Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ДЕЛА КОМПАНИЙ
Накануне "большого передела"
Какова ситуация в нефтяной отрасли сегодня и что ожидает ее завтра
На сегодняшний день крупнейших российских нефтяных компаний - немногим больше десяти. С уверенностью можно говорить, что к началу следующего столетия их количество существенно сократится. Уже сейчас поддается прогнозу вопрос, кого затронет волна неминуемых слияний и поглощений. Однако также не приходится сомневаться, что с присущей России спецификой (выдавать желаемое за действительное) передел нефтяного сектора страны будет далек от оптимального как с точки зрения государства, так и самих нефтяных компаний. Об этом, например, свидетельствуют амбициозные планы по созданию объединенного холдинга "Роснефти" со "Славнефтью" и "ОНАКО" и поиски для вновь рожденного монстра стратегического партнера.
Александр БАРАНОВ,
главный эксперт Центра экономического анализа агентства "Интерфакс"
Формат журнала не позволяет здесь подробно рассмотреть ни сам государственный проект по реструктуризации нефтяного комплекса, ни иные возможные варианты. Кроме того, следует учесть, что в нашей стране очень велики так называемые субъективные факторы, которые могут привести к тому, что самый разумный и естественный вариант развития российского нефтяного комплекса не будет принят к рассмотрению госчиновниками, а вместо него предложат другой, крайне далекий от оптимального.
Целью данного материала ни в коей мере не является доказать, как надо реструктурировать нефтяной комплекс России. Делается лишь попытка дать более-менее объективный обзор состояния дел в нефтедобыче и переработке, оценку потенциала нефтяных компаний. Автор намеренно отказывается назвать предложенное им "ранжирование" компаний рейтингом, поскольку любой анализ, даже несмотря на предложенные факты и аргументы, всегда несет в себе элементы субъективных оценок и допущений. В первую очередь, это касается самих признаков, по которым такое "ранжирование" проводится.
Ее величество нефтедобыча
На балансе российского нефтегазового комплекса находится 133,5 тыс. нефтяных и 6,4 тыс. газовых скважин, 215,6 тыс. км магистральных нефте-, газо- и нефтепродуктопроводов, нефтеперерабатывающие заводы и нефтебазы. Нефтяная отрасль РФ уже несколько лет переживает длительный и глубокий спад. С 1992 г. объем нефтедобычи сократился почти на 25%.
Нефтяная промышленность России представляет собой многоотраслевой вертикально интегрированный комплекс с большим капиталоемким производством, оснащенным сложными технологическими процессами. При этом непосредственно нефтедобычей в РФ занимаются 130 акционерных обществ. Уровень добычи нефти по группам предприятий характеризуется следующими данными (см. табл. 1).
|
Табл. 1. Производственный потенциал нефтедобывающих предприятий РФ, 1998 г. |
|||
|
Годовой объем добычи нефти, млн т |
Количество предприятий |
Добыто в 1998 г., млн т |
1998 г., в % к 1997 г. |
|
До 1 |
95 |
19,8 |
110,7 |
|
От 1 до 10 |
25 |
78,8 |
99,3 |
|
Свыше 10 |
10 |
195,0 |
98,3 |
|
И с т о ч н и к: Госкомстат РФ. |
Основной тенденцией последних 10 лет в российской нефтяной отрасли стало снижение объемов добычи нефти и ее поставок на отечественные НПЗ. К тому же, начиная с 1994 г., добыча нефти в РФ не компенсируется приростом запасов. В частности, из-за снижения оборотных средств у нефтяных компаний резко сократился объем геологоразведочных работ, значительно упали показатели в бурении. Как следствие, доля активных (высокопродуктивных) запасов в балансе многих нефтяных компаний в настоящее время составляет не более 45% и имеет тенденцию к дальнейшему уменьшению.
Кроме того, негативно сказывается и моральное старение технического уровня отрасли, сокращение профилактического и капитального ремонта скважин, систем нефтегазосбора и магистральных нефтепроводов, нефтепромыслового и бурового оборудования. Все это зачастую ведет к неоправданному снижению числа рентабельных скважин, а это - тысячи выведенных из эксплуатационного фонда единиц.
Запасы нефти в России
По данным Oil & Gas Journal, на начало 1998 г. на долю России приходилось 4,8% мировых запасов нефти и 9,1% ее мировой добычи (см. табл. 2). В то же время, по данным Минтопэнерго РФ, страна располагает 12,9% мировых запасов нефти. Столь серьезное различие в оценках вызвано разными методиками подсчета.
|
Табл. 2. Доля России в мировых запасах и производстве нефти |
||
|
Регионы мира |
Запасы на начало 1998 г., % к мировым |
Добыча в 1997 г., % к мировым |
|
Северная и Южная Америка |
15,0 |
27,0 |
|
Африка |
6,9 |
10,9 |
|
Страны Азиатско-Тихоокеанского бассейна и Океания |
4,2 |
10,9 |
|
Западная Европа |
1,7 |
9,8 |
|
Восточная Европа и СНГ |
5,8 |
10,9 |
|
В том числе Россия |
4,8 |
9,1 |
|
Ближний и Средний Восток |
66,4 |
30,5 |
|
Страны ОПЕК, справочно |
78,2 |
41,5 |
|
И с т о ч н и к: Oil & Gas Journal. |
Сейчас в России нефть добывается на более чем 1030 месторождениях (на них сосредоточено 72,1% всех разведанных запасов), к промышленному освоению подготовлено 136 (11,1% разведанных запасов), к разведке - 579 (15,8%), законсервировано - 197 (1%).
На Западную Сибирь приходится 72,2% разведанных запасов, на Урал и Поволжье - 15,2%, на Тимано-Печорскую провинцию - 7,2%, на Республику Саха, Красноярский край, Иркутскую область и на шельфы Печорского и Охотского морей - 3,5%.
В среднем по России месторождения нефти выработаны на 44,3%, однако, пока нет оснований опасаться сокращения нефтедобычи именно из-за истощения этих ресурсов (см. табл. 3).
|
Табл. 3. Степень выработанности крупнейших нефтяных месторождений России на 1998 г. |
|
|
Месторождение |
Выработка, % |
|
Федоровское |
60 |
|
Самотлорское |
64 |
|
Мамонтовское |
79 |
|
Ромашкинское |
84 |
|
Туймазинское |
90 |
|
И с т о ч н и к: Минтопэнерго РФ. |
В Западной Сибири, где сосредоточены основные месторождения нефти, разведано только 40% потенциальных запасов, а в целом по России - 33%.
Основой российской нефтедобычи являются запасы нефти в низкопроницаемых пластах. Их удельный вес в общем объеме превышает 35-40%. В среднем дебиты работающих скважин составляют 11-11,5 т в сутки. Обводненность многих крупных месторождений составляет более 80%. Эксплуатация скважин с обводненностью 92% и выше является в настоящее время убыточной, причем, чем выше добыча - тем больше убытки.
Большая ресурсная база имеется в Восточной Сибири, где государственным балансом пока учтено 15 месторождений с извлекаемыми запасами нефти, превышающими 1 млрд т, при этом всего в регионе выявлено 37 новых площадей. Перспективы связаны также с Тимано-Печорской провинцией, с шельфом морей Дальнего Востока и северных арктических морей. Есть еще немалые возможности по приращению запасов промышленных категорий в Волго-Уральском и Северо-Кавказском регионах.
Но реализация уже выявленных, а тем более перспективных, ресурсов углеводородного сырья требует вовлечения в нефтяную промышленность значительного капитала как со стороны отечественных, так и зарубежных предпринимательских структур.
Именно недостаток капиталовложений и привел к значительному (примерно в 4 раза) сокращению ежегодного прироста запасов нефти.
В существующих экономических условиях большинство добывающих предприятий не имеет собственных средств на инвестирование в геологоразведочные работы. Единственным источником финансирования остаются ставки отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ). Однако оставляемые в распоряжении предприятий отчисления на ВМСБ используются, в основном, только в пределах тех субъектов Федерации, где они образуются, в результате чего геологоразведочные работы в новых перспективных регионах проводятся в крайне незначительных объемах.
Другим препятствием в развитии работ по приросту запасов углеводородов является сложившаяся система лицензирования пользования недрами при освоении природных ресурсов. В частности, обладатели лицензий на геологическое изучение недр в России не имеют эксклюзивного права на разработку открытого месторождения (и возможности переуступки этого права на коммерческой основе), что является основным препятствием для широкомасштабных капиталовложений со стороны иностранных инвесторов, которые готовы вкладывать деньги только в то, что в полной мере будет принадлежать им и обладает определенной ликвидностью.
В то же время, в последние 3-4 года большое число лицензий с правом добычи углеводородов (не подразумевающих эксклюзивности) было выдано предприятиям, не имеющим достаточных средств для поисков и освоения залежей нефти и газа (как правило, победителями тендеров выступали отечественные компании, часто близкие к региональным администрациям). Таким образом, это вывело из оборота многие перспективные участки недр и даже целые регионы.
Кроме того, сами вопросы управления воспроизводством сырьевой базы ТЭК и лицензирования пользования недрами решаются крайне медленно из-за необходимости бесконечных согласований между федеральными ведомствами и администрациями субъектов РФ.
В последние годы истощение запасов нефтяных месторождений не компенсировалось интенсивными и систематическими геологоразведочными работами - глубокое разведочное бурение за последние 10 лет упало почти на 85% (см. табл. 4).
|
Табл. 4. Запасы нефти* в России и их прирост, млн т |
|||||||
|
Показатель |
1991 г. |
1992 г. |
1993 г. |
1994 г. |
1995 г. |
1996 г. |
1997 г. |
|
Запасы нефти |
17989,5 |
17540,0 |
17156,8 |
16827,5 |
16249,0 |
15978,8 |
15707,5 |
|
Прирост запасов |
836,3 |
476,7 |
391,9 |
216,1 |
155,0 |
212,8 |
214,0 |
|
Отношение прироста запасов к добыче, % |
180,9 |
119,4 |
111,0 |
68,0 |
50,6 |
70,6 |
70,0 |
|
*Запасы категорий А, В и С1. |
Проходка в бурении и фонд нефтяных скважин
В эксплуатационном бурении почти во всех нефтедобывающих компаниях России с 1995 по 1998 г. наблюдалось снижение проходки (в целом на 57%). Больше, чем в среднем по отрасли, этот показатель снизился у "Роснефти" (на 65%), "ЛУКОЙЛа" (на 74%), "ЮКОСа" (на 79%), "СИДАНКО" (на 75%), "Башнефти" (на 72%) и у Тюменской нефтяной компании (на 92%).
В разведочном бурении проходка также снизилась за этот период суммарно почти на 27%. При этом улучшили свои показатели лишь три нефтяных холдинга - "Роснефть" (на 11%), "Сургутнефтегаз" (на 17%) и "ОНАКО" (на 17%) (см. табл. 5).
|
Табл. 5. Проходка в бурении нефтяными холдингами России в 1995-1998 гг., тыс. м |
||||||||
|
Компания |
Эксплуатационное бурение |
Разведочное бурение |
||||||
|
1995 г. |
1996 г. |
1997 г. |
1998 г. |
1995 г. |
1996 г. |
1997 г. |
1998 г. |
|
|
"Сургутнефтегаз" |
1719,2 |
1494,5 |
1592,4 |
1423,2 |
58,7 |
103,6 |
143,1 |
158,2 |
|
"ЛУКОЙЛ" |
1869,9 |
1017,9 |
1334,0 |
483,8 |
229,8 |
213,9 |
180,9 |
139,5 |
|
"Татнефть" |
708,0 |
609,6 |
602,3 |
492,3 |
186,9 |
84,8 |
65,5 |
30,9 |
|
"Сибнефть" |
707,6 |
670,0 |
726,2 |
464,1 |
101,9 |
111,7 |
116,1 |
100,1 |
|
"Славнефть" |
351,0 |
316,6 |
315,5 |
248,5 |
0,0 |
35,7 |
35,2 |
27,4 |
|
"СИДАНКО" |
915,8 |
525,0 |
448,7 |
233,5 |
68,4 |
59,8 |
67,1 |
32,6 |
|
ВНК |
272,3 |
354,6 |
385,6 |
222,4 |
54,8 |
57,5 |
35,9 |
25,4 |
|
"ЮКОС" |
1422,7 |
453,3 |
406,4 |
221,3 |
31,3 |
32,3 |
37,8 |
31,3 |
|
"Роснефть" |
498,8 |
441,1 |
447,5 |
172,8 |
56,0 |
51,7 |
69,5 |
62,1 |
|
"Башнефть" |
463,0 |
319,0 |
259,4 |
128,7 |
150,0 |
142,2 |
123,3 |
101,0 |
|
"ОНАКО" |
127,1 |
140,3 |
121,1 |
75,7 |
29,0 |
22,3 |
38,7 |
33,9 |
|
ТНК |
849,8 |
257,7 |
159,8 |
65,9 |
21,7 |
18,3 |
39,1 |
14,8 |
|
"КомиТЭК" |
18,1 |
7,1 |
0,8 |
1,3 |
2,9 |
1,8 |
1,1 |
1,3 |
|
И с т о ч н и к: Минтопэнерго РФ. |
С 1995 по 1998 г. в большинстве нефтедобывающих компаний также наблюдалось существенное снижение эксплуатационного фонда скважин. При этом количество простаивающих скважин в ряде компаний уже достигло недопустимых с технологической точки зрения величин. Это может привести к тому, что будут загублены вполне пригодные для работы месторождения (сокращением объемов закачки воды, разбалансированием систем разработки и зональной, выборочной отработкой отведенных полей).
|
Табл. 6. Фонды нефтяных скважин крупнейших российских нефтяных компаний, количество |
||||||
|
Компания |
Декабрь 1997 г. |
Декабрь 1998 г. |
||||
|
Эксплуатац. фонд, всего |
Добывающих |
Простаивающих |
Эксплуатац. фонд, всего |
Добывающих |
Простаивающих |
|
|
"Татнефть" |
20711 |
16849 |
3862 |
20600 |
16770 |
3830 |
|
"ЛУКОЙЛ" |
21234 |
17266 |
3968 |
19708 |
16294 |
3414 |
|
"Башнефть" |
16958 |
14533 |
2425 |
15070 |
13207 |
1863 |
|
"ЮКОС" |
15468 |
9597 |
5871 |
14898 |
9521 |
5377 |
|
"Сургутнефтегаз" |
14133 |
11754 |
2379 |
14506 |
12466 |
2040 |
|
"СИДАНКО" |
11624 |
7635 |
3989 |
10885 |
7135 |
3750 |
|
ТНК |
9614 |
5286 |
4328 |
10155 |
5378 |
4777 |
|
"Роснефть" |
9071 |
6880 |
2191 |
7542 |
5846 |
1696 |
|
"Сибнефть" |
6869 |
4242 |
2597 |
6950 |
3963 |
2987 |
|
ВНК |
3879 |
2415 |
1464 |
3972 |
2361 |
1611 |
|
"Славнефть" |
3599 |
2743 |
856 |
3583 |
2696 |
887 |
|
"ОНАКО" |
2773 |
1826 |
947 |
2800 |
1766 |
1034 |
|
"КомиТЭК" |
1609 |
821 |
788 |
1586 |
682 |
904 |
|
И с т о ч ни к: Минтопэнерго РФ |
К числу компаний, показавших негативную динамику фонда нефтяных скважин, относятся "Роснефть", "ЮКОС", "СИДАНКО", "Башнефть", "КомиТЭК", ТНК (см. табл. 6). Относительно стабильным этот показатель был у "Татнефти", "Славнефти", ВНК и "ОНАКО". Вместе с тем, на общем фоне выделяется "Сургутнефтегаз". У этой компании наблюдается стабильный рост как общего фонда нефтяных скважин, так и фонда добывающих скважин (см. табл. 7).
|
Табл. 7. Ввод новых скважин нефтяными холдингами в 1995-1998 гг., количество |
||||
|
Компания |
1995 г. |
1996 г. |
1997 г. |
1998 г. |
|
"Сургутнефтегаз" |
667 |
584 |
577 |
629 |
|
"Татнефть" |
473 |
418 |
318 |
296 |
|
"ЛУКОЙЛ" |
886 |
600 |
535 |
290 |
|
"Сибнефть" |
288 |
263 |
268 |
209 |
|
"ЮКОС" |
570 |
375 |
317 |
201 |
|
"СИДАНКО" |
506 |
225 |
201 |
152 |
|
"Башнефть" |
266 |
201 |
183 |
141 |
|
"Роснефть" |
247 |
227 |
232 |
125 |
|
"Славнефть" |
102 |
117 |
124 |
111 |
|
ВНК |
163 |
124 |
120 |
109 |
|
ТНК |
390 |
215 |
65 |
67 |
|
"ОНАКО" |
73 |
5 |
7 |
40 |
|
"КомиТЭК" |
9 |
14 |
4 |
6 |
|
И с т о ч н и к и: Минтопэнерго РФ, Госкомстат РФ |
Добыча и экспорт нефти российскими нефтяными компаниями
Если в 1997 г. наблюдалось некоторое увеличение объемов нефтедобычи (на 4,2 млн т по сравнению с 1996 г.), были отмечены рост показателей эксплуатационного бурения (на 235,5 тыс. м), переработки нефти (на 1,3 млн т) и увеличение прироста запасов (на 1,2 млн т), то в 1998 г. наблюдался откат назад в этих едва наметившихся позитивных тенденциях (см. табл. 8).
|
Табл. 8. Динамика добычи нефти с газовым конденсатом в России в 1994-1998 гг., млн т |
|||||
|
Компания |
1994 г. |
1995 г. |
1996 г. |
1997 г. |
1998 г. |
|
"ЛУКОЙЛ" |
56,90 |
53,45 |
50,98 |
53,42 |
53,67 |
|
"Сургутнефтегаз" |
34,25 |
33,33 |
33,26 |
33,91 |
35,17 |
|
"ЮКОС" |
37,32 |
36,09 |
35,27 |
35,60 |
34,11 |
|
"Татнефть" |
23,61 |
25,02 |
24,78 |
24,54 |
24,43 |
|
"СИДАНКО" |
25,55 |
22,87 |
20,81 |
20,25 |
19,90 |
|
ТНК |
24,72 |
22,57 |
21,31 |
20,89 |
19,65 |
|
"Сибнефть" |
22,68 |
20,35 |
18,61 |
18,16 |
17,31 |
|
"Башнефть" |
18,78 |
15,74 |
16,34 |
15,35 |
12,89 |
|
"Роснефть" |
12,64 |
12,46 |
12,74 |
13,04 |
12,63 |
|
"Славнефть" |
13,49 |
13,23 |
12,88 |
12,30 |
11,78 |
|
ВНК |
11,63 |
11,24 |
11,24 |
11,18 |
10,73 |
|
"ОНАКО" |
7,63 |
7,66 |
7,89 |
7,93 |
7,88 |
|
"КомиТЭК" |
5,07 |
4,53 |
3,26 |
3,59 |
3,51 |
|
И с т о ч н и к: Минтопэнерго РФ. |
По данным Минтопэнерго, в 1998 г. в России было добыто 303,4 млн т нефти (99,3% к уровню 1997 г.).
Несмотря на падение нефтедобычи в 1998 г. по сравнению с 1997 г., экспорт нефти из России вырос - в минувшем году нефтяники продали за рубеж более 113,6 млн т (107,5% к уровню 1997 г.) (см. табл. 9). Однако выигрыша в выручке от реализации продукции в валютном выражении российским нефтяным компаниям это не принесло, так как конъюнктура мировых рынков была очень неблагоприятна для российского экспорта нефти (особенно в первой половине 1998 г.).
Кроме того, российские нефтяные компании в 1997 г. в расчете на то, что мировая цена на их сырье не будет серьезно снижаться, набрали более 2 млрд долларов иностранных кредитов. Однако к концу 1998 г. цена на российскую нефть приблизилась к отметке 9-10 долларов за баррель (почти в два раза ниже уровня конца 1997 г.). В результате этого, до 80% доходов нефтяников от экспорта в настоящее время уходит на погашение долгов.
Прогноз добычи нефти в России в 1999-2001 гг.
Прогноз добычи нефти в России на 1999-2001 гг. неутешителен. По оценкам экспертов Минтопэнерго РФ, конечная нефтеотдача уже в ближайшее время может уменьшиться на 15-20 млн т в год, поэтому в 1999 г. в России может быть добыто 284-296 млн т нефти. Но по-настоящему нехватка новых скважин скажется на уровне добычи, по тем же оценкам, через полтора-два года. Таким образом, в 2000-2001 гг. объем добытой нефти вполне может составить 250-260 млн т. Следует отметить, что этого хватит внутренним потребителям лишь при условии существенного сокращения экспорта энергоресурсов.
|
Табл. 9. Экспорт нефти в страны дальнего зарубежья в 1998 г., тыс. т |
|
|
Компания |
1998 г. |
|
Экспорт для госнужд |
|
|
"ЛУКОЙЛ" |
2695,0 |
|
"ЮКОС" |
1797,0 |
|
"Сургутнефтегаз" |
1724,1 |
|
"Татнефть" |
1239,8 |
|
ТНК |
1079,9 |
|
"СИДАНКО" |
1024,0 |
|
"Сибнефть" |
981,3 |
|
"Башнефть" |
787,6 |
|
"Славнефть" |
683,0 |
|
ВНК |
576,8 |
|
"Роснефть" |
502,3 |
|
"КомиТЭК" |
291,0 |
|
"ОНАКО" |
58,2 |
|
Нефтяные компании (самостоятельно) |
|
|
"ЛУКОЙЛ" |
15770,9 |
|
"Сургутнефтегаз" |
12252,6 |
|
"ЮКОС" |
10410,3 |
|
"Татнефть" |
7079,0 |
|
"Роснефть" |
6362,7 |
|
ТНК |
5906,9 |
|
"СИДАНКО" |
5115,9 |
|
"Сибнефть" |
4780,5 |
|
"Славнефть" |
3797,7 |
|
"Башнефть" |
3003,6 |
|
ВНК |
2674,1 |
|
"ОНАКО" |
1836,2 |
|
"КомиТЭК" |
1177,9 |
|
В с е г о по России |
113624,0 |
|
И с т о ч н и к и: Минтопэнерго РФ, ГТК РФ. П р и м е ч а н и е. Данные приведены без учета СП. |
Еще более пессимистически настроены сами представители российских нефтяных компаний. Перед августовскими событиями 1998 г. они предсказывали существенный спад в нефтедобыче - их прогноз на 1999 г. предполагал снижение добычи до уровня 240-250 млн т, если правительство не окажет им поддержку. При этом оценки на 2000-2001 гг. были еще более пессимистичны. Так, эксперты российских нефтяных компаний прогнозировали выход уровня нефтедобычи в 2001 г. на рубеж 200 млн т.
В то же время Международное энергетическое агентство в своих прогнозах более оптимистично. В соответствии с ними, в 1999 г. добыча нефти в России уменьшится на 211 тыс. баррелей в сутки (вследствие роста производственных проблем нефтедобычи), что составит около 30 млн т в год. Вместе с тем, совершенствование законодательства в сфере СРП позволит привлечь дополнительные средства иностранных инвесторов на восстановление добычи нефти в объеме до 25 млн т в год. Таким образом, сокращение добычи по сравнению с прошлым годом не превысит при всех благоприятных обстоятельствах 5 млн т.
Между тем, значительная девальвация российского рубля, произошедшая во второй половине прошлого года, частично исправила ситуацию в нефтегазовом комплексе: рентабельность нефтедобычи возросла. Однако надо учесть, что большинство российских нефтяных компаний имеют значительную кредиторскую задолженность в иностранной валюте. Поэтому перспективы таких из них, как "ЮКОС", ВНК, ТНК, "Татнефть", "СИДАНКО", "Сибнефть" не такие уж безоблачные. В частности, "СИДАНКО" в настоящее время уже находится на пороге банкротства, даже несмотря на своего могучего акционера - BP/Amoco. В то же время относительную стабильность в российском нефтяном секторе сохраняют "ЛУКОЙЛ", "Сургутнефтегаз", "ОНАКО" и "Славнефть".
О нефтепереработке
Нефтеперерабатывающая промышленность была создана во времена бывшего СССР в 1950-1990 гг. Причем, строительство новых и модернизация старых НПЗ одновременно велись в нескольких республиках:
Азербайджан - Ново-Бакинский НПЗ;
Белоруссия - Мозырский и Ново-Полоцкий НПЗ;
Грузия - Батумский НПЗ;
Казахстан - Чимкентский, Павлодарский и Гурьевский НПЗ;
Литва - Мажейкяйский НПЗ;
Туркменистан - Красноводский и Чарджоуский НПЗ;
Украина - Кременчугский, Лисичанский НПЗ (крупнейшие) и др.
Общий объем мощностей по первичной переработке нефти в бывшем СССР составлял около 500 млн т в год по сырой нефти. Характерной особенностью формирования нефтеперерабатывающий промышленности в СССР было то, что в целях всестороннего развития промышленности республик в период 1978-1989 гг. создание мощностей по первичной пере работке нефти на основе новой техники в России шло относительно медленнее, чем в других республиках, что наглядно представлено в табл.10.
Вплоть до 1990 г. в условиях роста добычи нефти и потребления топочного мазута в теплоэнергетике технологическая база российской нефтепереработки формировалась без достаточного развития процессов, определяющих глубину переработки нефтяного сырья и потребительские, а также экологические свойства нефтепродуктов.
|
Табл. 10. Мощности по первичной переработке нефти в бывшем СССР |
|||
|
Республика |
Всего мощностей, млн т в год |
Из них введено в 1979-1989 гг. |
% новых мощностей |
|
Россия |
351 |
54 |
15,4 |
|
Украина |
40 |
14 |
35,0 |
|
Белоруссия |
30 |
14 |
46,7 |
|
Казахстан |
26 |
14 |
53,8 |
|
Литва |
14 |
14 |
100,0 |
|
Туркменистан |
12 |
7 |
58,3 |
|
Азербайджан |
10 |
7 |
70,0 |
|
Грузия |
2 |
0 |
0 |
|
В с е г о в бывшем СССР |
485 |
124 |
25,6 |
|
И с т о ч н и к: Минэкономики РФ. |
В настоящее время суммарные мощности российских НПЗ по переработке сырой нефти оцениваются в 300 млн т в год. В течение последних трех лет их средняя загрузка сырьем осуществляется примерно на 55-60% мощности. Для возможности сравнения стоит привести мировые мощности по нефтепереработке (см. табл. 11).
|
Табл. 11. Особенности мировых нефтеперерабатывающих мощностей (на начало 1998 г.) |
||||
|
Страна, регион |
Кол-во НПЗ |
Общая мощность по переработке нефти, млн т/год |
Средняя мощность одного НПЗ, млн т/год |
Размер территории, снабжаемой с одного НПЗ, тыс. км2 |
|
Россия |
26* |
295 |
11,3 |
609,8 |
|
Прочие страны СНГ |
18 |
150 |
8,3 |
295,8 |
|
Канада |
22 |
93 |
4,2 |
356,3 |
|
Западная Европа (8 ведущих стран) |
85 |
558 |
6,6 |
123,5 |
|
США |
163 |
775 |
4,8 |
50,9 |
|
Япония |
40 |
251 |
6,3 |
9,1 |
|
*С учетом Грозненского НПЗ (фактически выведен из эксплуатации), без заводов "Газпрома" и мини-НПЗ. И с т о ч н и к: Минтопэнерго РФ. |
К настоящему времени в результате приватизации нефтепереработка РФ рассредоточена по вертикально интегрированным нефтяным компаниям. За малым исключением ("Роснефть", "Татнефть", "Башнефть") государство сегодня формально не контролирует деятельность нефтяных компаний.
Итоги 1998 г.
В 1998 г. 25 российских НПЗ (за вычетом Грознеского НПЗ, заводов "Газпрома" и мини-НПЗ) переработали 149,7 млн т нефти (91,17% от уровня 1997 г.). Общая их мощность на сегодняшний день составляет 261 млн т в год. Таким образом, загрузка производственных мощностей в 1998 г. составила 57,37% (см. табл. 12).
|
Табл. 12. Первичная переработка нефти, 1995-1998 гг. |
|||||
|
Компания, завод |
Мощность по сырью, тыс. т/год |
1995 г., тыс. т |
1996 г., тыс. т |
1997 г., тыс. т |
1998 г., тыс. т |
|
"Роснефть" |
9700 |
4782,6 |
4882,5 |
4641,9 |
3657,7 |
|
"Краснодарнефтеоргсинтез" |
1700 |
372,1 |
400,7 |
149,0 |
117,9 |
|
Туапсинский НПЗ |
2300 |
2724,6 |
2828,7 |
2207,9 |
1596,8 |
|
Комсомольский НПЗ |
5700 |
1685,9 |
1653,1 |
2285,0 |
1943,0 |
|
ЦТК (Московский НПЗ) |
12150 |
8854,7 |
10010,0 |
9634,6 |
8716,9 |
|
"КомиТЭК" (Ухтинский НПЗ) |
5000 |
3026,8 |
2696,3 |
2921,7 |
2066,2 |
|
"Башнефтехимзаводы" |
24300 |
21970,4 |
22753,9 |
18484,1 |
17261,6 |
|
Уфимский НПЗ |
6800 |
6415,9 |
6836,1 |
5101,3 |
5104,9 |
|
"Уфанефтехим" |
7500 |
8766,0 |
8723,5 |
7412,2 |
6552,8 |
|
Ново-Уфимский НПЗ |
10000 |
6788,5 |
7194,3 |
5970,6 |
5603,9 |
|
"Салаватнефтеоргсинтез" |
7400 |
6703,7 |
6871,4 |
6564,6 |
5600,4 |
|
"НОРСИ-ОЙЛ" ("НОРСИ") |
15900 |
10749,7 |
12456,3 |
12257,1 |
9327,1 |
|
"Сургутнефтегаз" ("Киришинефтеогсинтез") |
14000 |
1526,4 |
12098,1 |
14794,6 |
15946,6 |
|
"ЮКОС" |
25000 |
18035,1 |
16255,1 |
22121,6 |
20110,8 |
|
Самарский НПЗ |
4800 |
4892,9 |
4859,2 |
5660,0 |
5120,9 |
|
Сызранский НПЗ |
5700 |
5246,9 |
5026,8 |
6664,6 |
5561,1 |
|
Новокуйбышевский НПЗ |
14500 |
7895,3 |
6369,1 |
9797,0 |
9428,8 |
|
"ЛУКОЙЛ" |
23500 |
19305,9 |
18982,8 |
18922,3 |
16554,8 |
|
"Волгоград- нефтепереработка" |
9400 |
7877,8 |
7797,8 |
7677,7 |
6821,2 |
|
"Пермнефтеоргсинтез" |
14100 |
11428,1 |
11185,0 |
11244,6 |
9733,6 |
|
"СИДАНКО" |
36080 |
17502,7 |
19963,1 |
15552,8 |
12100,7 |
|
Ангарская HXK |
23000 |
13427,1 |
16633,2 |
10271,8 |
7165,3 |
|
Хабаровский НПЗ |
4080 |
1700,8 |
1748,2 |
1791,4 |
1692,3 |
|
"Крекинг" |
9000 |
2374,8 |
1581,7 |
3489,6 |
3243,1 |
|
ВНК (Ачинский НПЗ) |
6500 |
5781,3 |
5499,7 |
5748,6 |
5103,0 |
|
"Славнефть" |
нет данных |
6650,5 |
9564,2 |
7214,3 |
7624,5 |
|
"Ярославнефтеоргсинтез" |
15000 |
6586,9 |
9369,8 |
7017,8 |
7454,7 |
|
Ярославский НПЗ |
нет данных |
63,6 |
194,4 |
196,5 |
169,8 |
|
"ОНАКО" ("Орскнефтеоргсинтез") |
4500 |
4380,8 |
4387,8 |
4739,6 |
4426,2 |
|
ТHK (Рязанский НПЗ) |
13000 |
4120,1 |
4384,7 |
4516,4 |
8137,6 |
|
"Сибнефть" (Омский НПЗ) |
25000 |
15623,8 |
16449,0 |
16126,5 |
13106,0 |
|
В с е г о |
261000 |
162755,5 |
170254,9 |
164240,7 |
149740,1 |
|
И с т о ч н и к и: Госкомстат РФ, Минтопэнерго РФ. |
Основная причина уменьшения объемов первичной переработки нефти - сокращение на 8-10% ее поставок на НПЗ. В то же время в нефтеперерабатывающей промышленности РФ глубина переработки нефтяного сырья возросла с 63,2% в 1997 г. до 64,5% в 1998 г. В целом же за год по углубленным технологиям переработано 18 млн т нефти, или на 1,9% меньше, чем в 1997 г.
В 1998 г. увеличилось производство более качественных и экологически чистых видов топлива. Выпуск высокооктанового автомобильного бензина по сравнению с 1997 г. увеличился на 8,3%, его доля в общем выпуске достигла 33,3% (в 1997 г. - 29,4%). За 1998 г. выработано 2 млн т экологически чистого автомобильного бензина и 4,1 млн т малосернистого (с содержанием серы до 0,05%) дизельного топлива, что соответственно на 13,6 и 56,7% больше, чем за предыдущий год. Производство малосернистого топочного мазута увеличилось на 27,5%, однако, в общем выпуске топочного мазута его доля еще незначительна (менее 1%).
За прошедший год возрос выпуск нефтяного кокса (на 25,5%), холодильных (на 16,9%) и индустриальных (на 6,5%) масел, зимнего дизельного топлива (на 3,8%); сократилось производство флотского мазута (на 45,3%), авиационного бензина (на 21,9%), бытового печного топлива (на 17,4%), топлива для реактивных двигателей (на 13,6%), автомобильных масел (на 8,3%).
На мини-заводах нефтяных компаний в Тюменской области переработано 357 тыс. т нефти, что больше, чем в 1997 г., в 6,9 раза, в Томской области - 86 тыс. т (снижение на 7,3%).
Первичная переработка нефти (включая газовый конденсат) увеличилась по сравнению с 1997 г. в 10 из 26 регионов, где она ведется, в том числе на предприятиях Рязанской (на 80,2% - Рязанский НПЗ), Астраханской (на 28,2%), Ярославской (на 15,7%), Ленинградской (на 7,8% - "Киришинефтеоргсинтез") областей, в то же время она сократилась в Краснодарском крае, Республике Коми (Ухтинский НПЗ), Нижегородской ("НОРСИ") и Иркутской (Ангарская НХК) областях (на 23,9-31,5%), в Хабаровском и Красноярском краях, в Пермской, Омской, Волгоградской областях, Москве (на 10,8-18,7%).
В 1997 г. экспортировалось 60 млн т нефтепродуктов. Ограниченность платежеспособного спроса на нефтепродукты привела не только к уменьшению объемов производства, но и к сокращению экспорта. Так, поставка топочного мазута потребителям России снизилась в 1998 г. по сравнению с 1997 г. на 4,4 млн т (10,2%). Одновременно экспорт топочного мазута уменьшился на 4 млн т (18,8%) против факта 1997 г.
Некоторые выводы
На сегодняшний день, с точки зрения потенциала и долгосрочных перспектив, российские нефтяные компании можно разделить на следующие группы:
компании с выраженными чертами транснациональных корпораций и соответствующей стратегией развития ("ЛУКОЙЛ", "ЮКОС", "СИДАНКО");
крупные компании, рамки деятельности которых очерчены границами бывшего СССР ("Сургутнефтегаз", "Сибнефть", ТНК, "Славнефть", "Роснефть", ЦТК);
региональные компании, испытывающие сильное влияние на свою стратегию со стороны региональных лидеров ("Башнефть", "Башнефтехим", "Татнефть");
более мелкие компании, которые формально уже потеряли самостоятельность или вскоре встанут перед этим фактом (ВНК, "КомиТЭК", "ОНАКО", "НОРСИ-ОЙЛ").
С учетом этого разделения, при дальнейшем анализе не имеет смысла рассматривать компании последней группы. Разделение же на классы по финансовым признакам или степени эффективности основной деятельности резко меняет нарисованную выше картину. Так, компании "СИДАНКО" и "ЮКОС", несмотря на свои амбициозные планы, ни в краткосрочной, ни в среднесрочной перспективах не способны воплотить их в жизнь. И тогда возможно уже следующее разделение на группы:
финансово стабильные компании, ведущие эффективное управление ("Сургутнефтегаз", "ЛУКОЙЛ", "Славнефть", "Сибнефть", ЦТК);
компании, имеющие финансовые проблемы, но способные их разрешить самостоятельно без поддержки государства (ТНК, "ЮКОС", "Башнефть");
компании, имеющие серьезные финансовые проблемы и не способные их решить без поддержки извне ("СИДАНКО", "Татнефть", "Роснефть", "Башнефтехим").
С точки зрения непосредственно производственной деятельности разделение на группы тоже выглядит несколько иначе:
компании, увеличивающие нефтеразведку и проходку в бурении ("Сургутнефтегаз", "Славнефть", "Татнефть");
компании со средними темпами ("Роснефть", "ЛУКОЙЛ", "ЮКОС");
аутсайдеры со значительным спадом нефтедобычи и других производственных показателей ("Башнефть", "СИДАНКО", ТНК);
компании, не имеющие собственных нефтедобывающих мощностей ("Башнефтехим", ЦТК).
С точки зрения оптимальности сбыта и возможностей розничной торговли, разделение на классы выглядело бы так:
эффективно работающие компании, имеющие хорошие рынки сбыта (ЦТК, "ЛУКОЙЛ", "ЮКОС");
компании, имеющие положительную динамику по сбытовой позиции ("Сибнефть", ТНК, "Славнефть", "Башнефтехим");
компании, теряющие рынки сбыта ("СИДАНКО", "Сургутнефтегаз", "Роснефть", "Татнефть").
Что ждать от "большого передела"
Если говорить о кандидатах "на вылет", то есть, тех компаниях, которые могут лишиться своей самостоятельности в самое ближайшее время, то среди нефтедобывающих, безусловно, в первую очередь следует назвать "ОНАКО", "Славнефть", "КомиТЭК", "НОРСИ-ОЙЛ". Изменение структуры "Башнефти", "Башнефтехима" и "Татнефти" также не вызывает вопроса. Что же касается расчленения компаний "Роснефть" и "СИДАНКО", то это можно рассматривать как событие с очень большой долей вероятности.
Касаясь же планов государства собрать до кучи "Роснефть", "Славнефть" и "ОНАКО", стоит отметить, что структурно они связаны плохо, поэтому представляется более целесообразным подобрать для каждой из них или отдельной ее части стратегического партнера взамен попыток объединить их с каким-либо другим нефтяным холдингом. Так, например, "ОНАКО" органически вписывается в проекты "ЛУКОЙЛа". В свою очередь, "Мегионнефтегаз", входящий в состав "Славнефти", - в структуру ТНК. Финансовые проблемы холдинга "СИДАНКО" во многом связаны с его неэффективной структурой. Формально она очень даже сбалансирована, но на деле же - это не единая компания, а некое объединение нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих мощностей, плохо между собой связанных. Так, "Черногорнефть" фактически расположена на Самотлорском месторождении "Нижневартовскнефтегаза", к тому же она и была от него в свое время отделена. "Кондпертролеум" структурно ближе к "Пурнефтегазу" ("Роснефть") или "Ноябрьскнефтегазу" ("Сибнефть"). Ангарская нефтехимическая компания в нынешней ситуации скорее структурно ближе к "ЮКОСу", чем к нефтедобывающим компаниям "СИДАНКО".
Даже приведенные выше в этом материале замечания позволяют говорить о не до конца продуманной позиции государства в вопросе реструктуризации нефтяного сектора России.