мини нефтеперерабатывающего завода
«Томскнефть» не поможет независимым НПЗ в Сибири. Их перспективы связаны с малыми и средними недропользователями, в том числе в Томской области
Топливный кризис показал, что Сибири нужны новые нефтеперерабатывающие мощности. Поскольку крупные нефтяные компании их строить не станут, надежда на «свой» бензин связана прежде всего с появлением независимых НПЗ
Иметь на своей территории нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) — «голубая мечта» руководителя любого региона. Если посмотреть на карту расположения НПЗ в России, легко заметить, что большинство заводов, построенных в советское время, располагается в европейской части России. И это вполне естественно — нефтеперерабатывающие мощности в СССР возникали либо в местах наибольшего потребления (НПЗ в Рязанской, Ярославской и Нижегородской областях были ориентированы на Центральный экономический район, завод в Киришах — на Ленинградский промузел, в Краснодарском крае — на густозаселенный Северный Кавказ, в Омской области и Ангарске — на потребности Сибири), либо неподалеку от нефтяных месторождений (башкирские, самарские, сургутский и бывший Грозненский НПЗ). Такая неравномерность привела к тому, что Самарской области и Башкирии, например, «досталось» сразу по три НПЗ. Большинству же регионов — ни одного.
Бензиновые кризисы, возникающие в России с пугающей регулярностью, казалось бы, давно уже должны были сподвигнуть регионы и нефтяные компании на строительство новых НПЗ, способных удовлетворять потребности как все возрастающего числа автомобилистов, так и экономики, сидящей на «нефтяной игле». Водители Самарской области, кстати, репортажи о «майском бензиновом голоде» на Алтае или в Кемерове смотрели с легкой оторопью — цены на АЗС здесь, конечно, тоже немного приподнялись, но очередей с канистрами в регионе, где работают Сызранский, Куйбышевский и Новокуйбышевский заводы «Роснефти», не видали уже лет двадцать.
Парадокс ситуации с бензином заключается в том, что все российские НПЗ сейчас не работают на полную. Их совокупная мощность по первичной переработке нефти, заложенная еще в советские времена, по оценке генерального директора компании «Инфотек-Терминал» Руслана Танкаева, составляет около 330 млн тонн нефти в год. В прошлом же году они переработали «всего» 248 млн тонн. Конечно, недозагруз заводов можно было бы списать на их устаревшее оборудование, на котором качественный бензин, требующийся сейчас автовладельцам, уже не сделать. Но известно, что в последние годы нефтяники вложили немало денег, чтобы модернизировать производство и переоборудовать его на выпуск высокооктанового бензина под нормы и Евро-3, и Евро-4 (хотя это прежде всего коснулось НПЗ европейской части страны).
В Сибири заводы тоже до сих пор недозагружены, хотя данные компаний — их владельцев — расходятся в этом с источниками «Эксперта-Сибирь». Проектная мощность Омского НПЗ, например, по данным Росстата, на этапе его запуска в эксплуатацию составляла 26,8 млн тонн нефти. Сейчас же, по данным «Газпром нефти» (собственник предприятия), она составляет всего 19,5 млн тонн, на которых в 2010 году было переработано 18,9 млн тонн сырья. Проектная мощность Ангарской нефтехимической компании (НХК) — 23,1 млн тонн нефти. «Роснефть» утверждает, что 11 млн тонн (в прошлом году завод переработал 9,7 млн тонн нефти). И только Ачинский НПЗ «Роснефти» в Красноярском крае при проектной загрузке 7 млн тонн нефти в 2010 году переработал 7,5 млн тонн.
К сожалению, ни «Роснефть», ни «Газпром нефть» не ответили на запросы «Эксперта-Сибирь» по поводу работы своих сибирских НПЗ. Но неполную загрузку этих предприятий (кроме Ачинского НПЗ) можно объяснить диспропорцией между производством и потреблением нефтепродуктов в Сибири. В 2010 году три этих завода совокупно произвели более 6 млн тонн автомобильных бензинов и более 11 млн тонн дизельного топлива — это вдвое превысило потребности сибирского макрорегиона в этих нефтепродуктах. Да, Ачинский НПЗ, по данным правительства Тывы, в апреле этого года останавливался на ремонт. Но даже в этом случае продукции Омского НПЗ и Ангарской НХК должно было хватить для удовлетворения самых ненасытных сибиряков в топливе. То есть дефицита нефтепродуктов в макрорегионе не должно было случиться в принципе. Но в реальности получилось с точностью до наоборот. И причина этого кроется в том, что и Омский, и Ангарский, и Ачинский НПЗ работают не сами по себе, а встроены в структуру вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК). А интересы ВИНК бывают диаметрально противоположны интересам регионов.
Поэтому в ряде сибирских регионов либо только разрабатываются, либо уже полным ходом реализуются проекты «своих», региональных НПЗ. Губернаторы прекрасно понимают, что у них нет никаких реальных рычагов воздействия на сбытовую политику федеральных гигантов. А потому единственным выходом из ситуации становится развитие альтернативной нефтепереработки.
Конечно, помимо чисто человеческого желания хоть что-то сделать с монополизмом «Роснефти» и «Газпром нефти», у появления новых нефтеперерабатывающих производств в Сибири есть и экономические предпосылки. Через 20 лет в нашей стране по-прежнему будет ежегодно добываться около 500 млн тонн нефти. Однако в самое ближайшее время вектор нефтедобычи из западных регионов страны сместится в сторону Восточной Сибири. К 2025 году в этом макрорегионе может добываться до 80 млн тонн нефти в год, она заместит в нефтяном балансе страны падающую добычу в истощающихся недрах Поволжья и Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО). Конечно, большую часть этой нефти ВИНК типа «Роснефти» сразу погонят по нефтепроводу Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Но часть перспективной сибирской нефти, особенно добываемой небольшими нефтяными компаниями, может стать сырьем для переработки независимыми от ВИНК заводами. «Перспективы строительства новых современных нефтеперерабатывающих заводов в Сибири очень хорошие, поскольку половину всей добываемой нефти из 505 млн тонн Россия экспортирует. Тем самым позволяет импортерам сырья перерабатывать нефть, создавать новые рабочие места, а также получать добавочную стоимость. Учитывая ввод ВСТО и перспективы увеличения добычи нефти в Сибири, строительство новых современных НПЗ может стать хорошей национальной идеей», — поддержал эту мысль в интервью «Эксперту-Сибирь» ведущий аналитик по нефтегазовому сектору ИК «ЦЕРИХ Кэпитал Менеджмент» Виктор Марков.
«Перспективы великолепные: во-первых, сибирская нефть хорошая и ее не надо далеко тащить; во-вторых, транспортные издержки на более дорогой продукт ниже; в-третьих, Китай у границ с РФ активно нефтехимические кластеры отстраивает, и это очень серьезный экспортный канал готовых нефтепродуктов; в-четвертых, внутренний спрос не отстает. Не хватает только переработки», — воодушевленно говорит руководитель департамента оценки и инвестиционного проектирования АКГ «МЭФ-Аудит» Дмитрий Трофимов. Действительно, нефть, добываемая в Красноярском крае, а также Иркутской и Томской областях, имеет качественный состав. «Российская нефть марки ESPO, чье название происходит от английского названия нефтепроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан, в прошлом году произвела фурор на мировых рынках, сумев потеснить ближневосточную нефть в Азии. Качественные характеристики этого сорта нефти превосходят российскую Urals и эталонную прежде для стран АТР ближневосточную Dubai: по плотности и содержанию серы она на порядок лучше», — говорит ведущий аналитик портала topNeftegaz.ru Александр Дармин. Перерабатывать эту нефть, по оценкам специалистов, одно удовольствие. Из нее, например, выходит почти на четверть больше светлых нефтепродуктов, чем из Urals.
Главная проблема развития нефтепереработки в Сибири состоит в том, что ВИНК, которые задают тон в добыче и переработке в России, конкуренты в виде новых, независимых от них НПЗ не нужны. А строить завод, не имея собственной сырьевой базы — крайне рискованное и проблематичное занятие. К тому же мини-НПЗ, идея которых была весьма популярна на заре перестройки и которые существуют почти во всех регионах, конкуренции с большими заводами зачастую не выдерживают. «Мини-НПЗ строить не выгодно, поскольку у них будет хуже качество переработки, чем у крупных перерабатывающих предприятий, а также ниже глубина переработки. Топливо низкого качества не будет пользоваться спросом у большинства автомобилистов, поскольку в стране автомобильный парк движется к обновлению. Тем более что ведущие мировые страны сейчас стимулируют производство топлива высокого качества. Поэтому мини-НПЗ не смогут конкурировать с ВИНК в производстве топлива», — считает Виктор Марков.
«Мини-НПЗ погоды не сделают. В качестве примера можно привести «Роснефть» — настолько мизерный объем, что может только локальные проблемы решить. «Роснефти» принадлежат четыре мини-НПЗ (в Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печоре и на юге европейской части России) и 50-процентная доля в Стрежевском мини-НПЗ в Западной Сибири. Их суммарная мощность составляет всего 0,6 млн тонн нефти в год», — согласен с ним Дмитрий Трофимов. «Чем меньше завод, тем больше потери энергии. Поэтому себестоимость продукции на мини-НПЗ очень высокая. Они могут рентабельно работать в трех случаях. Первое — когда нефть принадлежит тому, кому принадлежит завод, и ему все равно, сколько стоит бензин, — ему надо обеспечивать собственное производство. Так работает самый старый отечественный мини-завод «Татнефти» — делает бензин для техники, работающей на нефтепромыслах. У «Томскнефти» тоже такой заводик есть. Второй случай, когда у мини-НПЗ есть прекрасный рынок сбыта. Например, «Трансбункер», который находится рядом с портом Советская Гавань, где идет бункеровка судов. Цены — любые, рынок — безграничный. Третий вариант, когда нефть для таких заводов просто воруют. К сожалению, таких заводов большинство», — подводит черту генеральный директор «Инфотэк-Терминал» Руслан Танкаев.
Тем не менее идея независимой нефтепереработки не оставляет сибирские регионы. Неожиданно она нашла поддержку вице-премьера Игоря Сечина, отвечающего в правительстве России за ТЭК. В интервью телеканалу «Вести» он сказал, что Россия изучает возможности создания независимой от ВИНК нефтеперерабатывающей компании прежде всего для предотвращения проблем с топливом. «Есть варианты, которые могут применяться для решения ситуации начиная с создания независимого нефтепереработчика. Такой вопрос тоже обсуждается», — сказал он. При этом забывается, что в России еще недавно был независимый нефтепереработчик — Уфимская группа НПЗ, которую контролировал Урал Рахимов, сын первого президента Башкирии Муртазы Рахимова. Мощность этих заводов — около 20 млн тонн нефти в год. За счет нефтяной компании «Башнефть», главой которой также был Урал Рахимов, эти заводы загружались сырьем лишь наполовину. Вторая половина закупалась по свободным ценам у нефтяных компаний в Западной Сибири. Поэтому лет 10–15 цены на нефтепродукты башкирских НПЗ являлись своеобразным индикатором справедливых цен на внутреннем рынке России. Но в 2009 году под давлением федеральных властей семья Рахимовых продала контроль над башкирским ТЭК АФК «Система». Последняя за два года превратила весь БашТЭК в еще одну ВИНК.
Тем не менее скоро в Сибири появятся как минимум два независимых от ВИНК завода. Инициатором их строительства явился губернатор Кузбасса Аман Тулеев. «Практически все горючее мы завозим в Кузбасс по железной дороге и автомобильным транспортом. Грузим под ГСМ в год примерно 30 тысяч железнодорожных цистерн и 7 тысяч бензовозов. Расстояние — до одной тысячи километров. Если будем производить дизельное топливо здесь, практически на месте потребления, это позволит повысить экологическую безопасность региона, а также исключить транспортные составляющие в цене ГСМ, долю которой эксперты оценивают в 15 процентов», — высказывал он уверенность (цены на бензин для потребителей в Кузбассе, кстати, и так сегодня ниже, чем в соседних регионах).
ЗАО «Нефтехимсервис», созданное бывшими владельцами угольной компании «Южкузбассуголь», уже инвестировало в строительство первой очереди Яйского нефтеперерабатывающего завода 5 млрд рублей. Еще 6 млрд для завершения строительства под гарантии областной администрации компании предоставляет Сибирский банк Сбербанка РФ. Яйский НПЗ мощностью по переработке 3 млн тонн нефти, который планируется запустить в эксплуатацию весной будущего года, сможет закрыть до 80% потребности региона в нефтепродуктах. «Мы планируем создать здоровую конкурентную среду в регионе. К тому же не надо забывать, что географическое положение завода позволит нам выйти на рынок Томской области и Алтайского края», — заявляет председатель совета директоров «Нефтехимсервиса» Юрий Кушнеров.
Глубина переработки первой очереди завода составит не менее 60%. На выходе это позволит получать 600 тыс. тонн дизельного топлива и 200 тыс. тонн прямогонного бензина. На 2013 год запланировано начало строительства второй очереди предприятия, с пуском которой за счет ввода дополнительных технологических установок (гидроочистка и установка замедленного коксования) глубина переработки нефти дойдет до 96%. В результате у завода появится возможность выпускать дизельное топливо, соответствующее стандарту Евро-4, а также нефтекокс, используемый в алюминиевом производстве (например, на Новокузнецком алюминиевом заводе ОК «Русал»), который сейчас завозится из Китая.
Рядом с Яйским НПЗ нефтеперерабатывающий комплекс на 2 млн тонн нефти в год строит и холдинговая компания «КЕМ-ОЙЛ», уже владеющая несколькими мини-НПЗ в Кемерове, оптовыми нефтебазами в Анжеро-Судженске, Кемерове, Киселевске и Междуреченске, а также сетью из 65 АЗС, рассредоточенных на территории всей области. «Это будет нефтеперерабатывающий комплекс нового поколения с максимальной автоматизацией технологических процессов, соответствующий современным требованиям промышленной и экологической безопасности, с новейшей системой пожарной безопасности, с выходом продукции, соответствующей стандартам Евро-3, Евро-4, а в перспективе Евро-5», — рассказывал журналистам председатель совета директоров и совладелец холдинга Александр Юган. Таким образом, Кузбасс в ближайшие годы сможет трансформироваться из угольно-металлургического в регион нефтехимический. И стать еще одной крупной нефтеперерабатывающей точкой на карте.
Примечательно, что сырье для нефтепереработки в Анжеро-Судженск будет поставляться из соседней Томской области от небольших добывающих компаний — ООО «Норд Империал», ОАО «Томская нефтегазовая компания» и ООО «Матюшинская вертикаль». Но заключены предварительные контракты и с «Сургутнефтегазом». И в этом, пожалуй, заключается главный залог успеха этих проектов — совместный бизнес независимых от ВИНК нефтепереработчиков и столь же независимых региональных добытчиков нефти.
Катализатором появления в Сибири новых нефтеперерабатывающих производств является все та же труба ВСТО, первая очередь которой была запущена в конце 2009 года. Конечно, она в первую очередь предназначена для транспортировки продукции «Роснефти» с Ванкорского месторождения, расположенного в Красноярском крае. Но этот проект вызвал взрыв энтузиазма и у малых и средних нефтяных компаний, работающих в Томской и Иркутской областях. Львиную долю (67%) томской нефти по-прежнему добывает «Томскнефть-ВНК», принадлежащая на паритетных началах «Роснефти» и «Газпром нефти». Но ее с каждым годом все больше теснят на региональном рынке независимые нефтедобытчики.
«Общую ситуацию в томской нефтедобыче характеризуют две тенденции, имеющие разную направленность. С одной стороны, идет снижение объемов добычи в «Томскнефти», это самый крупный недропользователь в регионе. С другой стороны, падение добычи там удается компенсировать за счет роста у малых компаний. Название это условное, отчасти оно уже устарело, поскольку некоторые из таких предприятий осуществили значительный прирост. Так, компания «Газпром нефть–Восток» добыла в 2010 году без малого миллион тонн нефти. Близка к этому рубежу и Imperial Energy, ее добыча составила почти 753 тысячи тонн. Общая добыча малых недропользователей увеличилась в прошлом году на 866 тысяч тонн, а их доля в совокупной добыче превысила 20 процентов. При этом доля «Томскнефти» упала, хотя в 2010 году это предприятие перекрыло годовое задание, добыв на территории области 7,2 миллиона тонн нефти. Общий же результат заключается в том, что томские нефтяники удерживают объемы добычи на уровне 10 миллионов тонн и даже обеспечивают прирост», — подсчитал «Эксперту-Сибирь» нефтяной баланс Томской области заместитель губернатора региона Владимир Емешев.
Увеличить добычу нефти в регионе может и проект по освоению нефтяного правобережья Оби, который давно и упорно лоббирует руководство Томской области. Правда, по мнению Владимира Емешева, ход выполнения федеральной программы геологоразведочных работ на побережье Оби вызывает озабоченность: «Специалисты продолжают вести там работы, но темпами, не отвечающими интересам региона». «В целом в программу Правобережья, на которую уже затрачено около 3 миллиардов рублей, предстоит вложить еще 4–5 миллиардов», — говорит начальник управления по недропользованию по Томской области Александр Комаров. Тем не менее на правобережье в первую очередь пошли частные инвесторы из среды все тех же малых недропользователей, рискнувших вложить собственные средства в геологоразведку новых участков. Лицензионный участок, на котором был получен нефтяной фонтан, принадлежит компании «Норд Империал», относящейся к группе Imperial Energy. Еще одно открытие нефти на правобережье принадлежит другому частному недропользователю — компании «Стимул-Т». «Томскнефть» же предпочитает концентрироваться на доразведке близлежащих месторождений, а также на совершенствовании технологии гидроразрыва пласта, повышающей нефтеотдачу оскудевших скважин.
Аналогичная история происходит и с нефтеперерабокой. У «Томскнефти» есть свой Стрежевской НПЗ мощностью до 300 тыс. тонн нефти в год, закрывающий потребности самой компании, двух районов Томской области и части территории соседнего ХМАО в бензине и дизельном топливе. Остальное — идеи частного бизнеса. ООО «Нефтепереработка» («внучка» шведской компании Malka oil AB) запустила в регионе первую очередь нефтеперерабатывающего завода мощностью 300 тыс. тонн в год, который сейчас производит дизельное топливо, мазут, нафту и бензин марки АИ-80. В планах — строительство второй очереди НПЗ для глубокой переработки мазута и производства дорожных битумов, а также вторичной переработки светлых фракций и получения высокооктановых бензинов. В прошлом году в Томской области был презентован и более масштабный проект строительства Западно-Сибирского НПЗ. Но пока он только прорабатывается.
Поэтому пока реально предположить, что нефть других небольших, но бурно развивающихся нефтяных компаний Томской области будет использоваться в качестве сырья для работы двух НПЗ в Кузбассе совокупным объемом нефтепереработки 5 млн тонн нефти в год. И именно по такому пути — сотрудничество малых и средних нефтедобытчиков и организация небольших — на 2–3 млн тонн — независимых НПЗ, видимо, и пойдет развитие нефтеперерабатывающих мощностей Сибири. Конечно, они вряд ли составят глобальную конкуренцию ВИНК, но на уровне отдельных регионов смогут внести немалую лепту в предотвращение бензиновых кризисов и развитие демонополизации на топливном рынке. С другой стороны, не исключено, что в капитале этих НПЗ появится и доля некоторых ВИНК, например, «Сургутнефтегаза», диверсифицирующего таким образом поставки своей нефти. В любом случае, как было сказано в истории — «Карфаген должен быть разрушен!» Сибирь может выступить пионером изменения сложившейся системы нефтепереработки и сбыта нефтепродуктов, при которой ВИНК блюдут свои интересы, а регионы минимум два раза в год — весной и осенью — вынуждены выступать в роли просителей бензина, который на их же территории и производится.
Редакция выражает благодарность в подготовке материала кандидату экономических наук научному сотруднику Института экономики и организации промышленного производства Сергею Заболотскому.
В подготовке материала принимал участие Владислав Михайлов.
14.12.2012 Актуальность мини НПЗ в России.
Будет ли бум мини НПЗ в России, проблемы связанные со строительством и вводом в эксплуатацию, цена стоимости мини НПЗ и качество продукта.
Грядёт ли бум мини-НПЗ? Отраслевые журналы накрыла волна публикаций на эту тему. При всей видимой привлекательности собственного производства нефтепродуктов, не все малотоннажные НПЗ рентабельны. Как быть успешным в этом с виду простом бизнесе?
Кому нужны мини-НПЗ?
Мини-НПЗ – это нефтеперерабатывающие заводы мощностью до 1 млн т сырья в год. Само название «мини-НПЗ» указывает на доступность деятельности в этой сфере широкого круга предпринимателей. Людей привлекает возможность заработать, вложив сравнительно небольшие средства (в простых случаях – от 3 до 30 млн долларов) и надеясь на соразмерно сниженные риски по сравнению с традиционной нефтепереработкой.
Правильно организованный мини-НПЗ – стабильный и прибыльный бизнес. А учитывая растущую роль нефтепродуктов в экономике любой развитой страны, он будет прибыльным ещё долгое время.
При соблюдении действующих санитарных норм и правил промышленной безопасности мини-НПЗ не наносят ущерба окружающей среде. Персоналу не угрожают профессиональные хронические заболевания, не страдает наследственность.
Для федеральной и местной власти мини-НПЗ нужны, так как они обеспечивают население – рабочими местами, бюджет – поступлением налогов и акцизов, потребителей – нефтепродуктами, ЖКХ – битумом для дорожных работ, газом, мазутом для котельных.
И ещё один важный аспект данного вопроса. Мини-НПЗ после сдачи в эксплуатацию, налаживания поставок нефти и сбыта продукции может быть выгодно продан.
Какой мини-НПЗ предпочесть?
Конечно, это выбор каждого. Но можно посмотреть на проблему шире, чем это принято. В промышленности существует несколько направлений переработки нефти. Различают НПЗ топливного, топливно-масляного и нефтехимического профиля.
Для реализации проекта мини-НПЗ можно ограничиться только установкой атмосферной перегонки, а можно включить в него 8-10 различных процессов, добиваясь высокого качества продукции и глубины нефтепереработки.
Для успешности проекта мини-НПЗ и оптимизации инвестиционных затрат необходимо учитывать следующее:
– во первых, технологическое оборудование мини-НПЗ должно быть недорогим и компактным, чтобы после устаревания и износа его легко можно было бы заменить новым;
– во вторых, залогом стабильности бизнеса является гибкая технологическая схема мини-НПЗ для переработки в топливо любых нефтей;
– в третьих, конечно, должны выполняться требования ГОСТа на автомобильное горючее, причём не только действующее сегодня, но и на то, которое будет вводиться на протяжении ближайших пяти лет;
Исходя из этого оптимальным для мини-НПЗ топливного профиля будет следующий набор процессов:
• ЭЛОУ-АВТ, производство битумов;
• термокрекинг мазута или вакуумного газойля для углубления нефтепереработки, увеличения выхода светлых нефтепродуктов;
• каталитический риформинг бензина, гидроочистка средних дистиллятов для получения автомобильных топлив, соответствующих современным требованиям.
Ассортимент производимых нефтепродуктов – это бензин автомобильный АИ-80, 92 и 95, дизельное топливо марок Л и З (содержание серы – по Евро-4), дорожный битум, печное топливо, мазут и другие.
Мини-НПЗ, расположенным в непосредственной близости к нефтепромыслам, хорошо бы иметь в своём составе газофракционирующую установку (ГФУ). Это позволит комплексно решать вопрос утилизации попутного нефтяного газа. В этом случае ассортимент продукции пополнится сухим отбензиненым газом (СОГ) и технической смесью пропана-бутана (СПБТ).
Какова цена вопроса?
Если принять, что срок эксплуатации всех вновь построенных мини-НПЗ одинаков (например, 10 лет), то сумма инвестиций в течение этого периода должна быть равномерно перенесена на себестоимость производимой продукции. При этом валовая прибыль не может быть нулевой, иначе зачем сооружать мини-НПЗ? Следовательно, чем ниже стоимость строительства, тем короче срок окупаемости и больше прибыль.
Чтобы сравнивать эффективность вложений в НПЗ, пользуются таким показателем, как отношение годовой мощности по сырой нефти к сумме инвестиционных издержек (стоимость 1 т мощности в год, долл.). К примеру, для установок атмосферной перегонки нефти производительностью от 100 до 500 тыс. тонн в год у американских производителей данный показатель равен 29-50 долларам, у российских – 24-37 долларам.
Как строить мини НПЗ?!
Процесс строительства предполагает следующие стадии: проектирование, комплектацию оборудования, строительно-монтажные и пуско-наладочные работы, сдачу в эксплуатацию.
Одной из самых непредсказуемых стадий по срокам и стоимости, а особенно по последствиям для дальнейшей эксплуатации объекта является проектирование. Проектировщик, углубляясь в процесс принятия технических решений, не волнуется об их стоимости для инвестора. Более того, в тех случаях, когда оплата проектных работ исчисляется в процентах от ориентировочной сметной суммы всего объекта, проектировщик напрямую заинтересован в увеличении стоимости строительства.
Можно заложить в проект дорогое либо дешёвое оборудование (насосы, задвижки и т.д.), применять простые или очень сложные технологические схемы, «навешать» КИП по нормам или в соответствии со здравым смыслом и производственной необходимостью.
Такое положение вещей пугает инвестора количеством проблем и полной неопределённостью относительно конечной стоимости строительства. Большинство предпочитает отказаться от сооружения мини-НПЗ. Другие начинают изучение технологии нефтепереработки, чтобы самим иметь возможность участвовать в принятии решений.
В настоящее время проектные институты перегружены работой, за НПЗ малой мощности берутся неохотно, поэтому стоимость проектных работ и самого строительства завышается в несколько раз.
Особо нужно отметить неопределённость, вносимую в данный процесс особенностями отношений инвестора с подрядными организациями.
Идеальной была бы схема, когда проектирование, монтаж и пусконаладка выполняются одной организацией (хотя бы по одному разделу проекта). В этом случае срок выполнения работ минимальный, неувязки отсутствуют (или только со смежными разделами проекта), исполнитель заинтересован в конечном результате – функционирующей котельной, насосной, технологической установке и т.д. На практике такое бывает редко. Проектируют одни, монтируют другие, запускают третьи. Инвестору во всём разобраться крайне сложно, а порой, просто невозможно, требуется штат своих строителей, сантехников, электриков, технологов и т.п., причём классных, знающих и проектирование, и СМР, и наладку. Результатом может быть превышение фактической стоимости строительства над сметной. Причём 20% превышения считается в порядке вещей (но бывает в два и более раз).
В тяжёлых случаях ошибки проектировщиков, помноженные на невысокое качество работ строителей, оборачиваются превращением строящего мини-НПЗ в «памятник». Виноватых не найти, все винят друг друга.
При применении проектировщиком блочно-комплектного оборудования технические риски снижаются. Изготовитель блочных котельных, локальных очистных сооружений, технологических установок избавляет инвестора от ошибок проектировщиков и вреда от «халтуры» строителей. К изготовителю можно предъявить претензию за неработающие объекты, к проектировщику или строителю – гораздо труднее. Изготовитель блочного оборудования по закону обязан обеспечить гарантию его работоспособности на срок не менее 12 месяцев.
Описанные особенности отношений инвестора с подрядными организациями показывают, что при устаревшей схеме выполнения работ (и с учётом российской специфики) инвестор несёт неоправданно высокие риски – технические, технологические и, как результат, финансовые.
Почему решение проблемы утилизации попутного нефтяного газа пробуксовывает? Потому что стоимость предлагаемых проектных вариантов вынуждает нефтедобывающие предприятия ждать 15-20 лет, пока их вложения окупятся.
Как воздух нужны новые решения, оборудование и технологии! Для сокращения сроков строительства необходимы новейшие технологии проектирования, подходы к нефтегазопереработке, доведенные до уровня типовых технологических схем мини-НПЗ и мини-ГПЗ.
Применение блочно-комплектного оборудования, имеющего 100-процентную заводскую готовность, значительно уменьшает производительность и стоимость всех стадий строительства.
Комплектные технологические установки, поставляемые в сборе с завода-изготовителя и прошедшие предварительные испытания, сокращают срок монтажа и пусконаладки с нескольких лет до двух – трёх месяцев. Такое оборудование имеет полный набор эксплуатационной документации и разрешение на применение Ростехнадзора, что упрощает задачу проектировщику. Ему не нужно каждый раз вновь проектировать технологическую установку, достаточно лишь привязать уже готовую и прошедшую все испытания.
Простой расчёт показывает, что, если инвестор хочет окупить вложенные средства через три года после запуска мини-НПЗ в эксплуатацию, стоимость 1 т мощности (первичная переработка нефти) должна быть не более 125 долларов. При этом в расчёт берётся вся сумма затрат – расходы на технологическое оборудование по всем процессам, объекты общезаводского хозяйства, зарплату персонала за период сооружения мини-НПЗ и т.д.
Чтобы строить недорого, нужно строить быстро. Оптимальным сроком, включая проектирование, экспертизы, изготовление оборудования и прочее, считается 15-18 месяцев. Если вы не ввели мини-НПЗ в эксплуатацию через два года после начала работ, есть опасность, что уже не введёте никогда. За это время проект устаревает, появляются новые требования к его оформлению, составу, безопасности и т.д. Возникает необходимость корректировки – и так по кругу до бесконечности…
Камарчагский нефтеперерабатывающий завод начнет работу 10 июля
Пробный запуск камарчагского нефтеперерабатывающего завода состоится 10 июля.
Как сообщил генеральный директор завода Василий Шигин, это предприятие строится совместно с администрацией Манского района.
Предполагается, что предприятие будет перерабатывать 50 тысяч тонн нефти в год. Расчетная стоимость первой очереди проекта составляет порядка 82 млн. рублей. Отметим, что планируется строительство второй очереди такой же мощности.
Планируемый выход продукции распределяется следующим образом: дизельное топливо – 32%, прямогонный бензин – 28 %, мазут – 36% и газ – 4%.
По словам Шигина, предприятие в первую очередь обеспечит нужды Манского и Курагинского районов. По поставке нефти существует договор с Томской и Иркутской областями. С 2006 года камарчагский мини-НПЗ предполагает получать нефть и из Уярской нефтеналивной станции.
Шигин отметил, что строительство НПЗ никак не повлияет на рыночную стоимость выпускаемой продукции, особенно если сравнить с ачинским НПЗ, выпускающим 4 млн. тонн нефтепродуктов в год.
На предприятии создано 28 рабочих мест. Зарплата технолога и оператора составит порядка 25 тысяч и 15 тысяч рублей соответственно.
Шигин подчеркнул, что строительство завода началось в июне 2004 года, а пробный запуск состоится 10 июля. Директор поделился планами о том, что после пробного запуска завод будет достраиваться и сдаваться госкомиссии.
«К ноябрю мы надеемся получить лицензию на переработку нефти и окончательно начать работу», – заявил Шигин.
Отметим, что 22 июня камарчагский нефтеперерабатывающий завод посетит губернатор Александр Хлопонин.
Производительность по сырью около 6000 тонн в месяц. Установка атмосферной перегонки углеводородного сырья (нефти и газового конденсата) – 4 колонны (с насадками), допариватель, 4 установки нагрева сырья («котлы») змеевикового типа, теплообменники, охладители и пр. Технологический парк — 9 емкостей (450 куб.м.), оборудование не изношено, было обновлено в 2014 — 2015 гг. Производственные объекты: здание администрации – операторной, проходная – охрана, лаборатория, насосная слива-подачи сырья, насосная технологическая, участок фильтрации, ремонтный бокс – ангар, электрощитовая, сооружение установок нагрева сырья, трансформаторная подстанция и пр. Территория огорожена, освещена, охрана и видеонаблюдение.
– мини нефтеперерабатывающий завод — площадь участка 5,5 Га;
– склад ГСМ – площадь участка 1 Га;
– производственный участок — 1 Га.
- Площадь зданий 1000 кв.м.
- Площадь земли 75000 кв.м.
Предприятие имеет необходимые для осуществления деятельности лицензии: Ростехнадзора на эксплуатацию взрывопожароопасных производственных объектов (хранение, переработка), Минтранса на осуществление погрузочно-разгрузочной деятельности применительно к опасным грузам на ЖД транспорте.
Обученный и аттестованный производственный персонал.
Предусмотрена возможность увеличения емкостного парка (изготовлены несколько 400 куб. емкостей) и ЖД участка погрузки-выгрузки.
Стоимость комплекса — договорная, в зависимости от состава и комплектности оборудования.