содержание      ..       1      2      3      ..

1 Общая информация о нефтеперерабатывающей отрасли промышленности (2015-207 год)

1.1 Современное состояние нефтеперерабатывающей отрасли

На сегодняшний день экономика России находится под жестким влиянием сразу нескольких негативных факторов. Прежде всего, это низкая цена на нефть. В 2015 году нефть подешевела практически вдвое (рисунок 1.1). На рисунке представлены средние цены на нефть, в 2016 году показан расчетный показатель за 8 месяцев.

Рисунок 1.1- Цена нефти марки BRENT, в долл. США

Продолжительный период низких цен на нефть может привести к дестабилизации перспектив страны-экспортера нефти. Буферные резервы сокращаются, и страна-экспортер нефти сталкивается с необходимостью резкого сокращения расходов. Любая страна, если она является экспортером нефти, в данных условиях находится в сложной макроэкономической ситуации с резким ухудшением условий торговли и ужесточением внешних финансовых условий.

Второе - это внешнее санкционное давление. Россия в результате санкционной политики США и стран ЕС отрезана от значительной части международных кредитных ресурсов и от рынка современных технологий.

Третье - это нестабильность и плохая предсказуемость глобальных рынков. В данных условиях обострились и структурные проблемы собственной экономики России.

В 2015 году по данным Росстата падение ВВП составило 3.7%. По оценке Минэкономразвития России, в первом полугодии 2016 года происходило последовательное замедление экономического спада. Снижение ВВП за первое полугодие 2016 года составило 0,9% к соответствующему периоду 2015 года.

Также Россия подверглась дополнительному снижению обменных курсов национальной валюты, в результате которого были ослаблены балансы компаний. Произошло резкое сокращение притока капитала, что и вызвало сжатие внутреннего

спроса. По данным Минэкономразвития России инфляция на потребительском рынке в первом полугодии 2016 года составила 3,3 %, а в 2015 году потребительские цены выросли на 8,5%. Несмотря на низкие цены на нефть, бензин подорожал в первом полугодии 2016 года на 2,3%. За годовой период в июне цены выросли на 6,8%.

Глобальный финансовый кризис, а также и очень частое использование санкций как оружия в экономической борьбе стран, вносит свои коррективы в развитие мировой экономики. По мнению МВФ, мировой рост в 2016 году будет невысоким, 3,2%, что в целом соответствует темпам 2015 года. Прогнозируется, что в 2017 году и в последующий период темпы восстановления повысятся за счет стран с формирующимся рынком. В странах с развитой экономикой темпы роста, по прогнозу, будут оставаться невысокими, на уровне фактических темпов 2015 года.

В России функционирует 33 крупных НПЗ (переработка свыше 1 млн. тонн) и порядка 200 мини-НПЗ. Кроме того, ряд ГПЗ (ООО «Газпром добыча Астрахань», ООО «Газпром переработка» - завод по стабилизации конденсата им. В. С. Черномырдина (Сургутский ЗСК)) также занимаются переработкой жидких фракций (конденсата). При этом имеет место высокая концентрация производства - в 2010 г. 87 %, в 2015 году -80 % всей первичной переработки жидких углеводородов (УВ) осуществлялось на НПЗ, входящих в состав 8 вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний.

Крупные заводы России, в основном, имеют длительные сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 60 лет назад -максимальное (рисунок 1.2). Большинство нефтеперерабатывающих заводов на территории России были построены в первые два десятилетия после Великой Отечественной войны: с 1945 по 1965 годы было введено 16 заводов, около половины из ныне действующих. С того времени многие из них были модернизированы и расширены.

Объем переработки нефти и газового конденсата в 2015 г. составил 282,4 млн тонн, в том числе газового конденсата 18,7 млн. тонн, при этом было произведено: бензина -39,2 млн тонн, керосина - 9,5 млн тонн, дизтоплива - 76,1 млн тонн (рисунок 1.3).

Самые крупные переработчики газового конденсата: ООО «НОВАТЭК-Усть-Луга» - 6,7 млн. тонн, ОАО «Газпром нефтехим Салават» - 4,0 млн. тонн, ООО «Газпром переработка», Сургутский ЗСК - 3,1 млн. тонн, ООО «Газпром добыча Астрахань» -2,1 млн. тонн, АО «Газпромнефть-Омский НПЗ» - 1,4 млн. тонн, ОАО «ТАИФ-НК» - 0,9 млн. тонн. Распределение объема переработки нефти и газового конденсата в 2015 году по компаниям РФ представлено на рисунке 1.4.

Результаты сбора данных от предприятий для разработки справочника, включая заполненные анкеты и результаты консультационной и информационной деятельности ТРГ 30, представлены в таблице 1.1 и на рисунке 1.4. Мощность нефтеперерабатывающих предприятий варьируется в пределах от 47 млн т/год и до 2 тыс т/год.

Таблица 1.1 - Мощность нефтеперерабатывающих предприятий, принявших участие в анкетировании

Распределение мощностей НПЗ, принявших участие в анкетировании, представлено на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 - Распределение мощностей НПЗ, принявших участие в анкетировании


По итогам 2015 г. лидером по объему первичной нефтепереработки является ПАО «НК «Роснефть» - 75,1 млн. тонн (50,8 млн. тонн в 2010 году) (26,6% от общероссийского (20,3 % в 2010 году)). Значительные объемы нефти перерабатывают заводы ПАО «ЛУКОЙЛ» - 41,8 млн. тонн (45,2 млн тонн в 2010 году), группы ПАО «Газпром» - 44,0 млн. тонн (35,6 млн тонн в 2010 году), ОАО «Сургутнефтегаз» -18,7 млн. тонн (21,2млн. тонн в 2010 году) и ПАО АНК «Башнефть» - 19,3 млн. тонн (21,2 млн тонн в 2010 году)

Крупнейшими в РФ заводами по объему первичной нефтепереработки в 2015 году являются: АО «Газпромнефть-Омский НПЗ» - 20,9 млн. тонн, ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез» (ОАО «Сургутнефтегаз») - 18,7 млн. тонн. Мини-НПЗ переработали 8,4 млн. тонн в 2015 году.

За последние 5 лет были введены в эксплуатацию (или значительно реконструированы) следующие новые НПЗ: АО «Танеко» - объем переработки в 2015 году - 8,7 млн. тонн., ЗАО «Антипинский НПЗ» - объем переработки в 2015 году -

8.1 млн. тонн, ООО «Афипский НПЗ» - объем переработки в 2015 году - 5,8 млн. тонн, ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов» - объем переработки в 2015 году -

3.2 млн. тонн, ООО «Яйский НПЗ» - объем переработки в 2015 году - 3,0 млн. тонн, ООО «Ильский НПЗ» - объем переработки в 2015 году - 2,9 млн. тонн.

При этом объем переработки нефтяного сырья в 2015 году по сравнению с 2010 г. увеличился на 13,5%, что при росте глубины переработки нефти привело к выпуску значительного количества нефтепродуктов высокого качества.

Так, глубина переработки нефти в 2015 году составила 74,2% за счет мероприятий по модернизации технологической оснащенности российских НПЗ, реализуемых в рамках четырехсторонних соглашений. По сравнению с 2010 годом рост глубины переработки нефти составил 3,2% (рисунок 1.6).

В таблице 1.2 представлена глубина переработки нефти и объем переработки нефти по НПЗ РФ в 2015 году.

Таблица 1.2 - Глубина переработки нефти и объем переработки нефти по НПЗ РФ в 2015 году                                          

В соответствии с четырехсторонними соглашениями (между нефтяными компаниями, ФАС России, Ростехнадзором и Росстандартом), нефтяные компании в

части исполнения обязательств по модернизации нефтеперерабатывающих производств взяли на себя обязательства по модернизации 135 установок вторичной переработки нефти, в том числе: углубляющих процессов - 26 установок

(каталитический крекинг - 9 установок, гидрокрекинг - 17 установок),

облагораживающих процессов - 98 установок (изомеризация - 19 установок, каталитический риформинг - 21 установка, алкилирование - 7 установок, производство МТБЭ - 5 установок, гидроочистка бензина каталитического крекинга - 9 установок, гидроочистка дизельного топлива - 37 установок), 11 установок по переработке нефтяных остатков.

В 2011 году было введено в эксплуатацию и модернизировано 6 установок (план 5 установок), в 2012 - 15 установок (план 15 установок), в 2013 году - 13 установок (план - 13 установок). Срок ввода в эксплуатацию установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора CCR на Новокуйбышевском НПЗ (ПАО «НК «Роснефть») перенесен с 2013 г. на 2014 г.

В 2014 году было введено в эксплуатацию и модернизировано 13 установок (план 13 установок), в том числе установка гидроочистки дизельного топлива на Ярославском НПЗ (ОАО «НГК «Славнефть») реконструирована сверх плана, установка изомеризации на «Орскнефтеоргсинтез» (ЗАО «ФортеИнвест») мощностью 300 тыс. тонн в год - ранее планового срока ввода в эксплуатацию (2015 г.), а также введена установка низкотемпературной изомеризации ПГИ-ДИГ 280 мощностью 280 тыс. т/год и каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора мощностью 1245 тыс. т/год по секции гидроочистки и 1200 тыс. т/год по секции риформинга на Новокуйбышевском НПЗ.

Не введены в установленный срок следующие технологические установки:

а) гидроочистки дизельного топлива - на ООО «ЛУКойл -Пермнефтеоргсинтез»;

б) гидроочистки дизельного топлива - на Антипинском НПЗ (ЗАО «Антипинский НПЗ»),

В 2015 году из 27 установок вторичной переработки нефти пуско-наладочные работы закончены на 10 установках, запланированных к вводу в эксплуатацию в 2015 году:

а) производство МТБЭ мощностью 42 тыс. тонн в год на АО «Ангарская НХК» (ПАО «НК «Роснефть»);

б) гидроочистка дизельного топлива после реконструкции (2 этап) на ОАО «Орскнефтеоргсинтез» (ЗАО «ФортеИнвест»);

в) гидроочистка дизельного топлива после реконструкции ОАО «ТАИФ-НК»;

г) алкилирование мощностью 367 тыс. тонн в год на «Нижегороднефтеоргсинтез» ПАО «ЛУКОЙЛ»;

д) каталитический крекинг мощностью 2000 тыс. тонн в год на ООО «ЛУКОЙЛ -Нижегороднефтеоргсинтез»;

е) гидроочистка бензина каталитического крекинга мощностью 1100 тыс. тонн в год на ООО «ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез»;

ж) каталитический крекинг после реконструкции с увеличением мощности на 300 тыс. тонн в год на АО «Газпромнефть - Омский НПЗ»

з) гидроочистка дизельного топлива мощностью 2600 тыс. тонн в год на Антипинском НПЗ АО «Антипинский НПЗ» (ввод по плану 2014 год);

и) гидроочистка дизельного топлива после реконструкции с увеличением мощности на 85 тыс. тонн в год на ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез» (ОАО «Сургутнефтегаз»);

к) гидроочистка дизельного топлива мощностью 1500 тыс. тонн в год на «Пермнефтеоргсинтез» ПАО «ЛУКОЙЛ».

Также введена в эксплуатацию установка замедленного коксования мощностью 2100 тыс. тонн в год на ООО «ЛУКОЙЛ - Пермнефтеоргсинтез».

ПАО «НК «Роснефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ПАО «Газпром», ООО «Ильский НПЗ», ООО «Марийский НПЗ» и ООО «Афипский НПЗ» заявили о переносе сроков ввода в эксплуатацию 16 установок вторичной переработки нефти с 2015 года на более поздний срок.

Не завершена в установленный срок реконструкция установки каталитического риформинга на Куйбышевском НПЗ (Установка действует, работы по реконструкции ведутся в ходе ремонтов).

ПАО «НК «Роснефть» планирует перенос срока ввода в эксплуатацию с 2015 года на последующие года 10 установок вторичной переработки нефти:

а) алкилирования мощностью 130 тыс. тонн в год на Ангарской НХК на 2017 год;

б) производства МТБЭ мощностью 40 тыс. тонн в год на Куйбышевском НПЗ на конец 2016 - начало 2107 года;

в) производства МТБЭ мощностью 40 тыс. тонн в год на Сызранском НПЗ на 2017 год;

г) каталитического крекинга мощностью 1150 тыс. тонн в год на Куйбышевском НПЗ на конец 2016 - начало 2017 года;

д) каталитического крекинга мощностью 1150 тыс. тонн в год на Сызранском НПЗ

на 2017 год;

е) гидроочистки бензина каталитического крекинга мощностью 500 тыс. тонн в год на Ангарской НХК на 2017 год;

ж) гидроочистки бензина каталитического крекинга (реконструкция) на Рязанской НПК ПАО «НК «Роснефть» на 2019 год;

з) гидрокрекинга мощностью 2050 тыс. тонн в год на Комсомольском НПЗ на 2020 год;

и) гидроочистки дизельного топлива мощностью 1600 тыс. тонн в год на Комсомольском НПЗ на 2020 год;

к) гидроочистки дизельного топлива после реконструкции без увеличения мощности на Рязанской НПК на 2018 год.

ОАО «Сургутнефтегаз» планирует перенос срока ввода в эксплуатацию с 2015 года на 2017 год установки гидроочистки дизельного топлива после реконструкции с увеличением мощности на 20 тыс. тонн в год.

ПАО «Газпром» перенесен срок ввода в эксплуатацию с 2015 года на 2016 год установки изомеризации мощностью 434 тыс. тонн в год и на 2017 год установки каталитического крекинга мощностью 1095 тыс. тонн в год на ОАО «Газпром нефтехим Салават».

ООО «Марийский НПЗ» планирует перенос срока ввода в эксплуатацию с 2015 года на 2020 год установки гидроочистки дизельного топлива мощностью 1200 тыс. тонн в год.

ООО «Ильский НПЗ» планирует перенос срока ввода в эксплуатацию с 2015 года на 2019 год установки гидроочистки дизельного топлива мощностью 1200 тыс. тонн в год.

По планам нефтяных компаний на конец 2016 - начало 2017 года программой модернизации запланирован ввод в эксплуатацию 12 установок по вторичной переработке нефти, из них:

а) 1 установка изомеризации;

б) 1 установка каталитического риформинга;

в) 1 установка алкилирования;

г) 1 установка производства МТБЭ;

д) 1 установка каталитического крекинга;

е) 1 установка гидрокрекинга;

ж) 3 установки гидроочистки дизельного топлива;

з) 1 установка глубокой переработки тяжелых нефтяных остатков;

и) 2 установки замедленного коксования.

По итогам 1 квартала 2016 года, в строительстве и реконструкции установок вторичной переработки нефти на НПЗ наблюдается следующая ситуация.

Завершаются строительно-монтажные работы на следующих установках:

а) алкилирования (реконструкция с увеличением мощности на 96 тыс. тонн в год) на АО «Газпромнефть - Омский НПЗ»;

б) гидрокрекинга мощностью 3500 тыс. тонн в год на ООО «ЛУКОЙЛ -Волгограднефтепереработка»;

в) замедленного коксования мощностью 2000 тыс. тонн в год на АО «ТАНЕКО» ПАО «Татнефть»;

г) замедленного коксования мощностью 1200 тыс. тонн в год на АО «Антипинский

НПЗ».

По оценке, в 2016 году введены в эксплуатацию и завершена реконструкция следующих установок:

а) изомеризации на ООО «Газпром нефтехим Салават» (ПАО «Газпром»);

б) каталитического риформинга (реконструкция) на Куйбышевском НПЗ (ПАО «НК «Роснефть»);

в) каталитического крекинга и производства МТБЭ на Куйбышевском НПЗ (ПАО «НК «Роснефть»);

г) гидроочистки дизельного топлива (реконструкция) на ООО «ЛУКОЙЛ -Пермнефтеоргсинтез»;

д) гидроочистки дизельного топлива на Антипинском НПЗ (АО «Антипинский НПЗ»);

е) гидроочистки дизельного топлива (реконструкция) на ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез» (ОАО «Сургутнефтегаз»);

ж) комплекса глубокой переработки тяжелых нефтяных остатков на НПЗ «ТАИФ» (ОАО «ТАИФ-НК»),

По программе модернизации планировалось построить и модернизировать 135 установок. Из них - новых установок 99, реконструкция - 36 установки. На сегодняшний день введено в действие 59 установок. Общее состояние отрасли за последние 10 лет существенно изменилось.

Увеличение технологических мощностей, а именно доли облагораживающих процессов нефтепереработки позволило значительно улучшить качество выпускаемого автобензина и дизельного топлива.

Так, в 2010 году 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%.

В 2015 году доля автобензинов, удовлетворяющих требованиям экологического класса 5, составила уже 84,5%, а класса 4 составила 9,3% от всего объема, производимого на НПЗ РФ автобензинов (рисунок 1.7), а доля дизельного топлива, удовлетворяющих требованиям экологического класса 5 составила 73,3%, а класса 4 составила 9,8% от всего объема производимого на НПЗ РФ дизтоплива (рисунок 1.8).


Ввод новых и реконструкция действующих технологических мощностей происходит преимущественно на НПЗ ВИНК РФ, поэтому средняя по НПЗ ВИНК глубина переработки нефти в 2015 году составила 75,9%.

Выход светлых нефтепродуктов на НПЗ ВИНК РФ составил в 2015 году 59,9%.

НПЗ ВИНК РФ настолько повысили качество выпускаемой продукции в 2015 году, что обеспечили подготовку к переходу на производство топлив экологического класса 5 в объемах, полностью обеспечивающих потребности внутреннего рынка.

Структура производства продукции на российских НПЗ за 2000 - 2010 гг. практически не менялась, после 2010 года ситуация начала значительно меняться. Так, доля выработки топочного мазута в РФ в 2010 году составляла 28%, а в 2015 году уже снизилась до 25%. Доля выработки топочного мазута в РФ - 25%, что выше аналогичных показателей в мире - около 5% в США, до 15% в Западной Европе.

Качество автомобильных бензинов улучшается вслед за изменением структуры парка автомобилей в РФ. Вырабатываемый в РФ бензин практически в полном объеме используется на внутреннем рынке (рисунок 1.9).
 

Рисунок 1.9- Производство и распределение автобензина, млн. т.
 

В тоже время значительный избыток дизельного топлива и мазута идет экспорт (рисунок 1.10, 1.11).

В структуре выпуска нефтепродуктов концентрация производства наиболее высока на сегменте бензинов. В 2015 г. предприятия ВИНКов обеспечивали производство около 98% (91% в 2010 году) выпуска автомобильного бензина, 88% (88 % в 2010 году) - дизельного топлива, 79% (84 % в 2010 году) - мазута. Автомобильные бензины поставляются преимущественно на внутренний рынок, в основном контролируемый ВИНКами. Заводы, входящие в состав компаний, имеют наиболее

современную структуру, относительно высокую долю вторичных процессов и глубину переработки.

Технический уровень большинства НПЗ РФ пока еще не соответствует передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основной проблемой отрасли продолжает оставаться низкая глубина переработки нефти - (в России -74,2%, 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%.

Значение Индекса Нельсона (коэффициента технологической сложности) в 2010 году для основной массы российских НПЗ было значительно ниже среднего значения этого показателя в мире (4,4 против 6,7) (рисунок 1.12). Что было связано с невысокой глубиной переработки нефти, недостаточным уровнем качества нефтепродуктов и технически устаревшим оборудованием.




Рисунок 1.12 - Индекс Нельсона на НПЗ в РФ в 2010 году

В 2015 году в результате выполнения четырехсторонних соглашений (между нефтяными компаниями, ФАС России, Ростехнадзором и Росстандартом) нефтяные компании в части исполнения обязательств по модернизации нефтеперерабатывающих производств смогли добиться значительных результатов, так, средний уровень Индекса Нельсона для НПЗ РФ в 2015 году составил уже 6,0, что
 

практически составляет среднемировое значение (рисунок 1.13). Это также говорит о значительном росте стоимости НПЗ РФ (порядка 36%).

 

Рисунок 1.13 - Индекс Нельсона на НПЗ в РФ в 2015 году

Наличие на НПЗ процессов прямой перегонки нефти и установок, улучшающих качество прямогонных фракций, позволяет 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% (рисунок 30).

Налаживание процессов переработки гудрона и тяжелых остатков вторичных процессов требует колоссальных затрат, поэтому в планах модернизации большинства нефтяных компаний они были отодвинуты на второй этап модернизации 2017-2025 год (первый этап - это улучшение качества бензинов и дизельного топлива).
 

Рисунок 1.14- Изменение глубины переработки нефти


НПЗ РФ к 2015 году завершили в целом первый этап своей модернизации, направленный в основном на улучшение качества получаемых топлив и продукции. Строительство мощностей по глубокой переработки нефти планировалось на втором этапе модернизации, и сроки реализации этого этапа в настоящее время сдвинуты к 2025 году.

Динамика изменения мощностей процессов нефтепереработки представлена в таблице 1.3.

Модернизация заводов с целью выполнения требований регламента в первую очередь связана с увеличением доли процессов, улучшающих качество нефтепродуктов. Углубляющие процессы отошли на второй план, их внедрение отодвинулось на более отдаленную перспективу.

Также в нефтеперерабатывающей отрасли РФ отмечается следующая негативная тенденция, по мере роста «старения» и выработанности месторождений увеличивается общая (средняя) сернистость и плотность перерабатываемой нефти: по содержанию серы увеличение составляет в среднем на 0,01% масс, в год, по плотности в среднем на 0,2 кг/м3 в год.
 

Таблица 1.3 - Динамика изменения мощностей процессов нефтепереработки

Ожидается дальнейшее увеличение приема в переработку высокосернистой нефти (в 2010 году - 67 млн. тонн, а в 2015 году уже 83 млн. тонн) - как за счет регионов, традиционно добывающих тяжелую нефть (Республика Татарстан, Республика Башкортостан, Удмуртская Республика, Оренбургская область), так и за счет «нетипичных» регионов (Тимано-Печорская провинция и Западная Сибирь). Так как строительство мощностей по глубокой переработки нефти перенесено на второй этап модернизации, и сроки реализации этого этапа в настоящее время сдвинуты к 2025 году, это может отрицательно сказаться на возможностях НПЗ РФ перерабатывать высокосернистое сырье.

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



 

содержание      ..       1      2      3      ..