Нефтяной бизнес в России: модели управления и прогнозы на будущее.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1 История и тенденции развития нефтяного бизнеса в России
1.1 Нефтяная отрасль и методы управления нефтяными компаниями в СССР
1.2 Нефтяная отрасль и методы управления в компаниях в период реформирования
2 Современное состояние нефтяного бизнеса в России
2.1 Тенденции развития нефтяной отрасли
2.2 Государственное регулирование нефтяных компаний
3 Разработка предложений по повышению эффективности государственного регулирования нефтяного сектора
Заключение
Список использованной литературы

Вариант 3 «Кризисный» 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Добыча нефти, млн. т / год 348,1 379,6 421,3 458,8 470,0 480,5 491,3 488 470,0 443,0 423,0 411,0 407,0 404,0 400,0 Изменение добычи нефти, млн. т/год +24,9 +31,5 +41,7 +37,5 +11,2 +10,5 +10,8 -3,3 -18 -27 -20 -12 -4 -3 -4 То же, % +7,7 +9,0 +11,0 +8,9 +2,4 +2,2 +2,2 -0,7 -3,7 -5,7 -4,5 -2,8 -1,0 -0,7 -1,0
в дальнейшем, в связи с восстановлением объемов эксплуатационного бурения, падение годовых уровней добычи нефти значительно уменьшится (до ~ 1% – в 2015 г.).
При резком снижении из-за кризиса объемов эксплуатационного бурения – до 8 млн. м в 2009 – 1010 гг. добыча нефти по сравнению с гипотетическим вариантом 1 («Если бы не было кризиса») снизится по годам на следующие величины:
2009 г. – на 15 млн. тонн (-3,1 %)
2010 г. – на 36 млн. тонн (-7,5 %)
2011 г. – на 50 млн. тонн (-10,6 %)
2012 г. – на 58 млн. тонн (-12,4 %)
2013 г. – на 44 млн. тонн (-9,8 %)
2014 г. – на 41 млн. тонн (-9,2 %)
2015 г. – на 40 млн. тонн (-9,1 %)
В сумме за 2009 – 2015 гг. – на 284 млн. тонн (-8,8 %).
Из-за значительной инерционности процесса разработки месторождений углеводородного сырья в стране основные потери в добыче нефти (50 – 58 млн. т/год), из-за влияния кризиса проявятся позднее – в 2011 – 2012 гг. При этом в варианте 3 в 2009 – 2015 гг. будет введено в эксплуатацию на 8675 скважин меньше, чем в варианте 1 («Без кризиса»). По оценке, средний дебит нефти по РФ в 2015 г. снизится до уровня чуть менее 9 т/сут.
Для сведения также укажем, что, согласно недавнему плану Минэкономики РФ, добыча нефти (ожидаемая) должна была составить в 2008 г. – 489 млн. т, а в 2009 г. – 481 млн. тонн. Более реальна оценка ожидаемой вероятной добычи нефти в 2009 г. – 470 млн. тонн, что на 11 млн. тонн (или 2,3 %) меньше, чем в прогнозе Минэкономики.
Попутно интересно отметить, что полученная в Варианте 3 прогнозная кривая падения добычи нефти в 2008 – 2011 гг. почти повторяет (в зеркальном отображении) кривую роста фактической добычи нефти в предыдущий до пика период – 2003 – 2006 гг.
В заключение укажем, что при реализации программы развития добычи нефти по России по варианту 3 («Кризисному») в период 2009 – 2015 гг. на ведение буровых работ в объеме 68,5 млн. м потребуется капвложений ориентировочно 1,37 трлн. руб. (или около 40 млрд. долл.), а общие капитальные затраты (с учетом обустройства нефтяных месторождений) могут составить ~ 2,89 трлн. руб. (или 83 млрд. долл.).
Рис. 2.2 – Процент изменения годовой добычи нефти.
Выводы
Нефтяная промышленность РФ обладает большой устойчивостью и положительной инерционностью. Сколько-нибудь катастрофического падения добычи нефти из-за кризиса ожидать не следует.
В сложившихся кризисных условиях (из-за низких цен на нефть) один из вероятных сценариев развития нефтяной отрасли России может сопровождаться значительным сокращением объемов эксплуатационного бурения – до 8 млн. м/год в 2009 – 2010 гг.
Вследствие этого уровни добычи нефти (включая газовый конденсат) по России могут снизиться до: в 2009 г. – 470 млн. тонн, в 2010 г. – 443 млн. тонн, в 2011 г. – 423 млн. тонн, 2015 г. – 400 млн. тонн.
Из-за влияния кризиса недобор нефти в 2009 – 2015 гг. (по сравнению с вариантом «без кризиса») оценивается в 284 млн. тонн (в среднем на 40 млн. т/год, или 8,8% в год), объем проходки может сократиться за указанный период на 23,5 млн. м, в эксплуатацию не будет введено 8675 новых скважин.
Несмотря на глобальное влияние кризиса (ожидаемое сокращение добычи нефти, и соответственно, ее экспорта за рубеж) Россия останется крупнейшим игроком на мировом нефтяном рынке до 2015 г. и в последующий период.
2.2 Государственное регулирование нефтяных компаний
В настоящее время с учетом аффилированных связей добычу нефти и газового конденсата в стране осуществляют семь вертикально-интегрированных нефтяных компаний, концерн «Газпром» (включая активы компании «Газпром нефть») и более 140 сравнительно небольших компаний.
Основной рост добычи в 2000 – 2007 гг. происходил за счет крупных компаний, обладающих финансовыми ресурсами и технологиями для ввода новых объектов в разработку, интенсификацию добычи на разрабатываемых месторождениях. Наибольшие темпы роста обеспечили «Газпром нефть» (до 2006 г. «Сибнефть»), ТНК-ВР, «Роснефть», ЮКОС (до 2004 г., позднее активы перешли под контроль «Роснефти»), «Сургутнефтегаз». В начале 2009 г. вертикально-интегированными нефтегазовыми компаниями (включая Газпром) добыто около 93% нефти в стране. Падение добычи в 2008 – 2009 гг. также определялось главным образом крупными компаниями.
Негативные тенденции в нефтяной отрасли и замедление темпов роста, а в ряде случаев абсолютное сокращение добычи нефти по крупнейшим нефтегазодобывающим подразделениям начали проявляться уже в конце 2006 г.; в 2007 г. стагнацию добычи нефти в России удалось компенсировать лишь увеличением добычи в рамках проекта «Сахалин-1» с иностранным оператором (Exxon). В начале 2007 г. «Сахалин-1» вышел на проектную мощность в 250 тыс. барр/сутки (что соответствует около 12,5 млн. тонн в годовом исчислении). В настоящее время устойчивая тенденция для большинства эксплуатируемых месторождений Западной Сибири и Европейской части страны – стабилизация и постепенное снижение уровней добычи.
В марте добыча нефти в России составила 41,44 млн. тонн, что на 0,3% выше уровня марта 2008 г.
В настоящее время общий эксплуатационный фонд нефтяных скважин на балансе компаний составляет 158,4 тыс. шт. (табл. 3), что на 0,84% больше прошлогоднего. В последние годы наблюдается сокращение темпа ввода новых скважин: в 2005 – 2007 гг. общий прирост эксплуатационных скважин варьировался в диапазоне 1,2 – 1,7%.
Табл. 2.5
Эксплуатационный фонд нефтяных скважин в России в 2007 – 2008 гг.
Основная часть вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний (далее – ВИНК) за последний год увеличили объем эксплуатационных скважин, что обусловлено необходимостью поддержание уровней добычи нефти. Сокращение этого показателя в «Роснефти» связано с оптимизацией использования ранее приобретенных активов ЮКОСа, в ТНК-ВР, учитывая обводненность Самотлорского месторождения в Западной Сибири, с постепенным выводом из эксплуатации избыточного количества нерентабельных скважин.
В 2008 г. в общем эксплуатационном фонде нефтяных скважин в России доля неработающих скважин сократилась с 16,4 до 16,1%, что отражает стремление компаний увеличить рентабельность добычи нефти с помощью вывода низкопродуктивных и обводненных скважин. Несмотря на увеличение прироста скважин, дающих продукцию, со 131,1 до 133,1 тыс. шт. в большинстве компаний продолжается стагнация либо снижение добычи, что отражает снижение средней производительности одной скважины нефти и падение дебитов (табл. 2.6).
Табл. 2.6
Добыча, средняя производительность и дебит скважин России в 2007 – 2008 гг. по нефтяным компаниям
Компания / показатель Добыча нефти, млн. т. Средняя производительность одной скважины, тыс. т / год Дебит, т / сутки 2007 2008 2007 2008 2007 2008 Роснефть 110,4 113,8 4,58 4,80 12,55 13,16 ЛУКОЙЛ 91,4 90,2 3,94 3,76 10,80 10,30 Татнефть 25,7 26,1 1,38 1,39 3,77 3,82 Башнефть 11,6 11,7 0,69 0,67 1,88 1,85 Сургутнефтегаз 64,5 61,7 3,96 3,67 10,84 10,06 ТНК-ВР 69,4 68,8 4,63 4,53 12,68 12,40 Газпром нефть 32,7 30,8 6,81 6,16 18,64 16,86 РуссНефть 14,2 14,2 3,63 3,65 9,95 10,01 Славнефть 20,9 19,6 5,81 5,29 15,91 14,49 Прочие производители 37,3 38,8 7,77 8,26 21,30 22,62 Всего 491,3 488,5 3,7 3,7 10,3 10,1
Средний дебит (суточная производительность на одну скважину) в нефтяных компаниях России составил в 2008 г. 10,1 т/сут.; среди ВИНК наибольший дебит – у «Газпром нефти» (почти 17 тонн в сутки), «Славнефти» (14,49 т/сут.), «Роснефти» (13,16 т/сут.), наименьший – у «Башнефти» (1,85 т/сут.) и «Татнефти» (3,82 т/сут.). Уровень дебитов отражает характер сырьевой базы, степень разбуренности участков недр и, соответственно, издержки добычи нефти.
В последние годы темпы прироста эксплуатационного бурения существенно снижаются (2005 – 2007 гг. темпы прироста эксплуатационного бурения варьировали в диапазоне 18 – 26%). Объем эксплуатационного бурения в России в 2008 г. увеличился только на 6,5% с 13,7 до 14,6 млн. м (табл. 2.7).
Табл. 2.7
Объем эксплуатационного бурения в 2007 – 2008 гг. России, млн. м
Компания / Год, показатель 2007 2008 2008 / 2007, % Изменение за 2008 год, тыс. м Сургутнефтегаз 3,13 3,13 -0,1 -4,5 ЛУКОЙЛ 2,64 2,97 12,7 335,7 Роснефть 2,51 2,49 -0,1 -25,4 Газпром нефть 1,69 2,04 20,2 342,6 ТНК-ВР 1,11 1,32 19,2 212,6 Славнефть 0,87 0,74 -14,3 -123,7 Татнефть 0,49 0,45 -8,1 -39,3 Башнефть 0,30 0,43 43,0 128,2 РуссНефть 0,20 0,37 82,4 166,9 Прочие 0,77 0,67 -13,3 -102,5 Всего 13,71 14,60 6,5 890,6
Лидером по объемам эксплуатационного бурения остается «Сургутнефтегаз»; при этом в 2008 г. основной прирост эксплуатационного бурения произошел за счет «Газпром нефти» (увеличение на 342,6 тыс. м), ЛУКОЙЛа (+335,7 тыс. м) и ТНК-ВР (+221,6 тыс. м). Наибольшее снижение эксплуатационного бурения произошло в «Татнефти» (-123,7 тыс. м) и в малых и средних компаниях (-102,5), что отражает ограниченность инвестиционных ресурсов и отсутствие соответствующих лицензионных блоков с запасами высокодостоверных категорий.
Одна из важнейших задач социально-экономического развития России – преодоление последствий глобального финансово-экономического кризиса, ускорение экономического роста, технологическое развитие экономики. Основой этого роста должно стать опережающее развитие высокотехнологичных отраслей на базе эффективного использования природных ресурсов. Наличие значительных природных ресурсов и технологических возможностей их переработки и транспорта – важные конкурентные преимущества России в современном международном экономическом порядке. Устойчивое развитие нефтяной промышленности – важнейшее условие обеспечения экономической безопасности страны и долгосрочного социально-экономического развития регионов России.
Для обеспечения долгосрочного устойчивого развития нефтяного комплекса России, повышения экономической эффективности и технологической сбалансированности добычи, переработки и транспорта нефти, расширения выпуска конкурентоспособной продукции с высокой добавленной стоимостью необходимо изменение производственной структуры НГК, ускоренное внедрение комплекса технологических и организационных инноваций.
В сложившейся ситуации целесообразно резкое изменение административной, налоговой и таможенной политики для стимулирования ГРР, ввода новых месторождений в эксплуатацию, использования современных методов повышения КИН. Изменение организационно-экономических условий работы нефтяного комплекса, активное участие государства в геологоразведочных работах, создании транспортной и перерабатывающей инфраструктуры, оказание дипломатической и политической поддержке деятельности российских нефтегазовых компаний на международных рынках – все это позволит обеспечить устойчивое функционирование нефтяного комплекса, реализацию долгосрочных целей развития экономики страны, усиления геополитических и экономических позиций России в мире.
3 Разработка предложений по повышению эффективности государственного регулирования нефтяного сектора
Основным источником инвестиций следует рассматривать доходы от экспорта нефтяного сырья. Однако в условиях модернизации нефтеперерабатывающей отрасли вместо широко распространённого экспорта нефти необходимо постепенно переходить на экспорт нефтепродуктов.
Для этого необходимо разработать программу экспортозамещения. Разработка и реализация такой программы представляются нам реальными.
Решать эти проблемы нужно незамедлительно, пока цены на нефть на мировом рынке держатся на высоком уровне.
Возвращаясь к вопросу о глубине переработки нефти, следует отметить наше отставание, прежде всего, в гидрогенизационных процессах переработки вакуумных дистиллятов и нефтяных остатков. Так, процесс гидрокрекинга вакуумных дистиллятов получил в России весьма малое развитие. В США и Западной Европе существуют многие десятки установок гидрокрекинга. Нефтеперерабатывающими заводами США освоено гидрогенизационное облагораживание нефтяных остатков (процессы "Н-Ойл", "Ти-Стар", "LC-файнинг"). В России лишь одна установка "Ти-Стар" сооружена в г.Перми, осуществлён ввод установки гидрокрекинга на НПЗ в г. Ярославле (компания "Славнефть") и намечается пуск установки в Киришах (компания "Сургутнефтегаз").
Необходимо ликвидировать отставание в производстве современных моторных масел, для чего предусматривается развитие производства высокоиндексных базовых масел и эффективных присадок к маслам различного назначения.
Для решения комплекса указанных задач целесообразно осуществление ряда государственных мероприятий, стимулирующих производство качественных нефтепродуктов:
1. Разработка Государственной программы повышения качества моторных видов топлива и продуктов  нефтепереработки. Оценка необходимых инвестиций  для решения этой задачи.
2. Программа экспортозамещения сырой нефти на качественные нефтепродукты.
3.  Разработка стандартов и другой нормативной документации для производства и применения нефтепродуктов современного уровня качества.
4.  Разработка акцизных и налоговых мероприятий, поощряющих производство качественных видов топлива и продуктов нефтехимии и препятствующих производству нефтепродуктов, не соответствующих уровню мирового качества.
В этой связи ближайшей задачей отечественного нефтегазового комплекса станет коренная перестройка перерабатывающей отрасли, целью которой будет замещение экспорта сырой нефти экспортом высококачественных нефтепродуктов. Это окажется возможным лишь при широком развитии на отечественных НПЗ производства видов топлива, отвечающих современным мировым требованиям.
В последние 20 - 30 лет приверженность инновациям является общей тенденцией в развитии мировой нефтегазовой промышленности (особенно в индустриально развитых странах). Но это не означает, что все нефте- и газодобывающие страны действуют по какому-то единому шаблону. Существуют разные подходы и модели. Выбор конкретной модели в той или иной стране зависит от множества факторов: уровня и характера развития национальной экономики, «возраста» нефтегазового сектора, социально-политической ситуации, национальных целей и приоритетов, менталитета нации и т.д.
Как две крайние альтернативы можно назвать модели инновационного развития нефтяного сектора, сложившиеся, с одной стороны, в Великобритании, а с другой - в Норвегии:
- в Соединенном Королевстве (первая модель) в нефтяной сектор вошли ведущие компании мира со своими технологиями, а за ними - шлейф сервисных и наукоемких компаний. Как следствие, и не была создана национальная наукоемкая нефтяная промышленность;
- в Норвегии (вторая модель) имело место целенаправленное (под контролем государства) формирование условий для становления национальных наукоемких сервисных компаний и системы научно-технологических центров. В результате постепенно сложилась высокотехнологичная национальная нефтегазовая промышленность.
Великобритания и Норвегия показывают примеры совершенно противоположных моделей инновационного развития нефтегазовой промышленности. Но очень важно то, что эти модели не являются какими-то «застывшими» схемами. И «британская», и «норвежская» модели постепенно видоизменяются вследствие изменения тех или иных условий деятельности в сфере нефтегазового бизнеса. Причем развитие названных моделей идет во встречном направлении: для «британской модели» характерно некоторое усиление регулирующей роли государства, а для «норвежской» - частичная либерализация и расширение частнопредпринимательского начала.
Наша страна по условиям развития нефтегазовой промышленности заметно отличается и от Великобритании, и от Норвегии. С одной стороны, Россия имеет более чем 100-летнюю историю нефтедобычи. У российских нефтяников и газовиков накоплен огромный опыт освоения месторождений - причем в самых разнообразных природно-климатических и геологических условиях. В стране работают десятки машиностроительных заводов и научно-технологических центров, обеспечивающих функционирование нефтегазового сектора. А с другой стороны, есть масса нерешенных проблем, порожденных переходным периодом и тем «балластом» ошибок, который был накоплен за годы плановой экономики.
Поэтому будущие пути инновационного развития нефтегазового сектора в России во многом предопределяются той негативной ситуацией, которая сложилась к настоящему времени. Развитие нефтегазового сектора в нашей стране «зажато» двумя дефицитами: дефицитом инвестиций и дефицитом новых технологий, обостренных отсутствием разумной инвестиционной и налоговой политики. В последние 10 лет основная часть капиталовложений в нефтегазовом секторе осуществлялась за счет собственных средств предприятий и компаний. Такого нет нигде в мире. Финансовые ресурсы для инвестиций в значительной степени привлекаются «со стороны»: либо через фондовый рынок (эта форма доминирует, например, в США и Великобритании), либо через банковскую систему (как в Японии, Южной Корее и ряде европейских стран). Соответственно, расширяются инвестиционные возможности нефтегазовых компаний. Последние, в свою очередь, покупая продукцию и услуги материально-технического назначения, финансируют инвестиционный процесс в других отраслях экономики. Поскольку российские нефтегазовые компании вынуждены в основном ограничиваться собственными средствами, то и объемы инвестиций оказываются слишком малыми, и стимулирующая роль этих капиталовложений для развития национальной экономики (и ее инновационного сектора) оказывается слишком слабой. Отсюда во многом вытекает дефицит новых отечественных нефтегазовых технологий.
Несмотря на то, что российский нефтегазовый сектор в основном находится на инвестиционном «самообеспечении», его инновационное развитие происходит во многом благодаря притоку иностранного капитала. Совместный приток иностранных инвестиций и технологий имеет место в случае прямых капиталовложений зарубежных компаний (например, при создании предприятий со смешенным капиталом и реализации соглашений о разделе продукции (далее - СРП)) или вследствие использования связанных кредитов. Дальнейшее расширение иностранных инвестиций будет сопряжено и с нарастанием притока импортных технологий. Таким образом, в российском нефтегазовом секторе в настоящее время реализуется модель инновационного развития по формуле: «российские ресурсы плюс иностранный капитал и технологии». То есть Россия пока что идет примерно по британскому пути инноваций - в основном иностранные технологии, иностранные компании и участники.
Поскольку реализация сложившейся модели происходит в условиях, когда экономика страны находится в глубочайшем кризисе, то происходит дальнейшее усиление сырьевой зависимости и продолжается стагнация в отечественной промышленности и науке в целом. Но даже такой путь инновационного развития имеет преимущества по сравнению с инерционным развитием. Технологическое обновление нефтегазового сектора, способствующее повышению его конкурентоспособности и сокращению издержек, снижает предельную «планку» роста цен на энергоресурсы на внутреннем рынке. Соответственно, в рамках национальной экономики расширяются инвестиционные возможности, которые следует использовать, прежде всего, для развития высокотехнологичных отраслей. Можно сказать, что непосредственное воздействие на экономику нынешней модели инновационного развития нефтегазового сектора является негативным. Но все же имеют место определенные косвенные эффекты, стимулирующие экономический и технологический рост.
Совершенно очевидно, что для нашей страны крайне актуальным является переход к, иной модели развития, в основе которой лежит формула: «российские ресурсы и технологии + иностранный капитал». Но добиться этого можно только при условии проведения разумной и эффективной протекционистской политики со стороны государства. Грань, отделяющая разумный протекционизм от неоправданного, очень тонка и расплывчата. И государство должно научиться защищать интересы отечественных товаропроизводителей таким образом, чтобы не переступать через эту грань.
Заключение
Инновационный путь развития нефтегазового сектора сопряжен с крупными долгосрочными инвестициями не только в добычу углеводородов, но и в развитие новой высокотехнологичной инфраструктуры и наукоемкого сектора экономики. Для осуществления таких инвестиций нужна долгосрочная стабильность. Поэтому главным элементом государственной политики является обеспечение стабильных «правил игры», закрепленных законодательным путем.
На основе законодательного «фундамента» должны быть разработаны и реализованы специальные комплексы мероприятий в трех основных сферах регулирования, охватывающих:
• процессы недропользования;
• развитие национального рынка инновационных ресурсов;
• инвестиционную деятельность.
В сфере регулирования процессов недропользования требуется прежде всего:
• усиление роли лицензионных соглашений в вопросах выбора и национальной принадлежности технологий освоения ресурсов нефти и газа (в противовес концессионным соглашениям, которые не обладают должными регулирующими функциями);
• систематизация норм и правил, регламентирующих научно-технические условия поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа.
В сфере регулирования рынка инновационных ресурсов, по крайней мере, на этапе его формирования необходимо:
• воссоздание системы государственных научно-технических центров (с определением статуса этих институтов, адекватного рыночным условиям);
• реализация в рамках данных центров интеграционных программ по приоритетным направлениям научно-исследовательских и опытно-конструкторских разработок;
• бюджетное и ценовое регулирование, направленное на поддержку фундаментальных и прикладных исследований «прорывного» характера, на обеспечение «справедливого» распределения финансовых ресурсов между различными участниками рынка инновационных ресурсов.
В сфере регулирования инвестиционной деятельности требуется комплекс мер, различающихся в зависимости от конкретных инновационных проектов и областей их осуществления, включающий:
• меры, направленные на снижение неэкономических рисков инвестирования, административной и социальной нагрузки - в целях повышения конкурентоспособности отечественных инновационных проектов;
• применение долгосрочных тарифных гарантий и специальных инвестиционных режимов (для всех инвесторов независимо от национальной принадлежности), стимулирующих спрос на российские инновационные ресурсы;
• меры налогового стимулирования инвестиций в осуществление инновационных проектов в рамках собственно нефтегазового сектора и в рамках сопряженных наукоемких отраслей экономики.
Российский нефтегазовый сектор вступает на путь инновационного развития. Чтобы значительно усилить позитивный эффект инновационного развития, распространить его воздействие на всю отечественную экономику, необходимо перейти к новой модели развития. Нельзя надеяться на то, что смена модели инновационного развития нефтегазового сектора произойдет сама собой. Переход к наиболее выгодной для страны формуле инновационного развития может произойти только в результате активного государственного вмешательства.
Перевод развития нефтегазового сектора на инновационный путь по новой модели должен стать долгосрочным общегосударственным приоритетом. А через инновационное развитие ТЭК страны будут созданы условия и обеспечено развитие других отраслей экономики, всего общества. Поэтому я, являясь сторонником инновационного развития ТЭК, выступаю за объявление нового курса, новой парадигмы развития нефтегазового сектора экономики нашего государства.
Особенностью нефтеперерабатывающего комплекса России, является высокая концентрация заводских мощностей вдоль транссибирской магистрали в Сибири и вдоль железнодорожной магистрали Екатеринбург-Ярославль в Европейской части страны. Север Сибири и Дальний Восток – основные нефтегазодобывающие районы, находящиеся на расстоянии 2-4 тысяч км от магистрали, не имеют нефтеперерабатывающих заводов и, таким образом, отдавая сырье, не имеют возможности для индустриального развития, находятся в полной зависимости от поставок моторных топлив из промышленно развитых регионов. 
Отличительной чертой нефтеперерабатывающих мощностей России является также относительно большая доля (60%) заводов с производительностью 15 - 25 миллионов тонн в год, в то время как, например, в США и Канаде доля таких заводов составляет 16%. В то же время маломощных заводов (от 3 млн. и меньше) в России 2%, а в Северной Америке около 30%, и они равномерно распределены по территории.
Кроме того, остро стоит проблема переработки попутного нефтяного газа в связи с отсутствием рентабельных технологий. На севере Сибири, в Тюменской области и других добывающих регионах России громадные объемы попутного нефтяного газа (до 2-5 млн. тонн в год) сжигаются в факелах.
Проблему можно решить путем строительства непосредственно в местах добычи малотоннажных установок с применением эффективных технологий. Однако в настоящее время рынок малотоннажных заводов в России развивается стихийно: чаще всего производится закупка иностранных заводов по неоправданно высоким ценам, причем порой поставляется старое, демонтированное оборудование, которое не адаптировано к низким температурам Севера и Сибири.
Список использованной литературы
Федеральный закон Российской Федерации от 26.12.1995 №208-ФЗ «Об акционерных обществах» (в ред. Федерального закона от 03.11.2010 №292-ФЗ) // Собрание законодательства РФ, 01.01.1996, №1, ст. 1.
Указ Президента Российской Федерации от 16.11.1992 №1392 «О мерах по реализации промышленной политики при приватизации государственных предприятий» (в ред. Указа Президента РФ от 15.09.2008 №1359) // Российская газета, №251, 20.11.1992.
Указ Президента Российской Федерации от 17.11.1992 №1403 «Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения» (в ред. Указа Президента РФ от 25.09.2000 №1692) // Собрание актов Президента и Правительства РФ, 30.11.1992, №22.
Постановление Правительства Российской Федерации от 26.03.2009 №256 «Об утверждении ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую и на отдельные категории товаров, выработанные из нефти, вывозимые с территории Российской Федерации за пределы государств – участников соглашений о таможенном союзе» // Собрание законодательства РФ, 30.03.2009, №13, ст. 1561.
Постановление Президиума ВАС РФ N 7470/95 от 13 февраля 1996 г. // Вестник ВАС РФ. 1996. N 4.
Постановление Президиума ВАС РФ N 8187/98 от 30 ноября 1999 г. // Вестник ВАС РФ. 2000. N 2.
Решение ВАС РФ N 3754/99 от 26 июля 1999 г.
Гайдук И. Газовая пауза // Нефтегазовая вертикаль. М, 2007г.
Гололобов Д.В., Бахмина С.П. Три этапа развития холдинговых компаний в нефтяной отрасли // Законодательство и экономика, №10, 2001.
Груз-500 отечественной нефтяной промышленности // Сибирский Посад. 2005. № 11 – 12.
Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Развитие глубокой переработки углеводородного сырья в России // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 5. - С. 24-27.
Шафраник Ю.К. Нефтегазовый сектор – необходимость смены парадигмы // Бурение и нефть, №2, 2008.
Янин А.Н. Нефть и кризис. Прогноз добычи нефти по России до 2015 года в условиях кризиса // Бурение и нефть, 2008, №12.
http://www.mirnefti.ru/index.php?id=28
http://www.mirnefti.ru/index.php?id=28
Федеральный закон Российской Федерации от 26.12.1995 №208-ФЗ «Об акционерных обществах» (в ред. Федерального закона от 03.11.2010 №292-ФЗ) // Собрание законодательства РФ, 01.01.1996, №1, ст. 1.
Указ Президента Российской Федерации от 16.11.1992 №1392 «О мерах по реализации промышленной политики при приватизации государственных предприятий» (в ред. Указа Президента РФ от 15.09.2008 №1359) // Российская газета, №251, 20.11.1992.
Указ Президента Российской Федерации от 17.11.1992 №1403 «Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения» (в ред. Указа Президента РФ от 25.09.2000 №1692) // Собрание актов Президента и Правительства РФ, 30.11.1992, №22.
Постановление Президиума ВАС РФ N 7470/95 от 13 февраля 1996 г. // Вестник ВАС РФ. 1996. N 4.
Постановление Президиума ВАС РФ N 8187/98 от 30 ноября 1999 г. // Вестник ВАС РФ. 2000. N 2.
Решение ВАС РФ N 3754/99 от 26 июля 1999 г.
Гололобов Д.В., Бахмина С.П. Три этапа развития холдинговых компаний в нефтяной отрасли // Законодательство и экономика, №10, 2001.
Янин А.Н. Нефть и кризис. Прогноз добычи нефти по России до 2015 года в условиях кризиса // Бурение и нефть, 2008, №12.
Янин А.Н. Нефть и кризис. Прогноз добычи нефти по России до 2015 года в условиях кризиса // Бурение и нефть, 2008, №12.
Постановление Правительства Российской Федерации от 26.03.2009 №256 «Об утверждении ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую и на отдельные категории товаров, выработанные из нефти, вывозимые с территории Российской Федерации за пределы государств – участников соглашений о таможенном союзе» // Собрание законодательства РФ, 30.03.2009, №13, ст. 1561.
Янин А.Н. Нефть и кризис. Прогноз добычи нефти по России до 2015 года в условиях кризиса // Бурение и нефть, 2008, №12.
Груз-500 отечественной нефтяной промышленности // Сибирский Посад. 2005. № 11 – 12.
Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Развитие глубокой переработки углеводородного сырья в России // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 5. - С. 24-27.
Янин А.Н. Нефть и кризис. Прогноз добычи нефти по России до 2015 года в условиях кризиса // Бурение и нефть, 2008, №12.
Гайдук И. Газовая пауза // Нефтегазовая вертикаль. М, 2007г.
Шафраник Ю.К. Нефтегазовый сектор – необходимость смены парадигмы // Бурение и нефть, №2, 2008.
16