1. Аналіз стану нафтової промисловості.

Частка Росії у світовому видобутку мінеральної сировини залишається високою істановить по нафті 11.6%, по газу - 28.1, вугілля - 12-14%. За обсягомрозвіданих запасів мінеральної сировини Росія займає провідне становище всвіті. При займаної території в 10% в надрах Росії зосереджено 12-13%світових запасів нафти, 35% - газу, 12% - вугілля. У структурі мінерально -сировинної бази країни більше 70% запасів припадає на ресурси паливно -енергетичного комплексу (нафта, газ, вугілля). Загальна вартість розвіданогой оціненого мінеральної сировини складає суму 28.5 трлн доларів, що напорядок перевершує вартість всієї приватизується нерухомості Росії.

Паливно-енергетичний комплекс є опорою вітчизняноїекономіки: частка ПЕК в загальному обсязі експорту в 1996 р. складе майже 40%
(25 млрд дол.) Близько 35% усіх доходів федерального бюджету на 1996 р.
(121 з 347 трлн руб.) Планується отримати за рахунок діяльностіпідприємств комплексу. Відчутна частка ПЕК в загальному обсязі товарної продукції,яку російські підприємства планують випустити у 1996 р. З 968 трлнруб. товарної продукції (у діючих цінах) частка підприємств ПЕК складемайже 270 трлн руб., або більше 27%. Видобуток нафти разом з газовимконденсатом в 1995 р. склала майже 307 млн т. У 1996 р. плануєтьсядобути трохи більш 301 млн т нафти. Перероблено буде близько 181 млн т,при цьому бензину, дизпалива та іншої продукції планується отримати майжена рівні 1995 Сприяти цьому повинна проходить реконструкція наросійських нафтопереробних заводах. ПЕК залишається найбільшимпромисловим комплексом, що здійснюють капітальні вкладення (більше 71 трлнруб. в 1995 р.) і що приваблює інвестиції (1.2 млрд дол тільки від
Світового банку за два останні роки) у підприємства всіх своїх галузей.
Нафтова промисловість Російської Федерації протягом тривалогоперіоду розвивалася екстенсивно. Це досягалося за рахунок відкриття та введення вексплуатацію в 50-70-х роках великих високопродуктивних родовищ в
Урало-Поволжя та Західного Сибіру, а також будівництвом нових ірозширенням діючих нафтопереробних заводів. Високапродуктивність родовищ дозволила з мінімальними питомимикапітальними вкладеннями і порівняно невеликими витратами матеріально -технічних ресурсів нарощувати видобуток нафти по 20-25 млн т в рік. Однакпри цьому розробка родовищ велася неприпустимо високими темпами (від 6до 12% відбору від початкових запасів), і всі ці роки в нафтовидобувнихрайонах серйозно відставали інфраструктура та житлово-побутове будівництво.
У 1988 р. в Росії було видобуто максимальну кількість нафти і газовогоконденсату - 568.3 млн т, або 91% загальносоюзного видобутку нафти. Надратериторії Росії і прилеглих акваторій морів містять близько 90%розвіданих запасів нафти всіх республік, що входили раніше до СРСР. У всьомуСвіт мінерально-сировинна база розвивається за схемою розширеннявідтворення. Тобто щорічно необхідно передавати промисловикам новихродовищ на 10-15% більше, ніж вони виробляють. Це необхідно дляпідтримки збалансованості структури виробництва, щоб промисловістьне відчувала сировинного голоду. У роки реформ гостро постало питанняінвестицій у геологорозвідку. На освоєння одного мільйона тонн нафтинеобхідні вкладення в розмірі від двох до п'яти мільйонів доларів США.
Причому ці кошти дадуть віддачу лише через 3-5 років. Тим часом длязаповнення падіння видобутку необхідно щорічно освоювати 250-300 млн тнафти. За минулі п'ять років розвідано 324 родовища нафти і газу,введено в експлуатацію 70-80 родовищ. На геологію в 1995 р. буловитрачено лише 0.35% ВВП (в колишньому СРСР ці витрати були в три рази вище).
На продукцію геологів - розвідані родовища - існує відкладенийпопит. Однак в 1995 р. геологічну службу все ж таки вдалося зупинитипадіння виробництва в своїй галузі. Обсяги глибокого розвідувального бурінняв 1995 р. зросли на 9% у порівнянні з 1994 р. З 5.6 трлн рублівфінансування 1.5 трлн рублів геологи отримували централізовано. На 1996бюджет Роскомнедраскладає 14 трлн рублів, з них 3 трлн - централізовані інвестиції. Целише чверть вкладень колишнього СРСР у геологію Росії.

Сировинна база Росії за умови формування відповіднихекономічних умов розвитку геоло-го-розвідувальних робіт може забезпечитина порівняно тривалий період рівні видобутку, необхідні длязадоволення потреб країни в нафті. Слід враховувати, що в
Російської Федерації після сімдесятих років не було відкрито жодноговеликого високопродуктивного родовища, а знову прирощувати запаси посвоїм кондицій різко погіршуються. Так, наприклад, за геологічними умовамисередній дебіт однієї нової свердловини в Тюменської області впав з 138 т у 1975р. до 10-12тв 1994 р., тобто більш ніж у 10 разів. Значно зросливитрати фінансових і матеріально-технічних ресурсів на створення 1 т новоїпотужності. Стан розробки великих високопродуктивних родовищхарактеризується виробленням запасів в обсягах 60-90% від початковихвидобутих запасів, що визначило природне падіння видобутку нафти.

У зв'язку з високою виработанностью великих високопродуктивнихродовищ якість запасів змінилося в гірший бік, що вимагаєзалучення значно більших фінансових і матеріально-технічнихресурсів для їх освоєння. Через скорочення фінансування неприпустимозменшилися обсяги геолого-хіба-дочних робіт, і як наслідок знизилисяприрости запасів нафти. Якщо в 1986-1990 рр.. по Західного Сибіру прирістзапасів становив 4.88 млрд т, то в 1991-1995 рр.. через зниження обсягіврозвідувального буріння цей приріст знизився майже вдвічі і становить 2.8 млрдт. В умовах, що для забезпечення потреб країни навіть нанайближчу перспективу потрібно прийняття державних заходів з нарощуваннясировинної оази.

Перехід до ринкових відносин диктує необхідність зміни підходівдо встановлення економічних умов для функціонування підприємств,відносяться до гірничодобувних галузях промисловості. У нафтовій галузі,характеризується не поновлюваних ресурсів коштовної мінеральної сировини
- Нафти, що існують економічні підходи виключають з розробкизначну частину запасів через неефективність їх освоєння за діючимиекономічним критеріям. Оцінки показують, що по окремих нафтовимкомпаніям з економічних причин не можуть бути залучені в господарськийоборот від 160 до 1057 млн т запасів нафти.

Нафтова промисловість, маючи значну обесч печінка балансовимизапасами, в останні роки погіршать ет свою роботу. У середньому падіння видобуткунафти на рік за чинним фонду оцінюється в 20%. З цієї причини,щоб зберегти досягнутий рівень видобутку нафти в Росії, необхідноввдіть нові потужності на 115-120 млн. т на рік, для чого потрібнопробурити 62 млн. м експлуатаційних свердловин, а фактично в 1991 р.пробурено 27.5 млн м, а в 1995 - 9.9 млн.м.

Відсутність коштів призвело до різкого скорочення обсягів промислового тагражданскоого будівництва, особливо в Західному Сибіру. Внаслідок цьоговідбулося зменшення робіт з облаштування нафтових родовищ,будівництва і реконструкції систем збору і транспорту нафти,будівництва житла, шкіл, лікарень та інших об'єктів, що стало однією зпричин напруженої соціальної обстановки в нафтовидобувних регіонах.
Програма будівництва об'єктів утилізації попутного газу була зірвана. Урезультаті в факелах спалюється щороку більше 10 млрд. м3 нафтового газу.
Через неможливість реконструкції нафтопровідних систем на промислахпостійно відбуваються численні пориви трубопроводів. Тільки в 1991 р.з цієї причини втрачено понад 1 млн т нафти і завдано великих втратнавколишньому середовищу. Скорочення замовлень на будівництво призвело до розпаду в
Західного Сибіру потужних будівельних організацій.

Однією з основних причин кризового стану нафтової промисловостіє також відсутність необхідного промислового устаткування і труб. Усередньому дефіцит у забезпеченні галузі матеріально-технічними ресурсамиперевищує 30%. За останні роки не створено жодної нової великоївиробничої одиниці з випуску нафтопромислового обладнання, більштого, багато заводів цього профілю скоротили виробництво, а що виділяютьсякоштів для валютних закупівель виявилося недостатньо.

Через погане матеріально-технічного забезпечення число що простоюютьексплуатаційних свердловин перевищило 25 тис. од., у тому числі наднормативноїпростоюють - 12 тис. од. За свердловинах, простойний наднормативної,щодоби втрачається близько 100 тис. т нафти.

Гострою проблемою для подальшого розвитку нафтової промисловостізалишається її слабка оснащеність високопродуктивної технікою іобладнанням для видобутку нафти і газу. До 1990 р. в галузі половинатехнічних засобів мала знос понад 50%, лише 14% машин і устаткуваннявідповідало світовому рівню, потреба з основних видів продукціїзадовольнялася в середньому на 40-80%. Такий стан із забезпеченням галузіобладнанням стало наслідком слабкого розвитку нафтового машинобудуваннякраїни. Імпортні поставки в загальному обсязі обладнання досягли 20%, а поокремими видами доходять і до 40%. Закупівля труб досягає 40 - 50%.

З розпадом Союзу ускладнилося становище з постачанням нафтопромисловогообладнання з республік СНД: Азербайджану, України, Грузії та Казахстану.
Будучи монопольними виробниками багатьох видів продукції, заводи цихреспублік роздували ціни та скорочували постачання устаткування. Тільки начастку Азербайджану в 1991 р. припадало близько 37% продукції, що випускається длянафтовиків продукції.

В результаті руйнування системи матеріально-технічного забезпечення,скорочення бюджетного фінансування і неможливості самофінансуваннябурових робіт нафтовидобувними об'єднаннями з-за низької ціни на нафту інестримно зростаючих цін на матеріально-технічні ресурси почалосяскорочення обсягів бурових робіт. З року в рік скорочується створення новихнафтовидобувних потужностей і відбувається різке падіння видобутку нафти.

Значний резерв скорочення обсягу бурових робіт - підвищення дебітунових свердловин за рахунок вдосконалення розтину нафтових пластів. У цихцілях необхідно кратне збільшення буріння горизонтальних свердловин, що даютьзбільшення дебіту проти стандартних свердловин до 10 і більше разів. Рішенняпитань якісного розкриття пластів дозволить підвищити початковийдебіт свердловин на 15-25%.

У зв'язку із систематичною недопоставки в останні рокинафтогазовидобувним підприємствам матеріально-технічних ресурсів дляпідтримки фонду в працездатному стані використання його різкопогіршився. Особливо інтенсивно зростав непрацюючий фонд у 1989 р. - на
2.1, в 1990 р. - 6.7, 1991 р. - 5.9, 1992 р. - 7.4 тис. свердловин. Непрямоюпричиною зростання непрацюючого фонду свердловин є також низька якістьобладнання, яке постачається вітчизняними заводами, що веде доневиправданого зростання обсягів ремонтних робіт.

Таким чином, нафтова промисловість Росії до 1992 р. вже вступила вкризовий стан незважаючи на те, що вона мала у своєму розпорядженні достатніпромисловими запасами нафти і великими потенційними ресурсами. Однак заперіод з 1988 по 1995 рр.. рівень видобутку нафти знизився на 46.3%.
Переробка нафти в Російській Федерації зосереджена в основному на 28нафтопереробних заводах (НПЗ): на 14 підприємствах обсяг переробкинафти перевищував 10 млн т на рік і на них перероблялося 74.5% всього обсягунадходить нафти, на 6 підприємствах обсяг переробки становив від 6 до 10млн тв рік, і на решту 8 заводах - менше 6 млн т на рік (мінімальнийобсяг переробки 3.6 млн т на рік, максимальний - близько 25 млн т на рік).

Потужності окремих НПЗ РФ за обсягами сировини, що переробляється, структураїх виробничих фондів істотно відрізняються від зарубіжнихнафтопереробних підприємств. Так, основна частка нафти у СШАпереробляється на НПЗ потужністю 4-12 млн т/рік, в Західній Європі - 3-7млн т на рік. У табл. 1 наведені показники виробництва основнихнафтопродуктів в РФ і розвинених капіталістичних країнах.

| Країна | Обсяг виробництва |
| розтину | |
| нафтових | |
| пластів. В | |
| цією метою | |
| необхідно | |
| кратне | |
| | Ьенз | Диз. | Маз | Мастильно | Ьіту | Кокс |
| | Ин | палив | ут | ті | ми | |
| | | Иво | | масла | | |
| Росія | 45.5 | 71.4 | 96. | 4.7 | 8.1 | 0.99 |
| | | | 8 | | | |
| США | 300. | 145. | 58. | 9.0 | 26.2 | 36.2 |
| | 2 | 4 | 4 | | | |
| Японія | 28.7 | 44.6 | 38. | 2.0 | 5.8 | 0.4 |
| | | | 8 | | | |
| Німеччина | 20.2 | 33.7 | 9.0 | 1.4 | 2.7 | 1.4 |
| Франція | 15.6 | 27.7 | 12. | 1.7 | 2.8 | 0.9 |
| | | | 5 | | | |
| Великобр | 27.2 | 25.4 | 16. | 0.9 | 2.1 | 1.5 |
| анія | | | 5 | | | |
| Італія | 15.9 | 26.2 | 24. | 1.1 | 2.4 | 0.8 |
| | | | 8 | | | |

Табл.1

У структурі виробництва і споживання РФ значно більшу питомувагу займають важкі залишкові нафтопродукти. Вихід світлих близький до їхпотенційному змісту в нафти (48-49%), що вказує на низькувикористання вторинних процесів глибокої переробки нафти в структурівітчизняної нафтопереробки. Середня глибина переробки нафти
(відношення світлих нафтопродуктів до обсягу переробки нафти) становитьблизько 62 - 63%. Для порівняння, глибина переробки на НПЗ промисловорозвинених країн складає 75-80% (у США - близько 90%) З початку 90-х років вумовах відносно стабільного попиту на світлі нафтопродуктиспостерігалося зниження рівня завантаження по більшості процесів. Подальшепадіння цього показника і, як наслідок, глибина переробки, що досягламінімуму в 1994 р. (61.3%), викликана зниженням споживання моторного паливав умовах поглиблення спаду промислового виробництва в Росії вцілому. На вітчизняних заводах недостатньо розвинені процеси гідроочищеннядистилятів, відсутня Гідроочищення нафтових залишків. НПЗ євеликими джерелами забруднення навколишнього середовища: сумарні викидишкідливих речовин (діоксиду сірки, окису вуглецю, оксидів азоту, сірководнюта ін) в 1990 р. склали 4.5 кг на тонну переробленої нафти.

Порівнюючи потужності поглиблюються і облагороджує процесів напідприємствах Російської Федерації з аналогічними даними по закордоннихкраїнах, можна відзначити, що питома вага потужностей каталітичногокрекінгу в 3 рази менше, ніж у ФРН, у 6 разів менше, ніж в Англії, і в 8разів нижче в порівнянні з США. До цих пір практично не використовується один зпрогресивних процесів - гідрокрекінг вакуумного газойля. Така структуравсе менше відповідає потребам національного ринку, оскількиприводить, як вже зазначалося, до надмірного виробництва мазуту придефіцит високоякісних моторних палив.

Згаданий вище спад продуктивності праці головного та вторинних процесівлише частково є наслідком зниження поставок нафти нанафтопереробні підприємства і платоспроможного попиту споживачів,а також великий зношеності технологічного обладнання. З понад 600основних технологічних установок вітчизняних НПЗ тільки 5.2% (у 1991р. - 8.9%) мають термін експлуатації менше 10 років. Переважна ж більшість
(67.8%) введено в дію більше 25 років тому і потребує заміни. Станустановок первинної перегонки в Російській Федерації в цілому найбільшнезадовільний. Процеси характеризуються підвищеною енергоємністю:витрата енергоресурсів в середньому по РФ на підприємствах нафтопереробкистановить 0.13-0.15 т ум. палива/т нафти, що майже вдвічі вище, ніж нанових НПЗ і 2.5-3 рази вище показників зарубіжних заводів. Недостатняутилізація побічних продуктів переробки.

Прямим наслідком незадовільного стану основних фондівнафтопереробної промисловості є висока собівартість інизька якість товарних нафтопродуктів. Так, не піддається гідрообессе -ріванію мазут має низький попит на світовому ринку і використовується лише вЯк сировина для виробництва світлих нафтопродуктів.

Жорсткість у 80-х роках в більшості промислово розвинених країнурядового контролю за станом навколишнього середовища привело дозначної зміни техніко-технологічної структури зарубіжних НПЗ.
Нові стандарти якості моторного палива (так званих "ре -формульовані "моторних палив) передбачають:

- для бензинів - значне зниження вмісту ароматичних
(бензолу до 1%) і олефінових вуглеводнів, сірчистих з'єднань,показника летючості, обов'язкове додавання кисневмісних сполук
(до 20 %);

- для дизельних палив - зниження вмісту ароматічес?? їхвуглеводнів до 20-10% і сірчистих з'єднань до 0,1-0,02%.

У 1992 р. частка неетилованих бензинів у загальному виробництві бензинів у
США перевищила 90%, у Німеччині - 70%. Японія виробляла тількинеетилированні бензини.

На вітчизняних НПЗ триває виробництво етилованого бензину.
Частка неетилованих бензинів у загальному обсязі виробництва автобензинів в
1991 склала 27.8%. Питома вага їх виробництва практично незбільшувався протягом останніх років і склав в даний час близько
45%. Основна причина полягає у відсутності фінансових коштів намодернізацію та будівництво установок, які виробляють високооктановікомпоненти, а також потужностей з виробництва каталізаторів. Напідприємствах Росії в основному виробляли автобензин А-76, що не відповідаєсучасним вимогам розвитку двігателестрое-ня. Трохи кращестан виробництва дизельного палива як експортноспособного продукту.
Частка малосірчисту палива з вмістом сірки до 0.2% у 1991 р. склала
63.8%, в 1995р. - До 76%.

У 1990-1994 рр.. швидкими темпами скорочувалися виробництво і асортиментмастил. Якщо в 1991 р. загальний обсяг виробництва мастил склав
4684.7 тис. т, то в 1994 р. - 2127.6 тис. т. Найбільше скороченнявиробництва мастил мало місце на грозненські (в даний часпровадження закрито), Ярославському, Новокуйбишевськ, Орському, Пермському і
Омському НПЗ.

Особлива роль у розвитку нафтогазового комплексу належить системінафтопродуктозабезпечення. Значимість трубопровідного транспорту дляфункціонування нафтового комплексу визначена Указом Президента РФ від 7жовтня 1992 р., відповідно до якого держава зберегла за собоюконтроль над акціонерною компанією "Транснефть". На території Російської
Федерації експлуатуються 49.6 тис. км магістральних нафтопроводів, 13264тис.куб.м ре-зервуарних ємностей, 404 нафтоперегонні станції. УНині гострою проблемою є підтримка діючої системимагістральних нафтопроводів у працездатному стані.

нафтопровідної системи формувалася в основному в 1960-1970 рр.. ввідповідно до зростання обсягів видобутку нафти. Строки експлуатації їх доситьнезначні - 45% нафтопроводів мають вік до 20 років, 29%-від 20 до 30років. Понад 30 років експлуатується 25.3% нафтопроводів. Подальша їхексплуатація в умовах підвищеного зносу вимагає значних зусиль зпідтримання їх в працездатному стані. З огляду на різке скорочення попитуна російському ринку і ринках країн СНД потреби в транспортуванні нафтиі нафтопродуктів у межах території Росії і ближнього зарубіжжя заперіод 1991-1994 рр.. різко знизилися, внаслідок чого завантаження окремихтрубопроводів зменшилася в 1.12-2.8 рази. В результаті значна частинанафтопроводів, у тому числі нафтопровід "Дружба", працюють не в повномурежимі, що викликає підвищену корозію внутрішньої поверхні, зниження
К. ПД і надійної роботи насосних агрегатів. У той же час помітнозбільшилася навантаження (на 15-28%) на транспортних артерій, по якихздійснюються поставки нафти та нафтопродуктів у далеке зарубіжжя.

Скорочення платоспроможного попиту споживачів також призводить дозатоварювання нафтою всієї системи магістральних нафтопроводів ірезервуарів, що ставить під загрозу її керованість. За оцінкамифахівців, при накопиченні в системі більше 5.8 млн т нафти, як це булов першій половині 1994 р., раціональне регулювання потоків стаєнеможливим.

Одним з основних лімітують факторів, що негативно впливають на розвитокекспорту російської нафти морським транспортом, є пропускназдатність експортних трубопроводів і явно недостатня потужність морськихнафтових терміналів. , Що залишилися, у Росії після розпаду СРСР чотири порти зтерміналами - Новоросійськ, Туапсе, Знахідка і Владивосток здатнівідвантажити не більше 40 млн т нафти на рік. Ще близько 20 млн т російськоїнафти експортується через український порт Одеса і латвійський Вента-пилі.

Іншою проблемою є транспортування високо-сірчистої нафти. Уколишньому СРСР ця нафта перероблялася в основному на Кременчуцькому НПЗ.

Стримує розвиток нафтового ринку відсутність до теперішнього часуєдиної системи взаємних розрахунків за зміну якості нафти в процесітранспортування. Це пов'язано з тим, що основні нафтопроводи мали великідіаметри і призначалися для транспортування значних обсягів нафтина далекі відстані, що свідомо зумовлювало перекачування нафт всуміші. За деякими оцінками, щорічні, тільки по ВАТ "ЛУКОИЛ", втрати відпогіршення споживчих властивостей нафти і нееквівалентногоперерозподілу вартості нафти між виробниками досягають мінімум
60-80 млрд руб.

До початку 90-х років система нефтепродуктообеспече-ня (НПРО) складаласясебе 1224 нафтобази, 496 філій нафтобаз, 9893 стаціонарних та пересувнихавтозаправних станцій, систему резервуарів сумарною місткістю близько 28мільйонів кубометрів. Споживчий товарообіг галузі становив близько
320 млн т нафтопродуктів. Система нафтопродуктозабезпечення входила до
Госкомнеф-тепродукт і складалася з 52 територіальних управлінь. Із загальноїкількості нафтобаз 5.7% складали перевалочні, 76.4% - залізничні,
14.2% - водні і 3.9% - глибинні розподільні нафтобази. До числанайбільш великих нафтобаз системи НПРО відносяться Астраханська нафтобаза №
3, Архангельська, Туапсинському, Находкінському, Волгоградська, Узбецька,
Махачкалінська, Усть-Кутська, Ярославська. Сумарна ємність резервуарногопарку кожної з цих нафтобаз перевищує 100000 кубометрів.

Цей же період характеризувався інтенсивним зростанням трубопровідноготранспорту нафтопродуктів, протяжність якого в однониткової численнідо початку дев'яностих років становила 15472.9 км магістральнихтрубопроводів, і з відводами від них до нафтобаз обший протяжністю 5051.9км. Найбільшими інженерними спорудами системи НПРО ємагістральні трубопровідні комунікації Південно-Західного і Уральськогонапрямків, сумарний обсяг перекачування по яких становив понад 80%обсягу перекачування по трубопроводах.

НПРО країни включає в себе і нефтепродуктообеспечі-БЕЗПЕЧУЮТЬ структурицілого ряду галузей, до числа яких належать перш за все транспортнісистеми: залізничного та автомобільного транспорту, сільського господарства.
До кінця 80-х років підприємства авіації забезпечувалися нафтопродуктамиспеціальним структурним підрозділом - службами ПММ. Служба міжфедеральними та регіональними органами виконавчої влади в частинірозвитку конкурентоспроможності підприємств та організацій ПЕК.

цивільної авіації інтегрувала діяльність складів ПММ на 220підприємствах цивільної авіації, з яких 77 великих підприємств малипо два і більше складу ПММ. Доставка палива на ці склади проводиласявсіма видами транспорту (більша частина залізничним - до 70%, а такожавтомобільним, водним, трубопровідним). Автомобільний транспорт в основномувикористовувався для внутрішніх перевезень.

У структуру служби ПММ входили АЗС, що знаходяться на території складу
ПММ, які характеризувалися річним обсягом витрати палива від 5 до 20тис. т на рік.

Паливне господарство МПС складалося з 950 складів (220 складів длядизельного палива, інші, головним чином, для твердого палива).
Кількість резервуарів для рідкого палива становило 6.5 тис. шт.сумарною місткістю більше 5 млн кубометрів.

Основними об'єктами нефтепродуктораспределе-ня на автомобільномутранспорті є АЗС (стаціонарні та пересувні) та роздатковікомплекси маслохозяйства автотранспортних підприємств.

Починаючи з 1990 р. швидкими темпами відбувається трансформація системи
НПРО. У цей період єдина система Держ-комнефтепродукта РСФСР булареорганізовано спочатку в концерн "Роснефтепродукт", структурні елементиякого, у свою чергу, перетворені в підрозділи державногопідприємства "Роснефть" (Главнефтепродукт), акціонерних компаній "ЛУКОЙЛ",
"ЮКОС", "Сургутнефте-газ", "СИДАНКО", "Транснефть" і "Транснафтопродукт"
(усього 77 нафтозбутової підприємств). Главнефтепродукт інтегруєдіяльність залишків структури концерну "Рос-нафтопродукт", з якоївиключені всі магістральні нафтопродуктопроводи, кількість нафтобаззнижено до 864, а ємність резервуарного парку - на величину близько 4.25 млнкуб.м. Таким чином, роль централізованого постачання нафтопродуктаминеухильно знижувалася. У 1994 р. в порівнянні з 1993 р. обсяги поставокавтомобільного бензину через централізовану систему скоротилися з 75 до
66%, дизельного палива з 60 до 45%, мазуту з 40 до 14%.

що складається система НПРО практично в повному обсязі задовольняєплатоспроможний попит. Періодично виникають збої в постачанні окремихвидів палива викликані такими причинами, як прагненням місцевої владистримувати зростання цін, не рахуючись з реальним становищем на ринкунафтопродуктів, підвищенням заводських цін і ін

Все більший вплив на формування ринку нафтопродуктів роблятьтранспортні витрати. Підвищення залізничних тарифів на перевезенняналивних вантажів по залізниці на відстань понад 3 тис. км зробилонерентабельною транспортування нафтопродуктів навіть при найвигіднішихумовах їх придбання на НПЗ.

Управління нафтової і газової промисловістю в СРСР здійснювалосячерез систему групи міністерств - Міністерства геології СРСР, Міністерстванафтової промисловості, Міністерства газової промисловості, Міністерстванафтопереробної та нафтохімічної промисловості СРСР, а також
Головного управління по транспорту, зберігання та розподілу нафти інафтопродуктівпри Раді Міністрів Української РСР (Главнефтеснаб РРФСР) і Главнефтеснабов союзнихреспублік. Велику роль в забезпеченні розвитку галузей відігравало Міністерствобудівництва підприємств нафтової і газової промисловості.

Керівництво нафтовидобувної промисловістю здійснювало загальносоюзне
Міністерство нафтової промисловості. Воно об'єднувало геологорозвідувальні,бурові, нафтогазовидобувні підприємства, підприємства з переробкипопутного газу, організації з транспорту нафти магістральниминафтопроводами, науково-дослідні і проектні інститути та мав у своєму розпорядженнімеханоремонтни-ми заводами, транспортними підприємствами та іншими підсобно -допоміжними підприємствами і організаціями.

У віданні Міністерства нафтопереробної та нафтохімічноїпромисловості СРСР (Міннефтехімп-ром СРСР) знаходилися підприємства попереробки нафти та виробництва нафтопродуктів, продуктів основногоорганічного синтезу (синтетичні спирти, фенол, ацетон, мийні засобита ін), синтетичного каучуку, підприємства технічного вуглецю ірезіноасбестових виробів, науково-дослідні і проектні інститути тадопоміжні підприємства та організації.

Міністерство газової промисловості (Мингазпром, з 1989 р.державний концерн "Газпром") об'єднувало підприємства з видобутку газу ігазового конденсату, переробки газу, пошуків газових родовищ,буріння газових свердловин, з виробництва газової апаратури, науково -дослідні і проектні інститути, допоміжні підприємства іорганізації.

Главнефтеснаб РРФСР і Главнефтеснаби союзних республік здійснювалипланування, оперативне керівництво і розвиток об'єктів системинафтопостачання (постачання нафтопродуктами, експортні поставки і т.п.).

Нафтова і газова промисловість зосереджені в ряді економічнихрайонів країни. Найважливіші підприємства цих галузей діють в Західній
Сибіру, Урало-По-волжье, на Північному Кавказі і Тимано-Печорі, а також у тихреспубліках колишнього союзної держави, які в даний час сталисуверенними - Україні, Закавказзі, Казахстані та Середній Азії. Керівництвопідприємствами нафтовидобувної, нафтопереробної, нафтохімічної тагазової промисловості в цих районах здійснювалося переважновиробничо-територіальними об'єднаннями.

Основними ланками в нафтовій і газовій промисловості булигеологопоісковая контора, нефтегазодо-що буває управління, управліннябурових робіт, нафтопереробний завод і т.п.

Величезне значення для реалізації господарської самостійностіпідприємств мав Закон СРСР про державне підприємство (об'єднання),який був введений в дію з 1 січня 1988 р., за якою вониставали багато в чому самостійними і відповідальними суб'єктамиекономіки.

Наприкінці 80-х років виникла ситуація, коли однобічна залежністьгалузі від підприємств машинобудівного комплексу посилювалася, і вирішуватипроблеми технічного переозброєння та матеріально-технічного постачаннянафтової промисловості без розвитку власної бази машинобудування сталонеможливо. У 1999 р. нафтогазової галузі було передано 1 1машинобудівних заводів Мінтяжмаша СРСР. На базі 23 машинобудівнихпідприємств галузі та 9 заводів колишнього Мінхіммаша СРСР був створениймашинобудівний концерн "Нефтегазмаш" з обсягом випуску продукції понад
600 млн руб. на рік. Головним завданням концерну було забезпеченнянефтегазодоби-БЕЗПЕЧУЮТЬ і бурових підприємств запасними частинами, інструментомі найважливішими видами нафтопромислового і бурового обладнання. Однакпотреби галузі в продукції машинобудування за рахунок власноговиробництва задовольнялися лише на 25%.

Крім концерну "Нефтегазмаш", у 1989 р. була створена асоціація
"Нефтегазгеофізіка", покликана підвищити ефективність геофізичних робіт.

До кінця 80-х років вся практика господарювання підводила до того, щонеобхідна радикальна перебудова видобувного комплексу, перетвореннямонопродуктовой галузі в конкурентоспроможну галузь по всьому спектрупродукції - від сировини до продуктів глибокої переробки та збуту продукції.

2 Особливості та основні тенденції діяльності нафтової промисловості.

Нафтова промисловість України в даний час являє собоюсуперечливе поєднання створених величезних потужностей з видобутку іневідповідних їм низьких рівнів відборів нафти. За загальним обсягомвиробництва окремих видів палива країна займає перше або лідируючемісце у світі. Однак реальність роботи галузей ПЕК Росії полягає взниження видобутку паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР). Така тенденціяспостерігається з 1988 р. У 1995 р. темпи зниження обсягів видобутку кільказменшилися, що може стати початком етапу подальшої стабілізації.

Виробничий потенціал нафтової промисловості на початкувісімдесятих років був значно підірваний установкою на прискоренурозробку нафтових родовищ і збільшення експортних поставок.
Експорт нафти в той час в істотній мірі визначав можливостізалучення зовнішньоекономічних джерел для підтримки інвестиційноїактивності, нарощування товарообігу і фінансування державнихвитрат. Він став одним з головних засобів згладжування наслідківструктурних диспропорцій в народному господарстві.

Проте вкладення в нафтовидобуток направлялися в основному на екстенсивнерозвиток галузі, тому збільшення інвестицій поєднувалося з відносноневисокою віддачею пластів і великими втратами попутного газу. У результатінафтова галузь пережила ряд великих спадів обсягів виробництва (1985,
1989, 1990 роки), останній з них триває до теперішнього часу.

Особливістю діяльності нафтової промисловості є їїорієнтація на пріоритети енергетичної стратегії Росії. Енергетичнастратегія Росії - прогноз можливих рішень енергетичних проблем вкраїні в короткостроковому (2-3 роки), середньо-(до 2000 р.) та довгострокову (до
2010 р.) плані, а також у сфері енерговиробництва, енергоспоживання,енергопостачання та взаємовідносин з світовим енергетичним господарством. Уданий час вищим пріоритетом енергетичної стратегії Росії єпідвищення ефективного енергоспоживання та енергозбереження. Енергоємність товарної продукції в Росії в 2 рази вище, ніж у США і в три рази вище,ніж у Європі. Спад виробництва в 1992-1995 рр.. не "привів до зниженняенергоємності, а навіть підвищив її.

Енергозбереження дозволить запобігти цю небажану тенденцію, атакож знизити до 2000 р. шкідливі викиди в атмосферу. Зекономленіенергоресурси можуть стати основним джерелом стабілізації експорту ПЕР.

Існуючий стан нафтового комплексу оцінюється ка?? кризовий,перш за все з точки зору падіння видобутку нафти. Рівень видобутку нафти в
Росії в 1995 р. відповідає показникам середини сімдесятих років.
Видобуток нафти в 1995 р. скоротився на 3.4% в порівнянні з 1994 р. Причинамиспаду є погіршення сировинної бази, знос основних фондів, розривєдиного економічного простору, жорстка фінансова політикауряду, зниження купівельної спроможності населення, інвестиційнийкриза. Вибуття виробничих потужностей в 3 рази перевищує введення нових.
Зростає кількість недіючих свердловин, до кінця 1994 р. у середньому 30%експлуатаційного фонду свердловин діяло. Тільки 10% нафти видобуваєтьсяпередовими технологіями.

На нафтопереробних заводах Росії знос основних фондів перевищує
80%, а завантаження потужностей на НПЗ складає менше 60%. При цьому валютнавиручка від експорту нафти зростає, що досягається випереджаючим зростаннямфізичних обсягів експорту.

Незважаючи на заходи, що вживаються урядом Росії, спрямовані напідтримку нафтопереробного сектора - розробка федеральної цільовоїпрограми "Паливо та енергія", постанову "Про заходи щодо фінансуванняреконструкції та модернізації підприємств нафтопереробноїпромисловості Росії ", поточний стан справ на всіх нафтопереробнихзаводах складне. Проте песимізм перехідного періоду в найближчому майбутньомуповинен змінитися оптимізмом початку економічного підйому. Після очікуваногов 1997 р. закінчення періоду економічного спаду слід очікуватипостійного нарощування темпів росту протягом декількох наступних років,що зміниться більш помірним зростанням після 2000 р.

Основна мета програми модернізації вітчизняногонафтопереробного комплексу - пристосування продукції до вимогринку, зменшення забруднення навколишнього середовища, скороченняенергоспоживання, зменшення виробництва мазуту, вивільнення нафти дляекспорту та збільшення вивозу високоякісних нафтопродуктів.

Фінансові ресурси для інвестування проектів модернізації обмежені,тому найважливішим завданням є виділення пріоритетних проектів з числапропонованих. При відборі проектів враховуються оцінки можливих регіональнихринків збуту, потенційного регіонального виробництва, балансу попиту тапропозиції на регіональному рівні. Найбільш перспективними по областяхвважаються Центральний регіон, Західний Сибір, Далекий Схід і
Калінінград. До среднеперспектівним відносять Північно-Захід, Волго-В'ятськийрайон, Центрально-Чорноземної область, Північний Кавказ і Східний Сибір.
До найменш перспективним відносяться північні регіони, Волга і Урал.

Проекти модернізації нафтопереробних заводів у регіональномурозрізі аналізуються з урахуванням певних ризиків. Ризики пов'язані зобсягами переробляється сировини і продукції на продаж - наявність ринківзбуту. Комерційні та трансакційні ризики визначаються наявністю у заводутранспортних засобів для здійснення постачань сировини і відвантаженняпереробленої