и др.) оценивается в 12,2 млн т.
Около четверти экспортируемых нефтепродуктов, прежде всего, дизельное топливо поставляется к портам по нефте-продуктопроводам системы «Транснефтепродукт» (структура «Транснефти»). Кроме того, по трубопроводам экспортируется часть автомобильного топлива. Весь мазут в силу специфики агрегатного состояния экспортируется по железной дороге.
В условиях сложившейся в России фискальной системы, структуры и технологического уровня переработки нефти на российских НПЗ, а также под действием спроса на основных международных рынках нефтепродуктов в 2008 г. экспорт автомобильного бензина сократился на 18,3% (около 1 млн т), дизельного топлива - на 1,6% (около 0,6 млн т); тогда как экспорт мазутов возрос на 10,7% (5,9 млн т).
Заключение
Для 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 следует изменить производственную структуру нефтегазового комплекса, без промедлений внедрять технологические и организационные инновации.
В сложившейся ситуации целесообразно изменить административную, налоговую и таможенную политики для стимулирования геологоразведочных работ, ввода в эксплуатацию новых месторождений, применения современных методов повышения коэффициента использования нефти. Изменение организационно-экономических условий работы нефтяного комплекса, активное участие государства в геологоразведочных работах, создании транспортной и перерабатывающей инфраструктуры, оказание дипломатической и политической поддержки деятельности российских нефтегазовых компаний на международных рынках обеспечат устойчивое функционирование нефтяного комплекса, реализацию долгосрочных целей развития экономики страны, усиления геополитических и экономических позиций России в мире.
