Для понимания  приоритетных задач, тенденций развития техники и технологий, на базе Компании создан научно–консультационный совет  из специалистов научного мира индустрии  масел и разных секторов промышленности. Инвестируя в науку, "ЛЛК-Интернешнл" качественно улучшает продуктовую линейку и увеличивает востребованность продукции со стороны потребителей.

Руководство ООО "ЛЛК-Интернешнл" нацелено на построение масляной компании мирового масштаба, которая работает согласно принципам рыночной экономики и готова к конкуренции с ведущими международными игроками на равноправной основе.

• Конкурентные  преимущества ООО "ЛЛК-Интернешнл":
• Лидер российского  рынка масел с высокой деловой  репутацией;
• Профессионализм и гибкость корпоративного управления;
• Высокое качество продукции, основанное на передовых производственных технологиях, качественном сырье и новейших рецептурах, которые применяются в изготовлении масел;
• Мощная современная производственная база в России и за рубежом;

Собственное производство присадок;

• Широкий ассортимент продукции для индустриальных потребителей, коммерческого и персонального транспорта;
• Возможность производства редких видов смазочных материалов;
• Помощь предприятиям в составлении оптимальной карты смазки (с учетом всех технических параметров оборудования и финансовых возможностей организации-заказчика) силами собственных квалифицированных технических специалистов и привлеченных аттестованных лабораторий;
• Оптимальное соотношение цены и качества продукции;
• Обширная сбытовая сеть во всех регионах России и за рубежом;

Производственные  мощности:

"ЛЛК-Интернешнл" управляет производством масел  на заводах Группы "ЛУКОЙЛ": ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" (ННОС), ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС" (ПНОС) и ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" (ВНП), ОАО "Петротел-ЛУКОЙЛ" (Румыния), АО "Тебойл" (Финляндия).

Масла ЛУКОЙЛ на российском и международном рынках:

На сегодняшний  день компания осуществляет реализацию масел в более чем 20 странах  мира: Украине, Молдове, Белоруссии, Азербайджане, Армении, Узбекистане, Казахстане, Туркменистане, Монголии, Румынии, Болгарии, Прибалтике и др. Планируется расширение сети продаж в странах Юго-Восточной Азии. К 2010 году ЛЛК–Интернешнл намерена занять 40% на рынке масел СНГ, 15%-ю долю на рынке Восточной Европы и не менее 5% рынка Юго-Восточной Азии.

Корпоративные клиенты:

Министерство  обороны РФ, Министерство сельского  хозяйства РФ, РАО "ГАЗПРОМ", ОАО "Российские железные дороги", ОАО "АвтоВаз", ОАО "КамАЗ", ООО  УК "Группа ГАЗ", РУП "МАЗ", ОАО "Сибур-Холдинг", ОАО "Амтел-Фредештайн", ОАО "Татнефть", ООО ТД "Евразхолдинг", ООО "УГМК-Холдинг", ОАО ГМК "Норильский Никель", ОАО "ММК", ОАО "НЛМК" и другие.

• Транспортировка

Транспортировка нефти, добываемой «ЛУКойлом» в России, осуществляется по большей части трубопроводами «Транснефти»

(Основные нефтепроводы

• Балтийская трубопроводная система (рабочая мощность 74 млн тонн в год)( месторождения нефти Тимано-Печерского, Западно-Сибирского и Урало-Поволжского районов с морским портом Приморск.)
• Нефтепровод Дружба (рабочая мощность 66,5 млн тонн в год) (Маршрут нефтепровода проходит от Альметьевска через Самару, Брянск до Мозыря, затем разветвляется на 2 участка: северный (по территории Белоруссии, Польши, Германии, Латвии и Литвы) и южный (по территории Украины, Чехии, Словакии и Венгрии).В систему входит 8900 км трубопроводов (из них 3900 км на территории России), 46 насосных станций, 38 промежуточных насосных станций, резервуарные парки которых вмещают 1,5 млн м³ нефти. По нефтепроводу в страны «дальнего зарубежья» ежегодно экспортируется 66,5 млн тонн, в том числе по северной ветке — 49,8 млн т.Российский отрезок трубопровода эксплуатируется компанией «Транснефть»; словацкий — компанией Transpetrol. В июле 2006 года на участках Унеча — Полоцк-1 и 2 в Брянской области произошла авария. В результате обследования аварийного участка трубы было решено снизить давление с 4 до 0,7 МПа и полностью остановить прокачку по северной ветке «Дружбы».Существует мнение, что настоящей причиной остановки северной ветки является продажа правительством Литвы НПЗ Mažeikių nafta польской PKN Orlen. В конечном итоге, нефть на Mažeikių nafta доставляется танкерами из порта Приморск. В связи с планами строительства БТС-II, которая позволяет обойти аварийный участок, северная ветка скорее всего никогда не будет использоваться, во всяком случае как часть «Дружбы». В то же время, существуют 2 проекта по использованию ветки:
1. в качестве продолжения нефтепровода Одесса — Броды для экспорта нефти через балтийские порты;
2. в реверсном режиме для поставок нефти в Белоруссию через терминалы Бутинге и Вентспилс.

14 мая 2008 года вице-премьер правительства России по промышленности Игорь Сечин прокомментировал просьбу литовского правительства о возобновлении поставок нефти из России на НПЗ следующим образом: «Какие к нам могут быть требования и претензии? Почему мы должны отдавать наши ресурсы?»)

• Участие в Каспийском трубопроводном консорциуме (28,2 млн тонн в год) (КТК) — международная акционерная компания, построившая и эксплуатирующая нефтепровод КТК, который соединяет месторождения Западного Казахстана (Тенгиз, Карачаганак) с российским побережьем Чёрного моря (терминал Южная Озереевка около Новороссийска).

 

Нефтепровод Тенгиз — Новороссийск

Протяжённость нефтепровода — 1510 км.

Мощность первой очереди — 28,2 млн тонн нефти в год, в том числе 22 млн тонн по нефти каспийского происхождения. Полная пропускная способность была достигнута к середине 2004 г. В ноябре 2004 года КТК начал принимать российскую нефть на Кропоткинской НПС в Краснодарском крае. Изначально проект разрабатывался с тем расчётом, что его первоначальная пропускная способность будет увеличена до 67 млн тонн нефти в год.

Для этого необходимо построить новые перекачивающие станции, нефтехранилища на терминале в районе Новороссийска и установить ещё одно выносное причальное устройство.

 Акционеры  консорциума:

• Россия — 24 %, Акции находятся в доверительном управлении АК «Транснефть» ([1])
• Казахстан — 19 %,
• Оман — 7 %,
• «Chevron Caspian Pipeline Consortium Company» — 15 %,
• LUKARCO B.V. (совместное предприятие ЛУКОЙЛа и British Petroleum) — 12,5 %,

В феврале — марте 2008 российские акционеры КТК отвергли предложение Chevron о начале финансирования проекта расширения КТК. Тем временем добыча на Тенгизском месторождении постепенно начинает превышать пропускную способность трубопровода КТК. В 2008 году оператор месторождения «Тенгизшевройл» предполагает добыть 25-26 млн тонн нефти (против ок. 14 млн тонн в 2007). В качестве альтернативного маршрута транспортировки тенгизской нефти в январе 2007 года «Тенгизшевройл», «Казмунайгаз» и Agip KCO (оператор месторождения Кашаган) достигли договорённости о создании Казахстанской каспийской системы транспортировки (ККСТ) начальной пропускной способностью 25 млн тонн. ККСТ будет включать трубопровод Ескене—Курык, систему танкерных поставок из порта Курыка в Баку и далее трубопроводом Баку—Тбилиси—Джейхан.

• Нефтепровод Баку — Новороссийск трубопровод для транспортировки каспийской нефти к российскому порту Новороссийск, расположенному на берегу Чёрного моря.

По состоянию  на 2008 год контролируется российской компанией «Транснефть». Главным конкурентом является нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан.

Нефть прокачиваемая  по трубопроводу продаётся в Новороссийске  под маркой Urals, разница в цене между Urals и Azeri light составляет порядка $3 (2006).[1] В январе 1997 года между Россией и Азербайджаном подписано соглашение, в котором определены объёмы и сроки прокачки нефти, Азербайджан обязался транспортировать 2,5-2,7 млн тонн нефти в год

  Основные продуктопроводы

• Нефтепродуктопровод Северный (рабочая мощность 8,4 млн тонн в год)
• Нефтепродуктопровод Южный

  Текущие проекты

Важнейшим текущим  проектом «Транснефти» является проектирование и строительство трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан» (30 млн тонн в первой очереди). нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с портами Приморского края России и обеспечить выход на рынки США и стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Планируемая общая протяжённость трубопровода — 4188 км.

• Балтийская трубопроводная система-II (35 млн т. в год) строящаяся система магистральных нефтепроводов, которая позволит связать нефтепровод «Дружба» с российскими морскими портами на Балтийском море по маршруту Унеча—Андреаполь—Усть-Луга (с ответвлением на Киришский НПЗ компании «Сургутнефтегаз») Ранее планировалось, что конечной точкой нефтепровода станет порт Приморск, а на Усть-Лугу пойдёт ответвление. В дальнейшем из проекта нефтепровода было также исключено и ответвление на Киришский НПЗ. 

Параметры

Мощность первой очереди трубопровода — 35 млн тонн нефти в год, с возможностью строительства в будущем ответвления на порт Усть-Луга мощностью 15 млн тонн нефти в год. Диаметр труб 1067 мм. Протяженность трубопровода — порядка 1300 км. Общая стоимость проекта оценивается в $2 млрд.[1]

  Предпосылки к созданию

Целью строительства  является снижение рисков от транзита нефти через другие страны. После  завершения проекта планируется  снизить экспортные поставки по участкам нефтепроводов «Дружба» Унеча — Полоцк и Унеча — Мозырь с 78,9 млн тонн в год до 41 млн тонн к 2010 году и до 27 млн тонн к 2015-му. [2]

В частности, участок  БТС-2 Унеча (НПС-1)—Андреаполь (НПС-5) дублирует аварийный участок нефтепровода Дружба Унеча—Полоцк, проходящий преимущественно по территории Белоруссии.[3]

Целесообразность  создания и альтернативные варианты

Новые и проектируемые  нефтепроводы России

Ряд специалистов выражает сомнения в целесообразности строительства БТС-2. Использование  системы нефтепровод «Дружба» — БТС-2 значительно увеличит расстояние для перекачки нефти по трубопроводам. Маршрут транспортировки нефти из Западной Сибири к Финскому заливу будет описывать гигантскую дугу, через среднее Поволжье (Самара) и Центрально-Черноземный район. Протяженность трубопроводной транспортировки будет составлять около 4 тыс. км, в то время как расстояние по прямой составляет 2,3 тыс. км, а при транспортировке через БТС-1 — около 3 тыс. км. Это выгодно только компании «Транснефть», доходы которой зависят от перекачанных тонно-километров.

Наиболее разумной альтернативой выглядит создание танкерных  терминалов на побережье Баренцева моря, в районах с благоприятными условиями для навигации. Такими районами являются Кольский полуостров (например, Мурманск, расстояние до нефтяных месторождений на севере Западной Сибири около 2000 км) и западное побережье архипелага Новая Земля (например, Белушья Губа, расстояние 1300 км).

• Вторая очередь НПП Северный (увеличение мощности до 17 млн т. в год)
• Мурманский нефтепровод связывающей месторождения нефти Западной Сибири с морским портом Мурманск. Проектная мощность нефтепровода — 80 млн тонн нефти в год.

Реализация проекта  позволит экспортировать российскую нефть  через незамерзающий глубоководный  порт Мурманск, который может принимать супертанкеры дедвейтом 300 тыс. тонн. Это делает рентабельным экспорт нефти на рынки Северной и Южной Америки, а также позволяет обойти естественное ограничение для существующих маршрутов экспорта нефти в виде Датских проливов, проливов Босфор и Дарданеллы или транзитных государств. Возможные маршруты

В обход Белого моря. От месторождений Западной Сибири в район Ухты и далее вдоль нефтепровода Ухта-Ярославль до НПС Нюксеница, и далее на северо-запад, огибая Белое море с юга, к Мурманску. Протяженность маршрута — 3600 км. Предварительная стоимость проекта — $4,5 млрд [2].

Через Белое  море. От месторождений Западной Сибири в район Усинск, далее нефтепровод должен пересечь Белое море по дну и далее до Мурманска. Протяженность маршрута — 2500 км. Предварительная стоимость проекта — $3,4 млрд [2].

Трубопроводный  тариф в период окупаемости для  первого маршрута предполагался на уровне $24,1 за тонну, для второго — $19,7.

  Перспективы

В ближайшей  перспективе проект не будет реализован по следующим причинам:

В России не ожидается  резкий рост добычи нефти, что ограничивает возможности ее экспорта.

Реализуются альтернативные маршруты экспорта нефти, прежде всего Восточный нефтепровод, а также расширение мощностей нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума со строительством Трансбалканского трубопровода, что позволяет обойти узкое место в виде проливов Босфор и Дарданеллы.

Мурманский нефтепровод интересен прежде всего с точки зрения экспорта нефти в США, но НПЗ США традиционно ориентированны на переработку легкой нефти[источник не указан 417 дней], в силу этого спрос на российскую нефть ограничен.

Вместе с тем, в дальней перспективе возможна реализация Мурманского нефтепровода по экономическим и/или политическим соображениям. 


  Показатели деятельности

За 2005 год трубопроводами компании было перекачано 453,8 млн тонн нефти. Запасы нефти в системе трубопроводов по состоянию на 30 сентября 2005 года составляли 27,3 млн тонн.

За 2006 год трубопроводами компании было перекачано 458,5 млн тонн, в том числе на экспорт было сдано 251,6 млн тонн, что на 2,2 млн тонн выше показателя 2005 года. [1]

Консолидированная выручка «Транснефти» по МСФО за 2007 год — 221,9 млрд руб. (за 2006 год — 202,4 млрд руб.), чистая прибыль — 64,7 млрд руб. (54,9 млрд руб.). Выручка по российским стандартам в 2006 году — 194,5 млрд руб., чистая прибыль — 3,5 млрд руб.)

, а также железнодорожным  и водным транспортом. Нефть,  добываемая на месторождениях компании в Казахстане, транспортируется, в том числе, через трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).

«ЛУКойлу» принадлежит  целый ряд нефтяных и нефтепродуктовых терминалов, используемых для экспорта нефти и нефтепродуктов:

• Терминал в порту Высоцк (Финский залив Балтийского моря) мощностью 10,7 млн т нефти и нефтепродуктов в год (на начало 2006 года).
• Терминал вблизи посёлка Варандей (Баренцево море) мощностью 1,5 млн т нефти в год — используется для отгрузки нефти, добываемой в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
• Терминал в порту Светлый на Балтийском море (Калининградская область) мощностью 6 млн т нефти и нефтепродуктов.
• Терминал «Астраханский» в посёлке Ильинка (Астраханская область) мощностью 2 млн т нефти и нефтепродуктов.

Сбыт

Сеть по сбыту  нефтепродуктов компании «ЛУКойл» охватывает 19 стран мира, включая Россию, страны СНГ (Азербайджан, Белоруссия, Грузия, Молдавия, Украина), государства Европы (Болгария, Венгрия, Кипр, Латвия, Литва, Польша, Сербия, Румыния, Хорватия,Чехия (на 2008 год 44 АЗС под торговой маркой JET), Эстония) и США. Компании принадлежит 199 нефтебаз и 5 830 автозаправочных станций.

Розничная продажа  нефтепродуктов осуществляется по большей  части под торговой маркой «ЛУКойл» (LUKOIL — за рубежом). В США часть заправочных станций компании работает под торговыми марками Getty и Mobil.

В июле 2008 года «ЛУКойл» договорился о покупке турецкой компании Akpet, которой принадлежит 693 АЗС, восемь нефтепродуктовых терминалов, пять хранилищ сжиженного природного газа, три авиатопливозаправочных комплекса и завод по производству и фасовке моторных масел на территории Турции. Сумма сделки составила немногим больше $500 млн.

[15:45 03.09.2010]

ТНК-BP, "ЛУКОЙЛ" и "Газпром  нефть" будут финансировать строительство нефтепровода

3 сентября. FINMARKET.RU - ТНК-BP, "ЛУКОЙЛ" и "Газпром  нефть" согласились финансировать  строительство нефтепровода Заполярное-Пурпе,  сообщил журналистам президент  АК "Транснефть" Николай Токарев.  Для этого будет создано юридическое лицо с участием "Транснефти" и вышеназванных компаний.Показатели деятельности

Среднесуточная  добыча углеводородов «ЛУКойла» в 2008 году составила 2,194 млн барр. н. э./сут; объём нефтепереработки — 1,127 млн барр./сут. Выпуск нефтепродуктов за 2008 год (без учета мини-НПЗ и сицилийских НПЗ ISAB) вырос по сравнению с 2007 годом на 7,4 % и составил 52,5 млн т. Общий объём реализации нефти и нефтепродуктов в 2008 году составил 134,7 млн т (рост на 2,1 % по сравнению с предыдущим годом).[24]

В 2007 году число сотрудников «ЛУКойла» выросло на 1,9 % до 151,4 тыс. человек по сравнению с 2006 годом (148,6 тыс.).[25][26].

Выручка компании за 2009 год по US GAAP составила $81,1 млрд (в 2008 году — $107,7 млрд), операционная прибыль — $9,8 млрд ($13,7 млрд), чистая прибыль — $7,1 млрд ($9,2 млрд).[27][24] 


Проект: Западная Курна-2 в Ираке

 
В 2009 году консорциум в составе группы «ЛУКОЙЛ» и норвежской компании Statoil стал победителем тендера на право  освоения месторождения Западная Курна-2. Оно является одним из крупнейших в мире неразрабатываемых месторождений и находится на юге Ирака, в 65 км к северо-западу от крупного портового города Басра.

Извлекаемые запасы месторождения составляют около 13 млрд барр. Основные продуктивные горизонты  месторождения – Мишриф, Ямама, Хасиб, Маудуд, Зубейр. Более 90% запасов сосредоточены в залежах Мишрифа и Ямамы. Месторождение было открыто в 1973 году. Его геологоразведка (сейсмика 2D и бурение разведочных скважин) производилась советскими геологическими и сервисными организациями. 


Н.Токарев отметил, что финансирование будут осуществлять участники совместного предприятия. Затем за счет льгот по тарифам "Транснефть" компенсирует нефтяникам их затраты  и постепенно выкупит этот пакет  у НК, уточнил он. Таким образом, "Транснефть" останется монопольно на этой трубе после того, как выплаты состоятся.

По словам главы "Транснефти", стоимость нефтепровода мощностью 12 млн тонн составит порядка 60 млрд рублей. Строительство будет  осуществляться в три этапа. "Транснефть" уже приступила к подготовке проекта.

Правительство РФ в конце апреля приняло предложение  министерства энергетики и "Транснефти" (TRNF) о проектировании и строительстве  магистрального нефтепровода по маршруту Заполярное-поселок Пурпе-Самотлор для транспортировки нефти из районов ЯНАО и севера Красноярского края.

Ранее сообщалось, что "Транснефть" планирует в 2012 году ввести нефтепровод Пурпе-Самотлор, соединяющий восточное и западное направление магистральной трубопроводной системы. Длина трубопровода Пурпе-Самотлор составит 429 км, пропускная мощность 25-50 млн тонн в год. Заполярное-Пурпе свяжет месторождения Ямала с нефтепроводом Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО). Первоначально предполагалось, что строительство первого трубопровода обойдется в 45 млрд рублей, второго - в 70 млрд рублей.

Предполагается, что в рамках реализации проекта  разработки Юрубчено-Тохомского месторождения  потребуется строительство магистрального нефтепровода Кучеткан-Тайшет (Иркутская  область), который свяжет регион с  трубопроводной системой Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО). Протяженность нефтепровода составит 600 км.