Основная цель программы модернизации отечественного нефтеперерабатывающего комплекса — приспособление продукции к требованиям рынка, уменьшение загрязнения окружающей среды, сокращение энергопотребления, уменьшение производства мазута, высвобождение нефти для экспорта и увеличение вывоза высококачественных нефтепродуктов.

Финансовые ресурсы для инвестирования проектов модернизации ограничены, поэтому важнейшей задачей является выделение приоритетных проектов из числа предлагаемых. При отборе проектов учитываются оценки возможных региональных рынков сбыта, потенциального регионального производства, баланса спроса и предложения на региональном уровне. Наиболее перспективными по областям считаются Центральный регион, Западная Сибирь, Дальний Восток и Калининград. К среднеперспективным относят Северо-Запад, Волго-Вятский район, Центрально-Черноземную область, Северный Кавказ и Восточную Сибирь. К наименее перспективным относятся северные регионы, Волга и Урал.

Проекты модернизации нефтеперерабатывающих заводов в региональном разрезе анализируются с учетом определенных рисков. Риски связаны с объемами перерабатываемого сырья и продукции на продажу — наличие рынков сбыта. Коммерческие и трансакционные риски определяются наличием у завода транспортных средств для осуществления поставок сырья и отгрузки переработанной продукции, включая хранилища. Экономические риски просчитывались по влиянию проекта на увеличение экономической маржи. Финансовые риски в целом связаны с объемом средств, требуемых для реализации проекта.

Для каждого из проектов модернизации до отбора конечной конфигурации необходимо выполнение подробных технико-экономических обоснований. Модернизация НПЗ будет способствовать удовлетворению возрастающего спроса на дизельное топливо, внедрение проектов позволит почти полностью удовлетворить спрос на высокооктановые моторные бензины, а также сократить вдвое излишки мазута с учетом сценария низкого на него спроса . Это станет возможным благодаря наращиванию замещения мазута природным газом для генерации энергии в связи с увеличением экспорта мазута в страны Западной Европы как сырья для переработки и экспорта в регионы, не поддерживаемые природным газом для генерации энергии.

Отрицательное влияние на снижение добычи нефти в 1994-1995 гг. оказало затоваривание НПЗ готовой продукцией, которую из-за высоких цен на нефтепродукты уже не в состоянии оплачивать массовый потребитель. Сокращают объемы перерабатываемого сырья. Государственное регулирование в виде привязки нефтедобывающих объединений к определенным Н ПЗ в этом случае становится не положительным, а отрицательным фактором, не отвечает современной ситуации в нефтяной отрасли и не решает накопившихся проблем. Ведет к перегрузкам в системах магистрального тру-бо-проводного транспорта нефти, которые при отсутствии достаточной емкости хранилищ в нефтедобыче вынуждают останавливать действующие скважины. Так, поданным Центрального диспетчерского управления "Роснефти", в 1994 г. из-за этого в нефтегазодобывающих объединениях было остановлено 11 тыс. скважин общей производительностью 69.8 тыс. т в сутки.

Преодоление спада добычи нефти является наиболее трудной задачей нефтяного комплекса. При ориентации только на существующие отечественные технологии и производственную базу снижение добычи нефти будет продолжаться вплоть до 1997 г. даже при сокращении фонда простаивающих скважин до нормативных величин и ежегодном наращивании объемов эксплуатационного бурения. Необходимо привлечение крупных инвестиций как иностранных, так и отечественных, внедрение прогрессивных технологий (горизонтальное и радиальное бурение, гидроразрыв пластов и т.д.) и оборудования особенно для разработки небольших и малодебитных месторождений. В этом случае спад добычи нефти можно будет преодолеть в 1997-1998 гг.

На наш взгляд, ситуация в ТЭК. может быть оценена и с других позиций. Добыча нефти и конденсата в 1993 г. составила 354 млн т. Собственное потребление России 220 млн т. Вывоз сырья в страны СНГ снизился в связи с сокращением спроса (из-за неплатежей) на 96 млн т усл. топлива, что позволило увеличить экспорт в дальнее зарубежье на 26 млн т усл. топлива. После разъединения союзного нефтяного комплекса Россия оказалась не в состоянии переработать всю нефть, добываемую на ее территории, из-за дефицита мощностей по переработке. Российские НПЗ способны переработать не более 300 млн т в год при добыче нефти с газовым конденсатом в 1995 г. 306.7 млн т.

Многие российские НПЗ не в состоянии покупать нефть по высоким ценам, из-за трудности реализации вырабатываемых нефтепродуктов. Следует учесть и то, что больше 100 млн т в год Россия через свои, а также бывших советских республик порты и трубопроводы, железнодорожные станции экспортировать не может.

Таким образом, не определен баланс: добыча — потребление— экспорт. Есть опасность и в декларируемой ориентации на энергосбережение заложить в развитие комплекса безадресное производство энергии. В этих условиях использование кредитов и расширение числа совместных предприятий с зарубежными партнерами потребуют дополнительного вывоза сырой нефти в качестве обеспечения кредитных и договорных обязательств.

По данным Минтопэнерго РФ, в 1993 г. добычу и экспорт нефти осуществляли 37 СП. Они вывезли нефти более чем на 1.2 млрд долл., а сумма инвестиций зарубежных партнеров не превысила 230 млн долл. В 1994 г. совокупная добыча СП составила 14.7 млн т, а в 1995 г — 17.8 млн т. Экспорт нефти СП в 1994 г. составил 9.7 млн т. В 45 СП нефтеперерабатывающей промышленности объемы капиталовложений составили 25 млн долл., а экспорт нефтепродуктов в 1994 г. превысит 500 млн долл.

Эффективное решение вопросов привлечения иностранного капитала в развитие нефтяного комплекса России требует государственного подхода [6, 19] и одновременного решения вопросов по предотвращению утечки капиталов за границу при экспорте нефти и восстановлению взаимовыгодного сотрудничества между предприятиями нефтяного комплекса стран СНГ . Основным источником стабилизации экспорта, как это и провозглашено в экономической стратегии России, должны стать сэкономленные энергоресурсы.

Необходим поворот стратегии от наращивания добычи углеводородного сырья к повышению эффективности использования энергоресурсов. Важно учитывать проблему конечности и невосполнимости ресурсов, в ряде старых добывающих районов страны с развитой инфраструктурой они близки к исчерпанию.

Оценка ресурсов всех категорий имеет расчетный характер и проверяется практикой. Так, например, в Северо-Кавказском добывающем районе России по мере его изучения меняется представление об оценке ресурсов . Если принять оценку ресурсов, запасов и накопленной добычи нефти и газа района на 1966 г. за 100%, то к 1988 г. несмотря на значительное увеличение объемов бурения пополнение запасов газа составило лишь 4%, а нефти 32%, что не компенсировало объема добычи за этот период. Поэтому оценка ресурсов снизилась практически наполовину. Такая же картина наблюдается в ряде районов Урало-Поволжья, Закавказья. В настоящее время начальные запасы месторождений нефти, находящихся в разработке, выработаны в среднем на 48%. Это означает переход к периоду снижающейся добычи и темпов отбора остаточных запасов. Степень выработанности крупнейших месторождений значительно выше средних показателей и составляет по месторождениям: Самотлорскому — 63%, Ромашкинскому — 85, Мамонтовскому — 74, Федоровскому — 58, Арланскому — 77,5, Покачевскому — 76.8, Мортымья-Те-теревскому — 95%. Ситуация усугубляется и тем, что наиболее выработанными оказываются запасы высокодебитных горизонтов (на Самотлорском месторождении самый высокоде-битный горизонт уже выработан на 92%, на Покачевском — на 90%).