Нпз не хватает глубины. Почему в России такая низкая глубина переработки нефти

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.

Россия, один из мировых лидеров по добыче нефти, располагает серьёзными мощностями по производству продуктов переработки «чёрного золота». Заводы выпускают топливную, масляную и нефтехимическую продукцию, при этом суммарные годовые объёмы производства бензина, дизельного топлива и топочного мазута достигают десятков миллионов тонн.

Масштабы российской нефтепереработки

В настоящее время на территории России функционируют 32 крупных нефтеперерабатывающих завода и ещё 80 мини-предприятий, также занятых в данной отрасли. Совокупные мощности НПЗ страны дают возможности переработки 270 млн тонн сырья. Представляем вашему вниманию топ-10 заводов по переработке нефти по критерию установленных производственных мощностей. Предприятия, вошедшие в список, принадлежат как государственным, так и частным нефтекомпаниям.

1. «Газпромнефть-ОНПЗ» (20,89 млн тонн)

Предприятие «Газпромнефть-ОНПЗ» более известно как Омский нефтеперерабатывающий завод. Владельцем завода является компания «Газпром нефть» (структура «Газпрома»). Решение о постройке предприятия было принято в 1949 году, завод запустили в 1955 году. Установленная мощность достигает 20,89 млн тонн, глубина переработки (соотношение объёма сырья к количеству производимых продуктов) - 91,5%. В 2016 году Омский НПЗ переработал 20,5 млн тонн нефти. Пронедра писали ранее, что фактическая переработка на НПЗ в 2016 году снизилась в сравнении с уровнем 2015 года.

В прошлом году произведено в том числе 4,7 млн тонн бензина и 6,5 млн тонн дизтоплива. Кроме топлива, завод производит битумы, коксы, кислоты, гудрон и другую продукцию. За последние несколько лет предприятие за счёт модернизации мощностей сократило количество выбросов в атмосферу на 36%, к 2020 году планируется снизить степень вредного воздействия на окружающую среду ещё на 28%. В общей сложности за последние 20 лет количество выбросов уменьшилось в пять раз.

2. «Киришинефтеоргсинтез» (20,1 млн тонн)

Киришский нефтеперерабатывающий завод («Киришинефтеоргсинтез», предприятие «Сургутнефтегаза») мощностью 20,1 млн тонн находится в городе Кириши Ленобласти. Ввод в эксплуатацию состоялся в 1966 году. Фактически в среднем перерабатывает более 17 млн тонн нефти с глубиной 54,8%. Кроме ГСМ, выпускает аммиак, битумы, растворители, газы, ксилолы. По данным предприятия, в последние годы по результатам анализа 2,4 тыс. проб превышений нормативов выбросов вредных веществ в атмосферный воздух выявлено не было. В пределах контрольных точек санитарно-защитной зоны комплекса экологических нарушений также не обнаружено.

3. «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (18,8 млн тонн)

Крупнейший НПЗ «Роснефти» мощностью в 18,8 млн тонн - «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (до 2002 года - Рязанский нефтеперерабатывающий завод) - выпускает автобензин, дизтопливо, авиакеросин, котельное горючее, битумы для строительной и дорожной отраслей. Предприятие начало работать в 1960 году. В прошлом году завод переработал 16,2 млн тонн сырья с глубиной 68,6%, произведя при этом 15,66 млн тонн продукции, в том числе 3,42 млн тонн бензина, 3,75 млн тонн дизтоплива и 4,92 млн тонн мазута. На предприятии в 2014 году начал работать центр экологических исследований. Также функционируют пять экологических лабораторий. Замеры вредных выбросов осуществляются с 1961 года.

4. «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» (17 млн тонн)

Один из лидеров отечественной нефтепереработки, предприятие «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» (владелец - «Лукойл»), расположено в городе Кстово Нижегородской области. Предприятие, мощность которого в настоящее время достигает 17 млн тонн, было открыто в 1958 году и получило наименование Новогорьковский нефтеперерабатывающий завод.

НПЗ производит порядка 70 наименований продукции, включая бензиновое и дизельное топливо, горючее для авиационного транспорта, парафины и нефтебитумы. «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» является единственным в России предприятием, выпускающим пищевые парафины твёрдого типа. Глубина переработки достигает 75%. На заводе работает экологическая лаборатория, имеющая в своём составе два передвижных комплекса. В рамках программы «Чистый воздух» резервуары завода оборудованы понтонами для уменьшения в десятки раз количества выбросов углеводородов в атмосферу. За последние десять лет усреднённые показатели загрязнения окружающей среды снизились втрое.

5. «Лукойл-Волгограднефтепереработка» (15,7 млн тонн)

Волгоградский (Сталинградский) НПЗ, запущенный в 1957 году, в 1991 году вошёл в состав компании «Лукойл» и получил новое название - «Лукойл-Волгограднефтепереработка». Мощность завода составляет 15,7 млн тонн, фактическая - 12,6 млн тонн с глубиной переработки в 93%. Сейчас предприятие выпускает около семи десятков наименований продуктов нефтепереработки, включая автобензин, дизтопливо, сжиженные газы, битумы, масла, коксы и газойли. По данным «Лукойла», благодаря выполнению программы экологической безопасности, валовые объёмы вредных выбросов были сокращены на 44%.

6. «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» (15 млн тонн)

Ново-Ярославский нефтеперерабатывающий завод (в настоящее время - «Славнефть-ЯНОС», совместная собственность компаний «Газпром» и «Славнефть»), начал работать в 1961 году. Актуальная установленная мощность завода составляет 15 млн тонн сырья, глубина переработки - 66%. Предприятие занято выпуском автомобильных бензинов, дизельного горючего, топлива, используемого в реактивных двигателях, широкого спектра масел, битумов, восков, парафинов, ароматических углеводородов, мазута и сжиженных газов. За последние 11 лет «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» существенно улучшил качество своих промышленных стоков. Количество накопленных прежде отходов уменьшилось в 3,5 раза, а объём загрязняющих выбросов в атмосферу - в 1,4 раза.

7. «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» (13,1 млн тонн)

В 1958 году был введён в эксплуатацию Пермский нефтеперерабатывающий завод. Позже он получил такие названия, как Пермский нефтеперерабатывающий комбинат, «Пермнефтеоргсинтез» и в итоге, после перехода в собственность «Лукойла», был переименован в «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез». Мощность предприятия при глубине переработки сырья 88% достигает 13,1 млн тонн. «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» производит широкий ассортимент продукции, включающий десятки пунктов - бензины, дизтопливо, горючее для реактивных силовых установок, газойли, толуол, бензол, сжиженные углеводородные газы, серу, кислоты и нефтяные коксы.

По заверениям руководства завода, на предприятии активно осуществляются меры, которые позволяют исключить выбросы в окружающую среду загрязняющих компонентов сверх нормативных ограничений. Все виды нефтесодержащих отходов утилизируются при помощи специального современного оборудования. В прошлом году завод победил в конкурсе «Лидер природоохранной деятельности в России».

8. «Газпромнефть - Московский НПЗ» (12,15 млн тонн)

Московский нефтеперерабатывающий завод (собственник - «Газпром нефть»), который в настоящее время обеспечивает удовлетворение 34% потребностей российской столицы в нефтепродуктах, был построен в 1938 году. Мощность предприятия достигает 12,15 млн тонн при глубине переработки в 75%. Завод занят преимущественно в топливном сегменте - производит моторное горючее, однако дополнительно выпускает и битум. Также производятся сжиженные газы для бытовых и коммунальных нужд, топочный мазут. По данным «Газпромнефть - Московский НПЗ», система экологического менеджмента на предприятии соответствует международным стандартам.

Тем не менее, с 2014 года завод неоднократно оказывался в центре внимания ввиду выбросов сероводорода в атмосферный воздух Москвы. Хотя, по данным МЧС, источником загрязнения действительно оказалось упомянутое нефтеперерабатывающее предприятие, соответствующие официальные обвинения предъявлены не были, а под подозрение попали ещё три десятка промышленных объектов, расположенных в городе. В 2017 году представители Московского НПЗ сообщили, что превышений по загрязняющим выбросам на территории предприятия не наблюдается. Напомним, в московской мэрии заявили о запуске системы наблюдения за выбросами завода.

9. «РН-Туапсинский НПЗ» (12 млн тонн)

Предприятие «РН-Туапсинский НПЗ» является старейшим нефтеперерабатывающим заводом в России. Он был построен в 1929 году. Уникальность предприятия состоит также в том, что это - единственный НПЗ в стране, расположенный на черноморском побережье. Собственник «РН-Туапсинский НПЗ» - корпорация «Роснефть». Мощность завода составляет 12 млн тонн (фактически в год перерабатываются 8,6 млн тонн сырья), глубина переработки - до 54%. Основной ассортимент выпускаемых продуктов - бензин, включая технологический, дизтопливо, керосин для осветительных целей, мазут и сжиженный газ. По данным администрации завода, на НПЗ удалось в сжатые сроки сократить в два раза объёмы загрязняющих выбросов в атмосферный воздух. Также качество стоков доведено до показателя рыбохозяйственных водоёмов первой категории.

10. «Ангарская нефтехимическая компания» (10,2 млн тонн)

В Ангарске Иркутской области расположились производственные объекты «Ангарской нефтехимической компании», специализирующейся на нефтепереработке. В комплекс входят нефтеперерабатывающий, химический блоки, а также комбинат по производству масел. Установленная мощность - 10,2 млн тонн, глубина переработки - 73,8%. Комплекс был запущен в 1945 году как предприятие по производству жидкого угольного топлива, а в 1953 году ввели в эксплуатацию первые нефтехимические мощности. Сейчас компания производит автобензин, дизтопливо, керосин для воздушных судов, спирты, мазут, серную кислоту, масла. В рамках выполнения мероприятий экологической безопасности обустроены закрытые факелы для нейтрализации сбросных газов, возводится система оборотного водоснабжения.

Лидеры в переработке нефти: топ регионов и компаний

Если говорить о российской нефтеперерабатывающей отрасли в целом, то для неё характерна большая (до 90%) степень консолидации. Заводы преимущественно работают в составе компаний вертикально-интегрированного типа.

Большая часть существующих в России нефтеперерабатывающих заводов была построена ещё в советский период. Распределение нефтеперерабатывающих предприятий по регионам осуществлялось по двум принципам - близости к месторождениям сырья и сообразно необходимости поставок горюче-смазочных материалов и продуктов нефтехимии в конкретные районы РСФСР, или же в соседние республики СССР. Данные факторы и предопределили картину расположения нефтеперерабатывающих мощностей на территории современного российского государства.

Современный этап развития отечественной переработки «чёрного золота» характеризуется не только наращиванием мощностей, но и тотальной модернизацией производства. Последняя даёт возможность российским компаниям как улучшить качество продукции до уровня самых жёстких международных стандартов, так и повысить глубину переработки сырья, а также минимизировать негативное воздействие на окружающую среду.

Challenges and development trends of deeper oil conversion in Russia

E. CHERNYSHЕVA VNIPIneft, OJSC

В последние годы состояние и структура нефтепереработки в мире радикально изменились. Кувейт, Саудовская Аравия, Объединенные Арабские Эмираты, Китай, Индия активно строят и вводят в эксплуатацию все новые мощности по нефтепереработке и нефтехимии. Общей мировой тенденцией, наиболее ярко выраженной в промышленно развитых странах, стало ужесточение экологического законодательства, направленное на снижение вредных выбросов при сжигании топлив, а также на постоянный рост требований к качеству нефтепродуктов.

The author presents a detailed analysis of trends of Russian refining industry development at present and in the near term.

Экономический кризис крайне неблагоприятно сказался на развитии всей нефтепереработки в мире. Низкий уровень спроса оказался ключевым фактором, негативно повлиявшим на маржу отрасли в целом. И хотя мировой спрос постепенно восстанавливается, и мировая экономика медленно выходит из финансового кризиса, на отрасль продолжают оказывать влияние кризисные тенденции: снижение спроса и уменьшение цен на нефтепродукты, существенное увеличение их коммерческих запасов, ввод новых мощностей в Азии (прежде всего крупнейшего НПЗ в Индии).

С 2003 до 2008 гг. мировая нефтепереработка переживала период взлета, сменившийся в настоящее время затяжным кризисом. В декабре 2009 – январе 2010 гг. мировая маржа нефтепереработки была близка к нулевой отметке. Спрос на дистилляты значительно упал и продолжает падать. Уровень загрузки НПЗ снизился до рекордно низких значений: в Европе до 70 – 75%, а в США – до рекордных 80%. Особенно трудно пришлось высокотехнологичным заводам, а также предприятиям, получающим прибыль за счет переработки дешевых высокосернистых сортов нефти в светлые нефтепродукты высокой стоимости: резкое сокращение ценового дифференциала между сортами нефти разного качества оказало дополнительное отрицательное влияние на результативность их деятельности.

Низкий уровень прибыли в секторе переработки стал основной причиной падения показателей чистой прибыли в части «даунстрим» крупнейших международных нефтяных корпораций. Некоторые независимые нефтеперерабатывающие компании были вынуждены начать процедуру банкротства. В результате были ликвидированы мощности по переработке нефтяного сырья на 1,2 млн барр. в сутки. И полностью закрыты в мире 16 НПЗ – беспрецедентный случай. В результате экспорт нефти в Европу существенно сокращается, а нефтяные компании продолжают пересмотр инвестиционных программ в секторе переработки.

Тем временем Китай активно расширяет свою нефтепереработку: в 2009 – 2010 гг. национальные компании – Sinopec, PetroChina и CNOOC – ввели в эксплуатацию пять новых и модернизированных НПЗ в Фуцзяне, Тьянине, Хойчжоу, Душаньцзы и Фушуне, увеличив совокупные перерабатывающие активы страны примерно на 900 тыс. барр. в сутки. В конце февраля 2009 г. компания Petrovietnam запустила в эксплуатацию первый во Вьетнаме НПЗ мощностью 145 тыс. барр. в сутки.

Происходит существенное увеличение мощностей по производству нефтепродуктов в Африке (в Анголе, Египте, Ливии, Нигерии, Чаде, Южной Африке), в Центральной и Южной Америке (в Венесуэле, Колумбии, Никарагуа, Эквадоре), на Ближнем Востоке (в Иране, Ираке), а также в Азии (в Брунее, Вьетнаме, Индонезии, Китае, Малайзии, Монголии, Пакистане).

Предполагалось, что ввод новых мощностей в Азиатско-Тихоокеанском регионе будет способствовать удовлетворению растущих потребностей внутреннего спроса этих стран, однако получился обратный эффект: дешевые нефтепродукты и продукты нефтехимии наводняют европейский рынок. Таким образом, наблюдается глобальное смещение нефтеперерабатывающих мощностей с запада на Восток, с Севера на Юг.

Поскольку в Азии и на Ближнем Востоке появилось огромное количество новых НПЗ, то многие заводы в США также оказались под угрозой закрытия. Кроме этого, в США резко упал спрос на бензин, что нехарак-терно для данного региона, и активно проводится политика перехода на альтернативные источники энергии и использование этанола. Активная работа по переходу на переработку тяжелых канадских нефтей в США позволит им отказаться от части поставок нефти из стран Ближнего Востока и других регионов. Эти факторы повлияют на снижение цен на нефтяное сырье и приведут к уменьшению экспортного потенциала нефти России.

Происходящие в настоящее время структурные изменения на мировом рынке химической и нефтехимической продукции, появление новых сильных игроков на традиционных рынках сбыта российской продукции серьезно усложняют позиции российских компаний в борьбе за рынки сбыта. Это относится к вопросам реализации и сырья, и продукции. Конкурентоспособна только высокотехнологичная и качественная продукция высокого уровня или, как это не парадоксально – дешевые полуфабрикаты. Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России для удовлетворения потребностей внутреннего рынка и экспорта высококачественных, обладающих добавочной стоимостью нефтепродуктов вместо экспорта сырой нефти.

Россия пока в аутсайдерах

В настоящее время нефтепереработка России существенно отстает в своем развитии от промышленно развитых стран мира. Суммарная установленная мощность нефтепереработки в России на сегодняшний день 270 млн тонн год. В России в настоящее время действует 27 крупных НПЗ (мощностью от 3,0 до 19 млн тонн нефти в год) и около 200 мини-НПЗ. Часть из мини-НПЗ не имеют лицензий Ростехнадзора и не включены в Государственный реестр опасных производственных объектов. Правительством РФ решено: разработать регламент по ведению Минэнерго РФ реестра НПЗ в Российской Федерации, осуществить проверку мини-НПЗ на соответствие требованиям подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам и/или нефтепродуктопроводам. Крупные же заводы России, в основном, имеют длительные сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 60 лет назад – максимальное (рис. 1).

Рис.1. Сроки эксплуатации российских НПЗ

Качество выпускаемых нефтепродуктов серьезным образом отстает от мирового. Доля бензинов, удовлетворяющих требованиям Евро 3,4, составляет 38% от всего объема выпускаемого бензина, а доля дизельного топлива, удовлетворяющего требованиям класса 4,5, всего лишь 18%. По предварительным оценкам, объем переработки нефти в 2010 г. составил около 236 млн тонн, при этом было произведено: бензина – 36,0 млн тонн, керосина – 8,5 млн тонн, дизтоплива – 69,0 млн тонн (рис. 2).

Рис. 2. Переработка нефти и производство основных нефтепродуктов в РФ, млн т. (без учета ОАО «Газпром»)

При этом объем переработки нефтяного сырья по сравнению с 2005 г. увеличился на 17%, что при весьма низкой глубине переработки нефти привело к выпуску значительного количества нефтепродуктов низкого качества, которые не востребованы на внутреннем рынке и поставляются на экспорт в качестве полуфабрикатов. Структура же производства продукции на российских НПЗ за предыдущие десять лет (2000 – 2010 гг.) практически не изменилась и серьезно отстает от мирового уровня. Доля выработки топочного мазута в России (28%) в несколько раз выше аналогичных показателей в мире – менее 5% в США, до 15% в Западной Европе. Качество автомобильных бензинов улучшается вслед за изменением структуры парка автомобилей в РФ. Доля выпуска низкооктановых автобензинов А-76(80) сократилась с 57% в 2000 г. до 17% в 2009 г. Увеличивается также количество малосернистого дизельного топлива. Вырабатываемый в России бензин в основном используется на внутреннем рынке (рис. 3).

Рис. 3. Производство и распределение топлива, млн т

При общем объеме экспорта дизельного топлива из России в дальнее зарубежье в количестве 38,6 млн тонн дизельное топливо класса Евро-5 составляет около 22% , т. е. остальные 78% – топливо, не соответствующее европейским требованиям. Оно реализуется, как правило, по более низким ценам или как полуфабрикат. При увеличении общего производства мазута за последние 10 лет резко возросла доля мазута, реализуемого на экспорт (в 2009 г. – 80% от всего произведенного мазута и более 40% от суммарного экспорта нефтепродуктов).

К 2020 г. рыночная ниша по мазуту в Европе для российских производителей будет крайне мала, поскольку весь мазут будет преимущественно вторичного происхождения. Поставка в другие регионы крайне затратна из-за высокой транспортной составляющей. Вследствие неравномерного размещения предприятий отрасли (большинство НПЗ размещены в глубине страны) увеличиваются транспортные затраты.

Технический уровень большинства НПЗ также не соответствует передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основными проблемами отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая глубина переработки нефти – (в России – 72%, в Европе – 85%, в США – 96%), отсталая структура производства – минимум вторичных процессов, и недостаточный уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Еще одна проблема – высокая степень износа основных фондов, и, как следствие, повышенный уровень энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют КПД 50 – 60% при среднем показателе на зарубежных заводах – 90%.

Значения Индекса Нельсона для основной массы российских НПЗ ниже среднего значения этого показателя в мире (4,4 против 6,7) (рис. 4). Максимальный индекс российских НПЗ – около 8, минимальный порядка 2, что связано с невысокой глубиной переработки нефти, недостаточным уровнем качества нефтепродуктов и технически устаревшим оборудованием. Наличие на НПЗ процессов прямой перегонки нефти и установок, улучшающих качество прямогонных фракций, позволяют получить глубину не более 60%, наличие процессов переработки вакуумного газойля увеличивает глубину переработки до 75 – 80% , и только переработка гудрона и тяжелых остатков вторичных процессов позволяет перейти рубеж в 85 – 90% (рис. 5). Модернизация при сегодняшнем уровне развития технологических процессов в России потребует колоссальных затрат.

Рис. 5. Изменение глубины переработки нефти

Из 27 российских НПЗ уже на 18 заводах есть углубляющие процессы. 10 лет назад таких заводов было 11, к 2008 г. стало 16. Перейти рубеж в 75% сможем при наличии на всех НПЗ вторичных процессов. Основными процессами, углубляющими переработку нефти, являются деструктивные процессы, такие как коксование и все виды крекингов. Каталитический крекинг имеется на 13 заводах, из них только на 8 – современные процессы. На 5 за-водах – настоящий гидрокре-кинг, на 5 предприятиях – про-цесс коксования и на 9 – процесс висбрекинга (рис. 6). В 2008 г. таких установок было всего 6.

Рис. 6. Процессы углубления переработки нефти

Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей промышленности России в направлении строительства установок, углубляющих переработку.

Вместе с тем, в связи с вводом в действие техрегламента на новые стандарты нефтепродуктов, перед российскими нефтяными компаниями стоят масштабные задачи по модернизации НПЗ, связанной с реконструкцией действующих и строительством новых установок, улучшающих качество топлив, в т. ч. гидроочистки топлив, каталитического крекинга, изомеризации, алкилирования, риформинга.

Что делать?

В последние годы развитие нефтеперерабатывающей промышленности России имеет явную тенденцию к улучшению состояния отрасли. Предыдущие пять лет можно назвать золотым веком нефтепереработки. Были реализованы интересные проекты, изменил направление финансовый вектор. За последние 1,5 года проведен также целый ряд важных совещаний по вопросам нефтепереработки и нефтехимии с участием руководства страны в гг. Омске, Нижнекамске, Киришах и Нижнем Новгороде, Самаре. Это повлияло на принятие целого ряда своевременных решений: были предложены новая методика расчета экспортных пошлин (когда постепенно уменьшаются ставки на светлые нефтепродукты и увеличиваются на темные, т. о. к 2013 г. ставки должны сравняться и будут составлять 60% от пошлины на нефть) и дифференциация акцизов на автомобильный бензин и дизельное топливо в зависимости от качества, разработаны стратегия развития отрасли до 2020 г. развития нефтепереработки с объемом инвестиций ~1,5 трлн руб. и генеральная схема размещения объектов нефтегазопереработки, а также представлена система технологических платформ для ускорения разработки и внедрения конкурентоспособных на мировом рынке отечественных технологий нефтепереработки.

В документах по стратегии развития нефтеперерабатывающей отрасли отмечен опережающий рост по производству и потреблению дизельного топлива с увеличением реализации на внутреннем рынке до 45 млн т/год. Прогнозируется стабилизация производства топочного мазута на уровне 13 – 14 млн т/год и перераспределение его потребления в сторону бункеровочного топлива.

В рамках стратегии предполагается увеличение глубины переработки нефти до 85%. К 2020 г. планируется, что качество 80% выпускаемого бензина и 92% дизельного топлива будут соответствовать ЕВРО 5. При этом следует учитывать, что в Европе уже к 2013 г. будут введены более жесткие, экологические требования к топливам, соответствующие Евро 6. Тем не менее среди планируемых к строительству компаниями 57 новых установок по улучшению качества: по гидроочистке, риформингу, алкилированию и изомеризации (табл. 1). Модернизация заводов с целью выполнения требований регламента в первую очередь связана с увеличением доли процессов, улучшающих качество нефтепродуктов. А углубляющие процессы отошли на второй план, их внедрение отодвинулось на более отдаленную перспективу.

Табл. 1. Ввод установок, повышающих качество нефтепродуктов, до 2020 г.

Для увеличения глубины переработки нефтяного сырья запланировано построить около 30 установок и несколько реконструировать (табл. 2). Среди процессов, позволяющих, наряду с углублением нефтепереработки, получать качественные компоненты топлив, в основном два типа процессов – каталитический крекинг (высокооктановый компонент бензинов, сырье для нефтехимии) и гидрокрекинг (высокооктановые компоненты автобензинов с низким содержанием серы, низкозастывающие Д.Т. с ультранизким содержанием серы и авиакеросин).

Табл. 2. Ввод до 2020 г. установок, углубляющих нефтепереработку

Для увеличения доли высококачественных нефтепродуктов в экспортируемой товарной продукции необходимо осуществить коренную модернизацию действующих НПЗ и построить новые, прежде всего экспортно-ориентированные нефтеперерабатывающие и нефтехимические комплексы на терминалах магистральных нефтепроводов в пограничных и приморских центрах. Такие комплексы запланированы. Часть из этих проектов находится на стадии реализации. Значительный объем работ по модернизации осуществляет ОАО «НК «Роснефть» на принадлежащих ей НПЗ. Ведется строительство Туапсинского НПЗ, планируется построить НПЗ в Приморске и Грозном.

Технологические платформы

Вместе с тем, остается целый ряд глобальных стратегических задач, которые стоят перед отраслью:

• Усиление конкурентных позиций российской продукции на внутреннем рынке. Удовлетворение внутреннего спроса в высококачественной химической и нефтехимической продукции глубоких переделов.
• Выпуск высококачественных и конкурентоспособных нефтепродуктов, соответствующих общемировым экологическим стандартам. Ввод в действие техрегламента на новые стандарты нефтепродуктов;
• Обеспечение диверсификации производства в отрасли за счет разнообразия высокотехнологичной продукции высоких переделов. Обеспечение импортозамещения и конкурентоспособности высокотехнологической химической продукции.
• Усиление конкурентных позиций российской продукции на внешнем рынке. Переход от торговли сырой нефтью к торговле нефтепродуктами и продуктами нефтехимии; Существенное сокращение экспорта сырьевых нефтепродуктов: мазута, газойля, прямогонного бензина, увеличение экспорта продуктов нефтехимии и нефтепереработки с высокой добавленной стоимостью (т. е. ориентация нефтепереработки на производство сырья для нефтехимии, причем малотоннажной нефтехимии – здесь появляется необходимость сертификации нефтехимической продукции по системе Reach, что осложнит экспорт этой продукции в ближайшем будущем.

Решение таких задач невозможно отдельными компаниями, предприятиями и даже государственными структурами, так как требует концентрации и консолидации большого количества финансовых и технологических ресурсов. У каждой компании на первом месте свои интересы и решение собственных проблем, что, в общем-то, понятно и естественно. В обществе давно назревала необходимость создания структуры или системы по координации решения общих, в том числе стратегических и государственных задач.

Именно на консолидацию различных сил и направлен новый механизм взаимодействия различно ориентированных структур – так называемые технологические платформы. Аналогичный механизм уже функционирует в ряде европейских государств. Эта структура с функциями планирования и координации. Такая схема взаимодействия позволит решить целый ряд проблем, существующих сегодня в России как при разработке новых технологий и доведения их до промышленной реализации, так и при попытке привязать некоторые зарубежные технологии к российскому производству, а именно: нежелание бизнеса финансировать научные исследования, а, наоборот – стремление получить готовые разработки, дублирование НИОКР в нефтяных компаниях и дублирование проектов, финансируемых за счет госсредств, отсутствие инжиниринга, невозможность расставить приоритеты при распределении финансирования и многое другое.

В рамках такого механизма взаимодействия, как технологические платформы, группой организаций: ИНХС им. Топчиева, Институтом проблем химической физики РАН, Институтом катализа ИСО РАН им. Борескова, ОАО «Татнефтехиминвест-холдинг», ОАО «ВНИПИнефть», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Высшей школой экономики при поддержке Минэнерго, Российской академии наук и ряда крупных нефтегазовых и машиностроительных компаний была создана и предложена в МинЭкономРазвития(МЭР) Технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов», основной целью которой является обеспечение перехода от сырьевой экономики к инновационному развитию нефтеперерабатывающей, газо- и нефтехимической промышленности. В рамках платформы уже сформулированы в приоритетном порядке те направления, которые необходимо развивать в первую очередь и которые уже имеют определенный технологический задел:

• Процессы получения водорода и синтез-газа.
• Технологии создания и производства каталитических систем нового поколения.
• Процессы переработки тяжелых нефтей и нефтяных фракций.
• Производство эффективных и экологически чистых моторных топлив и сырья для нефтехимии.
• Процессы переработки попутного и природного газов.
• Процессы производства полимерных материалов, в том числе для экстремальных условий и производства композиционных материалов.
• Энергосберегающие технологии.
• Технологии нефтехимического основного и тонкого органического синтеза.

Функционирование платформы предполагается в рамках механизма частно-государственного партнерства, через создание управляющих компаний укрупненного типа – на несколько проектов или локальных – для одного небольшого.

Что дает использование такой площадки общения, как технологическая платформа, для всех участников (рис. 7).

Рис.7. Технологические платформы

Бизнес, например, при этом получает возможность:

• улучшения среды для инноваций, стимулирования спроса на инновационную продукцию;
• уменьшения объемов финансирования за счет объединения средств с другими компаниями и государством;
• технологической модернизации и расширения горизонта планирования;
• выпуска принципиально новой продукции;
• широкого выбора партнеров, селекции лучших контрагентов;
• политической поддержки на мировых рынках, возможности формирования международных альянсов по направлениям, характеризующимся высокими рисками и требующим объединения ресурсов;
• поддержки и внимания общественности, расширения спроса населения на инновационную продукцию (услуги).

Для науки, академического и вузовского сообщества такой механизм интересен, прежде всего, возможностью:

• привлечения бизнеса к партнерству с научными организациями, демонстрационного эффекта для бизнеса, расширения спроса бизнеса на НИОКР;
• расширения компетенций, представляющих интерес для бизнеса (обучение, инжиниринг, дизайн, долгосрочное прогнозирование);
• улучшения качества подготовки кадров с учетом необходимых технологических компетенций;
• включения малых фирм, созданных научно-образовательными учреждениями, в сети субподряда;
• заполнения «провалов» в прикладной науке;
• формирования новых коопераций в научном секторе;
• формирования центров компетенций, в том числе на уровне подразделений научных и научно-образовательных организаций;
• формирования потенциала для реализации сложных проектов с множеством участников.

Наиболее заинтересовано в такой системе, безусловно, государство в связи с:

• определением средне- и долгосрочных приоритетов научно-технологической политики;
• концентрацией на приоритетных направлениях модернизации экономики частных и государственных ресурсов;
• координацией НИОКР, финансируемых за счет бюджетных средств;
• выявлением направлений совершенствования регулирования, в том числе отраслевого;
• улучшением условий для распространения передовых технологий;

• повышением эффективности крупных госкомпаний;
• повышением результативности бюджетных расходов.

Таким образом, технологическая платформа будет способствовать за счет координации усилий фундаментальной и прикладной науки, инжиниринговых и машиностроительных компаний, нефтяных корпораций и государства выходу России на перспективный уровень развития технологий и производства. Это позволит изменить сырьевую направленность экономики РФ, обеспечив производство высокотехнологичной продукции и продажу конкурентоспособных на мировом рынке технологий, поможет внедрить новые инновационно-направленные российские разработки.

Выводы

Для решения стратегических задач по развитию нефтепереработки России необходимо усиление роли государства, прежде всего в части жесткого контроля за реализацией основных положений техрегламента на нефтепродукты; совершенствование таможенного и налогового регулирования нефтепереработки с целью стимулирования производства нефтепродуктов с высокими потребительскими свойствами и углубления переработки нефти; а также обеспечение производства высокотехнологичной продукцией за счет внедрения новых инновационно-направленных российских разработок.

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) -- [

Г П.Н. = ((G H -M-П- G С.Г.) / G Н) *100

где Гп.н. - глубина переработки нефти, %;

Gн - объем переработанной нефти, %;

М - объем производства мазута (котельного топлива);

Gс.г. - количество сухого газа от переработанной нефти, используемого как топливо;

П - безвозвратные потери нефти.

В нашем проекте

П = 1,54+1,19 = 3,18

Глубина переработки соснинской нефти составляет

Гп.н. = 100 * (100 - 6,26 - 2,73 - 3,18) / 100 = 87,83 %.

То есть, при реализации данной схемы 87,83 % нефти будет превращено в светлые нефтепродукты.

Показатель глубины переработки нефти с точки зрения экономики несовершенен. Все процессы качественного совершенствования топлив, не затрагивающие количество произведенного мазута, не изменяют и показатель глубины переработки. Сюда относят каталитический риформинг, алкилирование, изомеризацию, гидроочистку и др. Таким образом, однозначной корреляции между глубиной переработки нефти и степенью прогрессивности технологической структуры НПЗ не существует. Это не уменьшает значения показателя глубины переработки нефти (Гп..н..) в обобщенной оценке технического прогресса нефтепереработки. У него свое назначение, отраженное в его названии, -- показать насколько полно превращается сырая нефть в моторное топливо, масла и сырье для нефтехимии. Углубление переработки нефти достигается с помощью капиталоемких и энергоемких процессов: каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования, висбрекинга, газификации тяжелых остатков и других. Вследствие этого в целом наблюдается снижение уровня рентабельности продукции при увеличении Гп..н... Тем не менее, дальнейшее увеличение показателя Гп..н.. необходимо, во -первых, потому, что оно обеспечивает некоторый прирост массы прибыли, а во - вторых, расширяет ресурсную базу промышленности технического углерода и нефтехимической промышленности. Причина низкой рентабельности продукции НПЗ с большой глубиной переработки нефти помимо прочего в том, что ее экономический эффект в значите льной части реализуется за пределами нефтеперерабатывающих заводов. Он достается специализированным нефтехимическим предприятиям, заводам технического углерода, электродным заводам и т. д.

Подобная "трансляция" эффекта углубления переработки нефти исключается на тех НПЗ, которые создают собственный нефтехимический блок и вовлекают во вторичную переработку большую долю светлых дистиллятов с установок АВТ. Примеры этому Московский НПЗ, "Салаватнефтеоргсинтез", "Орскнефтеоргсинтез". Таким образом, тенденция к снижению уровня рентабельности по мере увеличения глубины переработки нефти реализуется со значительными отклонениями в зависимости от других условий.

Технический уровень большинства НПЗ России не соответствует передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основными проблемами отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая глубина переработки нефти - (в России - 72%, в Европе - 85%, в США - 96%), отсталая структура производства - минимум вторичных процессов, и недостаточный уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Еще одна проблема - высокая степень износа основных фондов, и, как следствие, повышенный уровень энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют КПД 50 - 60% при среднем показателе на зарубежных заводах - 90%.

Рассматриваемый проектный НПЗ имеет достаточно высокий уровень технологической структуры (87,83%), что соответствует европейским показателям.