Анализ стану нафтової промисловості России

1. Аналіз стану нафтової промисловості .

Частка Росії у світової видобутку мінерального сировини залишається високою і становить на нафту 11.6%, за газ — 28.1, вугіллю — 12−14%. За обсягом розвіданих запасів мінерального сировини Росія посідає чільне становище у світі. При займаній території у 10% у надрах Росії зосереджено 12−13% світових запасів нафти, 35% — газу, 12% — вугілля. У структурі минеральносировинної бази країни понад 70 відсотків% запасів посідає ресурси топливноенергетичного комплексу (нафту, газ, вугілля). Загальна вартість розвіданого і оціненого мінерального сировини становить суму 28.5 трлн доларів, що у порядок перевершує вартість всієї приватизованою нерухомості России.

Паливно-енергетичний комплекс є опорою вітчизняної економіки: частка ПЕК у загальному обсязі експорту до 1996 р. становитиме майже 40% (25 млрд дол.). Близько 35% усіх доходів федерального бюджету на 1996 р. (121 з 347 трлн крб.) планується отримати з допомогою діяльності підприємств комплексу. Відчувається частка ПЕК у загальному обсязі товарної продукції, яку російські підприємства планують випустити 1996 р. З 968 трлн крб. товарної продукції (у діючих цінах) частка підприємств ПЕК становитиме майже 270 трлн крб., або як 27%. Видобуток нафти разом із газовим конденсатом в 1995 р. становила майже 307 млн т. У 1996 р. планується добути трохи більше 301 млн тонн нафти. Перероблено становитиме близько 181 млн т, у своїй бензину, дизпалива й інший продукції планується отримати майже лише на рівні 1995 р. Сприяти цьому має що відбувається реконструкція на російських нафтопереробних заводах. ПЕК залишається найбільшим промисловим комплексом, що забезпечує капітальні вкладення (більш 71 трлн крб. в 1995 р.) і що привертає інвестиції (1.2 млрд дол. тільки від від Світового банку за останні два року) на підприємства всіх галузей. Нафтова промисловість Російської Федерації протягом тривалого періоду розвивалася екстенсивно. Це досягалося з допомогою відкриття і в дію у 50−70-х роках великих високопродуктивних родовищ в Урало-Поволжье та Західній Сибіру, і навіть будівництвом нові й розширенням діючих нафтопереробних заводів. Висока продуктивність родовищ дозволила з мінімальними питомими капітальними вкладеннями та порівняно незначними витратами матеріальнотехнічних ресурсів нарощувати видобуток нафти 20−25 млн тонн на рік. Проте у своїй розробка родовищ велася неприпустимо на високі темпи (від 6 до 12% відбору від початкових запасів), і всі ті роки у нафтовидобувних районах серйозно відставали інфраструктура і жилищно-бытовое будівництво. У 1988 р. у Росії видобуто якомога більше нафти і газового конденсату — 568.3 млн т, чи 91% загальносоюзного видобутку нафти. Надра території Росії й прилеглих акваторій морів містять близько 90 відсотків% розвіданих запасів нафти всіх республік, які входили до цього часу СРСР. В усьому світі мінерально-сировинна база розвивається за схемою розширення відтворення. Тобто щорічно необхідно передавати промысловикам нових родовищ на 10−15% більше, що вони виробляють. Це необхідне підтримки збалансованості структури виробництва, щоб промисловість не відчувала сировинного голоду. Протягом років реформ гостро постало питання інвестицій у геологорозвідку. На освоєння один мільйон тонн нафти необхідні вкладення розмірі від двох до п’яти мільйонів США. І ці кошти дадуть віддачу лише крізь 3−5 років. Тим більше що для поповнення падіння видобутку необхідно щорічно освоювати 250−300 млн т нафти. За минулі п’ять років розвідано 324 родовища нафти і є, введено в експлуатацію 70−80 родовищ. На геологію в 1995 р. було витрачено лише 0.35% ВВП (колишнього СРСР ці витрати був у втричі вищу). На продукцію геологів — розвідані родовища — існує відкладений попит. Однак у 1995 р. геологічної службі таки вдалося зупинити падіння виробництва, у своєї галузі. Обсяги глибокого розвідницького буріння в 1995 р. зросли на 9% проти 1994 р. З 5.6 трлн рублів фінансування 1.5 трлн рублів геологи отримували централізовано. На 1996 р. бюджет Роскомнедра становить 14 трлн рублів, їх 3 трлн — централізовані інвестиції. Це лише чверть вкладень колишнього СРСР геологію России.

Сировинна база Росії за умови формування відповідних економічних умов розвитку геоло-го-разведочных робіт може забезпечити на порівняно період рівні видобутку, необхідних задоволення потреб країни у нафти. Слід враховувати, що у Російської Федерації після 70-х років був відкрито жодного великого продуктивного родовища, а знову приращиваемые запаси по своїм кондиціям різко погіршуються. Приміром, за геологічними умовам середній дебіт одній новій свердловини в Тюменської області упав з 138 тонн на 1975 р. до 10−12тв 1994 р., тобто. більш ніж 10 раз. Значно зросли витрати фінансових і матеріально-технічних ресурсів створення 1 т нової потужності. Стан розробки великих високопродуктивних родовищ характеризується виробленням запасів у обсягах 60−90% від початкових добуваних запасів, що зумовило природне падіння видобутку нефти.

У зв’язку з високої выработанностью великих високопродуктивних родовищ якість запасів змінилося гірший бік, що потребує залучення значно більших фінансових і матеріально-технічних ресурсів їхнього освоєння. Через зниження фінансування неприпустимо зменшилися обсяги геолого-разве-дочных робіт, як наслідок знизилися прирости запасів нафти. Якщо 1986;1990 рр. по Західного Сибіру приріст запасів становив 4.88 млрд т, то 1991;1995 рр. через зниження обсягів розвідницького буріння цей приріст знизився майже вдвічі більше і становить 2.8 млрд т. У виниклих умовах забезпечення потреб країни навіть у найближчу перспективу потрібне прийняття державних заходів для нарощуванню сировинної оазы.

Перехід до ринкових відносин диктує необхідність зміни підходів до встановлення економічних умов функціонування підприємств, які стосуються гірничодобувним галузям промисловості. У нафтової галузі, яка характеризується невозобновляющимися ресурсами цінного мінерального сировини — нафти, існуючі економічні підходи виключають із розробки значну частину запасів через неефективність їх освоєння за діючими економічним критеріям. Оцінки показують, що у окремим нафтовим компаніям з економічних причин неможливо знайти залучені позов у господарський оборот від 160 до 1057 млн т запасів нефти.

Нафтова промисловість, маючи значну обесч печенность балансовими запасами, останніми роками погіршать ет своєї роботи. У середньому падіння видобутку нафти за чинним фонду становить 20% .Через це, щоб зберегти досягнутий рівень видобутку нафти на Росії, необхідно ввдить нові потужності на 115−120 млн. тонн на рік, навіщо потрібно пробурити 62 млн. м експлуатаційних свердловин, а фактично на 1991 р. пробурено 27.5 млн м, а 1995 — 9.9 млн.м.

Відсутність коштів спричинило різке скорочення обсягів промислового й гражданскоого будівництва, особливо у Західного Сибіру. У результаті сталося зменшення робіт з облаштування нафтових родовищ, будівництва та реконструкції систем збирання й транспорту нафти, будівництва житла, шкіл, лікарень та, що було одній з причин напруженої соціальної обстановки в нафтовидобувних регіонах. Програма будівництва об'єктів утилізації попутного газу була зірвано. У результаті факелах спалюється щороку понад 10 млрд. м3 нафтового газу. Через неможливість реконструкції нафтопровідних систем на промислах постійно відбуваються численні пориви трубопроводів. Тільки 1991 р. через це втрачено більше 1 млн тонн нафти і завдано великої шкоди навколишньому середовищі. Скорочення замовлень для будівництва призвело до розпаду в Західного Сибіру потужних будівельних организаций.

Однією з основних причин кризового стану нафтової промисловості є й відсутність необхідного промислового устаткування й труб. У середньому дефіцит забезпеченні галузі матеріально-технічними ресурсами перевищує 30%. Останніми роками досі не створено жодної нової великої виробничої одиниці з випуску нафтопромислового устаткування, більш того, багато заводів цього профілю скоротили виробництво, а виділених коштів на валютних закупівель виявилося недостаточно.

Через погане матеріально-технічного забезпечення кількість експлуатаційних свердловин перевищила 25 тис. од., зокрема сверхнормативно простоюючих — 12 тис. од. По свердловин, простаивающим сверхнормативно, щодоби втрачається близько 100 тис. т нефти.

Гострою проблемою подальшого розвитку нафтової промисловості залишається її слабка оснащеність високопродуктивної технікою і устаткуванням у видобуток нафти і є. До 1990 р. у галузі половина технічних засобів мала знос понад 50 відсотків%, тільки 14-ти% машин і устаткування відповідало світового рівня, потреба по основним видам продукції задовольнялася загалом на 40−80%. Такий стан із забезпеченням галузі устаткуванням стало наслідком слабкого розвитку нафтового машинобудування країни. Імпортні постачання загальному обсязі устаткування досягли 20%, а, по окремих видів доходять і по 40%. Закупівля труб сягає 40 — 50%.

З розпадом Союзу погіршилося ситуація з поставками нафтопромислового устаткування з республік СНД: Азербайджану, України, Грузії й Казахстану є. Будучи монопольними виробниками багатьох видів продукції, заводи цих республік роздували ціни, і скорочували поставки устаткування. Лише на самій частку Азербайджану у 1991 р. припадало близько 37% випущеної для нафтовиків продукции.

Через війну руйнації системи матеріально-технічного забезпечення, скорочення бюджетного фінансування й неможливості самофінансування бурових робіт нафтовидобувними об'єднаннями через ціну не на нафту і нестримно зростаючих ціни матеріально-технічні ресурси почалося зниження обсягів бурових робіт. З кожним роком скорочується створення нових нафтовидобувних потужностей та відбувається різке зниження видобутку нефти.

Значний резерв скорочення обсягу бурових робіт — підвищення дебіту нових свердловин з допомогою вдосконалення розтину нафтових пластів. У цих цілях необхідно кратну розширенні буріння горизонтальних свердловин, дають збільшення дебіту проти стандартних свердловин доі успішніше саме. Рішення питань якісного розтину пластів дозволить підвищити початковий дебіт свердловин на 15−25%.

У зв’язку з систематичної недопоставкой останніми роками нафтогазовидобувним підприємствам матеріально-технічних ресурсів для підтримки фонду в працездатному стані використання різко погіршилося. Особливо інтенсивно зростав непрацюючий фонд 1989 р. — на 2.1, 1990 р. — 6.7, 1991 р. — 5.9, 1992 р. — 7.4 тис. свердловин. Непрямої причиною зростання непрацюючого фонду свердловин є й низьку якість устаткування, поставленого вітчизняними заводами, що веде до невиправданого зростання обсягів ремонтних работ.

Отже, нафтова промисловість Росії до 1992 р. вже вступив у кризовий стан як і раніше, що вона мала достатніми промисловими запасами нафти великими потенційними ресурсами. Однак за тих період із 1988 по 1995 рр. рівень видобутку нафти знизився на 46.3%. Переробка нафти на Російської Федерації зосереджена основному для 28 нафтопереробних заводах (НПЗ): на 14 підприємствах обсяг переробки нафти перевищував 10 млн тонн на рік і перероблялося 74.5% всього обсягу котра надходить нафти, на 6 підприємствах обсяг переробки становив від 6 до 10 млн тв рік і інших 8 заводах — менш як шести млн тонн на рік (мінімальний обсяг переробки 3.6 млн тонн на рік, максимальний — близько 25 млн тонн на год).

Потужності окремих НПЗ РФ за обсягами перероблюваної сировини, структура їх виробничих фондів істотно відрізняються від зарубіжних нафтопереробних підприємств. Так, основна частка нафти на США переробляється на НПЗ потужністю 4−12 млн т/рік, у Європі — 3−7 млн тонн на рік. У табл. 1 наведені показники виробництва основних нафтопродуктів на РФ і розвинених капіталістичних странах.

|Страна |Обсяг виробництва | |розтину | | |нафтових | | |пластів. У| | |цих цілях| | |необхідно| | |кратну | | | |Ьенз|Диз.|Маз|Смазочн|Ьиту|Кокс| | |ін |топл|ут |ые |ми | | | | |іво | |олії | | | |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 | | | | |Великобрит|27.2|25.4|16.|0.9 |2.1 |1.5 | |ания | | |5 | | | | |Італія |15.9|26.2|24.|1.1 |2.4 |0.8 | | | | |8 | | | |.

Табл.1.

У структурі виробництва та споживання РФ значно більша питомий вагу займають важкі залишкові нафтопродукти. Вихід світлих близький до потенційному змісту не в нафті (48−49%), що на низька використання вторинних процесів глибокої нафтопереробки у структурі вітчизняної нафтопереробки. Середня глибина нафтопереробки (ставлення світлих нафтопродуктів обсягу нафтопереробки) становить близько 62- 63%. Порівняйте, глибина переробки на НПЗ промислово розвинутих країн становить 75−80% (США — близько 90 відсотків%) З початку 1990;х років у умовах відносно стабільного попиту світлі нафтопродукти спостерігалося зниження рівня завантаження за більшістю процесів. Подальше падіння цього й, як наслідок, глибина переробки, досягла мінімуму 1994 р. (61.3%), викликана зниженням споживання моторних палив за умов углубляющегося спаду промислового провадження у Росії у цілому. На вітчизняних заводах не досить розвинені процеси гідроочищення дистилятів, відсутня гидроочистка нафтових залишків. НПЗ є великими джерелами забруднення довкілля: сумарні викиди шкідливі речовини (діоксиду сірки, окису вуглецю, окислів азоту, сірководню та інших.) 1990 р. склали 4.5 кг на тонну переробленої нефти.

Порівнюючи потужності поглиблювальних і облагороджувальних процесів на підприємствах Російської Федерації з даними по закордонним країнам, можна назвати, що питома вага потужностей каталітичного крекінгу в 3 рази менше, ніж у ФРН, в 6 разів менша, ніж у Англії, й у 8 разів менше проти США. До цього часу практично використовується одне із прогресивних процесів — гідрокрекінг вакуумного газойлю. Така структура дедалі менше відповідає потребам національного ринку, оскільки наводить, як зазначалось, до надлишкового виробництву мазуту при дефіциті високоякісних моторних палив .

Згаданий вище спад продуктивності головного і вторинних процесів почасти є наслідком поставки нафти нафтопереробні підприємства міста і платоспроможного попиту споживачів, і навіть велику зношеність технологічного устаткування. Із 600 основних технологічних установок вітчизняних НПЗ лише 5.2% (в1991 р.— 8.9%) мають термін експлуатації менш 10 років. Переважна ж більшість (67.8%) введено до ладу понад 25 тому і вимагає заміни. Стан установок первинної перегонки Російській Федерації у найбільш незадовільний. Процеси характеризуються підвищеної енергоємністю: витрата енергоресурсів у середньому РФ на підприємствах нафтопереробки становить 0.13−0.15 т ум. топлива/т нафти, майже вдвічі вище, ніж нових НПЗ і 2.5−3 разу вищу показників зарубіжних заводів. Недостатня утилізація побічних продуктів переработки.

Прямим наслідком незадовільний технічний стан основних фондів нафтопереробної промисловості є висока собівартість і низьку якість товарних нафтопродуктів. Так, не подвергающийся гидрообессериванию мазут має низький попит на світовому ринку й використовується лише ролі сировини для світлих нефтепродуктов.

Жорсткість в 80-ті роки переважно промислово розвинутих країн урядового контролю над становищем навколишнього середовища призвело до значному зміни техніко-технологічної структури зарубіжних НПЗ. Нові стандарти якості моторних палив (про «реформульованих «моторних палив) предусматривают:

— для бензинів — значно знизився рівень змісту ароматичних (бензолу до 1%) й олефінових вуглеводнів, сірчистих сполук, показника летючості, обов’язкове додавання кислородсодержащих сполук (до 20%);

— для дизельних палив — зниження вмісту ароматичних вуглеводнів до 20−10% і сірчистих сполук до 0,1−0,02%.

У 1992 р. частка неэтилированных бензинів у виробництві бензинів в США перевищила 90%, у Німеччині — 70%. Японія виробляла лише неэтилированные бензини .

На вітчизняних НПЗ триває виробництво етилірованого бензину. Частка неэтилированных бензинів у загальному обсягу виробництва автобензинів в 1991 р. становила 27.8%. Питома вага їх виробництва мало збільшувався впродовж останніх років і у час близько 45%. Основною причиною залежить від відсутності фінансових коштів у модернізацію устаткування та будівництво установок, які виробляють високооктанові компоненти, і навіть потужностей із виробництва каталізаторів. На підприємствах Росії у основному виробляли автобензин А-76, який відповідає сучасним вимогам розвитку двигателестрое-ния. Трохи краща стан виробництва дизельного палива як экспортноспособного продукту. Частка малосернистого палива із вмістом сірки до 0.2% 1991 р. становила 63.8%, в 1995 р. — до 76% .

У 1990;1994 рр. все швидше скорочувалися виробництво і асортимент мастил. Якщо 1991 р. загальний обсяги виробництва масел становив 4684.7 тис. т, то 1994 р. — 2127.6 тис. т. Найбільше скорочення виробництва масел можна говорити про на грозненських (нині виробництво закрито), Ярославському, Новокуйбышевском, Орском, Пермському і Омському НПЗ.

Особлива роль розвитку нафто-газового комплексу належить системі нафтопродуктозабезпечення. Значимість трубопровідного транспорту для функціонування нафтового комплексу визначено Указом Президента РФ від 7 жовтня 1992 р., відповідно до яким держава зберегло у себе контроль над акціонерної компанією «Транснафта ». На теренах Російської Федерації експлуатуються 49.6 тис. км магістральних нафтопроводів, 13 264 тыс.куб.м ре-зервуарных ємностей, 404 нафтоперегонні станції. У час гострою соціальною проблемою є підтримання діючої системи магістральних нафтопроводів в працездатному состоянии.

Нафтопровідна система формувалася у основному 1960;1970 рр. в відповідність до зростанням обсягів видобутку нафти. Терміни експлуатації їх досить значні — 45% нафтопроводів мають вік до 20 років, 29%—от 20 до 30 років. Понад 30 років експлуатується 25.3% нафтопроводів. Подальша їх експлуатація за умов підвищеного зносу вимагає значних зусиль з підтримці в працездатному стані. Через різкого зниження попиту російському ринку й ринках країн СНД потреби у транспортуванні нафти і нафтопродуктів на межах території Росії й близького зарубіжжя за період 1991;1994 рр. різко знизилися, унаслідок чого завантаження окремих трубопроводів зменшилася в 1.12−2.8 разу. Через війну значної частини нафтопроводів, зокрема нафтопровід «Дружба », працюють над повному режимі, що викликає підвищену корозію поверхні, зниження К. ПД і найнадійнішою роботи насосних агрегатів. У той самий час, відчутно збільшилася навантаження (на 15−28%) на транспортні артерії, якими здійснюються постачання нафти й нафтопродуктів на далеке зарубежье.

Скорочення платоспроможного попиту споживачів також призводить до затоваренню нафтою всієї системи магістральних нафтопроводів і резервуарів, що ставить під загрозу її керованість. За оцінками фахівців, при накопиченні у системі більш 5.8 млн тонн нафти, як це було у першій половині 1994 р., раціональне регулювання потоків стає невозможным.

Однією з основних лимитирующих чинників, які впливають в розвитку експорту російської морським транспортом, є пропускна здатність експортних трубопроводів та вочевидь недостатня потужність морських нафтових терміналів. Решта в Росії після розпаду СРСР і чотири порти з терміналами — Новоросійськ, Туапсе, Знахідка і Владивосток здатні відвантажити трохи більше 40 млн тонн нафти на рік. Ще близько 20 млн т російської нафти експортується через український порт Одеса" і латвійський Венте-пиле.

Інший проблемою є транспортування высоко-сернистой нафти. У СРСР ця нафта перероблялася здебільшого Кременчуцькому НПЗ.

Стримує розвиток нафтового ринку відсутність до нашого часу єдиної системи взаємних розрахунків за зміна якості нафти на процесі транспортування. Це з тим, основні нафтопроводи мали великі діаметри і призначалися транспортуванню значні обсяги нафти на великі відстані, що вони визначало перекачування нафт в суміші. За деякими оцінками, щорічні, лише з ВАТ «ЛУКОИЛ », втрати від погіршення споживчих властивостей нафти і нееквівалентного перерозподілу вартості нафти між виробниками досягають мінімум 60−80 млрд руб.

На початку 90-х система нефтепродуктообеспече-ния (НПрО) включала в себе 1224 нафтобази, 496 філій нафтобаз, 9893 стаціонарних і пересувних автозаправних станцій, систему резервуарів сумарною ємністю порядку 28 мільйонів кубометрів. Споживчий товарообіг галузі становила близько 320 млн т нафтопродуктів. Система нафтопродуктозабезпечення входило у Госкомнеф-тепродукт і складалася з 52 територіальних управлінь. Із загального кількості нафтобаз 5.7% становили перевалочні, 76.4% — залізничні, 14.2% — водні і 3.9% — глибинні розподільні нафтобази. До найбільших нафтобаз системи НПрО ставляться Астраханська нафтобаза № 3, Архангельська, Туапсинская, Находкинская, Волгоградська, Узбецька, Махачкалинская, Усть-Кутская, Ярославська. Сумарна ємність резервуарного парку кожної з цих нафтобаз перевищує 100 000 кубометров.

Той самий період характеризувався інтенсивний ріст трубопровідного транспорту нафтопродуктів, протяжність що його однонитковому обчисленні до початку дев’яностих років становила 15 472.9 км магістральних трубопроводів, і з відводами від нього до нафтобазам обший протяжністю 5051.9 км. Найбільшими інженерними спорудами системи НПрО є магістральні трубопровідні комунікації Південно-Західного і Уральського напрямів, сумарний обсяг перекачування якими перевищував 80% обсягу перекачування по трубопроводам.

НПрО країни включає у себе та нефтепродуктообеспечи-вающие структури цілого ряду галузей, до яких ставляться передусім транспортні системи: залізничного і автомобільного транспорту, сільського господарства. До кінця 1980;х років підприємства авіації забезпечувалися нафтопродуктами спеціальним структурним підрозділом — службами ПММ. Служба між федеральними і регіональними органами виконавчої влади частини розвитку конкурентоспроможності підприємств і закупівельних організацій ТЭК.

цивільної авіації інтегрувалася діяльність складів ПММ на 220 підприємствах цивільної авіації, у тому числі 77 великих підприємств мали дві і більше складу ПММ. Доставка палива для цієї склади здійснювалася усіма транспортом (більшість залізничним — до70%, і навіть автомобільним, водним, трубопровідним). Автомобільний транспорт переважно використовувався для внутрішніх перевозок.

До структури служби ПММ входили АЗС, розміщені складу ПММ, які характеризувалися річним обсягом витрати палива від 5 до 20 тис. тонн на год.

Паливний господарство МШС складався з 950 складів (220 складів для дизельного палива, інші, переважно, для твердих палив). Кількість резервуарів для рідкого палива становила 6.5 тис. прим. сумарною ємністю понад п’ять млн кубометров.

Основними об'єктами нефтепродуктораспределе-ния в автомобільному транспорті є АЗС (стаціонарні і пересувні) і роздавальні комплекси маслохозяйства автотранспортних предприятий.

Починаючи від 1990;го р. все швидше відбувається трансформація системи НПрО. У цей час єдина система Гос-комнефтепродукта РРФСР була реорганізовано спочатку у концерн «Роснефтепродукт », структурні елементи якого, своєю чергою, перетворені на підрозділи державного підприємства «Роснафта «(Главнефтепродукт), акціонерних компаній «ЛУКойл », «ЮКОС », «Сургутнефте-газ », «СИДАНКО », «Транснафта «і «Транснефтепродукт «(всього 77 нефтесбытовых підприємств). Главнефтепродукт інтегрує діяльність залишків структури концерну «Рос-нефтепродукт », з якої виключені все магістральні нафтопродуктопроводи, кількість нафтобаз снижено до 864, а ємність резервуарного парку — на величину близько 4.25 млн м3. Отже, роль централізованого постачання нафтопродуктів неухильно знижувалася. У 1994 р. проти 1993 р. обсяги постачань автомобільного 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 повному обсязі задовольняє платоспроможний попит. Періодично виникаючі збої у постачаннях окремих видів палива викликані такими причинами, як прагненням місцевої влади стримувати зростання цін, не рахуючись із реальним станом над ринком нафтопродуктів, підвищенням заводських цін, і др.

Дедалі більше впливом геть формування ринку надають транспортні витрати. Підвищення залізничних тарифів на перевезення наливних вантажів по залізниці на відстань понад 3 тис. км зробило нерентабельним транспортування нафтопродуктів навіть за вигідних умови їх придбання на НПЗ.

Управління нафтової та газової промисловістю у СРСР здійснювалося системою групи міністерств — Міністерства геології СРСР, Міністерства нафтової промисловості, Міністерства газової промисловості, Міністерства нафтопереробної та нафтохімічної промисловості СРСР, і навіть Головного управління транспорту, зберігання й розподілу нафти і нафтопродуктів при Раді Міністрів РРФСР (Главнефтеснаб РРФСР) і Главнефтеснабов союзних республік. Велику роль розвитку галузей відігравало Міністерство будівництва підприємств нафтової і представники газової промышленности.

Керівництво нафтовидобувної промисловістю здійснювало загальносоюзне Міністерство нафтової промисловості. Воно об'єднувало геологорозвідувальні, бурові, нафтогазовидобувні підприємства, підприємства з переробки попутного газу, організації з транспорту нафти магістральним нафтопроводів, науково-дослідні й проектні інститути та мало механоремонтны-ми заводами, транспортними підприємствами та інші подсобнодопоміжними підприємствами і организациями.

У віданні Міністерства нафтопереробної та нафтохімічної промисловості СРСР (Миннефтехимп-ром СРСР) перебували підприємства з переробці нафти і виробництва нафтопродуктів, продуктів основного органічного синтезу (синтетичні спирти, фенолу, ацетон, миття та інших.), синтетичного каучуку, підприємства технічного вуглецю і резиноасбестовых виробів, науково-дослідні й проектні інститути та допоміжні підприємства міста і организации.

Міністерство газової промисловості (Мингазпром, з 1989 р. державний концерн «Газпром ») об'єднувало підприємства з видобутку газу та газового конденсату, переробці газу, пошукам газових родовищ, бурінню газових свердловин, із виробництва газової апаратури, науководослідницькі та проектні інститути, допоміжні підприємства міста і организации.

Главнефтеснаб РСФРР та УСРР Главнефтеснабы союзних республік здійснювали планування, оперативне керівництво та розвитку об'єктів системи нефтеснабжения (поставки нафтопродуктів до, експортне постачання і т.п.).

Нафтова і газова промисловість зосереджено ряді економічних районів країни. Найважливіші підприємства цих галузей діють у Західної Сибіру, Урало-По-волжье, на Північному Кавказі й Тімано-Печорі, соціальній та тих республіках колишнього союзної держави, що на даний час стали суверенними — Україні, Закавказзі, Казахстані та Середню Азію. Керівництво підприємствами нафтовидобувної, нафтопереробної, нафтохімічної і газової промисловості, у цих районах здійснювалося переважно производственно-территориальными объединениями.

Основними ланками зокрема нафтовий і представники газової промисловості були геологопоисковая контора, нефтегазодо-бывающее управління, управління бурових робіт, нафтопереробний підприємство і т.п.

Величезне значення для реалізації господарської самостійності підприємств мав Закон СРСР про державне підприємство (об'єднанні), який був у дію з початку 1988 р., відповідно до якої ставали багато в чому самостійними і відповідальними суб'єктами экономики.

Наприкінці 80-х років років відбулася ситуація, коли одностороння залежність галузі від підприємств машинобудівного комплексу посилювалася, і вирішувати проблеми технічного переоснащення і матеріально-технічного постачання нафтової промисловості без розвитку своєї матеріально-технічної бази машинобудування стало неможливо. У 1999;му р. нафтогазової галузі існували передані 1 1 машинобудівних заводів Мінважмашу СРСР. На базі 23 машинобудівних підприємств нашої галузі і 9-те заводів колишнього Минхиммаша СРСР було створено машинобудівний концерн «Нефтегазмаш «з обсягом випуску продукції понад 600 млн крб. на рік. Головне завдання концерну було забезпечення нефтегазодобы-вающих і бурових підприємств запасними частинами, інструментом і найважливішими видами нафтопромислового і бурового устаткування. Проте потреби у продукції машинобудування з допомогою власного виробництва задовольнялися лише з 25%.

Крім концерну «Нефтегазмаш », 1989 р. було створено асоціація «Нефтегазгеофизика », покликана підняти ефективність геофізичних работ.

До кінця 1980;х років вся практика господарювання підводила до того що, що необхідна радикальна перебудова видобувного комплексу, перетворення монопродуктовой галузі конкурентоспроможну галузь за всьому спектру продукції — від сировини до продуктів глибокої переробки нафти і збуту продукции.

2 Особливості й захопити основні тенденції діяльності нафтової промышленности.

Нафтова промисловість Росії у час є суперечливе поєднання створених величезних потужностей із видобутку та невідповідних їм низьких рівнів відборів нафти. На загальну обсягу виробництва окремих видів палива країна посідає перше чи лідируюче у світі. Однак реалії роботи галузей ПЕК Росії залежить від зниженні видобутку паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР). Така тенденція починається з 1988 р. У 1995р. темпи зниження обсягів видобутку кілька зменшилися, що Грузія може з’явитися початком етапу наступної стабілізації .

Виробничий потенціал нафтової промисловості, у початку 1980;х років було набагато підірваний установкою на прискорену розробку нафтових родовищ і підвищення експортних поставок. Експорт нафти на той час у істотною мері визначав можливості залучення зовнішньоекономічних джерел підтримки інвестиційної активності, нарощування товарообігу та фінансування державних витрат. Він був однією з головних коштів згладжування наслідків структурних диспропорцій в народному хозяйстве.

Проте вкладення нафтовидобуток направлялися здебільшого екстенсивний розвитку галузі, тому збільшення інвестицій поєднувалася з щодо невисокою віддачею пластів великими втратами попутного газу. Через війну нафтова галузь пережила кілька великих спадів обсяги виробництва (1985, 1989, 1990 роки), останній із них триває до справжнього времени.

Особливістю діяльності нафтової промисловості є його орієнтація на пріоритети енергетичної стратегії Росії. Енергетична стратегія Росії — прогноз можливих рішень енергетичних негараздів у країні короткостроковому (2−3 року), посередньо- (до 2000 р.) і довгостроковому (до 2010 р.) плані, соціальній та сфері енерговиробництва, енергоспоживання, енергопостачання і відносин із світовим енергетичним господарством. У час вищим пріоритетом енергетичної стратегії Росії є підвищення ефективного енергоспоживання та енергозбереження. Енергоємність товарної продукції Росії у 2 разу вищу, ніж у навіть втричі вище, ніж у Європі. Спад виробництва, у 1992;1995 рр. не «знизив енергоємності, а навіть підвищив ее.

Енергозбереження дозволить запобігти цю небажану тенденцію, а також знизити до 2000 р. шкідливі викиди у повітря. Заощаджені енергоресурси можуть бути є основним джерелом стабілізації експорту ТЭР.

Існуюче стан нафтового комплексу оцінюється як кризовий, насамперед із погляду падіння видобутку нафти. Рівень видобутку нафти на Росії у 1995 р. відповідає показниками середини 70-х років. Видобуток нафти на 1995 р. скоротилася на 3.4% проти 1994 р. Причинами спаду є погіршення сировинної бази, знос основних фондів, розрив єдиного простору, жорстка фінансова політика уряду, зниження купівельну спроможність населення, інвестиційний криза. Вибуття виробничих потужностей у 3 разу перевищує введення нових. Зростає кількість бездіяльних свердловин, до кінця 1994 р. загалом 30% експлуатаційного фонду свердловин простоювало без роботи. Тільки 10% нафти видобувається передовими технологиями.

На нафтопереробних заводах Росії знос основних фондів перевищує 80%, а завантаження потужностей на НПЗ не перевищує 60%. У цьому валютна прибуток від експорту нафти зростає, яка досягається випереджаючим зростанням фізичних обсягів експорту .

Попри заходи, прийняті урядом Росії, створені задля підтримку нафтопереробного сектора — розробка федеральної цільової програми «Паливо і енергія », постанову «Про заходи з фінансуванню реконструкції й модернізації підприємств нафтопереробної промисловості Росії «, поточний стан справ усім нафтопереробних заводах складне. Проте песимізм затяжного перехідного періоду у майбутньому має змінитися оптимізмом початку економічного підйому. Після очікуваного 1997 р. закінчення періоду економічної спаду можна очікувати постійного нарощування темпів зростання протягом кількох наступних років, яке зміниться більш помірним зростанням після 2000 г.

Основна мета програми модернізації вітчизняного нафтопереробного комплексу — пристосування продукції до вимог ринку, зменшення забруднення довкілля, скорочення енергоспоживання, зменшення виробництва мазуту, вивільнення нафти для експорту і підвищення вивезення високоякісних нефтепродуктов.

Фінансові ресурси для інвестування проектів модернізації обмежені, тому найважливішим є виділення пріоритетних проектів із числа запропонованих. При відборі проектів враховуються оцінки можливих регіональних ринків збуту, потенційного регіонального виробництва, балансу від попиту й пропозиції на регіональному рівнях. Найперспективнішими областями вважаються Центральний регіон, Західна Сибір, Далекий Схід і Калінінград. До среднеперспективным відносять Северо-Запад, Волго-Вятский район, Центрально-Черноземную область, Північний Кавказ і Східну Сибір. До найменш перспективним ставляться північні регіони, Волга і Урал.

Проекти модернізації нафтопереробних заводів в регіональному розрізі аналізуються з урахуванням на певні ризики. Ризики пов’язані з обсягами перероблюваної сировини й своєї продукції продаж — наявність ринків збуту. Комерційні і трансакційні ризики визначаються наявністю завод має транспортних засобів реалізації поставок сировини й відвантаження переробленої продукції, включаючи сховища. Економічні ризики прораховувалися щодо впливу проекту збільшення економічної маржі. Фінансові ризики загалом пов’язані з обсягом коштів, необхідних реалізації проекта.

До кожного з проектів модернізації до відбору кінцевої конфігурації необхідним є дотримання докладних техніко-економічних обгрунтувань. Модернізація НПЗ сприяти задоволенню зростання попиту на дизельне паливо, впровадження проектів дозволить майже зовсім задовольнити попит на високооктанові моторні бензини, і навіть скоротити вдвічі надлишки мазуту з урахуванням сценарію низького нею попиту. Це стане можливим нарощуванню заміщення мазуту природного газу для генерації енергії у зв’язку з збільшенням експорту мазуту на країни Західної Європи, як сировини на переробку й експорту у регіонах, не підтримувані природного газу для генерації энергии.

Негативний вплив на зниження видобутку нафти на 1994;1995 рр. справила затоварювання НПЗ готової продукцією, яку через високі ціни на нафтопродукти не може оплачувати масовий споживач. Скорочують обсяги перероблюваної сировини. Державне регулювання як прив’язки нафтовидобувних об'єднань до визначених М ПЗ у разі стає позитивним, а негативним чинником, і не відповідає сучасної ситуації у нафтової галузі й не розв’язує нагромаджених проблем. Веде до перевантажень в системах магістрального тру-бо-проводного транспорту нафти, які за відсутності достатньої ємності сховищ в нафтовидобутку змушують зупиняти діючі свердловини. Так, поданим Центрального диспетчерського управління «Роснафти », 1994 р. через це нафтогазовидобувних об'єднаннях було зупинено 11 тис. свердловин загальної продуктивністю 69.8 тис. тонн на сутки.

Подолання спаду видобутку нафти є найбільш вразливій завданням нафтового комплексу. При орієнтації лише з існуючі вітчизняні технологій і виробничу базу зниження видобутку нафти триватиме до 1997 р. навіть за скороченні фонду простоюючих свердловин до нормативних величин і щорічному нарощені обсяги експлуатаційного буріння. Необхідним є залучення значних інвестицій як іноземних, і вітчизняних, впровадження прогресивних технологій (горизонтальне і радіальне буріння, гідророзрив пластів тощо.) і устаткування особливо розробки невеличких народів і малодебітних родовищ. І тут спад видобутку нафти можна подолати в 1997;1998 гг.

На думку, ситуація у ПЕК. можна оцінити і з інших позицій. Видобуток нафти і конденсату в 1993 р. становила 354 млн т. Власне споживання Росії 220 млн т. Вивезення сировини країн СНД знизився у зв’язку з скороченням попиту (неплатежі) на 96 млн т ум. палива, що дозволило збільшити експорт у далекому зарубіжжі на 1 млн т ум. палива. Після роз'єднання союзного нафтового комплексу Росія над змозі переробити всю нафту, видобуту її території, через дефіциту потужностей із переробки. Російські НПЗ спроможні переробити не більш 300 млн тонн на рік при видобутку нафти з газовим конденсатом в 1995 р. 306.7 млн т.

Багато російські НПЗ неспроможна купувати нафту за високих цін, через труднощі реалізації вироблюваних нафтопродуктів. Слід враховувати й те, що понад сотню млн тонн на рік Росія через свої, і навіть колишніх радянських республік порти і трубопроводи, залізничні станції експортувати не может.

Отже, невизначений баланс: видобуток — споживання— експорт. Є небезпеку, і в декларованої орієнтації на енергозбереження закласти у розвиток комплексу безадресне виробництво енергії. У умовах використання кредитів і розширення числа спільних підприємств із зарубіжними партнерами зажадають додаткового вивезення сирої нафти на ролі забезпечення кредитних і договірних обязательств.

За даними Мінпаливенерго РФ, в 1993 р. видобуток нафти й експорт нафти здійснювали 37 СП. Вони вивезли нафти понад 1.2 млрд дол., а сума інвестицій зарубіжних партнерів не перевищила 230 млн дол. У 1994 р. сукупна видобуток СП становила 14.7 млн т, а 1995 р — 17.8 млн т. Експорт нафти СП 1994 р. становив 9.7 млн т. У 45 СП нафтопереробної промисловості обсяги капіталовкладень склали 25 млн дол., а експорт нафтопродуктів на 1994 р. перевищить 500 млн долл.

Ефективне вирішення питань залучення іноземного капіталу розвиток нафтового комплексу Росії вимагає державного підходу [6, 19] і одночасного вирішення питань профілактики витоку капіталів за кордон під час експорту нафти і відновлення взаємовигідного співробітництва між підприємствами нафтового комплексу країн СНД. Основним джерелом стабілізації експорту, як це й проголошено у економічній стратегії Росії, мають стати зекономлені энергоресурсы.

Необхідний поворот стратегії від нарощування видобування вуглеводневої сировини підвищення ефективності використання енергоресурсів. Важливо враховувати проблему кінцівки і непоправності ресурсів, у низці старих видобувних районів країни з передовою інфраструктурою вони близькі до исчерпанию.

Оцінка ресурсів всіх категорій має розрахунковий характері і перевіряється практикою. Приміром, в Північно-Кавказькому видобувному районі Росії з мері вивчення змінюється уявлення оцінки ресурсів. Якщо прийняти це оцінку ресурсів, запасів і накопиченої видобутку нафти і є району на 1966 р. за 100%, чи до 1988 р. попри значне на збільшення обсягів буріння поповнення запасів газу становило лише 4%, а нафти 32%, що ні компенсувала обсягу видобутку цей період. Тому оцінка ресурсів знизилася практично наполовину. Така сама картина зокрема у ряді районів Урало-Поволжья, Закавказзя. Нині початкові запаси родовищ нафти, що у розробці, вироблені загалом на 48%. Це означає перехід на період дедалі нижчій видобування нафти й темпів відбору залишкових запасів. Ступінь виробленості найбільших родовищ значно вища середні показники і як по родовищам: Самотлорскому — 63%, Ромашкинскому — 85, Мамонтовскому — 74, Федоровскому — 58, Арланскому — 77,5, Покачевскому — 76.8, Мортымья-Те-теревскому — 95%. Ситуація ускладнюється і тих, що виробленими виявляються запаси высокодебитных горизонтів (на Самотлорському родовищі самий высокодебітний обрій вже вироблено на 92%, на Покачевском — на 90%).

Комплексність використання добутих у надрах з корисними копалинами дуже низька стосовно світового рівня. Це спричиняє їхніх збитків в розмірі 30−50% від врахованих у надрах запасів (в частностиб попутного газу та інших цінних компонентів нафтових родовищ). Вичерпання запасів основних родовищ, слабка под-тверждаемость оцінки ресурсів у старих районах вказують, що криза надрокористування обумовлений квапливим і нераціональним виснаженням природних ресурсов.

Подальші перспективи відкриттів пов’язані з малоизученными районами Сибіру, Далекого Сходу, і шельфів морів, оцінка продуктивності яких базується переважно на аналогіях, тому за переходу до ринкової економіці доцільно звернутися до питання кардинальну зміну стратегії надрокористування Росії: в геології — до обслуговування видобувних галузей шляхом розширення мінерально-сировинної бази до визначення лімітів надр, регулювання темпів видобутку газу і контролю за раціональністю використання сировини; з розробки — від нарощування видобутку до її квотуванню, согласовываясь з лімітами надр, у виробництві — від валового до раціональному споживання сировини з урахуванням ресурсосбережения.

Перехід до раціонального використання надр і ре-сурсосбережению у всій технологічному ланцюжку від пошуків з корисними копалинами до їхньої переробки, а потім і кільця вторинної утилізації цілком відповідає державним інтересам Росії. Перелічені вище завдання можна вирішити за умов конкуренції суб'єктів регульованого енергетичного рынка.

Останніми роками нашій країні у сфері експорту нафти відбувався поступовий відхід державній монополії і наближення до ухваленій у промислово розвинених країн практиці частно-государственной олігополії, суб'єкти якої діють за розробленим і прийнятим ними ж цивілізованих правил з урахуванням національних традицій і особливості. Так як із реформуванні економіки з 1992 р. стався злам державної машини управління, становлення нафтової олігополії відбувалося завжди цивілізованими способами. Право продажу нафти і нафтопродуктів за рубежі країн одержали більш 120 організацій, приватних компаній, і спільних підприємств. Конкуренція загострилася між російськими продавцями нафти. Кількість демпінгових і неконтрольованих угод постійно збільшувалася. Ціна російську нафту скоротився майже на 20%, а обсяг експорту залишався на рекордно низький рівень 65 млн тонн на 1992 г.

Широко поширилася практика звільнення з сплати експортних мит як професійних торгових компаній, і багатьох адміністрацій регіонів, державними структурами, різних громадських організацій. У цілому у 1992 р., за даними Головного управління економічним злочинів МВС Росії, від експортного мита звільнялося 67% вивезеної нафти, що позбавляло бюджет надходжень у сумі близько двох млрд долл.

У 1993 р. країни заробив інститут спецекспортерів, що передбачає виділення найдосвідченіших торгових компаній (трейлерів) і надання їм виняткового права для проведення зовнішньоторговельних операцій із нафтою та нафтопродуктами. Це й дозволило збільшити обсяг експорту нафти до 80 млн тонн на 1993 р., трохи підняти її ціну (яка залишалася на 10— 13% нижче світового рівня), відпрацювати механізму контролю за надходженнями валютних засобів у країну. Проте спецекспортерів продовжувало залишатися надмірним (50 суб'єктів). Вони як і конкурували не стільки із зарубіжними компаніями, а й між собой. Сохранился і механізм надання пільг щодо експортним мита, але розмір недоотриманих бюджетом коштів знизився до 1,3 млрд долл.

У 1994 р. зменшилася кількість спецекспортерів до 14 організацій. Експорт нафти збільшується до 91 млн т, ціна російську нафту становила 99% від світової. Поліпшенню справ у цій сфері сприяв процес приватизації і реструктурування нафтової галузі: ряд компаній сформувалися як повністю вертикально інтегровані, здатні здійснювати весь цикл операцій від розвідування й видобутку нафти до реалізації нафтопродуктів безпосередньо споживачам. Наприкінці 1994 р. основними російськими виробниками експортерами з участю МЗЕЗ РФ було створено галузеве об'єднання Союз нафтоекспортерів (СОНЭК), доступ куди відкритий усім суб'єктам нафтового сектора.

Отже, російські компанії спромоглися конкурувати на світових ринках із провідними монополіями промислово розвинутих країн. Було створено умови для скасування інституту спецекспортерів, що й зроблено рішенням уряду у початку 1995 р. Створення СОНЭК реалізувало що використовується в усьому світі практику упорядкування експорту стратегічних товарів. Наприклад, у Японії існує 100 експортних картелів, у Німеччині близько тридцяти, США близько 20.

Присутність вертикально інтегрованих нафтових компаній на внутрішньому російському ринку створює передумови у розвиток ефективної конкуренції з-поміж них, має позитивні наслідки споживачам. Проте до нашого часу ці передумови на регіональному рівнях не реалізуються, оскільки досі фактично відбувся поділ російського ринку на зони впливу знову утворених нафтових компаній. З 22 обстежених ГКАП Росії у 1994 р. регіонів лише з ринках Астраханській і Псковської областей, Краснодарського і Ставропольського країв поставки нафтопродуктів (бензину, мазуту, дизельного палива) здійснюються двома нафтовими компаніями, у решті випадках присутність однієї нафтової компанії чи, як правило, перевищує 80%-й рубеж.

Поставки за прямими зв’язкам, і навіть мають фрагментарний характер, здійснюються іншими компаніями, та їх частка у обсязі поставок на регіональні ринки занадто низька, щоб створювати конкуренцію монополістам. Наприклад, в Орловської області лише за абсолютному домінуванні компанії «КЖОС «на регіональному ринку (97%) компанія «ЛУКойл «також поставляє нафтопродукти Агроснабу. Проте Договір з-поміж них носить разовий характері і уклали на бартерної основе.

Створення на початку 1993 р. трьох вертикально інтегрованих нафтових компаній (ВІНК) істотно вплинув ринки нафтопродуктів. Видобуток нафти кожної з вертикально інтегрованих компаній зросла відсотках стосовно іншим нафтовидобувним підприємствам, і становила сумарно у грудні 1994 р. 56.4%, тоді як і першому півріччі 1993 р. ці три компанії добували 36% від загального обсягу видобутку нафти Росії. У цілому за падінні виробництва основних видів нафтопродуктів ВІНК стабілізували і навіть прирастили випуск окремих видів продукции.

Поруч із зростання нафтових цін ВІНК загалом нижче, ніж у нафтовидобувним підприємствам, не сформованим у компанії. З іншого боку, нафтові компанії періодично оголошують про заморожуванні своїх ціни нафтопродукти. Це дозволяє нафтовим компаніям освоювати як ринки нафтопродуктів областей, де перебувають їхні дочірні АТ нафтопродуктозабезпечення, а й активно виходити до інших найбільш привабливі регіони (прикордонні, центральні, південні). Призупинення в 1994 р. створення нових нафтових компаній надала суттєві переваги трьом функціонуючим НК у захопленні ринків збуту й зміцненні своїх позицій на них.

Економічні наслідки дій нафтових монополій на регіональних ринках нині, за умов тотального падіння платіжної здібності споживачів нафтопродуктів, носять яскраво вираженого негативного характеру. Понад те, забезпечення нафтовими компаніями поставок по госнуждам на умовах безоплатного кредитування (до безнадійних боржників належить агропромисловий сектор) вирішує оперативні проблеми неплатежів у регіонах. Однак гарантій, що з активізації попиту, у зв’язку з зростання платоспроможністю споживачів, потенційні можливості цінового диктату та інших зловживань домінуючим становищем ні реалізовані. Це необхідно враховувати в формуванні конкурентного середовища й розробці антимонопольних вимог. У цьому потрібно враховувати специфічні галузеві особливості, найважливішими серед яких є следующие:

— підвищені вимоги до безперервності технологічних процесів і надійності забезпечення споживачів електричної й теплової енергією, сировиною і топливом;

— технологічне єдність одночасно що протікають процесів виробництва, транспортування та споживання електричної й теплової енергії, нафти і газа;

— необхідність централізованого диспетчерського управління створеними єдиними системами енерго -, нафтоі газопостачання, забезпечує підвищення ефективність використання паливно-енергетичних ресурсів немає і надійніші поставки їх споживачам; — природна монополія енерго-, нафтоі газотранспортних систем по відношення до постачальникам і споживачам та необхідність державного регулювання діяльності цих систем;

— залежність економічних результатів діяльності нафтоі газовидобувних підприємств через зміну гірничо-геологічних умов видобутку топлива;

— жорстка технологічна взаємозалежність підприємств і підрозділів основного і що виробництв, які забезпечують випуск кінцевої продукции.

Нині закладаються самі основи формування конкурентного середовища з урахуванням специфічних особливостей галузей ПЕК, що предусматривает:

— формування переліку природничих і дозволених монополій в галузях ТЭК;

— забезпечення реалізації антимонопольних заходів при приватизації підприємств і закупівельних організацій ТЭК;

— виявлення підприємств і закупівельних організацій ПЕК, конкурентоспроможних чи які можуть стати конкурентоспроможними на світовому ринку, й створення умов їхнього ефективного функціонування на світовому рынке;

— здійснення контролем із боку органів управління за запорукою щодо недобросовісної конкуренції з підприємств і закупівельних організацій ТЭК;

— формування фінансово-промислових груп у галузях ТЭК;

— розробку плану заходів із реалізації в галузях ПЕК комплексу першочергових заходів для розвитку малого середнього бізнесу; розробку пропозицій з розмежування функцій управления.

1. Вертикально інтегровані нафтові компанії Росії. В. Ю. Алекперов, М 1996.

2.Ежемесячный аналітичний журнал «Нафта і капітал», жовтень 1998, лютий 1999.