мини нпз россии список заводов– cccp-online.ru

мини нпз россии список заводов

НПЗ с суммарной мощностью 15-17 млн тонн могут не получить поддержку в виде обратного акциза

Российские НПЗ с суммарной мощностью 15−17 млн тонн в год могут оказаться вне государственной поддержки в виде обратного акциза на нефть , который будет предоставляться переработчикам в рамках налогового маневра для снижения финансовой нагрузки. Такую оценку в беседе с журналистами озвучил замминистра энергетики Павел Сорокин.

«Те , кто не подпадают под [обратный] акциз, — это 15−17 млн тонн [в год]”, — сказал он.

Ранее Минфин оценивал объем выпадающей переработки в 20−30 млн тонн.

По словам Сорокина , не все мини-НПЗ , которые перерабатывают менее 600 тыс. тонн нефти в год ( одно из условий предоставления обратного акциза) окажутся убыточными.

«Они просто перестанут получать субсидию , но они останутся прибыльными. Это особенно те , кто находится на выгодной логистике , на легкой нефти. Они лишатся субсидии в виде экспортной пошлины , но они не закроются. Часть закроется , да», — считает он.

Сорокин , а также присутствовавший на брифинге глава департамента налоговой и таможенной политики Минфина Алексей Сазанов , прокомментировали и принцип установления коэффициентов к обратному акцизу для разных НПЗ. Поправки к налоговому кодексу , принятые вчера во втором чтении , вводят так называемые логистические коэффициенты , применимые к обратным акцизам , которые , в свою очередь , будут предоставляться только тем нефтеперерабатывающим заводам , которые провели модернизацию , то есть повысили глубину переработки или переработали более 600 тыс. тонн в год.

Размер коэффициента варьируется от 1 до 1,5 и делится на шесть региональных групп. Так , самый большой коэффициент ( 1,5) применяется в отношении НПЗ , расположенных в Хакасии и Красноярском крае. Там расположен Ачинский НПЗ « Роснефти». Коэффициент 1,4 будет действовать для заводов в Туве и Иркутской области ( Ангарский НПЗ , также « Роснефть»). В отношении перерабатывающих мощностей в ЯНАО , Коми , НАО , Якутии и Бурятии будет применятся коэффициент 1,3 ( Ухтинский НПЗ « Лукойла»). Коэффициент 1,1 применим к мощностям в Тюменской , Новосибирской и Томской областях , Забайкальском крае ( Антипинский НПЗ группы « Новый поток»). Значение 1,05 будет справедливо для заводов Омской области , Алтайского края и республики Алтай ( Омский НПЗ « Газпром нефти»). Наконец , в отношении мощностей , расположенных в иных регионах , будет применяться коэффициент 1.

«Был выбран Красноярский край как некая точка отсчета , равноудаленная от востока и запада. Мы просто компенсируем часть транспортных расходов до центральной России», — пояснил Сазанов , отметив , что размер коэффициентов объясняется чисто « географией», а не принципом « кому кто нравится».

По его словам , всего в России насчитывается 28 перерабатывающих заводов , выпускающих бензин , которые могут рассчитывать на получение обратного акциза.

«[Эти 28 заводов] соответствуют , конечно. Либо по модернизации , либо потому , что русские своих не бросают», — заключил он.

Минэнерго допускает донастройку налогового маневра через 2−3 года

По его словам , сейчас российские нефтяники приняли предложенный вариант налогового маневра и возражений в отрасли нет.

«Это новый элемент , никогда раньше по такой схеме не работали. Поэтому безусловно , когда он запустится , какая-то донастройка возможна. Относительно текущей конфигурации консенсус есть. Если нужно будет донастраивать , будем делать это , но сейчас есть консенсус [с нефтяниками]”, — заявил он.

Госдума 18 июля приняла во втором чтении ряд законопроектов о завершении налогового маневра в нефтяной отрасли , который позволит бюджету получить дополнительные средства.

Провести налоговый маневр планируется в течение шести лет , начиная с 1 января 2019 года. Он подразумевает поэтапное снижение экспортной пошлины на нефть с 30% до нуля от цены нефти , а также сокращение ставок вывозных таможенных пошлин на нефтепродукты параллельно с повышением налога на добычу полезных ископаемых ( НДПИ).

Ранее вице-премьер РФ Дмитрий Козак говорил , что налоговый маневр принесет бюджету дополнительно 1,3−1,6 трлн рублей. По оценке Минфина , бюджет гарантированно получит не менее 1 трлн рублей при цене нефти в $40 за баррель.

Маневр подразумевает введение демпфирующего механизма , сглаживающего нагрузку на отрасль , а именно предоставление обратного акциза на нефть , поступающую на НПЗ. Он будет предоставляться тем компаниям , которые провели модернизацию перерабатывающих производств и намерены взять на себя обязательства за три года модернизировать производство. Кроме того , обратный акциз получат компании , попавшие под санкции США и ЕС.

Документ также предусматривает введение надбавки к отрицательному акцизу , которая будет применяться при превышении цены нефти определенного уровня. Таким образом правительство будет компенсировать нефтепереработчикам выпадающие доходы , и у них не будет стимула повышать оптовую цену на топливо.

Модернизация нефтеперерабатывающих заводов Казахстана как фактор повышения конкурентоспособности экономики

Сальжанова З.А., д.э.н., профессор

Нургазина Ж.К., магистрант КЭУК

Карагандинский экономический университет Казпотребсоюза, Казахстан

В Стратегии «Казахстан-2050» Президент Н.А. Назарбаев особое внимание уделил использованию ресурсной базы страны. При этом он подчеркнул, что к 2050 году мы должны обеспечить собственный рынок горюче-смазочными материалами в соответствии со стандартами экологичности. Поэтому развитие рынка нефтепродуктов, увеличение его конкурентоспособности является важнейшим приоритетом экономической политики Казахстана [1]. Гарантирование безопасности энергоснабжения, в частности, полное удовлетворение внутренних потребностей в главных видах нефтепродуктов – бензине, авиационном керосине и дизельном топливе, является одной из главных стратегических целей нефтегазовой отрасли республики.

Одной из основных проблем развития нефтяного рынка в Казахстане является низкий уровень конкурентоспособности нефтеперерабатывающих заводов. Нефтеперерабатывающие заводы республики, построенные во время советского периода, не соответствуют современным стандартам. Отсутствие качественных производственных мощностей для производства продуктов нефтехимии глубокой очистки не позволяет улучшить качество товарного производства в достаточных объемах с высокой добавленной стоимостью.

Проблеме модернизации нефтеперерабатывающих заводов как фактора повышения конкурентоспособности нефтеперерабатывающей промышленности республики посвящены труды Ы.С. Балабановой, О.И. Егорова, У.М. Нысанбек, Н. Жакупова и С.Т. Ермухан и др. Однако, следует отметить, что проблема модернизации нефтеперерабатывающих заводов, повышения конкурентоспособности этой отрасли до сих пор не решена.

В 1991 начался глубокий экономический спад, который привел к резкому снижению потребления нефти и нефтепродуктов. Экономика начала преодолевать кризис в середине 1990-х годов. Азиатский экономический кризис 1998 года и падение цен на нефть привело к сокращению ВВП на 18% в период 1990-2000 годов, к концу этого десятилетия ВВП упал до 88,3 млрд долларов США [8].

Восстановление экономики началось в 1999 году, и в 2001 году спрос на нефть достиг докризисного уровня. Рост был существенным в период до 2008 года, и стал возможен благодаря высоким ценам на сырьевые товары и высокой активности в разработке нефтяных месторождений и добыче нефти.

Среднегодовой прирост рынка нефтепродуктов Казахстана за период 2009-2013 годы составил 35,7% и достиг в 2013 году уровня в 2,4 млрд долл. США. Физический объем производства вырос с 13,7 млн тонн в 2009 году до 16,5 млн тонн в 2013 году, увеличившись на 20,5%. Заметно также устойчивое увеличение импорта, значение которого достигло 1,8 млрд долл. США в 2013 году. За период 2009-2013 годы количество предприятий увеличилось с 20 до 38. Положительная тенденция обусловлена ​​увеличением доли рафинированного выпуска продукции в структуре промышленного производства с 2,1% в 2009 году до 3,7% в 2013 г. Это увеличение незначительно, учитывая, что доля добычи сырой нефти в структуре промышленного производства за 2009-2013 годы составляет в среднем 51.5%, а доля рафинированной продукции составляет только 3,7% [8].

Производительность труда в отрасли за период 2009 – 2013 годы выросла в 2,3 раза до 54,7 млн тенге на человека. Это произошло благодаря значительному росту валовой добавленной стоимости в 2,7 раза до 499 млрд тенге, в то время как занятость увеличилась лишь на 16% и составила 9,1 тыс. человек. Экспорт в течение 2009-2013 годов увеличился в среднем на 9,4% в год и составил в 2013 году 4,6 млрд долл. США.

В настоящее время в Казахстане существует 3 основных нефтеперерабатывающих комплексов, которые расположены в Шымкенте, Атырау и Павлодаре, а остальные 35 из них являются мини-НПЗ. Общая проектная мощность 3 основных НПЗ составляет 17 млн ​​тонн в год. Атырауский нефтеперерабатывающий завод (далее – АНПЗ), Шымкентский НПЗ (далее – ПКОП) и Павлодарский нефтехимический завод (далее – ПНХЗ) вместе обеспечивают более 90% объема производства в секторе. Использование производственных мощностей промышленных предприятий, производящих нефтепродукты составляет 72,9% [7]. Рабочая мощность всех предприятий несколько ниже, чем проектная мощность и требует технологической модернизации, чтобы увеличить мощность НПЗ. Главные причины нехватки мощностей нефтеперерабатывающих заводов – это высокие капитальные затраты на создание новых мощностей, длительные периоды окупаемости инвестиций, ужесточенные экологические требования и необходимость инвестирования в существующие производственные мощности. Степень износа основных фондов предприятий, производящих кокс и нефтепродукты в настоящее время 33% [6].

Казахстан существенно отстает от развитых стран по глубине переработки нефти. По мнению экспертов, уровень конверсии на республиканском НПЗ составляет около 68%. Для сравнения: в США этот уровень составляет 90% или выше, в Великобритании и Канаде – 86-90%, в России – от 57 до 88% в зависимости от технологических возможностей предприятий, а в Украине – 76%.

Из-за низкой глубины обработки нефти, объем производства мазута на казахстанских нефтеперерабатывающих заводах довольно высок. Его значительная часть экспортируется, где подвергается дальнейшему более глубокому преобразованию, и другая часть сжигается в электрической и тепловой станции для генерации тепловой и электрической энергии. Мазут – основной вид сырья для производства широкого спектра топлива, масел и других синтетических продуктов нефтехимии.

Как мы видим из таблицы 1 в 2013 году на 3 основных казахстанских НПЗ было переработано 14 911 тыс тонн нефти, то есть по сравнению с предыдущим годом на 4,9% выше.

Таблица 1. Объемы переработки на НПЗ за период 2003-2013, тыс тонн

Нефтяная отрасль относится к числу приоритетных, и наращивание объемов экспорта рассматривается как важнейшая государственная задача. Необходимость мобилизации огромных средств на добычу нефти и транспортную инфраструктуру ставит нефтеперерабатывающую промышленность в исключительно сложное положение. Она либо совсем не финансируется, либо финансируется по остаточному принципу.

В то же время нефтеперерабатывающая промышленность Казахстана осталась в принципе такой, какой она была создана в 60–70 годы прошлого века. Основные производственные мощности давно выработали нормативные сроки эксплуатации. Не только на техническое перевооружение, но и на поддержание нормального технического состояния требуются чрезвычайные усилия. Тем не менее при довольно благоприятной мировой конъюнктуре цен на нефть и нефтепродукты о планах глубокой реконструкции трех казахстанских НПЗ ничего не слышно. Конечно, есть некоторые подвижки, но этого совершенно недостаточно не только для развития и реконструкции, но и внедрения крайне необходимых технических решений по снижению энергопотребления самих производителей энергоресурсов.

Нефтяной комплекс относится к высокорентабельным отраслям. Любая сфера деятельности в самом нефтяном комплексе в существующем экономическом пространстве делает самые плохие предприятия рентабельными. Нефтегазовые компании выплачивают налоги, зарплату, выпускают продукцию, позволяют безбедно существовать всем его участникам. В результате этого продолжается эксплуатация технологических установок 60-х годов прошлого века при их загрузке в 30 %.

«Шымкентнефтеоргсинтез» так же, как и Павлодарский НПЗ был ориентирован на переработку западно-сибирской нефти. Несмотря на то, что год назад он вошел в ВИНК, сырьевой базой, которой является нефть Кумколя, мощности завода по-прежнему не загружены. В настоящее время нефтепровод Омск – Чарджоу, призванный снабжать сибирской нефтью НПЗ Средней Азии, работает фрагментарно. Реально функционируют два его участка Омск – Павлодар, по которому на местный завод по замещению поступает нефть из России, и Каракоин – Шымкент, по которому на «Шымкентнефтеоргсинтез» доставляется кумкольская нефть.

Зарубежные инвесторы не настроены на серьезную реструктуризацию нефтеперерабатывающей отрасли с ориентацией крупнотоннажных производств на выпуск сложной нефтехимической продукции с последующей переработкой в готовые изделия. Их вполне устраивает работа только на востребованный сегодня рынок. Поэтому они продолжают производить нефтепродукты с высокими затратами и низким качеством.

В этой связи строительство малотоннажных производств нефтепродуктов, работающих по исключительно незатратной схеме, заставит владельцев крупнотоннажных НПЗ проводить масштабную реконструкцию и осваивать востребованную мировым рынком более дорогую, чем углеводородное сырье, продукцию.

Сегодня достаточно быстро меняется негативное мнение элиты нефтяного комплекса о малотоннажных технологических установках предназначенных исключительно для снабжения нефтепродуктами отдаленных нефтедобывающих провинций. Малотоннажные производства нефтепродуктов нашли свою надежную нишу не только в отдаленных местах добычи сырья, но и в развитых промышленных регионах благодаря следующим аргументам:

– исключительно быстрая реакция на все прогрессивные ключевые изменения, происходящие в технологии переработки углеводородного сырья;

– возможность рациональной работы на малых объемах первичного углеводородного сырья различного состава;

– возможность создания предприятия нефтепереработки с минимальным отрицательным воздействием на окружающую среду.

Сегодня задачи, которые могут решать производители малотоннажных технологических установок, значительно расширились.

Они не только могут производить качественные моторные топлива, но и в части экономики и рационального использования сырьевых ресурсов не уступают крупнотоннажным производствам. Именно исходя из этих целей и была произведена оценка представленных технико-коммерческих предложений.

Снабжение отдельных регионов моторными топливами от мини-НПЗ, производительностью 10–700,0 тыс. т/год по сырью нашло за рубежом широкое распространение [1, 2]. Высокая рентабельность нефтеперерабатывающей отрасли и трудности, связанные с обеспечением отдельных регионов нефтепродуктами, стимулировали в ведущих капиталистических странах создание целой подотрасли в нефтяном машиностроении, специализирующейся на разработке и практически серийном изготовлении малотоннажных технологических установок. Гибкость технологической схемы, аппаратурное оформление и набор процессов позволяют производить не только моторные топлива, но и вести комплексную переработку углеводородного сырья, успешно внедряя самые передовые технологии. Нефтеперерабатывающая отрасль в принципе высокорентабельная, а тенденция в развитии современных технологий переработки нефти позволяют мини-НПЗ во многих случаях опережать крупнотоннажные производства в их внедрении.

Трудности в стабильном обеспечении нефтепродуктами и высокие транспортные тарифы стимулировали многие нефтяные компании и финансово устойчивые структуры в странах СНГ к строительству «Мини-НПЗ». В настоящее время построены и успешно эксплуатируются мини-НПЗ в НК «ЛУКойл», НК «ЮКОС», НК «СИДАНКО», АК «Татнефть». Аналогичные проекты-сооружения функционируют в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах, Якутии, Северной Осетии, Калмыкии, Кемеровской, Орловской, Калининградской и многих других областях России.

Так, например, концепция развития нефтеперерабатывающей промышленности Якутии предусматривает строительство шесть мини-НПЗ. В РФ в 1995–1996 гг. на предприятиях НК «Сиданко» сооружены 3 малотоннажных НПЗ: в ОАО «Кондепетролеум» (г. Нагань), АО «Черногорнефтепереработка» (г. Нижневартовск) и ОАО «Варьеганнефть» (г. Радужный). Есть информация о размещении мини-НПЗ в Тульской, Челябинской. Барнаульской, Нижегородской и многих других областях. В республике Мари ЭЛ введен в эксплуатацию мини-НПЗ производительностью 500,0 тыс. тонн по сырью. Проектирование и изготовление завода осуществлялось по контракту с Сингапурской фирмой «Ойлтулз». Технологическая схема переработки этой фирмы практически не отличается от схем стандартных установок американских поставщиков аналогичного оборудования. В последние годы построены малотоннажные производства нефтепродуктов в Узбекистане, Киргизии и Грузии [3].

Перспективных проектов маршрутов большой нефти Казахстана на мировой рынок много. Это и нефтепровод в Китай, и транснациональный нефтепровод Актау – Баку – Джейхан. К достоинствам этих маршрутов чаще всего относят аргументы географического и политического свойства. Когда же дело доходит до экономических аспектов, то тогда в качестве достаточно сильных аргументов начинают фигурировать в качестве альтернативы старые хорошо проработанные маршруты, как северные, так и южные. Поэтому затраты как времени, так и средств на открытие «нового» направления будут невелики. Работы по восстановлению маршрута Омск – Чарджоу, по оценкам АК «Транснефть», обойдутся примерно в $20 млн. и займут несколько месяцев. Специалисты АК «Транснефть» уже провели диагностику и ремонт нефтепровода на территории Узбекистана. Для Казахстана реализация этого проекта решает очень важный и болезненный вопрос нормализации поставок сырья на переработку в Павлодар и Шымкент. Взимая с России транзитную плату непосредственно нефтью, Казахстан обеспечит не просто поставки сырья на НПЗ, а поставки именно того сырья, на которые эти НПЗ были технологически ориентированы. В этом проекте заинтересованы не только Казахстан и Россия, но и Узбекистан и Туркменистан [4].

В связи с этими решениями реанимация и перепрофилирование бездействующего продуктопровода Петропавловск – Кокшетау – Астана для снабжения нефтью намечаемых к строительству малотоннажных производства нефтепродуктов хорошо вписывается в общую концепцию полного восстановления магистральной трубопроводной системы Казахстана.

Значительные объемы Казахстанской нефти поступают на НПЗ России. Эти объемы из года в год увеличиваются, а совместные, перспективные проекты по увеличению объемов перевалки Каспийской нефти позволяют иметь гарантированное снабжение малотоннажных производств нефтепродуктов в Петропавловске и Кокшетау российской нефтью по самой незатратной транспортной схеме, в рамках замещения на равноценное количество казахстанской нефти [5].

Реанимация нефтепровода Омск – Павлодар – Шымкент и увеличение добычи нефти на Кумкольском месторождении делает перспективным строительство нефтепровода Петропавловск – Трудовое. Происходящие изменения в нефтяном комплексе Казахстана открывают перспективы для освоения средних и мелких месторождений нефти, невостребованных крупным нефтяным бизнесом. Создать гибкую систему налогов и льгот, стимулирующих деловую активность средних и мелких нефтяных компаний и привлечение инвестиций в эту сферу деятельности – основная задача государства, от решения которой зависит дальнейшее развитие рыночной экономики. Например, в Канаде почти треть всего объема нефти добывается малыми, в первую очередь частными компаниями, количество которых достигает нескольких тысяч.

Добыча природного газа из газовых и газоконденсатных месторождений обеспечивает прирост сопутствующего ему продукта – газового конденсата. Газовые конденсаты различных месторождений существенно отличаются по фракционному составу. Одни конденсаты соответствуют бензиновым или дизельным фракциям, а другие представляют смесь бензиновых, дизельных, а также фракций более высококипящих углеводородов. Содержание светлых продуктов (бензиновых и дизельных фракций) в газовых конденсатах составляет до 90 %, в то время как в нефти содержание светлых обычно не превышает 40–60 %. Следует особо подчеркнуть, что в газовых конденсатах, как правило, отсутствуют вредные примеси, ухудшающие качество моторных топлив. Трудность вывоза этих углеводородов на нефтеперерабатывающие заводы и нежелание крупнотоннажных производств принимать небольшие объемы углеводородного сырья различного качества, определяет целесообразность производства моторных топлив из этого сырья на малотоннажных технологических установках [6].

Наиболее приближен к казахстанским условиям мини-НПЗ г. Альметьевска. Завод расположен на базе Елховского нефтеперерабатывающего управления и является его структурным подразделением. Высокое содержание серы в исходном сырье (выше 3 %) в известной степени определило конфигурацию завода. Производительность завода по сырью 400,0 тыс. т в год [7].

В состав завода включены следующие технологические установки:

– атмосферно-вакуумная установка с блоком электрообессоливания;

– гидроочистка бензина и каталитический риформинг;

– гидроочистка дизельного топлива;

– аминовая очистка газов;

– получение серы (процесс Клауса);

Мини-НПЗ в Альметьевске работает на сложном для переработки сырье. Существенно ограничивает зону сбыта готовой продукции отсутствие железной дороги. Тем не менее завод работает рентабельно и за два года полностью окупил затраченные средства. Находясь в зоне с избыточными мощностями по нефтепереработке, завод успешно конкурирует с крупнотоннажными производителями нефтепродуктов. Достаточно интересными представляются проекты малотоннажных производств моторных топлив, которые намечены к реализации в странах Восточной Европы и Юго-Восточной Азии. Примером такого проекта может служить блочно-модульный мини-НПЗ производительностью 500 т/год по сырью для Индонезии, разработанный фирмой «Ventech».

Казахстан с его огромной территорией и локальным размещением развитых промышленных и сельскохозяйственных регионов объективно заинтересован в их самообеспечении энергоресурсами и, прежде всего, нефтепродуктами. Нефтепроводы, мелкие и средние месторождения нефти, которые находятся вне зоны интересов крупных нефтяных компаний, могут стать потенциальным местом размещения малотоннажных производств нефтепродуктов, ориентированных на местный рынок. В таких производствах заинтересованы и сами нефтяники, и газовики, добывающие предприятия которых расположены далеко от нефтеперерабатывающих заводов. Сколько малотоннажных производств нефтепродуктов, и какой конфигурации потребуется для рационального обеспечения нефтепродуктами всех регионов Казахстана, сегодня сказать трудно. Однако достаточно обоснованно можно утверждать, что если в США более 150 НПЗ, а в городе Сингапуре 4 НПЗ, то, безусловно, три НПЗ для Казахстана это явно недостаточно. Реализация первых трех объектов положит начало сети аналогичных производств и созданию вертикально интегрированной нефтяной компании, работающей исключительно на внутренний рынок.

Практика проектирования, строительства и эксплуатации малотоннажных производств показала, что наши машиностроители и проектировщики не могут отказаться от многих традиционных решений, которые наработаны при реализации крупнотоннажных технологических установок. Российские нормативные документы, ориентированные на проектирование нефтехимических комбинатов производительностью по сырью 6 млн тонн в год и более, практически лишают проектировщиков и машиностроителей возможности и в перспективе создать конкурентную технологическую малотоннажную установку.

Достаточно хорошо проработаны малотоннажные технологические установки других зарубежных производителей, в том числе и из стран Восточной Европы, однако бесспорными лидерами в этой области следует считать ведущие американские фирмы, специализирующиеся на их полусерийном изготовлении. Установки имеют практически одинаковое конструктивное оформление, максимально приспособленное к выполнению конкретных задач, оговоренных техническим заданием.

Прогнозные потребности регионов в нефтепродуктах на 2017 г., тыс. тонн

Стратегии, технологии, инновации ЗАО “Антипинский НПЗ”

На юго-востоке России в Тюменской области сосредоточена основная часть российских запасов нефти (72%) и природного газа (91%). Однако, несмотря на то, что Тюменская область относится к числу крупнейших нефтедобывающих регионов, она вынуждена завозить светлые нефтепродукты из других регионов в объеме около 1,2 млн.тонн, в частности, с Омского НПЗ (550 км от Тюмени), Уфимского НПЗ (8оо км) и Пермьнефтеоргсинтез (боо км). В свете борьбы с мини-НПЗ, выпускающими некондиционное топливо,особенно актуально строительство современного НПЗ с новыми технологиями, позволяющими поставлять на рынок качественные нефтепродукты в необходимом количестве. И поэтому строительство на территории области собственного НПЗ абсолютно логично.

ЗАО «Антипинский НПЗ» основан в июле 2004 г. на территории одного из крупнейших нефтегазовых субъектов Российской Федерации — Тюменской области. Завод расположен в промышленной зоне г. Тюмени на юго-востоке вблизи поселка Антипино.

В связи с тем, что строительство нефтеперерабатывающего завода с максимально возможной глубиной переработки нефти при выпуске полного ассортимента моторных топлив высокого качества требует значительных капитальных вложений, нефтеперерабатывающие заводы строятся технологическими очередями. То есть каждая технологическая очередь подразумевает организацию некого законченного производственного цикла, перерабатывать нефть и отгружать потребителям определенный набор нефтепродуктов заданного уровня качества. По такому пути развивается и ЗАО «Антипинский НПЗ».

I технологическая очередь проектной мощностью 400 тыс. тонн в год была введена в эксплуатацию уже в конце 2006 года (ноябрь). В результате технического перевооружения по состоянию на 2008 г. ее фактическая мощность составила 740 тыс.тонн в год.

В мае 2010 г. была запущена II технологическая очередь завода мощностью 2,75 млн. тонн в год. Таким образом, с пуском II очереди общая мощность НПЗ составила 3,5 млн. тонн в год. Однако ожидается, что в процессе модернизации II очереди ее мощность будет доведена до 3,3 млн. тонн в год еще до конца 2012 года, что позволит достичь общей мощности переработки на НПЗ 4,1 млн.тонн.

При строительстве Антипинского НПЗ особое внимание уделено применению высоких экологических стандартов. В последнее время на фоне растущих объемов добычи и переработки нефти вопросы охраны окружающей среды и промышленной безопасности являются одними из наиболее приоритетных как для государственных структур, так и для нефтеперерабатывающих компаний. Прослеживается острая необходимость внедрения на современных НПЗ именно комплексных мероприятий, которые направлены на минимизацию вредного воздействия промышленной эксплуатации нефтеперерабатывающих объектов на экологию.

Экологический отдел заводской аккредитованной химико-аналитической лаборатории ведет постоянный контроль состояния окружающей среды, наземных и сточных вод. Для снижения нагрузки на окружающую среду при проектировании завода заложен ряд технологических решений, позволяющих до минимума сократить водопотребление, а значит и сброс стоков, выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и исключить попадание нефти и нефтепродуктов в почву и подземные воды.

  • использование в технологических печах горелочных устройств, отвечающих самым строгим экологическим требованиям;
  • применение герметизированной системы по всей технологической цепочке;
  • контроль, автоматизация и телеметрия технологических процессов для предупреждения аварийных ситуаций и минимизация выбросов вредных веществ в атмосферу за счет точного соблюдения заданных технологических параметров;
  • обеспечение герметичного налива светлых нефтепродуктов с отводом паров в резервуары через газоуравнительные линии;
  • применение воздушного охлаждения потоков в технологических процессах;
  • внедрение водоотведения, исключающего сброс сточных вод в открытые водоемы;
  • устройство бетонных площадок для технологического оборудования и наливных эстакад с бордюрными ограждениями и трапами.

Реализация этих решений сводит к минимуму возможный ущерб окружающей среде. Кроме того, ведется строительство очистных сооружений, которые обеспечат очистку производственно-ливневых и хозяйственно-бытовых сточных вод до требуемого уровня, позволяющего использовать очищенные сточные воды повторно или сбрасывать их в водоем рыбохозяйственного назначения.

Очистка сточных вод состоит из трех основных блоков:

1. Блок физико-химической очистки стоков (импеллерная флотация компании Separation Specialists).
2. Блок биологической очистки стоков (мембранный биореактор компании GE Water and Process Technologies).
3. Блок доочистки стоков (процесс двухступенчатой фильтрации на сорбционных угольных фильтрах ФСУ, далее ультрафиолетовое обеззараживание стоков до норм СанПиН 2.1.5.980-00 «Гигиенические требования к охране поверхностных вод»).

В общей сложности очистные сооружения занимают площадь 10,73 гектара. Общая площадь заводских территорий более 150 га.

ЗАО «Антипинский НПЗ» приобрело и отремонтировало ж/д станцию Антипино, вблизи которой был построен участок готовой продукции (УГП), предназначенный для отгрузки светлых нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо) ж/д транспортом.

УГП представляет собой отдельно стоящий объект, связанный с основной площадкой завода технологическими трубопроводами, общей протяженностью около 2,9 км. Площадь участка составляет 15 Га. Размещены две двусторонние наливные эстакады, позволяющие одновременно производить налив 71 железнодорожной цистерны (что составляет ставку РЖД), с промежуточным резервуарным парком объемом в 20 тыс.м3.

Ввод в эксплуатацию УГП увеличил суммарную возможную мощность завода по наливу нефтепродуктов до 8 млн. тонн в год (3 млн. тонн базовая + 5 млн. тонн УГП), а также разгрузил действующие эстакады налива и слива на основной площадке завода. Освободившиеся резервуары основной площадки завода будут использованы в качестве промежуточных, как сейчас, так и в перспективе, что позволит увеличить надежность работы технологических объектов, а также повысить производительность предприятия по переработке нефти, в частности, поставляемой железнодорожным транспортом. Общий объем резервуарных парков завода составляет более 315 тысяч тонн.

За 2011 год в ЗАО “Антипинский НПЗ” было произведено более 2,6 млн. тонн продукции, это дизельное топливо трех сортов (зимнее, зимнее с присадкой и зимнее “гостовское”), прямогонный бензин, топочный мазут. Кроме того порядка 340 тыс. тонн были добыты и переработаны с месторождения Тарховское. ООО “Тарховское” компания-партнер владеет лицензиями на поиск, разведку и добычу нефти на шесть лицензионных участков, в пределах которых расположены шесть разрабатываемых месторождений (Ершовое, Сороминское, Северо-Сороминское, Северо-Тарховское, Никольское, Туль-Ёганское) и одно месторождение находится в стадии в разведки (Западно-Тарховское).Таким образом, товарооборот за 2011 год составил 2,94 млн. тонн, что в денежном выражении составил более 2 млрд. долл. Общие текущие запасы категорий АБС1+С2 – геологические 75,1 млн.т/извлекаемые 8,45 млн.т.

Ход реализации проектов по увеличению мощностей, глубины переработки и выпуску топлива стандарта «Евро-5».

В настоящее время компания перерабатывает сырую нефть в мазут технологический, бункерное топливо, прямогонный бензин и дизельное топливо, как по ГОСТу, так и по стандарту ЕВРО-2.

Глубина переработки составляет 6о%, но будучи успешно и стабильно развивающимся предприятием, Антипинский НПЗ строит планы по увеличению объемов и глубины переработки нефти.

1. Увеличение мощности переработки до 7,5 млн. т\год, для чего до 1 декабря 2012 года будет проведена реконструкция приемо-сдаточного пункта нефти для увеличения прокачки нефти до 6,о млн.тонн нефти по магистральному трубопроводу компании АК «Транснефть». До конца октября 2012 года будет проведена реконструкция установки ЭЛОУ-АТ-2 с целью увеличения мощности с 2,5 до 3,3 млн.тонн в год по сырой нефти. В декабре 2013 года планируется пуск новой установки ЭЛОУ-АТ-3 мощностью 3,5 млн.тонн в год. До пуска установки ЭЛОУ-АТ-3 будет проведён ряд технических мероприятий для интеграции объектов III очереди строительства в существующее производство. Это только то, что касается увеличения мощности завода. В рамках 3 очереди строительства предусмотрен ввод очистных сооружений для очистки промышленных сточных вод. В настоящий момент строительство ведётся силами генерального подрядчика — «Веллесстрой», а начало пусконаладочных работ запланировано на август — сентябрь 2013 года, для того, чтобы к пуску установки ЭЛОУ-АТ-3 очистные сооружения прошли полный цикл пусконаладочных работ.

В связи с увеличением мощности завода, потребуется строительство товарных и сырьевых парков – что сейчас и реализовывается на двух площадках завода: на участке готовой продукции монтируется парк дизельного топлива общей вместимостью 80 тыс. тонн и парк сырой нефти на основной площадке завода объемом 60 тыс. тонн. Естественно, для нормальной эксплуатации технологических объектов ведется строительство объектов общезаводского хозяйства – котельная, ГРП, распределительные подстанции, блок оборотного водоснабжения и т.д. Вот это, в общих чертах, 1 этап 3 очереди строительства и его окончание планируется в конце 2013 года.

2. Второй этап включает в себя строительство объектов, позволяющих облагораживать получаемые компоненты товарных нефтепродуктов на установках ЭЛОУ-АТ-1,2,3, с доведением качества топлив до требований Европейских норм ЕВРО 5. В состав 2 этапа войдут установки гидроочистки дизельного топлива суммарной мощностью 3,6 млн. тонн по сырью и установка производства водорода – лицензиаром является датская компания “Haldor Topsoe”. Так же будет построена установка производства элементарной серы с блоком грануляции канадской компании “ENERSUL” и с линией фасовки в биг-бэги. Управлениетехнологическими процессами будет осуществляться из центральной операторной, куда будет перенесено и управление объектами первой и второй очереди. Данное решение уже давно и успешно применяется как на зарубежных НПЗ так и отечественных заводах. Этот этап планируется к пуску в конце 2014 года.

3. Третий этап со сроком реализации в конце 2015 года. Если на первых двух этапах мы будем иметь глубину переработки 75%, то строительство блока вакуумной перегонки мазута мощностью 3,5 млн. тонн и установки замедленного коксования позволит увеличить глубину переработки нефти до 92-95%. Лицензиаром процесса “SYDECcm” выступает американская компания “Foster Wheeler”. Так же в 2016 году будет построена установка по производству высокооктановых бензинов, состоящая из блока риформинга с непрерывной регенерацией катализатора и блока изомеризации, что позволит выпускать высокооктановые бензины качества ЕВРО-5 с базовым октановым числом не менее 95 пунктов. Планируется выпуск данных бензинов на внутренний рынок в объеме 0,5 млн. тонн в год. Лицензиаром процесса выступает компания “UOP” – один из мировых лидеров в данных процессах.

4. В 2017-2018 годах предполагается пуск установки гидрокрекинга газойля.

О технической стороне развития завода можно говорить долго. Названы только основные технологические объекты, а вспомогательное производство займет почти 1/3 площадки завода. Будет реконструирован участок автоналива, построен склад сжиженных углеводородных газов, свой ремонтно-механический цех, административно-бытовой комплекс и т.д.

Кроме высококачественных автомобильных бензинов на заводе планируется производство кокса, который чрезвычайно востребован в металлургии, а также предусмотрена установка производства элементарной серы (гранулят).

Объем инвестиций в проект с 2010г. до 2015г. запланирован на уровне 2 млрд долл. Одним из шагов на пути реализации запланированной стратегии развития предприятия является подписание в марте 2012 г. мультивалютного кредитного соглашения о предоставлении ЗАО «Антипинский НПЗ» срочной и возобновляемой кредитных линий на общую сумму до 750 млн долл. Данное мультивалютное соглашение было подписано ОАО «Газпромбанк», Raiffeisen Bank International AG и ЗАО «Райффайзенбанк» совмест¬но с Glencore International AG, Vitol S.A., ЗАО «Глобэксбанк» и WestLB AG (Лондон).

Кредит со сроком погашения в марте 2017 года состоит из 3-х траншей в долларах США и в российских рублях с обеспечением в виде элементов предэкспортного и проектного финансирования.

ЗАО «Антипинский НПЗ» занимает достойное место на российском рынке нефтепродуктов. Большое внимание здесь уделяется кадровой политике, которая направлена на качественное формирование персонала с высшим и средним специальным образованием и социальным программам, такие как создание здоровых и безопасных условий труда.

Руководство предприятия убеждено, что эффективное развите бизнеса возможно лишь путем эффективного развития людей, создания благоприятных условий для работы и творчества, когда труд приносит сотруднику радость в моральном и в материальном плане. Поэтому здесь созданы все условия для возможности каждому сотруднику расчитывать на вознаграждение и карьерный рост в зависимости от профессионального и личного вклада в деятельность компании.

Что касается социальных программ, то руководство предприятия заботится не только о предоставлении качественного медицинского обслуживания, поддержке работников через систему оказания различных видов материальной помощи и компенсаций, но и, что особенно важно, стремится улучшить их жилищные условия.

Так, решением Председателя Совета директоров Мазурова Д.П. для специалистов и передовиков производства строится дом на 152 квартиры, сдача которого запланирована к 2013 году.

Одним из важных направлений социальной политики ЗАО «Антипинского НПЗ» является благотворительность. За время своего существования предприятие выработало ключевые направления оказания благотворительной помощи: поддержка оказывается не через благотворительные организации и фонды, а непосредственно детским домам, интернатам, клубам, учреждениям культуры, тюменской облаcтной организации всероссийского общества инвалидов. Подтверждением служатсложившиеся дружеские отношения с МОУ «Детский дом №66» для детей-сирот и детей, оставшихся без попечения родителей.

Не обходит предприятие своим вниманием и спортивное направление, дотируя один из тюменских юношеских клубов дзюдо. Кроме того, совсем недавно была оказана благотворительная помощь в целях подготовки и проведения в Тюменской области XII туристического слета среди лиц с ограниченными физическими возможностями здоровья «Робинзонада 2012».

Стратегическими партнерами ЗАО «Антипинский НПЗ» являются ведущие иностранные компании, среди которых «VITOL», «GLENCORE», «MERCURIA», «LITASCO».

Добавить комментарий