мини нпз из угля в новосибирске
Синтетическая нефть из угля.
Нам нужны инвестиции (долевое участие).
Мы Предлагаем Вам инвестировать в строительство Завода по производству синтетической нефти, автомобильного и печного топлива.
Синтетическая нефть производится из угля без применения высоких температур и давления.
Аналогов этой технологии нет.
Площадь, занимаемая Заводом, 1000 м2 отапливаемого помещения и около 1000 м2 открытой территории. Срок ввода в эксплуатацию определяется сроком изготовления и монтажа мини-НПЗ и составляет около 6 месяцев.
Завод состоит из двух крупных блоков, которые могут работать независимо друг от друга. Это Комплекс по производству синтетической нефти из угля, мазута и воды, и мини-НПЗ, осуществляющий перегонку нефти в конечный продукт.
Мини-НПЗ Завода является стандартным блоком, изготавливаемым многими производителями.
Комплекс по производству синтетической нефти производится нами и предназначен для получения нефти путём воздействия процессов, сопровождающих кавитацию, на суспензию из воды, угля и органического растворителя в заданных пропорциях, при её непрерывной накачке свободными электронами.
При использовании в исходном сырье пропорций для получения 1 тонны нефти: мазута 40%, угля 50%, воды 10% на выходе Завода, в сутки, будет получено:
• либо 20 тонн синтетической нефти, пригодной для сжигания в котельных, работающих на водоугольном топливе, мазуте или отработанном масле
• либо 12 тонн светлого печного топлива, пригодного для сжигания в жидкотопливных котельных
• либо 10 тонн дизельных фракций и 2 тонны прямогонного бензина, который необходимо присадками доводить до товарного.
Производительность увеличивается неограниченно.
Расчетная себестоимость Дизельного топлива 10 руб/литр с НДС.
Завод нечувствителен к качеству сырья и вместо угля может потреблять шлам угля(отходы), а вместо мазута СНО(отходы промывки) или отработанное масло.
Точные пропорции сырья подбираются для каждого завода индивидуально, в зависимости от того, какой основной вид топлива нужно производить.
Завод приносит в год чистую прибыль больше 72 млн.рублей, при расчете только по дизельному топливу и применению в расчетах рыночной стоимости сырья (уголь-мазут).
Стоимость Завода под ключ 60 млн.рублей.
Возможно изменение параметров готового топлива ( ДТ. Зимнее-Летнее ) путем интенсивности обработки сырья.
Весь комплекс по строительству Завода отработан и согласован с производителями нефтегазового оборудования.
Крупные нефтедобытчики предпочитают переработке экспорт нефти. Несмотря на строительство в Сибири нефтеперерабатывающих заводов малой и средней мощности, скоро регион может ощутить нехватку бензина
В начале июня глава Министерства промышленности и энергетики РФ Виктор Христенко обнародовал данные, свидетельствующие о возможном скором дефиците бензина в России. “Минпромэнерго допускает вероятность возникновения дисбаланса между структурой предложения и спроса на нефтепродукты на внутреннем рынке России в ближайшие годы”, сказал министр. По его словам, текущий спрос российские нефтепереработчики еще в состоянии закрыть. Но в долгосрочной перспективе потребление топлива увеличится по крайней мере, соответственно росту числа автомобилей в стране. Кроме того, новые автомобили уже сегодня требуют бензина высокого качества, который в России производят только на двух нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) в Омске и Ярославле. Для исправления ситуации Виктор Христенко предлагает использовать из Инвестиционного фонда часть средств на модернизацию нефтеперерабатывающих мощностей.
Заявление министра еще раз заставляет вернуться к проблеме бензинового дефицита и посмотреть, насколько он реален в ближайшей перспективе. Начнем с того, что нынешняя система нефтепереработки заложена еще в советское время. Из 29 действующих в России крупных НПЗ почти половина сосредоточена в Поволжье и на Западном Урале. В Сибири всего три нефтеперерабатывающих завода.
Такой дисбаланс перерабатывающих мощностей становится еще более явным в сравнении с расположением НПЗ в других странах. “Мы провели анализ распределения нефтеперерабатывающих заводов в России, Америке и Канаде, говорит директор ЗАО “Сибирская технологическая компания “Цеосит” (Новосибирск), доктор химических наук Казимира Ионе. Там нефтепереработка осуществляется в основном заводами мощностью до трех миллионов тонн в год, и они распределены по территории страны более или менее равномерно на расстоянии 150200 километров друг от друга”. В России такие заводы сосредоточены вдоль Транссибирской магистрали. Таким образом, если говорить непосредственно о Сибири, местные НПЗ расположены на юге региона. А огромная территория к северу, богатая нефтегазовыми месторождениями, не имеет нефтеперерабатывающих мощностей.
Сегодня в Сибири действуют крупные НПЗ в Омске, Ангарске и Ачинске. Все они обеспечены притоком нефти от магистральных трубопроводов. Омский НПЗ принадлежит компании “Газпром нефть” (до переименования в мае этого года “Сибнефть”). За 2006 год планируется переработать 15,8 млн тонн, в 2005 году переработано 14,5 млн тонн.
По некоторым параметрам ОНПЗ лидер отрасли. Например, сегодня завод выпускает шесть марок автомобильного бензина и пять марок дизельного топлива, в прошлом году предприятие произвело бензина больше всех других российских нефтепереработчиков свыше трех миллионов тонн. Но в целом, учитывая, что установленная мощность Омского НПЗ составляет 19,5 млн тонн в год, его загрузка по переработке нефти около 70%.
Ангарская нефтехимическая компания (АНХК, Иркутская область; входит в НК “ЮКОС”) в 2005 году переработала 8,274 млн тонн нефти, что на 6% меньше, чем в 2004-м. В этом году на АНХК планируется переработать чуть больше 8,4 млн тонн сырой нефти. За январьапрель этого года выпуск бензина на АНХК составил около 14% от объема переработанной нефти. Установленная мощность АНХК по переработке нефти около 19 млн тонн в год, то есть сейчас ангарский завод загружен примерно на 40%.
Мощности по переработке Ачинского НПЗ (Красноярский край) семь миллионов тонн в год. Но это не мешает ему контролировать значительную часть рынка в Сибири. Дело в выгодном расположении продукция завода поставляется в крупные промышленные центры: Новокузнецк, Кемерово, Томск и Новосибирск (более 60% продукции завода это мазут, дизельное топливо и битумы, которые в больших количествах потребляют промышленные предприятия региона). Ачинский завод ориентирован на переработку малосернистой томской нефти, поступающей на завод по нефтепроводу.
Неудивительно, что этот НПЗ работает почти с полной загрузкой: близость к рынкам сбыта дает о себе знать. Для сравнения: Омский НПЗ расположен в 1 200 км к западу от Ачинска, а АНХК в 1 100 км к востоку. Так что Ачинский НПЗ живая иллюстрация того, насколько важно месторасположение нефтеперерабатывающего предприятия. Ведь транспортная составляющая в конечной цене топлива составляет до 25% в зависимости от расстояния.
При этом, несмотря на то, что продукция сибирских НПЗ транспортируется разными способами (по продуктопроводам, автомобильным транспортом), основная доля все же поставляется по железной дороге. Из Омска так вывозится до 88% продукции Омского НПЗ, из Ачинска до 90%.
Сегодня многие предприятия пытаются решить проблему приближенности источника топлива к производству (и снижения тем самым себестоимости своей продукции) путем строительства собственных НПЗ малой мощности. Например, очень активно в последнее время идет такая работа в Кемеровской области.
“Почти 90% горюче-смазочных материалов доставляется сегодня в Кемеровскую область железнодорожным транспортом из Ачинска, Омска и Ангарска. Остальные 10% автотранспортом, говорит заместитель начальника департамента промышленности администрации Кемеровской области Юрий Ударцев. Железнодорожный тариф и стоимость автоперевозок составляют у нас существенную часть от стоимости ГСМ до 10%”.
Стремясь снизить издержки и застраховаться от повышения цен на топливо, кемеровские компании вводят в строй собственные мощности. Так, в рабочем поселке Итатский Тяжинского района в конце 2005 года ЗАО “Холдинговая компания “Кузнецкий уголь” построила мини-НПЗ мощностью 40 тыс. тонн нефти в год. Эта же компания совместно с администрацией района рассматривает возможность строительства завода мощностью 600 тыс. тонн на территории бывшего предприятия “Сельхозхимия”.
Создает НПЗ мощностью 200 тыс. тонн нефти в год в районе Анжеро-Судженска ООО НПЗ “Северный Кузбасс”. В строительство железнодорожных путей и систем энергоснабжения уже вложено более 100 млн рублей, ведется монтаж вспомогательного технологического оборудования. Планируется построить пункт отбора нефти и сделать врезку в магистральный нефтепровод. ООО “НефтеХимСервис” в Новокузнецке намерено построить НПЗ мощностью один миллион тонн нефти в год. По словам его руководителя Андрея Томилова, от ОАО “АК “Транснефть” получены технические условия на врезку в магистральный нефтепровод и ведется проектирование строительства пункта отбора.
Безусловно, малые НПЗ способны закрыть потребности предприятий в топливе, и тенденция к росту их количества очевидна. Есть одно но. “Основной недостаток мини-НПЗ малая глубина отбора светлых нефтепродуктов из нефти и, соответственно, большой выход мазута (50/50)”, считает Юрий Ударцев. Это серьезно, если учесть, что средний уровень глубины переработки нефти на российских НПЗ составляет 71%, в странах Западной Европы 85%, в США до 95%.
Впрочем, у небольших НПЗ в Сибири есть преимущества, нужно только использовать на них новые технологии перегонки нефти. “На крупные НПЗ идет тяжелая усредненная нефть с большим содержанием серы, для ее перегонки необходимо применение водорода. В то же время в Сибири есть месторождения легкой нефти с низким содержанием серы. Это целый ряд месторождений на севере Новосибирской, в Томской и в Иркутской областях. Из этой нефти можно получить дизельную фракцию после простой возгонки нефти, а бензин получается при использовании технологии цеоформинга (производства высокооктановых неэтилированных бензинов от Аи-80 до Аи-95 каталитической переработкой на цеолитных катализаторах). Такие установки требуют значительно меньших капитальных вложений с меньшим сроком окупаемости”, считает Казимира Ионе.
Конечно, в масштабах региона доля топлива, производимого на мини-НПЗ, станет заметной только тогда, когда количество заводов можно будет измерять десятками. Пока же погоду на рынке делают крупные НПЗ.
Высокие цены на нефть мешают реализации крупных планов ее переработки
Как рассматривалось выше, у сибирских НПЗ еще есть резервы мощности. Сегодня на них по крайней мере необходима модернизация производства, чтобы повысить глубину переработки поступающей нефти: в Ангарской нефтехимической компании она составляет 70%, на Ачинском НПЗ 67%. В то время как на Омском НПЗ 84,1%. Поднятие глубины переработки до уровня омского завода равносильно экономии тонны нефти на каждые шесть перерабатываемых тонн в Ачинске и на семь тонн в Ангарске.
В этом году АНХК планирует затратить на модернизацию около 60 млн долларов. Существенная модернизация идет на Омском НПЗ. По словам главного технолога ОНПЗ Владимира Генералова, “Вводится в строй установка тактового налива, которая полностью автоматизирует процесс отгрузки готовой продукции и сократит выбросы паров углеводородов в атмосферу. Планируется реконструкция блока гидроочистки дизтоплива (она начнется в 2007 году). Это позволит выпускать топливо стандартов Евро-3, Евро-4, а строительство блока изомеризации легкой нафты увеличит глубину переработки нефти”.
О создании нового НПЗ в Сибири недавно заявил губернатор Томской области Виктор Кресс. Он считает, что в регионе необходимо строить крупный нефтеперерабатывающий завод стоимостью до 500 млн долларов, им поручено разработать предварительное обоснование проекта. По его словам, одна из компаний уже готова вложить в проект строительства НПЗ нужную сумму.
Но нужно ли вводить новые мощности, если их нечем будет загрузить? Сегодня, как ни парадоксально, высокие цены на нефть мешают реализации крупных планов ее переработки. Нефтедобывающие компании считают свои деньги. И экспортировать сырье для них выгоднее, чем перерабатывать, вкладывая дополнительные средства и ожидая отдачи в течение длительного времени. В этих условиях полной загрузки сибирских НПЗ не предвидится, а значит нас вполне может ожидать бензиновый кризис.
Авиапассажиры, пролетающие ночью над Западно-Сибирским регионом, в безоблачную погоду видят внизу множество горящих факелов. Расположены они в местах добычи нефти, и сгорают в них ценнейшие компоненты углеводородного сырья. В последнее десятилетие из российских недр ежегодно извлекалось в среднем примерно по 50 млрд. кубометров попутного нефтяного газа и около четверти его количества сжигали, обогревая атмосферу.
Но газовые факелы — не единственные печальные памятники бесхозяйственности, порожденные пороками экономической политики. Из-за некомплексной переработки добываемых нефти и газа в стране ежегодно не только сжигаются, но также закачиваются в землю и просто разливаются примерно 20—25 млн. тонн попутного и вторичного углеводородного сырья, из которого можно производить различные моторные топлива, в том числе высокооктановые бензины.
Речь идет, прежде всего, о газовом конденсате – его добывают ежегодно 10-15 млн. тонн. Кроме того, он накапливается на нефтеперерабатывающих заводах и газокомпрессорных станциях от 10 до 50 тысяч тонн в год на каждом из таких предприятий. Какую-то его часть закачивают обратно в трубопроводы. А остальное количество всеми правдами и неправдами хоронят и разливают, превращая окружающую среду в отхожее место. Это многие миллионы тонн ежегодно. Правда, кое-где предприятия «Газпрома» на установках первичной переработки (разгонки) выделяют из газового конденсата дизельные фракции и используют получаемое дизтопливо для своих нужд, в том числе для производства электроэнергии. А куда идут отходы (до 30%) такой переработки — низкооктановые бензиновые фракции, не пригодные для использования в качестве моторных топлив, можно только догадываться.
То же происходит на заводах по переработке газоконденсата, где вынуждены длительно хранить часть отходов – зачастую их просто некуда сливать. В лучшем случае, низкооктановые фракции, если это экономически целесообразно и возможно, перевозят на близрасположенный НПЗ, где вырабатывают из них сортные бензины. Но и на каждом отечественном НПЗ в зависимости от его мощности ежегодно сгорает от 80 до 300 тысяч тонн ценного вторичного сырья, содержащего высокооктановые бензиновые фракции, а суммарно по стране сжигается ежегодно, по оценкам, до 3—5 млн. тонн таких фракций, не используемых ввиду устаревших технологий с неглубокой переработкой нефти.
Упомянутые виды углеводородного сырья при должной экономической политике государства типа «кнута и пряника» по отношению к нефтяным и газовым компаниям позволили бы значительно увеличить производство нефтепродуктов, но этим сырьем сегодня загрязняют окружающую среду.
Рост коэффициента извлечения нефти из скважин и максимальное вовлечение в эксплуатацию нефтяных месторождений также способствовали бы увеличению объемов производства нефтепродуктов. Что касается эффективности добычи, то сегодня из эксплуатируемых месторождений извлекается лишь около половины запасов. Что же до вовлечения в эксплуатацию месторождений, на которые получены лицензии, то, по оценкам специалистов, часть из них, содержащая примерно 20-25% потенциально извлекаемых запасов нефти от общего объема, переданного компаниям, простаивает. Так, к примеру, из 16,4 млрд. тонн извлекаемых запасов нефти, переданных на 1 января 2000 г. по лицензиям для добычи, в разработку было вовлечено 12,8 млрд. тонн. Остальные 3,6 млрд. находились в месторождениях, к разработке которых даже не приступали. Причем, в то время как крупные вертикально-интегрированные нефтяные компании вовлекли в разработку свыше 87% выделенных им запасов, эта доля у небольших компаний, лишенных выхода в магистральные нефтепроводы, не превышала 48%. Подобные сведения в последние годы почему-то не публикуются. Но, по оценкам специалистов, приведенные соотношения не претерпели на сегодня существенных изменений. Известны случаи, когда владельцам малых и средних месторождений крупные компании, владеющие мерными узлами, чинят препятствия при подключении к магистралям через эти узлы. Делается это нередко для захвата подготовленных к добыче месторождений.
Надо отметить, что часть малодебитных нефтяных и газовых месторождений не эксплуатируется по экономическим соображениям, главным образом, из-за громадных капитальных затрат, необходимых для строительства транспортных линий от скважин к магистральным трубопроводам. Затраты эти могут и не окупаться при низкой рентабельности добычи сырья. К примеру, в Тюменской области не эксплуатируется около сотни мелких и средних нефтяных месторождений.
Парадоксально, но факт: в ту же нефтегазовую Тюменскую область ежегодно завозятся миллионы тонн сортных топлив, производимых на НПЗ, расположенных в Поволжье и вдоль Транссибирской железнодорожной магистрали, на что тратятся значительные средства. В то же время миллионы тонн легкого углеводородного сырья, из которого можно получать эти топлива, извлекаются из тюменских недр, чтобы безвозвратно исчезнуть в болотах тамошней тундры и водоемах или накапливаться вдоль газовых и нефтяных магистралей, загрязняя окружающую среду.
В Советском Союзе нефтеперерабатывающая промышленность создавалась в основном в европейской части страны. При этом предпочтение отдавалось строительству крупных НПЗ. Так, если в России имеется всего несколько заводов с годовой переработкой менее 3 млн. тонн нефти в год, то в США 116 таких заводов. В тех же США около 60% сырья перерабатывается на предприятиях с годовой производительностью до 10 млн. тонн, и они рассредоточены по всей стране. А у нас примерно 70% нефти перерабатывает с десяток крупных заводов с производительностью от 15 млн. тонн в год и больше. Такая концентрация производства вредна не только с точки зрения дороговизны перевозок топлив и увеличения загрязнения окружающей среды вблизи крупных заводов. Дело еще и в том, что из-за существенной выработанности ресурсов оборудования НПЗ (по оценкам – до 50-70%) существенно возросли удельные затраты на производство тонны нефтепродуктов.
На рост удельных затрат влияет и относительно малая глубина переработки нефти. Согласно данным Росстата, в 2009 г. из добытых 478 млн. т нефти внутри страны потребили 231 млн. т, из которых произвели 171,6 млн. т нефтепродуктов, в том числе 35,8 т автомобильных бензинов. Таким образом, степень (глубина) переработки исходного сырья составила лишь около 74%. Для сравнения: в США этот показатель составляет примерно 95%. Замечу, более половины отечественных НПЗ построили до 1980 г.
Между тем в последние годы вследствие обвального роста морских, речных и железнодорожных транспортных тарифов существенно возросла актуальность производства моторных топлив в местах их потребления. Ведь стоимость перевозок топлива в отдаленные от европейской части страны регионы теперь намного превышает отпускную цену самого топлива. А его удорожание приводит к увеличению себестоимости всей производимой продукции.
Конечно же, производство топлива в местах его потребления целесообразно лишь при наличии там нефтяных или газовых месторождений, либо соответствующих трубопроводов. Но для этого необходимо располагать еще и технологией нефтепереработки, которая позволяет строить экономически эффективные НПЗ относительно небольшой мощности. Такую технологию давно, еще в конце 1980-х, создали в Новосибирске и для ее реализации разработали параметрический ряд мини-НПЗ различной мощности, о чем говорится ниже. Но в России удалось построить лишь одну подобную промышленную установку, действующую с 1992 г. на Нижневартовском газоперерабатывающем заводе. Еще несколько мини-НПЗ построено за рубежом. И все.
В чем же причины столь бесхозяйственного и пренебрежительного отношения к отечественной инновационной технологии «с бородой», учитывая, к тому же, систематически возникающие в стране бензиновые кризисы?
Бензины все дорожают и дорожают, а команды ФАС не слыхать…
В последние годы из-за проводимой в стране экономической политики и пороков законодательства на топливных рынках существенно возрос диктат крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний. Их немногим более десятка, но они владеют всеми нефтеперерабатывающими заводами страны. И так как им экономически выгодно сегодня экспортировать нефть, то, по мере ее подорожания на мировом рынке, они время от времени взвинчивают на внутреннем рынке цены на нефтепродукты, в том числе на автомобильные бензины и дизельное топливо. Делается это чтобы уменьшить внутренний спрос и тем самым высвободить соответствующую часть нефтяного сырья для увеличения его экспорта. А предварительно в рознице создается дефицит того же бензина, что ведет к росту цен на него. Такая картина в очередной раз наблюдается с начала текущего года. Во многих регионах владельцы автозаправок отпускают бензин по талонам, и он повсеместно значительно подорожал. К примеру, в Туве цена достигла 50 рублей за литр.
Экономические и правовые стимулы для такого диктата нефтяных компаний создали властные структуры, очевидно, не без взаимной с ними заинтересованности. А право на диктат обусловлено… Федеральным законом «О защите конкуренции». Он вроде бы предназначался для недопущения монопольно высоких цен на рынках. Однако если внимательно вчитаться в этот, по мнению руководителя ФАС, самый лучший в мире закон про то, как защищать конкуренцию, то оказывается, прописан он таким образом, что никаких монополистов, кроме естественных, у нас якобы нет и быть не может. Ну, а ежели дела обстоят столь хорошо, то и злоупотреблять своим доминирующим положением на рынке, взвинчивая до небес цены на свою продукцию, у нас просто некому. Вот и получается, что закон сей если и про защиту конкуренции, то только среди тех, кто стремится подороже товар продать.
Чтобы убедиться в этом, достаточно обратиться к статье 4 упомянутого закона, в которой даны определения основных понятий. Тогда станет ясно, почему Федеральная антимонопольная служба не может бороться с монопольно высокими ценами по ею же разработанному законодательному акту. Профнепригодным делает его уже лишь одно определение товарного рынка. И вот почему.
Как известно, водители автомашин, допустим, в Москве, не ездят специально заправляться в соседние области. Поэтому объективно топливные рынки, впрочем, как и рынки всех потребительских товаров, размещаются в границах городов или субъектов Федерации, то есть неподалеку от дома покупателя. Казалось бы, эту объективную реальность и необходимо было положить в основу законодательного обуздания денежных аппетитов монополий. Однако тот же топливный рынок согласно антимонопольному закону, который предшествовал нынешнему, охватывал всю территорию страны, и доминирующее на нём положение хозяйствующего субъекта, в данном случае – какой-либо из нефтяных компаний, следовало оценивать только относительно всей территории России. Таким образом, никто из десятка крупных нефтяных компаний, владеющих почти всеми НПЗ, поставляющих бензин и торгующих им на бензоколонках, под понятие «доминирующее положение» не подпадал. Ведь доля каждой из них на топливном рынке страны составляет в среднем 10%, а опасным признается оборот от 50% и более.
В результате в большинстве регионов, что не является секретом, топливные рынки благодаря предыдущему «антимонопольному» закону давным-давно оказались монополизированы одной, двумя или тремя компаниями. Они по никак не доказуемому негласному сговору установили монопольно высокие цены на бензин и дизтопливо, которые непрерывно растут.
Эти компании стремятся сохранить и расширить свои сферы влияния на рынках. Для этого они, в частности, активно внедряются в розничную торговлю бензином, нередко захватывая независимые АЗС, что позволяет им согласованно повышать цены на моторные топлива с увеличением объемов экспорта нефти. И хотя в той же Москве и в Московской области можно видеть АЗС примерно десятка нефтяных компаний, однако конкуренция между ними не наблюдается.
Непременное и повсеместное удорожание моторных топлив с каждым увеличением экспорта нефти свидетельствует о фактической монополизации топливных рынков компаниями, владеющими НПЗ, и о консолидированном злоупотреблении ими своим монопольным положением на рынках. Речь идет, по сути, о негласном (или гласном?) сговоре.
Казалось бы, чтобы пресекать эти злоупотребления, необходимо было в новом Законе «О защите конкуренции» изменить определение товарного рынка, ограничив его рамками субъекта Федерации. Одновременно надо законодательно регламентировать ценообразование и регулирование цен на рынке, причем не только для доминирующих на нем монополистов.
Если ввести норму прибыли относительно себестоимости продукции, а сверхнормативную прибыль изымать в бюджет, то спустя некоторое время цены на все и вся стабилизируются, и перестанет расти инфляция.
Однако новый закон лишь усугубил ситуацию. Хотя определение товарного рынка как «сферу обращения товара на территории Российской Федерации» из нового закона исключили, но конкретные физические границы возможных «сфер обращения товара» вообще не указали. Оконтуривание в законе территорий обращения товаров некими абстрактными признаками внесло еще большую неопределенность и путаницу. Теперь стало вообще невозможным идентифицировать хозяйствующего субъекта, доминирующего на рынке, допустим, владеющего в данном населенном пункте сетью магазинов мелкорозничной торговли, так как совершенно непонятно, на какой конкретно территории доминирующее положение следует определять.
Кто и как должен регламентировать границы рынка, в законе не сказано. Поэтому уже только из-за абстрактности рыночного пространства выполнение норм закона по борьбе со злоупотреблениями на рынке исключается. К тому же и сами эти нормы абсурдны (см. «Призрак рынка бродит по России… Как законодательство провоцирует диктатуру монополий». – «Промышленные ведомости» № 5-6, 2011 г.).
Об этом свидетельствуют и неподвластные ФАС темпы роста цен (см. «Инфляция – как порождение антирыночной экономической политики. Первенство в чемпионате России по подорожанию прочно удерживает дизельное топливо, а аутсайдеры – в сельском хозяйстве и труд». – «Промышленные ведомости» № 12, 2007 г.).
Вот каковы согласно данным Росстата некоторые наглядные результаты многолетней имитации борьбы с солидарным злоупотреблением монополистами своим доминирующим положением на топливном рынке. Если в 1991 г., продав тонну пшеницы, которая стоила тогда 400 рублей, сельчанин мог купить 4 тонны дизтоплива, то в 2005 г., когда за тонну пшеницы сельский труженик смог выручить в среднем 2457 рублей, ему за тонну дизельного топлива, которая стоила уже 16 830 рублей, надо было заплатить почти семью тоннами пшеницы. В 2009 г. ситуация несколько «улучшилась»: чтобы приобрести тонну дизтоплива, цена реализации которого в среднем за год составляла 19661 рублей, надо было продать почти 5 тонн пшеницы, цена приобретения которой у производителя в среднем составила 3978 рублей за тонну.
В 2009 г. по отношению к 1991 г. индекс цены дизтоплива у производителей возрос более чем в 164 000 раз, а бензинов – свыше 108 700 раз. Конечному покупателю посредники продают их в 1,5 – 2 раза дороже. Для сравнения: индекс цен потребительских товаров за это же время возрос в 21 тысячу раз, а продукции сельского хозяйства – в 9600 раз.
Разрешив фактически безнаказанно увеличивать стоимость нефти и нефтепродуктов, государство указало и ориентиры роста – это так называемые равновесные или мировые цены в пересчете по валютному курсу. При этом Центробанк официальный валютный курс установил таким, что «цена» доллара в рублях в сравнении с паритетом их покупательной способности оказалась существенно, примерно вдвое, завышена. Иначе говоря, рубль искусственно девальвировали. Для чего все это было сделано?
Значительная часть доходов в федеральный бюджет поступает от реализации нефти, газа и нефтепродуктов. В прошлом году они составили 3830,7 млрд. рублей или 46,1% всех доходов бюджета, в том числе вывозные экспортные пошлины – 2469,4 млрд. рублей или почти 30% бюджетных доходов. Доля топливно-энергетических ресурсов в общем объеме экспорта составила 66,3%. При этом вывозная экспортная пошлина на тонну нефти была установлена в размере около 69% от ее средней цены или 453,7 доллара с тонны, а светлых нефтепродуктов – в размере 67% нефтяной пошлины.
Получая треть бюджетных доходов от вывозных экспортных пошлин на углеводородное сырье и продукты нефтепереработки, государство девальвацией рубля, а также выравниванием внутренних и внешних цен с лихвой компенсирует нефтяным компаниям изымаемую у них часть экспортной выручки. Делается это за счет получения сверхприбыли при реализации нефтепродуктов внутри страны, цены которых в рублях теперь равны «мировым» по завышенному вдвое валютному курсу.
Согласно данным Росстата, в декабре прошлого года бензин на экспорт продавали в среднем по 838 долларов, а внутри страны – по 24814 рублей за тонну, курс при этом составил 29,6 рубля за доллар при официальном курсе 30,48 рубля за доллар. Таким образом, цены на бензин внутри страны завысили примерно вдвое. Для сравнения: нефть в том же декабре внутреннему потребителю обходилась в среднем по 11045 рублей, а за рубеж продавалась по 653,4 доллара за тонну, то есть нефтяной валютный курс был равен 16,9 рубля за доллар.
В прошлом году на экспорт было продано лишь 8,2% произведенного в стране бензина, меньше, чем в предыдущем году (12%), и нетрудно оценить прибыль, полученную от его внутренних продаж. Естественно, при этом за счет дополнительного, искусственно вызванного роста ценовой инфляции увеличиваются и доходы бюджета. И хотя сумма рублей растет, но покупательная способность их стала меньше. Так что рост доходов в реальном исчислении весьма иллюзорен.
Снижение прошлогоднего объема экспорта бензина свидетельствует, что никаких предпосылок для его дефицита не было, тем более в начале года, когда потребление падает. Просто при очередном увеличении стоимости нефти на мировом рынке решено было соответственно подстроить параметры процесса перекачки в казну экспортных нефтяных пошлин. В числе параметров и цена бензина. Но в чем-то «настройщики» просчитались, и процесс вышел из под контроля. В Минэнерго утверждают, что поставки снизились из-за остановки на ремонт нескольких НПЗ. Спрашивается тогда, а почему же министерство во избежание «бензиновых кризисов» не требует от компаний согласования графиков ремонтных работ нефтеперерабатывающих установок?
Предложение ФАС увеличить вывозную пошлину на экспорт бензина с 0,67 до 0,9 от нефтяной пошлины, якобы для увеличения поставок бензина на внутренние рынки, – от лукавого. Ведь объемы его экспорта из-за несоответствия европейским стандартам, невелики (в 2009 г. – 12%, а в 2010 г. еще меньше – всего 8,1% от произведенного количества), и в предыдущие годы не влияли на удовлетворение спроса внутри страны. А так как все больше стран разрешают применять у себя только бензины марок «евро», то спрос на российские экологически вредные бензины будет непрерывно снижаться.
Поэтому причины происходящего на топливных рынках страны совсем иные и рассмотрены выше. В их числе и принципы арифметического увеличения бюджетных доходов за счет инфляции, обеспечивающей нефтяным монополиям сверхприбыли. Эти принципы давно положены в основу проводимой в стране экономической политики, которая породила в том числе сырьевую ориентацию экономики. Чтобы ее модернизировать, необходимо менять основы всей экономической политики (см. «Очередной экономический кризис в России – порождение ее хронической денежной дистрофии. Как излечить больной организм?» – «Промышленные ведомости» № 11, ноябрь 2008 г.).
Однако дело это не скорое, а принятие только локальных принудительных мер для ликвидации диктатуры нефтяных компаний в нынешних условиях может привести к обрушению федерального бюджета.
Поэтому, чтобы избежать нарастающей для страны угрозы роста дефицита автомобильных бензинов, необходим обходной маневр – надо начать масштабное строительство не зависимых от нынешних монополистов мини-НПЗ в местах потребления моторных топлив. Они позволят устранить диктатуру нефтяных монополий, в том числе благодаря децентрализации производства моторных топлив и приближения его к потребителям. Кроме того, мини-НПЗ позволят вовлекать в переработку теряемые ныне громадные ресурсы углеводородного сырья, и альтернативное сырье для производства бензинов – биоилы полей аэрации, залежи бедных углей и др. Как отмечалось выше, необходимые для этого технологии и мини-НПЗ давным-давно разработаны в Новосибирске.
Технология в одеянии цеолита
Для получения высокооктановых сортных бензинов на НПЗ пользуются традиционной каталитической химической технологией «Риформинг». В ней применяются дорогостоящие платиновые катализаторы, и для их стабилизирующего воздействия на катализ требуется водород. Процесс весьма критичен к содержанию в сырье серы – ее должно быть не более тысячной доли процента. Такая сложная и дорогая технология оказывается экономически эффективной лишь при производительности установки, перерабатывающей в год свыше 300 тысяч тонн сырья.
Создание малотоннажных установок по производству высокооктановых бензинов оказалось экономически целесообразным лишь с появлением новой каталитической технологии «Цеоформинг». Ее разработала еще в 1984 г. группа новосибирских ученых из СО АН СССР под руководством доктора химических наук, профессора Казимиры Ионе. Она возглавила специально созданный для развития этой технологии, а также проектирования и внедрения соответствующих установок научно-инженерный центр «Цеосит», преобразованный впоследствии в ЗАО «Сибирская технологическая компания «Цеосит» – СТК «Цеосит».
Технология основана на новом искусственно синтезированном той же группой ученых минерале цеолите, используемом в качестве катализатора. Благодаря цеолиту превращение низкооктановых нефтяных фракций в высокооктановый бензин происходит при более низких, чем в «Риформинге», давлении (5 – 15 против 3,3 – 35 атм.) и температуре (340 – 460 против 480 – 550°С). При этом не требуется водород и соответствующее оборудование для его получения. Сырье подается без гидроочистки, и содержание в нем серы может достигать 1,5%. А на выходе установки выделяется не требующий дополнительной технологической обработки годный к применению неэтилированный бензин. Все эти преимущества в сравнении с традиционной технологией позволяют на треть при сопоставимых объемах производства снизить капитальные затраты и эксплуатационные расходы и создавать рентабельные мини-производства моторных топлив с возможностью переработки от 5 тысяч до 500 тысяч тонн сырья в год.
Обеспечив подвижность катализатора, например, способом «кипящего слоя», производительность установки при сохранении рентабельности можно увеличить до 1 млн. тонн сырья. А свыше 1 млн. тонн процесс теряет экономическую привлекательность из-за увеличения затрат.
Полный комплект такого производства (мини-НПЗ) состоит из двух установок. Первая из них — установка традиционной первичной переработки нефти или газового конденсата позволяет получать (соотношения зависят от сырья) дизельное топливо (30—40%), прямогонный бензин — малооктановые фракции (25—40%) и мазут. Вторая установка предназначена для каталитической по технологии «Цеоформинг» переработки низкооктановых бензиновых фракций в высокооктановые неэтилированные бензины, соответствующие европейским стандартам. В зависимости от сырья, параметров процесса и модификации цеолитных катализаторов выход бензинов составляет от 65 до 92%. Остальная часть готовой продукции — сжиженный газ, содержащий пропан, бутан и изобутан, что позволяет его использовать в качестве автомобильного топлива и для бытовых нужд.
Таким образом, новая, «с бородой», технология оказывается практически безотходной и экологически безвредной. Ее эффективность была подтверждена на нескольких пилотных установках, действующих на севере Сибири, а также многолетней, с 1992 г., эксплуатацией на Нижневартовском газоперерабатывающем заводе промышленной установки производительностью 5 тысяч тонн сырья в год. Одновременно было создано и промышленное производство цеолитосодержащих катализаторов, которые намного дешевле платиновых: 16—18 тысяч против 67—150 тысяч долларов за тонну соответственно (цены 2007 г.).
В феврале 1997 года на НПЗ в Горличе (Польша) ввели в эксплуатацию установку «Цеоформинг», перерабатывающую 40 тысяч тонн сырья в год, на которой из прямогонного бензина производится неэтилированный автобензин «Евросупер-95» и сжиженный газ. Суммарный выход готовых продуктов составляет не менее 92—95% от массы сырья. Установка спроектирована и изготовлена одной немецкой фирмой по лицензии и базовому проекту научно-инженерного центра «Цеосит». Строительство обошлось в 7 млн. долларов, инвестиции окупились за 1,5 года. Дело в том, что себестоимость бензина всего лишь на треть превышает стоимость сырья, затрачиваемого на его производство, и поэтому прибыль при оптовой продаже оказывается значительной.
Подобные установки были также пущены в промышленную эксплуатацию в 2002 г. в Рустави (Грузия) и Киршелке (Киргизия). Стоимость строительства каждой не превысила 4,5 млн. долларов. А в ноябре 2001 г. в Южной Корее (г. Дайджон) начала работать опытная демонстрационная установка по технологии «Цеоформинг» с движущимся слоем катализатора, что позволяет увеличить производительность переработки сырья до 1 млн. тонн в год. Установка, построенная компанией «Самсунг» по проекту НИЦ «Цеосит», вырабатывает 2 т бензина в сутки и предназначена для проведения исследований спроса на подобные НПЗ.
Сырьем для технологии «Цеоформинг» помимо прямогонного бензина и газоконденсата могут служить вторичные углеводородные продукты и отходы предприятий химии и нефтехимии, в частности летучие бензиновые фракции, образующиеся при крекинге нефти. Поэтому установки «Цеоформинг» могут монтироваться непосредственно на этих предприятиях.
На Западно-Сибирском металлургическом комбинате несколько лет действовала пилотная установка, перерабатывавшая в высокооктановый бензин доменные газы, содержащие углекислый газ. С появлением нынешних хозяев комбината ее отключили. На Кузбасском металлургическом комбинате строилась такая промышленная установка производительностью 10 тысяч тонн сырья в год. Строили ее, но так и не достроили.
Окупаются мини-НПЗ в зависимости от вида сырья, производительности, стоимости оборудования и строительства необходимой инфраструктуры в течение 1,5—3 лет. Для сравнения, срок окупаемости традиционных НПЗ достигает 8—10 лет.
От монополии к конкуренции с малым нефтяным бизнесом
Казалось бы, относительная простота, сравнительная дешевизна строительства и обслуживания мини-НПЗ, а также скорая окупаемость должны быть весьма привлекательными для получения моторных топлив при соответствующем спросе как в местах крупной добычи нефти и газоконденсата, так и в других местах при наличии там относительно небольших нефтяных и газоконденсатных месторождений или нефтяной «трубы». И если бы отечественная промышленность освоила производство мини-НПЗ по технологии «Цеоформинг», то во многом выровнялись бы условия хозяйствования для нефтяных компаний всех размеров. Тогда бы число предприятий, вовлеченных в разработку запасов нефти и газоконденсата, существенно возросло, так как небольшие добывающие компании могли бы также производить и реализовывать нефтепродукты в регионах добычи своего сырья. Таким образом появились бы возможности для масштабного развития малого и среднего нефтяного бизнеса, становлению которого и модернизации нефтепереработки препятствуют крупные монополии. В частности, они уже несколько лет срывают внедрение в производство бензинов европейских стандартов, обязательное использование которых в России вместо прежних марок обусловлено соответствующими техническими регламентами. Однако вместо наказания нарушителей, уже несколько раз откладывали начало выполнения упомянутых нормативных актов.
Малотоннажные установки для первичной переработки нефти и газоконденсата, которыми должны комплектоваться установки «Цеоформинг», выпускали или выпускают несколько отечественных заводов. Что же касается установок «Цеоформинг», их промышленного производства в стране как не было, так и нет. К слову, первую промышленную установку для Нижневартовского газоперерабатывающего завода, пущенную в 1992 г., проектировали и собирали в полукустарных мастерских. 8 (!) лет. Вторую установку мощностью 20 тысяч тонн в год строят там с 1993 г. Зато не без усилий отдельных высокопоставленных чиновников, лоббирующих интересы западных компаний, за рубежом были закуплены (сколько — никто не знает толком) малогабаритные установки для первичной переработки нефти и газоконденсата, не позволяющие, однако, непосредственно получать высокооктановые бензины. Все они уже эксплуатировались прежними хозяевами по несколько лет, а их стоимость превышает цену отечественных аналогов. К тому же безопасная работа импортных установок не гарантируется, а некоторые вообще не соответствуют нашим нормам исполнения и эксплуатации.
Производством комплексов мини-НПЗ согласно специальной конверсионной программе давным-давно должны были заняться несколько предприятий ВПК. Но обещанных для этого еще в 1992 году госкредитов они не получили. Непонятно почему к этой так и не осуществленной программе не привлекли заводы химического машиностроения, уже выпускающие каталитические реакторы для крупных НПЗ, а также предприятия, производящие трубопроводную арматуру, составляющую основу подобных технологий. Ведь в этом случае можно было бы обеспечить разумную кооперацию и специализацию производства на основе унификации и стандартизации мини-НПЗ, что позволит создать оптимальный по технико-экономическим критериям типовой параметрический ряд установок различной производительности.
А пока «Цеосит», обладающий свыше 40 отечественными и зарубежными патентами на свои технологии и катализаторы для производства моторных топлив, продает разовые лицензии. К 1996 г. было заключено 8 лицензионных контрактов на строительство мини-НПЗ разной производительности, в том числе в Сургуте, Новокузнецке, Новосибирской области, Польше и Саудовской Аравии. Генподрядчиками выступили иностранные фирмы. Их интерес к технологиям «Цеосита» объясняется тем, что они прошли тщательную экспертизу авторитетных зарубежных компаний. И лишь для новосибирского проекта привлекли Миасский машиностроительный завод. Это конверсионное предприятие, но средств на его реконструкцию выделялось крайне мало.
В результате в России, как отмечалось, после 1992 г. ни одной установки по технологии «Цеоформинг» так и не построили. Поэтому в ту же Тюменскую область бензин продолжают завозить издалека. В Новосибирской области в середине 1990-х были вскрыты три малых месторождения высококачественной нефти. На них можно ежегодно добывать до 1 млн. тонн сырья и его глубокой переработкой на местах почти полностью удовлетворять потребности региона в моторных топливах. Для этого и намеревались построить мини-НПЗ. Однако первый обладатель лицензий на месторождения компания «Сиданко» предпочла построить нефтепровод и гнать нефть в магистраль на продажу, ухудшая ее качество в смеси. А в область железной дорогой продолжают завозить бензин и дизтопливо с Омского НПЗ.
Чтобы свести диктат крупных нефтяных компаний к минимуму, необходимо, как отмечалось, увеличить количество НПЗ и их собственников. Речь идет не о создании значительной избыточности мощностей по переработке нефти, а о строительстве мини-НПЗ с глубокой переработкой сырья непосредственно в местах потребления моторных топлив. Это позволит затем начать постепенный вывод из эксплуатации выработавшего свой ресурс оборудования на некоторых крупных заводах. Но, чтобы знать сколько, чего и где строить, необходима соответствующая государственная целевая программа, подобная тем, по которым развивалась экономика СССР, а также США и других ныне благополучных стран. Причем программа должна разрабатываться в рамках государственно-частного партнерства, исходя из энергетической политики, концепция которой пока толком не сформулирована.
Представляется, что в основу этой концепции необходимо положить принципы целевого планирования и управления балансами производства энергоресурсов и их потребления, исходя из планов социально-экономического развития страны. Ведь и государство, и бизнес нуждаются в объективных ориентирах своего развития.
Чтобы мини-НПЗ строились там, где это необходимо, возможно и экономически оправдано, требуются кнут и пряник. Вот какими они видятся.
Во-первых, государство может обусловить строительство мини-НПЗ при выдаче лицензий на еще не розданные в разработку нефтяные (газоконденсатные) месторождения, там, где есть спрос на бензин и топливо. То же самое можно сделать, аннулировав выданные лицензии, если их обладатели не приступили к освоению месторождений, и выдать новые лицензии другим предпринимателям.
Во-вторых, федеральная власть и местные органы власти могут предложить на конкурсных условиях владельцам АЗС и другим желающим в соответствующих регионах построить собственные мини-НПЗ, выделив льготные кредиты и установив налоговые преференции. Причем возвращаться кредиты будут моторным топливом для государственных нужд, но по определенной цене, равной себестоимости плюс определенная норма прибыли. Снижение цены поставляемого государству того же бензина за счет нормирования прибыли позволит экономить бюджетные средства. Поэтому для обеспечения взаимной выгоды и создания привлекательности для бизнесменов государство должно будет компенсировать поставщику потерю им прибыли, поделившись с ним частью сэкономленных бюджетных средств соответствующим снижением налогов. Кроме того, чтобы не гонять впустую в обе стороны деньги, целесообразно разрешить выплачивать налоги – полностью или частично – готовой продукцией. Это позволит предприятиям сохранять соответствующую часть оборотных средств, используя их для развития.
В-третьих, государство может сдавать соответствующие месторождения в аренду на условиях соглашений о разделе продукции – СРП. Продукцией будут моторные топлива, для чего понадобится строить мини-НПЗ, что также должно быть условием аренды.
В-четвертых, местные власти совместно с заинтересованными потребителями могут организовать некоммерческие партнерства для малотоннажного производства моторных топлив для собственных нужд.
Так повсеместно можно создать условия для развития малых и средних вертикально интегрированных нефтяных компаний.
При строительстве мини-НПЗ с производительностью установки атмосферной перегонки (первичной переработки) на 50 тысяч тонн сырья в год и установки «Цеоформинг» для переработки 10 тысяч тонн низкооктанового сырья, если оборудование будет изготовлено на отечественных предприятиях, капитальные затраты, по оценкам, составят 4—5 млн. долларов, а строительство с участием зарубежных компаний обойдется в 8—12 млн. долларов. Для завода необходима площадка, не превышающая 400 квадратных метров.
Используя мини-НПЗ, можно обеспечить приближенную к потребителям комплексную переработку нефти и существенно снизить цены на различные нефтяные топлива, в том числе благодаря устранению или уменьшению затрат на их транспортировку.
Существенная децентрализация переработки нефти позволит значительно ослабить монополизм в этой отрасли, что также повлияет на удешевление моторных топлив и электроэнергии. Вместе с тем увеличение количества НПЗ и их размещение вблизи потребителей снизит риски массового прекращения поставок нефтепродуктов при аварии на каком-либо предприятии.
Как отмечалось, в России действует всего лишь одна промышленная установка, на которой производится бензин по тех