Российский нефтяной рынок

 

Таблица 2 (Крупнейшие предприятия по продуктам нефтепереработки)

Товарные группы	Крупнейшие предприятия
Первич. переработка нефти, тыс.т	Омский НПЗ, Московский НПЗ, Новоуфимский НПЗ, Рязанский НПЗ, Ангарский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Киришский НПЗ
Бензин автомобильный, тыс.т	Новоуфимский НПЗ, Омский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ
Дизельное топливо, тыс.т	Омский НПЗ, Киришский НПЗ, Хабаровский НПЗ
Мазут топочный, тыс.т	Ярославнефтеоргсинтез, Киришский НПЗ, Рязанский НПЗ

 

 

Владельцы нефтеперерабатывающих предприятий.

Нефтеперерабатывающая промышленность в России в большой степени консолидирована. Около 90 % мощностей по переработке нефти находится под контролем 10 вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК).[10]

Таблица 3 (Владельцы нефтеперерабатывающих предприятий)

Контролирующий акционер	Число предприятий	Мощности по переработке (млн.тонн)
Роснефть	9	77.5
Лукойл	4	45.6
АФК "Система"/Башнефть	3	26.2
Сургутнефтегаз	1	22
ТНК-ВР	---	---
Газпром нефть	2	31.7
Газпром	3	16.4
Славнефть	1	13.5
ТАИФ	1	8
Татнефть	1	8
РуссНефть	2	8.8
НК Альянс	1	4.4
Прочие	6	22
Итого	32	268.1

 

Распределение нефтеперерабатывающих предприятий по регионам.

В советское время, когда были введены в действие основные нефтеперерабатывающие мощности России, при выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались двумя факторами: близостью к районам потребления нефтепродуктов и сокращением общих затрат на транспортировку нефти в связи с чем ряд НПЗ был построен в районах добычи нефти.

НПЗ в Рязанской, Ярославской и Нижегородской областях были ориентированы на Центральный экономический район (СССР); в Ленинградской области — на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае — на густозаселенный Северо-Кавказский район, в Омской области и Ангарске — на потребности Сибири. Остальные НПЗ были построены в районах добычи нефти, до конца 60-х годов главным нефтедобывающим районом СССР было Урало-Поволжье, с целью переработки добываемой нефти в Башкирии, Самарской (ранее Куйбышевской) и Пермской областях был построено несколько НПЗ обеспечивающих потребление в данных регионах, в Сибири и других районах России, а также в союзных республиках бывшего СССР.

Транспорт нефти

ТРАНСПОРТ— доставка подготовленной к дальнему транспорту нефти от нефтяных промыслов до других пунктов переработки и потребления. Осуществляется трубопроводным, железнодорожным, морским, речным и автомобильным видами транспорта. Различные виды транспорта нефти отличаются по развитию и размещению, технической оснащённости и условиям эксплуатации, возможностям освоения потоков нефтяных грузов, пропускной и провозной способностям на отдельных направлениях и участках, технико-экономическим показателям. Все виды транспорта нефти составляют единую транспортную систему, включающую в себя комплекс постоянных устройств и подвижных средств, предназначенных для снабжения народного хозяйства всем ассортиментом нефтяных грузов. Каждый из видов транспорта нефти имеет особенности, заставляющие предпочесть его для перевозки определённой группы нефтяных грузов.

Трубопроводный транспорт служит для перевозки больших количеств нефти, нефтепродуктов и сжиженных нефтяных газов в одном направлении. Его преимущества: кратчайшая трасса по сравнению с другими видами; возможность прокладки на любые расстояния между любыми объектами; непрерывность, обеспечивающая ритмичность поставок и бесперебойное снабжение потребителей без затрат на создание крупных хранилищ груза на концах трасс; минимальные потери нефти и нефтепродуктов; наибольшая механизация и автоматизация. Недостатки трубопроводного транспорта: большой расход металла и "жёсткость" трассы перевозок. Доля этого вида транспорта нефти неуклонно растёт (табл. см. в ст. Трубопроводный транспорт). Вместе с тем имеется ряд нерешённых вопросов: сравнительно малый ассортимент перекачиваемых нефтепродуктов, повышенные их потери припоследовательной перекачке из-за образования смеси нефтепродуктов и др.[11]

Железнодорожным транспортом доставляются нефтяные грузы всех видов, в т.ч. и сжиженные нефтяные газы, в цистернах, бункерахили лёгкой таре. В основном служит для перевозки мелких партий нефтепродуктов, в первую очередь масел, битума и др. При больших установившихся нефтяных грузооборотах использование этого вида экономически нецелесообразно. Универсален, может осуществлять транспортные связи между большинством пунктов добычи нефти и её потребления с помощью разветвлённой сети магистральных и подъездных путей и подвижного состава; имеет высокую общую пропускную способность; обеспечивает равномерность поставок в течение года; трассы длиннее трубопроводного транспорта, но короче водных. Недостатки: порожние пробеги цистерн; ограниченная пропускная способность одного маршрута; необходимость создания сливо-наливных устройств, эстакад и нефтебаз в пунктах отгрузки и приёма нефтегрузов; относительно большие потери при транспортировке и перегрузке.[12]

Водный транспорт позволяет перевозить нефть, нефтепродукты и сжиженные газы в любых количествах в наливных баржах итанкерах, а также в мелкой таре; обладает относительно небольшой скоростью доставки, кроме того, необходимо создание причального и нефтегазового хозяйства для приёма и отгрузки нефтегрузов. Морской транспорт нефти — единственный вид, обеспечивающий межконтинентальные транспортные связи, располагает неограниченной пропускной способностью.[13]

Автомобильный транспорт обеспечивает перевозки на короткие расстояния от крупных нефтебаз к мелким и далее к потребителям. Отличается большой манёвренностью, подвижностью, проходимостью. Однако им доставляются небольшие объёмы грузов, неизбежны порожние пробеги автоцистерн, зависит от наличия, технического состояния и разветвлённости по территории обслуживания нефтегрузами автомобильных дорог.[14]

Различные виды транспорта нефти сравнивают по следующим показателям: экономии, капиталовложения и эксплуатационные затраты, металловложения, ритмичность и др. Выбор вида транспорта осуществляется технико-экономическим сравнением вариантов по минимуму приведённых затрат.

Компании экспортеры.

В экспорте нефти из России через систему компанию «Транснефть» доминируют: «Роснефть», доля которой в суммарном объёме экспорта нефти составила в 2009 году около 27,9 % (48,4 млн тонн), ТНК-ВР — 19,5 % (33,8 млн тонн), «Сургутнефтегаз» — 15,6 % (27,1 млн тонн), ЛУКОЙЛ — 14,3 % (24,9 млн тонн). На эти 4 компании приходится более 77 % суммарного экспорта нефти из России. Доля других компаний не превышает 10 % (14 — 15 млн тонн). Предприятия, не входящие в состав ВИНК, поставили в 2009 г. в дальнее зарубежье по системе АК «Транснефть» около 12 млн тонн нефти.[15]

В 2012 году ЛУКОЙЛ экспортировал по системе «Транснефти» 24,6 млн тонн (рост по сравнению с 2011 годом на 3,4 %), «Роснефть» — 60,9 млн тонн (рост на 3,29 %), ТНК-ВР повысила экспорт на 1,24 % — до 30,1 млн тонн. «Сургутнефтегаз» снизил экспорт на 1 % — до 26,7 млн тонн, «Газпром нефть» — на 6 %, до 11,9 млн тонн.[16]

Россия в 2014 году сократила экспорт нефти на 4,8 процента.

Россия за первые три месяца 2014 года снизила объем экспорта нефти на 4,8 процента, который составил 55,273 миллиона тонн. Об этом говорится в отчете Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса Минэнерго (ЦДУ ТЭК).

Дальнее зарубежье получило российского "черного золота" меньше на 1,58 процента - до 49,883 миллиона тонн, в ближнее - на 26,85 процента, до 5,39 миллиона тонн. Транзит казахстанской нефти за три месяца сократился на 8,44 процента, составив 4,314 миллиона тонн.

Что касается добычи нефти в РФ, то она выросла на 1,3 процента - до 130 миллионов тонн.

Первичная переработка нефти на российских НПЗ с начала года выросла на 6,7 процента - до 71,093 миллиона тонн.[17]

Рентабельность нефти на примере компании Газпром.

Целевая цена по акциям нефтяной компании «Газпром нефть»: таргет стал выше на 12% и достиг 169 руб. Рекомендация «держать» не изменилась. Ввиду масштабных планов компании по существенному увеличению добычи углеводородов при нынешнем налоговом режиме, а также с учетом исторически слабой операционной эффективности рентабельность Газпром-нефтьи в перспективе двух лет существенно сократится.

Низкой рентабельность будет оставаться до тех пор, пока компании не будут предоставлены налоговые льготы. Своевременная реализация важнейших проектов и достижение целевых уровней добычи на вводимых в эксплуатацию месторождениях во многом зависит не только от налоговой нагрузки, но и от создания необходимой инфраструктуры.

В последней объявленной стратегии нефтяная компания «Газпром нефть» заявила о весьма агрессивных планах по увеличению добычи до 100 млн тонн нефтяного эквивалента (т.н.э.) до 2020 года, причем порядка 25% из них должно было приходиться на газ. Ряд обстоятельств заставил меня пересмотреть в сторону понижения прогнозы по добыче компанией черного золота и газа. Если раньше предполагалось, что добыча в 2020 году достигнет 94 млн т.н.э., то теперь ожидается 84 млн т.н.э.[18]

Мессояха

Ранее начало добычи на Мессояхских месторождениях ожидалось в 2015 году, теперь же модель подразумевает перенос этих сроков на два года. Это соответствует недавно опубликованному проекту по разработке восточных и западных Мессояхских месторождений. Прогнозируемый уровень добычи, приходящийся на долю нефтяной компании «Газпром нефть» к 2021 году, составляет более 7 млн тонн черного золота и 3,6 млрд куб. м газа. Реализация проекта зависит от завершения строительства Транснефтью трубопровода Заполярье—Пурпе—Самотлор. Помимо этого, самой компании необходимо будет построить 80-километровый нефтепровод до этого трубопровода и 200-километровый газопровод до компрессорной станции «Ямбургская». Строительство нефтепровода должно завершиться в 2016 году. В проекте по разработке Мессояхи об освоении газовых запасов сказано не было. Однако спрос на данное сырье со стороны Газпрома в условиях снижения потребления в Европе и доли рынка в Российской Федерации вовсе не гарантирован. Помимо всего прочего, льгот по налогам на Мессояху компании получить пока не удалось.

Новопорт

В предыдущей версии DCF-модели по Газпром-нефтьи, также было заложено более раннее начало другого greenfield-проекта — освоение Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения. Теперь, я рассчитываю, что его разработка начнется в 2014 году. Прогноз добычи к концу прогнозного периода составляет более 7 млн тонн черного золота и 5,5 млрд куб. м газа. Новопортовское месторождение является самым северным из разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений Ямала. Из-за географического положения участка может возникнуть ряд трудностей. В частности, они связаны обеспечением круглогодичной эксплуатации месторождения, которая потребует от компании высокого уровня операционных и транспортных издержек. Для круглогодичного вывоза черного золота с месторождения планируется использовать атомный ледокол. При этом льгот на Новопортовское месторождение пока тоже нет.

Куюмба

Похожая ситуация и с Куюмбинским месторождением, которое в перспективе может приносить нефтяной компании «Газпром нефть» до 5 млн тонн черного золота в год. Своевременная реализация планов по его освоению требует строительства нефтепровода Куюмба—Тайшет, которое компания Транснефть планирует завершить к 2016-2017 годам. Льгот на нефть Куюмбы также не предоставлено.

Бадра с Хунином

Что касается зарубежных проектов Газпром-нефти, то крупнейшими являются два из них. Месторождение Бадра в Ираке будет обеспечивать компании до 2,5 млн тонн черного золота в год к 2017 году. Однако НК «Газпром нефть», в составе международного консорциума владеющая 30% в проекте, будет получать лишь фиксированную премию в размере $5,5 за баррель. Данный уровень находится в пределах нормы для иракских сервисных контрактов, но не позволяет компаниям получить выгоду от растущих цен на нефть. Второй крупный международный проект — это Хунин-6, в котором доля нефтяной компании «Газпром нефть» составляет 8%, или около 1,8 млн тонн добычи нефти к 2017 году. Стоит отметить сохраняющуюся высокую неопределенность по поводу основных характеристик проекта: запасы, коэффициент нефтеотдачи, инвестиции, расходы. Предварительные оценки этих параметров, разумеется, есть, однако видимо ввиду их высокой неопределенности, консорциум российских компаний перешел к этапу ранней добычи нефти на месторождении до принятия окончательного инвестиционного решения, а ТНК-BP и Сургутнефтегаз заявили о желании выйти из проекта.[16]

 

Заключение

Несмотря на развитие альтернативных источников, нефть в ближайшие 30 лет останется основным сырьем для производства топлива.

Главное не запускать данную ситуацию, и рационально решить эту задачу, потому что нефть на данный момент полностью быть заменена другими ресурсами быть не может.

В XXI в. серьезные опасения вызывает снижающийся уровень обеспеченности глобальной экономики запасами нефти. Вместе с тем ощущаются как временный недостаток нефтеперерабатывающих и транспортных мощностей, так и ограниченность дополнительных мощностей по добыче нефти.

В этих условиях обозначился интерес промышленно развитых потребителей к проблемам развития альтернативной энергетики; возрастает значимость проектов по производству и поставкам сжиженного природного газа (СПГ), в ряде стран наблюдается возобновление интереса к атомной энергетике. Однако вряд ли можно надеяться, что резкий рост потребления углеводородов в обозримом будущем будет компенсирован альтернативными источниками.

В связи с этим были рассмотрены пути совершенствования мирового рынка нефти. А именно: