Региональные особенности добычи и переработки нефти в России

REGIONAL FEATURES OF PRODUCTION AND REFINING OF OIL IN RUSSIA

Filimonova I.V.1,
Nemov V.Yu.1,
Provornaya I.V.1,
Mishenin M.V.1
1 Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS
Novosibirsk, 630090,
Russian Federation

Рассмотрены динамика и структура добычи нефти в России с дифференциацией по макрорегионам и федеральным округам за период с 2013 по 2019гг. Проанализированы основные причины роста или сокращения объема добычи и переработки нефти в добывающих регионах с характеристикой конкретных месторождений. Представлена краткая история и современное состояние недропользования в регионах добычи нефти. Отдельное внимание уделено анализу территориальной структуры нефтеперерабатывающей промышленности России. В заключении систематизированы ключевые характеристики новой парадигмы недропользования, обусловленной изменением в региональной структуре добычи и переработки нефти в России.

The dynamics and structure of oil production in Russia with differentiation by macroregions and federal districts for the period from 2013 to 2019 are considered. The main reasons for the growth or reduction in the volume of oil production and refining in the producing regions with characteristics of specific fields are analyzed. A brief history and current state of subsoil use in oil production regions is presented. Special attention is paid to the analysis of the territorial structure of the Russian oil refining industry. In the conclusion, the key characteristics of the new paradigm of subsoil use are systematized, due to the change in the regional structure of oil production and refining in Russia.

В 2019 г. добыча нефти и газового конденсата в России выросла на 5,3 млн т и составила 561,1 млн т. В прошлом году увеличение происходило как в традиционных центрах – на Севере Западной Сибири, на старых месторождениях в Поволжье, так и за счет освоения новых – Республики Саха (Якутия), шельфов Каспийского и Охотского морей. Лидерами среди регионов по приросту добычи нефти стали ЯНАО – за счет освоения арктических месторождений (Восточно-Мессояхское, Новопортовское) и Республика Саха (Якутия) – благодаря наращиванию добычи на Среднеботуобинском месторождении.
В регионах продолжился рост добычи «трудноизвлекаемой» нефти. Это стимулируется широким спектром налоговых льгот. Доля добычи нефти, налогооблагаемой с учетом льготных коэффициентов, по НДПИ в 2019 г. составила 55 %. Увеличивается вовлечение в разработку запасов «черного золота» на шельфе, в арктической зоне, из низкопроницаемых коллекторов, а также высоковязкой и битуминозной нефти. Продолжает сокращаться добыча из уникальных и крупных месторождений [1–4].
Смещение производств по добыче углеводородного сырья в малоосвоенные территории Восточной Сибири и Дальнего Востока и акватории шельфов Дальневосточного и Арктического бассейнов является одним из вызовов устойчивому развитию экономики страны, обозначенном в Стратегии пространственного развития Российской Федерации на период до 2025 г., утвержденной распоряжением Правительства РФ № 207-р от 13 февраля 2019 г. [2].
Вместе с тем комплексное формирование и развитие новых минерально-сырьевых центров будет способствовать достижению целей пространственного развития страны, в частности, сокращению уровня межрегиональной дифференциации в социально-экономическом развитии регионов, а также снижению внутрирегиональных социально-экономических различий.

СТРУКТУРА И ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ ПО РЕГИОНАМ РОССИИ
Промышленная нефтегазоносность установлена в 37 субъектах РФ. Добыча нефти в России сосредоточена в Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинциях (НГП). Ведется она также в Тимано-Печорской и Северо-Кавказской НГП. Высокими темпами идет широкомасштабное освоение запасов углеводородов Охотоморской и Лено-Тунгусской провинций. Всего добыча нефти осуществляется в 33 субъектах Российской Федерации.

Смещение производств по добыче углеводородного сырья в малоосвоенные территории Восточной Сибири и Дальнего Востока и акватории шельфов Дальневосточного и Арктического бассейнов является одним из вызовов устойчивому развитию экономики страны, обозначенном в Стратегии пространственного развития Российской Федерации на период до 2025 г.

Главный центр отечественной нефтяной промышленности – Западная Сибирь, где добывается 56,9 % нефти. Однако высокая степень выработанности и обводненности крупнейших базовых месторождений региона приводит к снижению его доли в региональной структуре добычи нефти.

В европейской части России с 2012 г. преодолен тренд на снижение нефтедобычи, осуществляется планомерное ее наращивание. Рост в традиционных старых районах нефтедобычи европейской части страны стал возможен во многом благодаря активному внедрению новых технологий на месторождениях с высокой степенью выработанности, обводненности и низким качеством нефтей, характеризующихся высокой вязкостью и содержанием серы. Несмотря на увеличение показателей, доля региона в общей структуре добычи нефти в России сокращается с 2017 г. и по итогам 2019 г. составила 29,5 %.

Промышленная нефтегазоносность установлена в 37 субъектах РФ. Добыча нефти в России сосредоточена в Западно–Сибирской и Волго–Уральской нефтегазоносных провинциях (НГП). Ведется она также в Тимано–Печорской и Северо–Кавказской НГП. Высокими темпами идет широкомасштабное освоение запасов углеводородов Охотоморской и Лено–Тунгусской провинций. Всего добыча нефти осуществляется в 33 субъектах Российской Федерации.


Благодаря реализации новых проектов наиболее динамично добыча растет на Дальнем Востоке и в Республике Саха (Якутия), в ЯНАО в составе Западной Сибири и на шельфе Каспийского моря в Европейской части России. Совокупный ее прирост в этих регионах составил 6,7 млн т.

Благодаря реализации новых проектов, наиболее динамично добыча растет на Дальнем Востоке и в Республике Саха (Якутия), в ЯНАО в составе Западной Сибири и на шельфе Каспийского моря в Европейской части России. Совокупный ее прирост в этих регионах составил 6,7 млн т. В то же время в других регионах Восточной Сибири добыча сократилась на 3 %, снижение произошло впервые с начала активного освоения запасов региона в 2008 г. (рис. 1).

В структуре добычи нефти по федеральным округам доминирует Уральский федеральный округ, в границах которого располагается часть Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В составе округа – крупнейшие регионы по объему добычи нефти (Ханты-Мансийский АО) и газового конденсата (Ямало-Ненецкий АО). В последние два года в округе происходит улучшение показателей благодаря стабильному росту добычи газового конденсата в ЯНАО и разработке новых нефтяных месторождений в ХМАО. В 2019 г. добыча жидких углеводородов в округе выросла на 3,1 млн т и составила 310,1 млн т. В региональной структуре доля региона выросла до 55,3 %.

Несмотря на высокую степень выработанности базовых месторождений, в Приволжском федеральном округе поддерживается высокий уровень добычи нефти за счет применения технологических и организационных новаций, разработки высоковязких и плотных, обводненных запасов нефти. Активное освоение мелких и мельчайших месторождений стало одним из приоритетных направлений региональной политики и из определяющих факторов в удержании добычи нефти в Приволжском федеральном округе.

Приволжский федеральный округ – второй по объему добываемой нефти. В пределах округа расположены традиционные регионы нефтедобычи, приуроченные к Волго-Уральской НГП. В 2019 г. добыча нефти в округе выросла на 1,6 млн т и составила 118,9 млн т. Ресурсная база региона характеризуется, прежде всего, мелкими месторождениями и трудноизвлекаемыми запасами нефти. Доля округа в структуре добычи составляет 21,2 %.
Сибирский федеральный округ – один из наиболее динамично развивающихся регионов нефтедобычи за последнее десятилетие. Месторождения региона обеспечивали большую часть прироста добычи нефти. Так, в период 2008–2018 гг. результаты там увеличились почти в 4 раза – с 14 до 53,1 млн т. Однако по итогам 2019 г. сократились до 1,9 млн т. Доля округа в структуре добычи нефти в прошлом году снизилась до 9,1 %.

Промышленная добыча нефти в Ненецком автономном округе (НАО) началась в 1988—1989 гг. на Харьягинском месторождении. Всего в НАО открыто 86 нефтяных месторождений — два крупных (Харьягинское и им. Р. Требса), с начальными извлекаемыми запасами более 100 млн т, четыре — с начальными извлекаемыми запасами 50–100 млн т, 17 месторождений— с запасами 15–50 млнт. Однако большинство относятся к группе мелких. В настоящее время на территории округа ведется разработка 48 месторождений. В 2019г. продолжился спор «ЛУКОЙЛа» и «Роснефти» относительно стоимости перевалки нефти в порту Варандей, куда поступает сырье с месторождений им. Требса и Титова. Это обстоятельство может косвенно влиять на низкие темпы освоения месторождения компанией «Башнефть–Полюс», выход которой на проектную мощность в 4 млн т был запланирован на 2020 г. Однако последние два года уровень добычи составляет около 1,1 млн т. Всего в 2019 г. добыча нефти в НАО составила 16 млн т нефти.


В 2019 г. Дальневосточный федеральный округ расположился на четвертом месте по объему добычи нефти, превзойдя по этому показателю Северо-Западный округ. По итогам года показатель вырос на
2,7 млн т и составил 34,1 млн т. Доля региона в структуре добычи выросла до 6,1%. Основной рост пришелся на Среднеботуобинское месторождение в Республике Саха (Якутия) и месторождения на шельфе Охотского моря [5–7].
Доля Северо-Западного федерального округа в структуре добычи по итогам 2019 г. составила 5,6 %, что на 0,1 % меньше, чем в предыдущем году. Объем добычи нефти сократился на 0,4 млн т и составил

31,2 млн т. Снижение связано с продолжающимся падением объемов добычи на месторождениях Ненецкого автономного округа (рис. 2).
Основой сырьевой базы в Северо-Западном федеральном округе (СЗФО) является Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, в пределах которой располагаются административные границы Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Помимо Тимано-Печорской провинции, добыча нефти также осуществляется в Калининградской области, включая шельф.

В 2019 г. добыча нефти в Сахалинской области (включая шельф) составила 19,8 млн т. Это на 0,5 млн т больше, чем в предыдущем году. На шельфе острова Сахалин добычу нефти и газа осуществляют операторы проектов «Сахалин–1» и «Сахалин–2» — Exxon Neftegas Limited и Sakhalin Energy, на суше – «Роснефть–Сахалин–Морнефтегаз», «Петросах» и ОГУП «Сахалинская нефтяная компания».
Наибольший рост произошел в рамках проекта «Сахалин–1». Это связано с изменениями технологических схем разработки месторождений Одопту и Аркутун–Даги в сторону увеличения уровня добычи. В 2019 г. прирост на месторождениях проекта «Сахалин–1» составил 1,4 млн т, суммарная добыча — более 12,9 млн т.


В 2019 г. добыча нефти в СЗФО составила 31,2 млнт, что на 0,4 млн т меньше, чем в предыдущем году. При этом в Ненецком автономном округе она сократилась на 0,5 млнт, в Калининградской области – на 30 тыс. т, а в Республике Коми добыча выросла на 0,2 млн т (рис. 3).
Развитие нефтедобычи в Республике Коми идет с 1920-х гг. Пик приходился на середину 1980-х гг., когда добывалось более 19 млн т нефти в год, однако в течение 10 лет результат сократился до 7 млн т. С середины 1990-х гг. и по настоящее время происходит восстановление показателей, что связано с интенсификацией добычи тяжелых и высоковязких нефтей. Крупнейшей нефтедобывающей компанией на территории республики является «ЛУКОЙЛ-Коми», которая добывает здесь около 12 млн т нефти. Крупнейшие проекты компании – развитие Денисовского участка и Ярегского месторождения. В 2019 г. завершен инвестиционный проект «Ярега-1», что позволит к 2021 г. нарастить объем добычи высоковязкой нефти на Ярегском месторождении до 3 млн т. Всего по итогам 2019 г. добыча нефти в Республике Коми составила 14,6 млн т.

Нефтегазовый комплекс является важнейшим элементом экономики страны и в долгосрочной перспективе сохранит свое определяющее значение при решении важных стратегических задач пространственного развития страны. В первую очередь, это касается строительства новой энергетической инфраструктуры. Она позволит обеспечить ускоренное социально–экономическое развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также преодолеть инфраструктурную отсталость ряда ресурсных регионов страны и сформировать новые производственные центры экономического роста.

Промышленная добыча нефти в Ненецком автономном округе (НАО) началась в 1988–1989 гг. на Харьягинском месторождении. Всего в НАО открыто 86 нефтяных месторождений – два крупных (Харьягинское и им. Р. Требса), с начальными извлекаемыми запасами более 100 млн т, четыре – с начальными извлекаемыми запасами 50–100 млн т, 17 месторождений – с запасами 15–50 млнт. Однако большинство относятся к группе мелких. В настоящее время на территории округа ведется разработка 48 месторождений. В 2019 г. продолжился спор «ЛУКОЙЛа» и «Роснефти» относительно стоимости перевалки нефти в порту Варандей, куда поступает сырье с месторождений им. Требса и Титова. Это обстоятельство может косвенно влиять на низкие темпы освоения месторождения компанией «Башнефть-Полюс», выход которой на проектную мощность в 4 млн т был запланирован на 2020 г. Однако последние два года уровень добычи составляет около 1,1 млн т. Всего в 2019 г. добыча нефти в НАО составила 16 млн т нефти.

В России функционируют 37 крупных НПЗ с объемами переработки более 1 млн т в год, а также мини НПЗ (МНПЗ). Суммарная мощность нефтеперерабатывающих заводов в стране оценивается на уровне 328 млн т нефти в год. Российская нефтеперерабатывающая промышленность по объему переработки является одной из крупнейших (уступает только США и Китаю), однако характеризуется относительно низкой глубиной переработки нефти. Тем не менее, усилия ВИНК и независимых компаний по модернизации и строительству современных НПЗ привели к существенному росту глубины переработки в период 2014–2019 гг. – с 72,3 до 82,8 %.

Приволжский федеральный округ (ПФО), располагающийся в основном в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, является традиционно одним из наиболее развитых нефтегазовых регионов России. Ресурсная база ПФО отличается высокой плотностью и вязкостью запасов нефти. Месторождения имеют высокую степень выработанности и обводненности.
Из 1581 месторождения относятся: к категории мельчайших – 951 (с запасами менее 1млнт); мелких – 423 (1–5 млн т); редних – 192 (5–30млнт); крупных – 15 (30– 300млнт). Текущие извлекаемые запасы составляют более 4,5 млрд т, при этом основная часть приходится на мелкие и мельчайшие месторождения. Перспективные ресурсы (категория D0) превышают 1,5 млрд т. Основная часть перспективных ресурсов сосредоточена в Саратовской (27,8 %) и Оренбургской (26,2 %) областях.
Несмотря на высокую степень выработанности базовых месторождений, в регионе поддерживается высокий уровень добычи нефти за счет применения технологических и организационных новаций, разработки высоковязких и плотных, обводненных запасов нефти. Активное освоение мелких и мельчайших месторождений стало одним из приоритетных направлений региональной политики и из определяющих факторов в удержании добычи нефти в регионе.
В период с 2000 по 2019 гг. добыча нефти в регионе выросла на 60 % – с 75 до 118,9 млн т. Более 98% приходится на шесть субъектов федерации (рис. 4).
В прошлом году наибольший прирост добычи был достигнут в Оренбургской области – 0,8 млн т. Компенсировать сокращение на старых месторождениях позволило увеличение добычи компанией «Сладковско Заречное», разрабатывающей Кошинское, Сладковско-Заречное и Ясно-Полянское месторождения. За год эта компания увеличила добычу на 0,7 млнт до уровня 1,8 млн т. В начале 2020 г. «Газпромнефть-Оренбург» сообщило об открытии Ягодного и Рощинского месторождений с геологическими запасами более 2 млн т. «Оренбургнефть» открыло Западно-Долговское месторождение с извлекаемыми запасами более 7 млн т. Благодаря развитой в регионе инфраструктуре разработка мелких и мельчайших месторождений является рентабельной, а начало их освоения возможно в короткие сроки.
Уральский федеральный округ. В его пределах располагаются базовые нефте- и газодобывающие регионы России – Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа. Суммарная добыча нефти и газового конденсата здесь в 2019 г. составила 310,1 млн т, что на 3,1 млн т больше уровня предыдущего года (рис. 5).
В 2018 г. в ХМАО впервые за 10 лет удалось остановить падение добычи нефти. Стабилизировать ситуацию позволило наращивание объемов эксплуатационного бурения. В 2019 г. объем бурения составил около 17 млн м3 в промышленную эксплуатацию введено 5 месторождений. Добыча нефти при этом незначительно сократилась и составила 236 млн т. Согласно прогнозу социально-экономического развития региона, среднегодовая добыча в период 2025–2030 гг. снизится до 203 млн т. В настоящее время в ХМАО добывается 42,1% российской нефти.
С 2011 г. продолжается уверенный рост добычи нефти и газового конденсата в ЯНАО. В прошлом году этот показатель в ЯНАО составил 61,5 млн т, что на 3,5 млнт выше предыдущего уровня и на 27 млн т больше, чем в 2010 г. Стабильный рост добычи газового конденсата в течение последних восьми лет обеспечивался широкомасштабным вовлечением в разработку валанжинских и ачимовских запасов природного газа. Прирост добычи нефти в 2019 г. обусловлен, прежде всего, увеличением добычи на Новопортовском месторождении на 0,6 млн т (оператор проекта ООО «Газпромнефть-Ямал») и Восточно-Мессояхском месторождении на 1 млн т («Мессояханефтегаз» – совместное предприятие «Газпром нефти» (оператор проекта) и «Роснефти»). По итогам года добыча на месторождениях составила соответственно 7,9 и 5,5 млн т. В 2019 г. «Газпром нефть» приступила к проектам освоения ачимовских нефтяных залежей Ямбургского (добыча с 2024 г.) и нефтяных оторочек Песцового и Ен-Яхинского (добыча с 2021г.) месторождений, в рамках проекта добыча составит до 10 млн т н.э. (нефтяного эквивалента).
На юге Тюменской области добыча по итогам 2018г. составила 12,5 млн т, что на 0,1 млн т меньше, чем в предыдущем году. Интенсификация добычи на юге региона пришлась на 2009 г. с началом промышленной добычи нефти на крупнейшем в регионе Усть-Тегусском месторождении.
Сибирский федеральный округ располагается на территории южных нефтедобывающих регионов Западной Сибири (Томская, Новосибирская, Омская области) [3,8], а также регионов Восточной Сибири (Красноярский край и Иркутская область). В нефтегазоносном плане федеральный округ включает южные территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ) и западные территории Лено-Тунгуского НГБ.
В 2019 г. добыча нефти в округе составила 51,3 млнт, что на 1,9 млн т меньше, чем в предыдущем году. Снижение произошло впервые с начала освоения новых центров нефтедобычи в Красноярском крае. Доля округа в региональной структуре добычи нефти сократилась до 9,1 %. Крупнейшие нефтедобывающие регионы в рамках округа – Красноярский край, Иркутская и Томская области, которые обеспечивают 99,5 % добычи в округе (рис. 6).
Наибольшее снижение добычи зафиксировано в Красноярском крае (0,7 млн т). Это обусловлено продолжающимся падением добычи на Ванкорском месторождении (в 2019 г. добыча сократилась на 2,1 млн т). Падение частично компенсируется за счет разработки месторождений Ванкорского кластера, а также Юрубчено-Тохомского месторождения. Знаковым событием является запуск в промышленную эксплуатацию уникального Куюмбинского месторождения, относящегося к Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления. В 2019 г. добыча на месторождении выросла на 0,5 млн т и составила более 0,9 млн т. Выход на проектный уровень в 10,8 млн т запланирован на 2029 г. В начале нынешнего года утвержден проект пробной эксплуатации Пайяхского нефтяного месторождения, которое должно стать частью более масштабного проекта, объединяющего месторождения Ванкорского кластера и месторождения на севере полуострова Таймыр.
В Иркутской области добыча нефти сократилась на 0,6 млн т и составила 17,9 млн т. Крупномасштабная промышленная добыча в Иркутской области началась с 2007 г. Это связано с вводом в эксплуатацию нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан». Однако в настоящее время добыча на некоторых месторождениях находится на падающей стадии. Так, в 2019 г. она сократилась на Верхнечонском месторождении на 0,4 млн т и составила 7,8 млн т, на Дульсиминском– на 0,2 млнт и составила 1,1 млн т. В то же время продолжился рост добычи компанией «ИНК-Запад», разрабатывающей Ичединское, Ярактинское, Большетирское месторождения. Так, в 2019 г. она составила 2,5 млн т, что на 0,2 млн т больше, чем в предыдущем году.
В Томской области замедлилось снижение добычи нефти, продолжающееся с 2012 г. По итогам 2019 г. добыча составила 9,1 млн т.
Дальневосточный федеральный округ. Добыча нефти здесь сосредоточена на территории Республики Саха (Якутия) и Сахалинской области (включая шельф). В нефтегазоносном плане федеральный округ включает восточные территории Лено-Тунгуской НГП.
В 2019 г. добыча нефти в Дальневосточном федеральном округе выросла на 2,7 млн т и превысила 34,1 млн т. При этом были достигнуты максимальные уровни по Сахалинской области и Республике Саха (Якутия). В региональной структуре добычи нефти доля Дальневосточного округа выросла до 6,1 % (рис. 7).
В 2019 г. добыча нефти в Сахалинской области (включая шельф) составила 19,8 млн т. Это на 0,5 млнт больше, чем в предыдущем году. На шельфе острова Сахалин добычу нефти и газа осуществляют операторы проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» – Exxon Neftegas Limited и Sakhalin Energy, на суше – «Роснефть-Сахалин-Морнефтегаз», «Петросах» и ОГУП «Сахалинская нефтяная компания».
Наибольший рост произошел в рамках проекта «Сахалин-1». Это связано с изменениями технологических схем разработки месторождений Одопту и Аркутун-Даги в сторону увеличения уровня добычи. В 2019 г. прирост на месторождениях проекта «Сахалин-1» составил 1,4 млн т, суммарная добыча – более 12,9 млн т. Компания «РН-Шельф-Дальний Восток», разрабатывающая лицензионный участок на Северной оконечности месторождения Чайво, сократила добычу с 0,7 млн т в 2018 г. до 0,5 млн т в 2019 г. Относительно 2017 г. показатель сократился в 2,9 раз. В рамках проекта «Сахалин-2» добыча нефти уменьшилась на 0,6 млн т и составила 4,9 млнт. В Республике Саха (Якутия) в 2019 г. она составила 14,3 млн т, что на 2,2 млн т больше, чем в предыдущем году. Рост добычи нефти обеспечило предприятие «Таас-Юрях Нефтедобыча», разрабатывающее Среднеботуобинское месторождение. По итогам года добыча на месторождении выросла на 1,1 млн т и достигла 4 млн т. Проектный уровень складывается в 5 млн т нефти в год. В 2019 г. запущены в промышленную эксплуатацию Восточные блоки Среднеботуобинского месторождения, разрабатываемые компанией «Роснефтегаз». По итогам года добыча составила 0,8 млн т (прирост 0,7 млн т). В перспективе она может вырасти до 1,5 млн т нефти, однако рост сдерживает пропускная способность подводящего нефтепровода.

НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ РОССИИ В РЕГИОНАЛЬНОМ РАЗРЕЗЕ
Нефтеперерабатывающая промышленность России– организационно высококонцентрированная и территориально диверсифицированная отрасль нефтегазового комплекса, обеспечивающая переработку около 50,8 % объема жидких углеводородов, добываемых в стране.
Объем первичной переработки нефти в стране в 2019г. сократился на 2 млн т и составил 285 млн т. При этом уровень загрузки установок по первичной переработке нефти сократился до 87 % (рис. 8).
В России функционируют 37 крупных НПЗ с объемами переработки более 1 млн т в год, а также мини НПЗ (МНПЗ). Суммарная мощность нефтеперерабатывающих заводов в стране оценивается на уровне 328 млн т нефти в год. Российская нефтеперерабатывающая промышленность по объему переработки является одной из крупнейших (уступает только США и Китаю), однако характеризуется относительно низкой глубиной переработки нефти. Тем не менее, усилия ВИНК и независимых компаний по модернизации и строительству современных НПЗ привели к существенному росту глубины переработки в период 2014–2019 гг. – с 72,3 до 82,8 %.
В региональной структуре первое место по объему первичной переработки нефти занимает Приволжский федеральный округ. На него приходится 36,4 % первичной переработки нефти в России. В 2019 г. объем переработки нефти вырос на 0,6 млн т и составил 101,7 млн т (рис. 9).
Наиболее крупные заводы в округе принадлежат компании «ЛУКОЙЛ» – это «Нижегороднефтеоргсинтез» и «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» мощностью 17 и 13,1 млн т соответственно. Значительные мощности в округе сосредоточены в Башкирской группе предприятий, а также на НПЗ в Самарской области (Новокуйбышевском, Куйбышевском и Сызранском заводах). В регионе также расположены наиболее «технологичные» заводы с глубиной переработки около 99 % (Марийский НПЗ, ТАНЕКО). Всего здесь функционирует 14 крупных НПЗ.
Второй регион по объему первичной переработки нефти – Южный федеральный округ. Территориально он наиболее приближен к экспортным рынкам нефтепродуктов [6]. В 2019 г. объем переработки нефти в округе снизился на 0,5 млн т и составил 45,5 млн т или 16,3 % от общего объема первичной переработки. В Южном ФО сосредоточено 8 крупных НПЗ. Наиболее крупный из них – Волгоградский НПЗ компании «ЛУКОЙЛ» с установленной мощностью 15,7 млн т нефти в год.
Центральный федеральный округ – третий по объему первичной переработки. На его долю приходится 14,6 % от общего объема переработки. В округе расположены три крупных НПЗ. Суммарный объем переработки этих заводов составил в 2019 г. 40,9 млн т, что на 0,8 млн т меньше, чем в предыдущем году. Снижение связано с проведением капитальных ремонтов технологических установок на НПЗ.
Четвертый регион по объему переработки нефти – Сибирский федеральный округ, на который приходится 14 % переработки нефти. В 2019 г. объем первичной переработки сократился на 0,9 млн т и составил 39,2 млнт. Наибольший вклад в снижение добычи внес Ачинский НПЗ (0,7 млн т). Всего в округе расположено четыре крупных НПЗ, в том числе крупнейший в России – Омский НПЗ.
В Северо-Западном федеральном округе перерабатывается 9,9 % российской нефти. В 2019 г. объем переработки нефти вырос на 0,7 млн т и составил 27,7 млнт. В округе расположен один из крупнейших российских НПЗ – «Киришинефтеоргсинтез» с объемом первичной переработки сырья – более 18 млн т нефти в год. Всего в округе работает три крупных НПЗ.
ВЫВОДЫ
Нефтегазовый комплекс является важнейшим элементом экономики страны и в долгосрочной перспективе сохранит свое определяющее значение при решении важных стратегических задач пространственного развития страны. В первую очередь, это касается строительства новой энергетической инфраструктуры. Она позволит обеспечить ускоренное социально-экономическое развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также преодолеть инфраструктурную отсталость ряда ресурсных регионов страны и сформировать новые производственные центры экономического роста.
Направления регионального развития добычи и переработки нефти в России обусловлены тенденциями, сложившимися в отрасли в последние десятилетия и характеризующие новую парадигму недропользования [9]:
1. Устойчивое ухудшение качественных и горно-геологических характеристик сырьевой базы, связанных с освоением шельфа Северного Ледовитого океана; слабоизученной Лено-Тунгусской НГП, глубокозалегающих юрских и ачимовских отложений на севере Западной Сибири, уникальных ресурсов нефти баженовской свиты; остаточных запасов уникальных и крупных месторождений, высоковязких нефтей, а также мелких и мельчайших месторождений Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинций.
2. Увеличение в структуре добычи жидких углеводородов доли газового конденсата, связанное с изменением географии добычи в газовой отрасли, активном освоении месторождений на севере Западной Сибири, разработке валанжинских и ачимовских залежей газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона и полуострова Ямал.
Главной задачей государства остается содействие инвестиционным процессам, происходящим в отрасли, создание дополнительных возможностей для ее участников, а также стимулирование устойчивого развития отрасли за счет решения приоритетных задач.
В качестве наиболее важных задач и механизмов государственного регулирования следует особо обозначить: стимулирование расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы с участием средств государственного бюджета; обеспечение стабильного налогового режима, не ухудшающего экономическое положение и не снижающего инвестиционные возможности отрасли; создание благоприятных условий и гарантий для реализации крупных инвестиционных проектов в ресурсных регионах, способных в будущем обеспечить значительный мультипликативный эффект; разработку и внедрение инновационных технологий, новых продуктов и материалов.

Литература

1. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Лившиц В.Р., Рыж-
кова С.В. Главные направления развития нефтяного комплекса России в первой половине XXI века // Вестник Российской академии наук. 2019. Т. 89. № 11. С. 1095–1104.
2. Конторович В.А., Конторович А.Э. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности шельфа Карского моря // Доклады Академии наук. 2019. Т. 489. № 3. С. 272–276.
3. Проворная И.В., Филимонова И.В., Немов В.Ю., Мишенин М.В., Комарова А.В. Современное состояние и перспективы развития нефтедобывающей и перерабатывающей промышленности Новосибирской области // Сибирская финансовая школа. 2019. № 1 (132). С. 3–9.
4. Филимонова И.В., Моисеев С.А., Немов В.Ю., Горде-
ева А.О. Современное состояние и перспективы развития нефтегазового комплекса Республики Саха (Якутии) // Маркшейдерия и недропользование. 2020. № 2 (106). С. 3–10.
5. Филимонова И.В., Немов В.Ю., Мишенин М.В., Проворная И.В. Нефтяная промышленность России: анализ итогов 2018 г. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2019. № 4 (167). С. 52–62.
6. Филимонова И.В., Проворная И.В., Немов В.Ю. Экспорт нефти и нефтепродуктов из России на фоне мировых тенденций // Транспорт: наука, техника, управление: научный информационный сборник. 2019. № 4. С. 12–20.
7. Филимонова И.В., Эдер Л.В., Немов В.Ю., Проворная И.В. Прогноз добычи нефти в регионах Восточной Сибири и Рес-
публике Саха (Якутия) // Бурение и нефть. 2019. № 7–8. С. 9–19.
8. Шарф И.В. Анализ результативности деятельности нефтедобывающих компаний на примере Томской области // Экономика региона. 2012. № 3 (31). С. 189–196.
9. Шарф И.В. Эволюция парадигмы воспроизводства ресурсной базы углеводородов // Журнал экономической теории. 2018. Т. 15. № 2. С. 325–334.

References

1. Kontorovich A.E., Burshteyn L.M., Livshits V.R., Ryzhkova S.V. Glavnyye napravleniya razvitiya neftyanogo kompleksa Rossii v pervoy polovine XXI veka [The main directions of development of the oil complex of Russia in the first half of the XXI centurу]. Vestnik Rossiyskoy akademii nauk [Bulletin of the Russian Academy of Sciences], 2019. Vol. 89, no. 11, pp. 1095–1104. (In Russian).
2. Kontorovich V.A., Kontorovich A.E. Geologicheskoye stroyeniye i perspektivy neftegazonosnosti shel’fa Karskogo morya [Geological structure and prospects of oil and gas content of the Kara Sea shelf]. Doklady Akademii nauk [Report of Academy of Sciences], 2019. Vol. 489, no. 3, pp. 272–276. (In Russian).
3. Provornaya I.V., Filimonova I.V., Nemov V.Yu., Mishenin M.V., Komarova A.V. Sovremennoye sostoyaniye i perspektivy razvitiya neftedobyvayushchey i pererabatyvayushchey promyshlennosti Novosibirskoy oblasti [The current state and development prospects of the oil-extracting and processing industry of the Novosibirsk region]. Sibirskaya finansovaya shkola [Siberian finansial scool], 2019, no. 1 (132), pp. 3–9. (In Russian).
4. Filimonova I.V., Moiseyev S.A., Nemov V.Yu., Gordeyeva A.O. Sovremennoye sostoyaniye i perspektivy razvitiya neftegazovogo kompleksa Respubliki Sakha (Yakutii) [Current state and development prospects of the oil and gas complex of the Republic of Sakha (Yakutia)]. Marksheyderiya i nedropol’zovaniye [Mine survey and subsoil use], 2020, no. 2 (106), pp. 3–10. (In Russian).
5. Filimonova I.V., Nemov V.Yu., Mishenin M.V., Provornaya I.V. Neftyanaya promyshlennost’ Rossii: analiz itogov 2018 g. [Russian oil industry: analysis of the results of 2018]. Mineral’nyye resursy Rossii. Ekonomika i upravleniye [Mineral resources of Russia. Economics and Management], 2019, no. 4 (167), pp. 52–62. (In Russian).
6. Filimonova I.V., Provornaya I.V., Nemov V.Yu. Eksport nefti i nefteproduktov iz Rossii na fone mirovykh tendentsiy [Export of oil and oil products from Russia against the background of global trends]. Transport: nauka, tekhnika, upravleniye: nauchnyy informatsionnyy sbornik [Transport: science, technology, management: scientific information collection], 2019, no. 4, pp. 12–20. (In Russian).
7. Filimonova I.V., Eder L.V., Nemov V.Yu., Provornaya I.V. Prognoz dobychi nefti v regionakh Vostochnoy Sibiri i Respublike Sakha (Yakutiya) [Forecast of oil production in the regions of Eastern Siberia and the Republic of Sakha (Yakutia)]. Bureniye i neft’ [Drilling and oil], 2019, no. 7–8, pp. 9–19. (In Russian).
8. Sharf I.V. Analiz rezul’tativnosti deyatel’nosti neftedobyvayushchikh kompaniy na primere Tomskoy oblasti [Analysis of the performance of oil companies on the example of the Tomsk region]. Ekonomika regiona [Еconomy of the region], 2012, no. 3(31),
pp. 189–196. (In Russian).
9. Sharf I.V. Evolyutsiya paradigmy vosproizvodstva resursnoy bazy uglevodorodov [Evolution of the paradigm of the hydrocarbon resource base reproduction]. Zhurnal ekonomicheskoy teorii [Russian Journal of Economic Theory], 2018. Vol. 15, no. 2, pp. 325–334. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Филимонова И.В.

    Филимонова И.В.

    Д.э.н., профессор

    Немов В.Ю.

    Немов В.Ю.

    научный сотрудник

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН

    Проворная И.В.

    Проворная И.В.

    к.э.н., научный сотрудник (Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН), старший преподаватель (Новосибирский государственный университет)

    Мишенин М.В.

    Мишенин М.В.

    к.э.н., научный сотрудник Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН

    Новосибирский государственный университет

    Просмотров статьи: 404

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru