Добыча
За последнее десятилетие добыча нефти в России уменьшилась на 3%, конденсата – выросла почти в 2 раза, при этом суммарная добыча жидких углеводородов осталась практически неизменной. Наиболее значимое снижение добычи нефти произошло в 2020 г. в связи с глобальным снижением спроса и участием России в соглашении ОПЕК+ по ограничению добычи нефти.
В 2023 г. добыча жидких углеводородов достигла 521,6 млн т, в т. ч. нефти — 484,6 млн т (~ 1,7% относительно 2022 г.), конденсата — 37 млн т (+7,6%).
По итогам 2023 г. в России добыча жидких углеводородов снизилась на 1,1% — до 521,6 млн т. Из них 429,4 млн т пришлось на долю пяти крупнейших вертикально интегрированных компаний — ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», Группа «Газпром», ПАО «Сургутнефтегаз» и ПАО «Татнефть» (+0,2% к 2022 г.). Добыча нефти менее крупными ВИНК, а также независимыми и совместными компаниями составила 78,3 млн т (~12% относительно 2022 г.), операторами СРП – 13 млн т.
Лидирующее положение по добыче жидких углеводородов в стране занимает государственная компания ПАО «НК «Роснефть», ведущая их добычу в Западной и Восточной Сибири, Приволжском и Уральском регионах, на Дальнем Востоке, в Тимано-Печоре, Краснодарском крае, а также на шельфах морей. На территории России в 2023 г. компания добыла 193,6 млн т нефти и конденсата (37,1% от общероссийской), что на 1% выше уровня 2022 г. Основную добычу нефти холдингу обеспечивают 6 месторождений: Приобское, Самотлорское, Приразломное, Малобалыкское (ХМАО – Югра), Ванкорское (Красноярский край), Верхнечонское (Иркутская обл.). Основные объёмы конденсата добываются на Уренгойском (АО «Роспан-Интернешнл»), Ванкорском (АО «Ванкорнефть») и Юрубчено-Тохомском (АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания») месторождениях.
В 2023 г. компанией открыто 2 месторождения и 133 новые залежи с суммарными балансовыми запасами 0,1 млрд т нефтяного эквивалента (т.н.э.). В Республике Удмуртия открыто нефтяное месторождение им. А.А. Зеленина с извлекаемыми запасами 0,4 млн т, в Оренбургской области — Новонгнашкинское с запасами 0,2 млн т. Впервые за последние тридцать лет, в 2023 г. открыты новые залежи УВС на территории Чеченской Республики, на государственный учёт поставлены запасы 2,5 млн т нефти.
Группа «ЛУКОЙЛ» ведёт добычу на территории четырёх федеральных округов РФ: Северо-Западном, Приволжском, Уральском и Южном. Основная ресурсная база ПАО «ЛУКОЙЛ» располагается в Западной Сибири (ХМАО – Югра). На Европейскую часть РФ приходится 54,9% всей добычи «ЛУКОЙЛа».
Около 43% нефтедобычи холдинга обеспечивает его дочернее предприятие ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»; из них две трети объёмов получают на Ватьеганском, Тевлинско-Русскинском, Повховском и Южно-Ягунском месторождениях. Ещё 39% добывают ООО «Лукойл-Пермь» и ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».
Несмотря на ограничения добычи по сделке ОПЕК+, компания продолжила развитие приоритетных проектов. Продолжился рост добычи нефти на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами в Западной Сибири и на лицензионных участках, перешедших на режим налога на дополнительный доход (НДД). В течение 2023 г. начата добыча нефти на 7 новых месторождениях в Западной Сибири, Предуралье и Поволжье.
Суммарная добыча нефти и конденсата ПАО «ЛУКОЙЛ» на территории России в 2023 г. составила 78,6 млн т (-3% к 2022 г.), что обеспечило 15,1% общероссийского объёма добычи.
ПАО «Сургутнефтегаз» на протяжении последних лет удерживает стабильный уровень добычи нефти в 50–60 млн т, обеспечивая 10–12% российского производства. В 2023 г. добыча жидких углеводородов была снижена на 5,3% до 56,4 млн т. Ресурсная база ПАО «Сургутнефтегаз» расположена на территориях Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций. Основной регион деятельности компании — ХМАО с Югра. Компания продолжает активную работу по расширению производственной инфраструктуры на сформированных центрах нефтедобычи — месторождениях Восточной Сибири, Уватской и Рогожниковской группы месторождений.
Группа «Газпром» ежегодно добывает порядка 10–14% жидких углеводородов России. В 2023 г. их добыча составила 72,4 млн т (+6,6%). Холдинг разрабатывает месторождения в крупнейших нефтегазоносных регионах страны — ХМАО – Югра и ЯНАО, а также в Иркутской, Омской, Оренбургской, Томской областях и на шельфе Баренцева моря. Ключевым активом компании является южная часть Приобского месторождения (ООО «Газпромнефть-Хантос»), где в 2023 г. добыто 8,3 млн т нефти. Значительный рост нефтедобычи в 2023 г. обеспечено месторождение им. Александра Жагрина, входящее в кластер «Зима» в ХМАО, на нем было добыто 5,4 млн т (+29%). Компания ведёт активные работы по развитию и других крупных проектов разработки Новопортовского, Приразломного и Восточно-Мессовхского месторождений.
Основным регионом деятельности компании ПАО «Татнефть», добывающей 4–5% российской нефти, традиционно является Республика Татарстан; небольшие объёмы нефти также поступают из месторождений Ненецкого АО, Самарской, Оренбургской, Ульяновской областей, Республики Калмыкия. Основными месторождениями компании являются два уникальных и шесть крупнейших месторождений: Ромашкинское, Ново-Елховское, Ашалычинское, Бавлинское, Бондюжское, Первомайское, Сабанчинское, Архангельское. В 2023 г. компания сократила объёмы добычи нефти на 2,2% — до 28,5 млн т.
Добычу углеводородного сырья из российских недр ведут также иностранные компании, работающие по соглашению о разделе продукции (СРП). По состоянию на 01.01.2024 на территории РФ действуют две СРП: ООО «Сахалин-1», ООО «Сахалин-2». В 2023 г. добыча нефти по проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2» составила 11,3 млн т (+37% к 2022 г.).
Оператором проекта «Сахалин-1» с 07.10.2022 (по Указу Президента Российской Федерации № 723) стала компания АО «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (дочерняя структура ПАО «Роснефть»), на её долю приходится 50% плюс одна акция. Другими участниками проекта остались японская SODECO (30%) и индийская ONGC (20%).
Проект «Сахалин-2» с 30.06.2022 также полностью переведён в российскую юрисдикцию (Указ Президента Российской Федерации № 416): оператором проекта стала ООО «Сахалинская энергия» с долей в 50% плюс одна акция у ООО «Газпром Сахалин холдинг». Другими участниками проекта являются ПАО «НОВАТЭК» с долей 27,5%, Mitsui и Mitsubishi владеющие 12,5% и 10% соответственно.
Первичная переработка
Более половины добытой в стране нефти отправляется на переработку. В 2023 г. на отечественные нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) было поставлено 274,9 млн т (+1,2% относительно 2022 г.).
По состоянию на 01.01.2024 переработку нефтяного сырья в России осуществляли 70 нефтеперерабатывающих предприятий, из которых 30 входят в состав ВИНК, 8 независимых, а также 32 мини-НПЗ. Основные мощности принадлежат ПАО «НК Роснефть», Группе «Газпром», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Сургутнефтегаз», совместно они обеспечили 74,5% объёмов нефтепереработки, или 207 млн т.
Глубина переработки нефти в 2023 г. осталась неизменной, на уровне 84,1%. На 3,2% вырос объём выпуска автомобильного бензина, на 3,5% – дизельного топлива, на 1,8% — топочного мазута.
Производство авиационного топлива сократилось на 12,3%, на 8% — топочного мазута.
Основные нефтеперерабатывающие мощности принадлежат ПАО «НК «Роснефть», на его долю приходится треть объёмов перерабатываемого в стране сырья. В структуру холдинга входят 13 нефтеперерабатывающих заводов, в т. ч. крупнейшие Рязанский, Комсомольский и др., а также Ангарский нефтехимический комплекс и несколько мини-НПЗ. Объём переработки на российских НПЗ компании в 2023 г. составил 88 млн т (-6,8%). Глубина переработки на предприятиях холдинга составляет 76,2%, выход светлых нефтепродуктов — 58,6%.
Основными российскими перерабатывающими мощностями ПАО «ЛУКОЙЛ» являются Нижегородский, Пермский, Волгоградский и Ухтинский НПЗ. В 2023 г. компания увеличила объёмы переработки до 44,2 млн т (+0,4% к 2022 г.). Глубина переработки на предприятиях холдинга составляет 90,6% (+0,6% к 2022 г.), выход светлых нефтепродуктов 73% (+2,5% к 2022 г.).
В перерабатывающий комплекс Группы «Газпром» входят мощности по переработке нефти ПАО «Газпром нефть», а также ООО «Газпром Нефтехим Салават» — одного из крупнейших в России производственных комплексов нефтепереработки и нефтехимии. Группа ПАО «Газпром» реализует национальный проект по созданию первого в России современного катализаторного производства вблизи своего основного нефтеперерабатывающего актива — Омского НПЗ, являющегося одним из крупнейших в стране и мире. Кроме того, частично реализовался второй этап программы модернизации перерабатывающих предприятий, цель которого — увеличение глубины переработки и повышение показателя выхода светлых нефтепродуктов. На Омском НПЗ в 2023 г. глубина переработки нефти составила 99%. Объём переработки Группой по итогам 2023 г. снизился на 1,2% и составил 56,8 млн т.
Переработка нефти в ПАО «Сургутнефтегаз» осуществляется на Киришском НПЗ, являющемся одним из крупнейших в России. На предприятии ведётся модернизация технологической схемы для повышения качества выпускаемой продукции. В 2023 г. Киришским НПЗ было переработано 17,6 млн т (+3,7% к 2022 г.) нефтяного сырья.
Самый высокий уровень глубины переработки нефти (99,9%) был достигнут ПАО «Татнефть» на комплексе нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов АО «ТАНЕКО». Запланированные на 2019–2026 гг. работы нацелены на повышение выхода светлых нефтепродуктов до 89%. По итогам 2023 г. объёмы переработки компании выросли до 17 млн т (+3,5% к 2022 г.).
Транспортировка сырой нефти и нефтепродуктов для отечественных и зарубежных потребителей осуществляется по развитой системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть».
Внутреннее потребление
Более половины производимых в России нефтепродуктов поступает на внутренний рынок, полностью покрывая спрос со стороны отечественных потребителей. На внутренний рынок в 2023 г. с российских НПЗ отгружено 38 млн т бензина (+0,3% к 2022 г.), 52,2 млн т дизельного топлива (+4,4%), 6,3 млн т топочного мазута (-10,6%). В процентном соотношении доля основных видов нефтепродуктов, отгруженных в 2023 г. на внутренний рынок, от их производства составила: бензина — 86,4%, дизельного топлива — 59,3%, топочного мазута — 15,4%.
В целом за последнее десятилетие внутреннее потребление нефтепродуктов выросло почти на 20%. Исключением стал 2020 г., когда вследствие сокращения внешних и внутренних авто- и авиаперевозок, вызванного пандемией COVID-19, отгрузки авиационного керосина, бензина и дизельного топлива на внутренний рынок сократились. В 2021 г. спрос восстановился практически в прежнем объёме, а в 2022–2023 гг. демонстрировал рост.