Головна Бізнес Газові та нафтові свердловини історія. Буріння нафтових свердловин в азербайджані

Газові та нафтові свердловини історія. Буріння нафтових свердловин в азербайджані

Глибина переробки нафти, сировини 73. Річний економічний ефект нової техніки 105.

В умовах стабілізації обсягів переробки сировини важливого значення набуває показник глибини переробки нафти (Г), що розраховується за формулою

На нафтопереробних підприємствах як специфічні показники планують показники, що характеризують використання сировини питома вагавторинних процесів, глибина переробки нафти, вироблення продукції з 1 т нафти.

Разом з тим, при суттєвому поліпшенні асортименту та якості продукції, що забезпечило збільшення знімання продукції з 1 т сировини, глибина переробки нафти протягом тривалого часу практично не змінювалася. Це було з потребою у паливі та структурою паливно-енергетичного балансу країни , у якому до десятої п'ятирічки збільшувалася частка нафтового палива. У результаті такої структури паливного балансу заощаджено сотні мільйонів тонн умовного палива, проте збільшення споживання котельного палива обмежувало глибину переробки нафти та призводило до малоефективного використання основної сировини – нафти. XXV з'їзд нашої партії поставив завдання забезпечити більш раціональну та глибшу переробку нафти.

Так, збільшення виходу світлих нафтопродуктів з ромашкінської нафти з 44,7 до 75,7% призводить до зростання прибутку на 1 т нафти в 2,1 раза, але при цьому експлуатаційні витрати на 1 т нафти збільшуються в 2,4 рази, капітальні - у 2,5 рази на 1 т світлих нафтопродуктів відповідно на 42% та на 48%. У той же час для вироблення однакової кількості світлих нафтопродуктів при більшій глибині переробки потрібно менше нафти, економляться її ресурси, а отже, зменшуються витрати на видобуток та розвідку. Одночасно збільшується вихід сировини для нафтохімії та покращується якість продукції. Тому висновки про доцільну глибину переробки нафти необхідно робити, виходячи із загальної економічної ефективності, тобто з урахуванням витрат у переробці нафти, видобутку нафти і газу, ефекту у споживача від застосування більш якісного палива, від забезпеченості районів енергетичними ресурсамита витрат на транспорт.

У Європейській частині СРСР, що не має достатніх власних ресурсів палива, у структурі споживання значну питому вагу займає топковий мазут. Таке становище, мабуть, збережеться деякий час, і глибина переробки нафти в цих районах буде нижчою за загальної тенденції глибше і повніше використовувати нафту як найцінніший і непоправний вид сировини.

Ефективність переробки нафти вимірюється питомими капітальними вкладеннями на одиницю сировини, що переробляється за процесами, витратами, пов'язаними з вилученням продукції з 1 тонни нафти, асортиментом виходу продукції, ступенем глибини переробки вихідної сировини. Економічний ефект на стадії обчислюється у вигляді визначення наступних показників критерію інтегрального ефекту, сучасної чистої цінності чи поточної вартості , оцінки сумарного виходу продукції світових цінах.

Сучасний етап розвитку російської економікихарактеризується суперечливими тенденціями. Поряд із зростанням видобутку та експорту сирої нафти, провідні нафтові компанії Росії здійснюють програми корінної реконструкції нафтопереробних заводів, що їм належать (НПЗ) з метою підвищення їх економічної ефективності. Стратегічними пріоритетами модернізації НПЗ прийнято кардинальне поліпшення якості нафтопродуктів, що випускаються, і збільшення ефективності використання нафтової сировини, що досягається, головним чином, за рахунок зростання глибини переробки нафти.

Виробництво нафтопродуктів на третьому етапі планового періодуописувалося п'ятьма способами з урахуванням різної глибини переробки нафти та співвідношень виходів дизельного палива та бензину. На етапі для формування методів з максимальним виходом світлих нафтопродуктів враховувалися коефіцієнти сумарного витрати сировини на вторинних процесах.

Але загалом досягнення світової практики в управлінні галуззю доцільно використовувати і в Україні, де з розвитком нафтопереробки збільшується значення суб'єктивних факторів, які, не вимагаючи значних інвестиційних ресурсів, можуть суттєво впливати на результати господарської діяльності НПЗ. З аналізу даних табл. 2 слід, що на особливу увагу заслуговують такі проблемні питання, як підвищення рівня використання виробничих потужностей установок переробки нафти, зниження рівня безповоротних втрат, нарощування глибини переробки вуглеводневої сировини, скорочення простоїв та інші. Крім перелічених чинників, підвищення ефективності виробництва на НПЗ велика увага приділяється питанням енергозбереження.

По глибині використання сировини розрізняють підприємства із глибокої, неглибокої та середньої глибиною переробки нафти. До перших належать підприємства з розвиненими процесами вторинної переробки, з процесами облагороджування нафтопродуктів та які виробляють широку номенклатуру нафтохімічної продукції. За такими схемами працюють сучасні великі підприємства у багатьох економічних районах країни.

Гази переробки нафти - одне з найбільших джерел сировини для виробництва хімічної продукції, ресурси яких на нафтопереробних заводах залежать від багатьох факторів, наприклад методу переробки нафти, потужності підприємства, глибини переробки нафти, її складу, асортименту продукції, що випускається.

Переробка сировини на установках максимальної потужності галузі зростає, що дозволяє збільшувати глибину переробки нафти. До підприємств із глибокою переробкою належать ті, де розвинені процеси вторинної переробки та облагородження нафтопродуктів, що випускають нафтохімічну продукцію широкої номенклатури. Зазвичай, це сучасні великі підприємства. Для заводів із неглибокою переробкою нафти характерний значний обсяг виробництва мазутів та невисока питома вага вторинних процесів у структурі переробки нафти.

Таким чином, ресурси вуглеводневих газівна нафтопереробному заводі, які можуть бути використані як для виробництва добавок до моторного палива, так і для інших цілей, знаходяться у прямій залежності від масштабів та частки методів переробки нафтопродуктів. Питома вага кожного із застосовуваних методів переробки нафтової сировини на нафтопереробному заводі у свою чергу залежить від багатьох факторів, головними з яких є техніко-економічні обґрунтування глибини переробки нафти, заданий асортимент цільової продукції, у тому числі моторних та енергетичних палив, мастил та ін. , а також різні напівпродукти для нафтохімічного синтезу. У цьому плані у розвитку нафтопереробної промисловості низки країн є суттєві відмінності. Так, у США основна увага приділяється процесам, що забезпечують максимальне вироблення бензину та підвищення його якості, тобто каталітичного крекінгу та останнім часом каталітичного риформінгу, при зниженні частки термічного крекінгу. Вже в 1959 р. питома вага потужностей каталітичного крекінгу досягла майже 50%, а каталі-

Глибина переробки нафти визначається низкою техніко-економічних факторів - капітальними витратами в установки нафтопереробки (установки каталітичного крекінгу вимагають великих капітальних витрат), потребою даного економічного району в тих чи інших нафтопродуктах і балансом енергетичного палива, якістю вихідної сировини та ін.

У процесі експлуатації заводів у результаті зміни схеми та глибини переробки нафти, а також якості та асортименту паливної продукції вироблення газу на перших двох установках може змінюватись у широких межах, що в умовах тісної кооперації між нафтопереробкою та хімічними виробництвами на нафтохімічному заводі неприпустимо. Тому введення в схему установок піролізу важкої нафтової дистилятної сировини створює більш стійку та надійну базу для нафтохімічних виробництв.

Інше важливий напрям- створення двигунів з паливними елементами(з використанням як паливо водню та кисню) та атомних двигунів. Використання атомних двигунів вплине на споживання котельного палива, частка якого в загальному виробництві нафтопродуктів скоротиться. Нафта використовуватиметься більшою мірою на виробництво моторних палив, масел, сировини для нафтохімії, що дозволить збільшити глибину переробки нафти та позначиться на складі процесів. Зрештою це призведе до зростання потужності вторинних процесів – гідрокрекінгу, коксування та ін.

Вихід світлого пального за інших рівних умов, природно, вищий на заводах, що переробляють сировину з високим потенційним вмістом світлих нафтопродуктів. Нові технологічні процеси дозволяють значно збільшити глибину переробки нафти і розширити асортимент нафтопродуктів, що виробляються. Однак при сучасному стані паливно-енергетичного балансу в західних районах країни заміна 1 т вугіллям мазуту збільшує наведені витрати на 8-9 руб. Цим зумовлюється доцільність збереження у європейській частині країни меншої глибини переробки нафти зі збільшенням виробництва котельного палива. На нафтозаводах Східного та Західного Сибіру та Середньої Азії, навпаки, економічно доцільна глибока переробка нафти з мінімальним відбором котельного палива, оскільки в Сибіру найбільш економічними видами палива є тюменський природний газ та вугілля відкритого видобуткуКузнецького та Кансько-Ачинського басейнів, а в Середній Азії – природний газ Узбекистану та Туркменії.

Одне з найнагальніших питань російського паливно-енергетичного комплексу – його модернізація. Усі нафтопереробні заводи країни перебувають у експлуатації вже понад 30-35 років і лише Ачинський НПЗ побудували 1983 року. Тому не дивно, що середня глибина переробки нафти на російських заводах не перевищує 60-65 відсотків, тоді як у розвинених країнах вона сягає 90 відсотків. Не найкраща ситуація і у вітчизняному газовому господарстві. Питома вага газу, що переробляється, не перевищує 6 відсотків, а використовуваної як хімічної сировини - 1,5 відсотка.

У той же час, існуюча технологічна схема виробництва, якість та кількість споживаної сировини та продукції, що випускається, характеристики основних та допоміжних установок, параметри роботи об'єктів загальнозаводського господарства та товарного виробництва та інші показники не забезпечують раціонального використання нафтової сировини, не відповідають сучасним та перспективним вимогам до якості нафтопродуктів Так, основні виробничі установки введені в експлуатацію на початку 70-х років, технологічна схема забезпечує глибину переробки нафти лише на рівні 55%, питома вага вторинних процесів становить лише 20% тощо. Все це потребує серйозної реконструкції та модернізації виробництва.

За глибиною використання сировини розрізняю підприємства із глибокої, неглибокої та середньої глибиною переробки нафти. До перших належать підприємства з розвиненими процесами вторинної переробки, з процесами облагородження нафтопродуктів, з широкою номенклатурою нафтохімічної продукції.

Раціональне використання важких нафтових залишків, додаткову їх переробку з отриманням нових товарних нафтопродуктів завжди є актуальним завданням. Одним із важких залишків нафтопереробки, який привертає до себе пильну увагу дослідників та виробничників, є асфальт процесу деасфальтизації гудрону. Відомо, що частину асфальту використовують як компонент сировини виробництва бітумів, але більша частина його залучається до виробництва котельних палив, що не підвищує глибину переробки нафти. В Уфимському державному нафтовому технічному університеті протягом кількох років ведуться дослідження з раціонального використання важкихнафтових залишків, у тому числі асфальту процесу деасфальтизації (АПД).

Починаючи з десятого п'ятиріччя взятий рішучий курс більш повне використання нафти, її глибшу переробку. В Основних напрямах економічного та соціального розвитку СРСР на 1981 - 1985 роки і на період до 1990 року вказується підвищення ефективності використання нафти, забезпечити подальше поглиблення її переробки. . Поглиблення переробки нафти пов'язане з введенням великої кількості вторинних процесів каталітичного крекінгу, гідрокрекінгу, термоконтактного крекінгу, коксування та інших деструктивних процесів. Глибина переробки нафти оцінюється кількістю цільових нафтопродуктів, які відбираються з нафти. При цьому кількість цільових нафтопродуктів визначається шляхом віднімання із загального обсягу сировини, що переробляється, валового вироблення топкового мазуту, безповоротних втрат і сухого газу, що використовується на паливо. Збільшення цільових нафтопродуктів пов'язане з деструктивною переробкою залишкових продуктів, що використовуються нині як котельне паливо.

Слід зазначити, що такі суттєві зрушення у зростанні нафтогазовидобутку йшли на тлі низки негативних явищ в економіці нашої країни, внаслідок чого взяли гору екстенсивні напрямки розвитку видобувних та переробних галузей промисловості не фтегазового комплексу. Відставання у розвитку техніки, технології та організації виробництва у цьому комплексі супроводжувалося збільшенням капіталовкладень та собівартості видобутку та переробки нафти та газу, негативно позначилося на глибині переробки нафти, газової сировини та якості готової продукції. Це є однією з важливих причин збільшення питомої (на одиницю продукції) і загальної витрати продуктів нафтогазопереробної промисловості в споживаючих галузях, знижуючи їх ефективність. Відставання технології використання нафтогазопродуктів Е споживаючих галузях обумовлює малоефективне пот-

В області 1945 функціонує Атирауський нафтопереробний завод. Завод є одним із великих платників податків області, робота впливає на стан економіки регіону. Моральне та фізичне зношування основного обладнання на заводі, низька глибина переробки нафти не дозволяють належним чином переробляти цінну нафтохімічну сировину, у зв'язку з чим прийнято постановою Уряду РК про реконструкцію Атирауського НПЗ за рахунок урядової позики, співфінансування Японської фірми "Марубені" та ННК "Ка- захОйл" у сумі 308,0млн.долл. США. Реалізація проекту дозволить створити конкурентоспроможну продукцію на рівні світових стандартів нафтопереробки та експортувати її на зовнішній та внутрішній ринки.

Порівняння різних за рівнем глибини переробки вуглеводневої сировини схем показує, що переведення НПЗ із простої схеми на класичну і далі на глибоку (вихід світлих до 90% і вище) супроводжується не тільки зростанням загальних питомих капітальних вкладень із 116 млн. дол. на 1 млн. дол. т потужності до 184 і 307 млн. дол. на 1 млн. т потужності відповідно, а й підвищенням частки активної частини основних виробничих фондів з 39,5% до 49,8% та 58,4%. Одночасно із зазначеною тенденцією відбувалося скорочення капітальних витрат у загальнозаводське господарство, у тому числі при переході з простої на класичну схему у 2,1 раза та з класичною на глибоку - у 1,4 раза. Наведені дані дозволяють зробити висновок про те, що оптимальне завантаження та збалансованість виробничих потужностей при раціональному використанніфондозброєності праці є одним з найбільш важливих факторів, що впливають на підвищення ефективності роботи НПЗ У той же час не слід забувати і про те, що їх значення у формуванні результативних показників НПЗ може посилюватися і за рахунок підвищення якості як нафти, що переробляється, так і нафтопродуктів, що випускаються.

p align="justify"> Особливе місце займає проблема подальшого поглиблення переробки нафти, що викликається зростаючою потребою в сировину для нафтохімії. З цією метою планується збільшити потужності каталітичного крекінгу, коксування та гідрокрекінгу і тим самим закласти основу для глибокої переробки нафти. Таким чином для нафтопереробників найближчі роки мають стати роками інтенсифікації та реконструкції вторинних процесів і насамперед процесів, що підвищують глибину переробки нафти.

Ще XIX в. Д. І. Менделєєв наголошував на необхідності кваліфікованого використання нафти (нафту не паливо топити можна і асигнаціями). Проте до нашого часу у СРСР понад 160 млн. т мазуту щорічно спалюється під казанами електростанцій. Рівень глибини переробки нафти (тобто відношення сумарної кількості вироблених з нафти моторних палив, мастил та вуглеводневої хімічної сировини до кількості переробленої нафти) в СРСР не перевищує 60-62%, у той час як у НДР цей показник дорівнює 78% , а США перевищує 85 %. В найближчі роки слід різко збільшити глибину переробки нафти за рахунок впровадження процесів каталітичного крекінгу, гідрокрекінгу, коксування, піролізу важких фракцій нафти, а також виробництва на основі різних мастильних компонентів.

При розрахунках Т. б. потреба в паливі визначається в першу чергу для установок, які можуть використовувати тільки певні види палива або продукти переробки первинних паливних ресурсів. Виявлена потреба таких установок служить тому основою для подальшого визначення типу, технологич. схеми та виробництв, потужності паливопереробних підприємств (нафтопереробних, коксогазових заводів, заводів з виробництва рідкого палива тощо), а це дозволяє визначити необхідний для їх роботи розвиток видобутку первинних паливних ресурсів. Так, щодо необхідних масштабів видобутку (чи імпорту) нафти насамперед виявляється потреба нар. х-ва у світлих нафтопродуктах та дизельному паливі (в основному для потреб двигунів нестаціонарної енергетики - автомобільного та тракторного парку, авіації, тепловозів тощо). Залежно від прийнятої технологич. схеми переробки нафти відсоток вилучення світлих нафтопродуктів може бути різним. Зазвичай, він коливається від 35 до 70%. Чим вище вихід світлих нафтопродуктів із сирої нафти, тим складніший процес її переробки і тим більші будуть потрібні капіталовкладення в нафтопереробну промисловість. І, навпаки, чим нижчий (до певних меж) вихід світлих нафтопродуктів, тим менше капіталовкладення в переробку нафти і тим вище вихід темних нафтопродуктів (мазутів), які можуть бути використані як паливо в установках, що не пред'являють суворо фіксованих вимог до його якісної характеристиці паливно-енергетичного балансу району та. як правило, диктується нофебністю у котельному паливі. Вона залежить від відбору світлових нафтопродуктів на установках первинної перегонки та складу технологічної схемизаводу (підвищення частки процесів коксування, крекінгу та нафтохімічних призводить до збільшення глибини переробки). Тому в районах, добре забезпечених паливними ресурсами (наприклад, Східний Сибір, Далекий Схід та ін.), доцільною є глибока переробка нафти з відбором світлих нафтопродуктів понад 60%. На заводах таких районів передбачається значний обсяг вторинних процесів, пов'язаних із деструктивною переробкою сировини та процесів нафтохімічного профілю. У районах з недостатніми власними паливно-енергетичними ресурсами покриття паливного дефіциту проводиться за рахунок більшого вироблення на нафтопереробних заводах котельного палива. Глибина переробки нафти тут має бути мінімальною.

Дивитися сторінки, де згадується термін Глибина переробки нафти, сировини

: Планування на підприємствах нафтової та газової промисловості (1989) -- [

Модернізація нафтопереробних заводів стагнує через падіння маржі. В уряді обговорюють заходи щодо підтримки галузі, перспективи якої залежать від збільшення глибини переробки.

Гальмування переозброєння

Програму технічного переоснащення російських нафтопереробних заводів (НПЗ) запущено у 2011 році. Тоді було підписано чотиристоронні угоди між 12 нафтовими компаніями, Федеральною антимонопольною службою (ФАC), Ростехнаглядом та Росстандартом.

Нафтовики зобов'язалися модернізувати свої НПЗ для виконання давно назрілого завдання — переходу на виробництво якісніших видів нафтопродуктів, насамперед для забезпечення їх постачання на внутрішній ринок. Спочатку терміном виконання зобов'язань було встановлено 2015 рік. Однак, хоча з 2012 року нафтовики вже вклали в модернізацію понад 900 млрд руб., Процес модернізації все ще далекий від завершення.

Плани ввести в 2011-2015 роках 126 установок вторинної переробки сировини розроблялися в період високих цінна нафту та нафтопродукти. Тоді виробники були щедрі на інвестиції в сектор downstream, і програма по оновленню нафтопереробних потужностей була однією з наймасштабніших у російському ПЕК. Потім план було скориговано — поставлене завдання випустити 115 установок вторинної переробки нафти за 2011-2020 роки.

Наразі модернізація НПЗ триває, але її темп, взятий на старті, втрачено. Така ситуація характерна і для незалежних заводів, і для великих підприємств, що належать вертикально-інтегрованим нафтовим компаніям.

Учасники ринку та експерти пояснюють такий стан справ падінням маржі нафтопереробки протягом кількох останніх років. Особливо вплинув на прибутковість виробництва податковий маневр, який набув чинності у січні 2015 року. Він передбачає зниження експортного мита на нафту до 30% до 2017 року (з 42% на момент введення цього заходу держрегулювання) з паралельним зростанням ставки податку на видобуток корисних копалин до 919 руб. за тонну у 2017 році (з 857 руб.). В результаті зросла ціна на нафту на внутрішньому ринку, за якою її закуповують НПЗ. Рівень рентабельності виробництва нафтопродуктів, навів дані Росстату провідний експерт УК «Фінам Менеджмент» Дмитро Баранов, у січні—червні 2017 року трохи підріс і становив 3,04%. А торік для деяких НПЗ рентабельність була навіть негативною, каже експерт енергетичного центру бізнес-школи «Сколково» Катерина Грушевенко.

«Зниження ціни нафти та зміна ставки експортного мита, безсумнівно, вплинули на всю нафтопереробку, у тому числі призвели до зміни термінів реалізації кількох проектів у рамках чотиристоронніх угод», — вважає Дмитро Баранов.

Модернізація як виклик

Одним із головних завдань технічного переозброєння російських НПЗ є підвищення глибини переробки нафти. «Зараз у Росії вона становить у середньому приблизно 70-75%. Якщо плани модернізації НПЗ будуть більш менш реалізовані, то можна очікувати, що до 2025-2030 років глибина переробки збільшиться до 80-85%», — підрахувала Катерина Грушевенко. У Європі цей показник дорівнює 85%, у США – 96%. Ще однією проблемою російської переробки можна назвати значну частку дизельного палива у паливному кошику російських НПЗ, пояснює Катерина Грушевенко. «Настільки значний випуск дизеля орієнтований на європейський ринок, що падає за попитом і зростає за кількістю гравців. Це створює невизначеність у майбутньому», — каже вона.

Переобладнання нафтопереробних заводів вкрай актуальне ще й через погіршення сировинної бази — нафта на родовищах, які зараз розробляються, стає більш в'язкою. У цьому нових великих НПЗ будується дуже мало. «За останні роки можна згадати введення в дію компанією «Танеко» (входить до групи компаній «Татнафта»). РБК+) Яйського НПЗ та деяких інших», - розповідає аналітик компанії IFC Markets Дмитро Лукашов. На його думку, низькі темпи зростання будівництва нових потужностей з переробки нафти обумовлені зокрема й тим, що на зовнішніх ринках російська нафтанабагато більш затребувана, ніж нафтопродукти.

Заступник директора аналітичного департаменту компанії "Альпарі" Ганна Кокорєва звертає увагу також на вплив санкцій на російську нафтопереробку. На її думку, є побоювання того, що терміни реалізації програми модернізації НПЗ і надалі відсуватимуться, оскільки технічне переозброєння підприємств потребує імпортного обладнання. Проте ситуація все ж таки поетапно розвиватиметься, зазначає Ганна Кокорєва, адже «оновлення НПЗ дозволить російським компаніям утримувати свої позиції на зовнішніх ринках і підтримувати конкурентоспроможність, а також збільшити обсяги переробки». За підсумками 2017 року ці обсяги навряд чи зростуть, але «вже 2018 року приріст буде відчутним», передбачає аналітик. А зростання рентабельності переробки Ганна Кокорєва очікує вже 2017 року — через зростання цін на нафту.

Нова підтримка

Уряд визнає, що модернізація найбільших НПЗ, що потребує високих витрат, у поєднанні зі збільшенням податкового навантаження зробила багато підприємств збитковими — про це говорив, зокрема, у травні заступник міністра енергетики Кирило Молодцов. У зв'язку з цим питання щодо фінансової підтримки галузі з боку держави за останній рікпіднімався вже кілька разів. Щоб не зупиняти технічне переозброєння та не допустити закриття низки заводів, яке загрожує різким зростанням цін на моторне паливо, влітку поточного року Міненерго направило в уряд пропозиції щодо надання пільг переробникам нафти. Наприклад, це може бути зниження перехресного субсидування галузі під час перевезення нафти та нафтопродуктів залізницею. Крім того, пропонується розробити спеціальну методику зниження витрат на роботу НПЗ. Методика, зокрема, міститиме низку рекомендацій, які дозволять оптимізувати маршрути доставки нафти та готової продукціїіз заводів. Крім того, передбачається дати можливість модернізованим НПЗ укладати з федеральними органами виконавчої влади інвестугоди з відстрочкою зі сплати акцизів.

За оцінкою Міненерго, переоснащення підприємств, що продовжується, вимагає значних вкладень, тому потрібно полегшити їм податковий тягар. ФАС розкритикувала цю пропозицію міністерства, і рішення поки що не ухвалене. Зокрема, про те, що субсидувати переробників задля виконання угод про модернізацію є неправильним рішенням, говорив начальник управління контролю ПЕК ФАС Дмитро Махонін. «Питається, а де було міністерство, коли перекроювали параметри вже чинного податкового маневру?» - обурився чиновник.

Втім, експерти впевнені, що держава має так чи інакше піти назустріч нафтовикам та незалежним НПЗ та допомогти галузі, благополуччя якої має принципове значення для поповнення скарбниці.

Установки на переробку

За 2011-2016 роки, за даними Міненерго, введено в експлуатацію 70 установок вторинної переробки нафти (2016-го — 12 установок).

Серед найбільш великих проектів, завершених у 2016 році, у Міненерго називають будівництво комплексу гідрокрекінгу потужністю 3,5 млн т на рік на «Волгограднафтопереробці» (ЛУКОЙЛ), будівництво комплексу каталітичного крекінгу потужністю 1,2 млн т на рік на Куйбишевському НПЗ («Роснефть»), будівництво установок уповільненого коксування потужністю 1,2 млн т на Антипінському НПЗ та потужністю 2 млн т на підприємстві "Танеко" ("Татнафта").

У 2011-2020 роках має бути введено в експлуатацію 115 установок вторинної переробки нафти, до 2027 року – 131 установка.

Володимир Хомутко

Час на читання: 4 хвилини

А А

Розрахунок глибини переробки нафти

Глибина переробки нафти (ДПН) є одним із найважливіших показниківефективності нафтопереробного підприємства

Вона є величиною, яка показує відношення обсягу отриманих товарних нафтопродуктів до загального обсягу витраченої сировини.

Іншими словами, скільки корисної продукції виходить, наприклад, із однієї тонни (або бареля) нафти. Глибока дозволяє ефективніше використовувати кожен барель «чорного золота».

Цей параметр розраховується за такою формулою:

ДПН = ((Загальний обсяг переробленої сировини – обсяг отриманого мазуту – обсяг виробничих втрат – обсяг палива, витраченого на власні потреби) / загальний обсяг переробленої сировини) * 100 %

Величина цього показника в Росії та за кордоном

Глибина переробки нафти в нашій країні в середньому знаходиться на рівні 74%, у європейських країнах – на рівні 85%, у США – 95-96%.

Погодьтеся, різниця більш ніж суттєва. Це пояснюється тим, що після розпаду Радянського СоюзуРосії дісталися 26 НПЗ, застарілих на той час і фізично, і морально. Вісім із них було запущено ще до початку Другої Світової війни, п'ять було збудовано до 1950 року, ще дев'ять до 1960-го.

Таким чином, 22 з 26-ти російських нафтопереробних заводи перебувають в експлуатації вже понад півстоліття. Крім того, практично всі нові НПЗ, які побудували в СРСР за період з 1970 по 1980 роки, були розташовані на території колишніх союзних республік, які стали незалежними державами.

Наприклад, з 1966 по 1991 рік на території СРСР побудували сім нових підприємств нафтопереробки, з яких тільки одне було на території. Російської Федерації. З решти шести два залишилися в Казахстані (Чимкентський і Павлодарський НПЗ), по одному – в Україні (Лисичанськ), Білорусі (Мозир), Литві (Мажейкяї) та Туркменії (Чарджоу).

Єдине відносно нове нафтопереробне підприємство, яке було запущено після 1966 року на російській території, це Ачинський НПЗ (рік введення в експлуатацію – 1982-й).

Ще одним відносно нових підприємством нафтопереробки є «Нижньокамськнафтохім» (місто Нижнєкамськ), яке було запущено 1979-го року і досі виробляє сировину для нафтохімічної галузі.

На початку 90-х років минулого століття глибина переробки нафти російських НПЗ була на рівні 64%. 80 відсотків обладнання було морально відсталим.

До 1999-го року глибина переробки нафти в середньому становила 67,4 відсотка, і лише Омський НПЗзумів підняти цю планку до 81,5%, що можна порівняти з середньоєвропейськими показниками.

Незважаючи на те, що Росія, як і раніше, відстає за ДПН від розвинених світових держав, за останні 17-18 років намітилися тенденції, що обнадійливі.

Так, наприклад, з 2002-го по 2007-й рік стійко зростали обсяги вітчизняної нафтопереробки (у середньому близько 3-х відсотків на рік у період з 2002-го до 2004-го та 5,55 – з 2005-го до 2007-го -ой). Середній рівень завантаженості діючих потужностей первинної переробки 2005-го досяг 80 відсотків, а в кількісному вираженні річні обсяги, що переробляються, зросли з 179 мільйонів тонн 2000-го до 220 мільйонів тонн 2006-го року.

Крім того, на кількох російських НПЗ, що діють, були побудовані комплекси глибокої переробки нафти.

2004-го на Пермському нафтопереробному заводі, що належить корпорації «Лукойл», було запущено комплекс гідрокрекінгу, 2005-го запустили встановлення каталітичного риформінгу на Ярославському підприємстві «Ярославнафтооргсинтез», що належить компанії «Славнефть», а також ТНК-ВР») були введені в експлуатацію відразу два комплекси з високою ДПН – м'якого гідрокрекінгу та каталітичного крекінгу.

Не залишала від конкурентів і "Татнафта". 2010-го ця компанія запустила в Нижньокамську установку для первинної нафтопереробки, потужність якої склала 7 мільйонів тонн на рік. Ця установка стала частиною Нижньокамського комплексу підприємств нафтохімії та нафтопереробки ТАНЕКО.

Наприкінці того ж року на Нижегородському НПЗ розпочалося виробництво автомобільного бензину, що відповідає своїм якісним характеристикамстандарту ЄВРО-4.

Таким чином, програму модернізації вітчизняних НПЗ, розраховану до 2011-го року, нафтові компанії виконали повністю.

Однак на цьому процес не зупинився. Наприклад, НК "Роснефть" провела реконструкцію п'яти установок вторинної нафтопереробки для збільшення глибини переробки нафти:

на Куйбишевському НПЗ – гідрокрекінгової установки; установки для гідроочищення дизпалива та установки для каталітичного риформінгу;
на Сизранському та Комсомольському НПЗ – з однієї каталітичної риформінгової установки.

2001-го з випередженням графіка було завершено роботи з введення в експлуатацію установки для ізомеризації на підприємстві «Славнафта-ЯНОС», здатної переробляти на рік 718 тисяч тонн сировини.

Результатом усієї виконаної роботи стало те, що до 2013 року на території Російської Федерації працювало п'ятдесят заводів, з яких 23 великі НПЗ перебували у структурі вертикально інтегрованих. російських компаній, вісім – це незалежні нафтопереробні підприємства з річною потужністю понад мільйон тонн сировини, та 15 підприємств, потужність яких становила менше мільйона тонн сировини на рік.

Таким чином, у 2013-му році нафтопереробка в Росії досягла 275 мільйонів 200 тисяч тонн, завантаження потужностей у середньому склало 92,9 відсотка, а ДПН - 72 відсотки.

Протягом 2015 року в РФ ввели в експлуатацію одинадцять нових установок, призначених для вторинної нафтопереробки, і цього ж року загальний обсяг переробленої сировини досяг позначки 282 мільйони 400 тисяч тонн, а рівень глибини переробки нафти досяг 74,2 відсотка.

ват «нк «Роснефть» – лідер російської нафтопереробки. До складу Компанії входять 10 * ВЕЛИКИХ нафтопереробних заводів у ключових регіонах, 30% переробки нафти в РФ.

«Роснефть» здійснює наймасштабнішу програму модернізації в РФ: понад 30 проектів будівництва, реконструкцію установок вторинної переробки потужністю понад 40 млн т на рік.

* Включаючи "ЯНОС"

Нафтопереробні активи
ВАТ «НК «Роснефть» у РФ

Модернізація НПЗ: статус виконання

	Рязанська НВК	Ангарська НХК	Новокуйбишевський НПЗ	Сизранський НПЗ	Куйбишевський НПЗ	Комсомольський НПЗ	Туапсинський НПЗ	Ачинський НПЗ	Саратовський НПЗ	Ефект на випуск нафтопродуктів
Первинна переробка
Вакуумний блок										Глибина переробки
Ізомеризація										Бензин «Євро-5»
Кат. крекінг										Вихід світлих
Гідроочищення										Паливо «Євро-5»
Ріформінг										Бензин «Євро-5»
Алкілювання										Бензин «Євро-5»
Коксування*										Глибина переробки
Гідрорекінг										Вихід світлих
МТБЕ										Бензин «Євро-5»

* Уповільнене коксування або флексікокінг.

Підготовка продукції
для транспортування

Основні підсумки 2015 року

У 2015 р. на всіх нафтопереробних заводах ВАТ «НК «Роснефть» завершено масштабний комплекс техніко-технологічних заходів, які дозволили Компанії повністю перейти на виробництво. російського ринкуавтобензинів та дизельного палива тільки класу «Євро-5». Технічним регламентом Митного союзуспочатку було встановлено термін переходу до обороту на внутрішньому ринку автобензинів та дизельного палива класу «Євро-5» з 1 січня 2016 р. Таким чином, зобов'язання Компанії щодо переходу на випуск бензину та дизельного палива вищого екологічного класувиконані з випередженням встановленого графіка.

Обсяг реалізації нафтопродуктів та нафтохімії за 2015 р. порівняно з 2014 р. збільшився на 1 % і склав 97,4 млн т. Зростання продажів пов'язане, в основному, з реалізацією запасів, накопичених у 2014 р., та додатковими ефективними трейдинговими операціями, що дозволило компенсувати деяке зниження випуску товарів.

У рамках програми імпортозаміщення Компанія почала виробляти та успішно експлуатувати у нафтопереробці власні каталізаторидля риформінгу та водневих установок. На всіх установках каталітичного крекінгу здійснено перехід використання лише вітчизняних каталізаторів.

У звітному році Компанія уклала низку значних контрактів на постачання нафти.

У 2015 р. ВАТ «НК «Роснефть» та Китайська національна хімічна корпорація (China National Chemical Corporation, ChemChina) підписали довгостроковий контракт на постачання нафти сорту «ВСТО» обсягом до 2,4 млн т на рік строком до липня 2016 р.

Було продовжено довгостроковий договір на постачання нафти до Польщі на три роки (з 1 лютого 2016 р. по 31 січня 2019 р.), умови якого передбачають збільшення постачання на обсяг до 25,2 млн т нафти.

Незважаючи на погіршення макроекономічних умов, Компанія наростила обсяг високомаржинальних поставок нафти у східному напрямку (+18,5%), збільшила обсяг продажу газу (3,8%) та продукції нафтопереробки та нафтохімії. Таким чином, Компанії вдалося обмежити негативний ефект від зниження цін на нафту на 16,3% у рублевому та на 47,3% у доларовому вираженні у 2015 році.

Компанія в повному обсязі виконує зобов'язання щодо постачання нафти за довгостроковими контрактами. Також перевиконуються всі зобов'язання Компанії з постачання нафтопродуктів на внутрішній ринок, збільшено обсяг постачання моторних палив класу «Євро-4/5» до 30% до 2014 року.

Нафтопереробні потужності Компанії у 2015 р.

НПЗ	Проектна потужність на кінець року, млн т	Об'єм переробки, млн т	Вихід світлих
Туапсинський	12,0	9,6	51,2 %
Ачинський	7,5	6,3	55,5 %
Ангарська НХК	10,2	9,1	63,4 %
Комсомольський	8,0	7,0	58,2 %
Рязанська НВК	18,8	16,2	54,5 %
Саратовський НПЗ	7,0	6,1	44,9 %
«Славнефть-Янос»*	7,5	7,6	55,5 %
Самарська група:	24,1	20,9	56,0 %
Новокуйбишевський	8,8	8,3	55,4 %
Куйбишевський	6,8	6,2	54,9 %
Сизранський	8,5	6,4	57,9 %
Міні-НПЗ	5,4	1,9	-
ЛІНІК	8,0	-	-
НПЗ СП ROG*	13,4	10,8	79,2 %
Мозирський НПЗ*	-	1,4	-

* У частці ВАТ «НК «Роснефть».

Структура випуску товарних нафтопродуктів, млн т

НПЗ	Нафта	Автобензин	Гас	дизельне паливо	Мазут	Інші
Туапсинський	1,8	-	-	3,1	4,3	0,3
Ачинський	0,2	1,0	0,2	2,1	2,0	0,6
Ангарська НХК	0,2	1,3	0,5	3,0	2,1	0,8
Комсомольський	0,9	0,4	0,3	2,5	2,6	0,2
Рязанська НВК	0,5	2,9	1,1	4,0	4,9	2,2
Саратовський НПЗ	-	1,0	-	1,7	1,6	1,5
«Славнефть-Янос»*	0,2	1,3	0,6	2,0	2,5	0,5
Самарська група:	0,7	3,3	0,4	7,0	6,5	1,5
Новокуйбишевський	0,3	1,3	0,4	2,6	2,2	0,8
Куйбишевський	0,2	0,9	-	2,1	2,3	0,2
Сизранський	0,2	1,1	-	2,3	2,0	0,5
Інші (вкл. міні-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

Нафтопереробка

55,3 %

вихід світлих нафтопродуктів на НПЗ Компанії в РФ у 2015 р.

66,5 %

глибина переробки на НПЗ Компанії в РФ
2015 р.

Компанія є найбільшим переробником нафти у Росії. Обсяг переробки на НПЗ РФ в 2015 р. склав 84,7 млн т, що стало оптимальним рівнем для Компанії в умовах рівня попиту, що склався, і цінової кон'юнктури на нафту і нафтопродукти. При цьому вихід світлих нафтопродуктів зріс з 54,8 % у 2014 р. до 55,3 % у 2015 р., а глибина переробки – з 65,3 % у 2014 р. до 66,5 % у 2015 р. за рахунок збільшення вироблення вакуумного газойлю та оптимізації вторинних процесів.

Зниження загальної нафтопереробки (вкл. зарубіжні НПЗ Компанії) до 96,9 млн т (–3 %) у 2015 р. порівняно з 2014 р. пов'язане насамперед із перерозподілом обсягів на адресу більш високомаржинальних каналів реалізації в умовах негативного впливу податкового маневру на рентабельність сегмента переробки та погіршення макросередовища, а також з тимчасовим призупиненням переробки Компанії на Мозирському НПЗ за договором процесингу у I кв. 2015 р. та відповідним перерозподілом нафти на адресу більш рентабельних каналів реалізації.

У 2015 р. на російських НПЗ збільшився обсяг виробництва моторних палив класу «Євро-4/5», які відповідають вимогам Технічного Регламенту Митного Союзу. У звітному році частка виробництва бензинів класу "Євро-4/5" склала 95%, дизельного палива класу "Євро-4/5" - 73%; порівняно з аналогічними показниками 2014 р. 73% та 54% відповідно.

Основні здобутки переробки за 2015 р.

84,7 млн т

обсяг переробки на НПЗ РФ

96,9 млн т

Об'єм загальної переробкиКомпанії (вкл. зарубіжні НПЗ)

Діяльність Компанії в галузі нафтопереробки у 2015 р. була спрямована на забезпечення потреб ринку в якісних нафтопродуктах за рахунок продовження реалізації програми модернізації НПЗ та переходу на випуск палив екологічного класу «Євро-5». Пріоритетними напрямами діяльності були також імпортозаміщення та розвиток власної інженерно-технологічної бази.

1. Реалізація програми модернізації російських НПЗ

Продовжується виконання програми модернізації НПЗ в РФ, яка передбачає будівництво та реконструкцію технологічних установокдля підвищення глибини переробки, виходу світлих нафтопродуктів, а також якості моторних палив, що випускаються, для забезпечення каналів збуту Компанії нафтопродуктами, що відповідають вимогам Технічного регламенту Митного союзу.

2. Перехід на випуск моторного палива «Євро-5»

У грудні 2015 р. на всіх нафтопереробних заводах ВАТ «НК «Роснефть» завершено масштабний комплекс техніко-технологічних заходів, які дозволили Компанії повністю перейти на виробництво для російського ринку автобензинів та дизельного палива лише класу «Євро-5».

3. Імпортозаміщення, розробка та постановка на виробництво нових продуктів

В рамках програми імпортозаміщення Компанія почала виробляти та успішно експлуатувати в нафтопереробці власні каталізатори для риформінгу та водневих установок;
На всіх установках каталітичного крекінгу на підприємствах Компанії здійснено перехід на використання лише вітчизняних каталізаторів;
Розроблено композицію змащувальної присадки до палива РТ і ТЗ замість імпортної присадки «Хайтек-580». Присадка пройшла випробування із позитивними результатами;
На НПЗ Компанії розпочато використання модернізованої депресорної присадки ВЕС-410д виробництва Ангарського заводу каталізаторів та органічного синтезу.

Новокуйбишевський НПЗ

ВАТ «Новокуйбишевський НПЗ»

За 2015 р. завод переробив 8,3 млн т нафтової сировини, вироблено палив «Євро-4/5» на 2,3 млн т більше за показник 2014 р. Показник глибини переробки склав 70,9 %.

Основні інвестиції у 2015 р. були спрямовані на підтримку діючих потужностей, будівництво комплексу гідрокрекінгу-гідроочищення та проведення проектних робіт з інших інвестиційних проектів модернізації заводу.

Новокуйбишевський завод олій та присадок

У 2015 р. на виробничому майданчику заводу тривала реалізація Програми розвитку виробництва високоякісних олій за проектами будівництва комплексу гідропроцесів (І та ІІ етапи), а також велися роботи з екологічних та інфраструктурних проектів.

Реалізація Програми дозволить досягти рівня сталого розвитку, підвищення прибутковості бізнесу мастил ВАТ «НК «Роснефть» та конкурентоспроможності продукції заводу.

Куйбишевський НПЗ

За 2015 р. обсяг переробки нафтової сировини становив 6,2 млн т, глибина переробки -
61,0%. У 2015 р. вироблено палив екологічного стандарту «Євро-4/5» на 2,3 млн т більше, ніж у 2014 р.

У 2015 р. основні інвестиції були спрямовані на будівництво установки каталітичного крекінгу з допоміжними об'єктами та встановлення МТБЕ. Продовжувалися інвестиції у будівництво установки гідроочищення вакуумного газойлю, установок виробництва водню та сірки, а також у підтримку потужностей, що діють.

Сизранський НПЗ

За 2015 р. обсяг переробки нафти становив 6,4 млн т, глибина переробки – 67,6 %, що на 1,6 п. п. вище 2014 р. Вироблено палив екологічного стандарту «Євро-4/5» на 1,2 млн т більше у порівнянні з 2014 р.

У 2015 р. основні інвестиції були спрямовані на реалізацію комплексної програмимодернізації заводу, у тому числі будівництво комплексу каталітичного крекінгу, встановлення виробництва МТБЕ та комплексу гідроочищення дизельного палива, а також на підтримку діючих потужностей.

У листопаді 2015 р. закінчено роботи з реконструкції встановлення каталітичного риформінгу ЛЧ-35/11-600, у тому числі щодо приведення її до норм промислової безпеки.

Рязанська НВК

Обсяг переробки нафтової сировини становив 16,2 млн т. Глибина переробки склала
68,6 %, що на 3,3 п. п. вище від результату 2014 р.

У 2015 р. основні інвестиції спрямовувалися на підтримку потужностей, що діють, а також на продовження реалізації комплексної програми розвитку підприємства.

У рамках програми модернізації, що триває, до цього моменту введено в експлуатацію встановлення низькотемпературної ізомеризації, встановлення КЦА, вакуумний блок ВТ-4, закінчено перший етап реконструкції установки гідроочищення дизельного палива.

Саратовський НПЗ

За 2015 р. на підприємстві перероблено 6,1 млн. т, глибина переробки склала 72,0 %.

У 2015 р. розроблялася програма перспективного розвитку підприємства, виконувались проекти, пов'язані з підтримкою потужностей, що діють.

Туапсинський НПЗ

ТОВ «РН-Туапсенефтепродукт»

За 2015 р. завод переробив 9,6 млн т, що на 1,0 млн т більше за показник 2014 р.

У 2015 р. інвестиції спрямовувалися на реалізацію проектів масштабної реконструкції заводу, у тому числі на будівництво комплексів установок гідрокрекінгу-гідроочищення та риформінгу-ізомеризації із супутніми об'єктами загальнозаводського господарства.

У 2015 р. введено в експлуатацію вакуумний блок установки ЕЛОУАВТ-12, що дозволило забезпечити виробництво та реалізацію вакуумного газойлю, а також низку об'єктів загальнозаводського господарства.

Ачинський НПЗ

За 2015 р. обсяг переробки нафтової сировини становив 6,3 млн т. Глибина переробки становила 66,1 %.

З 2015 р. усі моторні палива виробляються відповідно до вимог Технічного регламенту Митного союзу. Моторних палив стандартів «Євро-4» та «Євро-5» у 2015 р. вироблено на 0,8 млн т більше, ніж у 2014 р.

У 2015 р. основні інвестиції були спрямовані на реалізацію комплексної програми модернізації заводу, у тому числі будівництво комплексу гідрокрекінгу гідроочищення, а також на підтримку потужностей, що діють, і відновлення установки ЛК-6Ус.

Ангарська НХК

За 2015 р. на підприємстві було перероблено 9,1 млн т нафти, показник глибини переробки досяг 73,8 %, що на 1,4 % вище за показник 2014 р. Збільшення виробництва палив екологічного класу «Євро-4/5» порівняно з 2014 р. склало 0,9 млн т, зокрема випуск автобензинів класу «Євро-4/5» зріс на 0,7 млн т.

У грудні 2015 р. завершено будівництво установки з виробництва МТБЕ, що сприятиме подальшому зростанню обсягів виробництва екологічно чистих палив.
2016 р.

У 2015 р. основні інвестиції були спрямовані на реалізацію комплексної програми модернізації заводу, у т. ч. на проекти будівництва установок гідроочищення бензину каталітичного крекінгу, сірчанокислотного алкілування та комплексу гідроочищення дизельного палива з супутніми об'єктами загальнозаводського господарства, а також на підтримку діючих.

Комсомольський НПЗ

За 2015 р. обсяг переробки нафтової сировини становив 7,0 млн т, глибина переробки -
62,8 %, що вище за показник 2014 р. на 2,0 п. п. Моторних палив екологічного стандарту «Євро-4/5» вироблено на 0,2 млн т більше, ніж у 2014 р.

У 2015 р. основні інвестиції були спрямовані на реалізацію комплексної програми модернізації заводу, у тому числі будівництво комплексу гідрокрекінгу-гідроочищення, а також на підтримку потужностей, що діють.

У 2015 р. проводився монтаж металоконструкцій та обладнання установок гідрокрекінгу-гідроочищення, виробництва сірки, водню, будівництво об'єктів загальнозаводського господарства.

Розпочато реалізацію проекту будівництва нафтопроводу-відведення «ВСТО–Комсомольський НПЗ» з усією необхідною інфраструктурою. Будівництво об'єктів здійснюватиметься силами ВАТ «АК «Транснефть».

Східна НХК

Роботи та фінансування проекту ВНГК у 2015 р. здійснювалися відповідно до затвердженого Радою директорів ВАТ «НК «Роснефть» графіком реалізації проекту.

Розпорядженням Уряду Російської Федерації № 2602-р від 17.12.2015 р. було затверджено заходи державної підтримки(«Дорожня карта»), спрямовані на сприяння реалізації стратегічного інвестиційного проектубудівництва Східного нафтохімічного комплексу

Наразі тривають проектно-вишукувальні роботи щодо проекту ВНГК, завершення яких очікується до кінця 2016 р.

Міні-НПЗ

Компанія володіє частками в кількох міні-НПЗ на території Російської Федерації, обсяг переробки на яких у 2015 р. становив 1,9 млн т. Найбільшим серед міні-НПЗ є Нижньовартівське нафтопереробне об'єднання, обсяг переробки на якому становив 1,5 млн т.

Основні досягнення у галузі нафтохімії, газопереробки та виробництва каталізаторів за 2015 р.

660 тис. т

сировини Було перероблено АТ «Ангарським заводом полімерів» та вироблено 441 тис. т високомаржинальної нафтохімічної продукції

0,97 тис. т

становив обсяг переробки Новокуйбишевської нафтохімічної компанії, а обсяг випуску товарної продукції – 0,85 млн т

Нафтохімія

Компанія виробляє нафтохімічну продукцію у Росії на підприємствах АТ «Ангарський завод полімерів» (АЗП) та АТ «Новокуйбишевська нафтохімічна компанія» (ННК).

АЗП

У 2015 р. АЗП перероблено 660 тис. т сировини та вироблено 441 тис. т високомаржинальної нафтохімічної продукції з високою доданою вартістю. Основною продукцією є поліетилен високого тиску, пропілен, БДФ (бутілен-бутадієнова фракція).

У 2015 р. реалізовувалися заходи, спрямовані на збільшення виходу цільових продуктів та ефективність виробництва, а також на підвищення безпеки та надійності експлуатації виробничих потужностей.

ННК

У березні 2015 р. було завершено угоду щодо придбання ВАТ «НК «Роснефть» нафтохімічного холдингу «САНОРС». Протягом року проводилися заходи щодо інтеграції нових активів до структури Компанії.

У період з моменту входження до периметру Компанії 13.03.2015 р. до кінця 2015 р. обсяг переробки на Новокуйбишевській нафтохімічній компанії становив 0,97 млн т, а обсяг випуску товарної продукції - 0,85 млн т. На ННК виробляється широка номенклатура нафтохімічної продукції. Основними видами товарної продукції є ефір метил-трет-аміловий, фенол синтетичний технічний, спирт етиловий синтетичний технічний, ацетон технічний, газ вуглеводневий зріджений паливний для комунально-побутового споживання марки СПБТ та інші СУГи, смола фенольна, пара-третинний бутилфенол.

У 2015 р. проведено низку заходів, спрямованих на підвищення операційної ефективності підприємства, у тому числі технічне переозброєння обладнання, оптимізацію подачі природного газу, реалізацію схеми виділення паратретичного бутилфенолу, а також на підтримку виробничих потужностей.

Газопереробка

Сумарна потужність Нафтогорського та Відрадненського газопереробних заводів у Самарській області становить 1,8 млрд куб. м газу на рік.

У 2015 р. Нафтогорський та Відрадненський ГПЗ переробили 410 та 257 млн куб. м попутного газу відповідно. В даний час на газопереробних підприємствах продовжується реалізація комплексної програми технічного переозброєння та заміни фізично та морально застарілого обладнання на сучасні блокові установки, які дозволять покращити виробничу ефективність та рівень автоматизації.

Зайкінське газопереробне підприємство, що знаходиться у складі дочірнього товариства нафтогазовидобутку ПАТ «Оренбургнефть», включає Покровську установку комплексної підготовки газу (ПУКПГ) і Зайкінське газопереробне підприємство, сумарна потужність становить 2,6 млрд куб. м газу на рік.

У 2015 р. Зайкінським ДПП (ЗГПП) перероблено 2,44 млрд куб. м попутного газу (в т. ч. ВВКПГ - 313 млн куб. м, ЗГПП - 2,13 млрд куб. м).

Виробництво каталізаторів

У рамках реалізації програми імпортозаміщення компанія приступила до виробництва каталізаторів та присадок, що не поступаються імпортним аналогам.

В рамках реалізації програми імпортозаміщення каталізаторів та присадок на
АТ «Ангарський завод каталізаторів та органічного синтезу» (АЗКіОС) у 2015 р. вироблено та поставлено на АТ «Сизранський НПЗ», ТОВ «РН-Комсомольський НПЗ» та АТ «Рязанська НПК» каталізатори риформінгу бензину. Каталізатор АЗКіОС для виробництва водню, завантажений у 2015 р. у АТ «Сизранський НПЗ», показує хороші результати, які не поступаються імпортним аналогам. Вироблені на Ангарському заводі каталізаторів депресорно-диспергуючі присадки ВЕС-410Д, що покращують низькотемпературні властивості дизельних палив, також були поставлені на Сизранський НПЗ та продемонстрували свою високу ефективність.

На ТОВ «Новокуйбишевський завод каталізаторів» продовжується реалізація інвестиційного проекту будівництва встановлення регенерації каталізаторів «поза реактором». Введення установки заплановане у 2016 р. Установка необхідна для проведення регенерації каталізаторів, які забезпечують виробництво палив «Євро-5» на території Російської Федерації, без їх вивезення на відновлення за кордон.

Короткий огляд міжнародних проектів у галузі нафтопереробки

Ruhr Oel GmbH (ROG)

~21 млн т

склав Сумарний обсяг постачання нафти НК «Роснефть» та Rosneft Trading S. A. для переробки до Німеччини, в т. ч. для інших акціонерів НПЗ ROG, у 2015 р., що відповідає приблизно чверті імпорту сирої нафти до країни

ВАТ «НК «Роснефть» володіє 50% у спільному підприємстві Ruhr Oel GmbH (ROG) у Німеччині. Ruhr Oel GmbH володіє частками в чотирьох НПЗ на території Німеччини (Гельзенкірхен - 100%; Bayernoil - 25%; MiRO - 24%; PCK Schwedt - 37,5%), а також частками в п'яти нафтопроводах, що підводять, і в морських терміналах на Північному, Балтійському, Середземному та Адріатичному морях. СП Ruhr Oel GmbH (ROG) - № 1 у Німеччині за обсягами нафтопереробки (21,3 млн т у 2015 р., частка Компанії - 10,8 млн т), з глибиною переробки більше
95%, а також лідер з продажу моторних палив та продукції нафтохімії.

Сумарний обсяг постачання нафти НК «Роснефть» та Rosneft Trading S. A. для переробки до Німеччини, в т. ч. для інших акціонерів НПЗ ROG, у 2015 р. становив близько 21 млн т, що відповідає приблизно чверті імпорту сирої нафти до країни.

У листопаді 2015 р. НК «Роснефть» завершила угоду з купівлі у Total 16,67 % у PCK Raffinerie GmbH - НПЗ PCK Schwedt, розташованому в Шведт-на-Одері в Німеччині. Потужність з первинної переробки нафти цього заводу становить 11,5 млн т на рік, індекс складності за Нельсоном - 9,2. PCK Raffinerie GmbH володіє часткою 45% у німецькій частині нафтопроводу «Дружба», часткою в морському терміналі для прийому сирої нафти в м. Ростоку, нафтопроводом Росток-Шведт, нафтопродуктопроводом до розподільчого терміналу в Зеєфельді поблизу м. Берлін, також належить PCK Raffin В результаті угоди сумарна частка НК "Роснефть" у НПЗ PCK Schwedt збільшилася з 18,75% до 35,42%.

У грудні 2015 р. НК «Роснефть» і BP підписали Угоду про розформування СП Ruhr Oel GmbH (ROG), що юридично зобов'язує, в рамках розпочатого раніше процесу реструктуризації цього нафтопереробного та нафтохімічного спільного підприємства в Німеччині. Після завершення процесу реструктуризації, яке очікується до кінця 2016 р., НК «Роснефть» стане прямим акціонером та збільшить свої частки участі у НПЗ Bayernoil – до 25 % (з 12,5 %); НПЗ MiRO – до 24% (з 12%); НПЗ PCK Schwedt – до 54,17 % (з 35,42 %). НК "Роснефть" також збільшить свою частку в Трансальпійському нафтопроводі (TAL) з 5,5% до 11%. BP, у свою чергу, консолідує 100% у НПЗ Гельзенкірхен та підприємстві з виробництва розчинників DHC Solvent Chemie.

Обидві угоди дозволять ПК «Роснефть» продовжити реалізацію своєї стратегії в галузі нафтопереробки в Європі та перейти на якісно новий рівень операційної діяльності. Угоди спрямовано максимізацію доданої вартості для акціонерів ВАТ «НК «Роснефть».

Мозирський НПЗ

Компанія здійснює переробку нафти у Республіці Білорусь за договором процесингу Мозирському НПЗ. Непряма частка володіння Компанією даним НПЗ через ВАТ «НГК «Славнефть» становить 21%. Обсяг переробки нафтової сировини від ВАТ «НК «Роснефть» у 2015 р. становив 1,4 млн т. Глибина переробки на Мозирському НПЗ становила 73,5 % у 2015 р.

Saras S. p. A.

ВАТ "НК "Роснефть" є міноритарним акціонером компанії Saras S. p. A. з 2013 р.
У жовтні 2015 р. у рамках оптимізації активів та реалізації ефективного управлінняпортфелем ВАТ «НК «Роснефть» знизило свою участь у Saras S. p. A. з 20,99% випущеного акціонерного капіталу компанії Saras S. p. A. до 12%. При цьому Компанія збереже своє представництво у Раді директорів Saras S. p. A. Продаж акцій здійснено на адресу інституційних інвесторів та проведено з прибутковістю понад 38 % до ціни первісної купівлі.

Основним активом Saras S. p. A. є НПЗ «Саррок» на Сардинії – один із найбільших НПЗ Середземноморського регіону з потужністю переробки до 15 млн т сировини на рік. НПЗ «Саррок» інтегрований з великою енергогенеруючою установкою встановленою потужністю 575 МВт.

Структура реалізації нафти у 2015–2014 рр., млн т

Підвищення ефективності реалізації нафти та газу, нафтопродуктів та нафтохімії

Реалізація нафти

Компанія на постійній основі здійснює моніторинг економічної ефективностіканалів монетизації нафти, що дозволяє максимізувати частку високомаржинальних каналів у структурі продажів. Так, у 2015 р. їхня частка збільшилася до 51 % від загального обсягу нафти (у 2014 р. - 40,2 %).

У звітному році Компанія поставила 84,4 млн т нафти на заводи в Росії, що нижче за рівень поставок 2014 р. (86,6 млн т) на 3 %. Зниження обсягів поставок пов'язане насамперед із перерозподілом обсягів на адресу високомаржинальних каналів реалізації в умовах негативного впливу податкового маневру на рентабельність сегмента переробки.

ВАТ «НК «Роснефть» проводить політику, спрямовану забезпечення збалансованості каналів монетизації нафти, зокрема переробки власних нафтопереробних потужностях у Росії та Німеччини, реалізації експорту за довгостроковими контрактами і основі спотових продажів у ході тендерів, і навіть реалізації на внутрішньому ринку.

Крім постачання нафти на власні НПЗ в Росії, Компанія в 2015 р. поставила 3,7 млн т власної нафти на заводи СП Ruhr Oel GmbH у Німеччині, що на 12 % більше обсягу постачання в 2014 р.

У 2015 р. ВАТ «НК «Роснафта» продовжила переробку нафти за схемою процесингу на Мозирському НПЗ (Республіка Білорусь), проте обсяг постачань становив лише 1,4 млн т, що практично вдвічі менше за обсяги, поставлені у 2014 р. Зниження обсягів процесингу обумовлено зниженням маржі переробки як наслідок, падінням ефективності даної схеми загалом. Продукти, одержувані внаслідок переробки на Мозирському НПЗ, Компанія реалізовувала експорту у дальнє зарубіжжя, використовувала задля забезпечення потреб власних роздрібних активів на ринку РФ, і навіть продавала на ринку Білорусії та України.

Загальний обсяг реалізації нафти третім особам у 2015 р. становив 114,5 млн т, включаючи
5,4 млн. т нафти, проданої на внутрішньому ринку. Обсяг експорту нафти становив 109,1 млн т. Серед експортних напрямів реалізації нафти економічно найбільш привабливим для Компанії є східний напрямок - постачання трубопроводом до Китаю, реалізація в портах Козьміно та Де-Кастрі. Обсяг високомаржинальних поставок у східному напрямку в 2015 р. склав 39,7 млн т (у тому числі 26,6 млн т трубопроводом і морським транспортом до Китаю відповідно до укладених довгострокових контрактів, а обсяг, що залишився, - через порти Козьміно та Де-Кастрі). ), що на 18,5% перевищує аналогічний показник минулого року. Крім цього Компанія експортувала 60,4 млн т нафти до Північно-Західної, Центральної та Східної Європи, до країн Середземномор'я та інших напрямів далекого зарубіжжя. Експорт до СНД становив 9,0 млн т.

Основна частина експортних поставок Компанії здійснюється через потужності компанії «Транснефть», представлені магістральними трубопроводами та порти. У звітному році експортні поставки здійснювалися з використанням наступних транспортних маршрутів:

трубопро водним транспортом- 100,3 млн т, що становить 91,9% загального обсягу експорту нафти. 42 млн т з цього обсягу було експортовано через порти (14,9 млн т - Приморськ; 6,0 млн т - Новоросійськ; 8,6 млн т - Усть-Луга; 12,9 млн т - Козьміно, в тому числі 3, 6 млн т у Китай за довгостроковим контрактом), а прибл. 58,0 млн т - за допомогою трубопроводу в напрямку Китаю (23,0 млн т), Білорусії (8,3 млн т), Центральної та Східної Європи(26,2 млн т);
залізничним та змішаним транспортом – 5,3 млн т, або 4,9 % від загального обсягу експортних поставок. В основному це постачання нафтопроводом Каспійського трубопровідного консорціуму (КТК) (4,6 млн т) і залізницею до Білорусії (0,7 млн т).

Крім вищезгаданих маршрутів, у 2015 р. через експортний термінал Де-Кастрі було відвантажено 3,5 млн т нафти Компанії, що більш ніж у 2 рази перевищує аналогічний показник 2014 р. у зв'язку із збільшенням видобутку на родовищі Північне Чайво. Експортний термінал Де-Кастрі потужністю 12 млн т на рік належить консорціуму проекту "Сахалін-1", в якому ВАТ "НК "Роснефть" володіє часткою 20%.

Обсяг поставок через порт Козьміно у 2015 р. у напрямку Китаю в рамках виконання зобов'язань за укладеними довгостроковими контрактами становив 3,6 млн т (за рахунок зміни напрямку поставки з напряму «Сковородино-Мохе»).

У 2015 р. трубопроводом Каспійського трубопровідного консорціуму Компанією було поставлено 4,6 млн т нафти та газового конденсату, у тому числі за рахунок квоти Російської Федерації, яка перебуває в управлінні ВАТ «АК «Транснафта». Трубопровід Каспійського трубопровідного консорціуму (КТК) пролягає від Тенгізського нафтового родовищау Західному Казахстані до порту Новоросійськ. ВАТ «НК «Роснефть» бере участь у проекті КТК з 1996 р. через спільне підприємство «Роснефть Шелл Каспіен Венчурс Лтд.» (частка у проекті – 7,5 %). Компанія володіє 51% акцій у спільному підприємстві, компанії Shell належить 49%.

Постачання нафти в рамках довгострокових контрактів

У 2015 р. компанія продовжила постачання нафти компаніям Glencore, Vitol та Trafigura в рамках контрактів на постачання нафти марки «Юралс» через порти Новоросійськ, Приморськ та Усть-Луга на умовах передоплати. Дані контракти є стабільним довгостроковим каналом постачання нафти, а ціни реалізації за цими договорами відповідають цінам, одержуваним Компанією на регулярних тендерах.

Протягом 2015 р. постачання за даними контрактами склало 14,68 млн т, у тому числі:

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

У 2015 р. Компанія продовжила постачання нафти на адресу Китайської Національної Нафтогазової Корпорації за укладеними раніше довгостроковими контрактами. Сукупний обсяг постачання на адресу КННК у 2015 р. становив 26,6 млн т, включаючи 7 млн т транзитом через територію республіки Казахстан.

У 2015 р. було продовжено постачання на адресу BP Oil International Limited у рамках довгострокового контракту на умовах передоплати, який передбачає експортне постачання нафтопродуктів з можливістю заміщення нафтою протягом 5 років. Протягом року за цим контрактом було поставлено 1,3 млн т мазуту та 0,6 млн т нафти.

Розширення співробітництва з трейдингу нафти та нафтопродуктів

У червні 2015 р. ВАТ «НК «Роснефть» та Китайська національна хімічна корпорація (China National Chemical Corporation, ChemChina) у рамках Петербурзького міжнародного економічного форуму підписали прямий контракт на постачання нафти на адресу китайської компанії. Контракт передбачає постачання нафти сорту «ВСТО» обсягом до 2,4 млн т на рік строком до липня 2016 року.

У рамках саміту БРІКС, що відбувся в Уфі в липні 2015 р., ВАТ «НК «Роснефть» та індійська компанія ESSAR підписали довгостроковий контракт на постачання нафти з метою подальшої переробки на НПЗ у м. Вадинар (Індія). Документ підписано у продовження домовленостей, досягнутих у ході візиту Президента РФ Володимира Путіна до Індії в 2014 р., та передбачає постачання загалом 100 млн т нафти протягом 10 років.

Реалізація нафтопродуктів

Компанія суттєво збільшила обсяги реалізації нафтопродуктів на експорт – до 61,5 млн т у 2015 р. (2014 р. – 57,6 млн т).

У 2015 р. була здійснена успішна реалізаціянафтового палива (ВГО), яке виробляється на Комсомольському, Ангарському та Туапсинському НПЗ. Це дозволило розширити номенклатуру нафтопродуктів, що постачаються Компанією на зовнішні ринки, зокрема на ринки Азіатсько-Тихоокеанського регіону.

З ключовими покупцями на ринку Монголії було проведено успішні переговори щодо умов контрактів на річний період 2015–2016 рр., у результаті яких було досягнуто домовленостей щодо збереження цінових формул та обсягів на рівні не менше 2014 р. Так, у 2015 р. до Монголії було поставлено 777 тис. т бензинів, дизеля, мазуту та гасу (на 24 % більше обсягів 2014 р.), що дозволило Компанії збільшити частку присутності на ринку Монголії до 80 %. Усі контракти укладено за умов придбання мінімальних щомісячних обсягів.

Структура реалізації нафтопродуктів, млн т

Реалізація нафтопродуктів на ринку

Обсяг реалізації нафтопродуктів Компанії на внутрішньому ринку Росії у 2015 р. становив 29,7 млн т (2014 р. – 31,5 млн т).

ВАТ «НК «Роснефть» є найбільшим біржовим продавцем моторного палива в Російській Федерації. У 2015 році компанія активно брала участь у реалізації нафтопродуктів через біржовий канал, зберігаючи при цьому ефективність реалізації порівняно з альтернативними експортними каналами. Частка продажів Компанії від сумарного обсягу біржових продажів у 2015 р. зросла щодо 2014 р. автобензинами на 4 % і склала 30,1 %, дизельним паливом на 4 % і склала 35,4 %. Компанія перевиконання об'ємних нормативів продажу на біржі, затверджених спільним наказом ФАС Росії та Міненерго Росії від 12.01.2015. Так, за результатами 2015 р. на біржі продано 18,2 % від обсягу виробництва автобензинів, 10,4 % дизельного палива, 15,4 % гасу та 3,1 % мазуту при встановлених нормативах 10 %, 5 %, 10 % та 2 % відповідно.

Відповідно до політики ВАТ «НК «Роснефть», забезпечення потреби федеральних замовників у нафтопродуктах є пріоритетним напрямом діяльності Компанії. У 2015 р. повністю забезпечено потребу військових частин Міністерства оборони Росії, що дислокуються у Центральному та Східному військових округах, а також підрозділів МВС, МНС та ФСБ Росії. Під час розширення співробітництва з федеральними клієнтами
2015 р. постановою Уряду Російської Федерації Компанія була визначена єдиним постачальникоммоторних палив для більш ніж 50 структурних підрозділівслідчих органів. Робота в цьому напрямку з іншими федеральними замовниками буде продовжена у 2016 році.

Реалізація нафтопродуктів на внутрішньому ринку, млн т

Реалізація нафтопродуктів у ближньому зарубіжжі

У 2015 р. компанія продовжила стабільне та безперебійне постачання ринку Вірменії обсягом 60 % попиту країни, з використанням танкерної та поромної логістики.
За результатами року ринку поставлено 169 тис. т якісних бензинів і дизельного палива виробництва російських НПЗ Компанії. Крім цього, було підписано договір купівлі-продажу щодо 100% частки у ТОВ «Петрол Маркет», що володіє мережею з 22 АЗС та 3 нафтобазами (включаючи нафтобазове господарство бітумного заводу ТОВ «АБІТ»).

Крім цього ВАТ «НК «Роснефть» здійснює постачання бензинів та дизельного палива до Киргизької Республіки, на адресу дочірнього збутового підприємства ЗАТ «Бішкекська». нафтова компанія», Для подальшої реалізації через власну мережу АЗС, а також оптом. Загальний обсяг постачання нафтопродуктів у 2015 р. становив 54 тис. т. Компанії вдалося збільшити обсяг постачань до Республіки Киргизія, активи в якій були придбані наприкінці 2014 р. Це дозволило значно розширити присутність на ринку роздрібного нафтопродуктозабезпечення Республіки Киргизія - у Бішкеку близько 30%.

Незважаючи на складну політичну та економічну ситуацію в Україні, Компанія продовжила постачання нафтопродуктів з метою забезпечення попиту українських споживачів. Обсяг постачання нафтопродуктів Компанії в Україну в 2015 р. склав 123 тис. т.

Компанія продовжує активну роботу з розширення міжнародної географії діяльності та диверсифікації маршрутів постачання. Протягом 2015 р. було розпочато постачання власної роздрібної мережі в Грузії, а також здійснено підготовчу роботу для реалізації нових трейдингових та логістичних можливостей бізнесу спільного підприємства на базі активів холдингової компанії Petrocas Energy International Limited, 49 % акцій якої було придбано наприкінці 2014 р. Так, у 2015 р. було підписано довгострокові контракти на постачання дизельного палива виробництва ВАТ «НК «Роснефть» із найбільшими європейськими кінцевими споживачами – компаніями Mabanaft GmbH & Co. KG. та Motor Oil Hellas.

Контроль якості палива на всіх
етапах - від виробництва до заправки

Реалізація газу

16 %

Частка Компанії на внутрішньому ринку газу за підсумками 2015 року

~35 %

обсягу торгів забезпечила Компанія на біржовому майданчику СПбМТСБ

Компанія здійснює постачання природного, сухого відбензиненого та попутного нафтового газу споживачам Російської Федерації. Попутний нафтовий газ поставляється на власні переробні заводи (ГПЗ) Компанії, а також газопереробні комплекси ПАТ «СИБУР Холдинг». Природний та сухий відбензинений газ постачаються споживачам через газотранспортну систему ПАТ «Газпром» у рамках договору на транспортування газу. Природний та сухий відбензинений газ постачаються як кінцевим споживачам, так і регіональним збутовим компаніям майже у 40 регіонах.

Довгострокова стратегія розвитку ВАТ "НК "Роснефть" передбачає заняття Компанією лідируючої позиції серед незалежних постачальників газу на внутрішньому ринку Російської Федерації.

За відсутності можливості експортувати газ газопроводами Компанія розвиває трейдингові компетенції і знаходить варіанти оптимізації поставок на внутрішньому ринку з метою максимізації прибутку.

У разі посилення конкуренції за споживача основний стратегічною метоюу галузі монетизації ресурсів газу Компанії є забезпечення гарантованого збуту зростаючих обсягів видобутку газу шляхом укладання довгострокових договорів поставки з найбільшими платоспроможними споживачами. Так, у 2015 р. було укладено такі довгострокові договори із поточними споживачами Компанії:

довгостроковий договір із ВАТ «Е. ВІН Росія» загальним обсягом 4,4 млрд. куб. м газу строком на 5 років;
довгостроковий договір постачання газу на підприємства Групи Євраз загальним обсягом 14 млрд. куб. м терміном 10 років.

За підсумками 2015 р. обсяг реалізації газу ВАТ «НК «Роснефть» на внутрішньому ринку становив 58,03 млрд куб. м, у тому числі в Західного Сибірута Уральському федеральному окрузі – 31,13 млрд куб. м, на Півдні Росії – 2,69 млрд куб. м, на Далекому Сході– 0,78 млрд куб. м, у Європейській частині Росії та інших регіонах – 23,43 млрд куб. м.

У Свердловській областіКомпанія забезпечила близько 87% потреби регіону в газі, здійснюючи постачання на адресу як промислових, так і соціальних споживачів.

Зростання обсягів реалізації за 2015 р. порівняно з 2014 р. зумовлене початком поставок за новими контрактами, укладеними у 2014 р. Зростання супроводжувалося збільшенням середньої ціни реалізації на 8,1 %, у тому числі у зв'язку з індексацією ціни на газ на внутрішньому ринку РФ. У червні 2015 р. ФСТ Росії (з 21.07.2015 р. - ФАС) було ухвалено рішення щодо збільшення оптових цінна газ з 1 липня поточного року на 7,5 %, а тарифу на транспортування для незалежних виробників магістральним газопроводам- на 2% у середньому по РФ, що сприяло підвищенню ефективності продажів газу Компанії, у т. ч. у далекі регіони постачання. Протягом 2015 р. ВАТ «НК «Роснефть» брало активну участь у розвитку біржових торгів природним газомна майданчику ЗАТ «Санкт-Петербурзька Міжнародна Товарно-сировинна Біржа», запущених у жовтні 2014 р., що дозволило підтримати розвиток біржі як інструменту оперативної реалізації газу та забезпечити ліквідність торгів.

У 2015 р. компанія брала участь у торгівлі газом на трьох балансових пунктах (КС «Надим», КС «ПівденноБалицька» та КС «Вингапурівська») з постачанням газу на наступний місяць. За підсумками року частка Компанії в загальному обсязі реалізованого на біржовому майданчику газу на адресу споживачів склала близько 35% (2,4 млрд. куб. м).

Компанія сприяла запуску нового інструменту - поставки на добу вперед, який був запущений у жовтні 2015 р. і дозволить учасникам торгів, зокрема, оптимізувати нерівномірність споживання газу.

Роздрібна реалізація

Станом на кінець 2015 р. географія роздрібного бізнесу Компанії охоплювала
59 регіонів Росії, від Мурманська на півночі до Північного Кавказу на півдні та від Смоленська на заході до Сахаліну на сході. Крім того, Компанія має роздрібні активи в Абхазії, Україні, Білорусії, Киргизії та Вірменії.

На 31 грудня 2015 р. мережа діючих АЗС Компанії включала 2 557 власних та орендованих станцій, у тому числі 194 АЗС в Україні, в Республіці Білорусь, на території Абхазії та в Киргизії. Власні та орендовані АЗС мали 1819 магазинів, 691 кафе та 174 автомобільні мийки. На 80 АЗС були станції дрібного ремонту та технічного обслуговуванняавтомобілів.

Станом на 31 грудня 2015 р. збутові дочірні товариства Компанії мали 135 діючих нафтобаз загальною ємністю 2,6 млн куб. м. Компанією проводиться постійна роботаз оптимізації та підвищення ефективності нафтобазового господарства. Протягом 2015 р. було закрито 9 нафтобаз, що не відповідають технічним та операційним вимогам Компанії, з низькою оборотністю та високими питомими витратами. На решті нафтобаз виконуються заходи щодо їх автоматизації та модернізації. Ці заходи спрямовані на зниження ризиків втрат нафтопродуктів та підвищення промислової та екологічної безпеки цих нафтобаз.

Власне бензовозне господарство містить близько 1000 бензовозів. Компанією проводяться заходи щодо зниження операційних витрат на доставку нафтопродуктів бензовозами, зокрема за рахунок оптимізації логістики.

Основними напрямками розвитку роздрібного бізнесу у 2015 р. були підвищення ефективності показників як прибутковими, так і видатковими методами, включаючи, з одного боку, розвиток супутнього бізнесу та дрібнооптових продажів, а з іншого - оптимізацію експлуатаційних витрат та витрат.

У рамках розширення непаливної пропозиції клієнтам Компанії збільшено кількість АЗС, на яких функціонують кафе. З метою надання клієнтам рівня сервісу, що базується на найвищих міжнародних стандартах обслуговування, розвиваються партнерські проекти з італійськими компаніями Pirelli та Autogrill.

Для зручності наших клієнтів запущені веб-сайти з роздрібного (www.rosneft-azs.ru) та дрібнооптового (www.rosneft-opt.ru) бізнесу, а також мобільний додаток"Роснефть".

Обсяг реалізації нафтопродуктів у роздріб у 2015 р. становив 10,9 млн т, при цьому реалізація нафтопродуктів на 1 АЗС становила в середньому 11,7 т на добу. Роздрібний бізнес компанії демонструє стабільні результати на тлі загального падіння роздрібного ринкунафтопродуктів у РФ, забезпечуючи збереження обсягів реалізації нафтопродуктів на 1 АЗС у РФ на рівні 2014 р.

У роздріб Компанія реалізує бензин, дизельне паливо, фасовані олії та зріджені гази.

Реалізація продуктів нафтохімії

У 2015 р. ВАТ «НК «Роснефть» реалізувала 3,2 млн т нафтохімічної продукції, що на 3 % вище за аналогічний показник минулого року. Цей обсяг включає 2,2 млн т нафтохімічної продукції, реалізованої за кордоном (з урахуванням 2 млн т, вироблених на заводах СП Ruhr Oel GmbH), та 1 млн т – на внутрішньому ринку. У IV кварталі 2015 р. проведено річні тендери з реалізації продуктів нафтохімії Компанії обсягом 1 млн т, що дозволяє рівномірно розподілити обсяги реалізації продукції нафтохімії, встановити довгострокові відносини з покупцями.

За 2015 р. у рамках тендерів та контрактів із формульною ціною реалізовано близько 80 % нафтохімічної продукції.

Істотною подією, що вплинула на розвиток нафтохімічного бізнесу у 2015 р., стала інтеграція ВАТ «НК «Роснефть» із ЗАТ «Новокуйбишевська нафтохімічна компанія», внаслідок якої Компанія стає третьою найбільшим виробникомзрідженого вуглеводневого газу Росії.

B2B

Авіазаправний бізнес

«Роснефть» займає лідируючу позицію на російському ринку авіагасу з часткою близько 32%, що забезпечується за рахунок реалізації авіаційного палива через 20 контрольованих ТЗК та 19 ТЗК-партнерів.

Компанія розширила обсяг поставок авіагасу на адресу авіакомпаній за рахунок підписання угод про продовження заправок та залучення в нові аеропорти (Аерофлот, група S7, ВАТ «АК «Уральські авіалінії», Asiana, Korean Air, ВАТ «АК «Полярні авіалінії», ТОВ "Ай Флай", ВАТ "АК "Саратовські авіалінії", ТОВ "АП "Северсталь"). В результаті частка реалізації авіапалива на адресу авіакомпаній у 2015 р. зросла на 1% порівняно
з 2014 р. та становила 65 %.

У рамках проекту з виходу на міжнародний ринокавіапаливо-забезпечення Компанія розпочала постачання на адресу ключового гравця на ринку авіапаливозабезпечення Казахстану ТОВ «КазМунайГазАеро». Укладено великооптовий контракт з КЗО «Магнай Трейд» на постачання авіаційної гасу до Монголії. Підписано договори з великими міжнародними постачальниками ресурсу: Shell, WFS та Air BP, угоди про наміри з одним із найбільших німецьких операторів ТЗК - AFS GmbH - щодо заправки клієнтів Компанії у найбільших аеропортах Німеччини та з в'єтнамською паливною компанією Petrolimeх.

Проте внаслідок зниження купівельної спроможності та, як наслідок, зниження обсягу перевезень до РФ обсяг реалізації авіагасу у 2015 р. знизився на 5,9 % порівняно з 2014 р.

«Роснефть» – лідер на ринку
авіаційного палива

Бункерувальний бізнес

Діяльність ВАТ «НК «Роснефть» у бункерувальному бізнесі охоплює всі основні морські та річкові порти бункерування у Росії ряд закордонних напрямів. Обсяг реалізації бункерного палива знизився на 25 %, до 3 млн т, у 2015 р. порівняно з 2014 р. через перерозподіл обсягів мазуту на експорт у зв'язку зі зміною цінової кон'юнктури та зниженням експортного мита з 1 січня 2015 р.

У 2015 р. реалізовано ініціативи щодо збереження та розширення присутності Компанії на бункерному ринку, в т. ч.:

розширено продуктову лінійку бункерного палива за рахунок постановки на виробництво на НПЗ Компанії двох видів дистилятного палива DMF-I (на АНХК, РНПК, Комсомольському НПЗ) та DMF-III (на АНХК, Комсомольському НПЗ), а також наступних видів палива суднового залишкового - RMG38 АНХК, Комсомольський НПЗ), RMG500 (АНХК, Комсомольський НПЗ), RMG700 (АНХК), які повністю відповідають вимогам до якості бункерного палива міжнародним стандартам;
здійснено експортне постачання суднового палива для бункерування рибальських суден у районах промислу в північній частині Тихого океану;
збільшено обсяг реалізації бункерного палива на річках Волго-Донського басейну, Сибірського Федерального округу та Хабаровського краю до 477 тис. т у 2015 р., що вище на 12 % аналогічного показника 2014 р.

Реалізація бітумної продукції

Обсяг реалізації бітумних матеріаліву 2015 р. знизився порівняно з 2014 р. на 13 % і становив 1,8 млн т. Зниження пов'язане зі скороченням обсягів виробництва бітуму на користь збільшення виробництва мазуту у зв'язку із зміною цінової кон'юнктури.

На внутрішньому ринку в звітний періодбуло реалізовано 97% від сумарного обсягу продажу.

У 2015 р. на додаток до існуючих експортних напрямків (Монголія, Вірменія, Україна, Білорусь) організовано експортні відвантаження до країн Прибалтики та Киргизії.

Реалізація мастильних матеріалів

Загальний обсяг реалізації продукції мастильних матеріалівКомпанії у 2015 р. становили 779 тис. т, що на 6 % вище за обсяг реалізації 2014 р. При цьому на внутрішньому ринку було реалізовано 457 тис. т (59 % від сумарного обсягу).

Обсяг реалізації преміальних олій у звітному періоді становив 55 тис. т, що на 14 % вище за аналогічний показник 2014 р. (48 тис. т).

У 2015 р. реалізовано низку ініціатив щодо розширення присутності Компанії на ринку олій, у т. ч.:

у рамках розширення географії продажів за кордон відкрито представництва в Казахстані, КНР та Туреччині;
досягнуто домовленостей та ведуться роботи з імпортозаміщення маслами Компанії на більш ніж 80 великих підприємствахРФ;
укладено 7 стратегічних угод про партнерство в галузі нафтопродуктозабезпечення з найбільшими компаніямиРФ;
запущено програму розвитку продажу мастильних матеріалів Компанії на офіційних станціях технічного обслуговування АвтоВАЗ;
стартувала масштабна рекламна кампаніяз просування моторних маселКомпанії на території Росії, Республіки Білорусь та Республіки Казахстан, що включає ТВ-, радіо-, інтернет-, зовнішню рекламута рекламу в пресі;
розширений асортимент, запущені продажі нової продукції: лінійка преміальних мастил Rosneft Plastex; беззольні всесезонні гідравлічні олії Gidrotec ZF HVLP; гідравлічні масла для роботи в обладнанні з високим ступенемзносу Gidrotec OE HLP та Gidrotec OE HVLP; спеціалізована електроізоляційна олія МЕІ-20.

Виробниче планування та логістика

Основні підсумки діяльності у 2015 р.:

Об'єкти логістичної інфраструктури Компанії

25 млн т

нафтопродуктів - обсяг перевалки через термінали Компанії

8,6 млн т

нафтопродуктів - обсяг перевалки через новий глибоководний причал у Туапсі

Термінал з перевалки нафтопродуктів ВАТ «РН-Находканафтопродукт»

Термінал використовується в основному для експорту нафтопродуктів, що виробляються Комсомольським НПЗ, Ангарською нафтохімічною компанією, Ачинським НПЗ. Також термінал використовується для перевалки нафтопродуктів на внутрішній ринок для Магаданської, Камчатської областей та на о. Сахалін. Перевалочна потужність становить до 7,5 млн. т нафтопродуктів на рік.
На терміналі реалізується програма реконструкції виробничих активів, спрямована на їх приведення у відповідність до нових вимог промислової, екологічної та пожежної безпеки.
У 2015 р. на терміналі продовжують здійснюватись інвестиції на реконструкцію резервуарного парку, технологічних трубопроводів та інженерних мереж. У 2015 р. обсяг перевалки нафтопродуктів Компанії через Находкінський термінал (з урахуванням бункерування на експорт та внутрішній ринок) становив 6,8 млн т.

Термінал з перевалки нафтопродуктів ТОВ «РН-Архангельськнафтопродукт»

Термінал здійснює перевалку нафтопродуктів Компанії та третіх сторін на експорт,
а також надає послуги з перевалки бункерного палива. У 2015 р. обсяг перевалки нафтопродуктів (з урахуванням бункерування) через термінал становив 1,9 млн т. Починаючи з 2014 р.
на терміналі триває реалізація програми реконструкції виробничих активів, спрямована на підвищення їхньої промислової, екологічної та пожежної безпеки.

Термінал з перевалки нафтопродуктів ТОВ «РН-Туапсенефтепродукт»

Потужність терміналу, розташованого в безпосередній близькості від Туапсинського НПЗ, становить 17 млн. т на рік. Термінал використовується в основному для експорту нафтопродуктів, що виробляються на Туапсинському, Ачинському та Самарському НПЗ Компанії. На терміналі реалізується програма реконструкції виробничих активів, спрямована на їх приведення у відповідність до нових вимог промислової, екологічної та пожежної безпеки та спільний розвиток виробничих потужностей з Туапсинським НПЗ для забезпечення перспективного вантажообігу. У 2015 р. було закінчено технічне переозброєння ділянки автоналиву та продовжено реконструкцію технологічного обладнанняна причалах нафторайону торгового порту та інженерних мереж, будівництво очисних споруд. У 2015 р. обсяг перевалки нафтопродуктів Компанії через Туапсинський термінал (з урахуванням бункерування на експорт та внутрішній ринок) становив 13,8 млн т, а з урахуванням перевалки нафтопродуктів сторонніх виробників – 16,3 млн т, у тому числі через новий глибоководний причал перевалено 8,6 млн. т нафтопродуктів.

Термінал «РН-Находканафтопродукт» забезпечує
перевалку нафтопродуктів Далекому Сході

Ключові досягнення:

Повний перехід на виробництво для російського ринку автобензинів та дизельного палива лише класу «Євро-5».

У рамках програми модернізації, що триває:

введено в експлуатацію встановлення ізомеризації на Куйбишевському НПЗ, Новокуйбишевському НПЗ та Рязанській НВК;
проведено реконструкцію каталітичних риформінгів на Сизранському НПЗ та Куйбишевському НПЗ;
завершено будівництво установки МТБЕ на Ангарській НХК.

Ключові досягнення:

Постачання нафти у східному напрямку зросли на 18,5 %, до 39,7 млн т
2015 р.
Постачання нафти до Китаю склали 30,2 млн т, збільшившись на 21%.
За довгостроковими контрактами обсяг постачань до Китаю зріс на 18%, до 26,6 млн т.

Пріоритети діяльності у 2016 р.:

Безумовними пріоритетами Компанії є підвищення ефективності перевезень, оптимізація схем відвантажень та зменшення витрат для Компанії. У 2016 р. Компанія продовжить виконання заходів, спрямованих на реалізацію зазначених цілей:

Подальша оптимізація виробничих програмНПЗ та реалізація нафтопродуктів за найбільш вигідними напрямками;
Розробка та реалізація програми накопичення моторних палив з метою забезпечення автобензинами у періоди підвищеного попиту;
Скорочення логістичних витрат під час транспортування продукції різними видамитранспорт, оптимізація витрат власних логістичних активів Компанії;
Організація нових ефективних логістичних схем, наприклад, дозавантаження НПЗ Компанії «легкою» нафтою за рахунок постачання залізничним та водним транспортом;
Ефективне контрактування флоту для виконання програми річкового експорту нафтовантажів Компанії у навігацію 2016 р. в умовах очікуваної несприятливої ситуації за гідрологічними умовами.