Теория и методология активизации инновационной деятельности в нефтеперерабатывающей отрасли на основе развития конкурентной среды тема диссертации по экономике, полный текст автореферата
Автореферат
| Ученая степень | доктор экономических наук |
| Автор | Сутанова, Дильбар Шамилевна |
| Место защиты | Казань |
| Год | 2009 |
| Шифр ВАК РФ | 08.00.05 |
Диссертация
Автореферат диссертации по теме "Теория и методология активизации инновационной деятельности в нефтеперерабатывающей отрасли на основе развития конкурентной среды"
На правах рукописи
СУТАНОВА ДИЛЬБАР ШАМИЛЕВНА
ТЕОРИЯ И МЕТОДОЛОГИЯ АКТИВИЗАЦИИ
ИННОВАЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ НА ОСНОВЕ РАЗВИТИЯ КОНКУРЕНТНОЙ СРЕДЫ
Специальность 08.00.05 - Экономика и управление народным хо-
зяйством: управление инновациями и инвестиционной деятельностью; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами (промышленность).
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора экономических наук
1 4 ЯН5 т.
Санкт-Петербург
003458878
Работа выпонена на кафедре экономики ГОУ ВПО Казанский государственный технологический университет
Научный консультант: доктор экономических наук, профессор
Авилова Вилора Вадимовна
Официальные оппоненты: доктор экономических наук, профессор
Садчиков Иван Александрович
доктор экономических наук, профессор Табурчак Петр Павлович
доктор экономических наук, профессор Румянцев Алексей Александрович
Ведущая организация: ГОУ ВПО Казанский государственный
университет им. В.И.Ульянова-Ленина
Защита состоится л3 (/у^А&ЛЯ 2009 года в '/-3 часов на заседании совета Д 212.219.03 по защите докторских и кандидатских диссертаций при ГОУ ВПО Санкт-Петербургский государственный инженерно-экономический университет по адресу:
191002, г.Санкт-Петербург, ул.Марата, д.27, ауд.324.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО Санкт-Петербургский государственный инженерно-экономический университет по адресу: 196084, г.Санкт-Петербург, Московский пр., д.103-а, ауд.305
Автореферат разослан Ь
2009 года
Ученый секретарь диссертационного совета доктор экономических наук, профессор
1.ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы исследования. С ростом значения инноваций как основного фактора экономического развития возникает необходимость исследования инфраструктурных составляющих, определяющих скорость и эффективность инновационной деятельности. Изучение факторов ускорения модернизации производств позволяет сделать вывод о методологической незавершенности исследования комплексной проблемы интенсификации инновационной деятельности. Данное заключение основано на том, что инновация является результатом сложнейших взаимодействий между государством и рынком, наукой и производством, региональной и отраслевой промышленной политикой. Приложение единых механизмов интенсификации инноваций неприемлемо в силу отраслевых различий в реализации процессов технического перевооружения производств, наличия специфичных конкурентных отношений на отраслевых рынках. Рассмотрение конкурентной среды в качестве фактора интенсификации инновационной и инвестиционной деятельности позволяет понять логику промышленной политики развитых стран и избежать ошибок при перенесении зарубежных моделей отраслевой инновационной политики в российскую практику. Определение паритета существующих механизмов активизации инновационной деятельности является крайне актуальным в условиях систематического смещения акцентов в инструментах реализации промышленной политики от ужесточения контроля за соблюдением антимонопольного законодательства, до чрезмерной протекционистской, а иной раз и попустительской политики государства к факторам, деформирующим конкурентную среду в отрасли.
Формирование оптимальной конкурентной среды для интенсификации инноваций в нефтеперерабатывающей отрасли промышленности требует реализации комплексного подхода, включающего исследование теории и методологии процесса взаимодействия конкурентной среды и инновационной активности, изучение эволюции структуры российского и региональных рынков нефтепродуктов, определения характера влияния факторов конкурентной среды на инновационную активность предприятий отрасли. Интеграция нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей, заключающаяся в увеличении глубины переработки нефти и производстве широкого спектра нефтехимического сырья на наиболее современных нефтеперерабатывающих комплексах мира, обуславливает необходимость рассмотрения механизмов интенсификации инноваций и в нефтехимической отрасли. Поставленные задачи приобретают новое звучание в свете необходимости достижения стратегических целей увеличения глубины переработки нефти на отечественных нефтеперерабатывающих заводах, реализации политики импортозамещения в нефтехимии, требующих качественного роста инновационной активности в отрасли.
Степень научной разработанности темы. Взаимосвязь структуры рынка и инновационной активности предприятий являлась предметом исследований экономистов с момента возникновения теории конкуренции и монополии. В работах представителей классического и неоклассического направления, исследовавших структуру рынков, А. Смита, А. Маршала, Дж. Робинсон, Эд. Чемберлена, А. Лернера определено отрицательное влияние роста концентрации на инновационную активность предприятий. К. Марксом, напротив, обосновывается доминирующая роль крупных предприятий в продвижении результатов научно-технического прогресса. Идеи К. Маркса получили развитие в трудах Дж. Гебрейта и И. Шумпете-ра, который обосновал нерелевантность классической статической теории конкуренции, определив, что конкуренция к середине 20 века стала носить не ценовой, а инновационный характер. В русле неошумпетерианского течения в 80-х годах получила развитие эволюционная теория экономики. Наиболее весомый вклад в исследование динамической взаимосвязи конкуренции и инновационной активности внесли основоположники теории эволюционной экономики Р. Нельсон, С. Уинтер, среди российских ученых-эволюционистов этими вопросами занимались В. Маевский, О. Сухарев и др.
В середине XX вв. в русле неоклассического подхода начала формироваться теория организации отраслевых рынков. К наиболее ярким представителям данного направления можно отнести Дж. Баумоля, Дж. Бейна, Ф. Шерера, Д. Росса, М. Камьена, Н. Шварца, Ж. Тироля, Д. Морриса, Д. Хея, Л. Кабраля, развивших в своих исследованиях концепцию предопределения поведения предприятия структурой отраслевого рынка. К работам отечественных экономистов, внесших вклад в развитие теории отраслевых рынков, можно отнести труды Н. Розановой, С. Авдашевой, А. Пе-лиха, Ю. Таранухи, В. Третьяка, А. Бандилета и др. Ограниченный круг российских исследований обусловлен тем, что данная отрасль знаний для отечественной экономической науки является достаточно новой, и она получила импульс развития в свете роста значения антимонопольного регулирования в качестве инструмента реализации промышленной политики. Исследованию данного раздела теории отраслевых рынков посвящены работы И. Южанова, В. Димова, Т. Бурмисторовой, Г. Мартыненко, В. Еременко, Я. Кузьминова, А. Яковлева, А. Цыганова и др.
Модели промышленной политики США, Японии и ряда европейских стран формировались, отражая идеи доминирующих экономических течений XX века, представленных в работах Й. Шумпетера, Дж. Гебрейта, М. Солоу, Ф. Хайека, Д. Норта, М. Портера, X. Такеути, Ж. Окумура, К. Мацумото, М. Беста, Дж. Пауэла, П. Самуэльсона, Р. Коуза. Труды данных ученых оказали значимое влияние на вектор промышленной инновационной политики развитых стран. Формированию промышленной политики интенсификации инноваций посвящено большое количество работ
российских исследователей, среди которых можно выделить труды С. Вал-дайцева, В. Ващенко, Т. Воковой, С. Глазьева, С. Жаворонкова, Е. Житен-ко, С. Ильенковой, А. Каплиева, Г. Краюхина, Б. Кузнецова, Н. Кондратьева, В. Мау,М. Некрасовой, А. Румянцева, М. Сафиулина, Г. Семенова, О. Туровца, А. Цветкова, С. Фокина, Д. Черного, К. Яновского и др. Вопросы активизации инвестиционных процессов в российском нефтегазохими-ческом комплексе рассмотрены в трудах В. Авиловой, В. Балуковой, М. Васильева, Ш. Губаева, Р. Дунюшкиной, В. Клименко, И. Садчикова, В. Сомова, П. Табурчака, В. Тумина.
Анализ работ отечественных ученых показал наличие глубоких исследований в области создания институциональных условий развития инноваций, а также налоговых механизмов интенсификации инвестиционной деятельности. В тоже время рассмотрение конкурентной среды как одного из доминантных факторов интенсификации инноваций практически осталось вне поля зрения отечественных экономистов.
Интеграционные процессы, определяющие в последнее десятилетие характер конкурентных отношений на отраслевых рынках, вызвали исследовательский интерес к мотивам интеграции и оценке экономической эффективности слияний и поглощений. Так теории интеграции, выдвинутые и разработанные Р. Коузом, О. Уильямсоном, А. Ачяном, С. Дежу, Д. Леви, Б. Клейном, Р. Кроуфордом, Г. Мэтьюсоном, получили свое развитие в работах отечественных экономистов С. Авдашевой, Ф. Андреева, В. Антонова, А. Бандилета, М. Лучко, А. Малевинской, Д. Михайлова, Д. Николо-городского, А. Радыгина, Н. Рудыка, А. Сарайкина, Е. Семенковой, Н. Шмелевой, В. Цветкова, Р. Энтова и др. Интеграционные процессы в неф-тегазохимическом комплексе освещены в работах И. Белуника, А. Гра-децкого, О. Ордина, В. Данникова, В. Крюкова, М. Макаренко, А. Мухина, А. Перчика, Г. Печникова, В. Проскурякова, Ю. Черного, В. Шмата и др. В то же время влияние интеграции на инновационную активность предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности остается недостаточно изученным и требует всестороннего исследования. Анализ эволюции региональных рынков нефтепродуктов, изучение рыночной власти вертикально-интегрированных нефтяных компаний на региональных рынках, оценка величины барьеров входа и возможности регулирования конкурентных отношений с целью интенсификации инноваций имеет практическое значение как для субъектов отраслевого рынка, так и для Федеральной антимонопольной службы России, осуществляющей контроль за конкурентной средой отраслевых рынков. Это, в свою очередь, требует новых подходов к исследованию поставленной задачи, обобщений и выводов.
Цель и задачи исследования. Цель диссертационного исследования состоит в развитии теории и методологии комплексного управления инновационной активностью нефтеперерабатывающих предприятий России на
основе формирования конкурентной среды в отрасли. В соответствии с данной целью в диссертации были поставлены и решены следующие задачи:
- исследована эволюция научных взглядов на закономерности развития конкурентной среды и интенсивности инновационной деятельности в отрасли;
- уточнен понятийный аппарат, используемый при изучении конкурентной среды рынка, проведена классификация факторов структуры рынка, введены новые классификационные признаки;
- проведен системный анализ методологических подходов к исследованию взаимосвязи конкурентной среды и инновационной активности предприятий;
- обобщены теоретические положения формирования промышленной политики, позволившие определить направления активизации инновационной деятельности в капиталоемких отраслях;
- разработана методология комплексной оценки конкурентной среды региональных рынков нефтепродуктов России;
-определены тенденции развития и приоритетные направления инновационной деятельности в нефтеперерабатывающей отрасли, а также инфраструктурные ограничения реализации инновационной траектории в отрасли;
- разработана методология активизации инновационной деятельности в нефтеперерабатывающей отрасли на основе развития конкурентной среды.
Объектом исследования являются предприятия нефтеперерабатывающей отрасли России.
Предметом исследования является взаимосвязь конкурентной среды и инновационной активности промышленных предприятий; формирование конкурентной среды как фактора интенсификации инновационного развития нефтехимической и нефтеперерабатывающей отраслей.
Теоретической и методологической основой исследования послужили фундаментальные положения экономической теории, представленные в трудах отечественных и зарубежных ученых, в том числе положения классического, неоклассического, неошумпетерианского, эволюционного и неоинституционального подходов к оценке взаимодействия и взаимовлияния конкурентной структуры рынка и инновационной активности предприятий отрасли.
Исследование основывается на трудах ведущих отечественных и зарубежных ученых в области теории организации отраслевых рынков, теории интеграции, теории кластеризации, отраслевой промышленной политики. Основу методологии исследования составляет диалектика, предопределяющая изучение явлений в постоянном развитии, взаимосвязи и противоречивости, что обусловило приоритетность реализации динамического
подхода в теоретических и эмпирических исследованиях.
Методическую основу исследования составляют общенаучные методы системного и комплексного подхода к анализу экономических явлений, сравнительный, исторический и логический анализ, методы математического моделирования. В ходе реализации эмпирического исследования использовались графический, экономико-статистический метод, экономико-математическое моделирование и прогнозирование. Применение вышеперечисленных методов и приемов позволило обеспечить обоснованность проведенного анализа, теоретических и практических выводов.
Информационной базой исследования являются данные Федеральной службы государственной статистики, территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Республике Татарстан ТатарстанСтат, статистические сборники ИнфоТЭК-Консат Нефтепереработка и нефтехимия в Российской Федерации за 2000-2006 годы, материалы эмпирических исследований, научные монографии и статьи в периодической печати.
Научная новизна диссертационного исследования состоит в развитии теории и методологии управления инновационной активностью в нефтеперерабатывающей отрасли на основе развития конкурентной среды. В частности:
- систематизированы концепции закономерностей конкуренции и инновационной активности промышленных предприятий, выявленные на основе сравнительной оценки известных научных школ;
- уточнена классификация конкурентной среды отраслевого рынка с выделением новых классификационных признаков его структуры по объективным и субъективным факторам;
- обоснована необходимость динамических методов исследования конкурентной среды на рынке нефтеперерабатывающей отрасли, базирующейся на положениях эволюционной теории конкуренции;
- разработана динамическая модель влияния инновационных затрат потенциального конкурента на скорость внедрения инновации монополистом, позволяющая учитывать вероятностный характер эффективности инновационной деятельности;
- разработана методология формирования промышленной инновационной политики, определяемая уровнем капиталоемкости инвестиций в отрасли и конкурентной структурой отраслевых рынков;
- разработана система показателей структуры рынка нефтеперерабатывающей отрасли, включающая амплитуды колебаний долей рынка и характеризующих интенсивность конкуренции на рынках, а также показатель рыночной силы, позволяющий идентифицировать степень контроля предприятием совокупности региональных рынков сбыта;
- разработан агоритм оценки динамики конкурентной среды региональных рынков нефтепродуктов, базирующийся на предложенной системе
показателей структуры рынка нефтеперерабатывающей отрасли, который позволяет выявлять тенденции и закономерности его развития;
- разработаны механизмы активизации инновационных процессов в нефтеперерабатывающей отрасли, учитывающие влияние факторов конкурентной структуры отраслевого рынка на инновационную активность нефтеперерабатывающих предприятий;
- выявлены и обоснованы основные инфраструктурные ограничения активизации инновационной деятельности в нефтехимической и нефтеперерабатывающей отрасли, с учетом которых разработана концепция развития Нижнекамского нефтехимического промышленного округа.
Теоретическая значимость работы заключается в развитии теории отраслевых рынков, формировании методологии исследования эволюции конкурентной среды отраслевого рынка и влияния структуры рынка на инновационную активность промышленных предприятий отрасли.
Практическая значимость методических подходов заключается в их реализации при оценке эволюции структуры региональных рынков нефтепродуктов России. Динамический подход к оценке структуры рынков применим органами федеральной антимонопольной службы для идентификации псевдоконкурентных отношений, сопряженных с разделом сфер влияния.
Положения диссертации использованы в качестве информационной, методологической и методической основы при формировании промышленной инновационной политики территориальных экономических систем и отраслевых кластеров. Кроме того, материалы исследования востребованы при разработке курсов по таким дисциплинам как Региональная экономика и управление, Стратегическое планирование, Экономика отрасли, Стратегический менеджмент и др.
Апробация результатов исследования. Основные положения, выводы и результаты диссертационного исследования докладывались и обсуждались на Международной научно-практической конференции Опыт и проблемы социально-экономических преобразований в условиях трансформации общества: регион, город, предприятие (Пенза, 2006г.), Стратегическое планирование развития г.Нижнекамск и г.Набережные Чены: интегрируя мировой опыт инноваций(г.Нижнекамск, 2007), форуме предпринимателей Нижнекамского района Роль малого и среднего бизнеса в социально-экономическом развитии региона(г.Нижнекамск,2008), методологических семинарах кафедры экономики Казанского государственного технологического университета. Результаты исследования вошли в основу научного отчета по проекту Анализ рынков сбыта продуктов Нижнекамского нефтеперерабатывающего завода. Разработка предложений к расширению рынков сбыта Нижнекамского НПЗ(2004г.). Исследование структуры региональных рынков нефтепродуктов представлено в научном отчете по проекту Инвестиционная привлекательность региональных рынков сбыта
нефтепродуктов (2006 г.). Концепция развития нефтехимического кластера в Нижнекамском промышленном округе, разработанная автором, представлена отдельным разделом в Стратегии социально-экономического развития Нижнекамского муниципального района до 2012 года(2008г.). Положения диссертации в области формирования государственной промышленной политики в сфере инновационной и инвестиционной деятельности были использованы при разработке Стратегии социально-экономического развития г.Набережныс Чены до 2015 года(2007г.).
Публикации. Результаты исследования нашли свое отражение в 3 монографиях общим объемом 41,1 п.л.(личный вклад автора 31,3 п.л.), научных статьях и тезисах докладов, в том числе 9 научных статьях в периодических изданиях, рекомендованных ВАК России, а также 2 учебных пособиях с грифом УМО в области производственного менеджмента.
Структура диссертации. Работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка использованной литературы, приложений. Логика диссертационного исследования приведена на рис.1.
Рис. 1. Схема построения диссертации Из рис.1 следует, что диссертация содержит два блока. В первом блоке, включающем 1-3 главы, рассматриваются теоретические аспекты взаимосвязи конкурентной среды и инновационной активности. Во втором блоке, состоящем из 4-6 глав, рассматривается совокупность методов активизации инновационной деятельности в нефтеперерабатывающей отрасли на основе формирования конкурентной среды, т.е. ее методологические аспекты.
2.0СН0ВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Задача формирования концепции оптимальной конкурентной среды для активизации инноваций обусловила необходимость изучения эволюции теорий конкуренции, методологии исследования взаимосвязи и взаимозависимости конкурентной среды и инновационной активности. Анализ трудов представителей доминирующих экономических школ с конца 18 века по настоящее время, исследовавших закономерности конкуренции и инновационной активности, позволил выделить две взаимоисключающие концепции, оказавшие значимое влияние на формирование отраслевой промышленной и инновационной политики развитых стран (рис.2).
Классическая экономическая школа, основываясь на трудах А. Смита, посредством применения математического аппарата микроэкономического анализа постулировала отрицательное влияние монополизации на инновационную активность в отрасли. Доминирование концепции совершенной конкуренции А. Смита не помешало в конце 19 века К. Марксу предсказать ведущую роль крупных предприятий в реализации капиталоемких технологических нововведений. Возможность применения на крупных предприятиях научной организации труда, основанной на комбинировании и специализации производств, являлась аргументом в пользу процессов централизации капиталов и роста концентрации отраслей.
Идеи К. Маркса о возможности лиспользования системы машин и технологическом приложении науки1 только при крупномасштабном производстве, в том числе организованных посредством централизации капиталов, были развиты в работах И. Шумпетера и Дж. Гебрейта. Они определяли ведущую роль крупного интегрированного бизнеса в реализации инноваций, обосновывая это ростом капиталоемкости инвестиционных процессов и неспособностью малого и среднего бизнеса к организации массового производства технологических новинок.
Конфликт двух теорий был отчасти решен в теории отраслевых рынков, выдвинутой в 50-х годах 20 века. Согласно положениям теории отраслевых рынков оптимальная структура рынка для активизации инноваций дифференцируется от типа отрасли и всегда имеет обратную и образную форму. В рамках развития данной теории, автором определено, что оптимальное количество конкурентов на отраслевом рынке определяется уровнем капиталоемкости производств: чем более капиталоемким является производство, тем более высококонцентрированной будет оптимальная структура рынка. Данное утверждение обнаруживает ошибочность применения единых стандартов концентрации рынков, используемых в современном антимонопольном законодательстве.
' Маркс К. Капитал Критика политической зкономии. Т. 1 .Кн. I -М.: Политиздат, 1973.-е 637.
Рис.2. Эволюция теорий и методов исследования взаимосвязи конкуренции и инновационной активности в отрасли
Взаимосвязь и взаимовлияние факторов структуры рынка и инновационной активности изучались в теории отраслевых рынков посредством построения статических и динамических моделей. Статические модели, основанные на методах неоклассического анализа, не могли отразить специфику инновационной деятельности, выражающуюся в вероятностном характере эффективности НИОКР. Данные особенности инновационной деятельности обусловили необходимость приложения теории игр и построения динамических вероятностных моделей прогнозирования инновационной активности предприятий.
В русле развития динамического подхода в исследовании инновационной активности автором построена динамическая модель зависимости прибыли монополиста от собственных инновационных затрат и инновационных затрат конкурента. В работе построена модель патентной гонки без памяти, т.е. ситуации когда вероятность победы в патентной гонке зависит только от суммы затрат на инновации хг монополиста и х2- потенциального конкурента. Вероятность того, что ни одна из фирм не сделает в момент I открытия описывается :
е-(И(х1)+И(х2))
Совокупную прибыль монополиста в этом случае определяем:
о^'^^ПЛа)- х0>+ Щх,) Пт(С2)+ Нх2) П/С2,С1)) 1 (1) где Пт(с1)- прибыль монополиста при уровне затрат с/; х(])- затраты на инновации монополиста; г(>с/)- вероятность того, что монополист первым внедрит инновацию;
Пт(с2)- прибыль монополиста после внедрения им инновации; И(}сг)- вероятность того, что первым внедрит инновацию потенциальный конкурент;
п/сг.с/)- прибыль монополиста после внедрения инновации конкурентом.
Решение уравнения позволяет выразить затраты на инновации монополиста:
х,=к(х2)(П/с2,с1)- Пт(Сг))+ ШсЛ+ЛЫ+кГх,)) (2)
разница прибыли Г1/С2,С1)- Пт(с2) будет иметь всегда отрицательный знак поскольку Яд, > Пц + Пц
.соответственно, формулу преобразуем следующим образом:
х,=-Мх2)(к-(х!)(ПД(с1)-Пи(с,,с1))-1)+ Тис,)+(Ых,)) (3) к'(х1) к'(х,)
На основе анализа полученного выражения автором сделаны следующие заключения:
1) чем выше вероятность внедрения инновации конкурентом /(Зс^), тем меньше затраты на инновации у монополиста;
2) собственная вероятность победы в патентной гонке положительно воздействует на инновационные затраты предприятия-монополиста;
3) влияние первоначальной прибыли монополиста на величину инновационных затрат положительно.
Динамические модели ряд исследователей (М. Камьен, Н. Шварц, Ф. Шерер) относят к математическому аппарату, отражающему неошумпе-терианскую теорию конкуренции. Действительно, определенный разрыв, возникший между традиционными статическими микроэкономическими моделями, и реальными характеристиками инновационных процессов был преодолен. Однако, мы акцентируем внимание на том, что для определения максимума в вышеприведенных моделях прибегают к решению уравнений, дифференцируя их по различным переменным. Очевидно, что подобные математические операции можно осуществлять при условии существования равновесия в системе, т.е. отрасль формально дожна находиться в равновесном состоянии. Данное условие все же несколько противоречит основным положениям шумпетерианской конкуренции, утверждающей, что конкуренция всегда носит динамический характер. Это позволяет нам утверждать о методологической незавершенности моделирования инновационной активности в терминах Й. Шумпетера.
Концепция моделирования шумпетерианской конкуренции, предложенная Р. Нельсоном и С. Уинтером построена на имитационном компьютерном прогнозировании эволюции экономической системы. В эволюционной экономической теории отраслевая конкуренция рассматривается как необратимый процесс взаимодействия неоднородных субъектов рынка, характеризующихся различными фазами развития, целями и, соответственно, стратегиями. Важной особенностью эволюционной теории является учет поведения предприятия в прошлом периоде. Согласно эволюционной теории неоклассическим принципом максимизации прибыли руководствуются только новаторы. Консерваторы же, пытаются не столько увеличить прибыль, сколько ее сохранить. В частности, в моделях Р. Нельсона и С. Уин-тера фирмы, характеризующиеся высоким уровнем производительности, получают большую прибыль и, соответственно, осуществляют большие инвестиции в НИОКР, таким образом, вновь поднимая уровень производительности на предприятии. Данной теории противопоставлена концепция В. Маевского, основателя отечественной школы эволюционной экономики. Согласно ей консерваторы - это бывшие новаторы, осуществившие инвестиции в предшествующие периоды. Релевантность взаимоисключающих моделей инновационной активности предприятий в рамках эволюционной теории экономики определяется, по мнению автора, темпами роста отраслевого рынка. В условиях сокращения количества отраслевых рынков, находящихся на фазе зрелости, концепция В. Маевского будет находить все меньшее подтверждение. Соответственно, растущие, динамично развивающиеся рынки будут воспроизводить модель, предложенную Р. Нельсо-
ном и С. Уинтером. Научный интерес представляет проверка предложенной гипотезы в процессе эмпирического анализа данного исследования. Таким образом, развитие концепции эволюционной экономики потребовало в рамках теории отраслевых рынков формирования нового методического аппарата исследования конкурентной среды и оценки влияния ее факторов на инновационную активность промышленных предприятий.
При рассмотрении соотношения категорий конкурентная среда и структура рынка автором было определено, что категория конкурентная среда шире понятия структура рынка, поскольку включает взаимодействие большего количества субъектов рынка (рис.3).
Рис.3. Факторы конкурентной среды рынка Основой для анализа конкурентной среды является исследование структуры отраслевого рынка. Оно включает определение размеров рынков и их географических границ, степени концентрации в отрасли, величины барьеров входа, характера и масштабов инвестиций в отрасли, скорости изменения структуры рынка. К экзогенным факторам, определяющим конкурентную среду отраслевого рынка, отнесены влияние государственного регулирования, международной торговли и производителей товаров-субститутов. Количество предприятий, работающих на отраслевом рынке согласно теории состязательных (квазиконкурентных) рынков, относится к эндогенным факторам и определяется отношением совокупного объема
производства в отрасли к оптимальному объему производства. Оптимальный объем производства в отрасли со сменой технологии будет меняться, таким образом, технологические инновации приводят к изменениям структуры рынка, что подтверждает динамический характер взаимосвязи и взаимозависимости структуры рынка и инновационной активности, при этом скорость изменения структуры рынка будет определяться темпом внедрения инноваций в отрасли.
Барьеры входа в отрасль отнесены к качественным показателям структуры рынков, которые, в свою очередь, сгруппированы в объективные (структурные) ограничения и субъективные (стратегические) ограничения, инициируемые субъектами отраслевого рынка. Для интенсификации инновационной деятельности государство дожно сокращать все виды структурных барьеров, за исключением административных ограничений, выражающихся в установлении высоких стандартов качества для производителей.
Значимым барьером входа на отраслевые рынки в настоящий период является вертикальная и горизонтальная интеграция. Неоднозначное влияния интеграции на инновационную активность предприятий в капиталоемких отраслях промышленности обусловило исследование теории данного вопроса. Анализ основных теорий интеграции (таблица 1), показал отсутствие единой концепции, способной объяснить структуру рынка, в которой преобладают вертикально интегрированные группы, и четко обозначить вектор влияния вертикальной интеграции на инновационную активность.
Таблица 1
Теории интеграции_
Теории интеграции Основоположники Концептуальные положения
Теория трансакци-онных издержек Р. Коуз, О. Уильямсон, А. Ачян Чем выше уровень концентрации и слабее конкуренция, тем выше цены контрагентов и целесообразнее интеграция
Теория жизненных циклов отрасли Д. Леви, С: Дежу, А. Бандилет Вертикальная интеграция по сырью приводит к сокращению затрат на начальной и конечной фазе жизненного цикла отрасли, на промежуточных фазах вертикальная интеграция сдерживает внедрение новых дифференцированных продуктов для различных сегментов рынков. Вывод: вертикальная интеграция по сырью является устойчивой структурой только на рынках недифференцированной олигополии и монополии
Теория стратегических преимуществ Ж. Тироль При конкуренции по Бертрану (изменение цен) преобладают стратегические мотивы интеграции, при конкуренции по Курно (изменение объемов) превалируют прямые экономические мотивы интеграции.
Единой концепцией, объединяющей представленные теории, является положение о снижении при интеграции ряда затрат. О. Уильямсон рассматривает интеграцию в качестве механизма, сокращающего неэффективность рынков несовершенной конкуренции. Развитие данной концепции позволило нам прийти к выводу, что величина трансакционных издержек отражает уровень развития конкурентной среды. Чем ниже конкуренция на рынках поставщиков сырья и потребителей продукции и выше, соответственно, трансакционные издержки, тем предпочтительнее производителю реализовывать стратегию вертикальной интеграции.
На базе концептуальных положений теории жизненных циклов отрасли, выдвинутых Д. Леви и С. Дежу, в диссертационном исследовании определено, что на рынках дифференцированной продукции вертикальная интеграция по сырью сдерживает инновационную активность, поскольку производитель на конечной фазе переработки не может сменить поставщиков для производства инновационных товаров вследствие жесткого ограничения по типу и качеству поставляемого сырья. На рынках недифференцированной олигополии нет необходимости дифференцировать продукцию, и конкурентоспособность товара определяется зачастую ценой, соответственно, вертикально интегрированная структура является устойчивой и экономически оправданной, поскольку позволяет достичь данных стратегических преимуществ.
Специфика формирования интегрированных корпоративных структур в российской экономике характеризуется сильным сужением временных рамок ее становления, при этом процессам объединения присущи черты как классической схемы формирования интегрированных структур, наблюдавшиеся в развитых странах на начальных этапах, так и тенденции, характерные развитию уже зрелых интегрированных корпораций.
Двойственность промышленной политики США и Германии, с конца 19 века неявно поощряющей рост крупных предприятий, и в тоже время карающей любые межфирменные союзы меких и средних предприятий, предопределила высокоинтегрированную структуру промышленности данных стран. Как американская, так и германская промышленная политика в области интенсификации инновационной деятельности не стала брать за основу концептуальные положения неоклассической теории, поскольку стало очевидным, что строгое соблюдение антимонопольного законодательства препятствует быстрому экономическому росту стран. Проведенное в диссертации исследование, позволило прийти к заключению, что разукрупнение предприятий в капиталоемких отраслях промышленности носит антиинвестиционный характер. Интенсивная конкуренция может приводить к провалам рынка, когда предприятия начинают конкурировать на уровне цен, назначая их на уровне покрытия переменных затрат. В подобных условиях предприятия не способны проводить активную инвестиционную политику вследствие недостатка финансовых ресурсов и невысо-
кой рентабельности отраслевых рынков. Интеграция крупного бизнеса, напротив, позволяет аккумулировать финансовые ресурсы для проведения капиталоемких процесс инноваций, непосильных для отдельных разрозненных предприятий. Сравнительный анализ элементов промышленной политики Америки, Японии и Германии, проведенный в работе, выявил идентичные механизмы активизации инновационной деятельности, как содействие в консолидации активов предприятий отрасли с целью образования нескольких интегрированных конкурирующих структур, государственная поддержка научно-исследовательских консорциумов, образованных путем объединения усилий конкурирующих предприятий, льготное налогообложение предприятий, осуществляющих инновации с целью импорто-замещения, избирательная защита от импорта, ограничение иностранных инвестиций в ряде стратегических отраслей. Таким образом, сильная промышленная политика в капиталоемких отраслях промышленности определяется формированием инновационной инфраструктуры и одновременным поддержанием конкурентной среды на отраслевых рынках.
Однако, вышеперечисленные механизмы классической протекционистской промышленной политики, по мнению М. Портера, являются неэффективными и антиконкурентными. В качестве альтернативы М. Портером выдвигается концепция развития отраслевых кластеров, базирующаяся в большей степени на неоклассических принципах конкуренции. Изучение теории кластеров М. Портера, позволило нам выявить следующие приоритеты предложенной им промышленной инновационной политики:
1) роль правительства ограничивается созданием необходимой инфраструктуры для развития новых предприятий в составе кластера, включая транспортную, финансовую, образовательную, информационную и инновационную сферу;
2) государство стимулирует локальный спрос, инициируя высокие требования к качеству продукции, производимой предприятиями кластера;
3) государство поощряет конкуренцию, способствует снижению барьеров входа в отраслевой кластер, что вызывает рост инноваций в отрасли.
Исследование моделей кластерного развития позволило определить межстрановые различия в механизмах интенсификации инноваций. Японский опыт кластерного развития предполагает наличие крупных конкурирующих предприятий в одном географическом регионе, вокруг которых развивается мобильный инновационно активный малый бизнес. С целью интенсификации включения малого и среднего бизнеса в промышленный сектор экономики государство предоставляет малым предприятиям кредиты с минимальными процентными ставками, использует ускоренную амортизацию оборудования и иные формы налогового стимулирования инвестиций, инициирует создание инновационных консорциумов и т.д. Однако суть кластерного развития отрасли заключается в том, что малые фирмы не
могут обращаться за льготами как индивидуальные фирмы, они дожны были быть встроены в систему кластера и способствовать его структурному улучшению. Кластерное развитие отраслей промышленности Японии осуществляется согласно стратегическим планам, при этом культивируется конкуренция между участниками кластера за первенство в освоении новых рынков сбыта, и сознательно уменьшается конкуренция между производителями схожих продуктов. В Японском опыте управления четче выражена инновационная направленность. Итальянский опыт в большей степени концентрирует внимание на создании благоприятных условий для роста количества предприятий в кластере. Сравнительный анализ моделей развития японских и итальянских кластеров позволил прийти к заключению об ограниченной возможности применения данного механизма активизации инновационной деятельности. Кластерные механизмы трудно реализуемы в крупномасштабном производстве недифференцированной продукции, например, в нефтеперерабатывающей отрасли, ориентированной на производство Топлив. В тоже время в нефтехимии на последней стадии передела сырья создание кластера возможно.
Кластерная модель развития выбрана в качестве приоритетной в нефтехимической отрасли Республики Татарстан. В настоящий период в республике выпускается более 14% продуктов органической и неорганической химии России, при этом значительная часть производимого нефтехимического сырья экспортируется. Данные тенденции усилятся с вводом в действие в г.Нижнекамске нового нефтеперерабатывающего завода, ориентированного на производство, как нефтепродуктов, так и широкого спектра углеводородного сырья. Возможность получения высокой добавленной стоимости на последней стадии передела сырья обусловила необходимость развития малых перерабатывающих производств на территории республики. В диссертации автором разработана структура нефтехимического кластера в Нижнекамском промышленном округе Республики Татарстан (рис.4), включающем в качестве якорных предприятий два нефтеперерабатывающих завода и крупнейшие в России нефтехимические и шинные производства ОАО Нижнекамскнефтехим, ОАО Нижнекамскшина. Жизнеспособность кластера будет определяться степенью развития инновационной инфраструктуры, включающей согласно схеме отраслевые НИИ, профильные кафедры вузов, финансовый сектор, дорожно-транспортные и логистические сети. Условием успешного функционирования кластера является создание координирующего органа, осуществляющего стратегическое и тактическое управление его развитием. Согласно концепции М. Портера наличие на территории требовательных потребителей, а также высокопрофессиональных поставщиков оборудования является важным условием динамичного развития кластеров. Достичь его даже для одной отрасли крайне сложно. Поэтому отраслевой подход, предложенный
М. Портером, по мнению автора, следует сузить с развития отраслевого кластера до развития кластера по обслуживанию рынка товара.
Органы государственной власти, реализующие отраслевую промышленную политику
Отраслевые научно-
исследовательские
институты
Профильные кафедры ВУЗов
Образовательные учреждения по подготовке кадров для отоаслевого кластеоа
Банковский сектор,
реализующий
кредитование
инвестиционных
проектов
Консатинговые фирмы
Технопарки
Транспортно-логистические центры
Нефтехимический кластер
Нефтехимический консорциум, выпоняющий функции организации и содействия:
- аренды специализированных производственных площадей;
- содействие в обеспечении сырьем;
- финансовый консатинг;
- кадровое обеспечение;
- инвестиционное проектирование;
- информационное обеспечение по тенденциям рынков и передовым технологиям;
- решение экологических проблем (централизованная очистка и утилизация отходов);
- участие в международных выставках с продукцией предприятий кластера;
- планирование технологических цепочек;
- содействие в получении дешевых кредитов под гарантии консорциума;
- доступ к транспортной инфраструктуре;
- содействие в организации опытных производств.
Малые предприятия:
- осуществляют переработку сырья крупных
нефтехимических предприятий;
- организуют инновационные опытные производства;
- производят продукцию малотоннажной химии, в том числе для нужд кластера;
Крупные нефтехимические предприятия:
-проводят аудит проблем, для выявления неохваченных областей деятельности и встраивания малых предприятий в кластер;
- предоставляют в аренду производственные площади;
- осуществляют поставки необходимого сырья для нужд кластера;
- содействуют в решении экологических проблем;
- создают предприятия для внедрения инновационных разработок ЦЗЛ.
Рис.4. Структура нефтехимического кластера
Таким образом, говоря о перспективах развития нефтехимического кластера в Нижнекамском промышленном округе, необходимо отметить целесообразность создания в радиусе 30-40 километров от Нижнекамска, индустриальных парков по производству полимерных спортивных и медицинских товаров на территории п.г.т. Камские Поляны, полимерных строительных материалов в г.Нижнекамске и автокомпонентных производств в г.Набережные Чены.
В диссертации определено, что к экзогенным факторам, определяющим инвестиционную и инновационную активность предприятий кластера, относится инфраструктурное обеспечение. Важность формирования фи-
нансовых и научных институтов развития усиливается с ростом капиталоемкости и наукоемкости внедряемых технологических процессов в отрасли. Эндогенным фактором, определяющим интенсивность внедрения в кластере инвестиционных и инновационных проектов, является тип продукции, выпускаемый предприятиями отрасли. Если отрасль характеризуется производством дифференцированных потребительских товаров, то процесс кластеризации окажется более быстрым и успешным в сравнении с отраслями, производящими стандартизированную, слабо дифференцированную продукцию. Таким образом, мы приходим к выводу об ограниченной релевантности кластерного механизма в области активизации инноваций в капиталоемких отраслях, специализирующихся на производстве стандартизованного сырья и полуфабрикатов для последующей стадии переработки. К данным отраслям промышленности относятся нефтяная, нефтехимическая (крупнотоннажное производство), нефтеперерабатывающая, металургическая и др. Несмотря на растущую популярность кластерных механизмов активизации инновационной деятельности, по нашему мнению, в капиталоемких отраслях, реализуемая развитыми странами классическая промышленная политика, направленная на получение синергетических эффектов от интеграции является более эффективной и релевантной. При этом, чем более капиталоемкой и наукоемкой является отрасль, тем большую роль дожно играть государство в консолидации усилий для реализации инновационных проектов. Государственная поддержка в нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли дожна осуществляться в форме содействия в финансировании стратегических инвестиционных проектов, создания инфраструктуры продуктопроводов, транспортно-логистических центров, организации исследовательских консорциумов, формировании благоприятной конкурентной среды и т.д. В условиях, когда государство неспособно эффективно обеспечить реализацию промышленной инновационной политики, интеграция в капиталоемких отраслях позволяет снять ряд инфраструктурных ограничений, таких как доступ к инвестиционным финансовым ресурсам и др. В отраслях, ориентированных на выпуск потребительской продукции, как было определено ранее, вертикальная интеграция снижает гибкость производств и, соответственно, тормозит инновационные процессы. Это обуславливает приемлемость введения кластерных механизмов активизации инновационной деятельности, основанных на неоклассических принципах регулирования конкурентных отношений.
В контексте эмпирического исследования была сформирована задача изучения характера влияния конкурентной среды на рынке нефтепродуктов на инновационную активность нефтеперерабатывающих заводов России. Для достижения поставленной цели на первом этапе была проведена оценка изменения структуры рынка нефтепродуктов России за период с 2000 по 2006 годы на основе расчетов динамики долей рынка 27 НПЗ России. Расчет показателей выявил рост долей рынка НПЗ вертикально-
интегрированных нефтяных компаний ТНК, Лукойла, Роснефти, Газпрома, который произошел за счет сокращения доли рынка 4 башкирских заводов, обслуживающих, преимущественно, рынок независимой нефтепереработки. Данные тенденции обусловлены стремительным ростом количества автозаправок крупных ВИНК, в то время как темпы прироста независимых заправочных станций оказались невелики, что привело к постепенному вытеснению независимых АЗС и соответственному усилению позиций нефтяных компаний на розничном рынке автобензина России.
Анализ распределения долей рынка показал, что формально между нефтеперерабатывающими предприятиями и нефтяными компаниями идет интенсивная конкуренция, доли рынка 3 крупнейших конкурентов не превышают 15-20%, и поводов возбуждения расследований ФАС России нет. Однако роста инновационной активности, присущей конкурентным отношениям крупных интегрированных объединений, также не наблюдается. В данном случае антимонопольные органы избегают правильного определения географических границ товарного рынка. В качестве географических границ товарного рынка рассматривать единый внутренний рынок нефтепродуктов России ошибочно, условиям незначительности транспортных расходов на перемещение покупателя к продавцам, указанных в антимонопольном законодательстве1, соответствуют только локальные рынки или как минимум региональные рынки. Это обусловило необходимость изучения структуры именно региональных рынков для выявления реальной конкуренции между нефтеперерабатывающими компаниями России.
Монопольное положение предприятия на агрегированном рынке легко идентифицировать показателем доли рынка. Приступая же к анализу региональных рынков, была выявлена методологическая незавершенность подходов к оценке структуры региональных отраслевых рынков. В частности, предприятие, имея небольшую долю на российском рынке, может быть монополистом на 4-5 региональных рынках. С целью отражения степени контроля региональных рынков сбыта предприятием в диссертации предложен и обоснован показатель рыночной силы:
R=EY(QJQ) (4)
R- рыночная сила;
У,-доля рынка предприятия на региональном рынке i;
Qr объем продаж предприятия на региональном рынке i;
Q- совокупный объем продаж предприятия на региональных рынках.
В ситуации, когда предприятие является монополистом на всех региональных рынках, значение R -рыночной силы стремится к 1.
Для определения динамики изменения рыночной силы 27 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) России за период с 2000 по 2005 год на
Приказ Государственного комитета РФ по антимонопольной политике и поддержке новых экономических структур от 20 декабря 1996 г. № 169 Об утверждении порядка проведения анализа и оценки состояния конкурентной среды на товарных рынках.
первом этапе была рассчитана доля рынка НПЗ на каждом из региональных рынков, на котором предприятие оперирует. На следующем этапе была рассчитана доля поставок в регион от общего количества реализованного в России данным НПЗ топлива. Полученные показатели рыночной силы российских НПЗ на рынках автобензина представлены в таблице 2.
Таблица 2
Рыночная сила НПЗ России на рынках автобензина _
2000 2001 2002 2003 2004 2005
Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 0,142 0,194 0,1893 0,164 0,205 0,173
Башнефтехим-Уфимский НПЗ 0,192 0,203 0,1416 0,173 0,145 0,201
Башнефтехим-Уфанефтехим 0,109 0,093 0,1292 0,165 0,117 0,148
ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез 0,370 0,377 0,419 0,472 0,445 0,428
Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 0,372 0,346 0,3524 0,385 0,416 0,430
ЮКОС - Новокуйбышевский НПЗ 0,197 0,147 0,1545 0,113 0,142 0,159
ЮКОС - Куйбышевский НПЗ 0,200 0,187 0,2041 0,223 0,240 0,159
КЖОС-Сызранский НПЗ 0,477 0,462 0,5189 0,513 0,555 0,592
Рязанский НПЗ 0,579 0,470 0,3990 0,406 0,411 0,362
Салаватнефтеоргсинтез 0,088 0,076 0,0663 0,080 0,094 0,059
Московский НПЗ 0,191 0,175 0,3338 0,341 0,337 0,443
СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,332 0,605 0,8703 0,839 0,903 0,316
Лукойл - Вогограднефтепере-работка 0,008 0,350 0,4423 0,508 0,545 0,384
ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,618 0,022 0,3204 0,345 0,428 0,391
ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,536 0,381 0,2848 0,290 0,392 0,366
Сургутнефтегаз-Киришинефтеоргсинтез 0,301 0,468 0,4473 0,389 0,440 0,447
ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 0,399 0,511 0,8498 0,959 0,468 0,462
Омский НПЗ 0,46 0,449 0,4635 0,560 0,564 0,541
ЮКОС-Ангарская НХК 0,76 0,762 0,664 0,622 0,728 0,661
Хабаровский НПЗ 0 0,546 0 0,355 0,302 0,339
ЮКОС-Ачинский НПЗ 0,631 0,517 0,4694 Ч 0,804 0,799
Роснефть-Комсомольский НПЗ 0 0,147 0,2665 0,476 0,485 0,448
Роснефть-Туапсинский НПЗ 0,275 0,226 0,1845 0,244 0,2736 0,265
Как видно из представленных данных, наиболее высокой степенью контроля рынков сбыта характеризуются НПЗ Западной, Восточной Сибири и дальневосточные НПЗ. Наиболее низкая рыночная сила у предприятий Привожского федерального округа. В данном округе сконцентрировано 11 НПЗ. В наиболее уязвимом положении находятся заводы Башкортостана, не реализовавшие стратегию вертикальной интеграции и не ставшие инвестировать в развитие собственной сети заправочных станций. В наиболее защищенном положении, согласно нашим расчетам, оказались НПЗ - ре-
гиональные монополии, не имеющие жесткой конкуренции в силу территориальной удаленности. Проведенные расчеты показали, что между показателями доли на рынке автобензина России и рыночной силы предприятий нет явной корреляции. Это дает нам основание утверждать, что предложенный нами показатель рыночной силы позволяет четче уловить степень контроля рынков сбыта предприятием, нежели агрегированный показатель доли рынка, используемый ФАС России.
Существующие показатели оценки структуры рынка имеют общий недостаток, они не способны отразить динамические показатели конкуренции, отражающие интенсивность борьбы на рынке. Олигополия, являющаяся, согласно нашим исследованиям, наиболее благоприятной структурой рынка для внедрения инноваций, далеко не всегда воспроизводит ситуацию реальной конкуренции. В случае, когда из года в год доли рынка основных производителей практически не меняются, можно говорить об отсутствии конкурентной среды, стимулирующей инновации. Таким образом, мы подходим к выводу об одностороннем, статическом подходе к изучению структуры рынка, используемом в классической теории отраслевых рынков. Все известные показатели структуры рынка, включающие коэффициент Херфиндаля-Хиршмана, коэффициент концентрации СК 3, индекс Лернера, коэффициент энтропии, следует объединить в группу статических показателей. В качестве динамической характеристики изменения структуры рынка нами предлагается ввести следующий показатель:
1. Амплитуда колебаний долей рынка. Определяется как сумма модуля изменения долей рынка всех производителей:
Л=0,5ШгУч.,)\ (5)
где У1}- доля рынка фирмы 1 в] году;
А - амплитуда колебаний долей рынка.
Большая амплитуда колебаний будет показывать скорость перераспределения долей рынка между основными производителями. В то время как низкая амплитуда колебаний даже на рынках с умеренной концентрацией будет свидетельствовать об отсутствии необходимой конкуренции между производителями.
2. Амплитуда колебаний долей рынка 4 крупнейших производителей: А4 = 0,5(\У1ги.,\+ \У2ГУ2Н\+\УЗГУЗИ\ЦУ4ГУ4^ (6)
где У,} - доля рынка фирмы 1 в ] году;
А4- амплитуда колебаний долей рынка 4 крупнейших компаний.
Показатель А4 необходим в целях минимизации влияния колебаний долей рынка аутсайдеров в условиях большого количества производителей. Он позволяет сравнивать интенсивность конкуренции на рынках с различным количеством участников.
В диссертации разработан и апробирован агоритм оценки динамики конкурентной среды региональных рынков нефтепродуктов, базирующийся
на предложенной системе показателей. Расчет показателя амплитуды колебаний долей рынка показал, что интенсивного перераспределения долей рынков, присущих ожесточенной конкуренции, на рынках нефтепродуктов России не происходит. При этом согласно рассчитанным значениям амплитуды колебаний долей рынка, представленным в таблице 3, интенсивность конкуренции снижается, так в 2003 году произошло перераспределение 3,6% совокупного рынка автобензина России, а в 2005 - 2,9 % долей рынка. Очевидно, столь низкая реальная конкуренция не способствует интенсификации инновационной деятельности в отрасли. В то же время согласно рассчитанным показателям к онцентрации Херфиндаля-Хиршмана, отражающим в теории отраслевых рынков интенсивность конкуренции, рынок моторных топлив относится к умеренно концентрированным. Соответственно, конкурентная среда на рынках автобензина и дизельного топлива дожна быть благоприятной для реализации активной инновационной политики. Это показывает, что использование, в том числе антимонопольными органами, только коэффициентов концентрации в качестве базовых величин, характеризующих конкурентную среду, является непоным и однобоким.
Таблица 3
Показатели структуры рынков моторного топлива _
Показатели 2003 2004 2005
Коэф. концентрации Херфиндаля-Хиршмана рынка автобензина России 1305 1349 1397
Коэф. концентрации Херфиндаля-Хиршмана рынка дизельного топлива России 1031 1099 1159
Амплитуда колебаний долей рынка автобензина,% 3,664 3,292 2,989
Проведенный анализ структур рынка автобензина позволил выдвинуть гипотезу, что отсутствие перераспределения долей рынка обусловлено разделом сфер влияния ВИНК. Тактика нефтяных компаний заключается в максимизации своей доли на региональном рынке, что открывает возможности реализации практики монополистического ценообразования и позволяет придерживаться политики умеренной инновационной активности. Для верификации данной гипотезы был апробирован предложенный нами динамический подход анализа конкурентной среды региональных рынков, включающий исследование динамики коэффициентов Херфиндаля-Хиршмана и амплитуды колебаний долей региональных рынков. Согласно результатам расчетов коэффициентов Херфиндаля -Хиршмана по 44 регионам Привожского, Центрального, Северо-Западного и Уральского регионов за период с 2000 по 2005 год, только 4 региона имели значения Херфиндаля-Хиршмана меньше 2000, что позволило их отнести к умеренно концентрированным рынкам. Оставшиеся 91% региональных рынков нефтепродуктов, по полученным значениям коэффициентов концентрации тяготеют к формированию структуры региональной монополии. Отсутст-
вие реальной конкуренции подтверждают и низкие показатели амплитуды колебаний долей рынка приведенные в таблице 4.
Таблица 4
Амплитуда колебаний долей рынка автобензина в Привожском, Центральном, Северо-Западном, Уральском федеральных округах
Регион 2001 2002 2003 2004 2005
1 .Кировская обл. 0,054304 0,055088 0,057898 0,037226 0,017157
2.Нижегородская обл 0,175336 0,057501 0,096774 0,08649 0,107778
3.Оренбургская обл. 0,860399 0,617717 0,225463 0,205454 0,125296
4.Пензенская обл. 0,203364 0,196736 0,244366 0,261814 0,400554
5. Пермская обл. 0,07693 0,056899 0,054913 0,042187 0,030366
6. р. Башкортостан 0,046042 0,018307 0,008403 0,029053 0,07126
7. р. Марий Эл 0,370391 0,23562 0,102322 0,068071 0,339003
8. р. Мордовия 0,347195 0,247392 0,228497 0,21536 0.538909
9. р.Татарстан 0,297395 0,060245 0,10553 0,114057 0,158506
10. Самарская обл. 0,083288 0.043387 0,109641 0,021147 0,025602
11. Саратовская обл. 0,055438 0,054418 0,039577 0,091504 0,22699
12. р. Удмуртия 0,101531 0,11424 0,078906 0,222856 0,030787
13 Ульяновская обл. 0,155155 0,145886 0,147605 0,157471 0,262585
14. р. Чувашия 0,163235 0,174259 0,215594 0,371213 0,404058
15. Бегородская обл. 0,187313 0,179405 0,099958 0,121934 0,1837949
16. Брянская обл. 0,252153 0,197017 0,125053 0,139839 0,1269749
17. Владимирская обл. 0,188259 0,215557 0,163009 0,214501 0,1530788
18. Воронежская обл. 0,192068 0,157016 0,181683 0,201491 0,2608637
19. Ивановская обл. 0,107282 0,053188 0,039549 0,100724 0,0356256
20. Калужская обл. 0,177539 0,110774 0,131146 0,138256 0,1589667
21. Костромская обл. 0,026994 0,050653 0,006199 0,040301 0,0088785
22. Курская обл. 0,041477 0,186259 0.25245 0,069303 0,3545787
23. Липецкая обл. 0,067807 0,105659 0,165527 0,112598 0.2082758
24 Московская обл. 0,084744 0,224514 0,054648 0,057405 0,1150869
25. Орловская обл. 0,058661 0,068045 0,094224 0,13079 0,1628294
26. Рязанская обл. 0,066529 0,033715 0,032485 0,106813 0,1002149
27. Смоленская обл. 0,122106 0,273634 0,384532 0,284213 0,6108642
28. Тамбовская обл. 0,423468 0,036631 0,251744 0,262401 0,193243
29. Тверская обл. 0,228166 0,177099 0,160488 0,182455 0,2058751
30 Тульская обл. 0,077291 0,187823 0,109862 0,1327 0,1579638
31. Ярославская обл. 0,034188 0,036193 0,051955 0,019231 0,0074404
32. Архангельская обл 0,162977 0,271799 0,186463 0,268016 0,440313
33. Вологодская обл. 0,160354 0,315697 0,190901 0,373786 0,122731
34.Калининградская обл. 0,38911 0,201229 0,126568 0,196623 0,306026
35. Мурманская обл. 0,16238 0,373853 0,196786 0,193895 0,292176
36. Новгородская обл. 0,376367 0,201003 0,229386 0,328145 0,183908
37. Псковская обл. 0,231274 0,192522 0,169441 0,438939 0,318243
38. р. Карелия 0,176208 0,282597 0,117498 0,253307 0,295128
39. Республика Коми 0,048483 0,048109 0,016007 0,065361 0,067469
40. Ленинградская обл. 0,207775 0,166162 0,107852 0,141524 0,100129
41. Свердловская обл. 0,178855 0,081142 0,064067 0,067858 0,044737
42. Челябинская обл. 0,040112 0,157533 0,046932 0,141428 0,205259
43. Тюменская обл. 0,13005496 0,178409 0,069454 0,061927 0,065422
44. Курганская обл. 0,161388 0,139297 0,135865 0,154195 0,367239
Создание региональных монополий позволяет ВИНК России реали-зовывать существующую политику ценообразования на автобензин и дизельное топливо. Политика невмешательства государства также объяснима, поскольку, порядка 50 % доходов от реализации автобензина поступает в бюджет государства в форме НДПИ, НДС, налога на прибыль и акциза. Прямая заинтересованность государства в высоких ценах на нефтепродукты объясняет ситуацию, когда часть региональных рынков нефтепродуктов оказалась поностью подконтрольной одной ВИНК.
Серьезной проблемой, сдерживающей инновации на нефтеперерабатывающих предприятиях и оказывающей влияние на экологию, является развитие в России рынка фальсифицированного топлива. Совокупный объем фальсифицированного топлива по 40 регионам Центрального, СевероЗападного, Привожского федеральных округов составил по нашим расчетам в 2005 году почти 700 тыс.тонн и вырос за 6 лет с 2000 года в 4 раза. Для решения проблемы повышения качества реализуемого в России моторного топлива, ускорения темпов освоения высокооктановых марок топ-лив необходим комплексный подход. Механизмы активизации инновационных процессов в нефтеперерабатывающей отрасли, согласно проведенным в диссертации исследованиям, дожны включать:
- снижение акцизов на высококачественное топливо ниже уровня акцизов на низкооктановое топливо с целью стимулирования на НПЗ наращивания производственных мощностей вторичной переработки, направленной на облагораживание нефтепродуктов;
- привлечение к ответственности субъектов рынка нефтепродуктов, нарушающих технический регламент, производящих и реализующих некачественные нефтепродукты;
- стимулирование отечественного автопрома на производство двигателей, оснащенных каталитическими дожигателями, ориентированными на потребление топлив стандарта Евро 3 и выше;
- формирование конкурентных отношений на региональных рынках нефтепродуктов;
- формирование стандартов качества моторного топлива на ближайшие 3,5,10 лет и реализация контроля за ходом модернизации НПЗ в целях соответствия утвержденному техническому регламенту.
Тенденции развития нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса России повторяют во многом траекторию развития мировой нефтепереработки. Однако, если интеграционные процессы воспроизводятся в российской экономике весьма интенсивно, то инновационные процессы в интегрированных нефтяных компаниях, напротив, имеют определенную деформацию, выражающуюся в росте инвестиций в нефтяную отрасль и финансировании инновационных проектов по остаточному принципу в нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли. Так, инвестиции в нефтеперерабатывающую отрасль составили 11,9 % от общего объема ин-
вестиций в нефтяную, нефтехимическую и нефтеперерабатывающую отрасль. В этой связи мы считаем необходимым увеличение роли государства не только в распределении доходов от продажи нефтепродуктов, но и ускорении процессов модернизации производств. Следует отметить, что процесс освоения производства новых топлив весьма капиталоемкий. По оценкам специалистов, среднему по России нефтеперерабатывающему заводу с объемом переработки 8-10 мн. тонн реконструкция производства для соответствия стандарту топлива Евро-3 обойдется в 200 мн. доларов, а Евро-4 - в 500 мн. доларов1. Подобные средства может найти только крупная нефтяная компания в зарубежных банках, привлекая средства под нефтяные месторождения. Операционная прибыль средних НПЗ недостаточна даже для инициации подобной модернизации. При отсутствии государственных инвестиционных механизмов в условиях финансового кризиса на трети российских НПЗ, имеющих малые объемы переработки, процессы модернизации не начнутся.
С целью определения в процессе эмпирического исследования характера взаимовлияний структуры рынка и инновационной активности нефтеперерабатывающих заводов следовало сформировать систему релевантных показателей, способных отразить интенсивность промышленных инноваций, характерных для нефтеперерабатывающей отрасли. По результатам исследований в диссертации обоснована целесообразность применения индекса сложности В. Нельсона. Согласно системе В. Нельсона каждый технологический процесс на нефтеперерабатывающем производстве имеет определенный коэффициент сложности, отражающий его капиталоемкость и прогрессивность. Коэффициенты сложности технологических процессов В. Нельсона приведены в таблице 5.
Таблица 5
Коэффициенты сложности процессов нефтепереработки_
Технологический процесс Коэф. сложности процесса
1 .Первичная переработка нефти 1,0
2.Вакуумная перегонка 2,0
З.Коксование 6,0
4.Гидроочистка 3,0
5.Каталитический реформинг 5,0
б.Каталитический крекинг 6,0
7.Каталитический гидрокрекинг 6,0
8.Изомеризация 15,0
9.Акилирование 10,0
Ю.Термический крекинг 3,0
11 .Производство масел 6,0
12.3амедленное коксование 6,0
1 Нефтепереработка в России: проблемы и перспективы развития Доклад аналитического центра Эксперт A.B. Градецкий, О.В. Ордин // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - № 1.-2006.-С. 40.
Для определения коэффициента сложности НПЗ мощность по первичной перегонке нефти принимают за 100 %, а мощность вторичных процессов, входящих в состав НПЗ, выражается в процентах по отношению к первичной переработке, затем эти отношения умножают на коэффициент сложности для каждого процесса. Чем выше коэффициент сложности, тем выше доля вторичных процессов и больше высококачественных нефтепродуктов выпускается на НПЗ. Наиболее современные НПЗ США в настоящий период имеют индекс Нельсона порядка 15-17. В России средний уровень сложности НПЗ за период с 2001 года по 2006 вырос с 3,508 до 3,95.
Исследование влияния структуры рынка на темпы модернизации НПЗ включало построение 17 регрессионных моделей, представленных в таблице 6 и 7, имеющих следующий вид базовых функций:
У1 = Ьо + Ъ] х\ + Ь2 + Ьз Хз + Ъ4х4+ Ьц х/ + Ъ2 х2 + Ь3х32 + Ъ4х4 +
Ъ,2 х, х2 + Ь13х/ х3 + Ь14Х1Х4 + Ь2зх2х3 + Ь24х2х4+ Ь34х3х4 (7)
У2 =Ь0+Ъ Х[+Ъ2Х2 +Ьзх3 +ЬцХ/ +Ъ2х2 +Ь3х3 + Ь/2Х/Х2 + Ь/зХ/Хз + Ь23х2х3 (8)
73 = Ъ0 + Ь1 х, + Ъ2 х2 + ЪиХ1 + Ь22 х2 +Ь12х1х2 (9)
Анализ моделей позволил выявить следующие закономерности: 1) влияние интеграции на скорость модернизации НПЗ неоднозначно. При низких показателях рыночной силы и высоких значениях степени горизонтальной интеграции темпы модернизации достигают максимума. При высоких значениях рыночной силы влияние интеграции на скорость модернизации НПЗ практически исчезает, при этом все предприятия независимо от степени интеграции характеризуются низкой инновационной активностью; 2) на темпы модернизации НПЗ наиболее явное отрицательное влияние оказывает рыночная сила предприятия. Рост данного показателя сдерживает темпы модернизации нефтеперерабатывающих заводов (рис.5);
Рис.5. Зависимость изменения индекса Нельсона от рыночной силы предприятия и степени горизонтальной интеграции
Таблица 6
Значения коэффициентов регрессионных моделей У1 и У2__
Коэффициенты Модель У1 Модель У2
1 2 3 4
У Суммарное производство АИ92,АИ95, АИ98 АИ-95 АИ-98 Прирост Индекса Нельсона за 5 лет
XI Рыночная сила Рыночная сила Рыночная сила Объем переработки нефти
Х2 Индекс Нельсона Индекс Нельсона Индекс Нельсона Рыночная сила
хз Число заводов в ФПГ Число заводов в ФПГ Число заводов в ФПГ Число заводов в ФПГ
Х4 Время Время Время
ы -14,82235905 -3,83824 -0,23272 -0,452991528
Ь2 4,615527465 1,369842 0,065365 0,000366896
ЬЗ -4,179112043 -1,46694 0,108217 -2,631912468
Ь4 22,64942645 7,048061 0,318849
Ы1 -0,176036512 -0,0714 -0,00278 -1,32868Е-08
Ь22 0,003431227 -0,0003 9,47Е-06 3,1899301
ЬЗЗ -0,003215112 -0,0019 0,000134 0,014170449
Ь44 -0,005654451 -0,00176 -8Е-05
Ы2 -0,00737676 -0,0021 0,000333 -6,88879Е-05
ЫЗ 0,024166958 0,012737 0,000219 -3,73044Е-05
Ы4 0,007483032 0,001934 0,000117
Ь23 0,005262965 0,003565 0,000135 -0,178341714
Ь24 -0,002308918 -0,00069 -3,5Е-05
Ь34 0,002082418 0,000729 -5,5Е-05 !
Таблица 7
Значения коэффициентов регрессионных моделей УЗ
Коэффициенты Модель УЗ
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12 13
У Доля АИ92 в общем объеме бензина Доля АИ-95 в общем объеме бензина Доля АИ-98 в обшем объеме бензина Индекс Нельсона Прирост Индекса Нельсона за 5 лет Прирост Индекса Нельсона за 5 лет Прирост Индекса Нельсона за 5 лет Прирост Индекса Нельсона за 5 лет Прибыль Прибыль Прибыль Рыночная сила Рыночная сила
XI Рыночная сила Рыночная сила Рыночная сила Рыночная сила Рыночная сила Размер предприятий Индекс Нельсона НПЗ Индекс Нельсона НПЗ Рыночная сила Размер Рыночная сила Размер Доля рынка предприятия
Х2 Число заводов в ФПГ Число заводов в ФПГ Число заводов в ФПГ Число заводов в ФПГ Число заводов в ФПГ Рыночная сила Рыночная сила Прибыль Индекс Нельсона НПЗ Число заводов в ФПГ Число заводов в ФПГ Число заводов в ФПГ Число заводов в ФПГ
ьо -0,0122 -0,00362 0,000465 1,3227 0.404667 -0,04377 0,1782 0,461905 -1198,8 -2097 -562,5 -0,0057 0,23702
Ы 0,14588 0,051584 0,003263 3,8393 -2,15872 0,00022 0,364553 0,035372 1934,4 0,2564 587,83 -0,0001 -0,1943
Ь2 0,04311 0,01024 -0,00068 1,21X8 0,43024 -1,74675 -1,68325 -0,00044 1116,5 1954,8 1988,1 0,18349 0.0836
Ы 1 -0,0935 -0,07612 -0.0031 -1,144 3,13893 -2,ЗЕ-09 -0,03121 -0.01704 941,81 -0,001 1019,6 2,6Е-09 39,813
Ь22 -0,0057 -0,00189 0,000125 -0,094 -0.0454 3,3936 1.4239 8.19Е-08 -50,29 -347,4 312,38 -0,0048 0,0055
Ы2 -0,0131 0,004845 -0. 0001 -1,1514 -0,4124 -0,0003 -0.1867 0.0000742 -1272.9 0.0088 -393,8 -0,0001 -2.0535
3) технологически оснащенные НПЗ при условии достаточного уровня прибыли являются наиболее инновационно активными предприятиями в отрасли. Таким образом, инновационно активна одна и та же группа предприятий-лидеров отрасли, что подтверждает релевантность теории Р. Нель-
Рис.6. Зависимость прироста Индекса Нельсона от технологической сложности НПЗ
4) рост размеров НПЗ, выражающийся в увеличении первичной переработки нефти, оказывает положительное воздействие на скорость модернизации НПЗ. Большие объемы переработки вынуждают осваивать новые региональные рынки сбыта, что способствует снижению рыночной силы предприятия и стимулирует инновационную активность (рис.7);
Рис.7. Зависимость прибыли от размера предприятий и степени горизонтальной интеграции
5) нефтеперерабатывающие предприятия, не имеющие собственную сеть заправок и относящиеся к рынку независимой нефтепереработки, в большинстве своем нацелены на производство наиболее востребованного на рынке автобензина АИ92, несмотря на наличие технологических возможностей производства качественных сортов автобензина АИ95 и АИ98;
6) чем выше уровень технологической сложности НПЗ и объемов первичной переработки нефти, тем выше прибыль у предприятия. Вхождение
предприятий в ВИНК обуславливает снижение прибыли НПЗ в пользу головной нефтяной компании, поставляющей нефть на НПЗ. (рис.7, рис.8);
-----1 Индекс
Прибыль : К______Нельсона
Рыночная сила
Рис.8. Зависимость прибыли НПЗ от рыночной силы предприятия и индекса Нельсона
7) рост рыночной силы вопреки классическим представлениям приводит к снижению уровня прибыли. Это обусловлено тем, что увеличение рыночной силы снижает стимулы к инновациям у НПЗ. Соответственно, сокращение темпов технологического обновления приводит к снижению уровня прибыли (рис.8.) Таким образом, в отношении нефтеперерабатывающей отрасли релевантна теория эволюционной экономики утверждающая, что принципом максимизации прибыли руководствуются только новаторы. Консерваторы же, а их в каждый момент времени большинство, стремятся не столько увеличить прибыль, сколько ее сохранить;
8) в российской нефтеперерабатывающей промышленности сформировася массив развивающихся НПЗ, характеризующихся относительно высоким технологическим уровнем развития производств, к которым можно отнести предприятия Башнефтехима и часть заводов Лукойла, ТНК. Именно на предприятиях данных ФПГ наиболее динамично идет внедрение новых технологических процессов. В тоже время рост рыночной силы предприятий данных ФПГ, обусловленный укрупнением региональных монополий негативно скажется на скорости модернизации НПЗ России;
9) наибольшими темпами модернизации характеризуются интегрированные НПЗ, находящиеся в одном регионе, в частности, три самарских и три башкирских НПЗ. Это позволяет говорить о возникновении синергетических эффектов при освоении новых производств за счет возможности тиражирования инноваций и привлечения высококвалифицированного персонала с соседних НПЗ в период внедрения технологических инноваций.
Проведенное исследование показало, что инновационная деятельность в нефтеперерабатывающей отрасли промышленности будет носить инерционный характер. Тенденция раздела региональных рынков, наблюдаемая в настоящий период, будет являться причиной замедления инновационных процессов. Коренные процессы модернизации в нефтеперерабатывающей отрасли требуют реализации комплексной промышленной поли-
тики, элементы которой и были рассмотрены в данной работе. Сохранение существующих тенденций приведет к росту сырьевой направленности российского экспорта нефтепродуктов. Без активного формирования государством необходимой инновационной инфраструктуры темпы модернизации нефтеперерабатывающей отрасли окажутся недостаточными и будут сдерживать экономический рост России.
3. ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ АВТОРА Монографии, учебные пособия
1 .Сутанова Д.Ш. Структурное исследование инновационной активности промышленных предприятий/Монография.-Казшш: РИЦ Школа.-2007.-11,5 пл.
2.Сутанова Д.Ш. Структурное исследование взаимодействия конкурентной среды и инновационной активности предприятий нефтеперерабатывающей отрасли России / Монография.- Казань: РИЦ Школа.- 2008.-16,6 п.л.
3.Сутанова Д.Ш., Дырдонова А.Н., Мисбахова ЧА, Кантуев A.B. Инвестиционная привлекательность региональных экономических систем/ Казань: РИЦ Школа.-2007.- 13 п.л./ 3,2 п.л.
4. Сутанова Д.Ш, Авилова В.В, Бочкова И.А. Ценообразование в химической промышленности / Учебное пособие с грифом УМО. - Казань:КГТУ.-2003,-10,1 п.л./3,2 п.л.
5.Сутанова Д.Ш., Авилова В.В., Нугаев P.A. Экономическая теория/ Учебное пособие с грифом УМО. -Казань: КГТУ.-2006.- 35,3 п.л. / 1,8 п.л.
Статьи в журналах, рекомендованных ВАК РФ
6. Сутанова Д.Ш., Авилова В.В., Бусыгин В.М. Регулирование конкурентной среды и структуры рынков нефтегазохимического комплекса России// Право и экономика.- 2005.-№7,- С.23-28. - 0,6 п.л. / 0,2 пл.
7. Сутанова Д.Ш., Авилова В.В. Эволюция взглядов на критерии оптимальности структуры рынка с позиций стимулирования инновационной деятельности // Вестник Казанского государственного технологического университета (КГТУ). -
2005,- № 2.-Ч.1,- С. 109-119.- 0,7 пл. / 0,4 пл.
8. Сутанова Д.Ш., Авилова В.В., Бусыгин В.М., Ломберов A.A. Повышение конкурентоспособности предприятий нефтехимии // Маркетинг.-2005.-№5.-С.88-95,- 0,8 пл./0,2 п.л.
Э.Сутанова Д.Ш., Авилова В.В, Бусыгин В.М. Конкурентная среда и структура рынков нефтегазохимического комплекса России // Инновации.- 2005 .-№8,-С.105-109. -0,8 пл./0,3 пл.
10.Сутанова Д.Ш., Кантуев A.B. Анализ структуры региональных рынков сбыта нефтепродуктов Привожского федерального округа // Практический маркетинг,- 2006.-№11.-С.14-21,- 0,7 пл. / 0,4 п.л.
И.'Сутанова ДШ., Кантуев A.B. Вопросы интенсификации инновационных процессов на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности. // Вестник Казанского государственного технологического университета (КГТУ).-
2006,- № 3,- С. 227-233. - 0,7 пл. / 0,4 п.л.
12.Сутанова Д.Ш., Авилова В.В. Современные теории интеграции предприятий // Вестник Казанского государственного технологического университета (КГТУ).- 2007,- № 4.-С.184-190.- 0,8 пУ 0,4 пл.
13.Сутанова ДШ., Авилова В.В. Мотивы и формы создания интегрирован-
ных корпоративных структур // Экономический Вестник Республики Татарстан.-2003.-№4.-С.32-46.- 0,7 п л. / 0,4 пл.
Н.Сутанова Д.Ш., Авилова Б.В., Бусыгин В.М. Конкурентная среда и структура рынков нефтегазохимического комплекса России //Практический маркетинг.- 2005.-№5.-С.9-14,- 0,5 п.л. /0,2 п.л.
Публикации по теме диссертационного исследования в иных изданиях
15.Сутанова ДШ Развитие нефтехимического кластера Республики Татарстан/Материалы межрегион, научно-практ. конф. Стратегическое планирование развития городов Нижнекамска и Набережных Ченов: интегрируя мировой опыт инноваций>>.-Каза1-1ь:Цен1ринновационнь1хтехно11Ошй.-2008.-0,7пл.
16. Сутанова Д.Ш. Проблемы формирования автомобильного и строительного кластера г. Набережные Чены//Материалы межрегион, научно-практ. конф. Стратегическое планирование развития городов Нижнекамска и Набережных Ченов: интегрируя мировой опыт инноваций. - Казань: Центр инновационных технологий.- 2008.-0,5 п.л.
17 .Сутанова Д Ш Создание и развитие нефтехимического кластера в Республике Татарстан // Сб. трудов научно-практ. конф. Наука и профессиональная деятельность.-Казань: Изд-во КГТУ.-2008.- 0,47 п.л.
18.Сутанова ДШ. Динамические модели исследования инновационной активности//Научные труды Центра перспективных экономических исследований.- Казань: Центр инновационных технологий,- 2008,- 0,5 п.л.
19.Сутанова ДШ. Эффективность внедрения продуктовых инноваций на нефтехимических производствах // Сб. научн. тр. Вып.2. Реструктуризация экономики предприятий химической и нефтехимической промышленности-СПб.: СПбГИЭУ,- 2006,- 0,5 п.л.
20.Сутанова Д.Ш., Кантуев Л.АТеории размещения производства// Аюу-альнь1егрэблемь1обршоюния,шукиипрошюдства-Казань.-2006.-0,5 п.л. / 0,3 п.л.
21 .Сутанова Д.Ш., Кантуев A.B., Дырдонова АН. Теоретико-методологические основы размещения региональных рынков сбыта нефтепродуктов // Опыт и проблемы социально-экономических преобразований в условиях трансформации общества: регион, город, предприятие.-Пенза: РИО ПГСХА,-2006,- 0,6 п.л, / 0,2п.л.
22.Сутанова Д.Ш., Кантуев A.B., Мисбахова Ч.А. Методы оценки инвестиций в региональные рынки сбыта // Сб. научн. трудов Вып.2. Реструктуризация экономики предприятий химической и нефтехимической промышленности-СПб: СПбГИЭУ-2006.-0,6 п.л. / 0,2 п.л.
23 .Сутанова Д.Ш, Авилова В В. Исследование эффекта опыта при производстве хлорбутикаучука на ОАО Нижнекамскнефтехим// Материалы ежегодной научно-практической конференции ОАО Нижнекамскнефтехим.-2005,- 0,5 п.л.
24.Сутанова Д.Ш., Авилова В.В. Анализ структуры рынка нефтепродуктов // Актуальные проблемы становления рыночных отношений. Сб. научн. трудов Академии наук Республики Татарстан. Выпуск 3.-Казань: Изд-во Фэн.-2004,-0,7 п.л. / 0,4 п.л.
25.Сутанова ДШ., Авилова В.В. Структура рынка химической и нефтехимической промышленности России // Реструктуризация экономики предприятий химической и нефтехимической промышленности: Сб.науч.тр /Редкол.:В.А.Балукова (отв.ред.) и др.-СПб.:СПбГИЭУ.- 2004.- 0,5 п.л. / 0,3 п.л.
26.Сутанова ДШ., Авилова В.В. Синергетические эффекты при взаимодействии предприятий нефтегазохимического комплекса // Материалы межрегиональной научно-практической конференции Инновационные процессы в области образования, науки и производства,- Казань: Изд-во Бутлеровские сообще-ния.-2004.-0,5 п.л. / 0,3 п.л.
27.Сутанова Д.Ш Процессы интеграции в нефтегазохимическом комплексе // Актуальные проблемы становления рыночных отношений . Сборник научных трудов Академии наук Республики Татарстан. Выпуск 2.-Казань: Фэн,-2003.-0,6 п. л.
28.Сутанова ДШ Усиление рыночной силы предприятия за счет интеграции // Научная сессия КГТУ по итогам 2003 года,Казань.-2004. -0,2 п.л.
29.Сутанова Д.Ш. Исследование влияния маркетингового воздействия на продажи нефтехимической продукции // Маркетинг, производство, сбыт: актуальные вопросы теории и практики. Сб. науч. тр. международной научно-практической коиференции.-Казань:ЗАО Новое знание.-2002.-0,5 п.л.
30. Сутанова Д.Ш. Разработка стратегии ценообразования на нефтехимические продукты // Нефтеперерабатывающий и нефтехимический комплекс РТ: состояние и перспективы развития. Научно-практический сборник, Нижнекамск -Казань: КГТУ.-2002.-0,б п.л.
31.Сутанова ДШ Анализ инновационной активности нефтехимических предприятий региона// Труды социально-экономического ф-та. Исследования и приоритеты в науке и образоваиии.-КазаныКГТУ.-2000.-0,5 п.л.
32.Сутанова Д.Ш. Анализ конкурентного преимущества химических предприятий при выборе стратегии развития // Проблемы повышения инвестиционной привлекательности и эффективности нефтехимического комплекса Республики Татарстан, научн.-практ. сборник, Казань-Нижнекамск: КГТУ.-2000.-0,4 п.л.
Подписано в печать /<? /Л СрЗ Формат 60x84 '/,6 Печ. л. У О Тираж /й? экз. Заказ
ИзПК СПбГИЭУ 191002, Санкт-Петербург, ул. Марата, 31
Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: доктор экономических наук , Сутанова, Дильбар Шамилевна
Введение.
Глава Г. Методологические аспекты исследования взаимосвязи конкуренции и инновационной активности предприятий.
1.1. Эволюция взглядов на роль конкуренции в стимулировании инновационной деятельности.
1.2. Современные концепции взаимосвязи структуры рынка и инновационной активности.
1.3. Динамические модели исследования инновационной активности.
1.4. Конкуренция и инновации в контексте эволюционной теории экономики.
Глава 2. Влияние структуры рынка на инновационную активность предприятий.
2.1. Взаимосвязь структуры отраслевого рынка и конкурентной среды.
2.2. Теории интеграции корпоративных структур.
2.3. Влияние интеграционных процессов на инновационную активность предприятий отрасли.
Глава 3. Промышленная политика активизации инновационной деятельности.
3.1. Концепция стимулируемого технического прогресса в промышленной политике развитых стран.
3.2. Кластерные механизмы активизации инновационной деятельности.
3.3. Концепция создания нефтехимического кластера.
Глава 4. Проблемы и перспективы развития нефтеперерабатывающей отрасли России.
4.1. Влияние интеграционных процессов в нефтегазохимическом комплексе на инновационную активность предприятий нефтеперерабатывающей отрасли промышленности.
4.2.Стратегические инвестиционные приоритеты российской нефтеперерабатывающей промышленности.
4.3. Эволюция структуры рынка нефтепродуктов России.
Глава 5. Структура региональных рынков нефтепродуктов.
5.1. Методические основы оценки структуры региональных рынков.
5.2. Анализ структуры региональных рынков автобензина Привожского, Центрального, Уральского и Северо-Западного федеральных округов.
5.3.Исследование структуры регионального рынка фальсифицированного топлива-в России.
Глава 6. Активизация инновационной деятельности в нефтеперерабатывающей отрасли на основе развития конкурентной среды
6.1. Основные направления и темпы освоения технологических процессов на нефтеперерабатывающих заводах России.
6.2. Обзор эмпирических исследований взаимовлияния факторов структуры рынка и инновационной активности промышленных предприятий.
6.3. Исследование динамического взаимодействия структуры рынка и инновационной активности отечественных НПЗ.
6.3.1. Исследование влияния горизонтальной интеграции, рыночной силы и технологической сложности НПЗ на темпы освоения производств экологичных марок автобензина.
6.3.2 Оценка влияния факторов структуры рынка на темпы внедрения инноваций.
6.3.3. Оценка влияния факторов структуры рынка на прибыль НПЗ.
6.3.4. Анализ влияния прибыли и величины предшествующих инвестиций на инновационную активность.
6.3.5. Оценка влияния факторов структуры рынка на рыночную силу предприятий.
Диссертация: введение по экономике, на тему "Теория и методология активизации инновационной деятельности в нефтеперерабатывающей отрасли на основе развития конкурентной среды"
Актуальность темы исследования. С ростом значения инноваций как основного фактора экономического развития возникает необходимость исследования инфраструктурных составляющих, определяющих скорость и эффективность инновационной деятельности. Изучение факторов ускорения модернизации производств позволяет сделать вывод о методологической незавершенности исследования комплексной проблемы интенсификации инновационной деятельности. Данное заключение основано на том, что инновация является результатом сложнейших взаимодействий между государством и рынком, наукой и производством, региональной и отраслевой промышленной политикой. Приложение единых механизмов интенсификации инноваций неприемлемо в силу отраслевых различий в реализации процессов технического перевооружения производств, наличия специфичных конкурентных отношений на отраслевых рынках. Рассмотрение конкурентной среды в качестве фактора интенсификации инновационной и инвестиционной деятельности позволяет понять логику промышленной политики развитых стран и избежать ошибок при перенесении зарубежных моделей отраслевой инновационной политики в российскую практику. Определение паритета существующих механизмов активизации инновационной деятельности является крайне актуальным в условиях систематического смещения акцентов в инструментах реализации промышленной политики от ужесточения контроля за соблюдением антимонопольного законодательства, до чрезмерной протекционистской, а иной раз и попустительской политики государства к факторам, деформирующим конкурентную среду в отрасли.
Формирование оптимальной конкурентной среды для интенсификации инноваций в нефтеперерабатывающей отрасли промышленности требует реализации комплексного подхода, включающего исследование теории и методологии процесса взаимодействия конкурентной среды и инновационной активности, изучение эволюции структуры российского и региональных рынков нефтепродуктов, определения характера влияния факторов конкурентной среды на инновационную активность предприятий отрасли. Интеграция нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей, заключающаяся в увеличении глубины переработки нефти и производстве широкого спектра нефтехимического сырья на наиболее современных нефтеперерабатывающих комплексах мира, обуславливает необходимость рассмотрения механизмов интенсификации инноваций и в нефтехимической отрасли. Поставленные задачи приобретают новое звучание в свете необходимости достижения стратегических целей увеличения глубины переработки нефти на отечественных нефтеперерабатывающих заводах, реализации политики импортозамещения в нефтехимии, требующих качественного роста инновационной активности в отрасли.
Степень научной разработанности темы. Взаимосвязь структуры рынка и инновационной активности предприятий являлась предметом исследований экономистов с момента возникновения теории конкуренции и монополии. В работах представителей классического и неоклассического направления, исследовавших структуру рынков, А. Смита, А. Маршала, Дж. Робинсон, Эд. Чемберлена, А. Лернера определено отрицательное влияние роста концентрации на инновационную активность предприятий. К. Марксом, напротив, обосновывается доминирующая роль крупных предприятий в продвижении результатов научно-технического прогресса. Идеи К. Маркса получили развитие в трудах Дж. Гебрейта и И. Шумпетера, который обосновал нерелевантность классической статической теории конкуренции, определив, что конкуренция к середине 20 века стала носить не ценовой, а инновационный характер. В русле неошумпетерианского течения в 80-х годах получила развитие эволюционная теория экономики. Наиболее весомый вклад в исследование динамической взаимосвязи конкуренции и инновационной активности внесли основоположники теории эволюционной экономики Р. Нельсон, С. Уинтер, среди российских ученых-эволюционистов этими вопросами занимались В. Маевский, О. Сухарев и др.
В середине XX вв. в русле неоклассического подхода начала формироваться теория организации отраслевых рынков. К наиболее ярким представителям данного направления можно отнести Дж. Баумоля, Дж. Бейна, Ф. Шерера, Д. Росса, М. Камьена, Н. Шварца, Ж. Тироля, Д. Морриса, Д. Хея, JI. Кабраля, развивших в своих исследованиях концепцию предопределения поведения предприятия структурой отраслевого рынка. К работам отечественных экономистов, внесших вклад в развитие теории отраслевых рынков, можно отнести труды Н. Розановой, С. Авдашевой, А. Пелиха, Ю. Таранухи, В. Третьяка, А. Бандилета и др. Ограниченный круг российских исследований обусловлен тем, что данная отрасль знаний для отечественной экономической науки является достаточно новой, и она получила импульс развития в свете роста значения антимонопольного регулирования в качестве инструмента реализации промышленной политики. Исследованию данного раздела теории отраслевых рынков посвящены работы И. Южанова, В. Димова, Т. Бурмисторовой, Г. Мартыненко, В. Еременко, Я. Кузьминова, А. Яковлева, А. Цыганова и др.
Модели промышленной политики США, Японии и ряда европейских стран формировались, отражая идеи доминирующих экономических течений XX века, представленных в работах И. Шумпетера, Дж. Гебрейта, М. Солоу, Ф. Хайека, Д. Норта, М. Портера, X. Такеути, Ж. Окумура, К. Мацумото, М. Беста, Дж. Пауэла, П. Самуэльсона, Р. Коуза. Труды данных ученых оказали значимое влияние на вектор промышленной инновационной политики развитых стран. Формированию промышленной политики интенсификации инноваций посвящено большое количество работ российских исследователей, среди которых можно выделить труды С. Вадайцева, В. Ващенко, Т. Воковой, С. Глазьева, С. Жаворонкова, Е. Житенко, С. Ильенковой, А. Каплиева, Г. Краюхина, Б. Кузнецова, Н. Кондратьева, В. May, М. Некрасовой, А. Румянцева, М. Сафиулина, Г. Семенова, О. Туровца, А. Цветкова, С. Фокина, Д. Черного, К. Яновского и др. Вопросы активизации инвестиционных процессов в российском нефтегазохимическом комплексе рассмотрены в трудах В. Авиловой, В. Балуковой, М. Васильева, Ш. Губаева, Р.
Дунюшкиной, В. Клименко, И. Садчикова, В. Сомова, П. Табурчака, В. Тумина.
Анализ работ отечественных ученых показал наличие глубоких исследований в области создания институциональных условий развития инноваций, а также налоговых механизмов интенсификации инвестиционной деятельности. В тоже время рассмотрение конкурентной среды как одного из доминантных факторов интенсификации инноваций практически осталось вне поля зрения отечественных экономистов.
Интеграционные процессы, определяющие в последнее десятилетие характер конкурентных отношений на отраслевых рынках, вызвали исследовательский интерес к мотивам интеграции и оценке экономической эффективности слияний и поглощений. Так теории интеграции, выдвинутые и разработанные Р. Коузом, О. Уильямсоном, А. Ачяном, С. Дежу, Д. Леви, Б. Клейном, Р. Кроуфордом, Г. Мэтьюсоном, получили свое развитие в работах отечественных экономистов С. Авдашевой, Ф. Андреева, В. Антонова, А. Бандилета, М. Лучко, А. Малевинской, Д. Михайлова, Д. Никологородского, А. Радыгина, Н. Рудыка, А. Сарайкина, Е. Семенковой, Н. Шмелевой, В. Цветкова, Р. Энтова и др. Интеграционные процессы в нефтегазохимическом комплексе освещены в работах И. Белуника, А. Градецкого, О. Ордина, В. Данникова, В. Крюкова, М. Макаренко, А. Мухина, А. Перчика, Г. Печникова, В. Проскурякова, Ю. Черного, В. Шмата и др. В то же время влияние интеграции на инновационную активность предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности остается недостаточно изученным и требует всестороннего исследования. Анализ эволюции региональных рынков нефтепродуктов, изучение рыночной власти вертикально-интегрированных нефтяных компаний на региональных рынках, оценка величины барьеров входа и возможности регулирования конкурентных отношений с целью интенсификации инноваций имеет практическое значение как для субъектов отраслевого рынка, так и для Федеральной антимонопольной службы России, осуществляющей контроль за конкурентной средой отраслевых рынков. Это, в свою очередь, требует новых подходов к исследованию поставленной задачи, обобщений и выводов.
Цель и задачи исследования. Цель диссертационного исследования состоит в развитии теории и методологии комплексного управления инновационной активностью нефтеперерабатывающих предприятий России на основе формирования конкурентной среды в отрасли. В соответствии с данной целью в диссертации были поставлены и решены следующие задачи:
- исследована эволюция научных взглядов на закономерности развития конкурентной среды и интенсивности инновационной деятельности в отрасли; уточнен понятийный аппарат, используемый при изучении конкурентной среды рынка, проведена классификация факторов структуры рынка, введены новые классификационные признаки; проведен системный анализ методологических подходов к исследованию взаимосвязи конкурентной среды и инновационной активности предприятий;
- обобщены теоретические положения формирования промышленной политики, позволившие определить направления активизации инновационной деятельности в капиталоемких отраслях;
- разработана методология комплексной оценки конкурентной среды региональных рынков нефтепродуктов России;
-определены тенденции развития и приоритетные направления инновационной деятельности в нефтеперерабатывающей отрасли, а также инфраструктурные ограничения реализации инновационной траектории в отрасли;
- разработана методология активизации инновационной деятельности в нефтеперерабатывающей отрасли на основе развития конкурентной среды.
Объектом исследования являются предприятия нефтеперерабатывающей отрасли России.
Предметом исследования является взаимосвязь конкурентной среды и инновационной активности промышленных предприятий; формирование конкурентной среды как фактора интенсификации инновационного развития нефтехимической и нефтеперерабатывающей отраслей.
Теоретической и методологической основой исследования послужили фундаментальные положения экономической теории, представленные в трудах отечественных и зарубежных ученых, в том числе положения классического, неоклассического, неошумпетерианского, эволюционного и неоинституционального подходов к оценке взаимодействия и взаимовлияния конкурентной структуры рынка и инновационной активности предприятий отрасли.
Исследование основывается на трудах ведущих отечественных и зарубежных ученых в области теории организации отраслевых рынков, теории интеграции, теории кластеризации, отраслевой промышленной политики. Основу 'методологии исследования составляет диалектика, предопределяющая изучение явлений в постоянном развитии, взаимосвязи и противоречивости, что обусловило приоритетность реализации динамического подхода в теоретических и эмпирических исследованиях.
Методическую основу исследования составляют общенаучные методы системного и комплексного подхода к анализу экономических явлений, сравнительный, исторический и логический анализ, методы математического моделирования. В ходе реализации эмпирического исследования использовались графический, экономико-статистический метод, экономико-математическое моделирование и прогнозирование. Применение вышеперечисленных методов и приемов позволило обеспечить обоснованность проведенного анализа, теоретических и практических выводов.
Информационной базой исследования являются данные Федеральной службы- государственной статистики, территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Республике Татарстан ТатарстанСтат, статистические сборники ИнфоТЭК-Консат Нефтепереработка и нефтехимия в Российской Федерации за 2000-2006 годы, материалы эмпирических исследований, научные монографии и статьи в периодической печати.
Научная новизна диссертационного исследования состоит в развитии теории и методологии управления инновационной активностью в нефтеперерабатывающей отрасли на основе развития конкурентной среды. В частности:
- систематизированы концепции закономерностей конкуренции и инновационной активности промышленных предприятий, выявленные на основе сравнительной оценки известных научных школ;
- уточнена классификация конкурентной среды отраслевого рынка с выделением новых классификационных признаков его структуры по объективным и субъективным факторам;
- обоснована необходимость динамических методов исследования конкурентной среды на рынке нефтеперерабатывающей отрасли, базирующейся на положениях эволюционной теории конкуренции; разработана динамическая модель влияния инновационных затрат потенциального конкурента на скорость внедрения инновации монополистом, позволяющая учитывать вероятностный характер эффективности инновационной деятельности;
- разработана методология формирования промышленной инновационной политики, определяемая уровнем капиталоемкости инвестиций в отрасли и конкурентной структурой отраслевых рынков; разработана система показателей структуры рынка нефтеперерабатывающей отрасли, включающая амплитуды колебаний долей рынка и характеризующих интенсивность конкуренции на рынках, а также показатель рыночной силы, позволяющий идентифицировать степень контроля предприятием совокупности региональных рынков сбыта; разработан агоритм оценки динамики конкурентной среды региональных рынков нефтепродуктов, базирующийся на предложенной системе показателей структуры рынка нефтеперерабатывающей отрасли, который позволяет выявлять тенденции и закономерности его развития;
- разработаны механизмы активизации инновационных процессов в нефтеперерабатывающей отрасли, учитывающие влияние факторов конкурентной структуры отраслевого рынка на инновационную активность нефтеперерабатывающих предприятий;
- выявлены и обоснованы основные инфраструктурные ограничения активизации инновационной деятельности в нефтехимической и нефтеперерабатывающей отрасли, с учетом которых разработана концепция развития Нижнекамского нефтехимического промышленного округа.
Теоретическая значимость работы заключается в развитии теории отраслевых рынков, формировании методологии исследования эволюции конкурентной среды отраслевого рынка и влияния структуры рынка на инновационную активность промышленных предприятий отрасли.
Практическая значимость методических подходов заключается в их реализации при оценке эволюции структуры региональных рынков нефтепродуктов России. Динамический подход к оценке структуры рынков применим органами федеральной антимонопольной службы для идентификации псевдоконкурентных отношений, сопряженных с разделом сфер влияния.
Положения диссертации использованы в качестве информационной, методологической и методической основы при формировании промышленной инновационной политики территориальных экономических систем и отраслевых кластеров. Кроме того, материалы исследования востребованы при разработке курсов по таким дисциплинам как Региональная экономика и управление, Стратегическое планирование, Экономика отрасли, Стратегический менеджмент и др.
Апробация результатов исследования. Основные положения, выводы и результаты диссертационного исследования докладывались и обсуждались на Международной научно-практической конференции Опыт и проблемы социально-экономических преобразований в условиях трансформации общества: регион, город, предприятие (Пенза, 2006г.), Стратегическое планирование развития г.Нижнекамск и г.Набережные Чены: интегрируя мировой опыт инноваций(г.Нижнекамск, 2007), форуме предпринимателей Нижнекамского района Роль малого и среднего бизнеса в социально-экономическом развитии региона(г.Нижнекамск,2008), методологических семинарах кафедры экономики Казанского государственного технологического университета. Результаты исследования вошли в основу научного отчета по проекту Анализ рынков сбыта продуктов Нижнекамского нефтеперерабатывающего завода. Разработка предложений к расширению рынков сбыта Нижнекамского НПЗ(2004г.). Исследование структуры региональных рынков нефтепродуктов представлено в научном отчете по проекту Инвестиционная привлекательность региональных рынков сбыта нефтепродуктов (2006 г.). Концепция развития нефтехимического кластера в Нижнекамском промышленном округе, разработанная автором, представлена отдельным разделом в Стратегии социально-экономического развития Нижнекамского муниципального района до 2012 года(2008г.). Положения диссертации в области формирования государственной промышленной политики в сфере инновационной и инвестиционной деятельности были использованы при разработке Стратегии социально-экономического развития г.Набережные Чены до 2015 года(2007г.).
Публикации. Результаты исследования нашли свое отражение в 3 монографиях, 32 научных статьях, в том числе 9 научных статьях в периодических изданиях, рекомендованных ВАК России, а также 2 учебных пособиях с грифом УМО в области производственного менеджмента.
Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Сутанова, Дильбар Шамилевна
Схожие выводы позволяет сделать анализ поверхностной диаграммы, построенной по уравнению, где в качестве факторных признаков выступили три параметра: степень горизонтальной интеграции, рыночная сила и размер предприятий, определяемый общим объемом первичной переработки нефти. Для построения регрессионной модели было использовано следующее уравнение: у = bo + ь, * X, + Ь2 * х2 + Ьз * х3 + Ъи *х,А2 + Ь2* х2л2 + Ь3 * х3л2 + b,2 *х, *х2 + b,3 *х, *х3 + Ь23 *х2 *х3 (6 9), где у Ч изменение индекса Нельсона за 2001-2005 гг.;
X] Ч средняя переработка нефти на каждом заводе за 2001-2005 гг.; х2 - средняя рыночная сила за 2001-2005 гг.;
Xj Ч число заводов, объединенных ФПГ.
В таблице 6.20 приведены рассчитанные коэффициенты регрессионного уравнения (6.9).
Заключение
К середине 20 века позиции неоклассической школы, касающиеся оптимальности рынка совершенной конкуренции серьезно пошатнулись. Рынки несовершенной конкуренции не вписывались в традиционную статическую теорию равновесия, демонстрируя более высокую экономическую эффективность олигополий. Многие видные экономисты стали признавать ведущую роль крупных корпораций в современной экономической системе.
Промышленная политика развитых стран в области интенсификации инновационной деятельности вопреки классическим течениям формировалась в русле . марксистской концепции, постулировавшей достижение наиболее динамичного экономического роста при консолидации ресурсов. Это обусловило в период промышленной революции в США стимулирование роста крупных корпораций. При этом осознавалось, что введение жесткого антимонопольного законодательства, препятствующего интеграции капиталов в капиталоемких производствах носит антиинвестиционный характер. С целью предотвращения появления крупных конкурентов собственному уже сформировавшемуся Большому Бизнесу по окончании Второй Мировой войны американское правительство навязало Японии и Германии строгое антимонопольное законодательство. Страны Европейского Союза с целью противопоставления транснациональным компаниям США собственных интегрированных предприятий разработали более мягкое конкурентное право, сосредоточив внимание не на структуре рынка, а на поведении фирм монополистов.
Анализ промышленной политики развитых стран позволил выявить, что отраслевая специфика определяет вектор воздействия на конкурентную среду и выбор механизмов интенсификации инноваций. В некапиталоемких отраслях промышленности наиболее динамично развивается малый и средний бизнес. Конкуренция между предприятиями приводит к росту инновационной активности, что в свою очередь начинает деформировать рынок в сторону увеличения концентрации, сокращения количества участников на рынке и их укрупнению. Данная эволюция способствует повышению качества выпускаемой продукции, в тоже время уход с рынка малых предприятий является отчасти нежелательным для отраслевой экономики. В этих условиях кластерная модель поддержки малого и среднего бизнеса является эффективным инструментом сохранения конкуренции на рынках некапиталоемких отраслей промышленности. Создание инновационной инфраструктуры на определенной территории, включающей открытие технопарков, транспортно-логистических центров, консолидацию усилий якорных предприятий, НИИ, университетов, банков с целью обеспечения эффективного взаимодействия субъектов отраслевого кластера, позволяет существенно повысить конкурентоспособность продукции и нарастить совокупные объемы производства в отрасли.
Реализация концепции создания нефтехимического кластера возможна на конечной стадии передела нефтехимического сырья. В целях структурного совершенства кластера необходимо развивать малые и средние производства, объединенные одним отраслевым рынком. В рамках кластерного развития нефтехимической отрасли в Татарстане целесообразно территориально сформировать промышленные зоны по производству автокомпонентов, строительных материалов и медицинских изделий. Близость к потребителям конечной продукции, информационная, кадровая и маркетинговая поддержка, предприятий, объединенных единой областью деятельности, и наличие конкурентных отношений позволят достичь устойчивого роста нефтехимического кластера республики в целом.
В отношении капиталоемких крупномасштабных недифференцированных производств кластерные модели активизации инновационной и инвестиционной деятельности не релевантны.
Промышленная политика в крупнотоннажной нефтехимии, нефтепереработке дожна быть ориентирована на реализацию классической протекционистской политики. Крупные интегрированные компании в данных отраслях характеризуются более высоким инновационным и инвестиционным потенциалом. Они способны стать локомотивами экономического роста регионов, поскольку имеют развитую, консолидированную финансовую, научную, маркетинговую, логистическую инфраструктуру, обеспечивающую оптимизацию расходов интегрированных предприятий. Однако анализ промышленной политики экономически развитых стран показал важность соблюдения паритета в механизмах государственной поддержки промышленных интегрированных компаний и обязательном сохранении конкуренции на отраслевых рынках.
Исследование влияния характера конкурентных отношений на инновационную активность предприятий позволило прийти к выводу о методологической незавершенности подходов к оценке конкурентной среды. Доминирование неоклассических методов исследования структуры рынков обусловили широкое распространение, в том числе в практике антимонопольного регулирования, статических показателей, отражающих доли рынка компаний и плотность их распределения. В тоже время конкуренция- это эволюционный процесс, неравновесный и имеющий явные динамические свойства. В качестве показателя, характеризующего интенсивность, остроту и динамизм конкуренции на отраслевых рынках, возможно использование предложенного нами показателя амплитуды колебаний долей рынков. Апробация данного показателя в ходе исследования характера конкуренции на рынках нефтепродуктов, позволила выявить псевдоконкурентные отношения, сопряженные с разделом ряда региональных рынков нефтепродуктов.
Дальнейшее развитие методического аппарата оценки монополизации рынков и рыночной силы предприятий, определило необходимость разработки показателя, отражающего степень контроля крупным предприятием совокупности региональных рынков. Актуальность введения данного показателя обусловлена формированием в нефтеперерабатывающей отрасли промышленности России региональных монополий, когда предприятие, имея малую долю на российском рынке, контролирует несколько регионов и, соответственно, характеризуется классическим монополистическим поведением. Предложенный показатель рыночной силы предприятия позволил отразить степень контроля предприятием региональных рынков сбыта и определить характер влияния монополизации на инновационную активность нефтеперерабатывающих заводов.
Исследование показало, что инновационная деятельность в нефтеперерабатывающей отрасли промышленности, будет носить инерционный характер. Тенденция раздела региональных рынков, наблюдаемая в настоящий период, будет являться причиной замедления инновационных процессов на нефтеперерабатывающих предприятиях России в силу обеспечения НПЗ стабильными рынками для сбыта любого, в том числе и низкокачественного топлива. Соответственно, без активной промышленной политики, направленной не только на реализацию фискальных интересов, но и на создание благоприятной конкурентной среды в отрасли, коренные процессы модернизации российского нефтеперерабатывающего комплекса могут серьезно замедлиться.
Государственная промышленная политика в сфере интенсификации инновационных процессов на нефтеперерабатывающих предприятиях дожна быть направлена:
1) на создание благоприятной конкурентной среды на региональных рынках, что предусматривает регулирование и систематические исследования ФАС России структуры именно региональных рынков нефтепродуктов;
2) на изменение акцизной политики, ориентированной на стимулирование производства высокооктановых бензинов путем установления ставки акциза на высокооктановые сорта бензина ниже ставки акциза на низкооктановые;
3) на ужесточение наказания за изготовление и реализацию фальсифицированного топлива. Установление контроля над движением нефтепродуктов, получаемых на мини-НПЗ;
4) на формирование стандартов качества моторных топлив на перспективу, т. е. вводимых на территории России в ближайшие 5, 10, 15 лет;
5) на стимулирование спроса на высокооктановые экологичные марки бензина посредством, во-первых, ускорения перехода отечественного автопрома на комплектацию выпускаемых автомобилей двигателями стандарта Евро-3 и выше, во-вторых, инициирование снижения цен на топливо АИ-95 и АИ-98 за счет изменения акцизной политики;
6) на использование в практике исследований конкурентной структуры рынка антимонопольными службами не только статических, но и динамических показателей оценки структуры рынка, позволяющих идентифицировать мнимую конкуренцию и раздел рынков.
Мы склонны констатировать, что чем выше уровень капиталоемкости отрасли, тем более активную роль дожно играть государство в реализации промышленной политики. В нефтеперерабатывающей отрасли промышленности создались достаточно благоприятные условия для инициации масштабной модернизации во всей отрасли. Однако современное отношение государства, заключающееся лишь в защите собственных фискальных интересов, приведет к значительному замедлению начавшихся инновационных процессов, поскольку дальнейшая монополизация региональных рынков, рост объемов производства фальсифицированного топлива, завышенные ставки кредитования для догосрочных промышленных инвестиционных проектов являются объективными причинами низкой поступательной скорости инновационных процессов в отрасли. Без своевременного устранения данных барьеров скорость освоения производств топлив стандарта Евро-3 и Евро-4 окажется крайне низкой, и объем экологически вредных выбросов, на 70 % формируемый в крупных городах продуктами сжигания моторных топлив, в России из года в год будет расти.
Диссертация: библиография по экономике, доктор экономических наук , Сутанова, Дильбар Шамилевна, Казань
1. Закон .РСФСР "О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках" от 22.03.1991 № 948-1.
2. Приказ Государственного комитета РФ по антимонопольной политике и поддержке новых экономических структур от 20 декабря 1996 г. № 169 Об утверждении порядка проведения анализа и оценки состояния конкурентной среды на товарных рынках.
3. Приказ О применении статей 5, 17, 18, 19 Закона РСФСР от 22.03.1991 № 9481 "О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках".
4. Закон РФ Федеральный закон о защите конкуренции на рынке финансовых услуг от 4.06.1999 №117-ФЗ
5. Авдашева С.Б., Розанова Н.М. Анализ структур товарных рынков: Экономическая теория и практика России. Ч М.: ТЕИС, 1998.
6. Авдашева С.Б., Розанова Н.М. Теория организации отраслевых рынков. М.: Магистр, 1998.
7. Авдашева С. Б. Бизнес-группы в российской промышленности//Вопросы экономики .-2004.-№5
8. Анджелова М.В. Защита конкуренции по антимонопольному законодательству США // Юрист. 2002. - № 8.
9. Ю.Ансофф И. Новая корпоративная стратегия. Ч СПб.: Питер Ком, 1999.
10. Ансофф И.Стратегическое управление / пер. с англ. М.: Экономика, 1989.
11. Антонов В.Г. Управление интеграционными процессами в рамках структурной перестройки экономики (на примере черной металургии). М.: Черметинформация, 2000.
12. Балацкий Е. Недостатки антимонопольного регулирования//Экономист.-2003.-№5
13. Балукова В.А. Методология корпоративного подхода к реструктуризации промышленных предприятий в условиях российской экономики. Ч СПб.: СПбГИЭУ, 2002.
14. Балукова В.А., Залищевский Г.Д., Колесов M.JL, Садчиков И.А., Сомов В.Е. Стратегический анализ технической реструктуризации предприятия / Под ред. В.Е. Сомова.-СПб.: СПбГИЭУ,2001.
15. Бандилет А.Н. Вертикальная интеграция в контексте жизненного цикла отраслевого рынка // Отраслевые рынки. Ч 2004. Ч № 5.
16. Баскаев К. Бензиновая лихорадка// Нефть России .- 2006.-№6.
17. Баумоль Уильям Дж. Состязательные рынки: мятеж в теории структуры отрасли // Вехи экономической мысли. Т. 5: Теория отраслевых рынков / под общ. ред. А.Г. Слуцкого. СПб.: Экономическая школа, 2003.
18. Беляевский И.К. Единство и различия процессов интеграции и дифференциации товарного рынка//Вопросы статистики.-2001.-№7
19. Бест М. Новая конкуренция. Институты промышленного развития. Ч М.: ТЭИС, 2002.
20. Букатов А.Н. Состояние и пути развития нефтехимической промышленности//Нефтепереработка и нефтехимия.-2007.-№ 10
21. Бурмиторова Т.В., Мартыненко Г.И. Экономическая концентрация в России и государствах ЕС // Право и экономика. Ч 2004. Ч № 5.
22. Бурмиторова Т.В., Мартыненко Г.И. Основные тенденции антимонопольного регулирования в условиях переходной экономики России// Право и экономика. -2003.-№ 5.
23. Бусыгин В.М. Инновационное развитие и инвестиционная привлекательность нефтехимического комплекса как условие повышения конкурентоспособности. -М.: Юстицинформ, 2006.
24. Вадайцев С.В. Антикризисное управление на основе инноваций. М.: Проспект, 2005.
25. Васильев М.Г. Состояние химического комплекса и основные направления стратегии его развития//Нефтепереработка и нефтехимия.-2006.-№1.
26. Васильев М.Г. Состояние и основные направления развития рынка основных видов продукции химического комплекса.-2006.-№3.
27. Варламова А.Н. О некоторых проблемах законодательства о конкуренции //Вест.моск.ун-та.сер. 11, Право.-1997.-№1
28. Вафина Н.Х. Новые подходы к исследованию транснационализации производства // Актуальные проблемы современной экономики России: Материалы международной научно-практической конференции: Спиридоновские чтения. Ч Казань: КГТУ, 2003.
29. Вейнтрауб С. Теории экономического роста// Современная экономическая мысль / под ред. Афанасьева B.C. и Энтова P.M. М.: Прогресс, 1981.
30. Верман Джер Р. Теория экономического развития// Современная экономическая мысль/ под ред. Афанасьева B.C. и Энтова P.M. М.: Прогресс, 1981.
31. Вурос А., Розанова Н. Экономика отраслевых рынков. М., ТЭИС, 2000.
32. Градецкий А.В., Ордин О.В. Нефтепереработка в России: проблемы и перспективы развития доклад аналитического центра Эксперт//Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом.-2006.- №1.
33. Гебрейт Дж. К. Экономические теории и цели общества. Ч М.: Прогресс, 1976.
34. Зб.Голомозин А. Реформирование естественных монополий и экономическийрост// Конкурентная Россия. Метаморфозы конкуренции. Конкурентная политика. Экономический рост. -М.:Изд-во Моск. Ун-та, 2004.
35. Губанов С. Вертикальная интеграция: новые подходы в развитых странах//Экономист.-2002.-№2
36. Данников В.В. Ходинги в нефтегазовом бизнесе: стратегия и управление.-М.:Эвойс-М, 2004.
37. Димов В. А. Конкурентная политика на весах конкурентоспособности// Конкурентная Россия. Метаморфозы конкуренции. Конкурентная политика. Экономический рост. -М.:Изд-во Моск. Ун-та, 2004.
38. Димов В.А. Исторические споры вокруг конкуренции// Конкурентная Россия. Метаморфозы конкуренции. Конкурентная политика. Экономический рост. -М.:Изд-во Моск. Ун-та, 2004.
39. Догова И.В. Монополии и конкуренция//Финансы и кредит.-2001.-№3
40. Дунюшкина Р.Е. Экономический механизм стимулирования производства моторных топлив евростандарта на НПЗ России//Нефтепереработка и нефтехимия.-2005.-№10
41. Еременко В.И. Антимонопольное законодательство зарубежных стран. М., 1997.
42. Еременко В.И. Теоретические аспекты российского конкурентного права.//Государство и право.-2002.-№2
43. Жаворонков С., May В., Черный Д., Яновский К. Дерегулирование российской экономики.М.: ИЭПП, 2001.
44. Интелектуализация предприятий нефтегазохимического комплекса: экономика, менеджмент, технология, инновации, образование/Под общ. ред. И.А.Садчикова, В.Е.Сомова.-СПб.:СП6ГИЭУ,2006.
45. Камьен М.И., Шварц H.JI. Структура рынка и инновации: обзор // Вехи экономической мысли. Т. 5: Теория отраслевых рынков / под ред. А.Г. Слуцкого. Ч СПб.: Экономическая школа, 2003.
46. Качалин В.В. Система антимонопольной защиты общества в США. М., Наука, 1997.
47. Качалин В. Регулирование и дерегулирование два направления антимонопольной стратегии в США//Мировая экономика и международные отношения .-1997.-№6
48. Кашеваров А. Антимонопольное регулирование рынка финансовых услуг// Конкурентная Россия. Метаморфозы конкуренции. Конкурентная политика. Экономический рост. -М.:Изд-во Моск. Ун-та, 2004.-е. 192-207
49. Клейн Б., Кроуфорд Роберт Дж., Ачян А.А. Вертикальная интеграция, присваиваемая рента и конкурентный процесс заключения контрактов // Вехи экономической мысли. Т. 5: Теория отраслевых рынков / под ред. А.Г. Слуцкого. СПб.: Экономическая школа, 2003.
50. Козеняшева М.М. Иностранные инвестиции в нефтеперерабатывающей промышленности России//Нефтепереработка и нефтехимия.-2007.-№5.
51. Кондратьев Н.Д. Большие циклы конъюнктуры и теория предвиденьяю М., Экономика, 2002
52. Концепции формирования и развития кластеров в Республике Татарстан.(Проект)
53. Королева С.И., Сафонов Р.Л. Стратегическое планирование маркетинга в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности // Нефтепереработка и нефтехимия. Ч 2001. № 6.
54. Коуз Р.Г. Природа фирмы // Вехи экономической мысли. Т. 2: Теория фирмы / под ред. В.М. Гальперина. Ч СПб.: Экономическая школа, 1999.
55. Коуз Р. Фирма, рынок и право. М: Дело, 1993.
56. Краюхин Г.А., Шайбакова Л.Ф. Инновации, инновационные процессы и методы их регулирования: сущность и содержание. СПб: СПбГИЭА, 1995.
57. Краюхин Г.А., Шайбокова Л.Ф. Инновационные процессы: субъекты и мотивы их деятельности. СПб: СПбГИЭА, 1996.
58. Крюков В., Шмат В. Инновационный процесс в нефтедобыче инароднохозяйственные интересы: гармонизирующий потенциал институционального подхода в госрегулировании отрасли//Российский экономический журнал.-2006.-№3
59. Кузнецов Б.Л. Национальная инновационная система России//Экономическая синергетика: Ответы на вызовы и угрозы XXI века: сб. научн.тр./Под ред. д.т.н.,проф. Б.Л.Кузнецова-Наб.Чены: Изд-во Камской гос. инж.-экономич. академии, 2005.-с.89
60. Кузьмииов Я., Кузнецов Б., Свинаренко А., Яковлев А. Основные направления структурной политики регулирования отраслевых рынков. М.: ВШЭ, 2000.
61. Кузьминов Я., Яковлев А., Модернизация экономики.тлобальные тенденции, базовые ограничения и варианты стратегии. М.: Тезисы конференции, ВШЭ, 2000.
62. Ламбен-Ж.-Ж. Стратегический маркетинг: Европейская перспектива. Ч СПб.: Наука, 1996.
63. Лернер А.П. Понятие монополии и измерение монопольной власти// Вехи экономической мысли. Т. 5: Теория отраслевых рынков / под ред. А.Г. Слуцкого. СПб.: Экономическая школа, 2003.
64. Лучко М.Л. Конкурентные стратегии ТНК: стратегические альянсы, слияния и поглощения // Вестник Московского университета.сер.6.Экономика.-2004.-№1
65. Маевский В.И. Эволюционная теория и неравновесные процессы // Экономическая наука современной России. 1999. - № 4.
66. Маевский В.И. Введение в эволюционную экономику. Ч М., 1997.
67. Малевинская А.А. Слияния и поглощения как способ объединения компаний//Вестник Московского университета.-Серия 6.-Экономика.-2002.-№6
68. Макаренко М.В., Печников Г.А. Реструктуризация внутрифирменных экономических отношений химического предприятия//Нефтепереработка и нефтехимия .-2007.-№3
69. Mapкс К. Капитал. Критика политической экономии. Т. 1. Кн. 1. Ч М.: Политиздат, 1973.
70. Мартынов С. Навстречу Евро-3 и Евро-4//Нефть России.- 2004 .-№10
71. Маршал А. Принципы политической экономии. Т. 2 / пер. с англ. Ч М.: Прогресс, 1984.
72. Мацумото К. Японская корпоративная система: прогнозы и реалии // Экономическая наука современной России. 2000. - № 1.
73. Мау В., Жаворонков С., Шадрин А., Яновский К., Фомичев О. Дерегулирование российской экономики: механизм воспроизводства избыточного регулирования и институциональная поддержка конкуренции на товарных рынках //Общество и экономика. Ч 2003. Ч № 2.
74. Михайлов Д. Финансово-промышленные группы: специфика России//Мировая экономика и международные отношения.-1997.-№4
75. Монте К. Теория игр и стратегическое поведение.// Панорама экономической мысли конца XX столетия, /под ред. Д.Гринуэй, М. Блини, И. Стюарта.- СПб., 2002.
76. Мортон И. Камьен, Ненси JI. Шварц. Структура рынка и инновации: обзор // Вехи экономической мысли. Т. 5: Теория отраслевых рынков / под общ. ред. А.Г. Слуцкого. Ч СПб.: Экономическая школа, 2003.
77. Мортон И. Камьен, Ненси JI. Шварц. Технология: больше результатов с меньшими затратами? // Современная экономическая мысль / под ред. Афанасьева B.C. и Энтова P.M. М.: Прогресс, 1981.
78. Мухин А. Российские вертикально интегрированные нефтяные компании : проблемы управления//Вопросы экономики.-1998.-№1
79. Мэтьюсон Г.Ф., Уинтер Р.А. Экономическая теория вертикальных ограничений// Вехи экономической мысли. Т. 5: Теория отраслевых рынков / под ред. А.Г. Слуцкого. СПб.: Экономическая школа, 2003.
80. Нельсон Р., Уинтер Р. Эволюционная теория экономических изменений. М.: Финстатинформ, 2000.
81. Никологорский Д. Ю. Крупные интегрированные структуры в промышленности // ЭКО,- 1997.-№ 11.
82. Никеров Г.И. Монополизация рынка по законодательству США, ЕС и России // США, Канада: экономика, политика, культура. 1999. -№ 6.
83. Новиков В. Влияние российского антимонопольного законодательства на экономическое развитие. Вопросы экономики.- 2003.- № 9.
84. Норт Д., Пять тезисов об институциональных изменениях /КБКЭ. Минск: ИПМ, 2000. вып.4.
85. Пауэл Дж. Как частное предпринимательство создало современную Японию // Маэстро бума. Уроки Японии / сб. статей; пер. с англ. Ч Челябинск: Социум,2005.
86. Перчик .А.И. Налогообложение нефтегазодобычи. Право. Экономика.-М.ЮОО Нестор Академик Паблишере,2004.
87. Пелипась И.В., Экономическая свобода или регулируемый рынок? //Квартальный бюлетень клуба экономистов. Минск: ИПМ, 2000.Вып.4.
88. Портер М. Конкуренция / пер. с англ. -М.: Издательский дом Вильяме, 2006.
89. Проскуряков В.И. Государственное стимулирование развития нефтехимического комплекса Сингапура//Нефтепереработка и нефтехимия.2006.-№5.
90. Радаев В., Сидоров И.Некоторые институциональные условия формирования российских рынков// Социологический журнал.- 1998.-№3-4.
91. Радыгин А., Энтов Р., Институциональные проблемы развития корпоративного сектора, М.: ИЭПП, 1999.
92. Радыгин А, Энтов Р., Шмелева Н. Проблемы слияний и поглощений в корпоративном секторе //Общество и экономика.-2002.- №10-11
93. Радыгин А. Российская корпоративная экономика.// Вопросы экономики.-2000.- №5.
94. Республиканская программа развития инновационной деятельности в республике Татарстан на 2004-2010 годы.
95. Робинсон Дж. Экономическая теория несовершенной конкуренции / пер. с англ. Ч М.: Прогресс, 1986.
96. Розанова Н.М. Эволюция взглядов на конкуренцию и практика антимонопольного регулирования: опыт' стран с развитой рыночной экономикой // Экономический журнал РГГУ. Ч 2001. Ч № 2.
97. Розанова Н.М. Структура рынка и стимулы к инновациям: уроки для России // Проблемы прогнозирования. 2002. Ч № 3.
98. Розанова Н.М. Анализ развития структуры рынков в российской экономике // М.: РПЭИ, 1999
99. Розмаинский И. Инвестиционная близорукость в посткейнсианской теории и в российской экономике//Вопросы экономики.- 2006.-№9.
100. Романчук Я. Мифы и факты о концепции монополии / Квартальный бюлетень клуба экономистов. Минск: ИПМ, 2000.Вып.4.
101. Российское экономическое чудо: сделаем сами. Прогноз развития экономики России до 2020 года. М.: Деловая литература, 2007.
102. Рудык Н.Б., Семенкова Е.В. Рынок корпоративного контроля: слияния, жесткие поглощения и выкупы договым финансированием. Ч М.: Финансы и статистика, 2000.
103. Румянцев А. А. Развитие государственно-частного партнерства в инновационной сфере экономики.//Инновационная экономика.-2007.- №4.
104. Самуэльсон П.А.Монополистическая конкуренция-революция в теории // Вехи экономической мысли. Т. 2: Теория фирмы / под ред. В.М. Гальперина. -СПб.: Экономическая школа, 1999.
105. С^райкин А.В.Классификация трансакционных издержек корпорации // Экономическая синергетика: Ответы на вызовы и угрозы XXI века: сб.научн.тр./Под ред. д.т.н., проф. Б.Л.Кузнецова-Наб.Чены: Изд-во Камской гос. инж.-экономич. академии, 2005.
106. Сафиулин М.Р., Булатов А.Н. Модели корпоративного управления //Актуальные проблемы становления рыночных отношений. Сб. научн. тр. Академии наук Республики Татарстан. Выпуск 2. Казань. Издательство Фэн, 2003
107. Сафиулин М.Р. Сафиулин А.Р.Особенности государственной инновационной политики// Тезисы докладов Всероссийской научно-практической конференции. Инновационная среда: проблемы формирования и перспективы развития. КГФЭИ. Казань, 2002
108. Смит А. Исследование о природе и причинах богатства народов: в 3 кн. -М.: Наука, 1992.
109. Солоу М.Роберт Теория роста.// Панорама экономической мысли конца XX столетия./ под ред. Д.Гринуэя, М. Блини, И. Стюарта.-СПб., 2002.
110. Сомов В.Е. Вместе к новым рубежам развития бизнеса//Нефтехимия и нефтепереработка.-2007.-№1.
111. Спенс М. Вход, мощность, инвестиции и олигополистическое ценообразование // Вехи экономической мысли. Т. 5: Теория отраслевых рынков / под общ. ред. А.Г. Слуцкого. Ч СПб.: Экономическая школа, 2003.-с.89
112. Стиглер Дж. Дж. Совершенная конкуренция: исторический ракурс // Вехи экономической мысли. Т. 2: Теория фирмы / под ред. В.М. Гальперина. -СПб.: Экономическая школа, 1999.
113. Старк Д. Рекомбинированная собственность и рождение восточноевропейского капитализма // Вопросы экономики.-1996.-№ 6.
114. Ступин В., Хохлова Т., Шадрин А., Государственное регулирование экономики: опыт пяти стран. М: ИЭПП, Серия "Научные труды", 1999.
115. Стратегия развития химической и нефтехимической промышленности России на период до 2015 года.-//Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации (Минпромэнерго России) Москва.-2006
116. Сутанова Д.Ш. Структурное исследование инновационной активности промышленных предприятий. Казань: РИЦ Школа, 2007.
117. Сухарев О.С. Экономическая эволюция и институты. Инноваторы, консерваторы и экономическая политика. -Брянск: БГУ, 2003.
118. Сухарев О.С. Институты и экономическое развитие. -Москва: Дека.-2005.-378с.
119. Табурчак П.П. Экономика предприятия / П.П. Табурчак. Ростов н/Д: Феникс.- 2006. - 320 с.
120. Тарануха Ю.В. Предприятие и предпринимательство в трансформируемой экономике. Ч М.: Дело и Сервис, 2003.
121. Тироль Ж. Рынки и рыночная власть: теория организации промышленности / пер. с англ., под ред. В.М. Гальперина и Н.А. Зенкевича. Ч СПб.: Экономическая школа, 2000. Т. 2.
122. Третьяк В.П. Барьеры входа и выхода фирм на отраслевой рынок // Российский экономический журнал. Ч 2001. Ч № 10.
123. Туров А. Пороговые значения концентрации и национальные интересы// Конкурентная Россия. Метаморфозы конкуренции. Конкурентная политика. Экономический рост. -М.:Изд-воМоск. Ун-та, 2004.
124. Уильямсон О.И. Экономия как защита в антимонопольном процессе: компромисс с позиции благосостояния // Вехи экономической мысли. Т. 5: Теория отраслевых рынков / под общ. ред. А.Г. Слуцкого. СПб.: Экономическая школа, 2003.
125. Уильямсон О.И. Вертикальная интеграция производства: соображения по поводу неудач рынка // Вехи экономической мысли. Т. 2: Теория фирмы / под ред. В.М. Гальперина. СПб.: Экономическая школа, 1999.
126. Улыбишева Е. Антимонопольное регулирование в ЕС//Мировая экономика и международные отношения .-1994.-№2.
127. Уэстон Дж. Фред Концепция и теория прибыли: новый взгляд на проблему//Вехи экономической мысли. Т.З.Теория потребительского поведения и спроса/ под ред. В.М.Гальперина.- СПб.: Экономическая школа. 1999.
128. Фонарева Н. Общие итоги контроля антимонопольного законодательства// Конкурентная Россия. Метаморфозы конкуренции. Конкурентная политика. Экономический рост. -М.:Изд-во Моск. Ун-та, 2004.
129. Хайек Ф.А. Дорога к рабству / пер. с англ., предисл. Н.Я. Петракова. -М.: Экономика, 1992.
130. Хей Д., Моррис Д. Теория организации промышленности: в 2 т. / пер. с англ., под ред. А.Г. Слуцкого. СПб.: Экономическая школа, 1999.
131. Хэзлит Г. Типичные ошибки государственного регулирования экономики. М.: Серебряные нити, 2000.
132. Хэмберг Д. Ранняя теория роста: модели Домара и Харрода// Современная экономическая мысль / под ред. Афанасьева B.C. и Энтова P.M. -М.: Прогресс, 1981.
133. Чувашии Е.П. Бюджет и финансы нефтегазовых компаний.-М.: ДеНово , 2000.
134. Чудинова И.М. Власть и олигархи в современной России//Социально-гуманитарные знания.-2001.-№6
135. Цветков В. Вертикальная интеграция и ФПГ // Экономист. 2002. - № 6.
136. Цыганов А. Демонополизация экономики и развитие конкуренции// Конкурентная Россия. Метаморфозы конкуренции. Конкурентная политика. Экономический рост. -М.:Изд-во Моск. Ун-та, 2004.
137. Чемберлен Э. Теория монополистической конкуренции. Ч М.: Изд. иностр. лит-ры, 1959.
138. Черный Ю.И. Проблемы эффективного функционирования вертикально интегрированных нефтяных компаний// Нефтепереработка и нефтехимия.-2006.-№9
139. Черный Ю.И., Белу ник И.И. Эффективность работы предприятий нефтепереработки в составе вертикально интегрированных компаний в условиях современной экономики России// Нефтепереработка и нефтехимия.-2006.-№6
140. Чистов JI.M. Теория эффективного управления социально-экономическими системами. Основа экономической науки: Учебник для вузов. СПб.: Астерион, 2005.
141. Шерер Ф., Росс Д. Структура отраслевых рынков / пер. с англ. Ч М.: ИНФРА-М, 1997.
142. Шинкевич М.В. Кластерные технологии в нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли//Реструктуризация экономики предприятий химической и нефтехимической промышленности: сб. науч. Тр. Вып.2/редкол. В.А.Балукова(отв.ред.)-СПб.:СПбГИЭУ, 2006.
143. Шумпетер Й. Капитализм, социализм и демократия / пер. с англ. М.: Экономика, 1995.
144. Экономика отрасли / под ред. проф. А.С. Пелиха. Ч Ростов н/Д: Феникс, 2003.
145. Экономика химической отрасли: учеб. пособие для вузов / под ред. проф. И.А. Садчикова. СПб.: Химиздат, 2000.
146. Экономика химической промышленности. Учебник для вузов./ Клименко В.Л., Табурчак С.Н., Иванова С.Н. и др.; Клименко В.Л.(ред.).- Л.:Химия, 1990.-288 с.
147. Южанов И. Основные проблемы "конкурентной политики// Конкурентная Россия. Метаморфозы конкуренции. Конкурентная политика. Экономический рост. -М.:Изд-во Моск. Ун-та, 2004.
148. Южанов И. Практика применения антимонопольного законодательства //Право и рынок.- 2000.-№5
149. Японская экономика в преддверии XXI века (Становление конкурентного корпоративно-государственного капитализма). Ч М.: Наука, 1991.
150. Ячеистова Н. Глобализация и конкуренция. // Конкурентная Россия. Метаморфозы конкуренции. Конкурентная политика. Экономический рост. -М.:Изд-во.Моск. Ун-та, 2004.
151. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
152. Краснодарский 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
153. Московский НПЗ 5,38 4,25 16,33 4.29 6,93 0 0,007 0,005 0,017 0,006 0,008 0всего 5.38 4,25 16.33 4.29 6,93 0 0,007 0,005 0,017 0.006 0,008 0
154. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 40,34 58,76 31,34 8,58 16,31 4 5 0,05 0,071 0,033 0.011 0,02 0,005
155. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 40,34 58,76 31,34 8,58 16,31 4,5 0,05 0,071 0,033 0.011 0.02 0,005
156. Рязанский НПЗ 1.77 4,75 14,66 50,77 43.86 42,2 0,002 0,006 0,015 0 066 0 053 0,048всего 1.77 4,75 14,66 50,77 43,86 42,2 0,002 0,006 0,015 0,066 0,053 0,048
157. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 2,43 9.42 1,21 1,08 1,03 0,4 0,003 0,011 0,001 0,001 0,001 0всего 2,43 9.42 1,21 1,08 1.03 0,4 0.003 0,011 0,001 0,001 0.001 0
158. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 1,99 0 0 0 0 0 0,002 0 0 0 0 0
159. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 7,52 0,67 81,01 26,9 23,15 31,2 0.009 0,001 0,085 0,035 0,028 0,035
160. ЛУКОЙЛ- Х Пермнефтеоргсинтеэ 37,16 30,79 8,05 1.77 0,47 0 0,046 0,037 0,008 0,002 0,001 0
161. Лукойл Вогограднефтепереработка 125,9 161,3 8 164,0 2 92,82 90,15 81.3 0.155 0,195 0,172 0,12 0,109 0,092всего 172,5 7 192,8 4 253,0 8 121,49 113,77 112,5 0,212 0,233 0,265 0,157 0 137 0,128
162. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
163. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 59,7 69,02 90,01 81,85 69,25 33,1 0,073 0,083 0,094 0,106 0,083 0,038
164. Башнефтехим-Ноао-Уфимский НПЗ 52,99 63,74 82,81 49,28 58,57 24,6 0,065 0,077 0,087 0.064 0,071 0,028
165. Башнефтехим-Уфанефтехим 27,34 50.85 61,3 63,23 50,7 13,2 0,034 0,061 0,064 0,082 0,061 0,015всего 140,0 3 183,6 1 234,1 2 194,36 178,52 70,9 0,172 0,222 0,245 0,251 0,215 0,081
166. Салаватнефтеоргсинтез 41,5 22,2 38,61 44,27 24,55 5,8 0,051 0,027 0.04 0,057 0,03 0,007всего 41,5 22.2 38.61 44,27 24,55 5,8 0,051 0,027 0,04 0,057 0,03 0,007
167. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 10,88 0 5,96 2,89 7,22 4,9 0,013 0 0.006 0,004 0.009 0.006всего 10,88 0 5,96 2,89 7,22 4,9 0,013 0 0,006 0,004 0,009 0,006
168. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
169. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 63,57 54,64 44,25 39,17 28,3 125,6 0,078 0,066 0,046 0,051 0,034 0,143
170. ЮКОС-Ачинский НПЗ 0 0 3,33 3,33 0 0 0 0 0,003 0,004 0 0
171. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 1,88 1,99 0 0 0 0 0,002 0,003 0 0
172. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 51,71 57,8 45,45 50,67 41,61 148,2 0,063 0.07 0,048 0,066 0,05 0,168
173. ЮКОС-Сызранский НПЗ 3,33 0,55 0,95 0,56 1,4 7,79 0,004 0,001 0,001 0,001 0,002 0,009всего 118,6 1 112,9 9 95,86 95,72 71,31 281,5 9 0,146 0,136 0,1 0,124 0,086 0,32
174. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 39,66 19.57 0 0 0 74,9 0,049 0,024 0 0 0 0,085всего 39,66 19,57 0 0 0 74,9 0,049 0,024 0 0 0 0,085
175. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 109,03 0 0 0 0 0 0,131 0всего 0 0 0 0 109.03 0 0 0 0 0 0,131 0
176. Туапсинский НПЗ 219,7 191.3 245,2 1 245.21 256.4 279.2 0,27 0,231 0,257 0,317 0,309 0,317всего 219,7 191,3 245,2 1 245,21 256,4 279.2 0,27 0,231 0 257 0.317 0,309 0.317
177. Сибнефть Омский НПЗ 21,86 28,28 19,19 4.21 1,22 3,6 0,027 0,034 0,02 0,005 0,001 0,004всего 21,86 28,28 19,19 4 21 1,22 3,6 0,027 0,034 0,02 0.005 0.001 0,004итого 814,7 3 827,9 7 955,5 7 772,87 830,15 880,4 9 1 1 1 1 1 1
178. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
179. Кировская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
180. Московский НПЗ 0 0 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0
181. Всего 0 0 0.05 0 0 0 0 0 0 0 0 0
182. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтеэ 2,0. 0.59 0.72 0,57 0.25 0 0.011 0,003 0,005 0,004 0,001 0
183. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
184. Всего 2,01 0,59 0,72 0.57 0,25 0 0,011 0,003 0,005 0,004 0,001 0
185. Рязанский НПЗ 0 0,26 0,15 0,19 0,04 0.8 0 0,001 0,001 0,001 0 0,004
186. Всего 0 0.26 0,15 0,19 0,04 0,8 0 0,001 0,001 0,001 0 0,004
187. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0,57 0,19 0 0 0 0 0,003 0,001 0 0 0 0всего 0,57 0,19 0 0 0 0 0,003 0,001 0 0 0 0
188. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепёреработка 32,66 23,53 0,55 0 10,47 0 0,173 0,136 0.003 0 0,056 0
189. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 2.71 0,15 2,52 1,98 4,3 1,6 0,014 0,001 0,016 0,014 0,023 0,008
190. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 138,9 6 129,9 8 132,7 3 122,63 156,77 193.5 0,738 0,749 0.833 0,886 0.838 0,912
191. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,06 0,47 0,3 0 0 0 0 0.003 0,002 0 0 0всего 174,3 9 154,1 3 136,1 124,61 171,54 195,1 0.926 0,889 0.854 0,9 0,916 0,92
192. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
193. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 0,72 3.29 2,06 1,8 4,19 4,2 0,004 0,019 0,013 0.013 0,022 0,02
194. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 2,79 1,45 3,5 0,55 3,81 3,4 0,015 0.008 0,022 0,004 0,02 0,016
195. Башнефтехим-Уфанефтехим 1,23 2,04 3,52 2.21 2,09 5,8 0,007 0,012 0,022 0,016 0,011 0,027всего 4,74 6,78 9,08 4.56 10,09 13,4 0,025 0,039 0,057 0,033 0,054 0,063
196. Салаватнефтеоргсинтез 1.91 4,6 1.8 3,11 2.91 0,6 0,01 0,027 0,011 0,022 0,016 0.003всего 1.91 4,6 1,8 3,11 2,91 0,6 0,01 0,027 0,011 0.022 0,016 0,003
197. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 1,4 0 0,24 0 0,06 0.1 0,007 0 0,002 0 0 0всего 1,4 0 0.24 0 0,06 0,1 0,007 0 0,002 0 0 0
198. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
199. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0,61 1.25 0,93 0,42 0,65 0,8 0,003 0,007 0,006 0,003 0,003 0,004
200. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0,16 0,16 0 0 0 0 0,001 0,001 0 0
201. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
202. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0.21 0.31 0.5 0,36 0 0,1 0,001 0,002 0.003 0,003 0 0
203. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,82 1.56 1,59 0.94 0,65 0,9 0,004 0,009 0,01 0,007 0,003 0,004
204. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,55 0,65 0 0 0 0 0,003 0,004 0 0 0 0всего 0.55 0,65 0 0 0 0 0,003 0,004 0 0 0 0
205. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
206. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
207. Сибнефть Омский НПЗ 1,87 4,68 9,6 4,4 1,64 1.2 0,01 0,027 0.06 0,032 0,009 0,006всего 1,87 4,68 9,6 4,4 1,64 1,2 0,01 0,027 0,06 0,032 0,009 0,006итого 188,2 6 173,4 4 159,3 3 138.38 187,18 212.1 1 1 1 1 1 1
208. Бегородская область впюбепзин, поставки тыс. тонн Доля рынка2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
209. Московский НПЗ 0,96 0.1 7,58 3,01 0,64 0 0,003 0,000 1 0,036 0,022 0,004 0всего 0,96 0,1 7,58 3,01 0,64 0 0,004 0,000 5 0,036 0,022 0,004 0
210. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 11,2 7,2 2,59 4,4 12,3 13,9 0,045 0,041 0,012 0,033 0,094 0,150
211. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 11,2 7,2 2,59 4,4 12,3 13,9 0,045 0,041 0,012 0,033 0,094 0,151
212. Рязанский НПЗ 0,25 8,36 9,92 13,4 7,28 4,8 0,001 0,047 0.048 0,101 0,055 0,052всего 0,25 8,36 9,92 13,4 7,28 4.8 0,001 0,047 0,047 0,100 0,055 0,052
213. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0,66 0 0 0 0 0 0,002 0 0 0 0 0всего 0,66 0 0 0 0 0 0,002 0 0 0 0 0
214. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 2.47 0 0 0 0 0 0,010 0 0 0 0 0
215. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 4,32 0,67 1,77 1,26 0,97 3 0,017 0,003 0,008 0,009 0,007 0,032
216. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 2,09 2,76 0 0 0 0,2 0,008 0,015 0 0 0 0.002
217. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,5 3,37 1,38 0 0 0 0,002 0,019 0,006 0 0 0всего 9,38 6,8 3,15 1,26 0,97 3,2 0,038 0,038 0,015 0,009 0,007 0,035
218. Марийский НПЗ 0 0 0 0,06 0 0 0 0 0 0,001 0 0всего 0 0 0 0,06 0 0 0 0 0 0,001 0 0
219. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 5,01 6,4 4,43 3,6 2,09 2,9 0,020 0,036 0,021 0,027 0.016 0,031
220. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 3.18 9,34 5,73 3,13 0,63 3,2 0,012 0,053 0,027 0,023 0,005 0,034
221. Башнефтехим-Уфанефтехим 5,53 10,9 7,2 2,15 1,37 3,3 0,022 0,062 0,034 0,016 0,010 0,035всего 13,7 26,6 17,3 8,88 4,09 9.4 0,055 0,152 0,083 0,066 0,031 0,102
222. Салаватнефтеоргсинтез 0,62 1,92 3,61 5,7 4,06 0,4 0,002 0,010 0,017 0,042 0,031 0,004всего 0,62 1,92 3,61 5,7 4,06 0,4 0,002 0,010 0,017 0,042 0,031 0,004
223. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 1.78 0 1.14 0 0,31 0 0,007 0 0,005 0 0,002 0всего 1,78 0 1,14 0 0,31 0 0,007 0 0,005 0 0,002 0
224. Нижнекамский НПЗ 0,71 0 0 0 0 0 0,002 0 0 0 0 0всего 0,71 0 0 0 0 0 0,002 0 0 0 0 0
225. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 97,7 60,2 75,5 22,2 28,5 32,7 0,397 0,344 0,363 0,167 0,218 0,355
226. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
227. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0,7 0 0 0 0 0,007 6
228. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 90,8 42,0 82,3 71,3 71,7 23,5 0,369 0,240 0,395 0,537 0,548 0,255
229. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет 0 0 0 0 0
230. ЮКОС-Сызранский НПЗ 6,79 8,87 1,72 1,27 0,75 1 0,027 0.050 0,008 0,009 0,005 0,010всего 195,3 111,1 159.5 94,86 101,2 57.7 0,795 0,635 0,767 0.714 0,772 0,626 4
231. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 6,49 3,4 0 0 0 1,8 0,026 0 019 0 0 0 0,019всего 6,49 3,4 0 0 0 1,8 0,026 0,019 0 0 0 0,019
232. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
233. Сибнефть Омский НПЗ 4,47 9,25 3.02 1,18 0 0,9 0,018 0,052 0,014 0,008 0 0,009всего 4,47 9,25 3,02 1,18 0 0,9 0,018 0,052 0,014 0,008 0 0,009итого 245,6 174,9 207,9 132,7 130,7 92,1 1 1 1 I I 1
234. Воронежская область Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
235. Московский НПЗ 4,95 3,41 12,1 6.72 4.87 0 0,0158 0.0095 0,0405 0.0289 0,0188 0всего 4,95 3,41 12,1 6,72 4,87 0 0,0158 0,0095 0,0405 0,0289 0,0188 0
236. Славнефть-. Ярославнефтеоргсинтез 15,3 68,7 34,2 31,3 17,5 7,5 0,0489 0,1923 0,1137 0.1352 0,0679 0,031
237. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 15,3 68,7 34,2 31,3 17,5 7,5 0.0489 0.1923 0,1137 0,1352 0,0679 0.031
238. Рязанский НПЗ 1,47 0,06 13,8 14.3 12,1 26,2 0,0047 0,0001 0,0461 0,0618 0,0469 0,109всего 1,47 0,06 13,8 14,3 12,1 26,2 0,0047 0,0001 0,0461 0,0618 0,0469 0,109
239. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0,05 0,06 0,1 0 0 0 0,0001 0,0001 0,0003 0 0 0всего 0,05 0,06 0,1 0 0 0 0,0001 0,0001 0,0003 0 0 0
240. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 0,5 0 0,0015 0 0 0 0 0
241. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 6.65 0,41 6,01 8,28 5,98 8.3 0,0212 0,0011 0,0199 0,0357 0,0231 0.034
242. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 9,31 9,31 0.39 0 0 0,2 0,0297 0,0260 0,0012 0 0 0,001
243. Лукойл Вогограднефтепереработка 14,3 18,2 6,04 20,7 16,3 27,2 0,0457 0,0511 0,0200 0,0895 0,0634 0.113всего 30,7 27,9 12,4 29,0 22,3 35,7 0,0983 0,0783 0.0413 0,1253 0,0865 0,148
244. Марийский НПЗ 0 0 0 0,28 0 0 0 0 0 0,0012 0 0всего 0 0 0 0,28 0 0 0 0 0 0,0012 0 0
245. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 20,4 30,1 23,5 10.8 9.17 13,3 0,0654 0,0844 0.0784 0,0467 0,0354 0,055
246. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 9,07 18,7 15,5 8,97 11.5 11.5 0,0290 0,0523 0,0515 0 0386 0,0446 0.047
247. Башнефтехим-Уфанефтехим 17,3 16,2 18,2 11,0 18,8 19,4 0,0552 0.0452 0,0607 0,0476 0,0729 0,080всего 46,8 65,0 57,3 30,8 39,5 44,2 0,1497 0,1821 0,1907 0,1330 0,1530 0,183
248. Салаватнефтеоргсинтез 9,26 9.12 10,3 17,3 13.2 1.3 0,0296 0,0255 0,0344 0,0748 0,0510 0,005всего 9,26 9,12 10,3 17,3 13,2 1,3 0,0296 0,0255 0,0344 0,0748 0,0510 0,005
249. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 7,48 0 2,07 0 1.21 1,3 0,0239 0 0,0068 0 0,0046 0,005всего 7,48 0 2,07 0 1,21 1.3 0,0239 0 0,0068 0 0,0046 0.005
250. Нижнекамский НПЗ 0,06 0 0 0 0 0 0,0001 92 0 0 0 0 0всего 0,06 0 0 0 0 0 0.0001 0 0 0 0 0
251. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 93,1 77,3 54,6 26,7 57,2 52,9 0.2978 0.2166 0,1816 0,1155 0,2216 0,220
252. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 3.48 3,48 0 0 0 0 0,0115 0,0150 0 0
253. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0,5 0 0 0 0 0,002
254. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 82,4 8 75,3 9 77,4 4 59,7 9 89,1 2 43,6 0,2637 76 0,2110 17 0,2574 9 0,2579 16 0,3449 18 0,181 44
255. ЮКОС Стрежевской НПЗ 0 0 0 0 0
256. ЮКОС-Сызранский НПЗ 3,54 4,42 13,4 0,41 0,11 0,9 0,0113 0,0123 0.0448 0,0017 0,0004 0 003
257. ПССГО 179,1 157,2 149.2 90,46 146.5 97,9 0,5729 0,4400 0,4954 0,3902 0,5670 0,4074
258. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 5,63 11,57 0 0 0 17,2 0.0180 0,0323 0 0 0 0,071всего 5,63 11.57 0 0 0 17,2 0.0180 0,0323 0 Х 0 0 0.071
259. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
260. Сибнефть Омский НПЗ 11,72 14,08 9,13 11,4 1 9 0.0374 0,0394 0,0303 0,0491 0.0038 0,037всего 11,72 14,08 9,13 11,4 1 9 0,0374 0,0394 0,0303 0,0491 0,0038 0,037итого 312,6 9 357,2 7 300,7 5 231,S 2 258,3 S 240,3 1 1 1 1 1 1
261. Владимирская область Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
262. Московский ЙПЗ 13,01 14.01 19.88 22,08 16,28 0,5 0,0865 0,1014 0,0913 0,1135 0,0953 0,0028
263. Всего 13,01 14,01 19,88 22.08 16,28 0,5 0,0865 0,1014 0,0913 0,1135 0,0953 0,0028
264. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 19,84 18,44 11,89 9,52 7,74 7,4 0,1320 0,1334 0,0546 0,0489 0.0453 0,0414
265. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
266. Всего 19,84 18,44 11,89 9,52 7,74 7,4 0,1320 0,1334 0,0546 0.0489 0,0453 0,0414
267. Рязанский НПЗ 46 35,95 63,75 28.23 9,54 14,4 0,3060 0,2602 0,2929 0,1452 0.0558 0,0807
268. Всего 46 35,95 63,75 28,23 9,54 14,4 0.3060 0.2602 0.2929 0,1452 0,0558 0,0807
269. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0,04 0 0 0 0 0,5 0,0002 0 0 0 0 0,0028всего 0,04 0 0 0 0 0,5 0,0002 0 0 0 0 0,0028
270. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 1,01 0,68 0 0 0 0 0,0067 0.0049 0 0 0 0
271. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 51,69 27,93 86,15 99,34 117,3 128,1 0.3439 0,2021 0,3959 0.5110 0,6870 0,7180
272. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 3,56 3,22 2,25 0 0,05 0,3 0,0236 0,0233 0,0103 0 0,0002 0,0016
273. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,22 0,68 0,11 0 0 0 0,0014 0,0049 0,0005 0 0 0всего 56,48 32,51 88,51 99,34 117,3 128.3 0,3758 0,2353 0,4067 0,5110 0.6872 0,7191
274. Марийский НПЗ 0 0 0 0,82 0 0 0 0 0 0,0042 0 0всего 0 0 0 0,82 0 0 0 0 0 0,0042 0 0
275. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 0,82 12,85 10,13 7,41 3.92 6,6 0,0054 0,0930 0,0465 0,0381 0,0229 0,0369
276. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 2,22 5,92 8,53 7,06 1.59 2,6 0,0147 0.0428 0,0392 0,0363 0,0093 0,0115
277. Башнефтехим-Уфанефтехим 1.12 5,01 3,3 5,02 1,57 6.2 0,0074 0,0362 0,0151 0,0258 0.0091 0,0347всего 4,16 23.78 21,96 19,49 7,08 15,4 0,0276 0,1721 0,1009 0,1002 0,0414 0.0863
278. Салаватнефтеоргсинтез 4.32 3,77 4,9 5,24 10.98 1.9 0,0287 0.0272 0,0225 0,0269 0,0642 0,0106всего 4,32 3,77 4,9 5.24 10,98 1,9 0,0287 0,0272 0,0225 0,0269 0,0642 0.0106
279. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0 0 2,47 0,48 0,57 0,2 0 0 0,0113 0,0024 0,0033 0,0011всего 0 0 2,47 0,48 0,57 0,2 0 0 0,0113 0,0024 0,0033 0.0011
280. Нижнекамский НПЗ 0 0,05 0 0 0 0 0 0,0003 0 0 0 0всего 0 0,05 0 0 0 0 0 0,0003 0 0 0 0
281. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 1,23 1,06 0,11 3.26 0,84 3,2 0,0081 0,0076 0,0005 0,0167 0,0049 0,0179
282. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
283. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
284. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,46 0,46 0,43 1.5 0,32 3,8 0,0030 0,0033 0,0019 0,0077 0,0018 0.0213
285. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет 0 0 0 0 0
286. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 1,69 1.52 0,54 4,76 1,16 7 0,0112 0,0110 0,0024 0,0244 0,0067 0,0392
287. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,55 1.29 0 0 0 0,7 0,0036 0,0093 0 0 0 0,0039всего 0.55 1,29 0 0 0 0,7 0,0036 0.0093 0 0 0 0,0039
288. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
289. Сибнефть Омский НПЗ 4,2 6,82 3,68 4,44 0,05 2,4 0,0279 0,0493 0,0169 0,0228 0,0002 0,0134
290. Всего 4.2 6,82 3,68 4,44 0,05 2,4 0,0279 0,0493 0,0169 0,0228 0,0002 0,0134
291. ИТОГО 150,2 138,1 217,5 194,4 170,7 178.4 1 1 1 1 1 1
292. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
293. Ивановская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
294. Московский НПЗ 0,2 0 1,15 0,05 0,05 0 0,002 0 0,009 0 0 0всего 0.2 0 1.15 0,05 0,05 0 0,002 0 0,009 0 0 0
295. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 114,6 95,9 104,4 101,0 96,42 99,4 0,892 0,792 0,793 0,803 0,896 0,877
296. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 114,6 95.9 104,4 101,0 96,42 99,4 0,892 0,792 0,793 0,803 0,896 0.877
297. Рязанский НПЗ 0,1 2,76 5,73 4,66 1,67 3,9 0,001 0,023 0,043 0.037 0.016 0,034всего 0,1 2,76 5,73 4,66 1,67 3,9 0,001 0,023 0,043 0,037 0,016 0,034
298. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
299. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 0,48 0,6 0,42 0 0,27 0,2 0,004 0,005 0.003 0 0,003 0,002
300. ЛУКОЙЛ- Ниже городнефтеоргсинтез 0,76 1,32 6,6 9,06 5,63 5,7 0,006 0.011 0,05 0,072 0,052 0,05
301. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 0,22 2,36 0,34 0 0 0,3 0,002 0,019 0,003 0 0 0,003
302. Лукойл Вогограднефтепереработка 0.05 0,32 0,14 0 0 0 0 0.003 0,001 0 0 0всего 1,51 4,6 7.5 9,06 5,9 6,3 0,012 0,038 0,057 0,072 0,055 0,056
303. Марийский НПЗ 0 0 0 0.95 0 0 0 0 0 0,008 0 0всего 0 0 0 0.95 0 0 0 0 0 0,008 0 0
304. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 2,77 1,69 1,27 0,67 0,7 0,5 0,022 0,014 0.01 0.005 0,007 0,004
305. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 1,85 2,42 1,35 0,7 0,06 1 0,014 0,02 0,01 0,006 0.001 0,009
306. Башнефтехим-Уфанефтехим 1,4 2,17 1,37 0,76 0.34 1 0,011 0,018 0,01 0,006 0,003 0,009всего 6,02 6,28 3,99 2,13 1.1 2,5 0,047 0,052 0,03 0,017 0,01 0,022
307. Салаватнефтеоргсинтез 2,17 7,31 6,81 5,43 0,98 0 0,017 0,06 0,052 0,043 0,009 0всего 2,17 7,31 6,81 5,43 0.98 0 0,017 0,06 0,052 0.043 0,009 0
308. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0 0 0,37 0 0,81 0 0 0 0,003 0 0,008 0всего 0 0 0,37 0 0,81 0 0 0 0,003 0 0,008 0
309. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
310. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 2,23 1,88 0 1,49 0,7 0,4 0,017 0,016 0 0.012 0,007 0,004
311. ЮКОС-Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
312. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
313. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,69 0,22 0 0,11 0 0,5 0,005 0,002 0 0.001 0 0,004
314. ЮКОС Стрежевской НПЗ 0 0 0.75 0 0 0 0 0 0,006 0 0 0
315. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 2,92 2,1 0,75 1,6 0,7 0.9 0,023 0,017 0,006 0,013 0,007 0,008
316. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0.9 1.36 0 0 0 0 0,007 0,011 0 0 0 0всего 0,9 1.36 0 0 0 0 0,007 0,011 0 0 0 0
317. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
318. Сибнефть Омский НПЗ 0 0,76 1.01 0,96 0 0,3 0 0,006 0,008 0,008 0 0,003всего 0 0,76 1,01 0,96 0 0,3 0 0,006 0,008 0,008 0 0,003
319. ИТОГО 128,5 121,0 7 131,7 9 125,9 1 107,6 3 113,3 1 1 1 1 1 1
320. Калужская область Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
321. Московский НПЗ 0 2.93 4,34 6,93 0,47 0 0 0,015 0,022 0,031 0,003 0всего 0 2,93 4.34 6,93 0,47 0 0 0,015 0,022 0,031 0,003 0
322. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 8,45 19,29 21,52 24,19 34,03 59,2 0,036 0,098 0.11 0.108 0,181 0,298
323. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 8,45 19.29 21,52 24,19 34,03 59,2 0,036 0,098 0,11 0,108 0,181 0,298
324. Рязанский НПЗ 199,0 4 135,8 3 125,9 4 150,5 8 120,9 7 117,7 0,857 0,693 0,643 0,672 0,644 0,593всего 199,0 4 135,8 3 125,9 4 150,5 8 120,9 7 117,7 0,857 0,693 0,643 0,672 0,644 0,593
325. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0,89 1,89 0,14 0 0 0.2 0.004 0,01 0,001 0 0 0,001всего 0,89 1,89 0,14 0 0 0.2 0,004 0,01 0,001 0 0 0,001
326. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
327. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,24 3,64 7 96 28,83 10,29 1,7 0.001 0,019 0,041 0,129 0,055 0,009
328. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 0,05 0,91 0,21 0 0 0 0 0,005 0,001 0 0 0
329. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,15 0,6 0,16 1,06 0,4 0 0,001 0,003 0,001 0,005 0,002 0всего 0,44 5,15 8.33 29,89 10,69 1,7 0,002 0,026 0,043 0,133 0,057 0,009
330. Марийский НПЗ 0,24 0 0 0 0 0,001 0 0всего 0 0 0 0,24 0 0 0 0 0 0,001 0 0
331. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 6,72 5,1 3,06 0,06 0,23 0,7 0,029 0,026 0,016 0 0,001 0,004
332. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 7,43 14.12 9,41 0,28 0 0,9 0,032 0.072 0,048 0,001 0 0,005
333. Башнефтехим-Уфанефтехим 0,78 2,61 1.27 0,05 0 1 0,003 0,013 0,006 0 0 0,005всего 14,93 21,83 13,74 0.39 0,23 2,6 0,064 0,111 0,07 0,002 0,001 0,013
334. Салаватнефтеоргсинтез 0,95 0,16 0,13 0,41 0 0 0,004 0.001 0,001 0,002 0 0всего 0,95 0,16 0,13 0,41 0 0 0,004 0,001 0,001 0,002 0 0
335. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0.35 9,54 10,73 17,94 9.2 0,002 0 0.049 0,048 0,095 0,046всего 0,35 0 9,54 10,73 17,94 9.2 0,002 0 0,049 0,048 0,095 0,046
336. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
337. ЮКОС Новйкуйбышевский НПЗ 5,81 2,53 1,18 0.33 3,64 1,8 0,025 0,013 0,006 0.001 0,019 0,009
338. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0
339. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0
340. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,9 1,59 0,97 0,05 0 0.3 0,004 0,008 0,005 0 0 0,002
341. ЮКОС Стрежевской НПЗ 0 0 0 0 0 0
342. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 6,71 4.12 2,15 0,38 3,64 2.1 0,029 0,021 0,011 0,002 0,019 0,011
343. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,21 0,1 5,7 0,001 0,001 0 0 0 0,029всего 0.21 0,1 0 0 0 5,7 0,001- 0,001 0 0 0 0,029
344. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
345. Сибнефть Омский НПЗ 0,17 4,72 10,03 0,26 0 0 0,001 0,024 0,051 0,001 0 0всего 0,17 4,72 10,03 0,26 0 0 0,001 0.024 0,051 0,001 0 0итого 232,1 4 196,0 2 195,8 6 224 187,9 7 198 4 1 1 1 1 1 1
346. АетоОензин, поставки тыс. тонн Дотя рынка
347. Курская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
348. Московский НПЗ 1.59 3.15 9,76 0,53 2,5 0.2 0,007 0,018 0,048 0.003 0,015 0,001всего 1,59 3,15 9,76 0,53 2,5 0.2 0,007 0,018 0,048 0,003 0,015 0,001
349. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 1,03 5.62 6,29 0,32 1,42 29.4 0,005 0,031 0,031 0,002 0,008 0,122
350. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 1,03 5,62 6,29 0,32 1,42 29,4 0,005 0.031 0,031 0,002 0,008 0,122
351. Рязанский НПЗ 186,4 9 148,5 6 132,1 5 162,2 3 132,0 3 124,8 0,829 0,829 0,648 0.828 0,788 0,517всего 186,4 9 148,5 6 132,1 5 162,2 3 132,0 3 124,8 0,829 0,829 0,648 0.828 0,788 0.517
352. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0.05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
353. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 0 0 0 0 0,35 0 0 0 0 0 0,002 0
354. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,71 0,31 1,67 7,76 4,68 6,8 0,003 0,002 0,008 0.04 0,028 0.028
355. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 0,25 0,53 0,11 0 0 0.2 0,001 0.003 0,001 0 0 0,001
356. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,16 0.63 0,34 0 0 0 0,001 0,004 0,002 0 0 0всего 1,12 1,47 2,12 7,76 5,03 7 0,005 0.008 0,01 0,04 0,03 0,029
357. Марийский НПЗ 0 0 0 0,22 0 0 0 0 0 0,001 0 0всего 0 0 0 0,22 0 0 0 0 0 0,001 0 0
358. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 9,93 4,88 9,65 0.75 2,04 1.8 0,044 0.027 0,047 0,004 0,012 0,007
359. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 12.52 9,49 6,64 3.01 2,03 3.7 0,056 0,053 0,033 0,015 0,012 0.015
360. Башнефтехим-Уфанефтехим 1,98 2,74 6,39 1,87 1,08 1,6 0.009 0,015 0,031 0,01 0,006 0.007всего 24,43 17,11 22,68 5,63 5,15 7,1 0,109 0,096 0,111 0,029 0,031 0,029
361. Салаватнефтеоргси нтез 2,67 0,59 1.24 8,61 4,78 2 0,012 0,003 0,006 0,044 0,029 0.008всего 2,67 0,59 1,24 8,61 4,78 2 0.012 0,003 0,006 0,044 0,029 0.008
362. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 1,05 0 26,4 1 8,94 15,7 4 11,3 0,005 0 0,129 0,046 0,094 0,047всего 1,05 0 26,4 1 8,94 15,7 4 11,3 0,005 0 0,129 0,046 0,094 0,047
363. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
364. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 2 0,32 0 0,61 0,37 5,7 0,009 0.002 0 0,003 0,002 0,024
365. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0 0
366. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
367. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,35 0 0 0 15 0 3.8 0,002 0 0 0,001 0 0,016
368. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет 0 0 0 0 0
369. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 2,41 0,32 0 0,76 0,37 9.5 0,011 0,002 0 0,004 0.002 0,039
370. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,69 0,38 0 0 0 49,1 0,003 0.002 0 0 0 0,204всего 0,69 0,38 0 0 0 49,1 0,003 0,002 0 0 0 0,204
371. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
372. Сибнефть Омский НПЗ 3,56 1,91 3 4 0,93 0,61 0,6 0,016 0,011 0,017 0,005 0.004 0,002всего 3,56 1,91 3,4 0,93 0,61 0,6 0,016 0,011 0,017 0,005 0,004 0,002
373. ИТОГО 225, 09 179, 11 204, 05 195, 93 16 7, 63 241, 2 1 1 1 1 1 1
374. Автобепзип, поставки тыс. тонн Деля рынка
375. Липецкая область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
376. Московский НПЗ 5,76 3,86 7,65 5.88 5,96 0 0,036 0,027 0,045 0,041 0,043 0всего 5,76 3.86 7,65 5.88 5,96 0 0,036 0,027 0,045 0,041 0,043 0
377. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 1,63 1,26 0,32 2.02 2.27 9 0,01 0,009 0,002 0,014 0,016 0,064
378. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 1,63 1.26 0,32 2,02 2,27 9 0,01 0,009 0.002 0,014 0,016 0,064
379. Рязанский НПЗ 36,13 30,92 46,55 45,42 28,87 28.8 0,223 0,216 0,271 0,314 0,208 0,204всего 36,13 30.92 46,55 45,42 28,87 28,8 0.223 0.216 0,271 0.314 0,208 0,204
380. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
381. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепе'реработка 0,17 0 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0
382. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,75 0,11 2.2 10,22 14,95 33,6 0,005 0,001 0,013 0,071 0,108 0,238
383. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 2,45 0,49 0 1,26 0 0,3 0,015 0,003 0 0,009 0 0,002
384. Лукойл Вогограднефтепереработка 10,6 4.8 0.3 0 0 0 0,065 0,034 0,002 0 0 0всего 13,97 5,4 2,5 11,48 14,95 33,9 0.086 0,038 0,015 0,079 0.108 0.24
385. Марийский НПЗ 0 0 0 0,7 0 0 0 0 0 0,005 0 0всего 0 0 0 0,7 0 0 0 0 0 0,005 0 0
386. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 0 1.91 0,97 4.53 5,48 5,8 0 0,013 0,006 0,031 0,039 0,041
387. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 0,34 1,65 3,64 2.31 3,46 3,4 0,002 0,012 0,021 0,016 0,025 0,024
388. Башнефтехим-Уфанефтехим 1,03 2,32 2,68 5,31 3,02 5,7 0,006 0,016 0,016 0,037 0,022 0,04всего 1,37 5,88 7,29 12,15 11,96 14.9 0,008 0,041 0,042 0,084 0.086 0,105
389. Салаватнефтеоргсинтез 0,06 0,23 2,67 0,11 0,3 1,1 0 0,002 0,016 0,001 0,002 0,008всего 0,06 0,23 2,67 0,11 0,3 1.1 0 0,002 0,016 0,001 0,002 0,008
390. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,33 0 2,46 0 0,71 0 0,002 0 0,014 0 0,005 0всего 0.33 0 2.46 0 0,71 0 0,002 0 0,014 0 0,005 0
391. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
392. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 56,01 38,85 47,16 14,32 23,05 30,5 0,346 0,271 0,275 0,099 0,166 0.216
393. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 #31LA Ч! 0 0 0 0 0
394. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0,2 0 0 1,8 0 0 0,001 0 0 0,013
395. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 42 88 49,87 52,28 51,91 50,17 20.9 0.265 0,348 0,305 0,359 0.361 0,148
396. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет #ЗНА Ч! 0 0 0 0 0
397. ЮКОС-Сызранский НПЗ 3,57 6,21 1,4 0,52 0,71 0,5 0,022 0,043 0,008 0,004 0,005 0,004всего 102,4 6 94,93 101,0 4 66,75 73,93 53,7 0,633 0,663 0,589 0,461 0,532 0,38
398. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,1 0,25 0 0 0 0.8 0,001 0,002 0 0 0 0.006всего 0,1 0,25 0 0 0 0,8 0,001 0,002 0 0 0 0,006
399. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
400. Сибнефть Омский НПЗ 0,1 0,51 1,1 0.26 0 0,3 0,001 0.004 0,006 0,002 0 0,002всего 0.1 0,51 1,1 0,26 0 0,3 0.001 0,004 0,006 0.002 0 0,002
401. ИТОГО 161,9 1 143,2 4 171,5 8 144,7 7 138,9 5 141.4 1 1 1 1 1 1
402. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
403. Москва и Московская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
404. Московский НПЗ 483,18 551,12 1563,4 1 1566,3 8 1483,1 7 1955,7 0,209 0,197 0,382 0,379 0,379 0.445
405. Всего 483,18 551.12 1563,4 1 1566,3 8 1483,1 7 1955,7 0.209 0,197 0,382 0,379 0,379 0,445
406. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 277,49 516,79 531,59 626,25 472,52 268,2 0.12 0.184 0,13 0.152 0,121 0,061
407. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
408. Всего 277,49 516,79 531,59 626,25 472,52 268,2 0,12 0,184 0.13 0.152 0,121 0,061
409. Рязанский НПЗ 636,44 754,5 816,44 811.94 928,34 990,6 0,275 0.269 0,2 0,197 0,237 0,225всего 636,44 754,5 816.44 811,94 928.34 990,6 0.275 0.269 0,2 0,197 0,237 0,225
410. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 9,77 10,44 2,94 0,67 3,08 7,9 0.004 0,004 0,001 0 0,001 0,002всего 9,77 10,44 2,94 0.67 3,08 7,9 0,004 0,004 0,001 0 0,001 0,002
411. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 5,67 0,73 0 0 11,48 25,2 0,002 0 0 0 0,003 0,006
412. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 43,93 70,09 239,72 150,94 202,51 336,2 0,019 0,025 0,059 0,037 0.052 0,076
413. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 79,22 38,76 61,49 25,28 10,17 9 0.034 0,014 0,015 0,006 0,003 0,002
414. Лукойл Вогограднефтепереработка 44,87 18,79 5,88 2,89 0 0 0.019 0,007 0,001 0.001 0 0всего 173,69 128.37 307,09 179,11 224.16 370,4 0,075 0,046 0,075 0.043 0,057 0,084
415. Марийский НПЗ 0 0 0 12.57 0 0 0 0 0 0,003 0 0всего 0 0 0 12,57 0 0 0 0 0 0.003 0 0
416. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 226,43 228.67 243,78 279,06 259,49 218,5 0,098 0,082 0,06 0,068 0,066 0,05
417. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 149,49 199,08 207,9 191,87 167,06 149,5 0.065 0.071 0,051 0,046 0.043 0,034
418. Башнефтехим-Уфанефтехим 56,08 74.4 72,97 126,98 96,48 49,4 0,024 0.027 0,018 0,031 0,025 0,011всего 432 502.15 524,65 597,91 523,03 417,4 0,187 0,179 0,128 0,145 0,133 0,095
419. Салаватнефтеоргсинтез 22,15 19,08 24.24 53,64 24,81 5,4 0,01 0.007 0,006 0,013 0,006 0,001всего 22,15 19,08 24,24 53,64 24,81 5,4 0,01 0,007 0,006 0,013 0,006 0,001
420. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 13,91 0 39,66 4.66 0.31 21,8 0,006 0 0,01 0,001 0 0,005всего 13,91 0 39,66 4.66 0,31 21,8 0,006 0 0,01 0,001 0 0,005
421. Нижнекамский НПЗ 0,49 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,49 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
422. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 82,6 111,87 105,97 137,08 136,71 166,7 0,036 0,04 0,026 0.033 0.035 0,038
423. ЮКОС Ачинский НПЗ 0.9 0 1,47 1,47 0 0 0 0 0 0 0 0
424. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 3,15 0 9,41 2,23 0 29.9 0,001 0 0,002 0,001 0 0,007
425. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 48,27 98,43 94,91 100,15 102,44 131,6 0,021 0,035 0,023 0,024 0,026 0,03
426. ЮКОС Стрежевской НПЗ 3,72 5,5 0,21 0 0 0 0,002 0,002 0 0 0 0
427. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 7,14 13,85 12,86 12,33 4,6 0 0,003 0,003 0,003 0,003 0,001всего 138.64 222,94 225,82 253,79 251,48 332.8 0,06 0,08 0,055 0,061 0.064 0,076
428. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 8.38 11,62 0 0 0 1.2 0,004 0,004 0 0 0 0всего 8,38 11.62 0 0 0 1.2 0,004 0,004 0 0 0 0
429. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
430. Сибнефть Омский НПЗ 117.57 84,19 53,73 21,07 7,09 27,5 0,051 0,03 0,013 0,005 0,002 0,006всего 117,57 84,19 53,73 21,07 7,09 27,5 0,051 0,03 0,013 0.005 0,002 0,006
431. ИТОГО 2313,7 I 2801,2 5 4089,5 7 4127,9 9 3917,9 9 -1399.2 1 1 1 1 1 1
432. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
433. Орловская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 ' 2000 2001 2002 2003 2004 2005
434. Московский НПЗ 0 0.65 3,51 0,56 1,39 0 0 0,007 0,033 0,009 0,02 0всего 0 0,65 3,51 0,56 1,39 0 0 0,007 0,033 0,009 0,02 0
435. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 0,9 1,22 0.5 0,51 0 0.4 0,008 0,013 0,005 0.008 0 0,008
436. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,9 1,22 0,5 0,51 0 0,4 0,008 0,013 0,005 0,008 0 0,008
437. Рязанский НПЗ 8,45 8.19 11,66 10,83 6,41 1,8 0,074 0,087 0.109 0,174 0,091 0,037всего 8,45 8,19 11,66 10,83 6,41 1,8 0,074 0,087 0,109 0,174 0,091 0,037
438. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
439. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
440. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,31 0 1,8 0,39 2,47 2 5 0,003 0 0,017 0,006 0,035 0,052
441. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 0,78 0,32 0 0 0 0 0,007 0,003 0 0 0 0
442. Лукойл Вогоград нефтепереработка 3,24 4 0,25 0 0,06 0 0,028 0,042 0,002 0 0,001 0всего 4,33 4,32 2,05 0,39 2,53 2 5 0,038 0,046 0,019 0,006 0,036 0,052
443. Марийский НПЗ 0 0 0 0.11 0 0,1 0 0 0 0,002 0 0,002всего 0 0 0 0,11 0 0,1 0 0 0 0,002 0 0,002
444. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 0 1,41 1,79 0,41 0 1,8 0 0,015 0,017 0,007 0 0,037
445. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 0,12 0,84 1.25 0,11 0.2 1.3 0,001 0,009 0,012 0,002 0,003 0,027
446. Башнефтехим-Уфанефтехим 0,51 0,69 1.15 0.22 0 0.8 0,004 0,007 0,011 0,004 0 0,017всего 0,63 2,94 4,19 0,74 0,2 3,9 0,006 0,031 0,039 0,012 0,003 0,081
447. Салаватнефтеоргсинтез 0.28 0,28 0,67 1,88 0,24 0,8 0,002 0,003 0,006 0,03 0.003 0,017всего 0,28 0,28 0,67 1,88 0,24 0.8 0,002 0,003 0,006 0,03 0,003 0,017
448. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0 0 0.94 0,15 0 02 0 0 0,009 0,002 0 0,004всего 0 0 0,94 0,15 0 0,2 0 0 0,009 0,002 0 0,004
449. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
450. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 54,34 31,57 28 65 12,8 24,57 28,5 0,477 0,334 0,267 0,205 0,35 0,589
451. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
452. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 1,6 0 0 0 0 0 0,033
453. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 42,31 42.03 42,01 33,8 34,21 6,1 0,371 0,444 0,392 0.542 0,488 0,126
454. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет 0 0 0 0 0
455. КЖОС-Сызранский НПЗ 1,5 2,34 12 57 0.45 0,47 0,4 0,013 0,025 0.117 0,007 0,007 0,008всего 98,15 75,94 83,23 47,05 59,25 36,6 0,861 0,803 0,776 0.755 0,845 0,756
456. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,35 0,31 0 0 0 0,7 0,003 0,003 0 0 0 0,014всего 0,35 0,31 0 0 0 0,7 0,003 0.003 0 0 0 0,014
457. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
458. Сибнефть Омский НПЗ 0,84 0.74 0,49 0,11 0,1 1,4 0,007 0,008 0,005 0,002 0,001 0.029всего 0,84 0,74 0,49 0,11 0,1 1,4 0,007 0,008 0,005 0,002 0,001 0,029итого 113,9 3 94,59 107,2 4 62,33 70,12 48,4 1 1 1 1 1 1
459. Автобгпзин, поставки тыс. тонн Доля рынка
460. Смоленская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
461. Московский НПЗ 0,57 1,15 16,5 22,86 12,1 0,1 0,004 0,008 0,095 0,176 0,103 0.001всего 0,57 1,15 16,5 22,86 12,1 0,1 0,004 0,008 0,095 0.176 0,103 0.001
462. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 76,87 70.82 67,46 16 25,87 12,9 0,499 0,512 0,389 0.123 0.22 0,075
463. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 76,87 70.82 67,46 16 25,87 12,9 0,499 0,512 0,389 0.123 0.22 0,075
464. Рязанский НПЗ 2,79 4,86 23,22 35,58 13,47 6,4 0,018 0,035 0,134 0,273 0,114 0,037всего 2,79 4,86 23,22 35,58 13,47 6.4 0,018 0,035 0,134 0.273 0,114 0,037
465. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 20,12 15,57 О.И 0.21 0 0 0,131 0,112 0.001 0.002 0 0всего 20,12 15,57 0,11 0.21 0 0 0,131 0,112 0,001 0,002 0 0
466. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 1.42 0 0 0 0 0 0,009 0 0 0 0 0
467. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 2,22 3,02 18,91 10.31 20,93 18,9 0,014 0,022 0,109 0,079 0,178 0,11
468. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 12,36 14,74 7.13 0 0,39 0,2 0,08 0.106 0,041 0 0,003 0,001
469. Лукойл Вогограднефтепереработка 5,04 0,36 0.16 0 2,35 2.5 0,033 0.003 0,001 0 0,02 0.014всего 21,04 18.12 26.2 10.31 23,67 21,6 0,136 0,131 0,151 0,079 0.201 0,125
470. Марийский НПЗ 0 0 0 1,94 0 0 0 0 0 0,015 0 0всего 0 0 0 1.94 0 0 0 0 0 0,015 0 0
471. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 1,78 4.53 4,93 3,08 6,1 4,8 0,012 0,033 0,028 0,024 0,052 0,028
472. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 2,85 6,14 8,88 5,5 5,84 2.8 0,018 0,044 0,051 0,042 0,05 0,016
473. Башнефтехим-Уфанефтехим 1,09 3,97 14.53 7,24 5,76 2,2 0,007 0,029 0,084 0,056 0,049 0.013всего 5,72 14,64 28,34 15.82 17.7 9,8 0,037 0,106 0,163 0,122 0,15 0,057
474. Салаватнефтеоргсинтез 0,8 0,54 1.33 5.06 1,95 0,1 0,005 0,004 0,008 0,039 0,017 0,001всего 0,8 0,54 133 5.06 1,95 0,1 0,005 0,004 0,008 0,039 0,017 0,001
475. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,5 0 0,95 0 0,2 0.1 0,003 0 0,005 0 0,002 0,001всего 0,5 0 0.95 0 0.2 0,1 0,003 0 0,005 0 0,002 0,001
476. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
477. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 4.84 2,46 3,5 5,11 2,34 62,8 0,031 0,018 0,02 0,039 0,02 0.364
478. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
479. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0,9 0 0 0 0 0,005
480. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 9.3 3.57 4,23 7.32 7,39 55,9 0,06 0,026 0.024 0,056 0,063 0,324
481. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет 0 0 0 0 0
482. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0,07 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0всего 14.14 6.03 7.8 12,49 9,73 119,6 0,092 0,044 0,045 0,096 0,083 0,693
483. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 9,65 2,33 0 0 0 0,1 0,063 0,017 0 0 0 0,001всего 9.65 2,33 0 0 0 0,1 0,063 0,017 0 0 0 0,001
484. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
485. Сибнефть Омский НПЗ 1,96 4.38 1,66 9,83 13.04 1,9 0,013 0,032 0,01 0,076 0,111 0,011всего 1,96 4,38 1,66 9,83 13,04 1,9 0,013 0,032 0,01 0,076 0.111 0,011
486. ИТОГО 154,1 6 138,4 4 173,5 7 130,1 117,73 172.6 1 1 1 1 1 1Х Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
487. Рязанская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
488. Московский НПЗ 0 4,36 8,32 1,71 4,89 0,5 0 0.014 0,024 0,005 0.016 0,001всего 0 4,36 832 1,71 4,89 0,5 0 0,014 0,024 0,005 0,016 0,001
489. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 4,67 9,94 10,53 12.26 0,22 8.6 0,011 0,031 0,03 0,037 0,001 0,025
490. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 4.67 9,94 10,53 12,26 0.22 8,6 0,011 0.031 0,03 0,037 0,001 0,025
491. Рязанский НПЗ 394,4 8 275,3 4 306,4 5 285,57 283.93 300,6 0,926 0,864 0,871 0,86 0.954 0.877всего 394,4 8 275,3 4 306,4 5 285.57 283,93 300,6 0,926 0.864 0,871 0,86 0,954 0,877
492. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 1,94 0 0 0 0 0 0,005 0 0 0 0 0всего 1,94 0 0 0 0 0 0,005 0 0 0 0 0
493. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 0,69 0 0 0 0 0 0,002 0 0 0 0 0
494. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0 0,78 6,94 10,31 5,33 2,7 0 0,002 0,02 0,031 0.018 0,008
495. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 0,06 0,79 0 0,72 0 0,3 0 0,002 0 0,002 0 0 001
496. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,29 0,45 0.11 0 0 0 0,001 0,001 0 0 0 0всего 1,04 2,02 7.05 11,03 5,33 3 0,002 0,006 0,02 0,033 0,018 0,009
497. Марийский НПЗ 0 0 0 0,82 0 0 0 0 0 0,002 0 0всего 0 0 0 0.82 0 0 0 0 0 0,002 0 0
498. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 8,54 6,72 4,51 6,41 0,28 0,5 0,02 0,021 0.013 0,019 0,001 0,001
499. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 12,5 8,17 9,63 3,42 0,35 0,4 0,029 0,026 0,027 0,01 0,001 0,001
500. Башнефтехим-Уфанефтехим 1,28 4,55 3,37 8,98 1,19 1,7 0,003 0,014 0,01 0,027 0,004 0,005всего 22,32 19,44 17,51 18,81 1,82 2,6 0,052 0,061 0,05 0,057 0,006 0,008
501. Салаватнефтеоргсинтез 0,12 0,54 0,48 0,79 0,16 1 0 0,002 0.001 0,002 0,001 0,003всего 0,12 0.54 0,48 0,79 0,16 1 0 0,002 0,001 0,002 0,001 0,003
502. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0 0 0,94 0,15 0 4,2 0 0 0,003 0 0 0,012всего 0 0 0,94 0,15 0 4,2 0 0 0,003 0 0 0,012
503. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 . 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
504. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0,44 0,86 0,12 0,67 1.1 1,6 0,001 0,003 0 0,002 0,004 0,005
505. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
506. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0 0 0 0 0
507. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0 1,48 0 0.1 0,06 1,1 0 0,005 0 0 0 0,003
508. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет 0 0 0 0 0
509. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,44 234 0,12 0,77 1,16 2,7 0.001 0,007 0 0,002 0,004 0,008
510. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0 0,15 0 0 0 18,9 0 0 0 0 0 0,055всего 0 0,15 0 0 0 18,9 0 0 0 0 0 0,055
511. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
512. Сибнефть Омский НПЗ 0,98 4.53 0,27 0,1 0,22 0,1 0,002 0,014 0.001 0 0,001 0всего 0,98 4,53 0,27 0,1 0.22 0,1 0,002 0.014 0,001 0 0,001 0итого 425,9 9 318,6 6 351,6 7 332,01 297,73 342.6 1 1 1 1 1 1Х Автобензин, поставки тыс. тонн Дот рынка
513. Тамбовская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
514. Московский НПЗ 0,05 0 2,21 0,84 1.46 0 0 0 0,007 0,004 0,009 0всего 0,05 0 2,21 0,84 1,46 0 0 0 0,007 0,004 0,009 0
515. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 1.26 0.62 0,28 02 0.89 1,3 0,006 0,002 0,001 0,001 0.005 0,012
516. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 1.26 0,62 0,28 0,2 0,89 1.3 0,006 0,002 0,001 0,001 0,005 0,012
517. Рязанский НПЗ 2,56 0,7 3,11 10.15 6,4 12,3 0,012 0,003 0,01 0,047 0,039 0.117
518. Всего 2.56 0,7 3,11 10,15 6,4 12.3 0.012 0,003 0,01 0,047 0,039 0,117
519. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
520. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
521. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,12 0,34 2,09 1,74 0,84 0,6 0,001 0,001 0,007 0,008 0,005 0,006
522. ЛУКОЙЛ- . Пермнефтеоргсинтез 0,55 0,41 0 0 0 0 0,003 0,002 0 0 0 0
523. Лукойл Вогограднефтепереработка 1,44 3,11 3,11 1.5 0,3 0 0,007 0,012 0,01 0,007 0,002 0всего 2,11 3,86 5,2 3.24 1,14 0,6 0,01 0,015 0,017 0,015 0,007 0,006
524. Марийский НПЗ 0 0 0 0,37 0 0 0 0 0 0,002 0 0всего 0 0 0 037 0 0 0 0 0 0,002 0 0
525. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 4.03 86,26 91.51 17,17 1,99 2,2 0,018 0.324 0,304 0,08 0,012 0.021
526. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 1,32 0,77 20.49 7,05 5,45 4 0,006 0,003 0,068 0,033 0,033 0,038
527. Башнефтехим-Уфанефтехим 23,87 55,09 51,17 50,91 11,63 11.4 0,11 0.207 0.17 0,237 0,07 0,108всего 29,22 142,1 2 163,1 7 75,13 19,07 17,6 0,134 0,534 0,541 0,35 0,115 0,167
528. Салаватнефтеоргсинтез 48,07 12,45 17,27 58,02 52,66 20,8 0.221 0,047 0.057 0,27 0,318 0,198всего 48,07 12,45 17,27 58,02 52,66 20,8 0,221 0,047 0,057 0.27 0,318 0,198
529. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,11 0 0,1 0,05 0,56 0,2 0,001 0 0 0 0,003 0,002всего 0,11 0 0,1 0,05 0,56 0.2 0,001 0 0 0 0,003 0,002
530. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
531. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 67,02 45,37 41,09 21.98 26,61 27,9 0,308 0,171 0,136 0,102 0,161 0,265
532. ЮКОС Ачинский НПЗ нет #311 АЧ! 0 0 0 0 0
533. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 2,3 #зн АЧ1 0 0 0 0 0,022
534. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 55,53 43,46 52 41,64 55,77 15,6 0,255 0,163 0,172 0,194 0,337 0,148
535. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет #зн Ч1 0 0 0 0 0
536. ЮКОС-Сызр?нский НПЗ 7,91 10,18 10.7 0,56 0,42 0,4 0,036 0,038 0,035 0,003 0,003 0,004всего 130,4 6 99,01 103,7 9 64,18 82,8 46,2 0,599 0,372 0,344 0,299 0,501 0,44
537. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 3,71 1,94 0 0 0 3,3 0,017 0,007 0 0 0 0,031всего 3,71 1,94 0 0 0 3.3 0,017 0,007 0 0 0 0,031
538. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
539. Сибнефть Омский НПЗ 0,32 5,31 6,35 2,45 0,37 2,8 0,001 0,02 0,021 0.011 0,002 0,027всего 032 5,31 6,35 2.45 0-37 2,8 0,001 0,02 0,021 0,011 0.002 0,027
540. ИТОГО 217,8 7 266,0 1 301,4 8 214,63 165,35 105.1 1 1 1 1 1 1
541. втобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
542. Тверская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
543. Московский НПЗ 0,44 0,86 5,57 9,89 4,86 0,2 0,004 0,007 0,04 0,08 0,046 0,002всего 0,44 0,86 5.57 9,89 4.86 0,2 0,004 0,007 0,04 0,08 0,046 0,002
544. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 36,84 24,07 25.97 22,28 23.27 27,1 0,304 0,185 0,185 0,179 0,219 0,277
545. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 36.84 24,07 25.97 22,28 23,27 27,1 0,304 0,185 0,185 0,179 0.219 0.277
546. Рязанский НПЗ 1,1 0,97 7,87 9,62 3.28 9,2 0,009 0,007 0,056 0,077 0,031 0,094всего 1,1 0,97 7,87 9,62 3,28 9,2 0,009 0,007 0,056 0,077 0,031 0,094
547. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 34,29 38,35 34,71 21,53 18,28 19 0.283 0,295 0,247 0,173 0,172 0,194всего 34.29 38.35 34,71 21.53 18,28 19 0,283 0,295 0,247 0,173 0,172 0.194
548. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 0,15 0,11 0 0 0 0 0,001 0,001 0 0 0 0
549. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 1,48 0,68 5,21 4,78 4,96 5,1 0,012 0,005 0,037 0,038 0,047 0 052
550. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 1,6 0.87 0,51 0 0 0,2 0,013 0,007 0,004 0 0 0,002
551. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,17 0,57 0,11 0 0 0 0,001 0,004 0,001 0 0 0всего 3,4 2.23 5.83 4,78 4.96 5,3 0,028 0,017 0,042 0,038 0,047 0,054
552. Марийский НПЗ 0 0 0 03 0 0 0 0 0 0,002 0 0всего 0 0 0 0,3 0 0 0 0 0 0,002 0 0
553. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 6,4 8,63 4,58 4,34 1.6 5,1 0,053 0,066 0,033 0,035 0.015 0,052
554. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 1,81 8.02 8,64 2,71 4,11 3,1 0,015 0,062 0,062 0,022 0.039 0,032
555. Башнефтехим-Уфанефтехим 0,86 2,2 5,21 13,64 2.47 3,2 0,007 0.017 0,037 0,11 0,023 0,033всего 9,07 18,85 18,43 20,69 8,18 11,4 0.075 0,145 0,131 0,166 0.077 0,117
556. Салаватнефтеоргсинтез 28,2 19,02 9.2 0,59 1,76 2,6 0.232 0,146 0,066 0,005 0.017 0,027всего 28.2 19,02 9,2 0,59 1,76 2,6 0,232 0,146 0,066 0.005 0,017 0,027
557. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,17 0 0,39 0,05 0,12 0,1 0,001 0 0,003 0 0,001 0,001всего 0,17 0 0,39 0,05 0,12 0,1 0,001 0 0,003 0 0.001 0,001
558. Нижнекамский НПЗ 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
559. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 2,38 10,97 14,51 12,5 18,3 11,2 0.02 0,084 0,103 0,101 0,172 0,115
560. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
561. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 1,2 #ЗНА 41 0 0 0 0 0,012
562. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 1.68 6.87 14,14 20,59 22,61 9,3 0,014 0,053 0,101 0,166 0,213 0,095
563. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет #ЗНА 41 0 0 0 0 0
564. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0.1 0,31 0.27 0,55 0,6 0 0,001 0,002 0,002 0,005 0,006всего 4,06 17,94 28,96 33,36 41,46 22.3 0,033 0,138 0,206 0.268 0,39 0.228
565. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 2,45 1,4 0 0 0 0,4 0,02 0,011 0 0 0 0,004всего 2,45 1.4 0 0 0 0,4 0,02 0,011 0 0 0 0,004
566. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет #ЗНА 41 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
567. Сибнефть Омский НПЗ 1,26 6,26 3,43 1,28 0.11 0,2 0,01 0,048 0,024 0.01 0,001 0,002всего 1,26 6,26 3,43 1,28 0,11 0,2 0,01 0,048 0,024 0,01 0,001 0,002итого 121,3 3 129,9 S 140,3 6 124,37 106,28 97,8 1 1 1 1 1 1
568. Автобензин, поставки тыс. топи Доля рынка
569. Тульская 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
570. Московский НПЗ 2,43 7,99 16,82 11,74 12,96 0 0,008 0,037 0,066 0,056 0,06 0всего 2,43 7,99 16,82 11,74 12,96 0 0,008 0,037 0,066 0,056 0.06 0
571. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 8,16 0,96 2,51 1.1 1,86 2.5 0,028 0.004 0,01 0,005 0,009 0,012
572. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 8.16 0,96 2.51 1.1 1,86 2.5 0.028 0,004 0,01 0.005 0,009 0,012
573. Рязанский НПЗ 234,2 2 173,1 6 175,8 3 150,76 133.2 126.9 0,796 0,792 0,685 0,724 0,614 0,634всего 234,2 2 173,1 6 175,8 3 150,76 133.2 126,9 0,796 0,792 0.685 0,724 0.614 0,634
574. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0,54 1 0,25 0 0 0 0,002 0.005 0,001 0 0 0всего 0,54 1 0,25 0 0 0 0,002 0,005 0,001 0 0 0
575. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 0.11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
576. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 2,66 0,21 10,58 17,09 33,65 40.2 0,009 0,001 0,041 0.082 0,155 0,201
577. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 0,44 0,85 0,06 2,45 0 0.2 0,001 0,004 0 0,012 0 0,001
578. Лукойл Вогограднефтепереработка 8,71 5,03 0.2 0 0 0 0,03 0,023 0,001 0 0 0всего 11,92 6,09 10,84 19,54 33,65 40,4 0,041 0,028 0,042 0,094 0,155 0.202
579. Марийский НПЗ 0 0 0 0,18 0 0 0 0 0 0,001 0 0всего 0 0 0 0,18 0 0 0 0 0 0,001 0 0
580. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 6,35 4.54 2,89 3,27 2,49 1,5 0,022 0,021 0,011 0,016 0,011 0,007
581. Башнефтехи м-Ново-Уфимский НПЗ 11,38 13.03 2.9 1,26 1.88 2.2 0,039 0,06 0,011 0,006 0.009 0,011
582. Башнефтехим-Уфанефтехим 1,69 5 59 4,36 3,37 1,6 6.8 0,006 0,026 0.017 0,016 0,007 0.034всего 19,42 23,16 10,15 7,9 5,97 10,5 0,066 0,106 0.04 0.038 0,028 0,052
583. Салаватнефтеоргсинтез 0,48 0,62 3,22 5,67 9,5 2.4 0,002 0.003 0,013 0,027 0,044 0.012всего 0,48 0,62 3,22 5,67 9,5 2.4 0,002 0,003 0.013 0,027 0,044 0,012
584. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,72 33,18 7,57 18,31 3,9 0,002 0 0,129 0,036 0,084 0,019всего 0,72 0 33,18 7,57 18,31 3,9 0,002 0 0,129 0,036 0,084 0,019
585. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
586. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 3,12 1,13 0.29 1,08 0,55 0,6 0,011 0,005 0,001 0,005 0,003 0,003
587. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 1,1 0 0 0 0 0 0,005 0 0 0 0
588. ЮКОС Анггцэская нефтехимическая компания нет 0 0 0 0 0
589. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 10,24 0.16 0 0 0 0.7 0,035 0,001 0 0 0 0,003
590. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет 0 0 0 0 0
591. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 13,36 2,39 0,29 1,08 0,55 1.3 0,045 0,011 0,001 0,005 0,003 0.006
592. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,2 0,05 0 0 0 11,8 0.001 0 0 0 0 0,059всего 0,2 0,05 0 0 0 11,8 0.001 0 0 0 0 0,059
593. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
594. Сибнефть Омский НПЗ 2,85 3,24 3,5 2,71 0,85 0,5 0.01 0,015 0,014 0,013 0,004 0,002всего 2,85 3,24 3,5 2,71 0,85 0,5 0,01 0,015 0,014 0,013 0,004 0,002итого 294,3 218,6 6 256,5 9 208,25 216,85 200,2 1 1 1 1 1 1
595. Автобензин, поставки тыс. тони Дом рынка
596. Ярославская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
597. Московский НПЗ 0,05 2.83 0,42 0,17 0 0 0 0,012 0,002 0,001 0 0всего 0,05 2,83 0,42 0,17 0 0 0 0,012 0,002 0,001 0 0
598. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 200,9 9 210,4 7 223 270.33 316,92 334,3 0,884 0,893 0,92 0,966 0,985 0,981
599. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 200,9 9 210,4 7 223 270,33 316.92 334,3 0,884 0,893 0,92 0,966 0,985 0,981
600. Рязанский НПЗ 11,5 10,53 8,78 2,04 0,61 0,5 0,051 0,045 0.036 0,007 0,002 0,001всего 11,5 10,53 8,78 2,04 0,61 0,5 0,051 0,045 0,036 0,007 0,002 0,001
601. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0.27 0 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0всего 0.27 0 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0
602. ЛУКОИЛ- Ухтанефтелереработка 1,28 0,33 0.1 0 0,65 1 0.006 0.001 0 0 0,002 0,003
603. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 1,26 2.15 5,43 3,39 1,81 2,5 0,006 0,009 0,022 0,012 0,006 0,007
604. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 7,79 1.25 1,55 0,2 0 0,4 0,034 0,005 0,006 0,001 0 0,001
605. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,44 1,02 0,15 0 0 0 0,002 0,004 0,001 0 0 0всего 10,77 4,75 7,23 3,59 2,46 3,9 0,047 0,02 0,03 0.013 0,008 0,011
606. Марийский НПЗ 0 0 0 1,44 0 0 0 0 0 0,005 0 0всего 0 0 0 1,44 0 0 0 0 0 0,005 0 0
607. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 1,32 0,45 0,19 0,11 0 0,2 0,006 0,002 0,001 0 0 0,001
608. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 0,21 0,81 0,48 0 0,06 0,5 0,001 0,003 0,002 0 0 0.001
609. Башнефтехим-Уфанефтехим 0 1,06 0,48 0,11 0,32 0.9 0 0,004 0,002 0 0,001 0,003всего 1,53 232 1,15 0,22 038 1,6 0,007 0,01 0,005 0,001 0.001 0,005
610. Салаватнефтеоргсинтез 0,1 1,97 0,58 0,56 0.29 0 0 0,008 0,002 0,002 0,001 0всего 0,1 1,97 0,58 0.56 0,29 0 0 0,008 0,002 0.002 0,001 0
611. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,1 0 0 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0всего 0,1 0 0 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0
612. Нижнекамский НПЗ 0.05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
613. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0,86 0,31 0,27 0,38 0,84 0,2 0,004 0,001 0,001 0,001 0,003 0,001
614. ЮКОС-Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
615. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
616. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,1 0,1 0,12 0,62 0,16 0,2 0 0 0 0,002 0 0,001
617. ЮКОС Стрежевской НПЗ 0 2,1 0.1 0 0 0 0 0,009 0 0 0 0
618. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,96 2.51 0,49 1 1 0,4 0,004 0,011 0,002 0,004 0,003 0,001
619. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,89 0,19 0 0 0 0 0,004 0,001 0 0 0 0всего 0,89 0,19 0 0 0 0 0,004 0,001 0 0 0 0
620. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
621. Афипский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
622. Сибнефть Омский НПЗ 0,05 0,21 0,63 0,53 0 0,1 0 0,001 0,003 0,002 0 0всего 0,05 0,21 0,63 0,53 0 0,1 0 0,001 0,003 0,002 0 0
623. ИТОГО 227,2 6 235,7 8 242,2 8 279,88 321,66 340.9 1 1 1 1 1 1
624. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
625. Костромская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
626. Московский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
627. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 75.57 74,68 80,58 79,94 76,69 70,6 0.863 0,876 0.925 0.929 0.962 0.964
628. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 75,57 74,68 80.58 79,94 76,69 70,6 0,863 0,876 0,925 0,929 0,962 0.964
629. Рязанский НПЗ 0,1 0,22 0,1 0.11 0 0 0,001 0,003 0,001 0,001 0 0всего 0.1 0,22 0.1 О.И 0 0 0,001 0,003 0,001 0,001 0 0
630. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0.3 0,46 0,05 0 0 0 0,003 0,005 0,001 0 0 0всего 0,3 0,46 0,05 0 0 0 0,003 0,005 0,001 0 0 0
631. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 1,67 0,89 0,26 0 0,52 0,6 0,019 0.01 0,003 0 0.007 0.008
632. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 1,64 1,78 4,02 4,83 1,5 0,7 0.019 0,021 0,046 0.056 0,019 0.01
633. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 5,29 5,73 1.35 0.46 0 0 0,06 0,067 0.016 0,005 0 0
634. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,05 0,48 0,11 0 0 0 0,001 0,006 0,001 0 0 0всего 8,65 8.88 5.74 5.29 2.02 1,3 0,099 0,104 0,066 0,061 0,025 0.018
635. Марийский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
636. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 0,21 0.34 0,05 0 0.12 0,1 0,002 0,004 0,001 0 0,002 0,001
637. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 0 0,05 0,11 0 0,18 0,1 0 0.001 0,001 0 0,002 0,001
638. Башнефтехим-Уфанефтехим 0,16 0,44 0,22 0,44 0 0.3 0,002 0,005 0,003 0,005 0 0.004всего 037 0,83 038 0,44 03 0,5 0.004 0,01 0,004 0,005 0,004 0,007
639. Салаватнефтеоргсинтез 1,29 0,05 0,07 0,11 0,43 0,3 0,015 0.001 0.001 0,001 0,005 0.004всего 1,29 0,05 0,07 0,11 0,43 0.3 0,015 0,001 0,001 0,001 0,005 0,004
640. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,73 0 0 0 0 0 0,008 0 0 0 0 0всего 0,73 0 0 0 0 0 0,008 0 0 0 0 0
641. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 Хи 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
642. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0,41 0,17 0,05 0 0,21 0,2 0,005 0,002 0,001 0 0,003 0,003
643. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0,001
644. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0 0 0 0 0
645. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,05 0 0,05 0 0 0 0.001 0 0,001 0 0 0
646. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет 0 0 0 0 0
647. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,46 0,17 0,1 0 0,21 0.3 0,005 0,002 0,001 0 0.003 0,004
648. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,11 0 0 0 0 0 0.001 0 0 0 0 0всего 0.11 0 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0
649. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
650. Афипский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
651. Сибнефть Омский НПЗ 0 0 0,05 0.2 0,06 0,2 0 0 0,001 0,002 0.001 0,003всего 0 0 0,05 0,2 0,06 0,2 0 0 0,001 0,002 0,001 0,003
652. ИТОГО 87,58 85,29 87,07 86,09 79,71 73.2 1 1 1 1 1 1Х Автобензин, поставки тыс. тонн До 7я рынка
653. Брянская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
654. Московский НПЗ 0,05 0 2,85 0,49 1.02 0 0 0 0.021 0,005 0,009 0всего 0,05 0 2,85 0,49 1,02 0 0 0 0,021 0,005 0,009 0
655. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 2,92 11,53 10,97 9,55 17,98 12 0,019 0,071 0,082 0,094 0,154 0,159
656. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 2,92 11,53 10,97 9,55 17,98 12 0,019 0,071 0,082 0,094 0,154 0,159
657. Рязанский НПЗ 0,05 0,32 0,8 3,2 1,59 4,2 0 0,002 0,006 0,031 0,014 0,056всего 0,05 0,32 0,8 3,2 1,59 4,2 0 0.002 0,006 0,031 0,014 0,056
658. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0 0,05 0,37 0 0 0 0 0 0,003 0 0 0всего 0 0,05 0,37 0 0 0 0 0 0.003 0 0 0
659. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
660. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0 05 0,1 1,33 1,79 1,62 1.4 0 0,001 0,01 0,018 0,014 0,019
661. ЛУКОЙЛ- . Пермнефтеоргсинтез 0,21 0,45 0 0 0 0.3 0,001 0,003 0 0 0 0.004
662. Лукойл Вогограднефтепереработка 0 0.55 0,17 0 0 0 0 0,003 0,001 0 0 0всего 0,26 1.1 1.5 1,79 1,62 1.7 0,002 0 007 0,011 0.018 0.014 0 022
663. Марийский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
664. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 5,71 3,18 2,86 4.26 0,62 2,8 0,036 0,019 0,022 0,042 0,005 0,037
665. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 3,83 37,01 2,38 2,61 0,61 0,6 0,024 0 227 0,018 0,026 0,005 0 008
666. Башнефтехим-Уфанефтехим 0,59 1,1 2,82 3.59 0,46 3 0,004 0,007 0,021 0.035 0,004 0.04всего 10,13 41,29 8,06 10,46 1,69 6,4 0,064 0.253 0,061 0,103 0,014 0,085
667. Салаватнефтеоргсинтез 0,24 0,17 0,6 3,23 1,79 0,1 0,002 0.001 0,005 0,032 0,015 0,001всего 0,24 0,17 0,6 3,23 1,79 0,1 0 002 0.001 0,005 0.032 0,015 0.001
668. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0 0 0 0,5 0 0 0 0 0 0 005 0 0всего 0 0 0 0,5 0 0 0 0 0 0,005 0 0
669. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
670. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 72,8 52.12 50,19 20,91 33,05 21,3 0,463 0,319 0,377 0,206 0,283 0,282
671. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
672. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 1,3 0 0 0 0 0,017
673. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 66,66 50,33 54,36 50.41 56.99 27,9 0,424 0,308 0,409 0,496 0,488 0.369
674. ЮКОС Стрежевской НПЗ нет 0 0 0 0 0
675. ЮКОС-Сызранский НПЗ 3,8 5.27 3,07 0,24 0,99 0,6 0,024 0.032 0,023 0,002 0,008 0,008всего 143,2 6 107,7 2 107,6 2 71,56 91,03 51,1 0,911 0,66 0,809 0,704 0,779 0,676
676. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,21 0,43 0 0 0 0,1 0,001 0,003 0 0 0 0,001всего 0,21 0,43 0 0 0 0,1 0,001 0,003 0 0 0 0.001
677. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
678. Афипский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
679. Сибнефть Омский НПЗ 0,06 0.58 0.21 0,92 0,06 0,1 0 0,004 0.002 0,009 0 001 0,001всего 0,06 0,58 0,21 0,92 0,06 0,1 0 0,004 0,002 0,009 0,001 0,001итого 157,1 8 163,1 9 132,9 8 101,7 116,78 75 6 1 1 1 1 1 1
680. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
681. Нижегородская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
682. Московский НПЗ 4.77 0 11,64 1,77 2,63 0,2 0.008 0 0,023 0.005 0,006 0всего 4,77 0 11,64 1.77 2,63 0,2 0,008 0 0.023 0.005 0,006 0
683. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 23,92 12,83 11,47 5,84 6,62 5,6 0,04 0,036 0,022 0.018 0,015 0,012
684. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 23,92 12,83 11,47 5,84 6,62 5,6 0,04 0,036 0,022 0.018 0,015 0,012
685. Рязанский НПЗ 1.5 4,49 7,05 7.17 3,1 6,4 0.002 0,013 0,014 0.022 0,007 0,014всего 1.5 4,49 7,05 7,17 3,1 6,4 0,002 0,013 0,014 0,022 0.007 0,014
686. Сургутнефтегаз-Киришинефтеоргсинтез 1,22 0,52 0,09 0 0,05 0,1 0,002 0,001 0 0 0 0всего 1.22 0,52 0,09 0 0,05 0,1 0,002 0.001 0 0 0 0
687. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 2,67 1,05 0 0 0 5 0,004 0.003 0 0 0 0,011
688. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 481,1 8 235,8 8 326,2 5 222,15 336,96 376.5 0,797 0.662 0.637 0,671 0,748 0,813
689. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 21,98 5,53 18,63 0,58 0,66 0.6 0,036 0,016 0,036 0,002 0,001 0,001
690. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,96 1,2 0,54 0 0 0 0,002 0,003 0,001 0 0 0всего 506,7 9 243,6 6 345,4 2 222,73 337,62 382,1 0,84 0,684 0,675 0.673 0,749 0,825
691. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
692. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 10,75 10,43 14,28 5 5,68 8.5 0,018 0,029 0,028 0,015 0.013 0,018
693. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 8,64 8,56 16,2 8,46 9.25 9,8 0,014 0,024 0,032 0,026 0,021 0,021
694. Башнефтехим-Уфанефтехим 11,76 22,12 25,87 7,88 5,45 9,7 0,019 0,062 0.051 0,024 0,012 0,021всего 31,15 41,11 56,35 21,34 20,38 28 0,052 0.115 0,11 0,064 0,045 0,06
695. Салаватнефтеоргсинтез 6,93 2,11 7,71 15,32 12,63 3,3 0,011 0,006 0,015 0,046 0,028 0,007всего 6.93 2,11 7,71 15.32 12,63 3,3 0.011 0,006 0.015 0,046 0,028 0,007
696. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,98 0 0,16 0,16 0,89 0,2 0,002 0 0 0 0,002 0всего 0,98 0 0,16 0,16 0,89 0,2 0,002 0 0 0 0,002 0
697. Нижнекамский НПЗ 0,92 0,35 0 0 0 0 0,002 0,001 0 0 0 0всего 0,92 035 0 0 0 0 0,002 0,001 0 0 0 0
698. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 10,92 18,65 13,17 27,18 42,23 9,9 0,018 0,052 0,026 0,082 0,094 0,021
699. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 9,9 0 0 0 0 0 0,021
700. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0 0 0 0 0
701. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 2,34 9,81 15,72 10,46 12,35 6,5 0,004 0,028 0,031 0,032 0,027 0,014
702. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0,06 0,52 0,1 0 0 0 0 0,001 0всего 13,26 28,46 28,89 37,7 55,1 26,4 0.022 0,08 0,056 0,114 0,122 0,057
703. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 2,16 1.18 0 0 0 4,3 0,004 0,003 0 0 0 0,009всего 2,16 1,18 0 0 0 4,3 0,004 0,003 0 0 0 0,009
704. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
705. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
706. Сибнефть Омский НПЗ 10,08 21.41 43.14 18.92 11,7 6,5 0,017 0,06 0,084 0,057 0,026 0,014всего 10,08 21,41 43,14 18,92 11,7 6,5 0,017 0,06 0,084 0,057 0,026 0,014
707. ИТОГО 603,6 8 356,1 2 511,9 2 330,95 450,72 462,9 1 1 1 1 1 1
708. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
709. Пензенская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
710. Московский НПЗ 0.33 1,12 0,52 0,33 0,05 0 0,002 0,007 0.003 0,003 0,001 0всего 0.33 1,12 0.52 0,33 0,05 0 0,002 0,007 0,003 0,003 0,001 0
711. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 1,53 1,01 0 0,28 0,46 0.9 0,009 0,007 0 0,002 0,005 0,009
712. Славнефть-Ярославский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 1,53 1,01 0 0,28 0,46 0.9 0,009 0,007 0 0,002 0.005 0.009
713. Рязанский НПЗ 0,1 1,26 0,34 1,12 0,05 1.1 0.001 0,008 0.002 0,009 0,001 0.011всего 0.1 1.26 0,34 1.12 0,05 1.1 0.001 0,008 0,002 0,009 0,001 0,011
714. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0.8 0 0,09 0 0 0 0.005 0 0 0 0 0всего 0,8 0 0,09 0 0 0 0.005 0 0 0 0 0
715. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка нет 0 0 0 0 0
716. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0.23 0 5.33 6,47 7.25 9,4 0,001 0 0,029 0,052 0.086 0,095
717. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 5.79 3,74 0 0 0,06 0.2 0,033 0,025 0 0 0,001 0,002
718. Лукойл Вогограднефтепереработка 5.98 1,09 9.71 20,81 0 31.4 0,034 0.007 0,053 0,168 0 0,318всего 12 4,83 15,04 27,28 7,31 41 0,068 0,032 0.032 0.22 0,037 0.415
719. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
720. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 4,85 11.5 11,89 6,65 3,85 1,8 0,028 0,076 0,065 0,054 0,046 0,018
721. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 5,13 10.94 5,01 2,83 2 3,8 0,029 0,073 0,027 0,023 0,024 0,038
722. Башнефтехим-Уфанефтехим 5.66 6,96 6,06 12.76 1,79 6,1 0,032 0,046 0,033 0,103 0,021 0,062всего 15,64 29.4 22,96 22,24 7,64 11,7 0.089 0,196 0,126 0,18 0,091 0,118
723. Салаватнефтеоргсинтез 4.84 4,18 27,31 5,41 7,7 1,6 0,027 0,028 0,15 0,044 0,092 0,016всего 4,84 4.18 27,31 5,41 7,7 1.6 0,027 0,028 0,15 0,044 0,092 0.016
724. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 2.91 0 0,42 0.04 0,51 0,1 0,017 0 0,002 0 0,006 0,001всего 2.91 0 0,42 0,04 0,51 0.1 0.017 0 0.002 0 0,006 0,001
725. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
726. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 68.17 38,1 38,67 15,78 15,18 20,8 0.387 0,253 0,212 0,127 0,18 0.211
727. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
728. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0 0 0 0 0
729. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 52,11 55,53 69.82 47,8 42.18 17,8 0.296 0,369 0,383 0,386 0,501 0,18
730. ЮКОС-Сызрёнский НПЗ 1,18 6,26 2.62 0,45 0.78 0,3 0,007 0.042 0,014 0,004 0,009 0,003всего 121,4 6 99,89 111,1 1 64,03 58,14 38,9 0,69 0.664 0,609 0,517 0,691 0,394
731. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0 1,85 0 0 0 1,4 0 0,012 0 0 0 0,014всего 0 1,85 0 0 0 1.4 0 0,012 0 0 0 0,014
732. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
733. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет ! 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
734. Сибнефть Омский НПЗ 16,14 5,7 4,19 2.78 2.2 2.1 0,092 0,038 0,023 0,022 0,026 0,021всего 16,14 5,7 4,19 2,78 2,2 2,1 0,092 0,038 0,023 0,022 0,026 0,021итого 176,0 8 150,3 6 182,5 123.84 84.11 98.8 1 1 1 1 1 1
735. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынкар.Марий-Эл 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
736. Московский НПЗ 0 0 0 0 0,05 0 0 0 0 0 0,001 0всего 0 0 0 0 0,05 0 0 0 0 0 0,001 0
737. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 0,94 2,38 0 0 0,05 0 0,018 0,044 0 0 0,001 0
738. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,94 238 0 0 0,05 0 0,018 0,044 0 0 0,001 0
739. Рязанский НПЗ 0 0 0.18 0 0,1 0 0 0 0,003 0 0,002 0всего 0 0 0,18 0 0,1 0 0 0 0,003 0 0,002 0
740. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
741. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 0,61 0 0 0 0 0 0,012 0 0 0 0 0
742. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 7,58 11.77 36.2 43,56 46,34 42,2 0.148 0,219 0,595 0,688 0,746 0,458
743. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 31,87 10.31 1,83 0,11 0,36 0.2 0,621 0,192 0.03 0,002 0,006 0,002
744. Лукойл Вогограднефтепереработка 0 0,35 0,11 0 0 0 0 0,007 0,002 0 0 0всего 40,06 22,43 38,14 43,67 46,7 42,4 0,78 0,418 0,627 0,69 0,752 0,46
745. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
746. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 2.79 5.96 7,49 7,95 5,67 40,8 0,054 0,111 0,123 0,126 0,091 0,443
747. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 0,72 7,2 5,09 1,79 1,89 2,4 0,014 0,134 0,084 0,028 0,03 0,026
748. Башнефтехим-Уфанефтехим 1,28 8.2 4,23 3,3 3,7 3,5 0,025 0.153 0.07 0,052 0,06 0,038всего 4,79 21,36 16,81 13,04 11.26 46,7 0,093 0,398 0,276 0,206 0,181 0,507
749. Салаватнефтеоргсинтез 3,22 3,13 2.35 4,77 3,14 0,9 0.063 0,058 0,039 0,075 0,051 0,01всего 3,22 3,13 235 4,77 3,14 0,9 0,063 0,058 0,039 0,075 0.051 0.01
750. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
751. Нижнекамский НПЗ 0,05 0 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0всего 0,05 0 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0
752. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 1,25 1,61 0,85 0,76 0,5 0,5 0,024 0,03 0,014 0,012 0,008 0,005
753. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0,5 0 0 0 0 0,005
754. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0 0 0 0 0
755. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,39 1,32 0.59 0,21 0 0,6 0,008 0,025 0,01 0,003 0 0,007
756. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 1,64 2,93 1,44 0,97 0,5 1,6 0,032 0,055 0,024 0,015 0,008 0,017
757. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,21 0,5 0 0 0 0,2 0,004 0,009 0 0 0 0,002всего 0,21 0,5 0 0 0 0,2 0,004 0,009 0 0 0 0,002
758. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
759. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
760. Сибнефть Омский НПЗ 0,43 0,92 1,91 0.83 0,27 0,3 0,008 0,017 0,031 0,013 0,004 0,003всего 0,43 0,92 1.91 0.83 0.27 0,3 0,008 0,017 0,031 0,013 0,004 0.003
761. ИТОГО 51,34 53,65 60,83 63,28 62,12 92.1 1 1 1 1 1 1
762. Автобетии, поставки тыс. тонн Доля рынкар.Башкортостан 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 20051. Московский НПЗ нет всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
763. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 0 0 0 0 0,09 0 0 0 0 0 0 0
764. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0,09 0 0 0 0 0 0 0
765. Рязанский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
766. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
767. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
768. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,06 0 2,48 2.72 1,53 2,6 0 0 0,003 0,003 0,002 0,003
769. ЛУКОЙЛ- Пермнефтео'ргсинтез 0,94 1.08 12,06 10,02 13,68 6,2 0,001 0,001 0,014 0,012 0,015 0,007
770. Лукойл Вогограднефтепереработка 0.06 1,62 0,45 0 0 0,5 0 0,002 0,001 0 0 0,001всего 1,06 2,7 14,99 12,74 15,21 9.3 0,001 0.003 0,018 0,015 0,017 0,01
771. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
772. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 231,1 193,1 1 171,3 239,4 145,96 237,5 0,271 0,234 0,202 0.29 0,163 0,255
773. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 306,7 1 367,4 5 350,2 7 275,29 397,76 334,7 0.36 0,445 0,412 0,333 0,443 0.36
774. Башнефтехим-Уфанефтехим 230,4 2 145,0 2 199,2 193,83 202,84 212,9 0.27 0,176 0,234 0.234 0,226 0,229всего 768,2 3 705,5 8 720,7 7 708.52 746,56 784,4 0.901 0,855 0,848 0,857 0,832 0.843
775. Салаватнефтеоргсинтез 81,51 113,3 9 108,2 1 100 8 133,91 79.2 0,096 0,137 0.127 0,122 0,149 0.085всего 81,51 113,3 9 108,2 1 100,8 133,91 79,2 0,096 0,137 0,127 0.122 0,149 0.085
776. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,47 0 0,41 0,05 0,09 0 0,001 0 0 0 0 0всего 0,47 0 0,41 0,05 0,09 0 0.001 0 0 0 0 0
777. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
778. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0,75 1.62 1,17 1,15 1.17 29.1 0,001 0.002 0,001 0,001 0,001 0,031
779. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 2,97 2,97 0 27,6 0 0 0,003 0.004 0 0,03
780. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0 0 0 0 0
781. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0.21 0,34 0,81 0,48 0 0 0 0 0,001 0,001 0 0
782. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,96 1,96 4,95 4.6 1,17 56,7 0,001 0,002 0,006 0,006 0,001 0,061
783. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0.06 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
784. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
785. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
786. Сибнефть Омский НПЗ 0.69 1,39 0.18 0,19 0,09 0,4 0,001 0.002J 0 0 0 0всего 0,69 1,39 0,18 0,19 0,09 0.4 0,001 0,002 0 0 0 0
787. ИТОГО 853,0 3 825,0 2 849,5 1 826,9 897,12 930 1 1 1 1 1 1
788. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
789. Пермская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 20051. Московский НПЗ нет всего 0 о 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
790. Славнефть- Ярославнефтеоргси нтез 0 0 0 0 0,09 0 0 0 0 0 0 0
791. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0,09 0 0 0 0 0 0 0
792. Рязанский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
793. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0.05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
794. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
795. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,06 0 2,48 2,72 1.53 2,6 0 0 0,003 0,003 0,002 0,003
796. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 0,94 1,08 12,06 10,02 13,68 6.2 0,001 0,001 0,014 0,012 0,015 0,007
797. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,06 1,62 0,45 0 0 0,5 0 0,002 0,001 0 0 0,001всего 1,06 2,7 14,99 12,74 15,21 9.3 0,001 0,003 0.018 0,015 0.017 0,01
798. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
799. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 231,1 193,1 1 171,3 239,4 145,96 237,5 0,271 0,234 0.202 0,29 0,163 0,255
800. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 306,7 1 367,4 5 350,2 7 275,29 397,76 334,7 0.36 0,445 0,412 0,333 0,443 0,36
801. Башнефтехим-Уфанефтехим 230,4 2 145,0 2 199,2 193,83 202.84 212,9 0,27 0,176 0,234 0,234 0,226 0,229всего 768,2 3 705,5 8 720,7 7 708,52 746,56 784,4 0,901 0,855 0,848 0.857 0,832 0,843
802. Салаватнефтеоргсинтез 81,51 113,3 9 108,2 1 100,8 133,91 79,2 0,096 0.137 0,127 0,122 0,149 0,085всего 81,51 113,3 9 108,2 1 100,8 133,91 79.2 0.096 0,137 0,127 0.122 0,149 0,085
803. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0.47 0 0,41 0,05 0,09 0 0,001 0 0 0 0 0всего 0,47 0 0,41 0,05 0,09 0 0,001 0 0 0 0 0
804. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
805. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0,75 1,62 1,17 1.15 1,17 29,1 0,001 0,002 0,001 0,001 0,001 0,031
806. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 2,97 2,97 0 27,6 0 0 0,003 0,004 0 0,03
807. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0 0 0 0 0
808. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,21 0,34 0,81 0,48 0 0 0 0 0.001 0,001 0 0
809. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,96 1,96 4,95 4,6 1,17 56,7 0,001 0,002 0,006 0,006 0 001 0,061
810. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0.06 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
811. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
812. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
813. Сибнефть Омский НПЗ 0.69 1,39 0,18 0,19 0,09 0,4 0,001 0,002 0 0 0 0всего 0,69 1,39 0,18 0,19 0,09 0,4 0,001 0.002 0 0 0 0итого 853,0 3 825,0 2 849,5 1 826,9 897,12 930 1 1 1 1 I 1
814. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
815. Оренбургская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
816. Московский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
817. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 0 0 0 0 0,06 0 0 0 0 0 0 0
818. Славнефть-Ярославский НПЗ нет 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0,06 0 0 0 0 0 0 0
819. Рязанский НПЗ 0 5,03 14,63 45.29 7,31 ТА 0 0,042 0,04 0,125 0,023 0.021всего 0 5.03 14,63 45,29 731 7,4 0 0,042 0,04 0,125 0,023 0,021
820. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0.3 0,05 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0всего 03 0,05 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0
821. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 0 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
822. ЛУКОЙЛ- " Нижегороднефтеоргсинтез 0 0,31 1,47 0,51 0,1 0,4 0 0,003 0,004 0,001 0 0,001
823. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 0,7 1,83 9.72 4,59 5,81 4,2 0,002 0,015 0,026 0,013 0,018 0,012
824. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,17 0,75 0.2 0 0 0,3 0 0,006 0,001 0 0 0,001всего 0,87 2,94 11,39 5,1 5,91 4,9 0,002 0,025 0,031 0,014 0.019 0.014
825. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
826. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 2,85 37,57 30,48 6,25 7,86 19,5 0,007 0,314 0,082 0,017 0,025 0,055
827. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 4,71 20,11 24.66 11,56 8,4 12,9 0,012 0,168 0,067 0,032 0,026 0,036
828. Башнефтехим-Уфанефтехим 6,43 13,87 23,26 16,34 10.33 8,5 0,017 0,116 0,063 0,045 0,032 0,024всего 13,99 71,55 78,4 34,15 26,59 40,9 0.036 0,599 0,212 0,094 0,083 0.115
829. Салаватнефтеоргсинтез 36,59 15,43 17.8 50,57 35,99 14,8 0,095 0,129 0,048 0,139 0,113 0,042всего 36,59 15,43 17,8 50,57 35,99 14,8 0,095 0,129 0,048 0,139 0,113 0.042
830. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 329,6 6 0 226,3 7 201,03 240,76 252,4 0,86 0 0,611 0,554 0,755 0,708всего 329,6 6 0 226,3 7 201,03 240,76 252,4 0,86 0 0,611 0,554 0,755 0,708
831. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
832. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0,76 6,99 0,35 18,8 0,32 0,8 0,002 0,058 0,001 0,052 0,001 0,002
833. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0,06 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0
834. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0 0 0 0 0
835. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,05 2,3 1,18 0,41 0,22 1,6 0 0,019 0,003 0,001 0,001 0,004
836. ЮКОС-Сызрйнский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0.81 9.29 1.59 19,27 0.54 2,4 0,002 0,078 0,004 0,053 0,002 0.007
837. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,48j 0,15 0 0 0 29 0,001 0,001 0 0 0 0,081всего 0,48 0,15 0 0 0 29 0,001 0,001 0 0 0 0,081
838. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
839. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
840. Сибнефть Омский НПЗ 0,61 15,1 20,03 7,37 1,83 4,7 0.002 0,126 0,054 0,02 0.006 0,013всего 0,61 15,1 20,03 737 1,83 4,7 0.002 0,126 0,054 0,02 0,006 0,013итого 383,3 1 119,5 4 370,2 1 362,78 318,99 356,5 1 I 1 1 1 1
841. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынкар.Татарстан 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
842. Московский НПЗ 0,1 11,34 6,27 0 0,34 0 0 0,027 0,014 0 0,001 0всего 0,1 11.34 621 0 034 0 0 0,027 0,014 0 0,001 0
843. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 4,7 0,96 0,32 0,06 0,11 0,4 0,012 0,002 0,001 0 0 0,001
844. Славнефть-Ярославский НПЗ нет #зн Ч! 0 0 0 0 0всего 4,7 0.96 032 0,06 0.11 0,4 0,012 0.002 0,001 0 0 0,001
845. Рязанский НПЗ 0 0,35 0,12 0,41 0.73 2,4 0 0,001 0 0,001 0,002 0,005всего 0 0,35 0,12 0,41 0,73 2,4 0 0,001 0 0,001 0,002 0,005
846. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0 0 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0 0
847. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепе'реработка 0,11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
848. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 2,18 0,05 3,44 14,2 49,88 63 0,006 0 0,008 0,032 0,104 0,012
849. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 26,05 5.23 21,41 28,29 40,08 48 0,068 0,012 0,049 0,064 0,083 0.092
850. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,11 1,14 0,3 0 0 0,6 0 0,003 0,001 0 0 0,001всего 28,45 6,42 25.15 42,49 89.96 54,9 0.075 0,015 0,058 0,097 0,187 0,105
851. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
852. БашнефтехиХл-Уфимский НПЗ 122.8 143,9 6 141,4 5 121,34 112,6 174,9 0,323 0,34 0.327 0,277 0,234 0,336
853. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 61,02 126,1 6 141,9 5 93,34 106,94 107,7 0,16 0,298 0,328 0,213 0,222 0.207
854. Башнефтехим-Уфанефтехим 42,58 67,45 58,21 96,72 81,44 113,7 0,112 0,159 0,135 0.22 0.169 0.218всего 226,4 337,5 7 341,6 1 311,4 300,98 397 0,595 0,797 0,79 0,71 0,626 0,763
855. Салаватнефтеоргсинтез 64,84 11,65 21.83 20,81 27.07 16,6 0.17 0.028 0,05 0,047 0.056 0,032всего 64,84 11,65 21,83 20,81 27,07 16,6 0,17 0,028 0,05 0,047 0,056 0,032
856. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,91 0 0,15 0 1,01 2 0,002 0 0 0 0,002 0,004всего 0,91 0 0,15 0 1,01 2 0,002 0 0 0 0,002 0,004
857. Нижнекамский НПЗ 36,7 0.31 0 0 0 0 0,096 0,001 0 0 0 0всего 36,7 031 0 0 0 0 0,096 0,001 0 0 0 0
858. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 7 16,89 9,02 17,14 23.2 7 0,018 0,04 0,021 0,039 0,048 0,013
859. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
860. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
861. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 5,62 12,58 12,47 9,5 11,43 4 0,015 0,03 0,029 0.022 0,024 0,008
862. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0,11 0,29 0,28 0 0 0 0 0,001 0,001 0всего 12,62 29,47 21,6 26.93 34,91 11 0,033 0,07 0,05 0,061 0,073 0,021
863. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0 1,12 0 0 0 5,9 0 0,003 0 0 0 0,011всего 0 1,12 0 0 0 5,9 0 0,003 0 0 0 0,011
864. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
865. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
866. Сибнефть Омский НПЗ 5,72 12,85 9,27 36,56 25,5 30,4 0,015 0,03 0,021 0,083 0.053 0,058всего 5,72 12,85 9.27 36,56 25,5 30,4 0,015 0,03 0,021 0,083 0,053 0,058
867. ИТОГО 380,5 4 423,3 8 432,6 5 438,66 480,95 520,6 1 1 1 1 1 1
868. Автобепзин, поставки тыс. топи Доля рынка
869. Самарская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
870. Московский НПЗ 0 0.3 0,43 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0.3 0,43 0 0 0 0 0 0 0 0 0
871. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 1,54 2.28 1.17 0,1 0,16 0,7 0,001 0,002 0.001 0 0 0
872. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 1.54 2.28 1,17 0.1 0,16 0,7 0.001 0,002 0,001 0 0 0
873. Рязанский НПЗ 0 5,68 0 0,35 0.81 0,9 0 0,005 0 0 0,001 0.001всего 0 5,68 0 0,35 0.81 0,9 0 0,005 0 0 0,001 0.001
874. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0.2 0,23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,2 0,23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
875. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
876. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,69 0,06 4,85 1,72 8.76 1 0,001 0 0,004 0,001 0.005 0,001
877. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 41,19 21,77 15,46 13,19 15,26 12.5 0,036 0,019 0,013 0,009 0,009 0,008
878. Лукойл Вогограднефтепереработка 4.34 0,84 0,41 0,1 0' 2,9 0,004 0,001 0 0 0 0,002всего 46,22 22,67 20,72 15,01 24,02 16,4 0,04 0,019 0,017 0,01 0,015 0,011
879. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
880. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 36,85 72,88 64,01 28,58 26.13 44.9 0,032 0,062 0,052 0,019 0,016 0,029
881. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 45,74 77,31 56.53 16,7 30,51 31,8 0,04 0,066 0,046 0,011 0,019 0,021
882. Башнефтехим-Уфанефтехим 18,57 37,01 48.51 30,51 21.75 20 0,016 0,032 0.039 0,02 0,013 0,013всего 101,1 6 187,2 169,0 5 75,79 78,39 96,7 0,088 0,16 0,137 0.05 0,048 0,063
883. Салаватнефтеоргсинтез 20,3 19,58 32,18 60,92 37,82 10.2 0,018 0,017 0,026 0,04 0,023 0,007всего 20,3 19,58 32,18 60,92 37,82 10,2 0,018 0,017 0,026 0,04 0,023 0,007
884. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 23,67 0 0,52 0,68 3,08 10 0,021 0 0 0 0,002 0,006всего 23,67 0 0.52 0.68 3,08 10 0,021 0 0 0 0,002 0,006
885. Нижнекамский НПЗ 0,33 0,1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,33 0,1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
886. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 100,7 7 43,64 20,79 279,86 307,9 268.5 0,088 0,037 0,017 0,186 0,19 0.174
887. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
888. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
889. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 240,4 9 251,6 2 255,4 7 273,66 241,52 202.1 0,209 0,215 0,207 0,182 0,149 0,131
890. ЮКОС-Сызранский НПЗ 586,6 6 599,4 6 709,6 8 794,14 921,11 924.3 0,51 0,513 0,576 0.527 0,57 0,599всего 927,9 2 894,7 2 985,9 4 1347,6 6 1470,5 3 1395 0,806 0,766 0,8 0.895 0,909 0,905
891. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 3,67 2,57 0 0 0 9.2 0.003 0,002 0 0 0 0,006всего 3,67 2,57 0 0 0 9,2 0.003 0,002 0 0 0 0,006
892. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
893. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
894. Сибнефть Омский НПЗ 26.07 32,29 22,64 5,63 2,43 2,9 0,023 0,028 0,018 0,004 0,002 0,002всего 26.07 32,29 22,64 5,63 2,43 2,9 0,023 0,028 0,018 0,004 0,002 0,002
895. ИТОГО 1151, 0S 1167, 92 1233, OS 1506,1 4 1617,2 4 1542 I 1 1 1 1 1
896. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
897. Удмуртская р. 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
898. Московский НПЗ 0,05 0 0 0.49 0 0 0 0 0 0.001 0 0всего 0,05 0 0 0,49 0 0 0 0 0 0,001 0 0
899. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 0,83 0 0,05 0 0 0 0,002 0 0 0 0 0
900. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0.83 0 0,05 0 0 0 0,002 0 0 0 0 0
901. Рязанский НПЗ 0 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
902. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 3,71 1,31 0,41 0 0 0 0,008 0,002 0,001 0 0 0всего 3,71 1,31 0,41 0 0 0 0,008 0,002 0,001 0 0 0
903. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтелереработка 0,15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
904. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 2,26 0 0,69 0,72 0.59 1.2 0,005 0 0,001 0,001 0,001 0,001
905. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 33,05 3.54 44,65 4,44 165,15 180,1 0.067 0,006 0,073 0,006 0.228 0,213
906. Лукойл Вогограднефтепереработка 0 0,48 0,18 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0всего 35,46 4,02 45,52 5,16 165,74 181,3 0,072 0,007 0,075 0.007 0,229 0,215
907. Марийский НПЗ нет 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
908. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 240,5 1 283,6 1 154,4 246.39 224,49 254,2 0,491 0,476 0.254 0,325 0,31 0,301
909. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 113,5 9 180,2 1 180,2 4 191,4 172,99 187,4 0.232 0,302 0.296 0,253 0,239 0.222
910. Башнефтехим-Уфанефтехим 65,27 91,78 176,5 6 256,77 132,22 195,1 0.133 0,154 0.29 0,339 0,183 0.231всего 419,3 7 555,6 511,2 694,56 529,7 636,7 0,856 0,932 0.84 0,916 0,732 0.754
911. Caлaвaтнeфteopгcинтeз 3,37 10,79 39,05 41,12 22,79 12,6 0,007 0,018 0,064 0,054 0,032 0,015всего 3,37 10,79 39,05 41,12 22,79 12,6 0.007 0,018 0.064 0,054 0,032 0.015
912. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,27 0 0 0,05 0.52 2,7 0,001 0 0 0 0,001 0,003всего 0.27 0 0 0,05 0,52 2,7 0.001 0 0 0 0.001 0,003
913. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
914. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 2.97 0,32 0.37 0,06 0.22 1,4 0.006 0,001 0,001 0 0 0,002
915. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
916. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
917. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,17 0,11 0 0 0 0,2 0 0 0 0 0 0
918. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 3.14 0,43 0,37 0,06 0,22 1,6 0.006 0,001 0,001 0 0 0,002
919. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 12.85 2,26 0 0 0 0,1 0,026 0,004 0 0 0 0всего 12,85 2,26 0 0 0 0,1 0,026 0,004 0 0 0 0
920. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
921. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
922. Сибнефть Омский НПЗ 10,82 21,48 11,78 15,96 4,44 8,8 0,022 0,036 0.019 0,021 0,006 0,01всего 10,82 21.48 11,78 15,96 4,44 8.8 0,022 0.036 0,019 0,021 0,006 0,01
923. ИТОГО 489,9 2 595,9 5 608,3 8 757,89 723,41 843.9 1 1 1 1 1 1
924. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
925. Саратовская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
926. Московский НПЗ 0.1 0,14 0,45 0 0 0 0 0 0,001 0 0 0всего 0.1 0.14 0,45 0 0 0 0 0 0,001 0 0 0
927. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 2.59 1,64 0,09 0 0.08 0 0,008 0,003 0 0 0 0
928. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 2.59 1,64 0,09 0 0,08 0 0,008 0,003 0 0 0 0
929. Рязанский НПЗ 0 0,25 0 4,52 15.33 21,2 0 0 0 0,007 0,021 0.06всего 0 0,25 0 4.52 15.33 21,2 0 0 0 0,007 0,021 0,06
930. СургутнефтеГаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0 0,11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0,11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
931. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
932. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 1,41 0,49 13,93 16,53 19,38 0 0,004 0,001 0,017 0,025 0,027 0
933. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 3,69 2,75 0 0 1,79 1,8 0,012 0,005 0 0 0,002 0,005
934. Лукойл Вогограднефтепереработка 11,7 23,75 43,64 46,94 0 51.2 0,037 0,046 0.055 0.071 0 0,145всего 16,85 26.99 57,57 63,47 21,17 53 0,053 0,053 0,072 0,095 0.029 0,15
935. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
936. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 14,81 12,7 9,59 4,96 3,89 4,5 0,047 0,025 0,012 0,007 0,005 0,013
937. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 9,45 12,01 6,77 4,03 7,08 4.7 0,03 0,023 0,009 0,006 0,01 0,013
938. Башнефтехим-Уфанефтехим 5.25 10,06 4,53 6,59 3.81 2.7 0,017 0,02 0,006 0,01 0,005 0,008всего 29,51 34,77 20.89 15.58 14,78 11,9 0.093 0,068 0,026 0,023 0,02 0,034
939. Салаватнефтеоргсинтез 3,41 1,91 4,47 10,35 6,23 1 0,011 0,004 0,006 0,016 0,009 0.003всего 3,41 1,91 4,47 10,35 6,23 1 0,011 0,004 0,006 0,016 0,009 0.003
940. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 2,05 0 0,33 0 10.27 16,4 0,006 0 0 0 0,014 0,016всего 2,05 0 0,33 0 10.27 16,4 0,006 0 0 0 0,014 0,046
941. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
942. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 6,41 10,26 9,02 7,76 1,95 3 0,02 0,02 0,011 0,012 0,003 0.008
943. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 ' 0,11 0,11 0 0 0 0 0 0 0 0
944. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 1,79 0,46 0 0 0 0 0,002 0,001 0 0
945. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 4,39 3,29 6,37 3,06 0,54 5 0,014 0,006 0,008 0,005 0,001 0,014
946. КЖОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 10,8 13,55 17,29 11,39 2,49 8 0,034 0.026 0.022 0,017 0,003 0,023
947. ТНК BP Саратовский НПЗ 249 429,1 8 693,0 2 558,62 655,25 241,3 0,784 0,838 0,87 0,84 0,903 0,682всего 249 429,1 8 693,0 2 558.62 655,25 241.3 0,781 0,838 0,87 0,84 0,903 0,682
948. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
949. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
950. Сибнефть Омский НПЗ 3,38 3,29 1,66 1,22 0.23 1,2 0,011 0,006 0,002 0,002 0 0,003всего 3,38 3.29 1,66 1,22 0,23 1.2 0,011 0,006 0.002 0,002 0 0,003итого 317,7 Я 511,9 7 796,2 2 665,15 725,83 35-1 1 1 1 1 1 1
951. Автобензин, поставки тыс, тонн Дотя рынка
952. Ульяновская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
953. Московский НПЗ 0,1 0 0,79 0 0,1 0 0,001 0 0,006 0 0,002 0всего 0,1 0 0.79 0 0,1 0 0,001 0 0,006 0 0,002 0
954. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 0,2 0.51 1,6 0,47 0.33 0 0,002 0,004 0.011 0,007 0,007 0
955. Славнефть-Ярославский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 0.2 0,51 1,6 0,47 оз 0 0,002 0,004 0,011 0,007 0.007 0
956. Рязанский НПЗ 0,05 0,15 0,05 0,05 0 0,4 0 0,001 0 0,001 0 0,007всего 0,05 0,15 0,05 0,05 0 0,4 0 0.001 0 0,001 0 0,007
957. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
958. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка нет 0 0 0 0 0
959. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,16 0 0,9 0,8 0,21 1,6 0,001 0 0,006 0,011 0.004 0,028
960. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 1,33 1,13 0,84 2.21 2,11 1 0,012 0,008 0,006 0,031 0,045 0,017
961. Лукойл Вогограднефтепереработка 0.05 0,57 0,15 0 0 0.1 0 0,004 0,001 0 0 0,002всего 1,54 1,7 1,89 3,01 232 2.7 0,014 0,012 0,013 0,042 0,049 0,047
962. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
963. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 4,43 12,17 14,02 6,33 6,3 21,2 0,04 0,085 0,098 0,089 0,133 0,369
964. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 2,64 7,41 14,81 6,7 6,66 10,1 0,024 0,052 0,104 0,095 0,141 0,176
965. Башнефтехим-Уфанефтехим 5,06 7,47 14.41 12.02 10.55 11,4 0,046 0,052 0,101 0,17 0.223 0,199всего 12,13 27,05 43,24 25,05 23,51 42,7 0,11 0,189 0.303 0,354 0,498 0,744
966. Салаватнефтеоргсинтез 1.94 1,13 2.25 6,09 3,91 1.8 0,018 0,008 0,016 0,086 0,083 0,031всего 1,94 1,13 2,25 6,09 3,91 1,8 0,018 0,008 0,016 0,086 0,083 0,031
967. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 5,84 0 0,87 0,05 0,16 0,2 0,053 0 0,006 0,001 0,003 0,003всего 5,84 0 0,87 0,05 0,16 0,2 0,053 0 0,006 0,001 0,003 0,003
968. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
969. ЮКОС Новркуйбышевский НПЗ 22,54 17,19 6.34 10,77 9.09 0,9 0,205 0,12 0,044 0,152 0,192 0,016
970. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
971. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 2 0 0 0 0 0 0,014 0 0 0
972. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 13,93 18,13 18,15 22,08 6,6 7,1 0,126 0,127 0,127 0,312 0,14 0,124
973. КЖОС-Сызранский НПЗ 39,67 51,01 47,5 0 0,12 0 0,36 0,356 0,333 0 0,003 0всего 76,14 86,33 73,99 32,85 15.81 8 0,691 0,603 0,519 0,464 0,335 0,139
974. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0.25 3,06 0 0 0 0,4 0,002 0,021 0 0 0 0,007всего 0,25 3,06 0 0 0 0,4 0,002 0.021 0 0 0 0,007
975. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
976. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
977. Сибнефть Омский НПЗ 11,84 23,3 17,2 3.29 0,99 1.2 0,108 0,163 0,121 0,046 0,021 0,021всего 11,84 23,3 17.2 3,29 0.99 1,2 0,108 0,163 0.121 0,046 0,021 0,021
978. ИТОГО 110,1 3 143,2 3 142,6 7 70,86 47,23 57,4 1 1 1 1 1 1
979. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
980. Чувашская р. 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
981. Московский НПЗ 0,99 0,16 5,4 1,46 4,1 0 0,013 0,002 0,07 0,017 0,032 0всего 0,99 0,16 5,4 1,46 4,1 0 0.013 0.002 0,07 0,017 0,032 0
982. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 5.21 1,47 0,35 0,05 0 0,1 0,07 0,021 0,005 0,001 0 0,001
983. Славнефть-Ярославский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 5,21 1,47 0.35 0,05 0 0,1 0,07 0.021 0,005 0,001 0 0,001
984. Рязанский НПЗ 0 0,32 0,17 0.51 0,06 0 0 0,004 0,002 0,006 0 0всего 0 0,32 0,17 0,51 0,06 0 0 0 00-1 0,002 0,006 0 0
985. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0,05 0 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0всего 0,05 0 0 0 0 0 0.001 0 0 0 0 0
986. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 0,93 0,31 0 0 0 0 0.013 0,004 0 0 0 0
987. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 6,87 6.53 20.8 33,61 95,13 41,5 0.093 0,092 0,271 0,394 0,741 0,44
988. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 27,3 21,76 1,05 0 0 0,1 0,368 0,305 0,014 0 0 0.001
989. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,16 0,24 0,1 0 0 0,3 0,002 0,003 0,001 0 0 0,003всего 35.26 28,84 21,95 33,61 95,13 41,9 0,475 0,405 0,286 0,394 0,741 0,444
990. Марийский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
991. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 6,02 7,87 8,57 4,55 2,79 18 0,081 0,11 0,112 0,053 0,022 0,191
992. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 4,32 6,24 6.97 10,63 2,07 12,5 0,058 0.088 0,091 0,125 0,016 0,133
993. Башнефтехим-Уфанефтехим 7,6 6,96 9,02 21,26 10.24 19,9 0,102 0,098 0.117 0,25 0,08 0,211всего 17,94 21,07 24,56 36,44 15,1 50,4 0,242 0,296 0.32 0,428 0,118 0,534
994. Салаватнефтеоргсинтез 2,91 1,82 3,16 5,35 2,52 0,2 0,039 0,026 0,041 0,063 0.02 0,002всего 2.91 1,82 3,16 5,35 2,52 0,2 0,039 0.026 0.041 0,063 0,02 0,002
995. TH К-Орскнефтеоргси нтез 0,53 0 0 0 0,32 0 0,007 0 0 0 0,002 0всего 0,53 0 0 0 0,32 0 0,007 0 0 0 0.002 0
996. Нижнекамский НПЗ 0,43 0 0 0 0 0 0,006 0 0 0 0 0всего 0,43 0 0 0 0 0 0,006 0 0 0 0 0
997. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 6,62 10,32 4,22 2,18 2.5 0.1 0,089 0,145 0,055 0.026 0,019 0,001
998. ЮКОС Ачинский НПЗ нет 0 0 0 0 0
999. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0 0 0 0 0
1000. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 1.39 3 5 0,1 0 0,7 0,019 0,042 0,065 0,001 0 0,007
1001. КЖОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 8,01 13,32 9,22 2,28 2,5 0,8 0,108 0,187 0,12 0,027 0,019 0,008
1002. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,15 0,27 0 0 0 0,2 0,002 0,004 0 0 0 0,002всего 0,15 0,27 0 0 0 0,2 0,002 0,004 0 0 0 0,002
1003. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1004. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1005. Сибнефть Омский НПЗ 1,8 3,8 6,61 4,04 4,55 0.7 0,024 0,053 0,086 0.047 0,035 0,007всего 1.8 3,8 6,61 4,04 4,55 0.7 0,024 0,053 0,086 0,047 0.035 0,007итого 74,27 71.23 76,82 85.2 128,38 94.3 1 I 1 1 1 1
1006. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынкар.Мордовия 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1007. Московский НПЗ 0.04 0 21 09 0.21 0,53 0 0,001 0.003 0.014 0,003 0,01 0всего 0,04 0,21 0,9 0.21 0,53 0 0.001 0,003 0,014 0,003 0.01 0
1008. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 0.81 0,44 0.11 0 0,1 0,2 0,011 0.007 0,002 0 0,002 0,003
1009. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0.81 0,44 0.11 0 0,1 0,2 0,011 0,007 0,002 0 0.002 0.003
1010. Рязанский НПЗ 0 1,16 0.14 0,16 0,9 1,4 0 0,019 0,002 0,003 0,017 0.024всего 0 1.16 0.14 0,16 0,9 1,4 0 0,019 0,002 0.003 0,017 0,024
1011. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0,11 0 0,11 0 0 0 0,002 0 0.002 0 0 0всего 0,11 0 0,11 0 0 0 0.002 0 0.002 0 0 0
1012. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 7,83 0 0 0 0 0 0,111 0 0 0 0 0
1013. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 8,37 3,42 22,86 17,86 5,26 5,2 0,118 0,056 0.346 0,286 0,099 0,089
1014. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 9,95 15.33 4,42 0 0 0,3 0,141 0,25 0,067 0 0 0,005
1015. Лукойл Вогограднефтепереработка 1,32 0,49 0,16 0 0 0,1 0,019 0,008 0,002 0 0 0,002всего 27,47 19.24 27.44 17.86 5.26 5,6 0,388 0,314 0,415 0,286 0,099 0.096
1016. Марийский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1017. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 3,26 3,08 4,9 5.59 2,18 9,7 0,046 0.05 0.074 0,089 0,041 0,166
1018. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 1,12 2.33 4,32 10,57 5.88 11.5 0,016 0.038 0,065 0,169 0,111 0,196
1019. Башнефтехим-Уфанефтехим 1,54 2.25 5,19 7.19 3,53 15,4 0,022 0.037 0.078 0,115 0,067 0.263всего 5,92 7,66 14.41 23.35 11,59 36,6 0,084 0,125 0.218 0,374 0,219 0,625
1020. Салаватнефтеоргсинтез 3,04 2,63 0,82 5.5 4,71 0 0,043 0,043 0,012 0,088 0,089 0всего 3.04 2,63 0,82 5.5 4,71 0 0,043 0,043 0.012 0.088 0,089 0
1021. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 1,21 1,37 0,05 0 0.44 0 0,017 0,022 0,001 0 0.008 0всего 1,21 1,37 0,05 0 0,44 0 0,017 0,022 0,001 0 0,008 0
1022. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1023. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 12,91 6,63 3,99 7,55 10.16 2,7 0,182 0,108 0,06 0.121 0,192 0,046
1024. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0,11 0,11 0 0 0 0 0,002 0,002 0 0
1025. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания нет 0 0 0 0 0
1026. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 7,82 9 5,3 5,01 16,9 2.5 0,11 0,147 0,08 0,08 0,319 0,043
1027. ЮКОС-Сызранский НПЗ 3 0,05 0 0 0 0 0,042 0,001 0 0 0 0всего 23,73 15.68 9,4 12,67 27,06 5,2 0,335 0,256 0,142 0,203 0.511 0.089
1028. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0 0,11 0 0 0 7,3 0 0,002 0 0 0 0,125всего 0 0,11 0 0 0 7,3 0 0,002 0 0 0 0,125
1029. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1030. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1031. Сибнефть Омский НПЗ 8.43 12,54 11,87 2,54 1.79 2,3 0,119 0,205 0,179 0,041 0,034 0,039всего 8,43 12,54 11,87 2,54 1,79 2,3 0,119 0,205 0,179 0,041 0,034 0,039
1032. ИТОГО 70.8 61,25 66,15 62,5 52,91 58.6 1 1 1 1 1 1
1033. Автобензин, поставки тыс. тони Доля рынка
1034. Челябинская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 20051. Московский НПЗ нет всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1035. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 0,38 0 0 0 0 0,1 0,001 0 0 0 0 0
1036. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,38 0 0 0 0 0,1 0.001 0 0 0 0 0
1037. Рязанский НПЗ 0 0,15 0,21 0,08 0 о,! 0 0 0 0 0 0всего 0 0.15 0.21 0,08 0 0,1 0 0 0 0 0 0
1038. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 0,68 0,05 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0всего 0,68 0,05 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0
1039. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 0,15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1040. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,48 0 0,04 0,12 0,2 1 0,001 0 0 0 0 0,002
1041. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 122,3 9 153,7 6 225,4 3 268,74 206.32 81 0,192 0,279 0,401 0,431 0,321 0,152
1042. Лукойл Вогограднефтепереработка 62,08 0 0 1,91 0 0 0,097 0 0 0,003 0 0всего 185,1 153,7 6 225,4 7 270,77 206,52 82 0,29 0,279 0,401 0,434 0.321 0,154
1043. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1044. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 143,6 4 114,2 3 62.39 77,89 106,06 139,2 0.225 0,207 0,111 0,125 0,165 0,261
1045. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 97,3 86,88 86,17 61,95 106,06 81 0,152 0,158 0,153 0,099 0,165 0,152
1046. Башнефтехим-Уфанефтехим 73,36 72,83 64,19 86.06 92,56 104,3 0,115 0,132 0,114 0,138 0,144 0,196всего 314,3 273,9 4 212,7 5 225,9 304,68 324,5 0,492 0,497 0,378 0,362 0,474 0,609
1047. Салаватнефтеоргсинтез 79,5 69,79 50,63 60,55 49,38 20,9 0,125 0.127 0,09 0 097 0,077 0,039всего 79,5 69,79 50,63 60.55 49,38 20,9 0,125 0,127 0,09 0,097 0,077 0,039
1048. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 13.31 0 12,2 17,27 14,02 23,7 0,021 0 0,022 0,028 0,022 0,044всего 13.31 0 12,2 17,27 14,02 23,7 0,021 0 0.022 0,028 0,022 0,044
1049. Нижнекамский НПЗ 0,11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1050. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 8,03 3,98 1,82 0,53 0,2 0,1 0,013 0,007 0,003 0,001 0 0
1051. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0,47 0,47 0 0 0 0 0,001 0,001 0 0
1052. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0,41 0 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0
1053. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 3,8 3,08 4,41 0,49 0 0,2 0,006 0,006 0,008 0,001 0 0
1054. ЮКОС Стрежевской 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1055. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 12,24 7,06 6.7 1,49 0.2 0,3 0,019 0,013 0,012 0,002 0 0,001
1056. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,11 0,68 0 0 0 0,1 0 0,001 0 0 0 0всего 0,11 0,68 0 0 0 0,1 0 0,001 0 0 0 0
1057. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1058. Роснефть-Комсомольский НПЗ нет #знл Ч! 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1059. Сибнефть Омский НПЗ 32,55 45,97 54,74 47,22 67,77 81,5 0,051 0,083 0,097 0,076 0,105 0,153всего 32,55 45,97 54,74 47,22 67,77 81,5 0,051 0,083 0,097 0,076 0,105 0,153
1060. ИТОГО 638,2 8 551,4 562,7 623,28 642,57 533.2 1 1 1 1 1 1
1061. Автобетин, поставки тыс. тонн До т рынка
1062. Свердловская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1063. Славнефть- ЯрославнефТеоргсинтез 0,28 0,15 0 0.05 0 0 0 0 0 0 0 0
1064. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,28 0,15 0 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0
1065. Рязанский НПЗ 0 0 4,55 0,65 0 0 0 0 0,006 0.001 0 0всего 0 0 4,55 0,65 0 0 0 0 0,006 0,001 0 0
1066. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 7,69 1,47 1,38 0 0 0 0,013 0,002 0.002 0 0 0всего 7,69 1,47 1,38 0 0 0 0,013 0,002 0.002 0 0 0
1067. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 0,17 0 0 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0
1068. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,81 0 0.23 0,05 0,41 1.5 0.001 0 0 0 0,001 0,002
1069. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 215,9 7 217.2 258,2 3 232,1 195,47 217.3 0.353 0.298 0,313 0.289 0,242 0,28
1070. Лукойл Вогограднефтепереработка 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 216,9 5 217,2 258,4 6 232,15 195,88 218,9 0.355 0,298 0,313 0,29 0,242 0,282
1071. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1072. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 21,31 14,31 13.17 15,44 30,43 26,7 0,035 0,02 0,016 0,019 0,038 0,034
1073. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 27,48 16,89 13,9 11.42 34,83 19,8 0,045 0.023 0,017 0,014 0,043 0,026
1074. Башнефтехим-Уфанефтехим 17,51 9,44 9,8 14,98 31,65 35,5 0,029 0,013 0,012 0,019 0,039 0,046всего 66.3 40,64 36,87 41,84 96,91 82 0.108 0,056 0,045 0,052 0.12 0,106
1075. Салаватнефтеоргсинтез 13,44 9.33 2,76 9,96 8,57 1,8 0,022 0,013 0,003 0,012 0,011 0,002всего 13,44 9,33 2,76 9,96 8.57 1.8 0,022 0.013 0,003 0,012 0,011 0,002
1076. ТНК-Орскнес{)теоргсинтез 9,06 0 49,92 21,53 15,83 16,7 0,015 0 0,061 0,027 0 02 0,022всего 9,06 0 49,92 21,53 15,83 16,7 0,015 0 0,061 0,027 0,02 0,022
1077. Нижнекамский НПЗ 0,54 0,05 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0всего 0,54 0.05 0 0 0 0 0,001 0 0 0 0 0
1078. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 10,98 4.15 0,46 0,15 0,98 0 0,018 0.006 0.001 0 0.001 0
1079. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1080. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0.21 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1081. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 14,87 2,38 0,72 0,75 0 0,6 0,024 0,003 0,001 0,001 0 0,001
1082. ЮКОС Стрежевской нет 0 0 0 0 0
1083. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 26,06 6,53 1,18 0,9 0,98 0,6 0,043 0,009 0.001 0,001 0.001 0,001
1084. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,06 0 0 0 0 2,5 0 0 0 0 0 0,003всего 0.06 0 0 0 0 2,5 0 0 0 0 0 0,003
1085. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1086. Роснефть-Комсомольский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1087. Сибнефть Омский НПЗ 270,8 5 453,0 8 469,8 8 494,66 489,72 453,6 0,443 0.622 0,57 0,617 0,606 0.584всего 270,8 5 453,0 8 469,8 8 494,66 489,72 453,6 0,443 0,622 0,57 0,617 0,606 0.584
1088. Московский НПЗ 611,2 3 728,4 5 825 801,74 807,89 776,1 1 1 1 1 1 1
1089. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
1090. Тюменская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1091. Московский НПЗ 0,05 0,1 0,12 0,07 0,58 0 0 0 0 0 0,001 0всего 0,05 0,1 0,12 0,07 038 0 0 0 0 0 0,001 0
1092. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 27,99 35,19 26,63 17,74 11,45 10,7 0,05 0,059 0,045 0,036 0,019 0,017
1093. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 27,99 35,19 26,63 17,74 11,45 10,7 0.05 0,059 0,045 0,036 0,019 0,017
1094. Рязанский НПЗ 98,26 36,78 6,08 7,86 5,14 3,5 0,175 0,062 0,01 0,016 0,009 0,006всего 98,26 36,78 6,08 7,86 5,14 3.5 0,175 0,062 0.01 0.016 0,009 0,006
1095. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 14,76 9,13 9,08 0,36 4,27 0 0,026 0,015 0,015 0,001 0,007 0всего 14,76 9,13 9,08 036 4,27 0 0,026 0,015 0,015 0,001 0,007 0
1096. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 6,86 0,1 0,15 0 7,08 26 0,012 0 0 0 0,012 0,042
1097. ЛУКОЙЛ- Ниже городнефтеоргсинтез 1,91 0,06 0,08 0 0,19 5,3 0,003 0 0 0 0 0,009
1098. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 84,01 104,4 8 85,6 95,1 112,97 115,7 0,15 0,176 0,144 0,193 0,192 0,186
1099. Лукойл Вогограднефтепереработка 0 0,11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 92,78 104,7 5 85,83 95,1 120,24 147 0,166 0.177 0,144 0,193 0,204 0,236
1100. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1101. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 20,06 28,93 21.25 13.85 24.55 19.3 0,036 0,049 0,036 0,028 0,042 0,031
1102. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 26,25 33.93 25,56 9,94 21,84 16,5 0,047 0,057 0,043 0,02 0,037 0,026
1103. Башнефтехим-Уфанефтехим 7,57 25,22 15,82 8,66 15,82 11,4 0,014 0,043 0,027 0,018 0,027 0.018всего 53,88 88,08 62,63 32,45 62,21 47,2 0,096 0,149 0,105 0,066 0,106 0,076
1104. Салаватнефтеоргсинтез 4,92 10,85 11,62 14,07 14,17 1,3 0,009 0.018 0,02 0,029 0,024 0,002всего 4,92 10,85 11,62 14,07 14,17 1.3 0,009 0,018 0,02 0,029 0,024 0,002
1105. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,23 0 25,11 20,03 20,19 29,9 0 0 0,042 0,041 0,034 0,048всего 0,23 0 25,11 20,03 20,19^ 29,9 0 0 0,042 0,041 0,034 0,048
1106. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1107. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 11,79 11.94 3,14 1,65 3.11 4,9 0.021 0,02 0.005 0,003 0,005 0,008
1108. ЮКОС Ачинский НПЗ 18,6 15,6 4,08 4,08 0 0 0.033 0.026 0,007 0,008 0 0
1109. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0,86 0 0 0 0 0 0,002 0 0 0 0 0
1110. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 5,68 9.18 9,34 0,07 0 3,6 0,01 0,015 0.016 0 0 0,006
1111. ЮКОС Стрежевской 2,1 6,68 7,62 11,34 1,55 0 0,004 0,011 0,013 0,023 0,003 0
1112. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 39.03 43,4 24.18 17,14 4,66 8,5 0,07 0,073 0,041 0,035 0.008 0,014
1113. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 4,81 1,98 0 0 0 1,6 0,009 0,003 0 0 0 0.003всего 4.81 1.98 0 0 0 1,6 0,009 0,003 0 0 0 0,003
1114. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет #ЗН АЧ! 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1115. Роснефть-Комсомольский НПЗ нет #ЗН Ч! 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1116. Сибнефть Омский НПЗ 223,3 5 262,8 5 344,4 3 286,81 3-16,37 373,7 0,399 0,443 0,578 0,583 0,588 0,599всего 223Л 5 262,8 5 344,4 3 286.81 34637 373,7 0,399 0,443 0,578 0,583 0,588 0,599итого 560,0 6 593,1 1 595,7 1 491,63 589,28 623,4 1 1 1 1 1 1
1117. Автобензин, поставки тыс. тонн До1Я рынка
1118. Курганская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 20051. Московский НПЗ нет всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1119. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 1.31 1.47 0 0 0 0 0,019 0,013 0 0 0 0
1120. Славнефть-Ярославский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 1.31 1,47 0 0 0 0 0.019 0,013 0 0 0 0
1121. Рязанский НПЗ 0 0 0 0,22 0,09 0 0 0 0 0,002 0,001 0всего 0 0 0 0,22 0,09 0 0 0 0 0,002 0,001 0
1122. Сургутнефтегаз- Киришинефтёоргсинтез (КИНЕФ) 0.34 0 22 0,11 0 0 0 0.005 0,002 0,001 0 0 0всего 0,34 0,22 0,11 0 0 0 0,005 0,002 0,001 0 0 0
1123. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1124. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0.22 0,17 0 0,05 0,11 0 0,003 0,001 0 0 0,001 0
1125. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 7,41 13,26 20,44 23,67 18,53 0 0,108 0,114 0,2 0,235 0.227 0
1126. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,27 0 0 0 0 0 0,004 0 0 0 0 0всего 7,9 13,43 20,44 23,72 18,64 0 0,115 0,116 0,2 0,235 0 228 0
1127. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1128. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 8,79 9,6 15,81 10,25 5,06 6,9 0,128 0,083 0.155 0,102 0.062 0.091
1129. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 5,46 16.23 10,69 9,19 8,4 2,6 0.079 0,14 0,105 0,091 0,103 0.034
1130. Башнефтехим-Уфанефтехим 16,57 44.9 23,19 18,38 13,06 7,4 0,241 0,386 0,227 0,182 0,16 0 098всего 30,82 70,73 49,69 37,82 26,52 16,9 0,448 0,609 0,487 0,375 0,325 0.223
1131. Салаватнефтеоргсинтез 2,25 1.85 1,86 11,66 1,74 0,2 0.033 0,016 0,018 0,116 0,021 0,003всего 2,25 1,85 1,86 11,66 1,74 0.2 0,033 0,016 0,018 0,116 0,021 0,003
1132. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 1,11 0 1.33 0,71 1,01 0,8 0,016 0 0,013 0,007 0,013 0011всего 1,11 0 1.33 0,71 1,04 0.8 0.016 0 0,013 0,007 0,013 0,011
1133. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1134. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0,18 0,35 0 0.05 0 10,8 0,003 0,003 0 0 0 0,143
1135. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1136. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1137. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,06 0.1 0 0,04 0 17 0.001 0,001 0 0 0 0.225
1138. ЮКОС Стрежевской нет 0 0 0 0 0
1139. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0,24 0,45 0 0,09 0 27,8 0,003 0,004 0 0,001 0 0.367
1140. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,89 0 0 0 0 0 0,013 0 0 0 0 0всего 0,89 0 0 0 0 0 0,013 0 0 0 0 0
1141. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1142. Роснефть-Комсомольский НПЗ нет 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1143. Сибнефть Омский НПЗ 23,89 28,06 28,67 26.52 33,62 30 0,347 0,241 0,281 0,263 0,412 0,396всего 23,89 28,06 28,67 26.52 33,62 30 0,347 0.241 0.281 0,263 0,412 0,396итого 68,75 116,2 1 102.1 100,74 81,65 75,7 1 1 1 1 1 1
1144. Автобепзин, поставки тыс. тонн Дая рынка
1145. Ленинградская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1146. Московский НПЗ 0,81 1,51 48,67 71,67 105,98 5.2 0.001 0,002 0,043 0,06 0,084 0,004всего 0 0 0 0 0 0
1147. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 179,4 3 155,9 8 213,3 9 249,61 227.8 232.9 0,198 0,161 0,19 0,209 0,18 0,179
1148. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1149. Рязанский НПЗ 7,63 23,14 24,69 33,4 10,12 7,9 0,008 0,024 0,022 0,028 0,008 0,006всего 0 0 0 0 0 0
1150. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 336,2 5 528,1 4 563,6 5 504,4 620,91 647,4 0,372 0,544 0,501 0,423 0,49 0,4971. Всего 0 0 0 0 0 0
1151. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 41,57 39,55 9,89 26,83 50,6 0,046 0,041 0,009 0 0,021 0,039
1152. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 28.32 29,11 63,64 86,57 126,66 147,3 0,031 0,03 0.057 0,073 0,1 0,113
1153. ЛУКОЙЛ- . Пермнефтеоргсинтез 112,2 2 35,82 96,46 126,2 80,94 126,3 0,124 0,037 0,086 0.106 0,064 0,097
1154. Лукойл Вогограднефтепереработка 1,06 0.26 0,1 0,001 0 0 0 0 0всего 183,1 7 104,4 8 170,2 5 212,77 234,43 0,203 0.108 0.151 0,178 0,185 0
1155. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1156. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 49,48 31,24 20,01 15,6 4,51 14,4 0,055 0,032 0,018 0,013 0.004 0,011
1157. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 44.01 49,68 14,82 10,45 4,57 15,7 0,049 0,051 0,013 0,009 0,004 0,012
1158. Башнефтехим-Уфанефтехим 14,26 17,57 14 11,6 1,47 15,2 0,016 0,018 0,012 0,01 0,001 0,012всего 107,7 5 98,49 48,83 37,65 10,55 0,119 0,102 0,043 0.032 0,008 0
1159. Салаватнефтеоргсинтез 12,38 19,4 10,31 6,24 9,17 1,8 0,014 0,02 0,009 0,005 0,007 0,001всего 0 0 0 0 0 0
1160. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 1.49 4,11 4,91 0,29 0,3 0,002 0 0,004 0.004 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1161. Нижнекамский НПЗ 0,05 0,43 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1162. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 42,01 11,92 3,75 21,76 12,76 8,5 0,046 0,012 0,003 0,018 0,01 0,007
1163. ЮКОС Ачинский НПЗ 0.88 0,88 0 0 0,001 0,001 0 0
1164. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0,27 2,96 1.2 0 0 0,003 0 0 0.001
1165. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 21,48 9,14 4,14 2,58 3,31 4,2 0,024 0,009 0.004 0,002 0,003 0,003
1166. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0,44 1,1 1,05 0 0 0 0,001 0,001 0всего 63,76 21.5 11,73 26,32 17,12 0.071 0,022 0,01 0,022 0,014 0
1167. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 6,43 4,89 0,8 0,007 0,005 0 0 0 0,001всего 0 0 0 0 0 0
1168. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1169. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1170. Сибнефть Омский НПЗ 4,83 12,35 28,34 46,32 31.5 22.5 0,005 0,013 0,025 0,039 0.025 0,017всего 0 0 0 0 0 0
1171. ИТОГО 903,9 8 970,3 1 1123, 97 1193,2 9 1267,8 7 1302, 3 1 1 1 1 1 1
1172. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
1173. Архангельская область 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1174. Московский НПЗ 0,36 2.17 8,93 10.39 0,1 0,003 0 0,021 0,114 0,091 0,001
1175. Всего 0,36 0 2.17 8,93 10.39 0.1 0,003 0 0,021 0,114 0,091 0,001
1176. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 47.99 53,83 53.41 45,27 57.83 30.2 0,418 0,466 0,527 0,58 0,507 0.21
1177. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0
1178. Всего 47,99 53,83 53.41 45,27 57,83 30.2 0,418 0,466 0,527 0,58 0,507 0,21
1179. Рязанский НПЗ 0,21 4,51 1.28 1,86 2,16 3.1 0.002 0,039 0,013 0,024 0,019 0,022
1180. Всего 0,21 4.51 1,28 1,86 2,16 3.1 0,002 0.039 0,013 0,024 0,019 0,022
1181. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 7.08 0,75 0,05 0,22 1,41 0,3 0,062 0.006 0 0,003 0,012 0,002
1182. Всего 7,08 0,75 0,05 0,22 1,41 0.3 0,062 0,006 0 0,003 0,012 0,002
1183. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 38,28 35,61 12,24 26,54 34.3 0,333 0,308 0,121 0 0.232 0,238
1184. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 5,34 0,29 4.8 2,9 6,73 7,6 0,046 0,003 0,047 0,037 0,059 0,053
1185. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 3,85 2,34 0,63 0,06 0,18 0,7 0,034 0,02 0,006 0,001 0,002 0,005
1186. Лукойл Вогограднефтепереработка 0.05 0.05 0.05 0 0 0 0 0 0всего 47.52 38.29 17.72 2.96 33,45 42,6 0,413 0,331 0,174 0,038 0,293 0,296
1187. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1188. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 1.41 1,97 7.02 4.92 2.4 0,8 0,012 0,017 0,069 0,063 0,021 0.006
1189. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 2,09 1.11 4.38 1,88 1.5 1,5 0,018 0,01 0,043 0,024 0,013 0,01
1190. Башнефтехим-Уфанефтехим 2,7 3.38 8,87 6,53 1,9 1,9 0,024 0,029 0,087 0,084 0,017 0.013всего 6,2 6,46 20,27 13,33 5.8 4,2 0,054 0,056 0,199 0,171 0.051 0.029
1191. Салаватнефтеоргсинтез 0,11 0,65 0,43 2,26 1,04 0.3 0,001 0,006 0,004 0,029 0.009 0.002всего 0.11 0,65 0,43 2,26 1,04 0,3 0.001 0,006 0,004 0,029 0,009 0,002
1192. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,06 0,37 0,4 0 0 0,001 0 0,003 0,003всего 0 0 0,06 0 0,37 0,4 0 0 0,001 0 0,003 0,003
1193. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1194. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0.91 0,45 0,13 25 0,008 0.004 0 0,002 0 0.174
1195. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0
1196. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0
1197. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,72 0,34 0,11 0,06 0,11 36,3 0,006 0,003 0,001 0.001 0,001 0,252
1198. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 1,63 0,79 0,11 0,19 0,11 61,3 0,014 0,007 0.001 0,003 0,001 0,426
1199. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,74 0.5 0,006 0 0 0 0 0,003всего 0,74 0 0 0 0 0.5 0.006 0 0 0 0 0,003
1200. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1201. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1202. Сибнефть Омский НПЗ 3,05 10,3 5,91 3,01 1.61 0,9 0,027 0,089 0,058 0,039 0,014 0,006всего 3,05 10,3 5,91 3,01 1.61 0,9 0,027 0,089 0,058 0,039 0,014 0,006итого 114,8 9 115,5 8 101,4 1 78,03 114,17 143,9 1 1 1 1 1 1
1203. Автобензип, поставки тыс. тонн До w рынка
1204. Вологодская 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1205. Московский НПЗ 0,21 0.98 1,31 1,19 1,44 0 0,001 0,006 0.008 0,007 0,007 0всего 0,21 0,98 1,31 1,19 1,44 0 0.001 0,006 0.008 0,007 0,007 0
1206. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 43,38 44,77 60,35 73,9 68,32 50,3 0,248 0.26 0.352 0,458 0.309 0,262
1207. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 43,38 44.77 60,35 73,9 68,32 50.3 0,248 0.26 0,352 0,458 0,309 0,262
1208. Рязанский НПЗ 10 8.84 5,21 1,29 3,14 0,7 0,057 0,051 0,03 0,008 0,014 0,004всего 10 8,84 5,21 1,29 3,14 0.7 0,057 0,051 0.03 0,008 0,014 0,004
1209. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 7,54 1,86 0,9 0,67 0,34 0,2 0,043 0,011 0,005 0,004 0,002 0,001всего 7,54 1,86 0,9 0,67 0.34 0,2 0,043 0,011 0,005 0,004 0,002 0,001
1210. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 31,94 50,58 17,39 39,7 25 0,183 0,294 0,101 0 0,18 0,13
1211. ЛУКОЙЛ- Нижегороднёфтеоргсинтез 14,66 7,89 43,6 38,25 93,71 97,4 0,084 0,046 0.254 0,237 0.425 0,508
1212. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 54,32 41,07 30,46 39,41 10,41 14,6 0,311 0,239 0,177 0,244 0,047 0.076
1213. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,11 0,05 0,001 0 0 0 0 0всего 101,0 3 99,54 91,5 77,66 143,82 137 0,579 0,579 0,532 0,482 0,652 0,714
1214. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1215. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 6.6 5,06 4.2 1,42 0,38 0,1 0,038 0,029 0,024 0,009 0,002 0,001
1216. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 1.63 2,86 5,28 0,4 0,47 0,6 0,009 0,017 0,031 0,002 0,002 0,003
1217. Башнефтехим-Уфанефтехим 1,16 1,66 1,22 1,02 0,56 0,8 0,007 0,01 0,007 0,006 0,003 0,004всего 9,39 9,58 10,7 2,84 1.41 1,5 0,054 0.056 0,062 0,017 0.007 0,008
1218. Салаватнефтеоргсинтез 0,12 0,91 0.27 2,3 1,3 0,3 0,001 0,005 0,002 0,014 0,006 0,002всего 0,12 0,91 0,27 2,3 1.3 0,3 0,001 0,005 0,002 0,014 0,006 0,002
1219. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,16 0,11 0,001 0 0 0 0 0всего 0,16 0 0 0 0,11 0 0,001 0 0 0 0 0
1220. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1221. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0.89 1.35 0,52 0,4 0,005 0,008 0,003 0 0 0,002
1222. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0
1223. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0
1224. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,65 0,21 0.21 0,5 0,004 0,001 0,001 0 0 0.003
1225. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0,5 0 0 0 0 0 0,003всего 1,54 1,56 0,73 0 0 1,4 0.009 0,009 0,004 0 0 0,008
1226. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,1 1,44 0,1 0,001 0,008 0 0 0 0,001всего 0,1 1,44 0 0 0 0,1 0.001 0,008 0 0 0 0,001
1227. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1228. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1229. Сибнефть Омский НПЗ 1,38 2,53 0,71 1,35 0,87 0,3 0,008 0,015 0,004 0.008 0,004 0,002всего 1,38 2,53 0,71 1,35 0.87 0,3 0,008 0.015 0,004 0,008 0,004 0,002
1230. ИТОГО 174,8 5 172,0 1 171,6 8 161,2 220,75 191,8 1,002 1 0,999 0.998 1,001 1,002
1231. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
1232. Мурманская 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1233. Московский НПЗ 0.1 0,1 4,82 6,89 1,94 0 0,001 0,001 0,048 0.07 0,02 0всего 0,1 0,1 4,82 6,89 1.94 0 0,001 0.001 0,048 0.07 0,02 0
1234. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 30,15 21,81 31,95 40,31 41,84 40,8 0,359 0.249 0,317 0 409 0.441 0,331
1235. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 30,15 21,81 31,95 40,31 41,84 40,8 0 359 0,249 0,317 0,409 0,441 0,331
1236. Рязанский НПЗ 0,67 1,06 0,14 1,57 2.83 4,3 0,008 0,012 0.001 0,016 0 03 0 035всего 0,67 1,06 0,14 1.57 2,83 4,3 0.008 0,012 0,001 0,016 0.03 0.035
1237. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 20,59 22,97 5,98 5,19 10,74 9.3 0,245 0.262 0,059 0 053 0,113 0,075всего 20,59 22,97 5,98 5,19 10,74 9,3 0,245 0,262 0,059 0,053 0.113 0,075
1238. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепёреработка 10,36 11,57 3,04 5,73 8,7 0,123 0,132 0,03 0 0,06 0,071
1239. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 2,98 3,99 13,91 13,27 11,51 8.4 0,035 0,045 0.138 0,135 0 121 0,068
1240. ЛУКОИЛ- Пермнефтеоргсинтез 7,42 4,4 6,17 11,31 6,02 4,5 0,088 0.05 0,061 0,115 0.063 0,037
1241. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,11 0,05 0.3 0,001 0 0 0 0 0,002всего 20,87 19,96 23,17 24,58 23,26 21,9 0,248 0,228 0,23 0,249 0 245 0,178
1242. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1243. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 1,96 3.45 10,58 7,05 3,62 1.9 0,023 0,039 0,105 0,072 0.038 0,015
1244. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 3,4 5,07 8,33 2,25 3,5 6,7 0,04 0,058 0,083 0,023 0.037 0,054
1245. Башнефтехим-Уфанефтехим 1.19 3,36 7,29 3,51 1.25 0,7 0.014 0,038 0,072 0,036 0,013 0 006всего 6,55 11,88 26.2 12.81 8.37 9,3 0,078 0,135 0,26 0,13 0.038 0,075
1246. Салаватнефтеоргсинтез 0,76 0,49 3,74 2,85 0,83 0,8 0,009 0.006 0.037 0,029 0,009 0,006всего 0.76 0,49 3,74 2,85 0,83 0,8 0 009 0,006 0,037 0,029 0,009 0.006
1247. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,33 0,22 0,1 0 0 0 0,003 0,002 0.001всего 0 0 0 0,33 0,22 0,1 0 0 0 0,003 0,002 0.001
1248. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1249. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0,85 2,08 0,37 1,44 1,12 20 0,01 0,024 0.004 0,015 0,012 0,162
1250. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0
1251. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0
1252. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 1.25 1,29 0,47 0,54 13,6 0,015 0.015 0,005 0 0,006 0,11
1253. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0,17 0,05 0 0,002 0 0 0 0всего 2.1 3,54 0,89 1,44 1,66 33,6 0.025 0,04 0,009 0,015 0,017 0 273
1254. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,75 0,2 0,009 0 0 0 0 0,002всего 0,75 0 0 0 0 0,2 0,009 0 0 0 0 0,002
1255. Краснодарский НПЗ -Краснод а рЭкоНефть 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1256. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1257. Сибнефть Омский НПЗ 1,45 5,89 4,04 2,63 3,25 2,9 0,017 0,067 0,04 0,027 0,034 0.024всего 1,45 5,89 4,04 2.63 3,25 2,9 0.017 0,067 0 04 0,027 0,034 0,024
1258. ИТОГО 83,99 87,7 100,9 3 98,27 94,72 123,1 1 1 1 1 1 1
1259. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
1260. Калининградская 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1261. Московский НПЗ 10,56 6,1? 2.57 0 0 0 0,055 0.041 0,02 0всего 0 0 10,56 6,18 2,57 0 0 0 0,055 0,041 0,02 0
1262. Славнефть-. Ярославнефтеоргсинтез 5,8 14,13 21,86 21,11 8,91 36,3 0,048 0,106 0,114 0,139 0,068 0,194
1263. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 5,8 14,13 21,86 21,11 8,91 36,3 0,048 0,106 0,114 0.139 0,068 0,194
1264. Рязанский НПЗ 3,71 2,53 4,2 0 0 0 0.024 0,019 0.022всего 0 0 0 3,71 2,53 4,2 0 0 0 0,024 0,019 0.022
1265. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 33.89 55,76 57,82 46,8 32,82 15,9 0.281 0,42 0,301 0.308 0,249 0 085всего 33,89 55.76 57,82 46,8 32,82 15,9 0,281 0,42 0,301 0,308 0,249 0,085
1266. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 0 0 0 0 0 0
1267. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 6,06 23,29 51,52 47,74 59.34 72,3 0.05 0.175 0,268 0,315 0,451 0,387
1268. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 33,39 9,64 6,87 0,47 0.277 0,073 0,036 0,003 0 0
1269. Лукойл Вогоград нефтепереработка 0,27 0,002 0 0 0 0 0всего 39,72 32,93 58,39 48,21 59,34 72,3 0.329 0,248 0,304 0,318 0,451 0,387
1270. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1271. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 7,86 4,03 3.66 4,27 1,8 0.065 0,03 0,019 0,028 0 0,01
1272. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 3,69 5 6.43 1,31 0,16 7,8 0,031 0,038 0,033 0.009 0,001 0.042
1273. Башнефтехим-Уфанефтехим 1,11 0,94 2,9 6,69 1,8 0 0,008 0,005 0.019 0,051 0,01всего 11,55 10.14 11,03 8,48 6,85 11,4 0,096 0.076 0,057 0,056 0,052 0,061
1274. Салаватнефтеоргсинтез 0,44 6,23 2,6 0,004 0 0,032 0 0 0,014всего 0,44 0 6,23 0 0 2,6 0,004 0 0,032 0 0 0,014
1275. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1276. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1277. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 4,32 11,22 11.88 9,11 9,98 11,3 0,036 0,084 0,062 0,06 0,076 0,06
1278. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0
1279. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0
1280. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 23,77 7.23 11,74 7,8 8,36 31,5 0,197 0,054 0,061 0,051 0,064 0,169
1281. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0,17 1,5 0,16 0,23 0 0,001 0,008 0,001 0,002 0всего 28,09 18,62 25,12 17,07 18.57 42,8 0,233 0,14 0,131 0,113 0,141 0,229
1282. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,15 0,2 0 0.001 0 0 0 0,001всего 0 0,15 0 0 0 0.2 0 0.001 0 0 0 0,001
1283. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1284. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1285. Сибнефть Омский НПЗ 1,23 1,09 0,96 0,16 U 0,01 0,008 0,005 0,001 0 0,006всего 1,23 1,09 0.96 0,16 0 1,1 0,01 0,008 0,005 0,001 0 0,006
1286. ИТОГО 120,7 2 132,8 2 191,9 7 151.72 131,59 186,8 1 1 1 1 1 1
1287. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынка
1288. Новгородская 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1289. Московский НПЗ 2,21 7,73 0,9 0 0 0 0,036 0.108 0,015 0всего 0 0 2,21 7,73 0,9 0 0 0 0,036 0 108 0,015 0
1290. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 0 0 0 0 0 0
1291. Славнефть-Ярославский НПЗ 25,76 8,01 9,03 7.54 4,31 9 0,316 0.126 0,148 0,106 0,073 0,134всего 25,76 8,01 9,03 7,54 4.31 9 0,316 0,126 0,148 0,106 0.073 0,134
1292. Рязанский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1293. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 25,92 38.53 29,58 25,08 25,9 23.9 0,318 0,607 0,484 0.351 0,438 0,355всего 0 0 0 0 0 0
1294. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 5,94 1.8 0,17 3,84 3.4 0,073 0,028 0,003 0 0,065 0,05
1295. ЛУКОИЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 4.2 1,7 3,09 5,68 11,8 12,7 0,051 0,027 0,051 0,08 0,2 0.188
1296. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 2,95 1 1 2,29 5.19 3,2 0,036 0,016 0,016 0,032 0,088 0,047
1297. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,04 0,04 0 0,001 0,001 0 0 0всего 13,09 4,54 4,3 7,97 20,83 19,3 0,16 0,072 0,07 0,112 0.353 0,286
1298. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1299. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 7,91 4,02 6,24 4,45 1,67 1,5 0.097 0,063 0,102 0,062 0,028 0,022
1300. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 1,66 2,67 5,02 7,99 2.93 2,5 0 02 0.042 0,082 0.112 0,05 0,037
1301. Башнефтехим-Уфанефтехим 0,62 0,65 2,57 5,64 1,94 4,3 0,008 0,01 0,042 0.079 0 033 0.064всего 10,19 7.34 13.83 18,08 6,54 8,3 0,125 0,116 0,226 0,253 0,111 0,123
1302. Салаватнефтеоргсинтез 0,87 0,8 0,48 2.1 0 011 0 0 0,011 0.008 0.031всего 0,87 0 0 0,8 0,48 2,1 0,011 0 0 0,011 0,008 0 031
1303. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0.27 0,3 0,003 0 0 0 0 0.004всего 0,27 0 0 0 0 0,3 0,003 0 0 0 0 0,004
1304. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1305. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 4,02 0,82 0.24 0,33 0,11 1,1 0,049 0,013 0,004 0,005 0,002 0.016
1306. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0
1307. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0
1308. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 1,29 0,3 0,8 0,12 1,2 0,016 0,005 0,013 0,002 0 0.018
1309. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0,06 0 0 0 0,001 0 0всего 5,31 1.12 1,04 0,51 0,11 2,3 0,065 0,018 0,017 0,007 0,002 0,034
1310. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,22 0,003 0 0 0 0 0всего 0,22 0 0 0 0 0 0,003 0 0 0 0 0
1311. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1312. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1313. Сибнефть Омский НПЗ 3.91 1,13 3.68 2,2 0 0.062 0,018 0,052 0 0,033всего 0 3,91 1,13 3,68 0 2,2 0 0,062 0,018 0,052 0 0,033итого 81,63 63,45 61,12 71,39 59,07 67,4 1 1 1 1 1 I
1314. Автобепзин, поставки тыс. тонн Доля рынка
1315. Псковская 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1316. Московский НПЗ 2,11 5,02 0.27 6,5 0 0 0,018 0,047 0,003 0,039 0всего 0 2.11 5,02 0.27 6,5 0 0 0,018 0,047 0,003 0,039 0
1317. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 16,15 23,01 28,87 22.25 21,69 21 0.151 0,193 0,269 0.236 0,131 0,082
1318. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 16,15 23,01 28,87 22.25 21,69 21 0.151 0,193 0.269 0,236 0,131 0,082
1319. Рязанский НПЗ 5,2 9,95 12,02 4.35 6.66 8Д 0.049 0,084 0,112 0.046 0,04 0,031всего 5.2 9,95 12,02 4.35 6,66 8,1 0,049 0,084 0,112 0,046 0,04 0 031
1320. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 39,49 48,01 32,64 29,3 29,75 33 0,37 0,403 0.304 0.31 0,18 0,128всего 39,49 48.01 32,64 29,3 29,75 33 0,37 0,403 0.304 0.31 0,18 0,128
1321. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 6,79 6,48 1,08 3,85 3,2 0,064 0,054 0,01 0 0,023 0,012
1322. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 4,82 8.84 9,97 13.46 12,66 14.3 0,045 0,074 0,093 0.142 0,077 0,056
1323. ЛУКОЙЛ- Пермнефтеоргсинтез 19,25 4.25 3,59 4,78 2.51 2,8 0.181 0,036 0,033 0,051 0,015 0,011
1324. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,04 0,05 0,1 0 0 0 0 0 0всего 30,9 19,57 14,69 18.24 19,02 20,4 0.29 0,164 0,137 0,193 0,115 0,079
1325. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1326. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 1,68 4.84 3,17 3,47 10,25 22,7 0.016 0,041 0,03 0.037 0,062 0,088
1327. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 1,3 3,66 3.88 2,83 62,45 64,6 0,012 0,031 0,036 0.03 0,378 0.251
1328. Башнефтехим-Уфанефтехим 0.52 0,41 3.41 10,1 4,93 54,7 0,005 0,003 0,032 0,107 0,03 0.213всего 3,5 8.91 10,46 16,4 77,63 142 0,033 0,075 0.097 0.174 0,47 0,552
1329. Салаватнефтеоргсинтез 6,07 0,71 1,17 0,76 21,1 0,057 0 0,007 0,012 0,005 0,082всего 6,07 0 0,71 1,17 0,76 21,1 0,057 0 0,007 0,012 0.005 0.082
1330. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,07 0.38 1,02 0 0 0,001 0,004 0,006 0всего 0 0 0,07 0,38 1,02 0 0 0 0,001 0,004 0,006 0
1331. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1332. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 3,14 1,3 0,84 1,13 5 0,029 0,011 0.008 0,012 0 0.019
1333. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0
1334. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0
1335. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,68 1,02 0,63 0,52 1,22 2.3 0,006 0,009 0.006 0,006 0,007 0,009
1336. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0,05 0 0 0 0,001 0 0всего 3,82 2.32 1,47 1,7 1,22 7.3 0,036 0,019 0,014 0,018 0,007 0,028
1337. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,1 0,21 1,9 0,001 0,002 0 0 0 0,007всего 0.1 0,21 0 0 0 1,9 0,001 0,002 0 0 0 0,007
1338. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭ^оНефть 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1339. Афипский филиал ООО Профит-4 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1340. Сибнефть Омский НПЗ 1,41 4,92 1,49 0,41 1,06 2,4 0,013 0,041 0,014 0,004 0,006 0,009всего 1.41 4,92 1,49 0,41 1,06 2,4 0,013 0.041 0,014 0.004 0,006 0,009
1341. ИТОГО 106,6 4 119,0 1 107,4 4 94,47 165,31 257,2 1 1 1 1 I 1
1342. Автобензин, поставки тыс. тонн Доля рынкареспублика Карелия 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1343. Московский НПЗ 0,05 7,65 2,71 0,62 0,21 0 0,001 0,082 0,026 0,007 0.002 0всего 0.0S 7,65 2.71 0,62 0,21 0 0.001 0,082 0,026 0,007 0,002 0
1344. Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез 15,16 7,68 18,57 14,09 11.2 33,2 0.154 0,082 0,176 0.153 0.126 0,378
1345. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 15,16 7,68 18,57 14,09 11.2 33,2 0,154 0,082 0,176 0,153 0,126 0,378
1346. Рязанский НПЗ 60,97 54,74 49.59 42,02 27,76 21.3 0619 0,584 0,469 0,457 0,311 0.242всего 60,97 54,74 49.59 42,02 27,76 21,3 0.619 0,584 0,469 0,457 0,311 0.242
1347. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 6,01 5,18 3.26 6,74 10,39 3,7 0,061 0,055 0,031 0,073 0,117 0,042всего 6,01 5,18 3.26 6,74 10,39 3,7 0,061 0,055 0,031 0,073 0,117 0,042
1348. ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка 1,48 5,89 1.7 6,97 7.5 0,015 0,063 0,016 0 0,078 0,085
1349. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,43 3.39 14.23 11,46 9,03 7,8 0,004 0,036 0,135 0,125 0,101 0.089
1350. ЛУКОЙЛ- . Пермнефтеоргсинтез 2,33 1.93 4,86 9,37 5,43 3,1 0,024 0,021 0,046 0,102 0,061 0,035
1351. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,05 0 0 0 0 0 0всего 4,24 11.21 20,84 20,83 21.43 18,4 0,043 0,12 0.197 0,227 0,24 0,209
1352. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0 0
1353. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 2.26 0,9 0,95 0.68 0,96 0,2 0,023 0,01 0,009 0,007 0.011 0,002
1354. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 3.12 1,09 2,16 0,49 0,83 0,3 0,032 0,012 0,02 0,005 0,009 0,003
1355. Башнефтехим-Уфанефтехим 3,06 3,94 1,42 1,09 0.57 0,4 0,031 0,042 0,013 0,012 0,006 0,005всего 8,44 5,93 4.53 2.26 2.36 0,9 0,086 0,063 0.043 0.025 0,026 0,01
1356. Салаватнефтеоргсинтез 0.12 0,62 0,39 0.29 0,6 0,001 0 0.006 0,004 0,003 0,007всего 0.12 0 0,62 0,39 0,29 0,6 0,001 0 0,006 0.004 0,003 0,007
1357. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0.76 5,34 2,91 13.87 6,5 0,008 0 0,05 0,032 0,156 0,074всего 0.76 0 5,34 2,91 13,87 6,5 0,008 0 0.05 0,032 0,156 0,074
1358. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1359. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 1.61 0,36 0,17 0,4 0,016 0,004 0 0,002 0 0,005
1360. ЮКОС-Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0
1361. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0
1362. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,42 0,06 0,4 0,004 0 0 0 0,001 0,005
1363. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 2,03 0,36 0 0,17 0.06 0,8 0,021 0,004 0 0,002 0,001 0,009
1364. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0,46 0,41 2,1 0,005 0.004 0 0 0 0,024всего 0,46 0,41 0 0 0 2,1 0,005 0,004 0 0 0 0,024
1365. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1366. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1367. Сибнефть Омский НПЗ 0,2 0,63 0,36 1,89 1,59 0,4 0,002 0.007 0,003 0,021 0,018 0,005всего 0,2 0,63 0,36 1.89 1,59 0,4 0,002 0.007 0,003 0,021 0,018 0,005итого 98,44 93,79 105,7 7 91.92 89,16 87,9 1 1 1 1 1 1
1368. Аетобензин, поставки тыс. тонн Доля рынкареспублика Коми 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1369. Московский НПЗ 0,05 0,3 0 0 0 0 0 0,002 0всего 0 0 0,05 0 0,3 0 0 0 0 0 0,002 0
1370. Спавнефть- Ярославнефтеоргсинтез 1,69 2,84 1,47 3,18 2,55 0,5 0,014 0,019 0,005 0,009 0,019 0,003
1371. Славнефть-Ярославский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 1,69 2,84 1,47 3,18 2,55 0,5 0,014 0,019 0,005 0.009 0,019 0,003
1372. Рязанский НПЗ 0.25 0,05 0.11 0,05 0 0 0.002 0 0 0 0всего 0 0,25 0,05 0,11 0,05 0 0 0.002 0 0 0 0
1373. Сургутнефтегаз- Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ) 5,59 0,48 0,16 0,11 0.045 0,003 0,001 0 0 0всего 5,59 0,48 0,16 0,11 0 0 0.045 0,003 0.001 0 0 0
1374. ЛУКОИЛ- Ухтанефтепереработка 112,8 141,3 4 299,8 9 333,97 121.85 144,3 0,906 0.93 0,971 0.96 0.896 0,963
1375. ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез 0,59 0,15 1,14 1,04 1,7 1,5 0,005 0.001 0,004 0,003 0,013 0,01
1376. ЛУКОЙЛ- -Пермнефтеоргсинтез 2,28 3,77 0,95 0,29 0,14 0,018 0,025 0,003 0,001 0,001 0
1377. Лукойл Вогограднефтепереработка 0,05 0,2 0 0 0.001 0 0 0всего 115,7 2 145,2 6 302,1 8 335,3 123,69 145,8 0,929 0,956 0.979 0,963 0.91 0.973
1378. Марийский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1379. Башнефтехим-Уфимский НПЗ 0,12 0,49 0,42 0,66 1,38 0,4 0,001 0,003 0.001 0,002 0,01 о.ооч
1380. Башнефтехим-Ново-Уфимский НПЗ 0,39 0,58 0,6 1,91 0,4 0 0.003 0.002 0,002 0,014 0,004
1381. Башнефтехим-Уфанефтехим 0.59 0,84 0,58 1,48 1,57 0,6 0,005 0,006 0,002 0,004 0,012 0,004всего 0,71 1,72 1.58 2,74 4,86 1,4 0.006 0,011 0,005 0,008 0,036 0,009
1382. Салаватнефтеоргсинтез 0.3 0,1 0,9 3,36 3,31 1,6 0,002 0,001 0,003 0 01 0,024 0,011всего 0.3 0,1 0,9 3,36 3,31 1,6 0,002 0,001 0,003 0,01 0.024 0,011
1383. ТНК-Орскнефтеоргсинтез 0,05 0,18 0 0 0 0 0,001 0всего 0 0 0 0,05 0,18 0 0 0 0 0 0,001 0
1384. Нижнекамский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1385. ЮКОС Новокуйбышевский НПЗ 0.37 0,32 0,06 0,003 0,002 0 0 0 0
1386. ЮКОС Ачинский НПЗ 0 0 0 0 0 0
1387. ЮКОС Ангарская нефтехимическая компания 0 0 0 0 0 0
1388. ЮКОС Куйбышевский НПЗ 0,1 0 0 0 0 0 0,001
1389. ЮКОС-Сызранский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0,37 0,32 0 0,06 0 0,1 0,003 0,002 0 0 0 0.001
1390. СИДАНКО-Саратовский НПЗ 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1391. Краснодарский НПЗ -КраснодарЭкоНефть 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1392. Афипский филиал ООО Профит-4 (Краснодарнефтеоргсинтез) 0 0 0 0 0 0всего 0 0 0 0 0 0
1393. Сибнефть Омский НПЗ 0,18 0.94 2,3 3,12 0,98 0,4 0,001 0,006 0,007 0,009 0.007 0,003всего 0.18 0,94 2,3 3,12 0,98 0.4 0,001 0,006 0,007 0.009 0,007 0,003
1394. ИТОГО 124,5 6 151,9 1 308,6 9 348,03 135,92 149.8 1 1 1 1 1 1
Похожие диссертации
- Теория и методология устойчивых инновационных взаимодействий в неравновесных экономических системах
- Формирование комплексного механизма оценки эффективности инновационной деятельности предприятий
- Развитие системы управления инновационной деятельностью в Магаданской области
- Стоимостное управление предприятиями промышленности на основе инвестиций в инновационную деятельность
- Развитие механизмов активизации инновационной деятельности в нефтяном секторе