Проблемы нефтепераробтки России в 2002-2012 гг и перспективы развития в ближайщие годы

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И КУЛЬТУРЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

БЮДЖЕТНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ  УЧРЕЖДЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ  ГУБКИНА

ФАКУЛЬТЕТ ЭКОНОМИКИ И УПРАВЛЕНИЯ

КАФЕДРА ЭКОНОМИКИ  НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО БИЗНЕСА

 

 

 

РЕФЕРАТ

ПРОБЛЕМЫ  НЕФТЕПЕРАРОБТКИ РОССИИ В 2002-2012 ГГ. И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ В БЛИЖАЙЩИЕ  ГОДЫ

 

 

 

Выполнил:

Студент ф-т ЭиУ

Гр. Эу-10-7

Шумилова Валерия

 

Проверил: Шпаков  В. А.

 

 

 

Москва

2014

 

 

 

 

Оглавление

Введение 3

Общая характеристика нефтеперерабатывающей отрасли России за период 2002-2012 гг. 4

Характеристика вторичной переработки нефти в России в период 2002 – 2012 гг. 7

Стандарты евро 11

Заключение 17

Литература 18

Приложение 20

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Цель данного реферата – продемонстрировать основные технико-экономические  показатели нефтеперерабывающей отрасли в период с 2002 вплоть до 2012, с приведением статистических данных, общее рассмотрение первичной и вторичной переработки нефти, стандартов Евро. 
     Происходящие в настоящее время структурные изменения на мировом рынке химической и нефтехимической продукции, появление новых сильных игроков на традиционных рынках сбыта российской продукции серьезно усложняют позиции российских компаний в борьбе за рынки сбыта. Это относится к вопросам реализации и сырья, и продукции. Конкурентоспособна только высокотехнологичная и качественная продукция высокого уровня или дешевые полуфабрикаты. Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России для удовлетворения потребностей внутреннего рынка и экспорта высококачественных, обладающих высокой добавочной стоимостью нефтепродуктов вместо экспорта сырой нефти.

 

 

 

 

 

 

Общая характеристика нефтеперерабатывающей отрасли России за период 2002-2012 гг.

 

В настоящее время  по мощностям и объему переработки  нефти Россия занимает третье место  в мире после США и Китая. В 2012 г. суммарные производственные мощности по первичной переработке нефти  в России несколько снизились  и составили 279 млн тонн, что отчасти  связано с началом активной модернизации установок и выводом мощностей  по производству топлива ниже класса Евро-3 (см. табл. 1). На фоне этого в 2012 г. значительно вырос объем первичной переработки нефти (на 10 млн тонн) и достиг максимального значения за последние 20 лет – 265,8 млн тонн, что привело к историческому максимуму загрузки установок по первичной переработке нефти (95%).

В России функционируют 32 крупных НПЗ и 250 малых НПЗ (МНПЗ). Кроме того, ряд газоперерабатывающих заводов также занимаются переработкой жидких фракций. В отрасли имеет место высокая концентрация производства – в 2011 г. 88,8% (236,1 млн тонн) всей переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ, входящих в состав восьми вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (таблица №2). Около 8,8% (23,3 млн тонн) перерабатывалось крупными НПЗ, не входящими в структуру ВИНК, на долю мини-НПЗ пришлось порядка 2,4% (6,4 млн тонн). Ряд российских компаний – «ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть», «Роснефть» – владеют нефтеперерабатывающими заводами либо планируют покупку и строительство НПЗ за рубежом.

Так, производство бензинов выросло на 4,1% – до 38,2 млн  тонн и приблизилось к уровню 1990 г. Производство авиационного керосина за год выросло более чем на 10% и составило около 10 млн тонн. Вместе с тем произошло незначительное сокращение выпуска дизельного топлива: с 70,6 млн тонн в 2011 г. до 69,7 млн тонн в 2012 г. Несмотря на вводимые пошлины на экспорт темных нефтепродуктов, продолжилось наращивание объемов экспорта мазута, что способствовало росту производства мазута на 1,6%.

В результате роста  спроса на автомобильный бензин и  керосин, а также наращивания  объемов экспорта низкокачественных  нефтепродуктов рост переработки (3,6%) оказался выше роста добычи нефти (1,3%), что привело к увеличению доли перерабатываемой в стране нефти  до уровня более 51,3%. Несмотря на ускоренный рост производства бензина и авиационного керосина, глубина переработки нефти  снизилась с 70,8% в 2011 г. до 70,5% в 2012 г., что существенно ниже уровня многих развитых и развивающихся стран (95%).

В структуре выпуска  нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых  и средних фракций, прежде всего  мазута и дизельного топлива. В 2012 г. доля дизельного топлива в структуре  производства нефтяных топлив и масел  составила около 35,2%, мазута топочного  – 37,6%, бензина автомобильного – 19,3%, прочих нефтепродуктов (авиационного бензина, авиакеросина, масел и др.) – 7,9%. При этом доля высокооктанового бензина (92,95) в общем объеме производства автомобильного бензина выросла с 69,5% в 2006 г. до 92,6% - 2012г.

В 2000-е гг. значительная часть дизельного топлива и мазута стала поступать на экспорт по ценам ниже цен сырой нефти, что  привело к повышенному спросу на них на международных рынках, возобновился быстрый рост средних  и тяжелых дистиллятов. Соотношение  экспортных пошлин на нефть, темные и  светлые нефтепродукты не стимулируют  изменение структуры выпуска  продуктов российских НПЗ. В 2012 г. по-прежнему было более выгодно экспортировать мазут и дизельное топливо (как полупродукты) для переработки в странах-реципиентах, чем наращивать объемы глубокой переработки нефти внутри страны, при этом цена и качество российского бензина не выдерживают конкуренции с европейской продукцией. Основная часть производимого в России автомобильного бензина поставляется на внутренний рынок, в то время как более половины дизельного топлива и около 78% мазута экспортируются.

По итогам 2012 г. «Роснефть» – лидер по объему первичной нефтепереработки – 51,5 млн тонн, или 19,4% от общего объема первичной переработки в стране. Значительные объемы нефти и конденсата перерабатывают заводы «Группы Газпром» – 45,2 млн тонн, ЛУКОЙЛа – 44,7 млн  тонн, ТНК-ВР – 24,9 млн тонн, «Сургутнефтегаза»  – 20,6 млн тонн.

Более подробную  статистику по показателям переработки нефти российскими заводами смотрите в конце в приложении.

В октябре 2010 года председатель правительства России В. В. Путин  сообщил о принятом правительством решении запретить подключение  к магистральным нефтепроводам  новых НПЗ, глубина переработки у которых меньше 70 %. Путин сообщил, что в России в настоящее время имеются около 250 мини-НПЗ с глубиной переработки около 40 %. По мнению Путина, «такие объекты нужно серьёзно модернизировать».

К 2012 году при господдержке планировалось построить самый  крупный в России НПЗ в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, глубина переработки нефти составит 93%, что соответствует достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих заводах США. Однако по состоянию на 2013 год, строительство даже не началось.

Характеристика вторичной переработки нефти в России в период 2002 – 2012 гг.

 

В последние годы все больше внимания со стороны государства уделяется проблемам нефтеперерабатывающих производств. Одним из важных документов, принятых Правительством РФ в данной сфере, является технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» (далее Техрегламент). После вступления данного документа в силу в 2008 г. российские вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК) особенно активно начали модернизировать собственные нефтеперерабатывающие мощности с целью доведения качества выпускаемых топлив до уровня требований технического регламента

Однако мировой  финансовый кризис 2008-2009 гг. стал причиной того, что многие компании сократили объемы финансирования в реконструкцию НПЗ или перенесли ее на более поздние сроки.

На сегодняшний  день вторичные процессы переработки нефти на НПЗ в России ограничены дефицитом вторичных мощностей. Так, еще в 2002 г. их загрузка составляла почти 10%, при загрузке первичных мощностей на 76,4%. В результате значительная доля продукции первичной переработки уходила на экспорт в виде полуфабрикатов по сниженным ценам.

В 2008 г. ситуация практически не изменилась. Загрузка мощностей первичной переработки нефти в 2008 г. выросла по сравнению с 2002 г. и составила 86,7%. При этом значительного роста мощностей вторичной переработки не произошло, и их использование по-прежнему составляет около 100%. Отсюда продолжение экспорта мазута, как основного продукта переработки нефти.

В целом мощности по первичной и вторичной переработке нефти должны быть паритетными. В этом случае возможна практически полная переработка нефти в высококачественные продукты. По сравнению с ведущими странами мира российская нефтепереработка существенно отстает по уровню развития многих технологических процессов (таблица №4).

Низкий уровень  развития вторичных процессов переработки нефти объясняется следующими причинами. НПЗ в России в основном входят в состав ВИНК. Большинство из них было построено до 1960 г. НПЗ, не входящие в состав ВИНК, были введены в эксплуатацию до 1970 г. После распада СССР в России остались наиболее устаревшие производства. После 1995 г. в нашей стране было построено 4 НПЗ суммарной мощностью 14,25 млн. т нефти в год. Самым технологически оснащенным из них является Нижнекамский НПЗ, введенный в эксплуатацию в 1997 г. Остальные заводы не имеют достаточного технологического оснащения и осуществляют в основном первичную переработку нефти и производство топлив с характеристиками ниже класса 3 по Техрегламенту.

Длительное время  нефтяные компании не уделяли достаточно внимания модернизации НПЗ, поскольку более выгодным представлялись добыча и экспорт нефти, а не нефтепродуктов. Недостаточное финансирование сектора переработки нефти привело на сегодняшний день к тому, что в России первичные мощности переработки способны переработать лишь половину добываемой нефти, теряя возможность получить дополнительный доход от реализации на экспорт продуктов переработки нефти, обладающих большей добавленной стоимостью. Кроме этого, в отрасли существуют проблемы с качественными показателями, по которым судят об эффективности нефтепереработки нефти. К ним относятся: низкая глубина переработки нефти, невысокий выход светлых продуктов и низкое качество производимой продукции относительно действующих европейских стандартов.

Средний выход светлых  нефтепродуктов на российских НПЗ не превышает 55%. Этот показатель в среднем в 1,3 раза ниже, чем в США и Западной Европе. В результате российские НПЗ из тонны сырой нефти получают примерно 140 литров бензина, в США – свыше 450 литров. Данное положение объясняется неразвитостью процессов вторичной переработки нефти. По их количеству Россия существенно отстает от США, Западной Европы и Японии. Так, доля углубляющих процессов (на 2002), увеличивающих выход светлых нефтепродуктов, по России составляет всего 10,7% по сравнению с 53% в США, 16,4% – в Западной Европе и 19,9% – в Японии.

 В 2012 г. углубляющие процессы в России составляли всего 14,7% мощностей первичной переработки. За период с 2002 г. этот показатель вырос на 4,7%. За этот же период в США количество углубляющих процессов снизилось с 53 до 48,7%. Тем не менее, доля мощностей углубляющих процессов, выраженная в процентах от мощностей первичной переработки, в России вдвое меньше, чем в Великобритании и почти в 4 раза меньше, чем в США. И это притом, что в Великобритании мощности первичной переработки сократились на 7,3%. На сегодняшний день Россия все еще существенно отстает от США и стран Западной Европы по величине данного показателя.

В 2012 г. для США мощности вторичной переработки нефти составляли около 170% мощностей первичной переработки, а в среднем по миру этот показатель составлял примерно 100%. В России эта цифра около 70%. По данным Минэнерго доля мощностей каталитического крекинга составляет 6,3% от мощностей первичной переработки, доля мощностей гидрокрекинга – 2,9%, доля мощностей коксования – 2,1%. Существенно это не сказывается на положении дел в отрасли: налицо существенный недостаток вторичных мощностей по переработке нефти.

В то же время, если дизельное топливо на сегодняшний день является самым массовым продуктом переработки, то автомобильный бензин производится не в таких больших количествах. Связано это с тем, что в СССР приоритетными нефтепродуктами были мазут и дизельное топливо, поскольку доля легкового автотранспорта – основного потребителя высокооктановых бензинов – была ничтожно мала. Только к концу 1970-х годов началось строительство НПЗ, ориентированных на производство автобензина. Как результат нефтеперерабатывающая промышленность имеет избыточные мощности по производству дизельного топлива и недостаточные по производству высокооктановых бензинов.

 

 

 

 

 

Стандарты евро

 

Евро-2 — экологический  стандарт, регулирующий содержание вредных  веществ в выхлопных газах. Введён в Евросоюзе, как замена Евро-1, в 1995 году. Заменён стандартом Евро-3 в 1999 году.

Экологический стандарт Евро-2 был принят правительством России осенью 2005 года. Продажи бензина  АИ-95 Евро-2 в России запрещены с 1 января 2011 года. С сентября 2011 года планировался запрет на продажу АИ-92 класса Евро-2, однако из-за возникновения дефицита бензина, он был перенесён на 2012 год. С 1 января 2013 года любое топливо класса Евро-2 и ниже запрещено к обороту в РФ.

Евро-3 — экологический  стандарт, регулирующий содержание вредных  веществ в выхлопных газах  транспортных средств с дизельными и бензиновыми двигателями. Был  введён в Евросоюзе в 1999 году и  заменён стандартом Евро-4 в 2005 году.

Все транспортные средства, произведённые в России или ввезённые  в Россию, начиная с 1 января 2008 года должны удовлетворять требованиям  стандарта Евро-3. В Казахстане стандарт принят 1 января 2013 года, в Азербайджане - 1 июля 2012 года.

Евро-4 — экологический  стандарт, регулирующий содержание вредных  веществ в выхлопных газах. Введен в Евросоюзе в 2005 в качестве замены предыдущему стандарту, Евро 3. В 2009 году заменен на новый стандарт —  Евро-5.

Евро-5 — экологический  стандарт, регулирующий содержание вредных  веществ в выхлопных газах.

Стандарт обязателен для всех новых грузовых автомобилей, продаваемых в Евросоюзе с октября 2008 года. Для легковых автомобилей - с 1 сентября 2009.