Задание по нефтегазовому товароведению для ИДПО УГНТУ, пример оформления

1.1 В таблице №1 приведены крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) России и их основные характеристики (http://мосдизель.рф).

НПЗ	Основной акционер (ВИНК)	Мощности по переработке, млнтн	Регион	Год ввода в эксплуатацию
КиришиНОС	Сургутнефтегаз	22	Ленинградская область	1966
Омский НПЗ	Газпром нефть	19,5	Омская область	1955
Лукойл-НОРСИ	Лукойл	19	Нижегородская область	1958
Рязанский НПЗ	Роснефть	17	Рязанская область	1960
ЯрославНОС	Славнефть (50% Газпром, 50% Роснефть)	14	Ярославская область	1961
Пермский НПЗ	Лукойл	12,4	Пермская область	1958
Московский НПЗ	Газпром нефть	12,2	г. Москва	1938
Волгоградский НПЗ	Лукойл	11	Волгоградская область	1957
Ангарская НХК	Роснефть	9,71	Иркутская область	1955
Уфанефтехим	Башнефть	9,5	Республика Башкортостан	1957
СалаватНОС	Газпром	9,1	Республика Башкортостан	1952
Нижнекамский НПЗ	ТАИФ	8	Республика Татарстан	2002
Новокуйбышевский НПЗ	Роснефть	7,61	Самарская область	1951
Уфимский НПЗ	Башнефть	7,6	Республика Башкортостан	1938
Комсомольский НПЗ	Роснефть	7,76	Хабаровский край	1942
Ачинский НПЗ	Роснефть	7,46	Красноярский край	1982
Ново-Уфимский НПЗ (Новойл)	Башнефть	7,1	Республика Башкортостан	1951
Куйбышевский НПЗ	Роснефть	6,67	Самарская область	1945
ОрскНОС	Русснефть	6,6	Оренбургская область	1935
Сызранский НПЗ	Роснефть	6,53	Самарская область	1942
Саратовский НПЗ	Роснефть	6,5	Саратовская область	1934
Афипский НПЗ	НефтеГазИндустрия	4,8	Краснодарский край	1964
Туапсинский НПЗ	Роснефть	4,51	Краснодарский край	1929
Хабаровский НПЗ	НК Альянс	4,4	Хабаровский край	1936
Сургутский ЗСК	Газпром	4	ХМАО-Югра	1985
Антипинский НПЗ	Холдинг «Нефтегазо-химические технологии»	3,5	Тюменская область	2006
Астраханский ГПЗ	Газпром	3,3	Астраханская область	1981
Ухтинский НПЗ	Лукойл	3,2	Республика Коми	1933
Краснодарский НПЗ	Русснефть	3	Краснодарский край	1911
Новошахтинский ЗНП	АПХ «Юг Руси»	2,5	Ростовская область	2009
Марийский НПЗ	частные лица	1,2	Республика Марий Эл	1998
Ильский НПЗ	Кубанская нефтегазовая компания	1	Краснодарский край	2002

   1.2. Объем переработки нефти, мощности по переработке  в России в динамике   за 2011-2017 гг.: а) в России в  целом (2011-2017 гг.);

Показатель	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017
Объем переработки нефти в России, млн. т	254,2	264	272,5	288,5	282	279,7	280
Мощность первичной переработки нефти, млн. т	256,5	265,4	274,5	288,9	282,9	280,7	279,9

б) в разбивке по нефтяным компаниям (2011-2017 гг.)

Компания	2013 г.		2014 г.		2015 г.		Темп роста, %
	млн т	уд. вес	млн т	уд. вес	млн т	уд. вес	2015/2013	2015/2014
Роснефть	75,8	27,8	77	26,7	75,1	26,6	99,1	97,5
ЛУКОЙЛ	45,1	16,6	45,1	15,6	41,8	14,8	92,7	92,7
Газпром нефть	31,3	11,5	32,1	11,1	31,9	11,3	101,9	99,4
Башнефть	21,4	7,9	21,7	7,5	19,1	6,8	89,3	88,0
Сургутнефтегаз	19,8	7,3	19,3	6,7	18,7	6,6	94,4	96,9
Славнефть	15,3	5,6	15,3	5,3	15,3	5,4	100,0	100,0
Татнефть	7,6	2,8	8,5	2,9	8,7	3,1	114,5	102,4
Прочие	56,3	20,7	70,1	24,3	71,8	25,4	127,5	102,4
Итого	272,5	100,0	288,9	100,0	282,4	100,0	103,6	97,8

Из таблицы видно, что в 2015 г. объем нефтепереработки в России сократился на 2% и составил 282 млн т. По сравнению с 2014 г., и увеличился на 3,6% по сравнению с 2013 г. Также видно, что наибольший удельный вес в общей переработки нефти по России занимают компании ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Газпром нефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ПАО АНК «Башнефть» и ПАО «Татнефть».   1.3.  Глубина переработки нефти, выход светлых нефтепродуктов, индекс Нельсона  в России в целом и по нефтяным компаниям (2011-2017 гг.). а) в России в  целом (2011-2017 гг.);

Показатель	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017
Глубина переработки нефти в России, %	70,7	71,6	71,6	72,4	74,2	79,2	81,0

Анализ динамики глубины переработки (ГП) нефти и выхода светлых нефтепродуктов (ВСН) крупнейшими российскими нефтяными компаниями за 2013–2015 гг., что представлено в таблице б. б) в разбивке по нефтяным компаниям (2011-2017 гг.)

Компания	2013 г.		2014 г.		2015 г.		Темп роста ГП (2015/2013), %	Темп роста ВСН (2015/2013), %
	ГП, %	ВСН, %	ГП, %	ВСН, %	ГП, %	ВСН, %
Роснефть	65	54	68	54	70	54	107,7	100,0
ЛУКОЙЛ	76	54	77	53	79	60	103,9	111,1
Газпром нефть	84	64	86	63	85	64	101,2	100,0
Башнефть	85	60	85	61	86	68	101,2	113,3
Сургутнефтегаз	57	41	56,9	48	57	48	100,0	117,1

Исходя из таблицы б  видно, что на первом месте на глубине переработки (86%) и выходу светлых нефтепродуктов (68%) в 2015 г. вышла компания ПАО АНК «Башнефть». Коэффициент технологической сложности НПЗ (индекс Нельсона), представляющий собой отношение удельных затрат на сооружение технологической установки процесса вторичной переработки НПЗ к удельным затратам на установку первичной переработки нефти и характеризующий меру сложности технологической структуры НПЗ по капиталоемкости, т.е. с затратной стороны, в России в 2,3 раза меньше, чем в США и в 1,6 раза меньше, чем в Западной Европе. При существующей структуре нефтеперерабатывающие предприятия не способны выпускать продукцию, конкурентоспособную на зарубежных рынках. Качество вырабатываемых нефтепродуктов во многом определяется технологической структурой нефтеперерабатывающего предприятия, выраженной в соотношении между мощностями различных процессов. Приоритетным направлением развития нефтяной промышленности является модернизация и коренная реконструкция мощностей по углублению переработки и повышению качества продукции, в том числе строительство новых установок обессеривания, совершенствование технологических процессов и катализаторов. Данные о развитии мощностей вторичных процессов переработки в России и мире в приведены в таблице 1.3

Таблица 1.3 – Мощности вторичных процессов в России и в мировой переработке в 2001 г., в % к мощности первичной переработки
Процесс	Мир в целом	Россия	США	Западная Европа	Япония
Источник: Баженов В.П. Тенденция развития российской нефтепереработки // Химия и технология топлив и масел. – 2002. – №2. – С. 6.
1. Первичная переработка нефти, млн т/год	4 059,6	273,1	831,0	739,6	244,8
2. Процессы, углубляющие переработку нефти	40,7	20,1	71,7	42,7	29,3
— каталитический крекинг	17,9	5,9	35,9	15,7	17,1
— гидрокрекинг	5,6	0,4	9,3	6,3	3,5
— термокрекинг и висбрекинг	5,3	5,3	0,4	12,3	–
— коксование	5,5	1,9	14,7	2,6	2,1
— производство битума	2,7	3,7	3,7	3,0	2,9
— производство масел	1,0	1,5	1,1	1,0	0,9
— прочие	2,7	1,4	6,6	1,8	2,8
3. Процессы, повышающие качество продукции	45,0	36,36	75,0	60,0	88,6
— риформинг	11,8	11,3	18,6	12,6	12,9
— гидроочистка бензиновых фракций (без риформинга)	4,4	–	4,6	10,7	3,3
— гидроочистка дистиллятов	20,9	24,5	38,5	27,1	48,2
— гидроочистка остатков и тяжелого газойля	4,4	0,0	4,1	5,7	23,1
— алкилирование	1,9	0,1	5,8	1,3	0,7
— изомеризация	1,30	0,4	2,7	2,2	0,3
— производство МТБЭ	0,3	0,06	0,7	0,4	0,1
4. Всего вторичных процессов	85,7	56,46	146,7	102,7	117,9
Индекс НЕЛЬСОНА (коэффициент технологической сложности)	–	5,2	11,7	8,3	–

Таким образом, в развитии процессов, углубляющих переработку нефти, Россия отстает от среднемирового и европейского уровня в 2 раза, от уровня США в 3 раза, а в таких процессах как каталитический крекинг и гидрокрекинг в 4–7 раз. Недостаточно используется один из прогрессивных технологических процессов, углубляющих переработку нефти – гидрокрекинг вакуумного газойля. 1.4. Выпуск основных нефтепродуктов в России в целом и по нефтяным компаниям (2011-2017 гг.).

	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017
Дизельное топливо,млн тонн	69.9	70,3	69,4	71,6	77,0	76,1	76,3
Бензин автомобильный,млн тонн	36	36,7	38,2	38,8	38,3	39,2	40,0
Мазут, млн тонн	77.7	73,2	74,4	77,0	78,5	72,1	56,9

 

2. 2. Сформулировать:

2.1. Положительные (сильные) стороны развития нефтепереработки в России.

• стабильность спроса. В связи с высокой конкурентоспособностью продукции, даже во время мирового экономического кризиса падение объёмов производства отечественных компаний, функционирующих в отрасли, был намного меньшим, по сравнению с другими областями экономики;
• стабильность цены.
• нефтяная промышленность России и сейчас остаётся основным поставщиком средств в бюджет, где её доля достигла отметки в 13 %;
• увеличение производства углеводородов на российской территории, вовлечение в добычу новых регионов вроде Восточной Сибири и шельфа, развитие инфраструктуры для экспорта первичных энергоносителей в страны АТР, которые доселе не были для нас приоритетным рынком;
• развитию upstream-бизнеса в разных точках планеты. Часто даже выбираются регионы с политической точки зрения, – следовательно, легкой жизни ждать не приходится. Считается, видимо, что таким образом только усиливается вес России и ее политическое влияние в мире.

2.2. Недостатки (слабые)  стороны развития нефтепереработки в России.

• ориентация российских компаний на экспорт сырья ввиду низкого качества отечественных нефтепродуктов и их невостребованности на внешних рынках. Доля продукции нефтепереработки в России, не соответствующей требованиям ЕС Евро-3, Евро-4 (не говоря уже о Евро-5), составляет порядка 40% по бензину и около 20% по дизелю;
• преобладание в структуре экспорта российской нефтеперерабатывающей продукции дешевых нефтепродуктов (например прямогонный бензин, низкокачественное дизельное топливо, мазут топочный) и фактически отсутствие нефтепродуктов с высокой долей добавленной стоимости; ● нерациональное и неравномерное размещение НПЗ на экономическом пространстве РФ, сложившееся еще в советское время: большинство НПЗ располагается вдали от морских баз, в глубине страны, что осложняет и уменьшает эффективности экспорта их продукции; кроме того, следует указать, что Россия является одной из немногих стран мира, добывающих нефть внутри континента, на большой глубине (2,5-3 км). У других крупных нефтедобывающих стран плечи транспортировки не превышают 300 км, поэтому компании несут дополнительные высокие издержки на транспортировку нефтепродуктов из НПЗ, расположенных в азиатской части страны;
• наличие большого числа мини-НПЗ по первичной переработке небольших объемов производства, где осуществляется неквалифицированная переработка сырья; функционирование этих НПЗ осложняет экологическую ситуацию в регионах;
• несбалансированность предложения и спроса на нефтепродукты, в разрезе федеральных округов, объясняемой тем, что большая часть предприятий в отрасли располагается на Западном Урале и в Поволжье, а также (незначительно) в Центральной России и Сибири. В Южном, Дальневосточном и Северо-западном федеральных округах, которые являются наиболее привлекательными с точки зрения внешней торговли, практически нет НПЗ. Также следует учесть, что решения о строительстве НПЗ в разных регионах принимались полвека назад с учетом спроса в конкретном регионе, то сегодня степень загрузки заводов существенно различается. Например, в Поволжье мощности имеют нормальный коэффициент загрузки до 90%, тогда как Дальневосточный федеральный округ, напротив, испытывает дефицит мощностей;
• высокая степень изношенности производственных фондов (20 (из 27) заводов построены давно, с открытием крупных месторождений нефти в Западной Сибири. Лишь 15% НПЗ в России эксплуатируются меньше 15 лет, а 70% установок были введены в эксплуатацию тридцать лет назад. В отличие от развитых стран, применявших интенсивный путь развития нефтепереработки, в России по причине наличия крупных месторождений использовался преимущественно интенсивный путь развития. Технологии переработки нефти являются весьма устаревшими;
• недозагруженность перерабатывающих мощностей при сохраняющемся дефиците мощностей по вторичной переработке нефти. Вместе с тем, в США последние примерно в 1,5 раза выше мощностей по первичной переработки. В России же мощности по вторичной переработке составляют лишь 0,7 часть от первичных мощностей, а доля мощностей по вторичной переработке не превышает 50%.

 

3. Прогноз развития нефтепереработки в России.

Состояние современного рынка нефтепереработки зависит от многих факторов, главным из которых является качество сырья. В этой связи следует сказать, что в последние годы сырая нефть претерпевает изменения в сторону утяжеления. В добыче растут объёмы так называемого битуминозного сырья высокой вязкости. Это накладывает на переработчиков определённые ограничения, связанные с изменением структуры производства и заменой оборудования. И если при нормальной экономической ситуации задачи реформирования рынка нефтепереработки решаются сравнительно легко, то в условиях кризиса это зачастую становится просто невозможным. В частности, деятельность российских компаний в этом направлении затруднена негативным действием западных санкций, падением нефтяных цен и недавними изменениями отечественного налогового законодательства. Импортозамещение на рынке нефтепереработки Одной из насущных проблем, стоящих перед переработчиками и ограничивающих их возможности, является санкционный запрет поставок на российский рынок нефтепереработки специальных реагентов – катализаторов, присадок и других. Без них невозможно получение по-настоящему качественных нефтепродуктов и достижение нефтеперерабатывающими заводами показателей рентабельности. Этот фактор заставляет предприятия и все заинтересованные госструктуры активизировать свою деятельность по импортозамещению. Конечно, не все катализаторы мы получаем из других стран, на территории Российской Федерации работают и собственные катализаторные производства. Однако для того чтобы они освоили выпуск нужных рынку нефтепереработки соединений, необходимы научные изыскания. В настоящее время соответствующие отраслевые НИИ работают над этой проблемой, а некоторые предприятия уже запустили пробный процесс синтеза недостающих реагентов. В их число входят катализаторные фабрики в Омске, Ангарске, Новокуйбышевске и некоторых других городах и регионах. Данная работа ведётся планомерно, и, вероятнее всего, план Минэнерго по отказу от импортных катализаторов до 2020 года будет реализован в полной мере. Низкие нефтяные цены тормозят развитие рынка нефтепереработки В условиях низких цен на сырьё рынок нефтепереработки чувствует недостаток финансирования работ по модернизации отрасли. Это отмечается, кстати, не только в России, но и в других государствах. Например, Китай объявил о закрытии четырёх крупных проектов строительства новых НПЗ – до лучших времён. Наша Роснефть пока ещё находит финансирование для продолжения строительства своего завода в Туапсе, который является предметом гордости компании, но инвесторы дают деньги лишь при условии экспортной ориентации предприятия. По самым оптимистичным прогнозам, период низких цен на энергоносители продлится ещё 2-3 года. И для того чтобы выжить, игроки рынка нефтепереработки должны изменить приоритеты в плане выпускаемой продукции, то есть, выйти к потребителям с более ликвидными предложениями. Смещение «бензиновой» составляющей В представлениях обывателей основной продукцией отечественных НПЗ является бензин. До некоторых пор именно так и было. Однако в течение последних нескольких лет произошло значительное изменение спроса. В мире, в том числе, и в России стало потребляться меньше бензина и больше дизельного топлива. В этом усматривается один из факторов, который также оказывает влияние на рынок нефтепереработки. В частности, это обуславливает изменение приоритетов в модернизации НПЗ. Совершенствоваться должны не только установки по производству бензина, но и оборудование для выпуска дизтоплива. Это накладывает на переработчиков дополнительную нагрузку, но без проведения этой работы предприятие не сможет занять нормальных позиций в отрасли. В связи с этим вопрос финансирования приобретает особую остроту. Кроме того, данная модернизация во многом зависит от поставок иностранного оборудования, что снова отсылает нас к необходимости импортозамещения. Глубина переработки нефти как приоритет на перспективу Одним из основных направлений деятельности нефтепереработчиков является повышение степени глубины переработки сырья. От этого очень сильно зависит рентабельность заводов и стабильность рынка нефтепереработки. В настоящее время глубина переработки нефти в Российской Федерации составляет, в среднем, 72% (данные 2015 года). В планах Минэнерго повышение этого уровня до 76% к 2025 году. Увеличение глубины переработки сырья позволит получать качественные светлые нефтепродукты, которые могут успешно конкурировать с предложениями мировых производителей. Наряду с этим повышение коэффициента полезного действия перерабатывающих установок позволит сделать производство нефтепродуктов безотходным, что снизит нагрузку на окружающую среду.