<<
>>

Современное состояние нефтяной промышленности

Анализ современного состояния нефтяной промышленности осуществляется автором с целью выявления факторов, влияющих на продвижение импортозамещения, и ставит перед собой задачу сформировать конкретные предложения по управлению импортозамещением в нефтяной промышленности России.

Для этого анализ современного состояния нефтяной промышленности автор предлагает начать с определения значения нефтяной промышленности для экономики России.

В 2018 году, по данным Минфин России и Минэнерго РФ, доля нефтегазовых доходов в федеральном бюджете составила 46% (рис. 2.1) или 8,946 трлн руб. в абсолютном выражении [6], а доля продукции нефтяной промышленности, в стоимостном выражении, заняла 68% в совокупном объеме экспорта [112]. Отметим, что в 2018 году, по данным Аналитического центра при правительстве РФ, рост доходов от экспорта нефти составил 33%, что имело исключительное значение для нефтеэкспортеров. Также нефтяная промышленность генерирует 69% валютных поступлений, а программы капитального развития нефтяной промышленности составляли в 201 8 году 26% от общего объема инвестиций в основной капитал [6].

■2018 В2017 ■2016 ■2015 B2014 В2013

Источник: Минфин России.

Рисунок 2.1 - Доля доходов нефтяной промышленности в структуре федерального бюджета РФ с 2013 по 2018 года

Однако в последние годы нефтяная промышленность характеризуется все менее благоприятными показателями своего развития. Среди острейших, пока еще не решенных, проблем нефтяной промышленности остается ухудшение сырьевой базы комплекса в ее качественном выражении. Несмотря на разработку новых месторождений, в последние годы наблюдается рост доли трудноизвлекаемых запасов, что связанно с естественным истощением сырьевой базы на территориях ее исторической разработки.

Эффективность таких работ с каждым годом снижается.

В 2017 году рынок геологоразведочных работ России вырос на 21% по отношению к 2016 году и составил 325 млрд рублей. Более 80% доли рынка обеспечивается заказами ВИНК, целью которых является выявление новых месторождений углеводородного сырья. В 2017 году рынок геологоразведочных услуг представлен:

1. Независимыми компаниями, осуществляющими свою деятельность в рамках предоставления нефтесервисных услуг.

2. Дочерними компаниями ВИНК.

Большая часть рынка геологоразведочных работ принадлежит независимым компаниям. Среди крупнейших из них можно выделить: Росгеология, ТНГ-групп, ЗАО «Сибирская Сервисная Компания», ЗАО «Геотек Холдинг» и крупнейшие иностранные нефтесервисные компании Schlumberger, Weatherford, Baker Hughes, Halliburton.

По одному из наиболее важных показателей в геологоразведке, а именно геологической изученности территории Российской Федерации, мы значительно уступаем странам Запада. На начало 201 8 года современными цифровыми картами, используемыми для целей прогнозирования полезных ископаемых, в мелком масштабе (карты масштаба 1: 1 000 000) обеспечено лишь 40-45%, а в среднем масштабе (карты масштаба 1:200 000) - 20-25% территории страны [19]. Крупномасштабное картирование (1:50 000), являющееся основой локального прогнозирования рудных полезных

ископаемых, полностью прекращено и не восстановлено до настоящего времени [183]. Отметим, что территория стран США, Канады, Западной Европы на 100% охвачена высокотехнологичным картированием. Серьезных геологических открытий (новых разведанных месторождений), по оценкам руководства компании «Росгеология», не совершалось последние 20 лет [183]. В последние 15 лет ежегодно открывалось в среднем около 55 месторождений со средними запасами на одном объекте от 2,5 до 6,0 млн т [19]. Тем самым свежих запасов приращивалось от 140 до 330 млн т [19], из них по промышленным категориям всего 25-40 млн т, или около 5% от годового прироста. Нетрадиционные и трудноизвлекаемые виды и источники углеводородного сырья практически не изучаются.

Отсутствует система геолого-технологического доизучения.

За счет ранее разведанных месторождений в 2010 году российской нефтяной промышленности удалось преодолеть планку в 500 млн т в год добытой нефти, а в 201 8 суммарный объем добытой нефти, по среднестатистическим данным OPEC [209], BP, EIA и Министерства энергетики РФ составил 555,84 млн т (рис. 2.2) [198].

Источник:OPEC, BP, EIA, Минэнерго РФ [198,209].

Рисунок 2.2 - Объемы добычи нефти в РФ 2008-2018 гг.

География добычи углеводородов на территории Российской

Федерации представлена следующим образом. Развитие нефтедобычи

началось в 1820 году с освоения каспийских месторождений, а позже, во времена СССР, разрабатывались уральские и поволжские месторождения. Строительство нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) производилось вблизи основных рынков сбыта, т.е. на Восточно-Европейской равнине. В 2017 году в европейской части России добывается около 1/3 всей извлекаемой нефти (29,9%) [65]. Важными регионами нефтедобычи на европейской части являются Поволжье, Северный Кавказ и Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, расположенная в Республике Коми. В 201 8 году месторождения Восточно-Европейской части России продолжили демонстрировать рост объемов нефтедобычи за счёт введения в эксплуатацию небольших месторождений, действия налоговых льгот и внедрения технологических методов повышения нефтеотдачи на старых месторождениях.

В 2018 году добыча нефти в России увеличилась по отношению к 201 7 году на 1,7% [65]. Это обусловлено подготовкой к участию России в договоре о сокращении объемов добычи со странами ОПЕК+.

Главным центром Российской нефтяной промышленности является Западная Сибирь, в которой извлекается порядка 57,3% от общего количества добываемой нефти [65]. Основной причиной лидерства является концентрация значительной доли месторождений с высокими разведанными запасами сырья, разрабатываемыми еще со времен СССР. За последние годы в данном регионе произошел прирост объемов извлекаемой нефти на 3 млн т, обеспечивающийся работой ПАО «НК «Роснефть» и ОАО «Сургутнефтегаз» по выводу на проектную мощность своих месторождений.

Что касается Дальнего Востока и Восточной Сибири, то в 2018 году было извлечено около 12,8% от общего количества добываемых нефти и газового конденсата [65]. Львиную долю данного объема составляет нефть, добываемая на проектах Ванкорского месторождения «Сахалин-1». Проект «Сахалин-1» включает в себя три основных месторождения: «Чайво», «Одопту-море» и «Аркутун-Даги». Именно месторождение «Аркутун-Даги»

в рамках проекта «Сахалин-1» является старейшим, и именно за его счет было произведено основное увеличение объема добычи в регионе.

Структура нефтяной промышленности, на начало 2018 года, представлена 288 организациями, из которых 104 входят в структуру 11 вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), а оставшиеся 181 организации являются независимыми добывающими предприятиями и 3 компании действуют в рамках условий о разделе продукции [63].

Отсутствие технократического подхода к развитию нефтяной промышленности, заключающегося в разработке и интеграции НИОКР в производственный процесс отечественных предприятий, приводит к дальнейшему укрупнению основных игроков рынка за счет поглощения независимых НПЗ и частных компаний. Процесс слияний и поглощений привел к тому, что 11 основных вертикально-интегрированных компаний, среди которых «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «Группа Газпром» (включая «Газпром нефть»), «Татнефть», «Башнефть», «Славнефть», «Новотек» и «Русс Нефть», добывают более 86% всей извлекаемой нефти и газа на территории России [63]. Данное обстоятельство провоцирует формирование новых институциональных барьеров нефтяной промышленности, усложняющих её дальнейшее развитие.

Касательно состояния основных активов нефтяных компаний России стоит отметить, что в нефтяной промышленности степень износа основных производственных фондов (ОПФ) на 2018 год составляет около 57,7% [193], а по отдельным нефтяным компаниям достигает 70% (Башнефть, Самаранефтегаз). Начавшийся в 2006-2007 годах процесс активного обновления существующего оборудования НПЗ фактически был ориентирован на проекты поддержания текущих мощностей в работоспособном состоянии, в то время как коэффициент износа ОПФ приблизился к 80%. Главной причиной текущего положения нефтяной промышленности является продолжительная ориентация (вплоть до 2000-х годов) на процессы первичной переработки нефти. Существующий спрос на

мировом рынке на мазут (занимающий одно из ведущих мест среди экспортируемых российскими компаниями нефтепродуктов) замедляет процесс активного обновления ОПФ.

Отдельное внимание в анализе текущего состояния нефтяной промышленности предлагается уделить вопросу себестоимости добычи нефти. Рассматривая структуру себестоимости добычи нефти, обратим внимание на бизнес-процессы крупнейших отечественных и мировых нефтяных компаний (рис. 2.3) [161].

Рисунок 2.3 - Структура себестоимости добычи нефти для различных нефтяных компаний

Как видно из данных рисунка (рис. 2.3), основную долю себестоимости добычи нефти составляют капитальные вложения в развитие производственной, технологической и транспортной инфраструктуры месторождений. Меньшая себестоимость добычи нефти у отечественных компаний объясняется процессом приватизации готовой инфраструктуры нефтяной промышленности, созданной во времена СССР На большинстве месторождений в России используется уже созданная инфраструктура, что особенно характерно для объектов ПАО «НК “Роснефть”».

Большая себестоимость добычи нефти компании «Лукойл» связана с существенными самостоятельными инвестициями в основные фонды

холдинга, в частности с инвестициями в обустройство Пякяхинского нефтегазоконденсатного (НГКМ) и Находкинского месторождений в ЯНАО.

Основываясь на открытых источниках информации в виде публикуемых годовых отчетов ПАО «НК “Роснефть”» средняя по холдингу себестоимость добычи барреля нефти, без учета затрат на транспортировку, составляет 11-12 долларов США; с учетом средней стоимости транспортировки и затрат вспомогательных служб, обеспечивающих процесс транспортировки и хранения - 35 долл., что на уровне средних затрат всех нефтяных компаний Саудовской Аравии.

Девальвация рубля в конце 2014 - начале 2015 г. вместе со снижением ставок НДПИ и экспортных пошлин на готовые нефтепродукты уменьшили затраты холдингов в иностранной валюте, оставив их в абсолютном рублевом выражении на среднем уровне в 12 780,60 руб./т [193]. На новых месторождениях Восточной Сибири себестоимость извлекаемой нефти может достигать 16 096,00 руб./т на начало 2018 года [193]. Данные затраты в рублях не учитывают транспортировку нефти от мест добычи до НПЗ и амортизационные отчисления на транспортную и производственную инфраструктуры (рис. 2.4). Этот факт позволяет утверждать о достаточном уровне финансовой прочности отечественных ВИНК при снижении мировых котировочных цен на нефть вплоть до 30-35 долл./бар.

Источник: основано на данных Росстатwww.gks.ru, составлено автором [193].

Рисунок 2.4 - Динамика себестоимости добычи нефти в России в

рублях.

Теперь рассмотрим следующую отрасль - нефтепереработку. Последние два года совокупный размер мощностей по первичной переработке сырой нефти остается практически неизменным, а их загрузка составляет 91,2%. Одновременно с этим, в 2018 году объем нефтепродуктов, прошедших стадию первичной переработки, увеличился на 4,9 млн т и составил 284,3 млн т [65]. Данный факт связан с завершением масштабных модернизаций на основных нефтеперерабатывающих заводах, поставляющих продукцию на рынок и оптимизацией работы НПЗ в условиях благоприятной ценовой конъюнктуры. Одним из стимулов к запуску модернизации послужило снижение акцизов на топливо класса «Евро 5» и «Евро 6», моторные масла (снижение составило 1 860 руб./т) и одновременное повышение акцизов на топливо более низших классов.

Отметим, что модернизация НПЗ и ввод мощностей, обеспечивающих вторичные процессы переработки, характерны только для предприятий, входящих в структуры ВИНК. Независимые НПЗ и мини-НПЗ не вводили в последние годы новые мощности и не производили значимых реконструкций действующих.

В 201 8 году лидером нефтяной промышленности по объему первичной переработки стала ПАО «НК «Роснефть» с 103,3 млн т, что составляет 1/3 от общего объема переработки в России. Второе место делят заводы, представляющие группы компаний «Газпром» и «Лукойл» с переработкой около 60 и 84 млн т соответственно [193]. Несмотря на устойчивый рост объемов первичной переработки сырой нефти, Министерством энергетики РФ прогнозируется уже к 2020 году падение показателей переработки на 11% от значений 2017 года, что в реальном выражении составит 256 млн т [154].

Отдельное внимание, на взгляд автора, следует уделить коэффициенту действующей глубины переработки нефти, являющейся показателем степени эффективности и новизны используемого оборудования.

По данным Аналитического центра при Правительстве Российской Федерации, среднее для нефтяной промышленности значение глубины переработки на 2018 год составило 82,2%, при нормативных для развитых стран 85%. Следует отметить, что основными представителями промышленности, понижающими значение коэффициента средней глубины переработки нефти, выступают предприятия, входящие в состав холдинга ПАО «НК «Роснефть» с средним значением в 67,1%, в то время как у «Лукойла» глубина переработки достигает 76,25%, «Газпром Нефть» - 84,3%, АНК «Башнефть» - 84,8% (рис. 2.5) [193].

Рисунок 2.5 - Динамика глубины переработки нефти в России

Рассматривая подробно ассортимент производимых нефтяной промышленностью продуктов, стоит отметить, что основную долю составляют низкокачественные продукты в виде мазута (занимают порядка 28%), а также дизельное топливо (28%) и автомобильный бензин с долей в 14%. Прочие продукты переработки, а именно авиационный керосин и бензин, моторные масла, составляют порядка 30% общего объема продуктов.

В результате постепенного вывода из производства бензинов 2-го, 3-го и, в перспективе, 4-го класса, и, как следствие, исключение из производства низкооктановых топлив, доля топлива 5-го экологического класса выросла до 94% в 2018 году (рис. 2.6) [65].

Источник', основано на данных Росстатwww.gks.ru, составлено автором [193].

Рисунок 2.6 - Динамика производства автомобильных бензинов классов

2-5 в России

Анализ структуры экспорта позволяет выделить явную для последних лет тенденцию - постепенный рост объемов экспорта нефти зарубеж. В 2018 году он составил 260,2 млн т. Экспорт продуктов переработки продолжает тенденцию к снижению главным образом за счет снижения экспорта топочного мазута.

В географии экспортных поставок сырой нефти 93% (242,0 млн т) приходится на страны дальнего зарубежья, а 7% (17,8 млн т) приходится на страны ближнего зарубежья. В структуре экспорта нефтепродуктов 95,2% приходится на поставки в страны ближнего зарубежья [65]. В структуре экспорта нефтепродуктов, несмотря на снижение в последние годы,

доминируют низкокачественные продукты: мазут, дизельное топливо, низкооктановый бензин.

Продолжительная неизменность данной ситуации отчасти обуславливается сложившейся системой экспортных пошлин. Именно поэтому основная часть производимого автомобильного и авиатоплива реализуется на внутреннем рынке, в то время как более 50% дизельного топлива и порядка 79% мазута реализуются на экспорт.

Правительством России планируется снизить объем производства топочного мазута к 2020 году на 52% посредством создания условий, стимулирующих к модернизации действующих производств (рис. 2.7) [4].

Источник: Минэнерго России [4].

Рисунок 2.7 - Прогнозная динамика производства мазута до 2020 года

Наиболее высокотехнологичным сегментом нефтяной промышленности России, выступает сфера нефтесервисных компаний. На сегодняшний день насчитывается порядка 200 нефтесервисных компаний [188]. На 2018 год структура рынка нефтесервисных услуг представлена следующим распределением (рис. 2.8).

56

Рисунок 2.8 - Структура рынка нефтесервисных услуг в России в 2018 году

В пакете услуг нефтесервисных компаний львиную долю занимают услуги по бурению. По различным оценкам, их доля составляет около 60% от общей величины оказываемых услуг [188]. Этот факт объясняется основополагающим положением данных услуг для рынка в качестве драйвера для всех смежных секторов, включая цементирование, телеметрию, закачивание и т.д. С момента начала действия санкций в отношении передачи перспективных технологий и оборудования объём рынка услуг по бурению вырос на 25%. Ключевым драйвером роста является увеличение объемов проходки и эксплуатационного бурения компанией ПАО «НК «Роснефть» На 2018 год структуру основных услуг нефтесервисных компаний можно представить следующим образом (рис. 2.9).

Рисунок 2.9 - Структура услуг нефтесервисных компаний в России в 2018 году, млрд. долл.

В традиционных секторах рынка нефтесервисных услуг, а именно в бурении, геологоразведке и текущем техническом обслуживании скважин, наиболее прочны позиции отечественных компаний. Так, в бурении на долю отечественных компаний приходится более 85% рынка [188]. Схожие позиции занимают отечественные компании в секторах геологоразведки и сейсмических исследований. В качестве конкурентного преимущества в данных секторах выступает стоимость услуг, так как качество сравнимо у всех компаний. Доминирование иностранных компаний наблюдается в высокотехнологичных секторах, связанных с гидроразрывом нефтеносных пластов, повышением нефтеотдачи истощенных пластов, горизонтальным и наклонным бурением, поставкой оборудования и растворов для их осуществления, которые в значительной степени сократились после начала действия санкций [110].

Доля нефтесервисных услуг, обеспеченных отечественным оборудованием, в высокотехнологичных секторах составляет не более 20%, а при выполнении сервисных работ на шельфовых месторождениях не

превышает 5% [4]. Существующее отечественное нефтесервисное

оборудование является более трудозатратным при монтаже в сравнении с иностранным, что сказывается на эксплуатационных издержках нефтесервисных организаций [110].

Фактическое отсутствие на территории России высоких технологий и современного нефтесервисного оборудования, которые необходимы для реализации существующих проектов по разработке шельфовых месторождений нефти, создает угрозу повышения импортозависимости нефтяной промышленности.

Также, в контексте современного состояния отечественной нефтяной промышленности важную роль стоит уделить используемым средствам и методам транспортировки нефти. С момента окончания строительства Балтийской трубопроводной системы (БТС-2) и начала работы перевалочного терминала в Усть-Луге образовался значительный профицит мощностей, что стало драйвером снижения тарифов. Данный факт позволил увеличить долю морского транспорта в перевозке на 5,7%, что особенно заметно на фоне общего сокращения перевозок. В это же время произошло сокращение поставок по одному из старейших трубопроводов «Дружба», который был связан с отказом компаний «Лукойл» и «Роснефть» от данного типа транспортировки.

Также стоит отметить, что перспективным направлением развития транспортировочной системы РФ является азиатское. Основным фактором, стимулирующим развитие транспортной системы в этом направлении, является активный рост потребностей Китая, Южной Кореи, Японии и других стран в энергоносителях.

Около 80% загрузки отечественной трубопроводной системы обеспечивают 3 компании: ПАО «НК «Роснефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и ПАО «Лукойл» с долями в 50,1%, 15% и 13,8% соответственно [190]. По нетрубопроводной системе экспортируется только 20 млн т нефти (около 20%).

Автором предлагается акцентировать внимание на тенденции к росту физического износа существующей трубопроводной системы России. Одновременно с этим имеется тенденция к сокращению расходов основных ВИНК на ее развитие и обновление действующих объектов. По данным Министерства энергетики России, в 2018 году инвестиции в транспортную систему составили примерно 741 млрд рублей [193]. Однако даже такого объема инвестиций недостаточно, чтобы исключить вероятность прецедентов разгерметизации действующего трубопровода, что повлечет за собой экологические бедствия в среднесрочной перспективе [65].

Рассмотрение современного состояния нефтяной промышленности России позволил автору систематизировать комплекс факторов, которые необходимо учесть при разработке системы конкретных мер по реализации политики импортозамещения:

1. Геологоразведка новых месторождений не осуществляется в масштабах, необходимых для обеспечения роста величины запасов углеводородного сырья, что в перспективе может оказать влияние на снижение объемов его добычи и экспорта и, как следствие, отразиться на доходах нефтяных компаний.

2. Проекты технологического перевооружения осуществляются недостаточно интенсивно, что приводит к росту морально и технически изношенных основных фондов предприятий и не повышает степень глубины переработки нефти. Этот фактор формирует потенциал отложенного спроса на импортозамещающее оборудование и технологии, а также угрозу сокращения масштабов деятельности ВИНК.

3. Внутри нефтяной промышленности, силами отечественных

нефтяных и нефтесервисных компаний, недостаточно интенсивно развиваются перспективные технологии снижения величины

эксплуатационных издержек при добыче, геологоразведке, транспортировке и нефтепереработке, что непосредственным образом влияет на объемы

разработки и производства наукоемкого оборудования отечественной промышленно стью.

4. Проекты по развитию вторичных, третичных методов увеличения нефтеотдачи не осуществляются без помощи иностранных нефтесервисных компаний, деятельность которых ограничивается международными санкциями по отношению к нефтяной промышленности России. Это обстоятельство открывает возможности для развития внутренних импортозамещающих технологий.

5. Факт доминирования темных нефтепродуктов в структуре ассортимента экспортируемых нефтяной промышленностью товаров косвенно характеризует неспособность существующих механизмов оказывать содействие процессу формирования спроса на импортозамещающую продукцию со стороны нефтяных компаний.

6. Транспортная система нефтяной промышленности требует значительных капитальных вложений в реконструкцию существующих и развитие новых направлений транспортировки, что ограничивает сбытовые возможности нефтяных компаний, их доходы и, как следствие, возможности инвестирования в импортозамещающую продукцию.

7. Сокращается потенциал расширения воспроизводства технологической базы нефтяной промышленности по всем ее отраслям. Во многом это связано со снижающимися возможностями формирования платежеспособного спроса государства и нефтяных компаний на среднесрочном горизонте планирования.

Вышеперечисленные тезисы о современном состоянии нефтяной промышленности тесно перекликаются с существующими барьерами развития импортозамещения, которые предлагается рассмотреть в параграфе 2.2 диссертационного исследования. Именно они оказывают сильное влияние на процесс разработки организационно-экономического механизма стимулирования импортозамещения как фактора повышения конкурентоспособности отечественной промышленности.

2.2.

<< | >>
Источник: ЕВТЮХИН Антон Сергеевич. ИНСТИТУЦИОНАЛЬНЫЕ АСПЕКТЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПОЛИТИКИ ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук. Курск - 2019. 2019

Еще по теме Современное состояние нефтяной промышленности:

  1. Перспективы импортозамещения в нефтяной промышленности
  2. 3.1. Механизм стимулирования импортозамещения в нефтяной промышленности
  3. Экономические предпосылки и барьеры развития импортозамещения в нефтяной промышленности
  4. Анализ импорта компонентов в структурах закупок компаний нефтяной промышленности
  5. Программа внедрения политики импортозамещения на предприятиях нефтяной промышленности
  6. Предпосылки реализации политики импортозамещения в нефтяной промышленности России
  7. Механизм институциональных преобразований при реализации политики импортозамещения в нефтяной промышленности России
  8. ЕВТЮХИН Антон Сергеевич. ИНСТИТУЦИОНАЛЬНЫЕ АСПЕКТЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПОЛИТИКИ ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук. Курск - 2019, 2019
  9. § 2. Приоритетные направления банковского регулирования на современном этапе
  10. Проверка состояния расчетов
  11. Методические подходы к оценке состояния, динамики и факторов влияния на структуру экономики региона
  12. Оценка влияния состояния человеческого капитала на эффективность инновационной деятельности угольной компании
  13. Предпосылки реализации политики импортозамещения в промышленности
  14. Условия кластеризации в промышленном секторе региона
  15. Приложение 4. Показатели растениеводства, животноводства, промышленности и инвестиций муниципальных районов Самарской области
  16. ОГЛАВЛЕНИЕ
  17. ВВЕДЕНИЕ
  18. СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ