Нефтеперерабатывающие предприятия россии: Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) — Что такое Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ)?

Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) — Что такое Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ)?

Промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, и т. д.

НПЗ — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии.

Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

 

НПЗ характеризуются по следующим показателям:

— Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический.

— Объём переработки (в млн тонн).

— Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчёте на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа).

 

На сегодняшний день НПЗ становятся более универсальными. 
Например, наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.
В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют 3 профиля НПЗ, в зависимости от схемы переработки нефти: 
— топливный, 
— топливно-масляный, 
-топливно-нефтехимический.

 

Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. 
В нефти остается не более 3-4 мг/л солей и около 0,1 % воды.

 
Затем нефть поступает на первичную перегонку.

 

Первичная переработка — перегонка

Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. 
При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. 
Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: 
— прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), 
— реактивное топливо (180-240 °С),
—  дизельное топливо (240-350 °С). 

Остатком перегонки нефти был мазут. 
До конца 19 века века его выбрасывали, как отходы производства. 

Для перегонки нефти обычно используют 5 ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. 

Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится ее вторичная переработка для получения большего объема автомобильного топлива.

 

Вторичная переработка — крекинг

Вторичная переработка нефти проводится путем термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. 
Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).
В 1891 г. инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. 

Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %.  
Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 1930^х гг. 
Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). 
Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. 

Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. 
Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. 
Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам.
 В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

 

Гидроочистка

Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.

Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280-340 °C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.

 

Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу)

Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.

 

Формирование готовой продукции

Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. 
Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. 
Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.

 

Крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы России

1. Газпромнефть-ОНПЗ (20,89 млн тонн)

2. Киришинефтеоргсинтез (20,1 млн тонн)

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

4. Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез (17 млн тонн)

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

6. Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез (15 млн тонн)

7.

 ТАНЕКО (14 млн тонн)

8. Лукойл-Пермнефтеоргсинтез (13,1 млн тонн)

9. Газпромнефть — Московский НПЗ (12,15 млн тонн)

10. РН-Туапсинский НПЗ (12 млн тонн)

 

Крупные независимые НПЗ России

1. Антипинский НПЗ (9,04 млн тонн)

2. Афипский НПЗ (6 млн тонн)

3. Яйский НПЗ (3 млн тонн)

4. Марийский НПЗ (1,4 млн тонн)

5. Коченевский НПЗ (1 млн тонн)

 

ЛУКОЙЛ — Нефтепереработка: способы, процессы, перспективы

История завода

Завод введен в эксплуатацию в 1957 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1991 году. В начале 2000-х гг. введены в эксплуатацию станция смешения бензинов и эстакада слива нефти, установки гидроочистки дизельного топлива, стабилизации прямогонных бензинов и газофракционирования предельных углеводородных газов.

В 2004—2010 гг. введена первая очередь установки прокалки кокса, установка изомеризации, построена установка каталитического риформинга. Реконструирован и введен в эксплуатацию вакуумный блок установки АВТ-6. Начато производство дизельного топлива под маркой «ЭКТО».

В 2010—2014 гг. выполнена модернизация гидроочистки дизельного топлива, введены в эксплуатацию блок концентрирования водорода, установка замедленного коксования, установка гидроочистки дизельного топлива, вторая нитка установки прокаливания кокса.

В 2015 году введена в эксплуатацию установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-1, позволяющая повысить эффективность переработки и увеличить мощность по переработке нефти до 15,7 млн т/год.

В 2016 году состоялся ввод в эксплуатацию комплекса глубокой переработки вакуумного газойля. Мощность крупнейшего в России Комплекса глубокой переработки вакуумного газойля составляет 3,5 млн т/год. Он был построен в рекордно короткие сроки — за 3 года. В состав комплекса также вошли установки по производству водорода и серы, объекты заводского хозяйства.

В 2017 году успешно выведена на проектный режим установка гидрокрекинга, построенная в 2016 году. Это позволило существенно улучшить корзину нефтепродуктов завода за счет замещения вакуумного газойля продукцией с высокой добавленной стоимостью, в первую очередь дизельным топливом класса Евро-5.

В 2019 году на Волгоградском НПЗ начался выпуск низкосернистого судового топлива (мазута), соответствующего правилам международной конвенции МАРПОЛ.

В 2020 году завершилось строительство установок деасфальтизации и фракционирования остатка гидрокрекинга. Объекты вошли в состав комплекса производства высокоиндексных масел.

Нефтеперерабатывающие предприятия России

В данном разделе представлен перечень нефтеперерабатывающих заводов России. По каждой организации имеется общая информация включающая телефон, адрес, продукцию и официальный сайт.

На сегодня нефтеперерабатывающие заводы России являются одними из самых прибыльных.

Российские предприятия по переработке нефти стремятся обеспечить востребованность своей продукции на внешнем рынке за счет низкой себестоимости.

На территории России есть нефтеперерабатывающие предприятия, которая добывает нефть в глубине континента, а затем для переработки или экспорта транспортирует ее на расстояние 2500-3000км. Такая транспортировка отражается на себестоимости добытого сырья.

Список действующих организаций

Ачинский нефтеперерабатывающий завод (гор. Ачинск)

Ангарский нефтеперерабатывающий завод (гор. Ангарск)

Антипинский нефтеперерабатывающий завод (гор. Тюмень)

Афипский нефтеперерабатывающий завод (гор. Афипский)

Волгоградский нефтеперерабатывающий завод (гор. Волгоград)

Верхотурский нефтеперерабатывающий завод (гор. Верхотурье)

Ижевский нефтеперерабатывающий завод (гор. Ижевск)

Комсомольский нефтеперерабатывающий завод (гор. Комсомольск-на-Амуре)

Киришский нефтеперерабатывающий завод (гор. Кириши)

Клявлинский нефтеперерабатывающий завод (гор. Клявлино)

Краснодарский нефтеперерабатывающий завод (гор. Краснодар)

Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод (гор. Самара)

Красноленинский нефтеперерабатывающий завод (гор. Нягань)

Кстовский нефтеперерабатывающий завод (гор. Кстово)

Марийский нефтеперегонный завод (гор. Йошкар-Ола)

Московский нефтеперерабатывающий завод (гор. Москва)

Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод (гор. Новокуйбышевск)

Нижнекамский нефтеперерабатывающий завод (гор. Нижнекамск)

Новоуфимский нефтеперерабатывающий завод (гор. Уфа)

Орский нефтеперерабатывающий завод (гор. Орск)

Омский нефтеперерабатывающий завод (гор. Омск)

Пермский нефтеперерабатывающий завод (гор. Пермь)

Рязанская нефтеперерабатывающая компания (гор. Никуличи)

РН-Приморский нефтеперерабатывающий завод (гор. падь Елизарова)

Сызранский нефтеперерабатывающий завод (гор. Сызрань)

Саратовский нефтеперерабатывающий завод (гор. Саратов)

Томский нефтеперерабатывающий завод (гор. Томск)

Ухтинский нефтеперерабатывающий завод (гор. Ухта)

Уфимский нефтеперерабатывающий завод (гор. Уфа)

Хабаровский нефтеперерабатывающий завод (гор. Хабаровск)

Ярославский нефтеперерабатывающий завод (гор. Ярославль)

Яйский нефтеперерабатывающий завод (гор. Анжеро-Судженск)

 

 

основные заводы и предприятия Нефтеперерабатывающие заводы на карте

Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов. На территории России находится немало нефтеперерабатывающих заводов. Некоторые НПЗ работают достаточно давно — с военных лет, другие запущены в эксплуатацию относительно недавно. Самым молодым заводом из рассмотренных предприятий оказался Ачинский НПЗ, он работает с 2002 года.

сайт составил рейтинг НПЗ, снабжающих нефтепродуктами регионы России.
1. -нефтеперерабатывающее предприятие, расположенное в Большеулуйском районе Красноярского края. Предприятие основано 5 сентября 2002 года. Принадлежит компании «Роснефть».
2. Комсомольский нефтеперерабатывающий завод — российский нефтеперерабатывающий завод, расположенный в Хабаровском крае в городе Комсомольск-на-Амуре. Также принадлежит ОАО НК «Роснефть». Построен в 1942 году. Занимает значительное место в нефтепереработке на российском Дальнем Востоке.
3. — российский нефтеперерабатывающий завод в Самарской области. Входит в группу ОАО НК «Роснефть». Год основания — 1945.
4. — предприятие нефтепереработки, расположено в Москве, в районе Капотня. Завод введен в строй в 1938 году.
5. — российский нефтеперерабатывающий завод в Самарской области. Входит в группу ОАО НК «Роснефть». НПЗ основан в 1951 году.
6. Омский нефтеперерабатывающий завод — одно из крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий России. Принадлежит компании «Газпром нефть». 5 сентября 1955 года введён в эксплуатацию.
7. — российский нефтеперерабатывающий завод. Известен также как «Крекинг». Входит в группу ТНК-BP. Расположен в городе Саратов. Основан в 1934 году.
8. — российский нефтеперерабатывающий завод в Самарской области. Входит в группу ОАО НК «Роснефть». Работает с 1942 года.
9. — российское нефтеперерабатывающе предприятие в Краснодарском крае. Завод составляет единый производственный комплекс с морским терминалом предприятия нефтепродуктообеспечения «Роснефти» — ОАО «НК «Роснефть-Туапсенефтепродукт». Основная часть продукции идёт на экспорт. Входит в состав нефтяной компании «Роснефть». Год основания — 1929.
10. — российский НПЗ, ведущий дальневосточный производитель моторного и котельного топлива. Входит в состав НК «Альянс». Мощность предприятия — 4,35 млн тонн нефти в год. Основан в 1935 году.

НК «Роснефть» — № 1 в России по мощностям и объемам переработки нефти.

Деятельность Компании в области нефтепереработки в последние годы была направлена на обеспечение потребности рынка в качественных нефтепродуктах.

В течение ряда лет «НК «Роснефть» последовательно осуществляет программу модернизации своих НПЗ, что позволило расширить ассортимент, улучшить качество выпускаемой продукции и повысить ее конкурентоспособность. Это наиболее масштабная в российской нефтяной отрасли программа модернизации нефтеперерабатывающих мощностей. В ходе реализации указанной программы с конца 2015 г. обеспечен переход на 100% выпуск моторных топлив экологического класса К5 для внутреннего рынка РФ, в соответствии с требованиями Технического регламента ТР ТС 013/2011. С 2018 года на ряде НПЗ Компании организовано производство автомобильных бензинов с улучшенными экологическими и эксплуатационными свойствами АИ-95-К5 «Евро-6», а также АИ-100-К5.

В составе Блока нефтепереработки Компании на территории Российской Федерации работают 13 крупных нефтеперерабатывающих заводов: Комсомольский НПЗ, Ангарская нефтехимическая компания, Ачинский НПЗ, Туапсинский НПЗ, Куйбышевский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Сызранский НПЗ, Саратовский НПЗ, Рязанская нефтеперерабатывающая компания, нефтеперерабатывающий комплекс ПАО АНК «Баш-нефть» («Башнефть-Новойл», «Башнефть-Уфанефтехим», «Башнефть-УНПЗ»), Ярославский НПЗ.

Суммарная проектная мощность основных нефтеперерабатывающих предприятий Компании на территории России составляет 118,4 млн. т нефти в год. В состав «Роснефти» также входят несколько мини-НПЗ, крупнейшим из которых является Нижне-вартовское нефтеперерабатывающее объединение.

Доля ПАО «НК «Роснефть» в переработке нефти в России составляет более 35%. Объ-ём переработки нефти на российских НПЗ Компании в 2018 г. составил более 103 млн. т, демонстрируя рост на 2,8% к уровню 2017 г. Выход светлых и глубина переработки составляет 58,1% и 75,1% соответственно, а производство автобензинов и дизельного топлива экологического класса К5 в 2018 г. увеличилось на 2%.

Объем переработки на мини-НПЗ Компании на территории РФ в 2018 г. составил 2 млн. т.

ПАО «НК «Роснефть» также владеет долями в ряде перерабатывающих активов за ру-бежом — в Германии, Белоруссии и Индии.

В Германии Компания владеет долями (от 24 до 54%) в трех высокоэффективных НПЗ — MiRO, Bayernoil и PCK, а в Белоруссии косвенно владеет 21% акций ОАО «Мозыр-ский НПЗ». Также Компания владеет 49%-ной долей в одном из крупнейших в Индии высокотехнологичном НПЗ Вадинар, имеющем мощность первичной переработки нефти 20 млн. т. в год.

Объем переработки нефти на заводах Германии по итогам 2018 г. составил 11,5 млн. т. Объем переработки нефтяного сырья ОАО «Мозырский НПЗ» в доле ПАО «НК «Роснефть» в 2018 г. составил 2,1 млн. т.

НПЗ — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии.

Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

НПЗ характеризуются по следующим показателям:

Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический.

Объём переработки (в млн тонн).

Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчёте на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа).

На сегодняшний день НПЗ становятся более универсальными.
Например, наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.
В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют 3 профиля НПЗ, в зависимости от схемы переработки нефти:
— топливный,
— топливно-масляный,
-топливно-нефтехимический.

Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки.
В нефти остается не более 3-4 мг/л солей и около 0,1 % воды.
Затем нефть поступает на первичную перегонку.

Первичная переработка — перегонка

Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка.
При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции.
Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции:
— прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С),
— реактивное топливо (180-240 °С),
— дизельное топливо (240-350 °С).

Остатком перегонки нефти был мазут.
До конца 19 века века его выбрасывали, как отходы производства.

Для перегонки нефти обычно используют 5 ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты.
Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится ее вторичная переработка для получения большего объема автомобильного топлива.

Вторичная переработка — крекинг

Вторичная переработка нефти проводится путем термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других.
Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).
В 1891 г. инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы.
Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %.
Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 1930 х гг.
Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород).
Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора.
Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс.
Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др..
Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам.
В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

Гидроочистка

Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.

Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280-340 °C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.

Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу)

Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.

Формирование готовой продукции

Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава.
Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава.
Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.

Крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы России

1. Газпромнефть-ОНПЗ (20,89 млн тонн)

2. Киришинефтеоргсинтез (20,1 млн тонн)

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

4. Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез (17 млн тонн)

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

6. Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез (15 млн тонн)

7. ТАНЕКО (14 млн тонн)

8. Лукойл-Пермнефтеоргсинтез (13,1 млн тонн)

9. Газпромнефть — Московский НПЗ (12,15 млн тонн)

10. РН-Туапсинский НПЗ (12 млн тонн)

Крупные независимые НПЗ России

1. Антипинский НПЗ (9,04 млн тонн)

2. Афипский НПЗ (6 млн тонн)

3. Яйский НПЗ (3 млн тонн)

4. Марийский НПЗ (1,4 млн тонн)

5. Коченевский НПЗ (1 млн тонн)

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

Масштабы российской нефтепереработки

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

9. «РН-Туапсинский НПЗ» (12 млн тонн)

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

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

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

Лидеры в переработке нефти: топ регионов и компаний

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

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

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

Рекомендуем также

Самарские предприятия «Роснефти» — победители конкурса «Лидер природоохранной деятельности в России» | Нефтепереработка

Нефтеперерабатывающие предприятия самарской группы НК «Роснефть» – Куйбышевский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ и Сызранский НПЗ – стали победителями XVII Всероссийского конкурса «Лидер природоохранной деятельности в России-2021».

Победа в престижном экологическом конкурсе подтверждает эффективность природоохранных мероприятий, реализуемых на предприятиях НК «Роснефть», и свидетельствует о признании их достижений на экспертном уровне.

Забота об экологии – неотъемлемая часть корпоративной культуры и деятельности НК «Роснефть». Компания нацелена на достижение лидерских позиций в экологичности производства и минимизации воздействия на окружающую среду.

На конкурсе Новокуйбышевский НПЗ был признан «Лучшим экологически ответственным градообразующим предприятием». На НК НПЗ внедрены инновационные и ресурсосберегающие технологии, ведётся реконструкция очистных сооружений и систем оборотного водоснабжения. На предприятии работает блок доочистки воды по технологии мембранного биореактора, обеспечивающего глубокую биологическую очистку стоков. Реализованные мероприятия позволили сократить забор воды из природных источников, увеличить использование оборотной воды свыше 94 %.

На Новокуйбышевском НПЗ ведется круглосуточный мониторинг состояния атмосферного воздуха. В санитарно-защитной зоне работают стационарные и передвижные экопосты, оснащённые современным высокоточным оборудованием, позволяющим круглосуточно анализировать состояние воздуха. Предприятие завершает реализацию проекта по оснащению резервуаров специальными понтонами, что позволяет практически на 100% сократить испарение нефтепродуктов с поверхности. В 2020 году НКНПЗ перешел на выпуск нового вида экологичного судового топлива ТМС вид А, полностью соответствующего требованиям Международной конвенции по предотвращению загрязнения с судов (MARPOL).

Диплом «Лучшая экологическая политика в области нефтеперерабатывающей промышленности» получили два предприятия – Куйбышевский и Сызранский НПЗ. Сызранский НПЗ реализует комплекс мероприятий по снижению техногенной нагрузки на окружающую среду. Модернизация производства включает внедрение малоотходных и ресурсосберегающих технологий и развитие материальной базы природоохранного назначения. В их числе – реконструкция сооружений биологической и физико-химической очистки стоков и систем оборотного водоснабжения, оборудование резервуаров герметичными понтонами. Предприятие наращивает выпуск высокоэкологичного судового топлива. За первое полугодие 2021 года Сызранский НПЗ отгрузил потребителям более 67 тыс. тонн судового топлива RMLS 40 с низким содержанием серы, что на 27% больше, чем за весь 2020 год. Использование такого топлива при бункеровке судов минимизирует воздействие транспорта на окружающую среду.

На предприятии активно внедряются элементы системы «зелёный офис», в том числе электронный документооборот и раздельный сбор отходов. Введён в эксплуатацию новый передвижной экологический пост контроля воды и почвы. В Сызранском районе на месте сгоревшего леса нефтяники высадили около 7 тысяч саженцев сосны.

Для Куйбышевского НПЗ диплом «Лидера природоохранной деятельности в России» – это 6-ая высшая награда конкурса. Реализация масштабной программы модернизации производства, а также значимых природоохранных проектов позволили КНПЗ с 2011 года добиться снижения воздействия на атмосферный воздух в 2,5 раза. В числе особо значимых экологических проектов: перевод энергетики установок завода на газовое топливо, ввод в эксплуатацию комплекса каталитического крекинга FCC и вывод из эксплуатации оборудования устаревших блоков каталитического крекинга, установка понтонов на резервуары сырьевых и товарных парков, предотвращающих испарение нефтепродуктов, строительство блоков оборотного водоснабжения. В настоящее время на предприятии ведется реконструкция очистных сооружений.

Состояние атмосферного воздуха в зоне влияния КНПЗ отслеживается с помощью современного комплекса мониторинга экологической обстановки, который включает лабораторию воздушной среды и сточной воды, мобильный экопост, три стационарных экологических поста. Сверхточное оборудование позволяет проводить около 20 тысяч анализов атмосферного воздуха ежемесячно. Полученные данные о состоянии воздуха круглосуточно транслируются на монитор, установленный в г. Самара.

Справка:

Конкурс «Лидер природоохранной деятельности» проходит в рамках Международного форума «Здоровье человека и экология» при поддержке профильных комитетов Совета Федерации и Государственной Думы РФ на протяжении 17 лет. Его цель – поддержать российские компании и предприятия, активно модернизирующие свои производства и внедряющие высокоэффективные проекты для устранения экологических рисков.

Почему нефтеперерабатывающие предприятия должны готовиться к 2030 году уже сейчас

Перерабатывающие предприятия не остались в стороне от перехода на цифровые технологии. В этой сфере цифровизация продолжается уже более 30 лет, и такие решения, как расширенное управление производственным процессом, стали привычным компонентом операционных систем. Наступил переломный момент, когда технологии стремительно развиваются и появляются новые инструменты на базе искусственного интеллекта и машинного обучения.

В течение следующего десятилетия перерабатывающим предприятиям предстоят существенные изменения. Их руководители видят предпосылки изменений, но не знают, как наиболее эффективно их реализовать. Они стараются устранить связанные с этим трудности, при этом пытаясь оценить возможное влияние технологий на нефтехимическую отрасль и найти оптимальный путь к успешному развитию бизнеса.

Предпосылки изменений

Рост производства электрических, гибридных и высокоэффективных автомобилей и скорость развития возобновляемых источников энергии — основные показатели, которые необходимо учесть при прогнозировании спроса на ископаемое топливо. Рынок сырья для нефтехимической промышленности определяется экономическим ростом и, с другой стороны, стремлением к отказу от неперерабатываемого пластика.

Актуальная потребность в непрерывном увеличении эффективности является движущей силой интеграции нефтяной и газовой отраслей — от производства до конечных продуктов. В то же время в общественном восприятии энергетической отрасли необходимо избавиться от шлейфа негативного влияния на экологию, и эта потребность стимулирует разработку биотоплива, инновации в области улавливания углерода и развитие новых подходов к использованию химических продуктов органического синтеза, позволяя приблизиться к нейтральному уровню эмиссии углерода.

Кроме того, проекты в области устойчивого развития помогают снизить потребление воды и электроэнергии во время переработки и химического производства, а задачи кибербезопасности приводят к разработке инновационных решений для перехода на цифровые технологии и обеспечения безопасности и целостности активов.

Принятие стратегических решений

В ближайшие годы нефтеперерабатывающим предприятиям предстоит переосмыслить свою операционную деятельность, чтобы обеспечить капиталовложения в необходимое развитие, а также повышение гибкости. Переход на цифровые технологии заключает в себе огромный потенциал, но также ставит перед руководителями предприятий ряд вопросов, в том числе следующие.

• Принесет ли переход на цифровые технологии преимущества в области стратегических затрат и рентабельности?
• Сможет ли цифровая трансформация сделать перерабатывающее предприятие желанным местом работы для лучших выпускников, которые со временем станут основными кадровыми ресурсами?
• Как совмещаются снижение количества уязвимостей для кибератак с повышением гибкости и инновационности?

Видение будущего

Нефтеперерабатывающие предприятия в 2030 году будут значительно отличаться от современных. Даже через десятилетие сохранятся физические активы стоимостью более миллиарда долларов и установки для переработки, хранения и сепарации будут по-прежнему в строю. Движущим фактором нефтепереработки останутся профессионалы, правда, других специальностей. НПЗ превратятся из предприятий по «переработке сырья в конечный продукт» в универсальные, интеллектуальные, гибкие и адаптивные производства.

Через десять лет экономический успех НПЗ будет полностью определяться спросом. В управленческой цепочке НПЗ к 2030 году специалисты по обработке и анализу информации будут принимать решения исходя из того, насколько они способствуют удовлетворению спроса по сравнению с предложениями конкурентов.

Благодаря интегрированным системам и визуальным интерфейсам можно будет узнать, как индивидуальные и коллективные действия повлияют на обслуживание и удовлетворенность клиентов и как оптимизировать активы, чтобы удовлетворить спрос с максимальной выгодой.

По примеру Amazon объединенная цепь поставок НПЗ в 2030 году будет тесно связана с операционными системами, отделом планирования и сбыта, опирающимися на аналитику на основе ИИ. Это позволит выявлять возможности, возникающие в связи с изменениями спроса.

С помощью аналитических данных отделы продаж, торговли и управления бизнесом смогут выявлять факторы бизнеса, которые предоставляют рыночные преимущества, оптимизируют работу предприятия и повышают его доходность.

Оптимизация производства

В 2030 году сотрудники НПЗ, занимающиеся обработкой и анализом информации, будут работать небольшими группами, состоящими из специалистов по планированию, оптимизации, надежности и эксплуатации. Объемное и календарное планирование будет полностью интегрировано, и специалист по планированию с помощью панели управления на базе ИИ сможет находить баланс между экономическими показателями, процессами, продажами и устойчивым развитием. Создание и исполнение наилучшего графика будет осуществляться автоматически.

Нормативные системы обслуживания подскажут специалистам по планированию и надежности, что может помешать выполнению плана, как приобрести лучшее сырье и добиться оптимального использования активов, безопасности и максимальной прибыли.

Интегрированное объемное и календарное планирование поможет автоматически оптимизировать замкнутые системы. В 2030 году широкое распространение получат информационные датчики. Кроме того, аналитика в реальном времени, развернутая на периферии, позволит отслеживать компоненты технологических потоков, а нанодатчики катализатора будут предоставлять дополнительные данные для расширенного контроля производительности процессов. В совокупности это приведет к тому, что усовершенствованное управление производственным процессом и базовые системы управления будут использовать динамически настраиваемые уставки для достижения и превышения планов. В результате внедрения этих технологий НПЗ будут переходить к концепции самооптимизации предприятия.

Интеллектуальные установки и оборудование

В 2030 году оборудование и установки станут составными элементами интеллектуального предприятия. Встроенные интеллектуальные возможности позволят добиться максимальной эффективности технологических процессов, что необходимо для повышения гибкости активов. Системы принятия решений, основанные на ИИ и аналитических данных, позволят владельцам активов менять конфигурацию предприятия, изменять ассортимент продукции в соответствии со спросом, реорганизовывать производство и выбирать средства контроля и управления для оптимизации операций.

Системы прескриптивного обслуживания нового поколения будут не только сообщать о потенциальном сбое установок и оборудования, но и осуществлять связь с моделями планирования и процессов, предлагая изменения, которые позволят отсрочить возможный сбой или избежать его.

Исправность, безопасность и устойчивое развитие

Новейшие датчики, решения прескриптивного технического обслуживания на базе ИИ и аналитические инструменты для установок позволят получать данные о физическом состоянии активов, тенденциях, рисках и аварийных ситуациях. Благодаря этому в большинстве случаев можно будет отказаться от выездов специалистов для проверки оборудования и установок. Планировать процедуры запуска и остановки и управлять ими будут виртуальные решения на базе искусственного интеллекта, и в основном это будет происходить удаленно. Многие задачи будут выполняться расширенными роботизированными системами, что позволит не подвергать опасности людей.

Скорее всего, к 2030 году НПЗ будет необходимо «общественное разрешение» на производственную деятельность. Каждый руководитель и сотрудник перерабатывающего предприятия сможет в реальном времени получать сведения о влиянии его решений на ключевые показатели эффективности и устойчивого развития.

Управление на основе прогнозирующих моделей будет непрерывно оптимизировать потребление электроэнергии и воды на уровне актива и цепочки создания ценности. Информационные работники будут получать поощрения за действия, которые способствуют устойчивому развитию предприятия.

Новые модели для цепочки создания ценности

В 2030 году НПЗ будет работать в условиях динамического, гиперконкурентного глобального рынка. Команды руководителей будут использовать подключения между региональными филиалами, основанные на технологии блокчейна и системах обеспечения доверия, для ведения переговоров и заключения деловых соглашений. Они смогут обсуждать и заключать соглашения о поставках и снабжении с помощью блокчейн-систем для оформления контрактов и обязательств в самые короткие сроки.

Модели риска в масштабах предприятия будут предоставлять руководителям панель управления для оценки увеличения или уменьшения рисков вследствие решений, связанных с изменением бюджета, капитальными и операционными расходами. Защита от угроз безопасности и предупреждения будут встроены в каждый уровень цифровых систем НПЗ будущего. В совокупности все эти возможности позволят НПЗ в 2030 году играть ключевую роль в создании устойчивого, диверсифицированного и при этом целостного энергетического предприятия.

Источник: «Химическая техника»

Компания «NEXSON GROUP SAS» специализируется на производстве высокотехнологичных, компактных и современных теплообменных аппаратов в том числе для нефтегазовой отрасли.

Специалисты компании имеют 30-летний опыт в области производства теплообменного оборудования, сосудов под давлением и сепарационных модулей для применения в технологических процессах нефтепереработки, нефте- и газодобычи, нефтехимии, химического производства, металлургии и ряде других отраслей.

Благодаря накопленному в процессе многолетней работы опыту наши специалисты усовершенствовали конструкции теплообменных аппаратов различных типов, а в сегменте производства спиральных теплообменников компания Nexson Group SAS уверенно занимает лидирующие позиции в мире.

На сегодняшний день NEXSON GROUP SAS заслуженно находится в числе мировых лидеров по поставке инженерных и технических решений для теплообменных процессов.

Компания «NEXSON GROUP SAS» занимается конструированием и производством теплообменного оборудования и модулей химической очистки оборудования. Благодаря накопленному опыту в процессе многолетней работы наши специалисты усовершенствовали конструкции теплообменных аппаратов и на данный момент готовы предложить высокотехнологическое оборудование.

Наиболее популярные типы пластинчатых теплообменных аппаратов в нефтегазопереработке:

Спиральные пластинчатые теплообменники GreenSpiral^™

Разборные пластинчатые теплообменники GreenPlate^™

Сварные пластинчатые теплообменники GreenBox^™

Горлов В.В., Новикова О.И. Оптимизация нефтеперерабатывающих предприятий Российской Федерации

Образец ссылки на эту статью: Горлов В.В., Новикова О.И. Оптимизация затрат нефтеперерабатывающих предприятий Российской Федерации // Бизнес и дизайн ревю. 2018. № 2 (10). С. 2.

ОПТИМИЗАЦИЯ ЗАТРАТ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Горлов Виктор Владимирович

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина (Москва, Россия, Ленинский пр-т, дом 65, корпус 2), доктор экономических наук, профессор кафедры финансового менеджмента, [email protected],  +7 (499) 507-86-11.

Новикова Ольга Игоревна

ООО «Стройтрансгаз Трубопроводстрой», (123112, Москва, Россия,  Набережная пресненская, д. 12, этаж 31, офис а), экономист отдела учета фактических затрат Департамента экономики и финансов, [email protected].

На фоне нестабильности мировых энергетических рынков, а также введения налогового маневра основной стратегической целью отечественных нефтеперерабатывающих предприятий стало повышение эффективности нефтепереработки, а стратегическими задачами — повышение доходности и оптимизация затрат. Каждое принятое решение, касающееся сокращения затрат, а также объема и структуры реализации продукции, в конечном итоге сказывается на ключевом показателе деятельности компании, а именно, — чистой прибыли.

На сегодняшний день в числе главных проблем нефтеперерабатывающих предприятий остается недостаточное развитие системы управления затратами и формирования себестоимости продукции. Грамотное использование обоснованных методов учета затрат позволит значительно снизить производственную себестоимость, повысить показатель чистой прибыли и рентабельности, что является первоочередной целью любого хозяйствующего субъекта. В данной статье рассмотрены основные методы учета затрат, которые могут быть применимы на предприятиях нефтеперерабатывающей отрасли.

Ключевые слова: нефтеперерабатывающие предприятия; затраты; методы учета затрат.

COST OPTIMIZATION OF OIL-REFINING ENTERPRISES OF THE RUSSIAN FEDERATION

Gorlov Viktor Vladimirovich

Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) (Moscow, Russia, Lininskii ave., 65/2), Dr.Sc. (Econ.), Professor, Department of Financial Management, [email protected], +7 (499) 507-86-11.

Novikova Olga Igorevna

LLC «Stroytransgaz Truboprovodstroy», (123112, Moscow, Russia, Naberezhnaya Presnenskaya, 12, floor 31, office a), economist of the department of accounting for actual costs of the Department of Economics and Finance, olganov04@mail. ru.

Against the background of instability in world energy markets and the introduction of the tax maneuver the main strategic objective of domestic oil refineries have been improving the efficiency of petroleum refining and strategic objectives — profitability increase and cost optimization. Each decision regarding the reduction of costs and of the volume and structure of sales of products ultimately impact on the key indicator of the company’s activities, namely, net profit.

Today among the main problems of oil refining enterprises is the insufficient development of cost management system and the formation of production costs. The clever use of reasonable methods of cost accounting will significantly reduce production costs, increase net profit and profitability, which is the primary goal of any business entity. This article describes the basic methods of cost accounting that can be applied at the enterprises of oil refining industry.

Keywords: oil refineries; costs; methods of cost accounting.

Нефтеперерабатывающее производство отличается сложностью проходящих обособленных, но взаимосвязанных технологических процессов, на разных этапах которых из общего вида сырья вырабатывается большой ассортимент нефтепродуктов с различными физическими, химическими свойствами и, соответственно, разной стоимостью, что, в свою очередь, делает процесс ведения прямого учета затрат по каждому виду нефтепродукта очень трудоемким. В этой связи большинство нефтеперерабатывающих предприятий используют так называемый «котловой» или упрощенный метод учета затрат. Его простота объясняется тем, что в конце отчетного периода совокупные затраты на переработку нефти списываются пропорционально объемам полученных продуктов по видам и маркам. Как известно, переработанная продукция делится на основную и попутную. Что касается последней, то ее учитывают со специальными понижающими коэффициентами от оптовой цены поступающей на завод базисной нефти или от оптовой цены реализации согласно Методическим рекомендациям, указанным в инструкции по планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях, утвержденной приказом Министерства топлива и энергетики РФ № 371 от 17 ноября 1998 г. [3]. Однако данный метод учета затрат имеет низкую информативность в силу того, что существенно искажает финансовую отчетность организации, в которой отражаются общие расходы на производство всей выпущенной продукции. Так, в случае убыточности одного из видов деятельности, например, производства дизельного топлива или вакуумного газойля, снижается общий показатель прибыли компании. Таким образом, данный метод больше подходит для предприятий, выпускающих однородную продукцию.

В условиях динамично развивающегося рынка возникает вопрос о целесообразности применения альтернативных подходов к учету затрат. Нередко в современной экономической литературе можно встретить предложение об использовании метода «таргет-костинг», который подразделяется на метод ожидаемой стоимости реализации, метод ожидаемой чистой стоимости реализации и метод фиксированного процента валовой прибыли. Суть самого метода «таргет-костинг» заключается в определении приемлемой для существующего рынка цены своей продукции и на ее основе определении желаемого размера прибыли и затем расчета допустимого уровня затрат. При его использовании необходимо постоянно ориентироваться на поведение рынка, когда как «котловой» метод предполагает сохранение уровня затрат, заложенного в бюджет, и затем расчет ежемесячных отклонений фактических показателей от плановых, что ограничивает поиск путей совершенствования производственного процесса [4].

Метод ожидаемой стоимости реализации заключается в распределении затрат на продукцию пропорционально их потенциальной выручке. Главное, что должно учитываться в этом методе, — спрос на рынке и цена реализации продукции. Если провести аналитические расчеты, то себестоимость единицы произведенного нефтепродукта, рассчитанной методом ожидаемой реализационной стоимости, будет гораздо ниже себестоимости, рассчитанной «котловым» методом, в силу влияния потенциальной цены на тот или иной нефтепродукт и соответственно доли нефтепродукта в общем объеме производства. Исходя из сказанного, можно сделать вывод, что данный метод прост, понятен и снижает себестоимость. Но в то же время он имеет ряд недостатков. Определение предполагаемой оптовой цены за 1 тонну каждого вида продукта влечет за собой определенные риски. В нестабильных рыночных условиях спрос и предложение на нефть и нефтепродукты могут значительно колебаться. Значения предполагаемых цен должны быть установлены только после глубокого анализа рынка в определенный период времени. Для обеспечения достоверности информации подобный анализ необходимо проводить несколько раз за отчетный период. Еще одним недостатком метода является то, что он не раскрывает текущих резервов для снижения себестоимости произведенных продуктов.

Рассмотрим еще один метод формирования затрат на производство нефтепродуктов — метод ожидаемой чистой стоимости реализации. Он отличается от предыдущего метода тем, что предполагает учет дополнительных затрат предприятия. Как правило, дополнительные расходы – это доведение полученных нефтепродуктов до качества, соответствующего ГОСТам, и дальнейшее сопровождение готовой продукции, т.е. затраты на транспортировку до пункта хранения, само хранение продукции, а также затраты на реализацию. Соответственно, себестоимость единицы произведенного продукта будет еще ниже, так как ожидаемая выручка будет уменьшена на величину дополнительных затрат. А дальше, аналогично методу реализационной стоимости, определяется удельный вес каждого нефтепродукта в общем объеме ожидаемой чистой выручки. На основе полученных весов происходит распределение общих производственных затрат по каждому виду нефтепродукта. На практике применение данного метода может предполагать такие же риски, как и применение метода ожидаемой реализационной стоимости, так как используются прогнозные показатели. В условиях нестабильного рынка может образоваться значительная разница между прогнозной и фактической стоимостью реализации продукции, что впоследствии потребует корректировки цен побочных нефтепродуктов. В стабильных же условиях рынка разница, скорее всего, будет незначительной и ее можно отразить как доход или потери от продажи побочных продуктов. Преимуществом метода ожидаемой чистой реализационной стоимости является возможность для выявления резерва снижения затрат путем сокращения дополнительных затрат: предприятие может изменить условия хранения продукции, выбрать альтернативный способ транспортировки, воспользоваться услугами другой транспортной компании. Еще одним способом снижения дополнительных затрат является сокращение объемов неликвидного фонда путем уменьшения объемов готовой продукции на складах предприятия [6].

Перейдем к рассмотрению третьего подхода распределения затрат – метода фиксированного процента валовой прибыли. Его суть заключается в том, чтобы совокупные расходы на производство продукции распределялись таким образом, чтобы процент валовой прибыли был одинаковым для продукта каждого вида. Для этого нужно пройти три этапа:

1. На первом этапе, исходя из ожидаемой конечной выручки от реализации всех нефтепродуктов и дополнительных производственных затрат, рассчитывается процент валовой прибыли.
2. На втором этапе рассчитывается ожидаемая конечная выручка по каждому виду нефтепродукта, а затем на основе найденного процента валовой прибыли формируется валовая прибыль по каждому виду нефтепродукта. Разница между ожидаемой конечной выручкой и валовой прибылью является себестоимостью продаж по каждому виду нефтепродукта.
3. На третьем этапе находится разница между себестоимостью продаж и дополнительными производственными затратами, чтобы получить распределенные по продуктам производственные затраты.

Метод фиксированного процента валовой прибыли предполагает, что все получаемые нефтепродукты имеют одинаковую долю затрат в выручке от реализации, поэтому общие затраты технологического процесса и общая валовая прибыль распределяются между получаемыми продуктами таким образом, что каждый продукт имеет одинаковый процент валовой прибыли [5]. В этом методе резервом снижения затрат на производство нефтепродуктов выступает уровень рентабельности продаж, который, в свою очередь, повышает доходность предприятия.

Резюмируя вышесказанное, можно сделать вывод, что учет затрат «котловым» методом существенно завышает себестоимость. Объясняется это некорректным распределением затрат при помощи коэффициентов, которые достаточно субъективно рассчитываются предприятиями самостоятельно. Они не отражают настоящей доли затрат на тот или иной вид нефтепродукта в общих производственных затратах. Затраты формируются отношением к оптовой цене нефти. Метод «таргет-костинг» базируется на распределении затрат в соответствии с объемами потенциальной выручки и валовой прибыли. Согласно методу ожидаемой стоимости реализации, затраты на производство формируются пропорционально удельному весу объема определенного вида нефтепродукта в общем объеме, поэтому в сравнении с «котловым» методом затраты оказываются в два раза меньше. Метод ожидаемой чистой стоимости реализации помимо удельного веса объема производства конкретного вида нефтепродукта учитывает дополнительные затраты на его производство. Таким образом, дополнительные затраты выступают в роли резерва по снижению затрат. Управляя их объемом, предприятие может снижать себестоимость производства. Распределение затрат на переработку происходит пропорционально удельному весу продукта в чистой выручке. Метод фиксированного процента валовой прибыли учитывает при формировании затрат рентабельность продаж. Это помогает отразить уровень рентабельности на себестоимости каждого вида продукции. Самым приемлемым методом для нефтеперерабатывающего предприятия современной России является метод «таргет-костинг» с применением фиксированного процента валовой прибыли. Преимущество метода фиксированного процента заключается в том, что предприятие может влиять не только на общие производственные затраты, но и на цену реализации продукции. Таким образом, регулируется объем валовой прибыли предприятия, которая отражается на себестоимости каждого вида нефтепродукта.

Подводя итоги сказанному заметим, что использование метода фиксированного процента учета затрат «таргет-костинг», в сравнении с «котловым» методом, позволяет избежать негативных последствий искажения себестоимости отдельных видов продукции, возникающих в процессе принятия управленческих решений. Таким образом, данный метод является оптимальным для применения на нефтеперерабатывающих предприятиях.

Список литературы

1. Горлов В.В. Моделирование организации учета затрат на производство продукции // Международный технико-экономический журнал. 2013. № 1. С. 37-42.
2. Горлов В.В. Система управленческого учета «стандарт-кост» // Международный научный журнал. 2013. № 2. С. 24-28.
3. Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях: утв. Приказом М-ва топлива и энергетики РФ от 17 ноября 1998 г. № 371. Доступ из справ. — правовой системы «Консультант Плюс».
4. Отказ от процессинга – условие оптимизации отечественной нефтепереработки. // Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук, № 12-1, 2014. URL: http://publikacia.net/archive/2014/12/1/59 (дата обращения 10.11.2017).
5. Современный управленческий учет затрат в российской нефтеперерабатывающей промышленности. // Аудит и финансовый анализ. 2010. URL: http://www.auditfin.com/fin/2010/2/02_11.pdf (дата обращения 10.11.2017).
6. Учет затрат на этапе нефтепереработки и транспортировки готовой продукции. // Экономические науки, № 8(81), 2011. URL: http://ecsocman. hse.ru/data/2012/07/25/1265215078/40.pdf (дата обращения 09.10.2017).

References 

1. Gorlov V.V. Modelirovanie organizatsii ucheta zatrat na proizvodstvo produktsii — Mezhdunarodnyy tekhniko-ekonomicheskiy zhurnal. 2013. no p. 37-42.
2. Gorlov V.V. Sistema upravlencheskogo ucheta «standart-kost» — Mezhdunarodnyy nauchnyy zhurnal. 2013. no 2. p. 24-28.
3. Instruktsiya po planirovaniyu, uchetu i kalkulirovaniyu sebestoimosti produktsii na neftepererabatyvayuschikh i neftekhimicheskikh predpriyatiyakh: utv. Prikazom M-va topliva i energetiki RF ot 17 noyabrya 1998 g. № 371. Dostup iz sprav. — pravovoy sistemy «Konsultant Plyus».
4. Otkaz ot protsessinga – uslovie optimizatsii otechestvennoy neftepererabotki. // Aktualnye problemy gumanitarnykh i estestvennykh nauk, № 12-1, 2014. URL: http://publikacia.net/archive/2014/12/1/59 (data obrascheniya 10.11.2017).
5. Sovremennyy upravlencheskiy uchet zatrat v rossiyskoy neftepererabatyvayuschey promyshlennosti. // Audit i finansovyy analiz. 2010. URL: http://www.auditfin.com/fin/2010/2/02_11.pdf (data obrascheniya 10.11.2017).
6. Uchet zatrat na etape neftepererabotki i transportirovki gotovoy produktsii. // Ekonomicheskie nauki, № 8(81), 2011. URL: http://ecsocman.hse.ru/data/2012/07/25/1265215078/40.pdf (data obrascheniya 09.10.2017).

Рецензенты:

Мальцева Е.С. – кандидат экономических наук, доцент, АНО ВО «Институт бизнеса и дизайна».

Проданова Н.А. – доктор экономических наук, профессор кафедры финансового контроля, анализа и аудита ФГБОУ ВО «РЭУ им. Г.В. Плеханова.

Работа поступила в редакцию: 17.02.2018 г.

 

европейских нефтеперерабатывающих заводов выставлены напоказ из-за роста опасений по поводу вторжения России в Украину

Согласно данным, проанализированным S&P Global Platts, европейские нефтяные рынки и нефтеперерабатывающие заводы наиболее подвержены потенциальным более жестким западным финансовым санкциям или перебоям в работе трубопроводов, которые могут последовать за возможным вторжением России в Украину.

Не зарегистрирован?

Получайте ежедневные оповещения по электронной почте, заметки подписчиков и персонализируйте свой опыт.

Зарегистрироваться

Около половины российского экспорта нефти и нефтепродуктов — в настоящее время около 6.5 миллионов баррелей в сутки отправляются в европейские страны, где на них приходится примерно четверть всего импорта нефти и нефтепродуктов, согласно данным ЕС, российской статистики и Совместной инициативы организаций по данным.

Трубопроводная система «Дружба» транспортирует около 1 млн баррелей нефти в день с российских месторождений в Европу, в основном на нефтеперерабатывающие заводы в Германии, Нидерландах и Польше.

До сих пор самая большая потенциальная угроза поставкам в результате конфликта была сосредоточена на потоках российской нефти через саму Украину.

Украина транспортирует российскую нефть в Словакию, Венгрию и Чехию по южной ветке нефтепровода «Дружба». Транзит российской нефти на экспорт в ЕС в 2021 году составил 11,9 млн тонн по сравнению с 12,3 млн тонн в 2020 году, в то время как транзит нефти в Беларусь остался на уровне около 800 000 тонн.

В прошлом году Platts сообщила, что поставки нефти через южную ветку трубопроводной сети «Дружба» включали 5,2 млн тонн, или около 104 427 баррелей в сутки, в Словакию; 3.4 миллиона тонн, или около 68 279 баррелей в сутки, в Венгрию; и 3,4 млн тонн, или около 68 279 баррелей в сутки, в Чешскую Республику.

Подверженность Европы рискам, связанным с поставками российской нефти после возможного нападения, уже оказала давление на цены на ключевую московскую экспортную нефть марки Urals со средним содержанием сернистой нефти.

Urals выросли примерно на $1/барр по отношению к Brent с начала до середины января, отражая растущий потенциал конфликта между Россией и Украиной.

Немецкие галстуки

Но более широкие последствия конфликта, такие как размах финансовых санкций США и ЕС или репрессалии со стороны России, могут повлиять на экспорт российской нефти в Европу в большей степени.

Северная ветка маршрута «Дружба» через Беларусь поставляет нефть марки «Юралс» на НПЗ в Польше и Германии.

Нефтеперерабатывающий завод PCK производительностью 230 000 баррелей в сутки в Шведте и нефтеперерабатывающий завод Total мощностью 230 000 баррелей в сутки в Лойне снабжаются через Дуржбу, хотя они также могут получать альтернативные поставки через порты Балтийского моря. Нефтеперерабатывающий завод PKN в Плоцке мощностью 326 000 баррелей в сутки также перерабатывает нефть, поставляемую через Дружбу, которая составляет более половины его сырья, но диверсифицирует источники поставок, покупая нефть в Норвегии, Анголе, Нигерии, Саудовской Аравии и США.

Растущие коммерческие связи между Россией и ее крупнейшими европейскими клиентами также усложняют ход политического конфликта.

В Германии, крупнейшем нефтеперерабатывающем предприятии Европы и наиболее зависимом от российской нефти, российский государственный нефтяной гигант «Роснефть» уже является вторым по величине нефтеперерабатывающим предприятием после Shell. Уже отвечая за около четверти импорта сырой нефти в Германию, «Роснефть» за последнее десятилетие расширила свое присутствие в стране и готова стать крупнейшим нефтеперерабатывающим предприятием Германии к 2025 году, когда завершит расширение одной из своих площадок.

Санкции в свои ворота?

Однако большинство наблюдателей за рынком считают, что новые жесткие санкции, которые могут ударить по поставкам российской нефти в Европу, маловероятны. Когда Россия захватила Крым в 2014 году, потоки сырой нефти в Европу практически не пострадали от ответных санкций США в отношении Москвы в то время.

«Мы не ожидаем, что Россия добровольно перекроет крупные поставки энергоносителей в Европу, учитывая отсутствие серьезных сбоев в 2014-2015 годах, ее желание оставаться надежным поставщиком и тот факт, что такой шаг может объединить США и Европу, — сказал Пол Шелдон, главный геополитический советник S&P Global Platts Analytics.

Тем не менее недавние угрозы администрации Байдена о том, что США разрабатывают новые, более жесткие финансовые санкции в ответ на возможное вторжение России, вызывают озабоченность.

По словам Шелдона, «наихудший сценарий» военной эскалации может повлиять на 250 000 баррелей уральской нефти в сутки, проходящих через Украину.

Варианты морского пути

Даже если трубопроводные потоки в Европу будут нарушены, существуют альтернативные экспортные возможности за счет морских перевозок из портов Черного моря и Балтийского моря.

В Чехии, хотя нефтеперерабатывающий завод Unipetrol в Литвинове зависит от поставок сырой нефти из трубопровода Дружба, его завод в Кралупах снабжается главным образом трубопроводом ТАЛ-ИКЛ, по которому нефть доставляется танкерами в итальянский порт Триест.

Нефтеперерабатывающие заводы Duna в Венгрии и Slovnaft в Словакии, принадлежащие венгерской MOL, перерабатывают нефть, преимущественно поставляемую через Дружбу. Однако они также могут снабжаться морской нефтью по трубопроводу Джанаф, по которому сырая нефть поставляется с хорватского терминала Омишаль.

Польский нефтеперерабатывающий завод в Гданьске мощностью 210 000 баррелей в сутки также зависит от импорта нефти марки Urals через «Дружбу», хотя благодаря своему расположению на Балтийском море он также может получать сырую нефть танкерами.

«Уралы, которые поставляются через Украину, могут столкнуться с перебоями в экспорте по трубопроводу в случае конфликта, но отгрузки Урала через такие порты, как Новороссийск, Приморск и Усть-Луга, не должны быть затронуты», — отмечает Platts Analytics.

Помимо сырой нефти, Россия также является важным поставщиком нефтепродуктов в Европу, в первую очередь за счет своего полуочищенного мазута, а также экспорта дизельного топлива и нафты.Хотя в последние годы российский мазутный газ все чаще направляется на нефтеперерабатывающие заводы США и Азии, Европа по-прежнему импортирует около 400 000 баррелей в сутки, используемых в качестве сырья для нефтепереработки.

Поскольку нефтяные рынки уже оценивают растущие ожидания в размере 100 долларов за баррель нефти в конце этого года, поскольку мировая экономика восстанавливается после пандемии, а резервные мощности истощаются, любые дополнительные перебои с поставками, затрагивающие второго по величине экспортера нефти в мире, могут вызвать еще большую волатильность цен, чем в настоящее время. боялся.

Распределение ресурсов нефтепереработки в России в контексте развития мощностей НПЗ и регионов

https://doi.org/10.1016/j.egyr.2021.07.063Получить права и содержание

Реферат

Процессы добычи и переработки нефти находятся в прямой зависимости от исторических и политических процессов. Мировые войны 20 века стали катализаторами трансформации нефти как основного энергоресурса. Мощности предприятий нефтеперерабатывающей отрасли важны для развития политики и экономики государств, ведь нефтепродукты являются одним из самых востребованных товаров.Решение проблемы развития мощностей по переработке нефтяных ресурсов на российских НПЗ является актуальной темой для построения эффективной политики распределения мировых нефтяных ресурсов. Целью данной работы является выявление тенденций распределения нефтеперерабатывающих мощностей в России. Разработанная методика позволяет определить динамику перерабатывающих мощностей во всех регионах страны, установить вклад групп НПЗ в региональные и общероссийские мощности, выявить тенденции концентрации мощностей НПЗ и регионов. Хронология, которая использовалась для периода исследования, – 2009–2019 годы. Результаты исследования показали увеличение перерабатывающих мощностей во всех федеральных округах. К 2019 году Приволжский федеральный округ обеспечил наибольший годовой вклад в общероссийскую мощность. Южный федеральный округ поднялся с четвертой позиции на вторую. За ним следуют Сибирский, Центральный, Северо-Западный, Дальневосточный и Уральский федеральные округа. Динамика сбытовых мощностей по стране указывает на перспективу строительства дополнительных НПЗ в азиатской части России.Лидером стала «Роснефть», а «Газпром» сохранил вторую позицию. Независимые НПЗ заняли третье место по общей мощности НПЗ, а Лукойл – четвертое. Кроме того, Сургут-НГ, Татнефть, Мини-НПЗ и НОВАТЭК следовали за четырьмя верхними позициями. Изменение коэффициентов концентрации свидетельствовало об усилении монополизации рынка НПЗ. Решающий вклад в этот процесс внес захват «Роснефтью» мощностей ТНК-ВР и «Башнефти». На изменение региональных концентраций повлияло изменение перерабатывающих мощностей Приволжского федерального округа.

Ключевые слова

Нефтеперерабатывающий завод

Мощность

НПЗ

ФО

Монополизация

Рекомендованные статьиЦитирование статей (0)

© 2021 Автор(ы). Опубликовано Elsevier Ltd.

Рекомендуемые статьи

Цитирующие статьи

Argus Экспорт товаров из России | Аргус Медиа

Сервис Argus «Экспорт российских продуктов» включает в себя еженедельный русскоязычный отчет об экспортных рынках нефтепродуктов из России и стран бывшего СССР.

Издание предоставляет читателям всестороннее освещение рынка нефтепродуктов, статистику производства, объемов и направлений экспорта топлива, эксклюзивные новости и оценки эффективности экспорта мазута, дизельного топлива и нафты по различным направлениям в сравнении с внутренними ценами на нефтепродукты.

Преимущества

• Эксклюзивные новости по транспортировке и экспорту нефтепродуктов
• Ориентировочные цены
• Актуальная информация об операциях и ремонтах на нефтеперерабатывающих заводах
• Подробная статистика регулярно обновляется
• Прозрачная методология

Охватываемые рынки

• Мазут, ВГО, дизельное топливо, нафта, бензин, нефтяной кокс и базовые масла
• Экспорт нефтепродуктов из России и Беларуси
• Транзит через балтийские порты
• Рынок моторного топлива стран Балтии
• Рынки нефтепродуктов Средиземноморья, северо-западной Европы, США и Азиатско-Тихоокеанского региона

Основные характеристики

• Торговые новости, включая анализ сделок, ценовых индексов и результатов торгов, а также обзор международных рынков нефтепродуктов
• Модернизация и капитальный ремонт на нефтеперерабатывающих заводах
• Регулирование рынка
• Ключевые данные о производстве, продажах и транспортировке для России, Беларуси и Центральной Азии
• Новости по транспортировке и хранению нефти и нефтепродуктов, новые направления экспорта
• Планируемый и фактический экспорт продукции железнодорожным и трубопроводным транспортом (ежемесячно)
• Графики технического обслуживания НПЗ России, Украины и Беларуси (ежеквартально)
• Внеплановые ремонты на российских НПЗ (еженедельно)
• Переработка нефти в России (ежемесячно)
• Плановая и фактическая производительность российских НПЗ (ежемесячно)
• Запасы продукции на российских НПЗ (еженедельно)
• Качество российских нефтепродуктов (ежеквартально)

Клиенты, получающие выгоду

Сервис Argus «Экспорт товаров из России» предоставляет уникальную информацию об экспорте товаров из России, стран СНГ и Балтии. Ниже приведены примеры того, как некоторые клиенты используют эту услугу:

• Производители, трейдеры и переработчики нефти используют информацию, содержащуюся в отчете, для мониторинга рынков нефти и нефтепродуктов в России, Средиземноморье, Северо-Западной Европе, США и Азиатско-Тихоокеанском регионе; получать полную информацию о модернизациях, коэффициентах использования и ремонтах на российских нефтеперерабатывающих заводах; и разработать стратегию продаж на основе прогнозов объемов и направлений. Кроме того, эти компании получают информацию о результатах экспортных тендеров и индикативных ценах на нефтепродукты.
• Аналитики и консультанты используют данные для анализа рынков нефтепродуктов в России, Средиземноморье, Северо-Западной Европе, США и Азиатско-Тихоокеанском регионе.
• Банки используют эту информацию для мониторинга движения рыночных цен.
• Порты и терминалы используют информацию для получения подробной информации о грузопотоках в портах и ​​терминалах конкурентов и для выявления потенциальных клиентов.

Свяжитесь с нами

+7 495 933 75 71 

moscowsales@argusmedia.ком

Россия Первичная переработка сырой нефти: Роснефть: Ачинский НПЗ | Экономические показатели

Валовое накопление основного капитала: Северо-Кавказский федеральный округ (СК) (млн руб.)	483 850 400 2015	ежегодно	2004 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: Северо-Кавказский федеральный округ (СК) (руб.)	232 012.900 2019	ежегодно	1998 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СК: Республика Дагестан (млн руб. )	202 513 000 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СК: Республика Дагестан (руб.)	231 886.300 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: НК: Республика Ингушетия (млн руб.)	20 190 100 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СК: Республика Ингушетия (руб. )	145 723.100 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: НК: Республика Кабардино-Балкария (млн руб.)	29 072 900 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СК: Республика Кабардино-Балкария (руб.)	197 218.300 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: НК: Республика Карачаево-Черкесия (млн руб. )	20 104 400 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СК: Республика Карачаево-Черкесия (руб.)	197 658.300 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СК: Республика Северная Осетия Алания (млн руб.)	26 548 900 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СК: Республика Северная Осетия Алания (руб. )	248 172.200 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СК: Чеченская Республика (млн руб.)	58 447 700 2015	ежегодно	2000 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СК: Чеченская Республика (руб.)	164 617.300 2019	ежегодно	2005 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СК: Ставропольский край (млн руб. )	126 973 400 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СК: Ставропольский край (руб.)	295 435.500 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: Приволжский федеральный округ (VR) (млн руб.)	2 456 045 700 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: Приволжский федеральный округ (ВФО) (руб. )	480 457.900 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Республика Башкортостан (млн руб.)	301 440 600 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Республика Башкортостан (руб.)	447 535.200 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Республика Марий Эл (млн руб. )	39 934 500 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Республика Марий Эл (руб.)	300 163.400 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Республика Мордовия (млн руб.)	54 572 200 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Республика Мордовия (руб. )	332 154.800 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Республика Татарстан (млн руб.)	584 180 600 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Республика Татарстан (руб.)	716 745.500 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Республика Удмуртия (млн руб. )	83 034 300 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Республика Удмуртия (руб.)	479 562.900 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Чувашская Республика (млн руб.)	57 290 700 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Чувашская Республика (руб. )	278 358.900 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Пермский край (млн руб.)	240 029 800 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Пермский край (руб.)	573 894.300 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Кировская область (млн руб.)	54 727 200 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Кировская область (руб.)	292 171.600 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Нижегородская область (млн руб.)	242 524 900 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Нижегородская область (руб.)	505 460.200 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Оренбургская область (млн руб. )	177 114 500 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Оренбургская область (руб.)	564 897.900 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Пензенская область (млн руб.)	87 968 ​​700 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Пензенская область (руб. )	342 250.500 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Самарская область (млн руб.)	310 429 500 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Самарская область (руб.)	530 579.400 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Саратовская область (млн руб. )	143 584 600 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Саратовская область (руб.)	333 876.500 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: VR: Ульяновская область (млн руб.)	79 213 600 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовое накопление основного капитала: Уральский федеральный округ (УФ) (млн руб. )	2 432 724.400 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: VR: Ульяновская область (руб.)	340 581 400 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: UF: Курганская область (млн руб.)	28 158.200 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: Уральский федеральный округ (УФ) (руб. )	1 070 596 600 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: УФ: Свердловская область (млн руб.)	360 417.400 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: UF: Курганская область (руб.)	280 971 300 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: UF: Тюменская область (млн руб. )	1 821 813.700 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: UF: Свердловская область (руб.)	586 468 300 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: УФ: Тюменская область: Ханты-Мансийский район (млн руб.)	791 973.900 2015	ежегодно	2000 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: UF: Тюменская область (руб. )	2 384 622 400 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: УФ: Тюменская область: Ямало-Ненецкий округ (млн руб.)	743 640.500 2015	ежегодно	2000 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: UF: Тюменская область: Ханты-Мансийский округ (руб.)	2 733 622 700 2019	ежегодно	2011 — 2019
Валовое накопление основного капитала: УФ: Тюменская область: Тюменская область без учета территорий (млн руб. )	286 199.300 2015	ежегодно	2008 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: УФ: Тюменская область: Ямало-Ненецкий округ (руб.)	5 710 467 400 2019	ежегодно	2011 — 2019
Валовое накопление основного капитала: УФ: Челябинская область (млн руб.)	222 335.100 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: UF: Тюменская область: Тюменская область без учета районов (руб. )	821 610 600 2019	ежегодно	2011 — 2019
Валовое накопление основного капитала: Сибирский федеральный округ (СБ) (млн руб.)	1 476 377.500 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: UF: Челябинская область (руб.)	445 276 700 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: SB: Республика Алтай (млн руб. )	12 366.900 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: Сибирский федеральный округ (СФО) (руб.)	535 321 000 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ДБ: Республика Бурятия (млн руб.)	39 494.200 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЮБ: Республика Алтай (руб. )	268 657 400 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ДБ: Республика Тыва (млн руб.)	12 504.400 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СБ: Республика Бурятия (руб.)	290 301 400 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: SB: Республика Хакасия (млн руб. )	30 367.000 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЮБ: Республика Тыва (руб.)	243 052 400 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СБ: Алтайский край (млн руб.)	82 159.300 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СБ: Республика Хакасия (руб. )	478 781 000 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ДБ: Забайкальский край (млн руб.)	83 439.100 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: SB: Алтайский край (руб.)	271 319 700 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ДБ: Красноярский край (млн руб. )	420 166.600 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЮБ: Забайкальский край (руб.)	343 033 000 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ДБ: Иркутская область (млн руб.)	225 758.900 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЮБ: Красноярский край (руб. )	938 016 700 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ДБ: Кемеровская область (млн руб.)	176 202.000 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СБ: Иркутская область (руб.)	645 518 800 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ДБ: Новосибирская область (млн руб. )	185 985.400 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: SB: Кемеровская область (руб.)	416 501 200 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ДБ: Омская область (млн руб.)	99 488.300 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: SB: Новосибирская область (руб. )	504 043 100 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ДБ: Томская область (млн руб.)	108 445.400 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СБ: Омская область (руб.)	399 371 100 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: Дальневосточный федеральный округ (ДФО) (млн руб. )	932 198.500 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СБ: Томская область (руб.)	577 550 700 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ИП: Республика Саха (Якутия) (млн руб.)	205 260.900 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: Дальневосточный федеральный округ (ДФО) (руб. )	730 107 700 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ИП: Камчатский край (млн руб.)	24 067.100 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ДВ: Республика Саха (Якутия) (руб.)	1 258 706 500 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ИП: Приморский край (млн руб. )	143 657.400 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ДВ: Камчатский край (руб.)	891 049,100 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ИП: Хабаровский край (млн руб.)	117 469.900 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ДВ: Приморский край (руб. )	561 643 000 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ИП: Амурская область (млн руб.)	104 721.000 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ДВ: Хабаровский край (руб.)	608 977 500 2019	ежегодно	1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ИП: Магаданская область (млн руб. )	61 909.200 2015	ежегодно	1998 — 2015 гг.

Российская Федерация Рынок переработки нефти и газа | 2022 — 27 | Доля отрасли, размер, рост

Обзор рынка

Период обучения:	2016 — 2026
Базовый год:	2021
СГТР:	<3,5 %

Нужен отчет, отражающий влияние COVID-19 на этот рынок и его рост?

Скачать бесплатно Образец

Обзор рынка

Ожидается, что рынок переработки нефти и газа в Российской Федерации будет расти со среднегодовым темпом роста менее 3.5% в течение прогнозируемого периода 2020–2025 гг. Ожидается, что такие факторы, как увеличение спроса на нефть и природный газ и расширение сектора нефтепереработки, будут стимулировать рост рынка переработки нефти и газа в Российской Федерации в течение прогнозируемого периода. Однако продолжающиеся санкции со стороны США и государств-членов Европейского союза подорвали перспективы значительного развития отрасли.

• Россия является крупнейшим в мире экспортером нефти и газа, и она ищет способы расширения своей нефтеперерабатывающей промышленности, чтобы увеличить стоимость своих огромных запасов углеводородов, а не полагаться на продажи сырых энергетических продуктов.Решается задача в 2019 году в основном государственными компаниями.
• В Российской Федерации открыто два новых месторождения на Ямале. Ожидается, что они будут содержать общие запасы более 500 миллиардов кубометров газа. Добыча на месторождениях может стать возможностью для дальнейшего роста сектора.
• Ожидается, что увеличение потребления и добычи природного газа будет стимулировать рост в нефтегазовом секторе. Добыча и потребление нефти незначительно выросли в период 2017 — 2018 гг.

Объем отчета

Отчет о рынке переработки нефти и газа в Российской Федерации включает:

таблица {дисплей: блок; переполнение: авто; положение: родственник; } . component-3 td { ширина: 200 пикселей; вертикальное выравнивание: сверху; отступ: 3px 2px; пробел: начальный; слово-разрыв: слово-разрыв; размер шрифта: 14px; высота строки: 14px; } .component-3 > table > tbody > tr > td { vertical-align: middle; }]]>3

НПЗ
		Обзор
		table {display: block; переполнение: авто; положение: родственник; } .компонент-3 td { ширина: 200 пикселей; вертикальное выравнивание: сверху; отступ: 3px 2px; пробел: начальный; слово-разрыв: слово-разрыв; размер шрифта: 14px; высота строки: 14px; } .component-3 > table > tbody > tr > td { vertical-align: middle; }]]]> ключевые проекты существующая инфраструктура проекты в трубопроводе предстоящие проекты

Таблица {отображение: блок; переполнение: авто; положение: родственник; } . компонент-3 td { ширина: 200 пикселей; вертикальное выравнивание: сверху; отступ: 3px 2px; пробел: начальный; слово-разрыв: слово-разрыв; размер шрифта: 14px; высота строки: 14px; } .component-3 > table > tbody > tr > td { vertical-align: middle; }]]>3

Нефтехимические заводы
		Обзор
		table {display: block; переполнение: авто; положение: родственник; } .component-3 td { ширина: 200 пикселей; вертикальное выравнивание: сверху; отступ: 3px 2px; пробел: начальный; слово-разрыв: слово-разрыв; размер шрифта: 14px; высота строки: 14px; } .компонент-3> таблица> tbody> tr> td {vertical-align: middle; }]]]> ключевые проекты существующая инфраструктура проекты в трубопроводе предстоящие проекты

Таблица {отображение: блок; переполнение: авто; положение: родственник; } . component-3 td { ширина: 200 пикселей; вертикальное выравнивание: сверху; отступ: 3px 2px; пробел: начальный; слово-разрыв: слово-разрыв; размер шрифта: 14px; высота строки: 14px; } .компонент-3> таблица> tbody> tr> td {vertical-align: middle; }]]>

Терминалы СПГ
		Обзор
		Основные проекты

Объем отчета может быть настроены в соответствии с вашими требованиями. Кликните сюда.

Ключевые тенденции рынка

Наращивание мощностей для роста

• В 2019 году Туапсинский НПЗ, Орский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ и многие другие НПЗ в стране расширяются или модернизируются, что может привести к увеличению роста в этом секторе.
• В 2019 г. Омский НПЗ — ведущее нефтеперерабатывающее предприятие Группы Газпром. Это один из самых передовых российских и крупнейших в мире нефтеперерабатывающих заводов, и ожидается, что в прогнозируемом периоде он будет расширяться.
• В 2018 году российские НПЗ произвели около 6,7 млн ​​баррелей в сутки, оставаясь на одном уровне два года подряд. Крупнейшим производителем продукции НПЗ является «Роснефть».
• Следовательно, ожидается значительный рост нефтеперерабатывающих мощностей за счет расширения и модернизации, что приведет к увеличению нефтеперерабатывающих мощностей.

Чтобы понять основные тенденции, загрузите образец Отчет

Увеличение потребления и добычи природного газа для развития рынка

• В Российской Федерации добыча нефти увеличилась на 1,6% до 563,3 млн тонн нефтяного эквивалента (мтнэ) в 2018 году с 554,3 млн т н. в 2017 году. Увеличение спроса и увеличение добычи нефти способствуют росту рынка.
• В Российской Федерации добыча природного газа увеличилась на 5,3% до 575,6 млн тонн нефтяного эквивалента (Мтнэ) в 2018 году с 546,5 млн тнэ в 2017 году. Потребление природного газа увеличилось до 390,8 млн тонн нефтяного эквивалента (Мтнэ) в 2018 году с 370,7 млн ​​тнэ в 2017 году. Увеличение спроса на газ и увеличение добычи способствуют росту рынка.
• В 2019 году China National Chemical Engineering Co. Ltd. и Балтийский химический комплекс (дочерняя компания РусГазДобыча) подписали соглашение о строительстве 13-й АЭС.Нефтехимический завод стоимостью 3 миллиарда долларов США, который, как ожидается, станет крупнейшим в мире.
• Следовательно, ожидается, что увеличение потребления и производства природного газа увеличит рост рынка. Ожидается, что инвестиции в нефтегазовый сектор также станут важной движущей силой отрасли.

Конкурентная среда

Консолидируется рынок переработки нефти и газа Российской Федерации. Крупнейшими игроками являются
ПАО «НК «Роснефть», ПАО «НК «Лукойл», ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Газпром», ПАО «Сургутнефтегаз».

Содержание

ol > li > p {цвет фона: #f5f5f5; padding: 5px 5px 5px 15px;} .customize-toc > ol > li {margin-bottom: 15px;}]]>

1. 1. ВВЕДЕНИЕ

   2. . Обзор на рынке

      1. 4.1 Введение

         4.1 Введение

      2. 4.2 Установленная установка и прогноз прогнозы, до 2025

      3. 4.3 Последние тенденции и события

      4. 4.4 Правила и правила правительства

      5. 4.5 Динамика рынка

         1. 4.5.1 Водители

         2. 4.5.2 Ограничение

      6. 4.6 Анализ цепочки поставок

      7. 4.7 анализ пестик

2. 5. Сегментация рынка

   5.1 Refiner

   6

   5.1 Refiner

   6

   5.1.1 Обзор

   1. 5.1.2 ключевые проекты

      5.1.2

      5.1.2.1 Существующая инфраструктура

   2. 5.1 .2.2 Проекты в разработке

   3. 5.1.2.3 Предстоящие проекты

5.2 Нефтехимические заводы

1. 902.002 5.2.0021 обзор

2. 5.2.2 ключевые проекты

   1. 5.2.2.1 Существующая инфраструктура

      5. 2.2.1

   2. 5.2.2.2

   3. 5.2.2.2

   4. 5.2.2.3 предстоящие проекты

5.3 клеммы СПГ

1. 5.3.1 Обзор

2. 5.3.2 ключевые проекты

6. Конкурентный ландшафт

1. 6.1 слияния и приобретения, совместные предприятия, совместные и соглашения

2. 6.2

3. 6.2

4. 6.2

5. 6.3 Профили компании

   6.3 Профили компании

   1. 6.3.1 PHSC Rosneft Oil Company

   2. 6.3.2 PHSC ЛУКОЙЛ Компания

   3. 6.3.3 PAO NOVATEK

   4. 6.3.4 PHSC GAZPROM

   5. 6.3.5 PHSC Surgutneftegas

* Список не исчерпывающих

7.РЫНОЧНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ И БУДУЩИЕ ТЕНДЕНЦИИ

**При наличии

Вы также можете приобрести части этого отчета. Вы хотите проверить раздел мудро прайс-лист?

Получить разбивку цен В настоящее время

Часто задаваемые вопросы

Каков период изучения этого рынка?

Изучен рынок переработки нефти и газа Российской Федерации с 2016 по 2026 год.

Каковы темпы роста рынка нефти и газа в России?

Рынок переработки нефти и газа в Российской Федерации растет со среднегодовым темпом роста <3.5% в течение следующих 5 лет.

Кто является ключевыми игроками на рынке переработки нефти и газа в Российской Федерации?

ПАО «НК «Роснефть», ПАО «НК «Лукойл», ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Газпром», ПАО «Сургутнефтегаз» — крупнейшие компании, работающие на рынке переработки нефти и газа Российской Федерации.

80% наших клиентов ищут отчеты на заказ. Как ты хотите, чтобы мы подогнали вашу?

Пожалуйста, введите действительный адрес электронной почты!

Пожалуйста, введите корректное сообщение!

ОТПРАВИТЬ

Загрузка…

Цены на нефть падают, поскольку Саудовская Аравия нацеливается на добычу в России

Саудовская Аравия снизила экспортные цены на нефть на выходных, что, вероятно, станет началом ценовой войны, направленной против России, но с потенциально разрушительными последствиями для союзника России Венесуэлы, Саудовской Аравии Враг Аравии Иран и даже американские нефтяные компании.

Последствия этого быстро почувствовались, так как мировая эталонная цена на нефть марки Brent рухнула примерно на 11 долларов за баррель, или на 25 процентов, в конце воскресенья, что стало самым резким падением по крайней мере с 1991 года, а фьючерсы на фондовом рынке упали примерно на 3 процента.

Решение Саудовской Аравии снизить цены почти на 10 процентов в субботу было драматическим шагом в ответ на отказ России в пятницу присоединиться к Организации стран-экспортеров нефти в целях значительного сокращения добычи, поскольку коронавирус продолжает замедлять мировую экономику и, вместе с ним спрос на нефть.

Сокращение добавило неопределенности глобальным рынкам, уже потрясенным коронавирусом. Австралийские акции упали в начале торгов в понедельник в Азиатско-Тихоокеанском регионе, упав на 5.9 процентов. Акции Токио упали на 4,7%, а акции Гонконга открылись на 4,1% ниже. Рынки фьючерсов показали большие потери для Уолл-стрит и Европы, когда они откроются позже в понедельник.

Разрыв трехлетнего союза между возглавляемым Саудовской Аравией нефтяным картелем и Россией для поддержки цен может быть временным. Ходы на выходных вполне могли быть частью переговорной игры в шахматы, и саудовцы и русские все еще могут прийти к компромиссу. Но если обвал затянется, руководители нефтяных компаний говорят, что ничто не может остановить падение цен на нефть до самого низкого уровня по крайней мере за пять лет.

«Если начнется настоящая ценовая война, на нефтяных рынках будет много проблем», — сказал Бадр Джафар, президент Crescent Petroleum, нефтяной компании Объединенных Арабских Эмиратов. «Многие будут готовиться к экономическим и геополитическим потрясениям в условиях низких цен».

Значительное падение цен на нефть нанесет ущерб производителям по всему миру, особенно Венесуэле и Ирану, чьи нефтяные экономики уже находятся под давлением американских санкций. Экспортная выручка обеих стран уже сократилась до минимума, и дальнейшее снижение ограничит их платежеспособность за жизненно важные услуги и обеспечение безопасности.

Единственное яркое пятно может быть на бензонасосе. Средняя цена галлона обычного бензина в Соединенных Штатах, по данным AAA Motor Club, уже упала на пять центов за последнюю неделю до 2,40 доллара с 2,45 доллара, а в некоторых штатах США цены могут легко упасть ниже 2 долларов за галлон. ближайшие недели. Водители с низким доходом, которые обычно владеют более старыми, менее экономичными автомобилями и тратят более высокий процент своей заработной платы на энергию, выиграют больше всего.

Но затяжной обвал цен усилит финансовое давление на американские нефтяные компании с большими долгами, десятки из которых прекратили свою деятельность в последние годы, что, вероятно, приведет к снижению добычи нефти в Америке.Нефтяные компании увольняют рабочих в Техасе и других нефтедобывающих штатах.

Разработка нефтеносных песков в Канаде, которая уже отстает из-за экологических проблем и затрат, может сильно пострадать от ценовой войны. А развивающиеся страны, зависящие от нефти, такие как Нигерия, Ангола и Бразилия, могут столкнуться со значительным экономическим спадом.

Первым большой удар ощутила сама Саудовская Аравия. Акции Saudi Aramco, национальной нефтяной компании Саудовской Аравии, в воскресенье упали более чем на 9 процентов, впервые упав ниже декабрьской цены первоначального публичного размещения в 32 риала.

Фондовая биржа Эр-Рияда упала более чем на 8 процентов. На кувейтской бирже торги основным индексом были остановлены после того, как он упал на 10 процентов.

Снижая цены, официальные лица Саудовской Аравии теперь готовятся увеличить добычу нефти в королевстве, чтобы компенсировать потерю доходов, вызванную снижением цен. Китай, крупнейший импортер нефти, исторически покупал нефть по низким ценам, чтобы создавать запасы для будущего использования, когда цены вырастут.

Низкие цены на нефть, сейчас около 34 долларов за баррель нефти марки Brent, международного ориентира, и около 31 доллара за баррель West Texas Intermediate, U.S.marker, также может вызвать общественное недовольство правительствами, в том числе правительством Саудовской Аравии, поскольку падение доходов означает сокращение средств на социальные и другие программы, используемые правительствами для усиления поддержки.

Саудовская Аравия является крупнейшим в мире экспортером нефти и добывает около 9,7 млн ​​баррелей в день, что намного меньше, чем ее мощность примерно в 12 млн баррелей в день.

Поможет ли добыча нефти королевству, это другой вопрос. Нет простого решения проблемы, с которой столкнулись Саудовская Аравия и остальная часть нефтяной отрасли.Аналитики говорят, что мир наводнен нефтью, и спрос, вероятно, продолжит снижаться.

Перспектива увеличения количества нефти на рынке может ускорить обвал цен, которые в этом году упали примерно на треть.

И Россия, и Саудовская Аравия, похоже, действуют ради краткосрочной выгоды, используя рискованные стратегии. Россия приобрела значительное политическое влияние на Ближнем Востоке, присоединившись к ОПЕК. Помощь в поддержке цен на нефть совместно с Саудовской Аравией и другими государствами Персидского залива помогла правительству президента Николаса Мадуро выжить в Венесуэле.Теперь русские решили действовать в одиночку, отказавшись согласовывать с ОПЕК предлагаемые сокращения добычи, возможно, в надежде подорвать позиции американских производителей нефти.

Для Саудовской Аравии сотрудничество с Россией укрепило влияние ОПЕК в то время, когда ей угрожает недавний всплеск добычи нефти в США, который впервые за десятилетия превратил Соединенные Штаты в крупного экспортера сырой нефти.

«Саудовская Аравия защищает свои позиции на рынке перед лицом обвала спроса на нефть, сокращения физического рынка и значительного снижения цен», — сказал Садад аль-Хусейни, бывший исполнительный вице-президент Saudi Aramco.Он утверждал, что и Россия, и Саудовская Аравия «выйдут из этого цикла спада более сильными игроками, в то время как производители сланцевой нефти, нефтеносных песков и других дорогостоящих или политически нестабильных производителей борются за финансирование».

Но их успех далеко не гарантирован.

В последний раз, когда Саудовская Аравия и другие члены ОПЕК позволяли мировым запасам расти перед лицом увеличения объемов добычи сланцевой нефти в США, это было в конце 2014 года, когда цены упали ниже 30 долларов за баррель. Два года спустя Россия присоединилась к ОПЕК в производственном соглашении, которое помогло поддерживать цены в течение последних трех лет за счет координации сокращения добычи.

Но намерение ОПЕК в 2014 году подрезать американских и других производителей имело неприятные последствия и сократило ее долю на рынке. Американским нефтяным компаниям все равно удалось увеличить добычу, так как они стали более эффективно бурить сланцы, а инвесторы продолжали вливать деньги в их предприятия. Однако на этот раз все может быть по-другому, потому что Уолл-стрит устала от вялых доходов от инвестиций в нефть и высоких долгов многих малых и средних компаний.

На встречах в штаб-квартире ОПЕК в Вене на прошлой неделе Россия отказалась согласиться с предложением Саудовской Аравии о сокращении 1 нефти.5 миллионов баррелей в день, или около 1,5 процента мировых поставок, чтобы справиться с падением спроса из-за распространяющейся эпидемии коронавируса. Обе стороны также не смогли договориться о продлении существующих сокращений на 2,1 млн баррелей в день. Эта неудача открывает путь к увеличению для тех производителей, у которых есть дополнительные мощности.

Понимание роста цен на газ в США

---

Карточка 1 из 5

Роль добычи сырой нефти. Цены на газ выросли отчасти из-за колебаний спроса и предложения.Спрос на нефть упал в начале пандемии, поэтому нефтедобывающие страны сократили добычу. Но за последний год спрос на нефть восстанавливался гораздо быстрее, чем восстанавливалась добыча, что привело к росту цен.

Дополнительные факторы. Цена на сырую нефть является лишь одним из факторов, влияющих на цены на газ. Соблюдение стандартов возобновляемого топлива может увеличить стоимость, цена на этанол выросла, а нехватка рабочей силы в отрасли грузоперевозок сделала доставку газа более дорогой.

Глобальный энергетический кризис. Другие виды топлива, в том числе природный газ и уголь, также дорожают. За последние месяцы цены на природный газ подскочили более чем на 150 процентов, что грозит повышением цен на продукты питания, химикаты, пластмассовые изделия и отопление этой зимой.

«Если вы Россия, вам стоит выдержать трехмесячный скачок цен, чтобы увидеть, сможете ли вы выбить экспорт нефти из США», — сказала Эми Майерс Джаффе, эксперт по нефти и Ближнему Востоку в Совете по международным отношениям. .«Они могут быть правильными в течение трех месяцев, но сланец никогда не разрушается».

Она сказала, что расхождения в стратегиях Саудовской Аравии и России «сигнализируют о том, что отношения между Саудовской Аравией и Россией находятся на грани срыва».

В отчете, опубликованном в прошлом месяце, Международное энергетическое агентство, базирующаяся в Париже группа мониторинга, заявило, что Саудовская Аравия может добывать более чем на 2 миллиона баррелей в день, в то время как Объединенные Арабские Эмираты, Кувейт и Ирак могут добавить примерно 1 миллион баррелей в день. день между ними.

Падение цен — огромная проблема для Саудовской Аравии и других нефтезависимых стран. Низкие цены подрывают нефтяные доходы, которые поддерживают государственные бюджеты этих стран.

Джим Крейн, аналитик по Персидскому заливу из Института Бейкера Университета Райса, сказал, что цены на нефть уже значительно ниже уровня 80 долларов за баррель, который необходим саудовцам для финансирования государственных расходов.

Ослабление цены акций Aramco может нанести удар по престижу лица, принимающего важные решения в стране, наследного принца Мухаммеда бин Салмана.Он руководил кампанией по выводу Aramco на публичные рынки, и многие саудовцы купили акции.

Амбициозная и дорогостоящая программа экономического развития наследного принца, известная как «Видение 2030», также может оказаться под угрозой, сказал г-н Крейн, если производители нефти откроют краны и снизят цены.

«Ценовая война заставит саудовцев приостановить весь план диверсификации Vision 2030, в то время как королевство будет сокращать заработную плату», — сказал г-н Крейн.

Что может свидетельствовать об усилении политической нестабильности в королевстве, так это то, что принц задержал членов королевской семьи, которые считаются потенциальными соперниками за его власть.

Почему НПЗ Тихоокеанского Северо-Запада используют российскую нефть, а не нашу?

Breadcrumb Trail Links

1. Op-Ed

Я просто не верю, что если бы у канадцев был выбор, канадцы предпочли бы получать нашу нефть от жестокой диктатуры за тысячи километров, чем из провинции по соседству.

Дата публикации:

12 сентября 2018 г.  •  12 сентября 2018 г.  •  3 минуты на чтение  •  Присоединяйтесь к беседе Конечная станция трубопровода Trans Mountain в Бернаби, на заливе Беррард.По словам Джозефа Мэлони из Международного братства производителей котлов, транспортировка канадской нефти по сравнению с российской не представляет никакой сложности. Фото Джонатана Хейворда / The Canadian Press

Содержание статьи

В начале августа три танкера общей вместимостью почти два миллиона баррелей нефти готовились пройти через пролив Хуан-де-Фука к нефтеперерабатывающим заводам в штате Вашингтон. Два из этих кораблей были американскими и следовали с Аляски. Третий, Nordtulip, под португальским флагом, доставлял российскую нефть.

Объявление

Это объявление еще не загружено, но ваша статья продолжается ниже.

Содержание статьи

Зачем, спросите вы, российская нефть питает нефтеперерабатывающие заводы Тихоокеанского Северо-Запада? Почему российская нефть помогает заправлять вашу машину в Британской Колумбии?

Производство на Аляске сокращается. Огромные танкеры по-прежнему доставляют нефть на вашингтонские нефтеперерабатывающие заводы, но их количество сокращается. Его нужно откуда-то восполнить, потому что, несмотря на электромобили, прогнозируется, что спрос на нефть будет расти каждый год до 2040 года.

Если у вас есть нефтеперерабатывающий завод на северо-западе Тихого океана, российская нефть заменит дефицит с Аляски. К сожалению, этого нельзя сказать о канадской нефти. Хотя он начинается на тысячи километров ближе, трубопроводы работают на 100%, а доставка по железной дороге из Альберты или Северной Дакоты сопряжена со своими проблемами.

Объявление

Это объявление еще не загружено, но ваша статья продолжается ниже.

Содержание статьи

Так почему бы не использовать российскую нефть? Все мы знаем, что российская нефть добывается в соответствии с самыми строгими экологическими стандартами, рабочие работают в наилучших условиях, а с коренными народами консультируются всякий раз, когда какая-либо работа может повлиять на их окружающую среду.О, и давайте не будем забывать о Владимире Путине, великом защитнике демократии и прав человека. Как сказал бы мой внук: «Нет!»

Джозеф Мэлони из Международного братства производителей котлов.

Мы знаем, что лучше покупать нефть в Канаде, чем в России. Я просто не верю, что если бы у них был выбор, канадцы предпочли бы получать нашу нефть от жестокой диктатуры за тысячи километров, чем от соседней провинции.

Нефтеперерабатывающие заводы в штате Вашингтон, поставляющие некоторое количество B.Бензин К. тоже хочет канадскую нефть. В Anacortes, где Nordtulip пришвартовался после рейса из Владивостока, оба НПЗ получают нефть из Трансгорного трубопровода. Нефтеперерабатывающий завод Andeavor взял на себя «значительные» обязательства по добыче нефти в провинции Альберта в течение следующих 10–15 лет.

Объявление

Это объявление еще не загружено, но ваша статья продолжается ниже.

Содержание статьи

Но прежде чем они смогут его получить, необходимо построить пристройку Trans Mountain.

Канада должна быть единственной страной в мире, где громкое меньшинство граждан протестует против использования своих самых ценных природных ресурсов для поддержания одного из самых высоких в мире стандартов жизни, лучшего здравоохранения, пенсий, образования и других благ, которых слишком много, чтобы перечислить .

Вносит ли канадская нефть вклад в выбросы парниковых газов? Конечно, это так.

Должно ли это быть причиной для того, чтобы мы предоставили другим странам — многие из них с тоталитарными правительствами — удовлетворение спроса, который будет существовать независимо от того, помогаем мы его удовлетворить или нет?

Квитсель Тател (слева) беседует со СМИ во время пресс-конференции в Кэмп-Клауде у входа на нефтепровод Kinder Morgan Trans Mountain в Бернаби в субботу, 21 июля 2018 года. Фото БЕНА НЕЛЬМСА /THE CANADIAN PRESS

Канадская нефть становится чище: баррель нефти с новейшего предприятия по добыче нефтеносных песков выгодно отличается от среднемирового показателя. Технологические усовершенствования продолжают снижать выбросы парниковых газов, связанные с его производством.

Объявление

Это объявление еще не загружено, но ваша статья продолжается ниже.

Содержание статьи

Перевозка канадской нефти по сравнению с российской не составляет труда. Если вас беспокоят выбросы от транспорта, трубопровод всегда лучше танкера.Не будем забывать, что разливы из нынешнего трубопровода Транс-Маунтин за последние несколько десятилетий, вероятно, не соответствуют годовым аварийным сбросам с коммерческих судов в проливе Хуан-де-Фука.

Самое главное, в Канаде демократия. У нас есть процесс, который, если он несовершенен, дает право голоса сообществам и коренным народам. У нас есть средства правовой защиты для работников, которые приносят пользу сотням тысяч в отрасли и миллионам в наших сообществах. Россия, Саудовская Аравия и Нигерия — три страны, из которых канадцы добывают нефть, — не утруждают себя рассмотрением таких тонкостей.

Объявление

Это объявление еще не загружено, но ваша статья продолжается ниже.

Содержание статьи

Почему мы поддерживаем коррумпированные и диктаторские режимы в Саудовской Аравии и России, покупая их нефть, а не поддерживаем наших собратьев-канадцев, которые разделяют наши ценности и вносят свой вклад в наше процветание?

Учитывая вызовы, с которыми мы сталкиваемся на международном уровне, пришло время встать на защиту нашей страны. Мы столкнемся с трудным выбором, один из которых будет связан с расширением Trans Mountain.Я знаю, где я стою, и где, я думаю, подавляющее большинство моих соотечественников-канадцев тоже.

Джозеф Малони — международный вице-президент Международного братства производителей котлов в Канаде.

---

Вам также могут понравиться:

Приносим свои извинения, но это видео не удалось загрузить.

---

1. Группы коренных народов все еще хотят купить долю в Trans Mountain после судебного решения

2. еще не умер, может быть, просто отдыхает

---

Письма в редакцию следует отправлять на provletters@theprovince. ком. Редактором редакционных страниц является Гордон Кларк, с которым можно связаться по адресу [email protected].

НАЖМИТЕ ЗДЕСЬ, чтобы сообщить об опечатке.

Есть ли продолжение в этой истории? Мы хотели бы услышать от вас об этой или любых других историях, о которых, по вашему мнению, нам следует знать. Электронная почта [email protected].

Поделитесь этой статьей в своей социальной сети

Реклама

Это объявление еще не загружено, но ваша статья продолжается ниже.

Подпишитесь на получение ежедневных новостей от The Province, подразделения Postmedia Network Inc. ссылка для отказа от подписки в нижней части наших писем. Постмедиа Сеть Inc. | 365 Bloor Street East, Торонто, Онтарио, M4W 3L4 | 416-383-2300

Спасибо за регистрацию!

Приветственное письмо уже в пути.Если вы его не видите, проверьте папку нежелательной почты.

Следующий выпуск «Главных новостей провинции» скоро будет в вашем почтовом ящике.

Комментарии

Postmedia стремится поддерживать живой, но вежливый форум для обсуждения и призывает всех читателей поделиться своим мнением о наших статьях. Комментарии могут пройти модерацию в течение часа, прежде чем они появятся на сайте. Мы просим вас, чтобы ваши комментарии были актуальными и уважительными.Мы включили уведомления по электронной почте — теперь вы будете получать электронное письмо, если получите ответ на свой комментарий, появится обновление ветки комментариев, на которую вы подписаны, или если пользователь, на которого вы подписаны, прокомментирует.