Главная Красота Коэффициент глубины переработки сырья относится к. Почему переработка нефти в России – одна из самых отсталых в мире? Смотреть страницы где упоминается термин Глубина переработки нефти, сырья

Коэффициент глубины переработки сырья относится к. Почему переработка нефти в России – одна из самых отсталых в мире? Смотреть страницы где упоминается термин Глубина переработки нефти, сырья

Модернизация нефтеперерабатывающих заводов стагнирует из-за падения маржи. В правительстве обсуждают меры поддержки отрасли, перспективы которой зависят от увеличения глубины переработки.

Торможение перевооружения

Программа технического переоснащения российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) запущена в 2011 году. Тогда были подписаны четырехсторонние соглашения между 12 нефтяными компаниями, Федеральной антимонопольной службой (ФАC), Ростехнадзором и Росстандартом.

Нефтяники обязались модернизировать свои НПЗ для выполнения давно назревшей задачи — перехода на производство более качественных видов нефтепродуктов, прежде всего для обеспечения их поставок на внутренний рынок. Первоначально сроком исполнения обязательств был установлен 2015 год. Однако, хотя с 2012 года нефтяники уже вложили в модернизацию более 900 млрд руб., процесс модернизации все еще далек от завершения.

Планы ввести в 2011-2015 годах 126 установок вторичной переработки сырья разрабатывались в период самых высоких цен на нефть и нефтепродукты. Тогда производители были щедры на инвестиции в сектор downstream, и программа по обновлению нефтеперерабатывающих мощностей была одной из самых масштабных в российском ТЭКе. Затем план был скорректирован — поставлена задача выпустить 115 установок вторичной переработки нефти за период 2011-2020 годов.

Сейчас модернизация НПЗ продолжается, но ее темп, взятый на старте, потерян. Такая ситуация характерна и для независимых заводов, и для крупных предприятий, принадлежащих вертикально интегрированным нефтяным компаниям.

Участники рынка и эксперты объясняют такое положение дел падением маржи нефтепереработки в течение нескольких последних лет. Особенно повлиял на доходность производства налоговый маневр, который вступил в силу в январе 2015 года. Он предусматривает снижение экспортных пошлин на нефть до 30% к 2017 году (с 42% на момент введения этой меры госрегулирования) с параллельным ростом ставки налога на добычу полезных ископаемых до 919 руб. за тонну в 2017 году (с 857 руб.). В результате выросла цена на нефть на внутреннем рынке, по которой ее закупают НПЗ. Уровень рентабельности производства нефтепродуктов, привел данные Росстата ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов, в январе—июне 2017 года немного подрос и составил 3,04%. А в прошлом году для некоторых НПЗ рентабельность была даже отрицательной, говорит эксперт энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Екатерина Грушевенко.

«Снижение цены нефти и изменение ставки экспортной пошлины, несомненно, оказали влияние на всю нефтепереработку, в том числе привели к изменению сроков реализации нескольких проектов в рамках четырехсторонних соглашений», — считает Дмитрий Баранов.

Модернизация как вызов

Одна из главных задач технического перевооружения российских НПЗ — повышение глубины переработки нефти. «Сейчас в России она составляет в среднем примерно 70-75%. Если планы модернизации НПЗ будут более или менее реализованы, то можно ожидать, что к 2025-2030 годам глубина переработки увеличится до 80-85%», — подсчитала Екатерина Грушевенко. В Европе этот показатель равен 85%, в США — 96%. Еще одной проблемой российской переработки можно назвать значительную долю дизельного топлива в топливной корзине российских НПЗ, объясняет Екатерина Грушевенко. «Столь значительный выпуск дизеля ориентирован на падающий по спросу и растущий по количеству игроков европейский рынок. Это создает неопределенность в будущем», — говорит она.

Переоборудование нефтеперерабатывающих заводов крайне актуально еще и по причине ухудшения сырьевой базы — нефть на разрабатываемых сейчас в России месторождениях становится более вязкой. При этом новых крупных НПЗ строится очень мало. «За последние годы можно вспомнить ввод в строй компанией «Танеко» (входит в группу компаний «Татнефть». — РБК +) Яйского НПЗ и некоторых других», — рассказывает аналитик компании IFC Markets Дмитрий Лукашов. По его мнению, низкие темпы роста строительства новых мощностей по переработке нефти обусловлены в том числе и тем, что на внешних рынках российская нефть гораздо более востребована, чем нефтепродукты.

Заместитель директора аналитического департамента компании «Альпари» Анна Кокорева обращает внимание также на влияние санкций на российскую нефтепереработку. По ее мнению, есть опасения того, что сроки реализации программы модернизации НПЗ будут и в дальнейшем отодвигаться, поскольку техническое перевооружение предприятий требует импортного оборудования. Тем не менее ситуация все же будет поэтапно развиваться, отмечает Анна Кокорева, ведь «обновление НПЗ позволит российским компаниям удерживать свои позиции на внешних рынках и поддерживать конкурентоспособность, а также увеличить объемы переработки». По итогам 2017 года эти объемы вряд ли вырастут, но «уже в 2018 году прирост будет ощутимый», предсказывает аналитик. А роста рентабельности переработки Анна Кокорева ожидает уже в 2017 году — в связи с ростом цен на нефть.

Новая поддержка

Правительство признает, что требующая высоких затрат модернизация крупнейших НПЗ в сочетании с увеличением налогового бремени сделала многие предприятия убыточными — об этом говорил, в частности, в мае замминистра энергетики Кирилл Молодцов. В связи с этим вопрос о финансовой поддержке отрасли со стороны государства за последний год поднимался уже несколько раз. Чтобы не останавливать техническое перевооружение и не допустить закрытия ряда заводов, которое грозило бы резким ростом цен на моторное топливо, летом текущего года Минэнерго направило в правительство предложения по предоставлению льгот переработчикам нефти. Например, это может быть снижение перекрестного субсидирования отрасли при перевозке нефти и нефтепродуктов по железной дороге. Кроме того, предлагается разработать специальную методику по снижению расходов на работу НПЗ. Методика, в частности, будет содержать ряд рекомендаций, которые позволят оптимизировать маршруты доставки нефти и готовой продукции с заводов. Кроме того, предполагается дать возможность модернизируемым НПЗ заключать с федеральными органами исполнительной власти инвестсоглашения с отсрочкой по уплате акцизов.

По оценке Минэнерго, продолжающееся переоснащение предприятий требует значительных вложений, поэтому нужно облегчить им налоговое бремя. ФАС раскритиковала это предложение министерства, и решение пока не принято. В частности, о том, что субсидировать переработчиков ради выполнения соглашений о модернизации — неверное решение, говорил начальник управления контроля ТЭК ФАС Дмитрий Махонин. «Спрашивается, а где было министерство, когда перекраивали параметры уже действующего налогового маневра?» — возмутился чиновник.

Впрочем, эксперты уверены, что государство должно так или иначе пойти навстречу нефтяникам и независимым НПЗ и помочь отрасли, благополучие которой имеет принципиальное значение для пополнения казны.

Установки на переработку

За 2011-2016 годы, по данным Минэнерго, введены в эксплуатацию 70 установок вторичной переработки нефти (в 2016-м — 12 установок).

В числе наиболее крупных проектов, завершенных в 2016 году, в Минэнерго называют строительство комплекса гидрокрекинга мощностью 3,5 млн т в год на «Волгограднефтепереработке» (ЛУКОЙЛ), строительство комплекса каталитического крекинга мощностью 1,2 млн т в год на Куйбышевском НПЗ («Роснефть»), строительство установок замедленного коксования мощностью 1,2 млн т на Антипинском НПЗ и мощностью 2 млн т на предприятии «Танеко» («Татнефть»).

В 2011-2020 годах должно быть введено в эксплуатацию 115 установок вторичной переработки нефти, к 2027 году — 131 установка.

оао «нк «Роснефть» - лидер российской нефтепереработки. В состав Компании входят 10* КРУПНЫХ нефтеперерабатывающих заводов в ключевых регионах, 30 % переработки нефти в РФ.

«Роснефть» осуществляет самую масштабную программу модернизации в РФ: свыше 30 проектов строительства, реконструкции установок вторичной переработки мощностью более 40 млн т в год.

* Включая "ЯНОС"

Нефтеперерабатывающие активы
ОАО «НК «Роснефть» в РФ

Модернизация НПЗ: статус выполнения

	Рязанская НПК	Ангарская НХК	Новокуйбышевский НПЗ	Сызранский НПЗ	Куйбышевский НПЗ	Комсомольский НПЗ	Туапсинский НПЗ	Ачинский НПЗ	Саратовский НПЗ	Эффект на выпуск нефтепродуктов
Первичная переработка
Вакуумный блок										Глубина переработки
Изомеризация										Бензин «Евро-5»
Кат. крекинг										Выход светлых
Гидроочистка										Топливо «Евро-5»
Риформинг										Бензин «Евро-5»
Алкилирование										Бензин «Евро-5»
Коксование*										Глубина переработки
Гидрокрекинг										Выход светлых
МТБЭ										Бензин «Евро-5»

* Замедленное коксование или флексикокинг.

Подготовка продукции
для транспортировки

Основные итоги 2015 г.

В 2015 г. на всех нефтеперерабатывающих заводах ОАО «НК «Роснефть» завершен масштабный комплекс технико-технологических мероприятий, которые позволили Компании полностью перейти на производство для российского рынка автобензинов и дизельного топлива только класса «Евро-5». Техническим регламентом Таможенного союза первоначально был установлен срок перехода к обороту на внутреннем рынке автобензинов и дизельного топлива класса «Евро-5» с 1 января 2016 г. Таким образом, обязательства Компании по переходу на выпуск бензина и дизельного топлива высшего экологического класса выполнены с опережением установленного графика.

Объем реализации нефтепродуктов и нефтехимии за 2015 г. по сравнению с 2014 г. увеличился на 1 % и составил 97,4 млн т. Рост продаж связан, в основном, с реализацией запасов, накопленных в 2014 г., и дополнительными эффективными трейдинговыми операциями, что позволило скомпенсировать некоторое снижение выпуска продуктов.

В рамках программы импортозамещения Компания начала производить и успешно эксплуатировать в нефтепереработке собственные катализаторы для риформинга и водородных установок. На всех установках каталитического крекинга осуществлен переход на использование только отечественных катализаторов.

В отчетном году Компания заключила ряд значимых контрактов на поставку нефти.

В 2015 г. ОАО «НК «Роснефть» и Китайская национальная химическая корпорация (China National Chemical Corporation, ChemChina) подписали долгосрочный контракт на поставку нефти сорта «ВСТО» объемом до 2,4 млн т в год сроком до июля 2016 г.

Был продлен долгосрочный договор на поставку нефти в Польшу на три года (с 1 февраля 2016 г. по 31 января 2019 г.), условия которого предусматривают увеличение поставок на объем до 25,2 млн т нефти.

Несмотря на ухудшение макроэкономических условий, Компания нарастила объем высокомаржинальных поставок нефти в восточном направлении (+18,5 %), увеличила объем продаж газа (3,8 %) и продукции нефтепереработки и нефтехимии. Таким образом, Компании удалось ограничить негативный эффект от снижения цен на нефть на 16,3 % в рублевом и на 47,3 % в долларовом выражении в 2015 г.

Компания в полном объеме исполняет обязательства по поставкам нефти по долгосрочным контрактам. Также перевыполняются все обязательства Компании по поставкам нефтепродуктов на внутренний рынок, увеличен объем поставок моторных топлив класса «Евро-4/5» в РФ на 30 % к 2014 г.

Нефтеперерабатывающие мощности Компании в 2015 г.

НПЗ	Проектная мощность на конец года, млн т	Объем переработки, млн т	Выход светлых
Туапсинский	12,0	9,6	51,2 %
Ачинский	7,5	6,3	55,5 %
Ангарская НХК	10,2	9,1	63,4 %
Комсомольский	8,0	7,0	58,2 %
Рязанская НПК	18,8	16,2	54,5 %
Саратовский НПЗ	7,0	6,1	44,9 %
«Славнефть-Янос»*	7,5	7,6	55,5 %
Самарская группа:	24,1	20,9	56,0 %
Новокуйбышевский	8,8	8,3	55,4 %
Куйбышевский	6,8	6,2	54,9 %
Сызранский	8,5	6,4	57,9 %
Мини-НПЗ	5,4	1,9	-
ЛИНИК	8,0	-	-
НПЗ СП ROG*	13,4	10,8	79,2 %
Мозырский НПЗ*	-	1,4	-

* В доле ОАО «НК «Роснефть».

Структура выпуска товарных нефтепродуктов, млн т

НПЗ	Нафта	Автобензин	Керосин	Дизельное топливо	Мазут	Прочие
Туапсинский	1,8	-	-	3,1	4,3	0,3
Ачинский	0,2	1,0	0,2	2,1	2,0	0,6
Ангарская НХК	0,2	1,3	0,5	3,0	2,1	0,8
Комсомольский	0,9	0,4	0,3	2,5	2,6	0,2
Рязанская НПК	0,5	2,9	1,1	4,0	4,9	2,2
Саратовский НПЗ	-	1,0	-	1,7	1,6	1,5
«Славнефть-Янос»*	0,2	1,3	0,6	2,0	2,5	0,5
Самарская группа:	0,7	3,3	0,4	7,0	6,5	1,5
Новокуйбышевский	0,3	1,3	0,4	2,6	2,2	0,8
Куйбышевский	0,2	0,9	-	2,1	2,3	0,2
Сызранский	0,2	1,1	-	2,3	2,0	0,5
Прочие (вкл. мини-НПЗ)	1,2	1,9	-	0,9	0,1	2,4
НПЗ СП ROG*	0,5	2,0	0,7	4,8	0,4	2,8

Нефтепереработка

55,3 %

выход светлых нефтепродуктов на НПЗ Компании в РФ в 2015 г.

66,5 %

глубина переработки на НПЗ Компании в РФ в
2015 г.

Компания является крупнейшим переработчиком нефти в России. Объем переработки на НПЗ РФ в 2015 г. составил 84,7 млн т, что явилось оптимальным уровнем для Компании в условиях сложившегося уровня спроса и ценовой конъюнктуры на нефть и нефтепродукты. При этом выход светлых нефтепродуктов вырос с 54,8 % в 2014 г. до 55,3 % в 2015 г., а глубина переработки - с 65,3 % в 2014 г. до 66,5 % в 2015 г. за счет увеличения выработки вакуумного газойля и оптимизации вторичных процессов.

Снижение общей нефтепереработки (вкл. зарубежные НПЗ Компании) до 96,9 млн т (–3 %) в 2015 г. по сравнению с 2014 г. связано прежде всего с перераспределением объемов в адрес более высокомаржинальных каналов реализации в условиях негативного влияния налогового маневра на рентабельность сегмента переработки и ухудшения макросреды, а также с временной приостановкой переработки Компании на Мозырском НПЗ по договору процессинга в I кв. 2015 г. и соответствующим перераспределением нефти в адрес более рентабельных каналов реализации.

В 2015 г. на российских НПЗ возрос объем производства моторных топлив класса «Евро-4/5», соответствующих требованиям Технического Регламента Таможенного Союза. В отчетном году доля производства бензинов класса «Евро-4/5» составила 95 %, дизельного топлива класса «Евро-4/5» - 73 %; по сравнению с аналогичными показателями 2014 г. 73 % и 54 % соответственно.

Основные достижения переработки за 2015 г.

84,7 млн т

объем переработки на НПЗ РФ

96,9 млн т

Объем общей переработки Компании (вкл. зарубеж ные НПЗ)

Деятельность Компании в области нефтепереработки в 2015 г. была направлена на обеспечение потребности рынка в качественных нефтепродуктах за счет продолжения реализации программы модернизации НПЗ и перехода на выпуск топлив экологического класса «Евро-5». Приоритетными направлениями деятельности являлись также импортозамещение и развитие собственной инженерно-технологической базы.

1. Реализация программы модернизации российских НПЗ

Продолжается выполнение программы модернизации НПЗ в РФ, которая предполагает строительство и реконструкцию технологических установок для повышения глубины переработки, выхода светлых нефтепродуктов, а также качества выпускаемых моторных топлив для обеспечения каналов сбыта Компании нефтепродуктами, соответствующими требованиям Технического регламента Таможенного союза.

2. Переход на выпуск моторных топлив «Евро-5»

В декабре 2015 г. на всех нефтеперерабатывающих заводах ОАО «НК «Роснефть» завершен масштабный комплекс технико-технологических мероприятий, которые позволили Компании полностью перейти на производство для российского рынка автобензинов и дизельного топлива только класса «Евро-5».

3. Импортозамещение, разработка и постановка на производство новых продуктов

В рамках программы импортозамещения Компания начала производить и успешно эксплуатировать в нефтепереработке собственные катализаторы для риформинга и водородных установок;
На всех установках каталитического крекинга на предприятиях Компании осуществлен переход на использование только отечественных катализаторов;
Разработана композиция смазывающей присадки к топливу РТ и ТС взамен импортной присадки «Хайтек-580». Присадка прошла испытания с положительными результатами;
На НПЗ Компании начато использование модернизированной депрессорной присадки ВЭС-410д производства Ангарского завода катализаторов и органического синтеза.

Новокуйбышевский НПЗ

ОАО «Новокуйбышевский НПЗ»

За 2015 г. завод переработал 8,3 млн т нефтяного сырья, произведено топлив «Евро-4/5» на 2,3 млн т больше показателя 2014 г. Показатель глубины переработки составил 70,9 %.

Основные инвестиции в 2015 г. были направлены на поддержание действующих мощностей, строительство комплекса гидрокрекинга-гидроочистки и ведение проектных работ по другим инвестиционным проектам модернизации завода.

Новокуйбышевский завод масел и присадок

В 2015 г. на производственной площадке завода продолжалась реализация Программы развития производства высококачественных масел по проектам строительства комплекса гидропроцессов (I и II этапы), а также велись работы по экологическим и инфраструктурным проектам.

Реализация Программы позволит достичь уровня устойчивого развития, повышения доходности бизнеса масел ОАО «НК «Роснефть» и конкурентоспособности продукции завода.

Куйбышевский НПЗ

За 2015 г. объем переработки нефтяного сырья составил 6,2 млн т, глубина переработки -
61,0 %. В 2015 г. произведено топлив экологического стандарта «Евро-4/5» на 2,3 млн т больше в сравнении с 2014 г.

В 2015 г. основные инвестиции были направлены на строительство установки каталитического крекинга со вспомогательными объектами и установки МТБЭ. Продолжались инвестиции в строительство установки гидроочистки вакуумного газойля, установок производства водорода и серы, а также в поддержание действующих мощностей.

Сызранский НПЗ

За 2015 г. объем переработки нефти составил 6,4 млн т, глубина переработки - 67,6 %, что на 1,6 п. п. выше 2014 г. Произведено топлив экологического стандарта «Евро-4/5» на 1,2 млн т больше по сравнению с 2014 г.

В 2015 г. основные инвестиции были направлены на реализацию комплексной программы модернизации завода, в том числе строительство комплекса каталитического крекинга, установки производства МТБЭ и комплекса гидроочистки дизельного топлива, а также на поддержание действующих мощностей.

В ноябре 2015 г. закончены работы по реконструкции установки каталитического риформинга ЛЧ-35 / 11‑600, в том числе по приведению ее к нормам промышленной безопасности.

Рязанская НПК

Объем переработки нефтяного сырья составил 16,2 млн т. Глубина переработки составила
68,6 %, что на 3,3 п. п. выше результата 2014 г.

В 2015 г. основные инвестиции направлялись на поддержание действующих мощностей, а также на продолжение реализации комплексной программы развития предприятия.

В рамках продолжающейся программы модернизации к настоящему моменту введены в эксплуатацию установка низкотемпературной изомеризации, установка КЦА, вакуумный блок ВТ-4, закончен первый этап реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива.

Саратовский НПЗ

За 2015 г. на предприятии переработано 6,1 млн т, глубина переработки составила 72,0 %.

В 2015 г. разрабатывалась программа перспективного развития предприятия, выполнялись проекты, связанные с поддержанием действующих мощностей.

Туапсинский НПЗ

ООО «РН-Туапсенефтепродукт»

За 2015 г. завод переработал 9,6 млн т, что на 1,0 млн т больше показателя 2014 г.

В 2015 г. инвестиции направлялись на реализацию проектов масштабной реконструкции завода, в том числе на строительство комплексов установок гидрокрекинга-гидроочистки и риформинга-изомеризации с сопутствующими объектами общезаводского хозяйства.

В 2015 г. введены в эксплуатацию вакуумный блок установки ЭЛОУАВТ-12, что позволило обеспечить производство и реализацию вакуумного газойля, а также ряд объектов общезаводского хозяйства.

Ачинский НПЗ

За 2015 г. объем переработки нефтяного сырья составил 6,3 млн т. Глубина переработки составила 66,1 %.

С 2015 г. все моторные топлива производятся в соответствии с требованиями Технического регламента Таможенного союза. Моторных топлив стандартов «Евро-4» и «Евро-5» в 2015 г. произведено на 0,8 млн т больше, чем в 2014 г.

В 2015 г. основные инвестиции были направлены на реализацию комплексной программы модернизации завода, в том числе строительство комплекса гидрокрекингагидроочистки, а также на поддержание действующих мощностей и восстановление установки ЛК-6Ус.

Ангарская НХК

За 2015 г. на предприятии было переработано 9,1 млн т нефти, показатель глубины переработки достиг 73,8 %, что на 1,4 % выше показателя 2014 г. Увеличение производства топлив экологического класса «Евро-4/5» по сравнению с 2014 г. составило 0,9 млн т, в том числе выпуск автобензинов класса «Евро-4/5» вырос на 0,7 млн т.

В декабре 2015 г. завершено строительство установки по производству МТБЭ, что будет способствовать дальнейшему росту объемов производства экологически чистых топлив
в 2016 г.

В 2015 г. основные инвестиции были направлены на реализацию комплексной программы модернизации завода, в т. ч. на проекты строительства установок гидроочистки бензина каталитического крекинга, сернокислотного алкилирования и комплекса гидроочистки дизельного топлива с сопутствующими объектами общезаводского хозяйства, а также на поддержание действующих мощностей.

Комсомольский НПЗ

За 2015 г. объем переработки нефтяного сырья составил 7,0 млн т, глубина переработки -
62,8 %, что выше показателя 2014 г. на 2,0 п. п. Моторных топлив экологического стандарта «Евро-4/5» произведено на 0,2 млн т больше, чем в 2014 г.

В 2015 г. основные инвестиции были направлены на реализацию комплексной программы модернизации завода, в том числе строительство комплекса гидрокрекинга-гидроочистки, а также на поддержание действующих мощностей.

В 2015 г. проводился монтаж металлоконструкций и оборудования установок гидрокрекинга-гидроочистки, производства серы, водорода, строительство объектов общезаводского хозяйства.

Начата реализация проекта строительства нефтепровода-отвода «ВСТО–Комсомольский НПЗ» со всей необходимой инфраструктурой. Строительство объектов будет осуществляться силами ОАО «АК «Транснефть».

Восточная НХК

Работы и финансирование проекта ВНХК в 2015 г. осуществлялись в соответствии с утвержденным Советом директоров ОАО «НК «Роснефть» графиком реализации проекта.

Распоряжением Правительства Российской Федерации № 2602‑р от 17.12.2015 г. были утверждены меры государственной поддержки («Дорожная карта»), направленные на оказание содействия реализации стратегического инвестиционного проекта строительства Восточного нефтехимического комплекса.

В настоящее время продолжаются проектно-изыскательские работы по проекту ВНХК, завершение которых ожидается до конца 2016 г.

Мини-НПЗ

Компания владеет долями в нескольких мини-НПЗ на территории Российской Федерации, объем переработки на которых в 2015 г. составил 1,9 млн т. Крупнейшим среди мини-НПЗ является Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение, объем переработки на котором составил 1,5 млн т.

Основные достижения в области нефтехимии, газопереработки и производства катализаторов за 2015 г.

660 тыс. т

сырья Было переработано АО «Ангарским заводом полимеров» и произведено 441 тыс. т высокомаржинальной нефтехимической продукции

0,97 тыс. т

составил объем переработки Новокуйбышевской нефтехимической компании, а объем выпуска товарной продукции - 0,85 млн т

Нефтехимия

Компания производит нефтехимическую продукцию в России на предприятиях АО «Ангарский завод полимеров» (АЗП) и АО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания» (ННК).

АЗП

В 2015 г. АЗП переработано 660 тыс. т сырья и произведено 441 тыс. т высокомаржинальной нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью. Основной продукцией является полиэтилен высокого давления, пропилен, БДФ (бутилен-бутадиеновая фракция).

В 2015 г. реализовывались мероприятия, направленные на увеличение выхода целевых продуктов и эффективности производства, а также на повышение безопасности и надежности эксплуатации производственных мощностей.

ННК

В марте 2015 г. была завершена сделка по приобретению ОАО «НК «Роснефть» нефтехимического холдинга «САНОРС». В течение года проводились мероприятия по интеграции новых активов в структуру Компании.

В период с момента вхождения в периметр Компании 13.03.2015 г. до конца 2015 г. объем переработкина Новокуйбышевской нефтехимической компании составил 0,97 млн т, а объем выпуска товарной продукции - 0,85 млн т. На ННК производится широкая номенклатура нефтехимической продукции. Основными видами товарной продукции является эфир метил-трет-амиловый, фенол синтетический технический, спирт этиловый синтетический технический, ацетон технический, газ углеводородный сжиженный топливный для коммунально-бытового потребления марки СПБТ и другие СУГи, смола фенольная, пара-третичный бутилфенол и др.

В 2015 г. проведен ряд мероприятий, направленных на повышение операционной эффективности предприятия, в том числе техническое перевооружение оборудования, оптимизация подачи природного газа, реализация схемы выделения паратретичного бутилфенола, а также на поддержание производственных мощностей.

Газопереработка

Суммарная мощность Нефтегорского и Отрадненского газоперерабатывающих заводов в Самарской области составляет 1,8 млрд куб. м газа в год.

В 2015 г. Нефтегорский и Отрадненский ГПЗ переработали 410 и 257 млн куб. м попутного газа соответственно. В настоящее время на газоперерабатывающих предприятиях продолжается реализация комплексной программы технического перевооружения и замены физически и морально устаревшего оборудования на современные блочные установки, которые позволят улучшитьпроизводственную эффективность и уровень автоматизации.

Зайкинское газоперерабатывающее предприятие, находящееся в составе дочернего общества нефтегазодобычи ПАО «Оренбургнефть», включает в себя Покровскую установку комплексной подготовки газа (ПУКПГ) и Зайкинское газоперерабатывающее предприятие, суммарная мощность составляет 2,6 млрд куб. м газа в год.

В 2015 г. Зайкинским ГПП (ЗГПП) переработано 2,44 млрд куб. м попутного газа (в т. ч. ПУКПГ - 313 млн куб. м, ЗГПП - 2,13 млрд куб. м).

Производство катализаторов

В рамках реализации программы импортозамещения компания приступила к производству катализаторов и пр исадок, не уступающих импортным аналогам

В рамках реализации программы импортозамещения катализаторов и присадок на
АО «Ангарский завод катализаторов и органического синтеза» (АЗКиОС) в 2015 г. произведены и поставлены на АО «Сызранский НПЗ», ООО «РН-Комсомольский НПЗ» и АО «Рязанская НПК» катализаторы риформинга бензина. Катализатор АЗКиОС для производства водорода, загруженный в 2015 г. в АО «Сызранский НПЗ», показывает хорошие результаты, не уступающие импортным аналогам. Произведенные на Ангарском заводе катализаторов депрессорно-диспергирующие присадки ВЭС-410Д, улучшающие низкотемпературные свойства дизельных топлив, также были поставлены на Сызранский НПЗ и продемонстрировали свою высокую эффективность.

На ООО «Новокуйбышевский завод катализаторов» продолжаетсяреализация инвестиционного проекта строительства установки регенерации катализаторов «вне реактора». Ввод установки запланирован в 2016 г. Установка необходима для проведения регенерации катализаторов, обеспечивающих производство топлив «Евро-5» на территории Российской Федерации, без необходимости их вывоза на восстановление за рубеж.

Краткий обзор международных проектов в области нефтепереработки

Ruhr Oel GmbH (ROG)

~21 млн т

составил Суммарный объем поставок нефти НК «Роснефть» и Rosneft Trading S. A. для переработки в Германию, в т. ч. для других акционеров НПЗ ROG, в 2015 г., что соответствует примерно четверти импорта сырой нефти в страну

ОАО «НК «Роснефть» владеет 50 % в совместном предприятии Ruhr Oel GmbH (ROG) в Германии. Ruhr Oel GmbH владеет долями в четырех НПЗ на территории Германии (Гельзенкирхен - 100 %; Bayernoil - 25 %; MiRO - 24 %; PCK Schwedt - 37,5 %), а также долями в пяти подводящих нефтепроводах и в морских терминалах на Северном, Балтийском, Средиземном и Адриатическом морях. СП Ruhr Oel GmbH (ROG) - № 1 в Германии по объемам нефтепереработки (21,3 млн т в 2015 г., доля Компании - 10,8 млн т), с глубиной переработки более
95 %, а также лидер по продажам моторных топлив и продукции нефтехимии.

Суммарный объем поставок нефти НК «Роснефть» и Rosneft Trading S. A. для переработки в Германию, в т. ч. для других акционеров НПЗ ROG, в 2015 г. составил около 21 млн т, что соответствует примерно четверти импорта сырой нефти в страну.

В ноябре 2015 г. НК «Роснефть» завершила сделку по покупке у Total 16,67 % в PCK Raffinerie GmbH - НПЗ PCK Schwedt, расположенном в г. Шведт-на-Одере в Германии. Мощность по первичной переработке нефти этого завода составляет 11,5 млн т в год, индекс сложности по Нельсону - 9,2. PCK Raffinerie GmbH владеет долей 45 % в немецкой части нефтепровода «Дружба», долей в морском терминале для приема сырой нефти в г. Ростоке, нефтепроводом Росток–Шведт, нефтепродуктопроводом до распределительного терминала в Зеефельде вблизи г. Берлин, также принадлежащем PCK Raffinerie GmbH. В результате сделки суммарная доля НК «Роснефть» в НПЗ PCK Schwedt увеличилась с 18,75 % до 35,42 %.

В декабре 2015 г. НК «Роснефть» и BP подписали юридически обязывающее Соглашение о расформировании СП Ruhr Oel GmbH (ROG) в рамках начатого ранее процесса реструктуризации этого нефтеперерабатывающего и нефтехимического совместного предприятия в Германии. После завершения процесса реструктуризации, которое ожидается до конца 2016 г., НК «Роснефть» станет прямым акционером и увеличит свои доли участия в НПЗ Bayernoil - до 25 % (с 12,5 %); НПЗ MiRO - до 24 % (с 12 %); НПЗ PCK Schwedt - до 54,17 % (с 35,42 %). НК «Роснефть» также увеличит свою долю в Трансальпийском нефтепроводе (TAL) с 5,5 % до 11 %. BP, в свою очередь, консолидирует 100 % в НПЗ Гельзенкирхен и предприятии по производству растворителей DHC Solvent Chemie.

Обе сделки позволят НК «Роснефть» продолжить реализацию своей стратегии в области нефтепереработки в Европе и перейти на качественно новый уровень операционной деятельности. Сделки направлены на максимизацию добавленной стоимости для акционеров ОАО «НК «Роснефть».

Мозырский НПЗ

Компания осуществляет переработку нефти в Республике Беларусь по договору процессинга на Мозырском НПЗ. Косвенная доля владения Компанией данным НПЗ через ОАО «НГК «Славнефть» составляет 21 %. Объем переработки нефтяного сырья от ОАО «НК «Роснефть» в 2015 г. составил 1,4 млн т. Глубина переработки на Мозырском НПЗ составила 73,5 % в 2015 г.

Saras S. p. A.

ОАО «НК «Роснефть» является миноритарным акционером компании Saras S. p. A. с 2013 г.
В октябре 2015 г. в рамках оптимизации активов и реализации эффективного управления портфелем ОАО «НК «Роснефть» снизило свое участие в Saras S. p. A. с 20,99 % выпущенного акционерного капитала компании Saras S. p. A. до 12 %. При этом Компания сохранит свое представительство в Совете директоров Saras S. p. A. Продажа акций осуществлена в адрес институциональных инвесторов и проведена с доходностью более 38 % к цене первоначальной покупки.

Основным активом Saras S. p. A. является НПЗ «Саррок» на Сардинии - один из крупнейших НПЗ Средиземноморского региона с мощностью переработки до 15 млн т сырья в год. НПЗ «Саррок» интегрирован с крупной энергогенерирующей установкой установленной мощностью 575 МВт.

Структура реализации нефти в 2015–2014 гг., млн т

Повышение эффективности реализации нефти и газа, нефтепродуктов и нефтехимии

Реализация нефти

Компания на постоянной основе осуществляет мониторинг экономической эффективности каналов монетизации нефти, что позволяет максимизировать долю высокомаржинальных каналов в общей структуре продаж. Так, в 2015 г. их доля увеличилась до 51 % от общего объема нефти (в 2014 г. - 40,2 %).

В отчетном году Компания поставила 84,4 млн т нефти на заводы в России, что ниже уровня поставок 2014 г. (86,6 млн т) на 3 %. Снижение объемов поставок связано прежде всего с перераспределением объемов в адрес более высокомаржинальных каналов реализации в условиях негативного влияния налогового маневра на рентабельность сегмента переработки.

ОАО «НК «Роснефть» проводит политику, направленную на обеспечение сбалансированности каналов монетизации нефти, в том числе переработки на собственных нефтеперерабатывающих мощностях в России и Германии, реализации на экспорт по долгосрочным контрактам и на основе спотовых продаж в ходе проводимых тендеров, а также реализации на внутреннем рынке.

Помимо поставок нефти на собственные НПЗ в России, Компания в 2015 г. поставила 3,7 млн т собственной нефти на заводы СП Ruhr Oel GmbH в Германии, что на 12 % больше объема поставок в 2014 г.

В 2015 г. ОАО «НК «Роснефть» продолжила переработку нефти по схеме процессинга на Мозырском НПЗ (Республика Беларусь), однако объем поставок составил лишь 1,4 млн т, что практически в 2 раза меньше объемов, поставленных в 2014 г. Снижение объемов процессинга обусловлено снижением маржи переработки и, как следствие, падением эффективности данной схемы в целом. Продукты, получаемые в результате переработки на Мозырском НПЗ, Компания реализовывала на экспорт в дальнее зарубежье, использовала для обеспечения нужд собственных розничных активов на внутреннем рынке РФ, а также продавала на внутреннем рынке Белоруссии и Украины.

Общий объем реализации нефти третьим лицам в 2015 г. составил 114,5 млн т, включая
5,4 млн т нефти, проданной на внутреннем рынке. Объем экспорта нефти составил 109,1 млн т. Среди экспортных направлений реализации нефти экономически наиболее привлекательным для Компании является восточное направление - поставки по трубопроводу в Китай, реализация в портах Козьмино и Де-Кастри. Объем высокомаржинальных поставок в восточном направлении в 2015 г. составил 39,7 млн т (в том числе 26,6 млн т по трубопроводу и морским транспортом в Китай в соответствии с заключенными долгосрочными контрактами, а оставшийся объем - через порты Козьмино и Де-Кастри), что на 18,5 % превышает аналогичный показатель прошлого года. Помимо этого Компания экспортировала 60,4 млн т нефти в Северо-Западную, Центральную и Восточную Европу, в страны Средиземноморья и другие направления дальнего зарубежья. Экспорт в СНГ составил 9,0 млн т.

Основная часть экспортных поставок Компании осуществляется через мощности компании «Транснефть», представленные магистральными трубопроводами, и порты. В отчетном году экспортные поставки осуществлялись в основном с использованием следующих транспортных маршрутов:

трубопроводным транспортом - 100,3 млн т, что составило 91,9 % от общего объема экспорта нефти. 42 млн т из данного объема были экспортированы через порты (14,9 млн т - Приморск; 6,0 млн т - Новороссийск; 8,6 млн т - Усть-Луга; 12,9 млн т - Козьмино, в том числе 3,6 млн т в Китай по долгосрочному контракту), а ок. 58,0 млн т - посредством трубопровода в направлении Китая (23,0 млн т), Белоруссии (8,3 млн т), Цент-ральной и Восточной Европы (26,2 млн т);
железнодорожным и смешанным транспортом - 5,3 млн т, или 4,9 % от общего объема экспортных поставок. В основном это поставки по нефтепроводу Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) (4,6 млн т) и по железной дороге в Белоруссию (0,7 млн т).

Помимо вышеуказанных маршрутов, в 2015 г. через экспортный терминал Де-Кастри было отгружено 3,5 млн т нефти Компании, что более чем в 2 раза превышает аналогичный показатель 2014 г., в связи с увеличением добычи на месторождении Северное Чайво. Экспортный терминал Де-Кастри мощностью 12 млн т в год принадлежит консорциуму проекта «Сахалин-1», в котором ОАО «НК «Роснефть» владеет долей 20 %.

Объем поставок через порт Козьмино в 2015 г. в направлении Китая в рамках исполнения обязательств по заключенным долгосрочным контрактам составил 3,6 млн т (за счет изменения направления поставки с направления «Сковородино-Мохэ»).

В 2015 г. по трубопроводу Каспийского трубопроводного консорциума Компанией было поставлено 4,6 млн т нефти и газового конденсата, в том числе в счет квоты Российской Федерации, находящейся в управлении ОАО «АК «Транснефть». Трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) пролегает от Тенгизского нефтяного месторождения в Западном Казахстане до порта Новороссийск. ОАО «НК «Роснефть» участвует в проекте КТК с 1996 г. через совместное предприятие «Роснефть Шелл Каспиэн Венчурс Лтд.» (доля в проекте - 7,5 %). Компания владеет 51 % акций в совместном предприятии, компании Shell принадлежит 49 %.

Поставки нефти в рамках долгосрочных контрактов

В 2015 г. Компания продолжила поставки нефти компаниям Glencore, Vitol и Trafigura в рамках контрактов на поставку нефти марки «Юралс» через порты Новороссийск, Приморск и Усть-Луга на условиях предоплаты. Данные контракты являются стабильным долгосрочным каналом поставки нефти, а цены реализации по этим договорам соответствуют ценам, получаемым Компанией на регулярных тендерах.

В течение 2015 г. поставки по данным контрактам составили 14,68 млн т, в том числе:

Glencore - 8,34 млн т;
Vitol - 4,60 млн т;
Trafigura - 1,74 млн т.

В 2015 г. Компания продолжила поставки нефти в адрес Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорации по заключенным ранее долгосрочным контрактам. Совокупный объем поставок в адрес КННК в 2015 г. составил 26,6 млн т, включая 7 млн т транзитом через территорию республики Казахстан.

В 2015 г. были продолжены поставки в адрес BP Oil International Limited в рамках долгосрочного контракта на условиях предоплаты, который предусматривает экспортные поставки нефтепродуктов с возможностью замещения нефтью в течение 5 лет. В течение года по данному контракту было поставлено 1,3 млн т мазута и 0,6 млн т нефти.

Расширение сотрудничества по трейдингу нефти и нефтепродуктов

В июне 2015 г. ОАО «НК «Роснефть» и Китайская национальная химическая корпорация (China National Chemical Corporation, ChemChina) в рамках Петербургского международного экономического форума подписали прямой контракт на поставку нефти в адрес китайской компании. Контракт предусматривает поставки нефти сорта «ВСТО» объемом до 2,4 млн т в год сроком до июля 2016 г.

В рамках саммита БРИКС, прошедшего в Уфе в июле 2015 г., ОАО «НК «Роснефть» и индийская компания ESSAR подписали долгосрочный контракт на поставку нефти для целей последующей переработки на НПЗ в г. Вадинар (Индия). Документ подписан в продолжение договоренностей, достигнутых в ходе визита Президента РФ Владимира Путина в Индию в 2014 г., и предусматривает поставку в общей сложности 100 млн т нефти в течение 10 лет.

Реализация нефтепродуктов

Компания существенно увеличила объемы реализации нефтепродуктов на экспорт - до 61,5 млн т в 2015 г. (2014 г. - 57,6 млн т).

В 2015 г. была осуществлена успешная реализация нефтяного топлива (ВГО), которое производится на Комсомольском, Ангарском и Туапсинском НПЗ. Это позволило расширить номенклатуру нефтепродуктов, поставляемых Компанией на внешние рынки, в том числе на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона.

С ключевыми покупателями на рынке Монголии были проведены успешные переговоры об условиях контрактов на годовой период 2015–2016 гг., в результате которых были достигнуты договоренности о сохранении ценовых формул и объемов на уровне не менее 2014 г. Так, в 2015 г. в Монголию было поставлено 777 тыс. т бензинов, дизеля, мазута и керосина (на 24 % больше объемов 2014 г.), что позволило Компании увеличить долю присутствия на рынке Монголии до 80 %. Все контракты заключены на условиях приобретения минимальных ежемесячных объемов.

Структура реализации нефтепродуктов, млн т

Реализация нефтепродуктов на внутреннем рынке

Объем реализации нефтепродуктов Компании на внутреннем рынке России в 2015 г. составил 29,7 млн т (2014 г. - 31,5 млн т).

ОАО «НК «Роснефть» является крупнейшим биржевым продавцом моторных топлив в Российской Федерации. В 2015 г. Компания активно принимала участие в реализации нефтепродуктов через биржевой канал, сохраняя при этом эффективность реализации по сравнению с альтернативными экспортными каналами. Доля продаж Компании от суммарного объема биржевых продаж в 2015 г. выросла относительно 2014 г. по автобензинам на 4 % и составила 30,1 %, по дизельному топливу на 4 % и составила 35,4 %. Компания перевыполняет объемные нормативы продаж на бирже, утвержденные совместным приказом ФАС России и Минэнерго России от 12.01.2015. Так, по результатам 2015 г. на бирже продано 18,2 % от объема производства автобензинов, 10,4 % дизельного топлива, 15,4 % керосина и 3,1 % мазута при установленных нормативах 10 %, 5 %, 10 % и 2 % соответственно.

В соответствии с Политикой ОАО «НК «Роснефть», обеспечение потребности федеральных заказчиков в нефтепродуктах является приоритетным направлением деятельности Компании. В 2015 г. полностью обеспечена потребность воинских частей Министерстваобороны России, дислоцирующихся в Центральном и Восточном военных округах, а также подразделений МВД, МЧС и ФСБ России. В ходе расширения сотрудничества с федеральными клиентами
в 2015 г. постановлением Правительства Российской Федерации Компания была определена единственным поставщиком моторных топлив для более чем 50 структурных подразделений следственных органов. Работа в этом направлении с другими федеральными заказчиками будет продолжена в 2016 г.

Реализация нефтепродуктов на внутреннем рынке, млн т

Реализация нефтепродуктов в ближнем зарубежье

В 2015 г. Компания продолжила стабильное и бесперебойное снабжение рынка Армении в объеме 60 % спроса страны, с использованием танкерной и паромной логистики.
По результатам года на рынок поставлено 169 тыс. т качественных бензинов и дизельного топлива производства российских НПЗ Компании. Кроме этого, был подписан договор купли-продажи в отношении 100 % доли в ООО «Петрол Маркет», владеющем сетью из 22 АЗС и 3 нефтебазами (включая нефтебазовое хозяйство битумного завода ООО «АБИТ»).

Помимо этого ОАО «НК «Роснефть» осуществляет поставки бензинов и дизельного топлива в Киргизскую Республику, в адрес дочернего сбытового предприятия ЗАО «Бишкекская нефтяная компания», для дальнейшей реализации через собственную сеть АЗС, а также оптом. Общий объем поставки нефтепродуктов в 2015 г. составил 54 тыс. т. Компании удалось увеличить объем поставок в Республику Киргизия, активы в которой были приобретены в конце 2014 г. Это позволило значительно расширить присутствие на рынке розничного нефтепродуктообеспечения Республики Киргизия - в Бишкеке занята доля рынка около 30 %.

Несмотря на сложную политическую и экономическую ситуацию в Украине, Компания продолжила поставки нефтепродуктов в целях обеспечения спроса украинских потребителей. Объем поставок нефтепродуктов Компании в Украину в 2015 г. составил 123 тыс. т.

Компания продолжает активную работу по расширению международной географии деятельности и диверсификации маршрутов поставок. В течение 2015 г. было начато снабжение собственной розничной сети в Грузии, а также осуществлена подготовительная работа для реализации новых трейдинговых и логистических возможностей бизнеса совместного предприятия на базе активов холдинговой компании Petrocas Energy International Limited, 49 % акций которой было приобретено в конце 2014 г. Так, в 2015 г. были подписаны долгосрочные контракты на поставку дизельного топлива производства ОАО «НК «Роснефть» с крупнейшими европейскими конечными потребителями – компаниями Mabanaft GmbH &Co. KG. и Motor Oil Hellas.

Контроль качества топлива на всех
этапах - от производства до заправки

Реализация газа

16 %

Доля Компании на внутреннем рынке газа по итогам 2015 г.

~35 %

объема торгов обеспечила Компания на биржевой площадке СПбМТСБ

Компания осуществляет поставки природного, сухого отбензиненного и попутного нефтяного газа потребителям Российской Федерации. Попутный нефтяной газ поставляется на собственные перерабатывающие заводы (ГПЗ) Компании, а также на газоперерабатывающие комплексы ПАО «СИБУР Холдинг». Природный и сухой отбензиненный газ поставляются потребителям через газотранспортную систему ПАО «Газпром» в рамках договора на транспортировку газа. Природный и сухой отбензиненный газ поставляются как конечным потребителям, так и региональным сбытовым компаниям почти в 40 регионах.

Долгосрочная стратегия развития ОАО «НК «Роснефть» предусматривает занятие Компанией лидирующей позиции среди независимых поставщиков газа на внутреннем рынке Российской Федерации.

В отсутствие возможности экспортировать газ по газопроводам Компания развивает трейдинговые компетенции и находит варианты оптимизации поставок на внутреннем рынке с целью максимизации прибыли.

В условиях усиления конкуренции за потребителя основной стратегической целью в области монетизации ресурсов газа Компании является обеспечение гарантированного сбыта растущих объемов добычи газа путем заключения долгосрочных договоров поставки с наиболее крупными платежеспособными потребителями. Так, в 2015 г. были заключены следующие долгосрочные договора с текущими потребителями Компании:

долгосрочный договор с ОАО «Э. ОН Россия» общим объемом 4,4 млрд куб. м газа сроком на 5 лет;
долгосрочный договор поставки газа на предприятия Группы Евраз общим объемом 14 млрд куб. м сроком на 10 лет.

По итогам 2015 г. объем реализации газа ОАО «НК «Роснефть» на внутреннем рынке составил 58,03 млрд куб. м, в том числе в Западной Сибири и Уральском федеральном округе - 31,13 млрд куб. м, на Юге России - 2,69 млрд куб. м, на Дальнем Востоке - 0,78 млрд куб. м, в Европейской части России и прочих регионах - 23,43 млрд куб. м.

В Свердловской области Компания обеспечила порядка 87 % потребности региона в газе, осуществляя поставки в адрес как промышленных, так и социальных потребителей.

Рост объемов реализации за 2015 г. по сравнению с 2014 г. обусловлен началом поставок по новым контрактам, заключенным в 2014 г. Рост сопровождался увеличением средней цены реализации на 8,1 %, в том числе в связи с индексацией цены на газ на внутреннем рынке РФ. В июне 2015 г. ФСТ России (с 21.07.2015 г. - ФАС) было принято решение по увеличению оптовых цен на газ c 1 июля текущего года на 7,5 %, а тарифа на транспортировку для независимых производителей по магистральным газопроводам - на 2 % в среднем по РФ, что способствовало повышению эффективности продаж газа Компании, в т. ч. в дальние регионы поставки. В течение 2015 г. ОАО «НК «Роснефть» принимало активное участие в развитии биржевых торгов природным газом на площадке ЗАО «Санкт-Петербургская Международная Товарно-сырьевая Биржа», запущенных в октябре 2014 г., что позволило поддержать развитие биржи как инструмента оперативной реализации газа и обеспечить ликвидность торгов.

В 2015 г. Компания участвовалав торговле газом на трех балансовых пунктах (КС «Надым», КС «ЮжноБалыкская» и КС «Вынгапуровская») с поставкой газа на следующий месяц. По итогам года доля Компании в общем объеме реализованного на биржевой площадке газа в адрес потребителей составила порядка 35 % (2,4 млрд куб. м).

Компания содействовала запуску нового инструмента - поставки на сутки вперед, который был запущен в октябре 2015 г. и позволит участникам торгов в том числе оптимизировать неравномерность потребления газа.

Розничная реализация

По состоянию на конец 2015 г. география розничного бизнеса Компании охватывала
59 регионов России, от Мурманска на севере до Северного Кавказа на юге и от Смоленска на западе до Сахалина на востоке. Кроме того, Компания имеет розничные активы в Абхазии, Украине, Белоруссии, Киргизии и Армении.

На 31 декабря 2015 г. сеть действующих АЗС Компании включала в себя 2 557 собственных и арендуемых станций, в том числе 194 АЗС в Украине, в Республике Беларусь, на территории Абхазии и в Киргизии. Собственные и арендуемые АЗС располагали 1819 магазинами, 691 кафе и 174 автомобильными мойками. На 80 АЗС имелись станции мелкого ремонта и технического обслуживания автомобилей.

По состоянию на 31 декабря 2015 г. сбытовые дочерние общества Компании располагали 135 действующими нефтебазами общей емкостью 2,6 млн куб. м. Компанией проводится постоянная работа по оптимизации и повышению эффективности нефтебазового хозяйства. В течение 2015 г. было закрыто 9 нефтебаз, не соответствующих техническим и операционным требованиям Компании, с низкой оборачиваемостью и высокими удельными затратами. На остальных нефтебазах выполняются мероприятия по их автоматизации и модернизации. Данные мероприятия направлены на снижение рисков потерь нефтепродуктов и повышение промышленной и экологической безопасности этих нефтебаз.

Собственное бензовозное хозяйство включает около 1000 бензовозов. Компанией проводятся мероприятия по снижению операционных затрат на доставку нефтепродуктов бензовозами, в том числе за счет оптимизации логистики.

Основными направлениями развития розничного бизнеса в 2015 г. являлись повышение эффективности показателей как доходными, так и расходными методами, включая, с одной стороны развитие сопутствующего бизнеса и мелкооптовых продаж, а с другой - оптимизацию эксплуатационных затрат и издержек.

В рамках расширения нетопливного предложения для клиентов Компании увеличено количество АЗС, на которых функционируют кафе. C целью предоставления клиентам уровня сервиса, основанного на самых высоких международных стандартах обслуживания, развиваются партнерские проекты с итальянскими компаниями Pirelli и Autogrill.

Для удобства наших клиентов запущены веб-сайты по розничному (www.rosneft-azs.ru) и мелкооптовому (www.rosneft-opt.ru) бизнесу, а также мобильное приложение «Роснефть».

Объем реализации нефтепродуктов в розницу в 2015 г. составил 10,9 млн т, при этом реализация нефтепродуктов на 1 АЗС составила в среднем 11,7 т в сутки. Розничный бизнес Компании демонстрирует стабильные результаты на фоне общего падения розничного рынка нефтепродуктов в РФ, обеспечивая сохранение объемов реализации нефтепродуктов на 1 АЗС в РФ на уровне 2014 г.

В розницу Компания реализует бензин, дизельное топливо, фасованные масла и сжиженные газы.

Реализация продуктов нефтехимии

В 2015 г. ОАО «НК «Роснефть» реализовала 3,2 млн т нефтехимической продукции, что на 3 % выше аналогичного показателя прошлого года. Данный объем включает 2,2 млн т нефтехимической продукции, реализованной за рубежом (с учетом 2 млн т, произведенных на заводах СП Ruhr Oel GmbH), и 1 млн т - на внутреннем рынке. В IV квартале 2015 г. проведены годовые тендеры по реализации продуктов нефтехимии Компании в объеме 1 млн т, что позволяет равномерно распределить объемы реализации продукции нефтехимии, установить долгосрочные отношения с покупателями.

За 2015 г. в рамках тендеров и контрактов с формульной ценой реализовано порядка 80 % нефтехимической продукции.

Существенным событием, повлиявшим на развитие нефтехимического бизнеса в 2015 г., стала интеграция ОАО «НК «Роснефть» с ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания», в результате которой Компания становится третьим крупнейшим производителем сжиженного углеводородного газа в России.

B2B

Авиазаправочный бизнес

«Роснефть» занимает лидирующее положение на российском рынке авиакеросина с долей около 32 %, которая обеспечивается за счет реализации авиационного топлива через 20 контролируемых ТЗК и 19 ТЗК-партнеров.

Компания расширила объем поставок авиакеросина в адрес авиакомпаний за счет подписания соглашений о продлении заправок и привлечения в новые аэропорты («Аэрофлот», группа S7, ОАО «АК «Уральские авиалинии», Asiana, Korean Air, ОАО «АК «Полярные авиалинии», ООО «Ай Флай», ОАО «АК «Саратовские авиалинии», ООО «АП «Северсталь»). В результате доля реализации авиатоплива в адрес авиакомпаний в 2015 г. выросла на 1 % по сравнению
с 2014 г. и составила 65 %.

В рамках проекта по выходу на международный рынок авиатопливо-обеспечения Компания начала поставки в адрес ключевого игрока на рынке авиатопливообеспечения Казахстана ТОО «КазМунайГазАэро». Заключен крупнооптовый контракт с КОО «Магнай Трейд» на поставку авиационного керосина в Монголию. Подписаны договоры с крупными международными поставщиками ресурса: Shell, WFS и Air BP, соглашения о намерениях с одним из крупнейших немецких операторов ТЗК - AFS GmbH - по заправке клиентов Компании в крупнейших аэропортах Германии и с вьетнамской топливной компанией Petrolimeх.

Однако в результате снижения покупательской способности и, как следствие, снижения объема перевозок в РФ объем реализации авиакеросина в 2015 г. снизился на 5,9 % по сравнению с 2014 г.

«Роснефть» - лидер на рынке
авиационного топлива

Бункеровочный бизнес

Деятельность ОАО «НК «Роснефть» в бункеровочном бизнесе охватывает все основные морские и речные порты бункеровки в России и ряд зарубежных направлений. Объем реализации бункерного топлива снизился на 25 %, до 3 млн т, в 2015 г. по сравнению с 2014 г. из‑за перераспределения объемов мазута на экспорт в связи с изменением ценовой конъюнктуры и сниженем экспортных пошлин с 1 января 2015 г.

В 2015 г. реализованы инициативы по сохранению и расширению присутствия Компании на бункеровочном рынке, в т. ч.:

расширена продуктовая линейка бункерного топлива за счет постановки на производство на НПЗ Компании двух видовдистиллятного топлива DMF-I (на АНХК, РНПК, Комсомольском НПЗ) и DMF-III (на АНХК, Комсомольском НПЗ), а также следующих видов топлива судового остаточного - RMG380 (АНХК, Комсомольский НПЗ), RMG500 (АНХК, Комсомольский НПЗ), RMG700 (АНХК), которые полностью отвечают требованиям к качеству бункерного топлива по международным стандартам;
осуществлены экспортные поставки судового топлива для бункеровки рыболовецких судов в районах промысла в северной части Тихого океана;
увеличен объем реализации бункерного топлива на реках Волго-Донского бассейна, Сибирского Федерального округа и Хабаровского края до 477 тыс. т в 2015 г., что выше на 12 % аналогичного показателя 2014 г.

Реализация битумной продукции

Объем реализации битумных материалов в 2015 г. снизился по сравнениюс 2014 г. на 13 % и составил 1,8 млн т. Снижение связано с сокращением объемов производства битума в пользу увеличения производства мазута в связи с изменением ценовой конъюнктуры.

На внутреннем рынке в отчетном периоде было реализовано 97 % от суммарного объема продаж.

В 2015 г. в дополнение к существовавшим экспортным направлениям (Монголия, Армения, Украина, Беларусь) организованы экспортные отгрузки в страны Прибалтики и Киргизию.

Реализация смазочных материалов

Общий объем реализации продукции смазочных материалов Компании в 2015 г. составил 779 тыс. т, что на 6 % выше объема реализации 2014 г. При этом на внутреннем рынке было реализовано 457 тыс. т (59 % от суммарного объема).

Объем реализации премиальных масел в отчетном периоде составил 55 тыс. т, что на 14 % выше аналогичного показателя 2014 г. (48 тыс. т).

В 2015 г. реализован ряд инициатив по расширению присутствия Компании на рынке масел, в т. ч.:

в рамках расширения географии продаж за рубеж открыты представительства в Казахстане, КНР и Турции;
достигнуты договоренности и ведутся работы по импортозамещению маслами Компании на более чем 80 крупных предприятиях РФ;
заключены 7 стратегических соглашений о партнерстве в области нефтепродуктообеспечения с крупнейшими компаниями РФ;
запущена программа развития продаж смазочных материалов Компании на официальных станциях технического обслуживания АвтоВАЗ;
стартовала масштабная рекламная кампания по продвижению моторных масел Компании на территории России, Республики Беларусь и Республики Казахстан, включающая ТВ-, радио-, интернет-, наружную рекламу и рекламу в прессе;
расширен ассортимент, запущены продажи новой продукции: линейка премиальных смазок Rosneft Plastex; беззольные всесезонные гидравлические масла Gidrotec ZF HVLP; гидравлические масла для работы в оборудовании с высокой степенью износа Gidrotec OE HLP и Gidrotec OE HVLP; специализированное электроизоляционное масло МЭИ-20.

Производственное планирование и логистика

Основные итоги деятельности в 2015 г.:

Выполнен план отгрузки нефти и нефтепродуктов Компании.
Оптимизированы производственная программа НПЗ и направления реализации нефтепродуктов в рамках ежемесячного формирования планов производства и балансов распределения нефтепродуктов.
Снижена стоимость аренды вагонов-цистерн, сокращены железнодорожные затраты путем организации прямых отправительских маршрутов на железной дороге и контроля уровня загрузки вагонов-цистерн за счет тепловизионного контроля.
Организованы новые эффективные логистические каналы реализации нефти и нефтепродуктов и оптимизированы существующие каналы: отгрузка нефти железнодорожным транспортом в Китай транзитом через Монголию с пункта отгрузки Мегет, перевалка ВГО в Туапсе и Ванино, перевалка мазута в порту Славянка, мультимодальная схема экспортных отгрузок ВГО через терминал в Нижнекамске, снижение стоимости перевалки в порту Тамань и портах Эстонии.
В условиях неблагоприятной гидрологической ситуации был выполнен бизнес-план по речным перевозкам. Организована схема речных перевозок с использованием баржебуксирных составов, перевалками и погрузками на рейдах Волгограда и нижнего Дона.
Достигнут рекорд по объемам перевалки на терминале Компании в Туапсе (16,3 млн т).
Завершена сделка по приобретению судоходных активов ООО «Прайм Шиппинг». Приобретение логистического актива, обладающего современным и безопасным флотом, позволит Компании укрепить свои позиции на рынке речных перевозок и повысить эффективность своей операционной деятельности.
Увеличена отгрузка моторных топлив автотранспортом (вместо железной дороги) с НПЗ Компании напрямую на АЗС, минуя нефтебазы, на короткие и средние расстояния, что позволило достичь экономии транспортных затрат Компании.

Объекты логистической инфраструктуры Компании

25 млн т

нефтепродуктов - объем перевалки через терминалы Компании

8,6 млн т

нефтепродуктов - объем перевалки через новый глубоководный причал в Туапсе

Терминал по перевалке нефтепродуктов ОАО «РН-Находканефтепродукт»

Терминал используется в основном для экспорта нефтепродуктов, производимых Комсомольским НПЗ, Ангарской нефтехимической компанией, Ачинским НПЗ. Также терминал используется для перевалки нефтепродуктов на внутренний рынок для Магаданской, Камчатской областей и на о. Сахалин. Перевалочная мощность составляет до 7,5 млн т нефтепродуктов в год.
На терминале реализуется программа реконструкции производственных активов, направленная на их приведение в соответствие с новыми требованиями промышленной, экологической и пожарной безопасности.
В 2015 г. на терминале продолжают осуществляться инвестиции на реконструкцию резервуарного парка, технологических трубопроводов и инженерных сетей. В 2015 г. объем перевалки нефтепродуктов Компании через Находкинский терминал (с учетом бункеровки на экспорт и внутренний рынок) составил 6,8 млн т.

Терминал по перевалке нефтепродуктов ООО «РН-Архангельскнефтепродукт»

Терминал осуществляет перевалку нефтепродуктов Компании и третьих сторон на экспорт,
а также оказывает услуги по перевалке бункерного топлива. В 2015 г. объем перевалки нефтепродуктов (с учетом бункеровки) через терминал составил 1,9 млн т. Начиная с 2014 г.
на терминале продолжается реализация программы реконструкции производственных активов, направленная на повышение их промышленной, экологической и пожарной безопасности.

Терминал по перевалке нефтепродуктов ООО «РН-Туапсенефтепродукт»

Мощность терминала, расположенного в непосредственной близости от Туапсинского НПЗ, составляет 17 млн т в год. Терминал используется в основном для экспорта нефтепродуктов, производимых на Туапсинском, Ачинском и Самарском НПЗ Компании. На терминале реализуется программа реконструкции производственных активов, направленная на их приведение в соответствие с новыми требованиями промышленной, экологической и пожарной безопасности и совместное развитие производственных мощностей с Туапсинским НПЗ для обеспечения перспективного грузооборота. В 2015 г. было закончено техническое перевооружение участка автоналива и продолжена реконструкция технологического оборудования на причалах нефтерайона торгового порта и инженерных сетей, строительство очистных сооружений. В 2015 г. объем перевалки нефтепродуктов Компании через Туапсинский терминал (с учетом бункеровки на экспорт и внутренний рынок) составил 13,8 млн т, а с учетом перевалки нефтепродуктов сторонних производителей - 16,3 млн т, в том числе через новый глубоководный причал перевалено 8,6 млн т нефтепродуктов.

Терминал «РН-Находканефтепродукт» обеспечивает
перевалку нефтепродуктов на Дальнем Востоке

Ключевые достижения:

Полный переход на производство для российского рынка автобензинов и дизельного топлива только класса «Евро-5».

В рамках продолжающейся программы модернизации:

введены в эксплуатацию установки изомеризации на Куйбышевском НПЗ, Новокуйбышевском НПЗ и Рязанской НПК;
проведена реконструкция каталитических риформингов на Сызранском НПЗ и Куйбышевском НПЗ;
завершено строительство установки МТБЭ на Ангарской НХК.

Ключевые достижения:

Поставки нефти в восточном направлении выросли на 18,5 %, до 39,7 млн т
в 2015 г.
Поставки нефти в Китай составили 30,2 млн т, увеличившись на 21 %.
По долгосрочным контрактам объем поставок в Китай вырос на 18 %, до 26,6 млн т.

Приоритеты деятельности в 2016 г.:

Безусловными приоритетами Компании являются повышение эффективности перевозок, оптимизация схем отгрузок и уменьшение затрат для Компании. В 2016 г. Компания продолжит выполнение мероприятий, направленных на реализацию указанных целей:

Дальнейшая оптимизация производственных программ НПЗ и реализация нефтепродуктов по наиболее выгодным направлениям;
Разработка и реализация программы накопления моторных топлив с целью обеспечения автобензинами в периоды повышенного спроса;
Сокращение логистических затрат при транспортировке продукции различными видами транспорта, оптимизация затрат собственных логистических активов Компании;
Организация новых эффективных логистических схем, например дозагрузка НПЗ Компании «легкой» нефтью за счет поставки железнодорожным и водным транспортом;
Эффективное контрактование флота для выполнения программы речного экспорта нефтегрузов Компании в навигацию 2016 г. в условиях ожидаемой неблагоприятной обстановки по гидрологическим условиям.

В самом деле, глубина переработки нефти в россии составляет 74%, в то время как в европе этот показатель равен 85%, а в США — 96%. С чем это связано, и какие шаги делаются для исправления ситуации?

России от бывшего СССР достались 26 морально и физически стареющих НПЗ. Из них восемь было пущено в эксплуатацию до Второй мир. войны, пять — построены до 1950 г., еще девять — до 1960 г. Таким образом, 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40-70 лет.

Практически все новые заводы, построенные СССР в 70-80 годы, располагались в союзных республиках. За 1966-1991 годах в СССР было построено 7 новых НПЗ, из них 6 — вне РСФСР (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре). Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 года на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введённый в эксплуатацию в 1982 году. Кроме того, в 1979 году была организована переработка нефти в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства.

Таким образом, глубина переработки нефти на российских НПЗ к началу 90-х составляла 64%. РФ на 80% досталось изношенное морально отсталое оборудование.

Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4%, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5%, приблизившись к западноевропейским стандартам.

В последующие годы в нефтепереработке наметилась обнадёживающая тенденция. За период 2002-2007 годов наблюдался устойчивый рост объёмов переработки нефти со среднегодовым приростом порядка 3% в 2002-2004 годах и 5,5% в 2005-2007 годах. Средняя загрузка действующих НПЗ по первичной переработке в 2005 году составила 80%, объём переработки увеличился со 179 в 2000 году до 220 млн тонн в 2006 году.

На ряде НПЗ было проведено строительство комплексов глубокой переработки нефти. В 2004 году вступил в строй комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля на Пермском НПЗ («ЛУКОЙЛ»), в 2005 году запущена установка каталитического риформинга мощностью 600 тыс. тонн в год на Ярославнефтеоргсинтезе («Славнефть»), комплекс мягкого гидрокрекинга вакуумного газойля и каталитического крекинга на Рязанском НПЗ (ТНК-BP).

В конце октября 2010 года Группа «Татнефть» ввела в строй установку первичной переработки нефти мощностью 7 млн тонн в год — часть строящегося в Нижнекамске комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». В конце 2010 года Нижегородский нефтеперерабатывающий завод начал выпуск автомобильного бензина стандарта Евро-4.

Программа модернизации нефтеперерабатывающих заводов на 2011 год была полностью выполнена нефтяными компаниями. Компанией «Роснефть» было реконструировано пять установок по вторичной переработке нефти: одна установка гидрокрекинга, одна установка гидроочистки дизельного топлива на Куйбышевском НПЗ и три установки каталитического риформинга на Куйбышевском, Сызранском и Комсомольском НПЗ. Кроме того, раньше срока в 2011 году введена в эксплуатацию установка изомеризации на НПЗ ОАО «Славнефть-ЯНОС» мощностью 718 тыс. тонн в год.

В результате к 2013 году в России действовало 50 заводов, включая 23 крупных НПЗ в структуре ВИНК, восемь независимых НПЗ с объемом переработки более 1 млн тонн в год, а также 15 заводов с объемом переработки менее 1 млн тонн в год. Объем переработки в 2013 году достиг 275,2 млн тонн со средневзвешенным уровнем загрузки по России 92,9% и глубиной переработки — 72%.

В 2015 г в России было введено в эксплуатацию 11 установок вторичной переработки нефти. В 2015 г. общий объем переработки нефти составил 282,4 млн тонн. Глубина переработки составила 74,2%.

UPD: Заводы уже давно можно было бы модернизировать, если бы друзья Путина вкладывались в свою страну, а не в яхты-виллы.

1) При общем объеме выпуска нефтепродуктов в 220-280 миллионов тонн для того, чтобы повысить глубину переработки нефти на 1-2 процентных пункта, нужно ежегодно вводить в строй по всей стране десятки новых установок. Ежегодные расходы нефтяных компаний на модернизацию, реконструкцию и строительство новых НПЗ составляют миллиарды долларов. Так, в 2006 году инвестиции в переработку составили 40 млрд рублей, что на 12% больше, чем в 2005 году. В 2008-2010 годах в модернизацию НПЗ нефтяными компаниями было инвестировано 177 млрд рублей. За этот период было построено шесть новых и реконструировано десять действующих установок по производству качественных моторных топлив на нефтеперерабатывающих заводах вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК).

За период с 2005 по 2013 год капитальные вложения ключевых ВИНК выросли более чем в шесть раз — с 1,4 млрд до 10 млрд долларов США.

2) Заводы не появятся в мгновение ока — реальная жизнь это не компьютерная стратежка, где здание вырастает само собой из-под земли. Только на разработку проекта модернизации НПЗ порой уходят годы. Само строительство/модернизация завода также занимает несколько лет. Причем зачастую разработка проекта ведется в одних условиях, а его реализация — совсем в других.

Простой пример: комплекс глубокой переработки вакуумного газойля Волгоградского нефтеперерабатывающего завода. Комплекс включает одну из самых мощных в мире установок мягкого гидрокрекинга мощностью 3,5 млн тонн в год, а также установки по производству серы и водорода. Ввод комплекса в строй позволит увеличить производство дизельного топлива класса 5 на 1,8 млн тонн в год, компонентов автомобильного бензина — на 600 тыс. тонн в год и сжиженных газов — на 100 тыс. тонн в год. Проект реализовывался с февраля 2013 года и был запущен в работу 31 мая 2016 года. Как видим, проект разрабатывался при высоких ценах на нефть, а реализовывать его пришлось во время экономического (падение цен на нефть) + политического (санкции запада) кризиса.

Модернизация Киришского НПЗ велась с 2005 по 2013 год. Этот проект тоже пережил кризис 2008-2009 года.

Глубина переработки нефти, сырья 73. Годовой экономический эффект новой техники 105.

В условиях стабилизации объемов переработки сырья важное значение приобретает показатель глубины переработки нефти (Г), рассчитываемый по формуле

На нефтеперерабатывающих предприятиях в качестве специфических показателей планируют показатели, характеризующие использование сырья удельный вес вторичных процессов, глубина переработки нефти, выработка продукции с 1 т нефти.

Вместе с тем при существенном улучшении ассортимента и качества продукции , обеспечившем увеличение съема продукции с 1 т сырья глубина переработки нефти на протяжении длительного времени практически не изменялась. Это было связано с потребностью в топливе и структурой топливно-энергетического баланса страны , в котором вплоть до десятой пятилетки увеличивалась доля нефтяного топлива. В результате такой структуры топливного баланса сэкономлены сотни миллионов тонн условного топлива , однако увеличение потребления котельного топлива ограничивало глубину переработки нефти и приводило к малоэффективному использованию основного сырья - нефти. XXV съезд нашей партии поставил задачу обеспечить более рациональную и более глубокую переработку нефти.

Так, увеличение выхода светлых нефтепродуктов из ромашкин-ской нефти с 44,7 до 75,7% приводит к росту прибыли на 1 т нефти в 2,1 раза, но при этом эксплуатационные затраты на 1 т нефти увеличиваются в 2,4 раза, капитальные - в 2,5 раза на 1 т светлых нефтепродуктов соответственно на 42% и на 48%. В то же время для выработки одинакового количества светлых нефтепродуктов при большей глубине переработки требуется меньше нефти, экономятся ее ресурсы, а следовательно, уменьшаются затраты на добычу и разведку. Одновременно увеличивается выход сырья для нефтехимии и улучшается качество продукции . Поэтому выводы о целесообразной глубине переработки нефти необходимо делать, исходя из общей народнохозяйственной эффективности , т. е. с учетом затрат в переработке нефти, добыче нефти и газа, эффекта у потребителя от применения более качественного топлива, от обеспеченности районов энергетическими ресурсами и затрат на транспорт.

В Европейской части СССР, не располагающей достаточными собственными ресурсами топлива, в структуре потребления значительный удельный вес занимает топочный мазут. Такое положение, видимо, сохранится некоторое время, и глубина переработки нефти в этих районах будет ниже при общей тенденции более глубоко и полно использовать нефти как ценнейший и невосполнимый вид сырья.

Эффективность переработки нефти измеряется удельными капитальными вложениями на единицу перерабатываемого сырья по процессам, затратами, связанными с извлечением продукции из 1 тонны нефти, ассортиментом выхода продукции, степенью глубины переработки исходного сырья. Экономический эффект на стадии исчисляется посредством определения следующих показателей критерия интегрального эффекта, современной чистой ценности или текущей стоимости , оценки суммарного выхода продукции в мировых ценах.

Современный этап развития российской экономики характеризуется противоречивыми тенденциями. Наряду с ростом добычи и экспорта сырой нефти, ведущие нефтяные компании России осуществляют программы коренной реконструкции принадлежащих им нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) с целью повышения их экономической эффективности . Стратегическими приоритетами модернизации НПЗ приняты кардинальное улучшение качества выпускаемых нефтепродуктов и увеличение эффективности использования нефтяного сырья, что достигается, главным образом, за счет роста глубины переработки нефти.

Производство нефтепродуктов на третьем этапе планового периода описывалось пятью способами с учетом различной глубины переработки нефти и соотношений выходов дизельного топлива и бензина. На третьем этапе при формировании способов с максимальным выходом светлых нефтепродуктов учитывались коэффициенты суммарного расхода сырья на вторичных процессах.

Но в целом достижения мировой практики в управлении отраслью целесообразно использовать и в Украине, где с развитием нефтепереработки увеличивается значение субъективных факторов , которые, не требуя значительных инвестиционных ресурсов , могут существенно влиять на результаты хозяйственной деятельности НПЗ. Из анализа данных табл. 2 следует, что особого внимания заслуживают такие проблемные вопросы, как повышение уровня использования производственных мощностей установок переработки нефти, снижение уровня безвозвратных потерь , наращивание глубины переработки углеводородного сырья , сокращение простоев и другие. Кроме перечисленных факторов, на повышение эффективности производства на НПЗ большое внимание уделяется вопросам энергосбережения.

По глубине использования сырья различают предприятия с глубокой, неглубокой и средней глубиной переработки нефти. К первым относятся предприятия с развитыми процессами вторичной переработки, с процессами облагораживания нефтепродуктов и производящие широкую номенклатуру нефтехимической продукции. По таким схемам работают современные крупные предприятия во многих экономических районах страны.

Газы переработки нефти - один из крупнейших источников сырья для производства химической продукции , ресурсы которых на нефтеперерабатывающих заводах зависят от многих факторов, например метода переработки нефти, мощности предприятия, глубины переработки нефти, ее состава, ассортимента выпускаемой продукции.

Переработка сырья на установках максимальной мощности в отрасли возрастает, что позволяет увеличивать глубину переработки нефти. К предприятиям с глубокой переработкой относятся те, где развиты процессы вторичной переработки и облагораживания нефтепродуктов, выпускающие нефтехимическую продукцию широкой номенклатуры. Обычно это современные крупные предприятия. Для заводов с неглубокой переработкой нефти характерен значительный объем производства мазутов и невысокий удельный вес вторичных процессов в структуре переработки нефти.

Таким образом, ресурсы углеводородных газов на нефтеперерабатывающем заводе, которые могут быть использованы как для производства добавок к моторному топливу, так и для других целей, находятся в прямой зависимости от масштабов и удельного веса методов переработки нефтепродуктов. Удельный вес каждого из применяемых методов переработки нефтяного сырья на нефтеперерабатывающем заводе в свою очередь зависит от многих факторов, главными из которых являются технико-экономические обоснования глубины переработки нефти, заданный ассортимент целевой продукция , в том числе моторных и энергетических топлив, смазочных масел и др., а также различных полупродуктов для нефтехимического синтеза. В этом отношении в развитии нефтеперерабатывающей промышленности ряда стран имеются существенные различия. Так, в США основное внимание уделяется процессам, обеспечивающим максимальную выработку бензина и повышение его качества, т. е. каталитическому крекингу и в последнее время каталитическому риформингу , при снижении доли термического крекинга. Уже в 1959 г. удельный вес мощностей каталитического крекинга достиг почти 50%, а катали-

Глубина переработки нефти определяется рядом технико-экономических факторов -капитальными затратами в установки нефтепереработки (установки каталитического крекинга требуют больших капитальных затрат), потребностью данного экономического района в тех или иных нефтепродуктах и складывающимся балансом энергетического топлива, качеством исходного сырья и др.

В процессе эксплуатации заводов в результате изменения схемы и глубины переработки нефти, а также качества и ассортимента топливной продукции выработка газа на первых двух установках может меняться в широких пределах, что в условиях тесной кооперации между нефтепереработкой и химическими производствами на нефтехимическом заводе недопустимо. Поэтому введение в схему установок пиролиза тяжелого нефтяного дистиллятного сырья создает более устойчивую и надежную базу для нефтехимических производств.

Другое важное направление - создание двигателей с топливными элементам (с использованием в качестве топлива водорода и кислорода) и атомных двигателей. Использование атомных двигателей окажет серьезное влияние на потребление котельного топлива, доля которого в общем производстве нефтепродуктов сократится. Нефть будет использоваться в большей степени на производство моторных топлив, масел, сырья для нефтехимии, что позволит увеличить глубину переработки нефти и отразится на составе процессов. В конечном итоге это приведет к росту мощности вторичных процессов - гидрокрекинга, коксования и др.

Выход светлого горючего при прочих равных условиях, естественно, выше на заводах, перерабатывающих сырье с высоким потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов. Новые технологические процессы позволяют значительно увеличить глубину переработки нефти и расширить ассортимент вырабатываемых нефтепродуктов. Однако при современном состоянии топливно-энергетического баланса в западных районах страны замена 1 т мазута углем увеличивает приведенные затраты на 8-9 руб. Этим обусловливается целесообразность сохранения в европейской части страны меньшей глубины переработки нефти с увеличением производства котельного топлива. На нефтезаводах Восточной и Западной Сибири и Средней Азии, наоборот, экономически целесообразна глубокая переработка нефти с минимальным отбором котельного топлива, так как в Сибири наиболее экономичными видами топлива являются тюменский природный газ и угли открытой добычи Кузнецкого и Канско-Ачинского бассейнов, а в Средней Азии - природный газ Узбекистана и Туркмении.

Один из самых насущных вопросов российского топливно-энергетического комплекса - его модернизация. Все нефтеперерабатывающие заводы страны находятся в эксплуатации уже более 30-35 лет и только Ачинский НПЗ был построен в 1983 году. Неудивительно поэтому, что средняя глубина переработки нефти на российских заводах не превышает 60-65 процентов, тогда как в развитых странах она доходит до 90 процентов. Не лучшая ситуация и в отечественном газовом хозяйстве. Удельный вес перерабатываемого газа не превышает 6 процентов, а используемого в качестве химического сырья - 1,5 процента.

В то же время, существующая технологическая схема производства, качество и количество потребляемого сырья и выпускаемой продукции, характеристики основных и вспомогательных установок, параметры работы объектов общезаводского хозяйства и товарного производства и другие показатели не обеспечивают рационального использования нефтяного сырья, не отвечают современным и перспективным требованиям к качеству нефтепродуктов. Так, основные производственные установки введены в эксплуатацию в начале 70-х годов, технологическая схема обеспечивает глубину переработки нефти лишь на уровне 55%, удельный вес вторичных процессов составляет только 20% и т.п. Все это требует серьезной реконструкции и модернизации производства.

По глубине использования сырья различаю предприятия с глубокой, неглубокой и средней глубиной переработки нефти. К первым относятся предприятия с развитыми процессами вто ричной переработки, с процессами облагораживания нефтепродуктов, с широкой номенклатурой нефтехимической продукции.

Рациональное использование тяжёлых нефтяных остатков, дополнительную их переработку с получением новых товарных нефтепродуктов, всегда является актуальной задачей. Одним из тяжёлых остатков нефтепереработки, который привлекает к себе пристальное внимание исследователей и производственников, асфальт процесса деасфальтизации гудрона. Известно, что часть асфальта используют как компонент сырья производства битумов, но большая его часть вовлекается в производство котель- ных топлив, что не повышает глубину переработки нефти. В Уфимском государственном нефтяном техническом университете в течение ряда лет ведутся исследования по рациональному использованию тяже- лых нефтяных остатков, в том числе асфальта процесса деасфальтизации (АПД).

Начиная с десятого пятилетия взят решительный курс на более полное использование нефти, на ее более глубокую переработку. В Основных направлениях экономического и социального развития СССР на 1981 - 1985 годы и на период до 1990 года указывается...повысить эффективность использования нефти, обеспечить дальнейшее углубление ее переработки. . Углубление переработки нефти связано с вводом большого количества вторичных процессов каталитического крекинга , гидрокрекинга., термоконтактного крекинга, коксования и других деструктивных процессов. Глубина переработки нефти оценивается количеством целевых нефтепродуктов, отбираемых из нефти. При этом количество целевых нефтепродуктов определяется путем вычитания из общего объема перерабатываемого сырья валовой выработки топочного мазута, безвозвратных потерь и сухого газа, используемого на топливо. Увеличение целевых нефтепродуктов связано с деструктивной переработкой остаточных продуктов, используемых в настоящее время как котельное топливо.

Следует отметить, что столь существенные сдвиги в росте нефтегазодобычи шли на фоне ряда негативных явлений в экономике нашей страны, в результате чего возобладали экстенсивные направления развития добывающих и перерабатывающих отраслей промышленности не фтегазового комплекса. Отставание в развитии техники, технологии и организации производства в этом комплексе сопровождалось увеличением капиталовложений и себестоимости добычи и переработки нефти и газа, отрицательно сказалось на глубине переработки нефти, газового сырья и качестве готовой продукции . Это является одной из важных причин увеличения удельного (на единицу продукции) и общего расхода продуктов нефтегазоперерабатываю-щей промышленности в потребляющих отраслях, снижая их эффективность. Отставание технологии использования нефтегазопродук-тов Е потребляющих отраслях обусловливает малоэффективное пот-

В области 1945 года функционирует Атырауский нефтеперерабатывающий завод. Завод является одним из крупных налогоплательщиков области, работа влияет на состояние экономики региона. Моральный и физический износ основного оборудования на заводе, низкая глубина переработки нефти не позволяют должным образом перерабатывать ценное нефтехимическое сырье , в связи с чем принято постановлением Правительства РК о реконструкции Атырауского НПЗ за счет правительственного займа, софинансирования Японской фирмы "Марубени" и ННК "Ка-захОйл" на сумму 308,0млн.долл. США. Реализация проекта позволит создать конкурентоспособную продукцию на уровне мировых стандартов нефтепереработки и экспортировать ее на внешний и внутренний рынки.

Сравнение различных по уровню глубины переработки углеводородного сырья схем показывает, что перевод НПЗ с простой схемы на классическую и далее на глубокую (выход светлых до 90% и выше) сопровождается не только возрастанием общих удельных капитальных вложений со 116 млн. долл. на 1 млн. т мощности до 184 и 307 млн. долл. на 1 млн. т мощности соответственно, но и повышением доли активной части основных производственных фондов с 39,5% до 49,8% и 58,4%. Одновременно с отмеченной тенденцией происходило сокращение капитальных затрат в общезаводское хозяйство, в том числе при переходе с простой на классическую схему в 2,1 раза и с классической на глубокую - в 1,4 раза. Приведенные данные позволяют сделать вывод о том, что оптимальная загрузка и сбалансированность производственных мощностей при рациональном использовании фондовооруженности труда является одним из наиболее важных факторов, влияющих на повышение эффективности работы НПЗ. В то же время не следует забывать и о том, что их значение в формировании ре-зультатирующих показателей НПЗ может усиливаться и за счет повышения качества как перерабатываемой нефти, так и выпускаемых нефтепродуктов.

Особое место занимает проблема дальнейшего углубления переработки нефти, вызываемая возрастающей потребностью в сырье для нефтехимии. В этих целях намечается увеличить мощности каталитического крекинга , коксования и гидрокрекинга и тем самым заложить основу для глубокой переработки нефти. Таким образом для нефтепереработчиков ближайшие годы должны стать годами интенсификации и реконструкции вторичных процессов ив первую очередь процессов, повышающих глубину переработки нефти.

Еще в XIX в. Д. И. Менделеев подчеркивал необходимость квалифицированного использования нефти (нефть не топливо топить можно и ассигнациями). Однако до настоящего времени в СССР более 160 млн. т мазута ежегодно сжигается под котлами электростанций. Уровень глубины переработки нефти (т. е. отношение суммарного количества произведенных из нефти моторных топлив, смазочных масел и углеводородного химического сырья к количеству переработанной нефти) в СССР не прев ышает 60-62 %, в то время как в ГДР этот показатель равен 78%, а в США превышает 85 %. В ближайшие годы следует резко увеличить глубину переработки нефти за счет внедрения процессов каталитического крекинга , гидрокрекинга, коксования, пиролиза тяжелых фракций нефти, а также производства на их основе различных смазочных компонентов.

При расчетах Т. б. потребность в топливе опреде ляется в первую очередь для установок, к-рые могут использовать только определенные виды топлива или продукты переработки первичных топливных ресурсов. Выявленная потребность таких установок служит поэтому основой для последующего определения типа, технологич. схемы и производств, мощности топливоперерабатывающих предприятий (нефтеперерабатывающих, коксогазовых з-дов, заводов по производству жидкого топлива и т. п.), а это позволяет определить необходимое для их работы развитие добычи первичных топливных ресурсов. Так, при определении необходимых масштабов добычи (или импорта) нефти в первую очередь выявляется потребность нар. х-ва в светлых нефтепродуктах и дизельном топливе (в основном для нужд двигателей нестационарной энергетики - автомобильного и тракторного парка, авиации, тепловозов и т. п.). В зависимости от принятой технологич. схемы переработки нефти процент извлечения светлых нефтепродуктов может быть различен. Как правило, он колеблется от 35 до 70%. Чем выше выход светлых нефтепродуктов из сырой нефти, тем сложнее процесс ее переработки и тем большие потребуются капиталовложения в нефтеперерабатывающую пром-сть. И, напротив, чем ниже (до известных пределов) выход светлых нефтепродуктов, тем меньше капиталовложения в переработку нефти и тем выше выход темных нефтепродуктов (мазутов), к-рые могут быть использованы как топливо в установках, не предъявляющих строго фиксированных требований к его качественной характеристике топливно-энергетического баланса района и. как правило, диктуется нофебностью в котельном топливе. Она зависит от отбора свет, ых нефтепродуктов на установках первичной перегонки и состава технологической схемы завода (повышение доли процессов коксования, крекинга и нефтехимических приводит к увеличению глубины переработки). Поэтому в районах, хорошо обеспеченных топливными ресурсами (например, Восточная Сибирь , Дальний Восток и др.), целесообразна глубокая переработка нефти с отбором светлых нефтепродуктов свыше 60%. На заводах таких районов предусматривается значительный объем вторичных процессов, связанных с деструктивной переработкой сырья, и процессов нефтехимического профиля. В районах с недостаточными собственными топливно-энергетическими ресурсами покрытие топливного дефицита производится за счет большей выработки на нефтеперерабатывающих заводах котельного топлива. Глубина переработки нефти здесь должна быть минимальной.

Смотреть страницы где упоминается термин Глубина переработки нефти, сырья

: Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности (1989) -- [

Нефтеперерабатывающие заводы неглубокой переработки нефти (НПЗ НГП ) характеризуются наиболее простой технологической структурой, низкими капитальными и эксплуатационными затратами по сравнению с НПЗ углубленной или глубокой нефтепереработки.

Основной недостаток НПЗ НГП – большой удельный расход ценного и дефицитного нефтяного сырья и ограниченный ассортимент нефтепродуктов. Наиболее типичный нефтепродукт такого типа НПЗ – котельное топливо, дизельное топливо, автобензин (при необходимости печное топливо), сухой и сжиженные газы. Глубина отбора моторных топлив ограничивается потенциальным содержанием их в исходной нефти. Строительство НПЗ НГП могут позволить себе лишь страны, располагающие неограниченными ресурсами нефти, такие как Саудовская Аравия, Иран, Ирак или Кувейт. Очевидно, нефтепереработка России, обладающая скромными запасами нефти (менее 5 % от мировых), должна ориентироваться только на глубокую или безостаточную переработку нефти. Типовая блок-схема НПЗ неглубокой переработки сернистой нефти представлена на рисунке 1.6.

Осуществление технологии следующей ступени нефтепереработки – углубленной переработки нефти с получением моторных топлив в количествах, превышающих потенциальное их содержание в исходном сырье, связано с физико-химической переработкой остатка от атмосферной перегонки – мазута.

В мировой практике при углубленной и глубокой переработке нефти исключительно широкое распространение получили схемы переработки мазута посредством вакуумной или глубоковакуумной перегонки с последующей каталитической переработкой вакуумного (или глубоковакуумного) газойля в компоненты моторных топлив.

Количество трудноперерабатываемого тяжелого нефтяного остатка – гудрона – при этом примерно вдвое меньше по сравнению с мазутом.

На рисунке 1.6 приведена блок-схема НПЗ, наиболее широко применяемая при углубленной переработке сернистых нефтей.

ВПБ – вторичная перегонка бензина, АО – аминная очистка, ГФУ – газофракционная установка, ГО – гидроочистка, КР – каталитический риформинг, СГК – селективный гидрокрекинг, КГДМ – каталитическая гидродепарафинизация

Рисунок 1.6 – Блок-схема НПЗ неглубокой переработки

Сернистой нефти (комбинированной центровки лк-6у)

Глубокая переработка гудронов с максимальным получением компонентов моторных топлив может быть осуществлена посредством тех же промышленных технологических процессов, которые применяются при переработке вакуумных (глубоковакуумных) газойлей, но с предварительной деасфальтизацией и деметаллизацией сырья, где одновременно достигается деметаллизация и снижение коксуемости нефтяного остатка.

В приведены варианты блок-схем перспективных НПЗ глубокой и безостаточной переработки сернистых нефтей. Технологические структуры НПЗ различных типов представлены в таблице 1.2.

Об эффективности использования перерабатываемой нефти на НПЗ различных типов можно судить по данным, приведенным в таблице 1.3. Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает существенное влияние на технологическую структуру и технико-экономические показатели НПЗ.

Таблица 1.2 –Технологическая структура НПЗ разных типов

Процессы, которые входят(+) или могут входить(V ) в состав НПЗ		Тип НПЗ

Электрообезвоживание и обессоливание
Атмосферная перегонка
Гидроизомермзация фр. н. к.-62 °С
Селективный гидрокрекинг фр. 62….85 °С
Каталитический риформинг фр. 85….180 °С
Гидроочистка керосиновой фракции
Гидроочистка дизельной фракции
Аминная очистка газов от сероводорода
Газофракционирующая установка
Производство серы
Вакуумная перегонка
Гидроочистка вакуумного газойля 350…(500…600) °С
Легкий гидрокрекинг
Каталитический крекинг
Гидрокрекинг
Алкилирование
Производство метил-трет -бутилового эфира
Висбрекинг гудрона
Глубоковакуумная перегонка
Сольвентная деасфальтизация
Замедленное коксование
Битумная установка
Термокрекинг дистиллятного сырья
Термоадсорбционная деасфальтизация и деметаллизация
Таблица 1.3 – Связь между типом НПЗ и эффективностью использования нефти
Показатель нефтепереработки	Тип НПЗ

Тип остатка			Тяжелый гудрон
Выход остатка, % На нефть средней сортности
Глубина переработки нефти, % мас.(без учета Т и П)
Эффективность использования нефти, баллы

Легче и выгоднее перерабатывать малосернистые и легкие нефти с высоким потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов, чем сернистые и высокосернистые, особенно с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, переработка которых требует большей насыщенности НПЗ процессами облагораживания.

Завышенные затраты на переработку низкосортных нефтей должны компенсироваться заниженными ценами на них.

Одним из важных показателей НПЗ является также соотношение дизельное топливо: бензины (ДТ:Б). На НПЗ неглубокой переработки это соотношение не поддается регулированию и обусловливается потенциальным содержанием таких фракций в перерабатываемой нефти.

На НПЗ углубленной или глубокой переработки нефти потребное соотношение ДТ:Б регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизельных топлив в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преобладающего выпуска дизельных топлив в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга.

а – КТ-1, б – гидрокрекинга (ГК), КК – каталитический крекинг, ВБ –висбрекинг, Алк – алкирование, ПБ – производства битума, ВП – выкуумная перегонка, ПВ – производство водорода, ПМТБЭ – производства МТБЭ

Рисунок 1.7 – Блок-схема НПЗ углубленной переработки сернистой нефти в комплексе

Женская мода и красота