Сколько мини нпз в россии

Новый НПЗ в Татарии (единственный, построенный после СССР) испытывает трудности с загрузкой сырой нефтью. http://m-kalashnikov. livejournal. com/860958.html? view=46608158#t46608158

Вообще удивлен, что Калашников даже про Танако слышал. И то думаю, что услышал что там 8 миллиардов долларов распилили.)))

Практически все новые заводы построенные СССР в 70-80 годы располагались в союзных республиках. РФ на 80% досталось изношенное морально отсталое оборудование. К примеру свой последний НПЗ США построила в 1978 году. Российские заводы постарше будут.

Исторического максимума переработки российские заводы достигли в 1980 г 325,3 млн т. После этого старея они начали снижать переработку еще до развала СССР и готовится к модернизации. Но СССР развалился не успев провести модернизацию российских НПЗ. к Развалу СССР объемы переработки упали 270 млн т и к 1998 г. объемы переработки упали до исторического минимума в 164 млн т. Все бы падало и дальше. Но появился Путин и в 1999 г. правительство ввело правила, по которым нефтедобывающим компаниям предоставлялся доступ к экспортным трубопроводам «Транснефти» только после выполнения введенных для них квот по поставке нефти на отечественные НПЗ. В результате объемы переработки снова стали расти.

Строят Западно-Сибирский НПЗ, НПЗ в Семилужках, НПЗ в Киришах. Конечно жопоголики на них не обращают внимания, там же попилы маленькие, имени себе не сделаешь. Вот они и остались неизвестными широкой публике. Про глубокую модернизацию существующих НПЗ тоже писать всем влом. Это обычное наследство советской эпохи, когда в погоне за валом, проще было построить новый завод чем модернизировать существующий. Вложенных в модернизацию миллиардов долларов к примеру на нижневартовском НПЗ можно не замечать.

Http://genby. livejournal. com/57676.html

О заинтересованности в приобретении нефтеперерабатывающего завода сообщил глава Socar Ровнаг Абдуллаев на открытии офиса компании в Киеве. “Наши специалисты сейчас ведут переговоры с владельцами предприятия, — рассказал он. На уточняющий вопрос Абдуллаев ответил: — Речь идет о выкупе контрольного пакета, строительстве новых установок”.

На данный момент Херсонский НПЗ контролирует группа компаний “Континиум”. Вчера в ее пресс-службе не смогли прокомментировать слова руководителя Socar. Однако ранее в интервью совладелец “Континиума” Игорь Еремеев отмечал, что группа ведет переговоры с нефтедобывающими компаниями о привлечении средств на реконструкцию Херсонского НПЗ. Допускалось сотрудничество как с российскими, так и азиатскими и европейскими игроками рынка.

Напомним, Херсонский НПЗ был остановлен для проведения реконструкции еще в августе 2005 года. Однако и по сегодняшний день все необходимые работы не проведены. Сейчас глубина переработки нефти на этом предприятии составляет 53% (на современных заводах — более 90%). “По документам, он может перерабатывать 7 млн. тонн нефти. Но это не переработка, это превращение одного сырья в другое”, — отмечал Еремеев. По его оценке, на полную модернизацию НПЗ необходимо 700-800 млн. долларов.

Совладелец “Континиума” допускал и продажу контрольного пакета акций НПЗ. “Возможно все. Никогда нельзя говорить “нет”. Главное — понять, с кем мы имеем дело. Если это публичная компания с понятными правилами игры, то можно рисковать”, — сказал он. В то же время, по его словам, найти инвестора до выборов президента будет проблематично. “Я не думаю, что до тех пор, пока ситуация в политике и экономике не станет понятной, мы не сможем решить этот вопрос (о привлечении средств)”, — отмечал Еремеев.

Президент Socar Ровнаг Абдуллаев отметил, что компания готова инвестировать в модернизацию Херсонского НПЗ. “Предприятие требует больших вложений, однако месторасположение завода дает возможности для развития этого проекта”, — считает он. Представители азербайджанской компании и ранее подчеркивали, что их интересуют перерабатывающие мощности в первую очередь вблизи моря. Такое расположение позволяет сократить затраты на транспортировку сырья (после его доставки на украинское побережье из Азербайджана танкерами).

По словам аналитика Uресо Александра Сиренко, в случае приобретения Socar акций Херсонского нефтеперерабатывающего завода азербайджанской компании придется инвестировать также в инфраструктурные проекты. В частности, по перевалке нефти. В Херсонской области есть соответствующие мощности, однако они значительно устарели. Напомним, что российская группа “Альянс”, которая контролировала НПЗ до 2007 года, уже рассматривала возможность строительства нового терминала по перевалке нефти в Херсонском морском торговом порту, однако планы так и не были реализованы.

Эксперты затрудняются дать оценку, сколько на данный момент может стоить Херсонский НПЗ. До конца не понятно, какими активами располагает предприятие и в каком техническом состоянии они находятся. В то же время, по данным Сиренко, современный нефтеперерабатывающий завод в Европе стоит 3-4 млрд. долларов. Очевидно, что цена Херсонского НПЗ будет намного меньшей.

Напомним, ранее проходила информация, что Socar интересуется и другими проектами по переработке нефти в Украине. В частности, работой на двух западноукраинских НПЗ, подконтрольных группе “Приват”, — “Галичине” и “Нафтохіміке Прикарпаття”. В Секретариате президента даже уверяли, что представители “Привата” подписали меморандум о создании совместного предприятия с Socar. Вчера на вопрос об актуальности данного проекта Ровнаг Абдуллаев сказал следующее: “Мы рассматриваем все энергетические проекты в Украине”.

Директор “Нафтохіміка Прикарпаття” Александр Шиляев сообщил, что на данный момент завод ожидает поставок каспийской нефти. “Надеемся, что вопрос с нефтепроводом Одесса — Броды разрешится в ближайшее время. Сейчас все для этого делается”, — рассказал он. В то же время менеджер отказался уточнить какие-либо детали переговоров с поставщиками нефти и отечественными властями по данному вопросу. Напомним, что на данный момент Одесса — Броды эксплуатируется в реверсном режиме (через него идет нефть из России в Одесский порт на экспорт). Для транспортировки нефти на западноукраинские НПЗ трубопровод необходимо запустить в проектном (аверсном) режиме.

Собеседники на рынке предполагают, что, скорее всего, “Приват” намерен наладить поставку каспийской нефти на западноукраинские НПЗ без передачи каких-либо активов поставщику. Как сообщалось, группа уже начала закупать нефть Socar для подконтрольного Кременчугского НПЗ на спотовом рынке.

К строительству собственных мощностей в Украине Socar, по-видимому, утратил интерес. “Перерабатывающие возможности Украины больше, чем ее потребности. Мне кажется, имеющихся мощностей достаточно”, — отметил Ровнаг Абдуллаев.

Глава Socar также сообщил, что в Украине, кроме переработки, компания будет изучать еще несколько направлений работы. В первую очередь это транспортировка нефти по территории нашей страны в Европу. Абдуллаев напомнил, что на данный момент идет работа над технико-экономическим обоснованием Евразийского нефтетранспортного коридора (основой которого станет Одесса — Броды).

Вместе с тем Socar интересует розничный рынок нефтепродуктов. Компания намерена провести маркетинговые исследования, чтобы выяснить целесообразность строительства или приобретения АЗС.

Http://www. ukrrudprom. com/digest/Azerbaydganskie_neftyaniki_pretenduyut_na_Hersonskiy_NPZ. html? print

В России вот-вот разразится топливный кризис. Фото: коллаж Автоутро

Согласно прогнозам крупных российских нефтяных компаний, новые правила перевозки нефти и нефтепродуктов, которые ввела Федеральная служба по надзору в сфере транспорта (Ространснадзор) могут спровоцировать топливный коллапс, пишут «Вести», ссылаясь на информацию «Ведомостей».

Ространснадзор с 10 мая текущего года запретил перевозку нефти и темных нефтепродуктов в цистернах для светлых нефтепродуктов. Причиной наложения такого запрета стали несколько крупных аварий на железной дороге. Как рассказывают сотрудники крупнейших нефтяных компаний страны, это может привести к выводу из перевозок сырья 30% парка, что повлечет за собой сокращение производства на многих нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). А это, в свою очередь, скажется на поставках топлива на АЗС.

«Роснефть», «Лукойл», «Газпром нефть», ТНК-ВР и «Башнефть» уже обратились к министру транспорта Игорю Левитину с письмом, в котором озвучена просьба отложить запрет хотя бы на 1 августа. Министерство транспорта письмо от нефтяников получило, но пересматривать свой запрет не спешит. «Есть правила перевозок грузов, и нужно их придерживаться», — заявил изданию представитель ведомства.

А между тем, первые пострадавшие от нововведения НПЗ уже сообщают о проблемах. Нефтяная компания «Альянс» остановила одну из установок первичной переработки нефти на Хабаровском НПЗ. По словам представителя компании Андрея Румянцева, в результате объем переработки сократился в два раза. «Альянс» предупредил Минэнерго о возможном сбое поставок моторного топлива всему Дальневосточному региону, рассказывает чиновник министерства: если ситуация не изменится, в течение трех суток Хабаровский НПЗ может быть полностью остановлен.

Похожая ситуация складывается на Комсомольском НПЗ «Роснефти». «С конца майских праздников отгрузка на станции Уяр (с нее идет снабжение и Комсомольского, и Хабаровского НПЗ) упала примерно втрое», — рассказал изданию источник, близкий к «Транснефти». Другой источник отмечает, что этому НПЗ осталось работать пару недель, если ничего не сделать.

Проблемы с поставками отмечает и «Башнефть». Остальные НК пока работают в нормальном режиме. Но, как отметил представитель одной из них, сколько это продлится, неизвестно. «Распоряжение свалилось как снег на голову, никаких предварительных консультаций с компаниями по этому вопросу не было», — отмечает сотрудник другой компании.

Как пояснили «Ведомостям» сотрудники крупного оператора и грузоотправителя, цистерны для темных и светлых нефтепродуктов отличаются по весу и объему: светлые нефтепродукты имеют меньшую плотность, поэтому цистерны для их перевозки легче и более вместительные. Если заливать нефть в цистерны для светлых нефтепродуктов, это может спровоцировать излом из-за перегрузки.

«Виноваты все: и вагоностроители, из-за некачественного литья которых цистерны сходят с рельсов, и операторы, которые допускают перегрузку, и РЖД, по сети которой составы двигаются не с той скоростью», — считает сотрудник крупного железнодорожного оператора. «При этом никто из участников рынка не хочет нести ответственность за грядущий коллапс и терпеть репарационные потери, но кому-то все-таки придется», — добавляет он.

Понравилась статья? Вы можете оставить отзыв или подписаться на RSS, чтобы автоматически получать информацию о новых статьях.

Http://mannocci. com/stati/v-rossii-vot-vot-razrazitsya-toplivnyj-krizis/

Два дня назад одна из крупнейших на южноуральском рынке компаний повысила розничные цены на нефтепродукты на 3,1 – 4,5 процента. Челябинск не остался в стороне от общероссийских тенденций: в начале ноября рекордный прирост потребительских цен на бензин зарегистрирован повсеместно. Бороться с этим взялась Федеральная антимонопольная служба, однако большинство аналитиков и просвещенных владельцев автотранспорта слабо верят в успех.

«С 12 ноября на АЗС «ЛУКОЙЛ» бензин А–80 будет стоить 16,90 рубля (+ 70 копеек к прежней цене), Аи–92 – 19,60 рубля (+ 60 коп.), Аи–95 – 21,40 рубля (+ 90 коп.), Аи–98 – 23,00 рубля (+1 рубль). Розничная цена дизельного топлива устанавливается на уровне 18,60 рубля за литр (+70 коп.)», – известил своих потребителей на прошлой неделе Челябинский филиал ООО «ЛУКОЙЛ – Уралнефтепродукт». Как пояснили «Полит74» в руководстве компании, коррекция розничных цен связана с изменением цен на оптовом рынке нефтепродуктов. С августа по ноябрь 2007 года оптовая цена бензинов производства ООО «Пермьнефтеоргсинтез» повысилась в зависимости от вида топлива на 2–8 процентов, бензины уфимских НПЗ подорожали на 6–23 процента. Рост оптовых цен в компании связывают с дефицитом топлива на внутреннем рынке России, который, в свою очередь, считают следствием резкого увеличения экспортных поставок нефти и нефтепродуктов на фоне рекордно высоких мировых цен на углеводородное сырье.

Это подтверждает и российская статистика. По данным Росстата, организации оптовой торговли за неделю сократили продажу бензина на 6,7 процента, его запасы уменьшились на 4,2 процента. По информации исследовательского центра «Кортес», за последнюю неделю в среднем по России оптовые цены на топливо увеличились на 1,7 процента. При этом на свободном рынке товара практически нет. Эксперты не связывают этот скачок с остановками нефтеперерабатывающих заводов на ремонт: эти остановки плановые и случаются ежегодно.

Владельцы независимых сетей АЗС оценивают ситуацию как угрожающую. По их мнению, вертикально интегрированные компании, занимающие 85 процентов оптового рынка, таким образом стремятся «выдавить» независимых конкурентов, которые уже сейчас терпят колоссальные убытки. Если так будет продолжаться, они будут вынуждены либо закрываться, либо и дальше поднимать цены.

Представители же вышеозначенных компаний причину сложившейся ситуации видят в другом: нехватке высококачественного топлива. Спрос на него растет, а число нефтеперерабатывающих заводов остается на прежнем уровне.

«Бензиновые деятели» – те и другие – уповают на то, что государство найдет способ обуздать оптовые цены на топливо. Государство ищет. Ситуацией озаботилась Федеральная антимонопольная служба, которая намерена запросить у крупных нефтяных компаний сведения о структуре их сбыта топлива, а кроме того, разработать систему радикальных мер для стимулирования конкуренции. Правда, когда все запланированные механизмы придут в действие, пока не говорится.

Для пресечения спекуляций на рынке нефтепродуктов ФАС предлагает ввести для нефтеперерабатывающих заводов обязательную отчетность о плановых остановках, за точность которой заводы будут нести ответственность. Однако участники рынка опасаются, что публичность этой информации может, наоборот, сыграть на руку спекулянтам, которые, «пользуясь случаем», могут искусственно создать дефицит нефтепродуктов.

Эксперты отмечают, что рост розничных цен на бензин грозит подорожанием и других товаров потребительской корзины. В связи с этим ряд региональных и федеральных чиновников направили письма в адрес премьер-министра РФ Виктора Зубкова с просьбой принять меры на уровне государства для регулирования цен на топливо.

В свою очередь аналитики сходятся во мнении, что государство бессильно повлиять на решение проблемы. «Цены на бензин диктуются ценами на нефть на мировых рынках, а в условиях роста цен на сырье выгоднее экспортировать его, а не поставлять на внутренний рынок», – говорит исполнительный директор Российского топливного союза Григорий Сергиенко.

Слабо верят в успех и рядовые граждане. По мнению лидера Челябинского движения автомобилистов «Свобода выбора» Алексея Бруя, ФАС мало что может сделать в сложившемся положении, поскольку не имеет реальных рычагов воздействия на нефтяные компании, которым все налагаемые штрафы, как «укус комара». Со своей стороны Алексей Бруй убежден, что сколько-нибудь объективных причин для подорожания бензина нет, речь идет лишь о погоне за сверхприбылями. Видимо, в такой ситуации остается лишь смириться. Лидер «Свободы выбора» заверил, что автомобилисты меньше ездить не станут – разве что «ворчать будут больше».

Http://polit74.ru/archives/7606.html

ПАО “Укртатнафта” и оператор магистральных нефтепроводов ПАО “Укртранснафта” договорились об обеспечении транспортировки на Кременчугский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ, Полтавская обл.) не менее 1,3 млн тонн нефти сорта Azeri Light в год, начиная с 2017 года, сообщил агентству “Интерфакс-Украина” первый заместитель гендиректора “Укртранснафты” Андрей Пасишник.

“Подписан протокол о намерениях, Кременчугский НПЗ получит в течение ближайших трех лет более 4 млн тонн азербайджанской нефти, а государство получит реальную диверсификацию поставок нефти и дополнительный доход от “Укртранснафты” и снижение зависимости от импортных нефтепродуктов”, – сказал он.

А. Пасишник добавил, что подписанный сторонами 2 ноября протокол предусматривает возобновление работы участка нефтепровода Одесса-Кременчуг, простаивающего около пяти лет.

“В ходе многочисленных переговоров, стороны пришли к компромиссу разделить вопрос существующих судебных разбирательств с вопросом возобновления работы нефтепровода в Кременчуг”, – сказал он.

По словам заместителя гендиректора “Укртранснафты”, теперь необходимо получить разрешение правительства на замещение нефти сорта Urals, которой сейчас заполнен нефтепровод, на нефть сорта Azeri Light.

“Мы надеемся получить данное согласование в ближайшие недели, так как завод запланировал поставки первых партий нефти через нашу систему через полтора-два месяца”, – резюмировал собеседник агентства.

Как сообщалось, ранее на межгосударственном уровне были достигнуты договоренности о возобновлении поставок азербайджанской нефти на украинские нефтеперерабатывающие заводы.

Http://interfax. com. ua/news/economic/380942.html

Ежедневно в России перерабатывается около 5,5 млн. баррелей, или 0,77 млн. тонн нефти. По этому показателю наша страна занимает второе место в мире после США, которые перерабатывают в сутки более 2,3 млн. тонн «черного золота». При этом в Америке насчитывается 143 нефтеперерабатывающих завода (НПЗ), а в России – 42.

Высокой позицией в мировом рейтинге, по мнению отраслевых экспертов, наша страна фактически полностью обязаны той промышленной политике, которую в 1950 – 1970-х годах минувшего века проводил Советский Союз.

На сегодняшний день конкурентные позиции России, становятся все более уязвимыми из-за ограниченного объема и низкого качества внутреннего спроса. В наши дни НПЗ в силу своего «советского происхождения» исторически ориентируются на производство тяжелых нефтепродуктов – мазута, дизельного топлива, низкооктанового бензина, которые использовались для отопления помещений, выработки электроэнергии, в качестве топлива для тракторов, грузовиков и т. д. Поэтому характерной чертой российских НПЗ является значительное преобладание мощностей первичной переработки нефти над мощностями вторичных процессов, способных производить более дорогую качественную продукцию и как следствие более эффективно использовать сырую нефть.

Сегодня доля автомобильного бензина в общим производстве нефтепродуктов на российских НПЗ крайне низка и составляет 15-20%, в то время как в странах Организации экономического сотрудничества и развития этот показатель на порядок выше.

В среднем по всем российским нефтеперерабатывающим предприятия показатель глубины нефтепереработки (важнейший показатель для НПЗ, определяющий соотношение первичных и вторичных процессов переработки) составляет немногим более 70%. Для сравнения в Соединенных Штатах он превышает 90%.

По прогнозам Минэнерго РФ, мы сможем догнать по этому параметру американцев еще очень не скоро. Согласно оценкам министерских экспертов, к 2010 – 2015 годам глубина переработки на российских НПЗ достигнет 75%, а к 2020 году – только 85%. Ситуация усугубляется еще и тем, что в России действует ограничение на экспорт нефти – наши нефтедобывающие компании поставляют за рубеж в среднем 30-40%, остальное, естественно, перерабатывается внутри страны в связи с тем, что в России существует недостаток мощностей глубокой переработки, с увеличением добычи нефти и поставок сырья на отечественный НПЗ рынок заполняется тяжелыми нефтепродуктами, спрос на которые падает с каждым годом. Отчасти эта проблема решается с помощью ослабления ограничений на экспорт мазута, дизельного и печного топлива. Нефтяные кампании получают возможность активно поставлять их на мировые рынки как сырье для производства более качественного топлива (зарубежные страны, особенно государства Западной Европы, покупают наши нефтепродукты преимущественно для вторичной переработки). Однако в Европе постоянно повышаются экологические требования, в связи с чем неуклонно снижается спрос на подобную продукцию.

Так что российским заводам ничего не остается, как сделать то же самое, что в свое время сделали и зарубежные НПЗ, когда спрос на бензин рос быстрее, чем на тяжелое топливо. В ответ на затоваривание рынка мазутом и соляркой на западных предприятиях начали внедрять крекинг, что привело к увеличению доли легких нефтепродуктов в производство. Аналогичная тенденция сегодня наблюдается в российской нефтепереработке.

На сегодняшний день в России уже не осталось крупных самостоятельных нефтеперерабатывающих заводов, поскольку все они были поглощены нефтедобытчиками в процессе формирования вертикально интегрированных нефтяных компаний в начале-середине 1990-х годов.

Последнее НПЗ, не входящее в вертикально интегрированные компании лишились «независимости» в прошлом году. Тогда компания ЮКОС, занимающая второе место по добыче нефти в России (58 млн. тонн в 2001 году) приобрела крупнейшие в стране нефтеперерабатывающие предприятия – Ангарский нефтехимический комбинат, «Тюменская нефтяная компания» получила контроль над заводом «Орскнефтеоргсинтез», Хабаровский НПЗ вошел в «Группу Альянс», а крупнейшая российская нефтяная компания «ЛУКОЙЛ» (добыча нефти в 2001 году – 78,3 млн. тонн) приобрела завод НОРСИ. Таким образом, формирование структуры переобрабатывающей отрасли было завершено.

В целом темпы развития нефтепереработки в России, как, впрочем, и в ряде других стран, зависят, прежде всего, от мировых цен на нефть (нефтяные компании получают основную прибыль от поставок сырой нефти, а не от готовой продукции). Судя по всему, в Минэкономразвития РФ считают, что цены на нефть, в ближайшее время будут колебаться в приделах, вполне достаточных для развития нашей нефтепереработки. Согласно утвержденной правительством «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», российские НПЗ смогут «осилить» за год 200 – 225 млн. тонн нефти.

При этом, как признают и эксперты, и, непосредственно, работники отрасли, зависимость от ценовой конъюнктуры можно ослабить, внедряя более эффективные методы управления и тем самым повышая рентабельность предприятий. Одним из самых перспективных путей развития российской перерабатывающей отрасли нефтяники считают интеграцию нефтепереработки с нефтехимией и выстраивание единой цепочки «переработка – сбыт». [9]

Http://vunivere. ru/work16877

По данным сайта Госавтоинспекции, количество автомобилей в России за последний год возросло более чем на 1,5% и составило 56,6 млн. Ежедневно мы заправляем машины бензином и дизельным топливом, но мало кто знает, какой сложный путь проходит нефть, прежде чем попадает на АЗС. Мы отправились на крупнейший нефтеперерабатывающий завод страны – «Газпромнефть-Омский НПЗ». Там нам подробно рассказали о том, что происходит с нефтью и как появляется качественный бензин «Евро-5», соответствующий европейским экологическим стандартам.

Согласно социологическим опросам, омичи уверены, что НПЗ – то, что четко ассоциируется с городом. Точно также, как хоккейный клуб «Авангард».

Омский нефтеперерабатывающий завод – одно из мощнейших производств в стране. Объем переработки нефти достигает 21 млн тонн в год.

На заводе работают 2826 человек. Вы скажете, что для крупнейшего НПЗ России это слишком мало. Но на это есть причина: производство на ОНПЗ максимально технологично и профессионалы требуются для обслуживания и контроля процессов.

Масштабная модернизация ОНПЗ началась в 2008 году. Первый этап завершился в 2015. Промежуточные итоги впечатляют: завод полностью перешел на производство моторных топлив экологического класса «Евро-5», а воздействие на окружающую среду снизилось на 36%. Это при том, что объем переработки нефти вырос более чем на треть.

Перед самым началом экскурсии мы представляли себе определенную картину. В мыслях мелькали кадры огромных цехов, где нефть переливают из одного огромного резервуара в другой. И все это происходит в клубах густого пара, из которого в редких случаях выглядывают хмурые лица рабочих. Еще мы ожидали почувствовать специфический запах бензина, и кто-то мысленно уже примерял на себя противогаз.

В реальности процессы нефтепереработки на огромном ОНПЗ выглядят совершенно по-другому. Воздух чистый, без резких запахов. Людей на территории мы практически не видели. Все таинственные преобразования скрыты внутри резервуаров, труб и нефтепроводов. У каждой установки есть точка обслуживания со специалистами, которые следят за процессами.

Вход на территорию НПЗ строго регулируется – без спецпропуска за КПП никто не пропустит. Мы провели на заводе всего несколько часов. Несмотря на сравнительно короткое время посещения, прошли инструктаж по технике безопасности. На территории завода действуют строжайшие правила охраны труда, среди которых – обязательное наличие спецодежды.

За каждой производственной цепочкой следит «мозг» Омского НПЗ – объединенная операторная.

Все мы понимаем, что и сама нефть, и продукция выпускаемая Омским НПЗ, горюче – и взрывоопасная. Поэтому все процессы на заводе проходят со строжайшим соблюдением норм и правил промышленной и экологической безопасности. Как пример – объединенная операторная, главное предназначение которой, защитить персонал в случае аварийной ситуации.

Ее дверь больше похожа на вход в банковский сейф, а все стены монолитные, толщиной 1,5 метра. В операторной уровень давления выше, чем снаружи. Это сделано для того, чтобы, в случае разгерметизации оборудования, вредоносные газы не попали внутрь.

Здесь работают самые квалифицированные сотрудники завода, которые контролируют все технологические процессы НПЗ. На мониторах выводится информация о состоянии приборов в различных зонах завода, а с помощью многочисленных видеокамер осуществляется контроль установок в режиме реального времени.

Элитой среди технологов считаются те, кто осуществляет запуск заводов. Когда установка уже отлажена необходимо только поддерживать ее работу. Разумеется, это тоже требует высокой квалификации, но из всего широкого спектра процессов, происходящих на территории любого НПЗ, поддержание работающей установки – самый простой. Самое сложное – отладить и запустить новую: риск внештатных ситуаций велик именно в этот период.

Руководит заводом Олег Белявский. Все процессы, проходящие на предприятии, он знает «от» и «до». Олег Германович начинал работать на Омском НПЗ в 1994 году, как начальник одной из строящихся установок. За долгие годы профессиональной карьеры Белявский запустил их десятки – не только в России, но и за рубежом. Директором он стал в 2011 году.

Рядом с операторной находится исполински большая установка по первичной переработке сырья АВТ-10. Ее мощность 23,5 тыс. тонн в сутки. Здесь происходит обработка нефти, которую делят на фракции в зависимости от температуры кипения и плотности: бензин, керосин, смазочные масла, парафин и мазут.

Множество процессов на заводе направлены на то, чтобы из нефти не просто сделать продукт, а, в первую очередь, максимально качественно ее разделить. Например, для этой цели работает установка АТ-9, на базе которой с 2015 года функционирует блок электрообессоливания нефти и теплообменники. Благодаря этому из пришедшего сырья получают максимально возможное количество нефтепродуктов.

После первичной обработки получают промежуточный продукт. Каждая часть «разделенной» нефти подвергается еще нескольким видам очистки и обработки, и только после этого отправляется на товарное производство и отгружается потребителям.

Чуть ли не главным этапом вторичной переработки является каталитический крекинг. Это обработка вакуумного газойля с помощью катализаторов при очень высоких температурах. На выходе получают высококачественные, «чистые» компоненты моторного топлива: высокооктановый бензин, легкий газойль и непредельные жирные газы.

Омский НПЗ – единственный нефтезавод в стране, где производят катализаторы крекинга. Без этого компонента невозможен выпуск бензина экологического класса «Евро-5». В настоящее время большинство отечественных заводов закупают данный продукт за рубежом, и только Омский НПЗ использует свой катализатор, а также поставляет его некоторым другим предприятиям.

Образцы омских катализаторов тестировались в независимой лаборатории Греции. Результаты исследований подтвердили, что они являются одними из лучших в мире. Как только катализаторный завод запустят, Россия станет абсолютно независимой от импортных поставок.

Разработка катализаторов – сложный молекулярный процесс. Этим занимается Институт проблем переработки углеводородов РАН, который также находится в Омске. Создание «порошка» (а именно такой консистенцией обладает катализатор) происходит в научной лаборатории с использованием уникальных технологических ресурсов.

Каждый из аппаратов обладает ужасающим своей сложностью названием. Прилагательное «уникальный» здесь не для красоты: большинство приборов, используемых в лаборатории – единичные экземпляры.

Приведем пример. Перед вами жидкостной высокоэффективный хромотограф, который используется для исследования сложных органических смесей, в том числе бензина. С его помощью лаборант максимально точно определит, из каких компонентов состоит моторное топливо.

Другой пример, если вы еще в состоянии воспринимать такие названия – электронный парамагнитный резонансный спектрометр. На нем подробно исследуется концентрации тех или иных компонентов уже в катализаторе.

Радует то, что многие научные сотрудники и лаборанты – молодые люди.

Самый главный человек во всей сложной системе разработки катализаторов – Владимир Павлович Доронин. Официально, Владимир Павлович – ведущий научный сотрудник, фактически – главный «двигатель» всех процессов катализаторного производства. Американские компании усердно переманивали Владимира Павловича и предлагали за его работу баснословные деньги («20 полнокадровых фотоаппаратов», по словам Доронина), но ученый предпочел остаться в России.

Вот так выглядит «белое золото» Омского НПЗ – перед вами тот самый катализатор.

В 2010 году на заводе запустили установку изомеризации «Изомалк-2». Она выпускает изомеризат – высокооктановый компонент товарных бензинов с минимальным содержанием серы, ароматических углеводородов. Это позволяет получать бензины с высоким октановым числом пятого экологического класса.

Парк установки изомеризации. В этих «белых шариках» хранятся газ и легкие бензины.

Изначально октановое число у сырья низкое (а это значит, что топливо хуже самовоспламеняется). Изомеризация – это один из вторичных этапов нефтепереработки. Он направлен на повышение октанового числа. Сначала фракция пентано-гексана (газовый бензин) проходит гидроочистку. Кстати, чтобы не путали с водой, «гидро» в этом случае означает «водород». В процессе гидроочистки из сырья удаляются сера – и азотсодержащие соединения. Фактически, сера, которую вытащат на этапе любой гидроочистки, впоследствии не попадет в атмосферу и не выльется на наши головы «кислотным дождем». Также это успешно спасает миллионы двигателей от коррозии.

Гидроочистка улучшает качество фракции и делает ее состав пригодным для изомеризации с использованием платиновых катализаторов. Процесс изомеризации изменяет углеродный скелет – атомы в соединении располагаются по-другому, но не происходит изменения состава и молекулярной массы. На выходе получают высокооктановый компонент.

Изомеризация происходит в двух реакторах с платиновыми катализаторами российского производства. Весь процесс разработан в нашей стране, что на сегодняшний день редкость: многие установки изомеризации, которые используются на российских заводах, привезены из-за границы. Постепенно, благодаря опыту ОНПЗ, происходит импортозамещение. Установка перерабатывает 800 тыс. тонн в год и считается крупнейшей в Европе. Сейчас приобретением этой технологии активно интересуется Индия.

Далее по маршруту – установка миллионного риформинга. «Миллионный», потому что годовая мощность установки соответствует 1 млн. тонн сырья в год. Установку реконструировали в 2005 году. Здесь выпускается высокооктановый компонент риформат с октановым числом 103-104. Это одна из основных составляющих качественного высооктанового бензина.

Все это части огромного комплекса глубокой переработки мазута «КТ-1.1», который смело можно назвать заводом в заводе. Он объединяет целый ряд технологических процессов. За один год комплекс позволил резко увеличить глубину переработки нефти. Здесь перерабатывают мазут и производят вакуумный газойль. Также, с помощью каталитического крекинга, производится бензин с октановым числом 92. По итогам 2015 года, глубина переработки нефти на Омском НПЗ составила 91,7%, то есть по эффективности использования сырья завод является лидирующим в России.

Завод уделяет внимание не только технологическим процессам, но и их влиянию на окружающую среду города и его жителей. На ОНПЗ существует несколько видов контроля за экологией. Например, скважины, с помощью которых ведется наблюдение за состоянием грунтовых почв. Вокруг завода расположены семь постов независимой лаборатории – они ежедневно выполняют анализы по 13 показателям.

Как показывают результаты независимого мониторинга, воздух на «Газпромнефть-ОНПЗ» чистый.

Омский нефтеперерабатывающий завод – предприятие, которое уже сейчас имеет большое значение для всей отрасли. А через пять лет, когда будут завершены все работы по модернизации, он станет передовым не только в рамках страны, но и в масштабах всего мира. Будет любопытно посетить это современное производство и самим увидеть результат. Если подвернется такая возможность, ни в коем случае не упускайте ее.

Http://ucrazy. ru/foto/1468220260-kak-rabotaet-krupneyshiy-neftepererabatyvayuschiy-zavod-v-rossii. html

10 октября Александр Лукашенко, принимая с докладом вице-премьера Владимира Семашко, сообщил об урегулировании очередного энергетического спора с Россией.

«Я вчера познакомился с докладом правительства по нефтегазовым вопросам с Российской Федерацией. Я так понимаю, что очередные баталии закончены и нам удалось выйти на подписание соответствующего документа, проблемные вопросы, по крайней мере на вчерашний день, были согласованы и сняты», – заявил Лукашенко.

Как сообщил Владимир Семашко, Россия восстановит прежние объемы поставок нефти белорусской стороне, а Беларусь отменит решение о повышении тарифов на транзит этого углеводородного сырья.

«Мы отрегулировали все текущие моменты. Вы знаете, что в третьем квартале заблокирована половина поставки нефти в Беларусь. Мы должны были получить 6 млн т, а сейчас реально получаем только 3 млн т. Сейчас все это восстанавливается. До 20 октября должна восстановиться поставка нефти в полном объеме под полную загрузку наших НПЗ», — заявил вице-премьер.

«Мы тоже сделали компромиссные шаги. Недавно были несколько повышены тарифы на транзит нефти. Мы это возвращаем назад. То есть останутся те тарифы, которые действовали по состоянию на 1 октября», — сообщил Владимир Семашко.

По словам вице-премьера, достигнута договоренность, что Беларусь вернет определенную аккумулированную сумму, которую российская сторона рассматривает в качестве задолженности за поставку газа. Cумму он не озвучил, но по сообщениям российской стороны она составляет не менее 300 млн долларов.

«Мы должны эти деньги назад вернуть. Но взамен мы получили одномоментное существенное снижение цены газа уже в этом году и другую поддержку со стороны России. И далее (мы наметили и протоколом) обозначили траекторию снижения цены в последующие годы», — сказал вице-премьер.

Владимир Семашко уточнил, что формально снижение цены на газ произойдет с 1 июля 2016 года. Однако точную цену вице-премьер не назвал, сославшись на соответствующую договоренность с российской стороной. «Механизм снижения не такой прямой. Там более – сложные механизмы, как реально обеспечить траекторию и каким образом Беларусь будет иметь от этого определенную выгоду», — уточнил он.

Во время доклада Александр Лукашенко также подчеркнул, что Беларуси с Россией надо договориться о равных условиях для субъектов хозяйствования.

«Мы ничего лишнего не требуем от Российской Федерации. Мы требуем, чтобы наши субъекты хозяйствования и наши люди были в равных условиях в союзе Беларуси и России согласно букве и духу договора о союзном строительстве. Вот единственное, чего мы требуем, – заявил он. – Это будет главным вопросом в дальнейших моих переговорах с президентом Путиным. Я не буду затрагивать никаких бухгалтерских расчетов. Главное будет это».

«Нам надо с Россией договориться о равных условиях. Где-то мы по каким-то вопросам должны подвинуться и подвинемся (интерес у России к Беларуси огромный), где-то они. Но если мы видим свою перспективу в едином целом, нам на это надо идти и на этом надо настаивать», – заявил Лукашенко.

«Результаты переговоров, которые нам сообщили – очень обтекаемы. Сказано, что цена будет понижена, а на сколько не сообщили. Судя по всему они пришли к компромиссной цене. Она будет ниже, чем 132 доллара, которую выставила Россия, но все же выше той, на которой настаивала Беларусь», – рассказал «Белорусскому партизану» экономист Борис Желиба.

По мнению эксперта, справедливой для Беларуси сегодня была бы цена в 80долларов за тысячу кубометров.

«Но она скорей всего будет выше», – считает Желиба. – «Но с учетом того, что РФ даст нам рассрочку на выплату долга, а также восстановит поставки нефти в прежних объемах, к концу года белорусская сторона может все таки выиграет».

Однако, по словам экономиста, это далеко не последнее обострение нефтегазовое обострение между Россией и Беларусью.

«У каждого свои экономические интересы, но надо иметь какую-то культуру общения, дипломатичность, что бы не выносить скандалы на публику, ни отключать газ в феврале, ни повышать на 50% тарифы на транзит, а потом через неделю отменять. Такое вот у нас союзное государство, что все время искрит», – заявил Желиба.

Напомним, в 2016 году между Беларусью и Россией разгорелся нефтегазовый конфликт. В связи с мировым падением цен на энергоносители Минск считает справедливой цену на поставляемый в Беларусь российский газ в размере 73 долларов за тысячу кубометров (сейчас цена для Беларуси составляет 132 доллара за тысячу кубометров). Вице-премьер РФ Аркадий Дворкович дал понять, что о скидках на газ для Беларуси «речи не идет». С газовым вопросом, а также задолженностью в размере 300 млн долларов увязано и сокращение поставок нефти в Беларусь во втором полугодии на 5,25 млн тонн, что уже обошлось Беларуси в 0,3% ВВП.

Http://www. belaruspartisan. org/print/?ID=358295

Основные итоги работы нефтеперерабатывающей промышленности России за 2016 год подвел на заседании правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков генеральный директор АНН Виктор РЯБОВ.

В составе нефтеперерабатывающей промышленности в 2016 г. действовало 33 нефтеперерабатывающих заводова, в т. ч. 8 «средних» НПЗ и более 220 мини­НПЗ, а также 6 специализированных заводов по выпуску спецмасел, смазок и др.

Нефтеперерабатывающая промышленность в 2016 году в целом справилась с задачей по обеспечению народного хозяйства страны нефтепродуктами в необходимых объемах и нужного качества, кроме АЗС. Однако объем первичной переработки нефти срывается уже второй год. На старых НПЗ объем переработки снизился на 15,6 млн. тонн (11,2 в 2015 г. и 4,4 в 2016 г.)

Глубина переработки нефти на предприятиях России в 2016 году составила 79,0% против 74,2% в 2015 г. Существенный отраслевой рост глубины переработки нефти связан с вводом углубляющих мощностей, среди которых: установка каталитического крекинга (АО «Куйбышевский НПЗ»), комплекс глубокой переработки вакуумного газойля (ООО «ЛУКОЙЛ­Волгограднефтепереработка»), установка замедленного коксования (АО «ТАНЕКО», АО «Антипинский НПЗ» и др).

Глубина переработки нефти на 13 НПЗ превышает 80%, в т. ч. на 8 НПЗ – более 90%.

«Можно было бы отметить это событие, но обратите внимание на глубину переработки на средних НПЗ и примкнувшему к ним КИНЕФ (до сих пор не построен каталитический крекинг). А ведь когда КИНЕФ работал с РИФИН, был совместный план по увеличению глубины переработки. Как мы понимаем, на сегодняшний день этот вопрос повис», – отметил Виктор Рябов.

Он также добавил, что ПАО «НК «Роснефть» должно сделать рывок по глубине переработки нефти, как ранее по качеству нефтепродуктов».

Капитальные вложения в нефтепереработке сокращены существенно второй год подряд. В 2016 г.

Они составили 149 млрд. рублей против 214 млрд. рублей в 2015 г., или 69,6% к уровню 2015 г. Вводы сдвинуты на 2 – 3 года после кризиса.

В 2016 г. реконструировано и введено в строй 12 новых установок. В текущем году ожидается срыв строительства мощностей по глубокой переработке нефти.

В настоящее время в соответствии с поручением Президента Российской Федерации В. В. Путина

Разрабатывается Программа социально­экономического развития страны на период до 2025 г.

Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков обратилась в Правительство Российской Федерации и во все другие органы законодательной и исполнительной власти со следующими предложениями и замечаниями:

• необходимо уходить от сырьевой иглы в экономике страны (так называемой «голландской болезни»);

• обратить внимание, что в 2015 – 2016 гг. произошел обвал объемов первичной переработки нефти и планируется ее дальнейшее снижение;

• обратить внимание руководства страны, что есть нефтеперерабатывающая отрасль, а не сегмент;

• обратить внимание на негативные последствия реализации с 1.01.2015 г. «большого налогового маневра» и высокой налоговой нагрузки в отрасли для развития нефтеперерабатывающей отрасли;

• сырьевой вектор развития и монетарная система не позволяют решать важные проблемы реального сектора экономики, как отметил Председатель Правительства РФ Д. А. Медведев, выступая 12 января 2017 г. на пленарном заседании VIII Гайдаровского форума.

Кроме того, проект Энергетической стратегии России на период до 2035 г. не решает вопрос сырьевого вектора экономики, а снижает объем переработки нефти. Нефтяные компании, напротив, предусматривают ввод мощностей. Это ПАО «Роснефть», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Башнефть», ПАО «Татнефть», Антипинский НПЗ и другие.

«Ликвидация самостоятельности нефтеперерабатывающей отрасли, а также отсутствие регулирования со стороны Правительства РФ других отраслей нефтехимической промышленности ограничивает развитие этих отраслей и производств, и в целом Российской Федерации».

При использовании материалов ссылка на сайт Журнал НГС обязательна.

Http://sib-ngs. ru/journals/article/550

В 2012 году российская нефтеперерабатывающая промышленность поставила Рекорд по объемам переработки нефти за последние двадцать лет и впервые за последние пять-шесть лет избежала традиционного осеннего кризиса на рынке бензина — нефтяные компании наконец-то взяли на себя бремя модернизации советских НПЗ.

Сейчас мало кто помнит, что на заре новой российской экономики одной из главных целей появления вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) вроде «ЛУКойла», «Сибнефти» и ТНК называлось привлечение инвестиций в модернизацию нефтеперерабатывающих заводов.

Но прошло целое десятилетие, прежде чем началась модернизация хотя бы одного из российских НПЗ (первым стал Рязанский НПЗ, принадлежащий ТНК-ВР). Еще десять лет потребовалось, чтобы этот процесс захватил всю отрасль. Есть и первые результаты: у нас в стране наконец производится столько высокооктанового бензина, сколько примерно и нужно нашему рынку. А ведь еще два года назад мы были свидетелями традиционного осеннего бурного роста цен на моторные топлива, что неоднократно приводило к вмешательству властей в работу российских нефтяных компаний.

Всего с 2005 года в нефтепереработку инвестировано порядка 1 трлн рублей — такова цена решения проблемы «осенних обострений». При этом нефтяные компании с разной степенью успешности сумели лишь подтянуть свои НПЗ до низшей планки среднемирового уровня, и только некоторые достигли твердого среднеевропейского. Так что крупные инвестиции в отрасль потребуются и дальше — для повышения технологической сложности НПЗ, увеличения выхода светлых нефтепродуктов и уровня переработки, решения проблемы дисбаланса производства отдельных видов нефтепродуктов, роста конкуренции в отрасли.

Российская нефтеперерабатывающая промышленность и сейчас одна из крупнейших в мире. По общему объему переработки нефти Россия входит в пятерку мировых лидеров, уступая лишь США и Китаю. Это место Россия напрямую унаследовала от бывшего СССР — все крупнейшие НПЗ были построены до 1991 года. Сейчас российская нефтепереработка объединяет более 30 крупных заводов с объемами переработки более 1 млн тонн нефти (см. таблицу 1) и несколько десятков мелких.

Если по объемам перерабатываемой нефти Россия в числе лидеров, то по структуре производства нефтепродуктов и технической оснащенности заводов наша страна до сих пор отстает от стран Запада. По данным компании «Альянс-Аналитика», выход мазута в российской нефтепереработке в 2012 году составил 29% объема переработанной нефти, автобензина — 14,3%, дизельного топлива — 27,8%. Для сравнения: в США выход бензина составляет более 46%, дизельного топлива — 27%, мазута — всего 4%. В странах ЕС выход бензина около 25%, дизельного топлива — 44%, мазута — 14%.

То, что российская нефтепереработка ориентируется в первую очередь на производство мазута и дизельного топлива при сравнительно небольшом выходе бензиновых фракций, во многом объясняется советским наследием: дешевая собственная нефть позволяла плодить самые примитивные НПЗ, без процессов вторичной и третичной переработки, которых особо и не требовалось, ведь основным потребителем моторных топлив в СССР был грузовой транспорт. Свою роль сыграло и территориальное распределение инвестиций в нефтепереработку в последние десятилетия советской власти: почти все новые НПЗ, за исключением разве что Ачинского завода в Красноярском крае, строились за пределами современной России — в Литве, Белоруссии, Казахстане.

После распада СССР и формирования первых ВИНК модернизацией НПЗ почти никто не занимался. В частности, в 1990‑е в основном завершались лишь те проекты, которые были начаты еще в 1980-х. Тогда была проведена модернизация Киришского завода, контролируемого «Сургутнефтегазом», группы уфимских и Московского НПЗ, оказавшихся под контролем региональных властей.

И лишь в начале 2000-х у российских нефтяников появилось как минимум два серьезных резона инвестировать в нефтепереработку — изменение структуры внутреннего спроса и введение государством дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов.

Бурная автомобилизация страны в сочетании с постоянно растущим числом иномарок вызвала быстрый рост спроса на более качественные бензины с высоким октановым числом. Долгое время единственной компанией, откликнувшейся на этот рыночный вызов, была ТНК-ВР. С 2000-го по 2003 год она вложила около миллиарда долларов в реконструкцию и модернизацию принадлежащего ей Рязанского НПЗ. Он стал первым нефтеперерабатывающим заводом, который начал производить полноценное высокооктановое топливо, то есть не путем разгона прямогонного бензина присадками, а на основе крекингового бензина, дополненного алкилированными фракциями.

Большинство остальных компаний сосредоточилось на иных проблемах. Нефтедобыча становилась важнейшим источником доходов для бюджета, что привело к введению в 1999 году дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов. Наиболее низкими пошлины оказались для мазута, и этот продукт стал для нефтяников весьма интересным в качестве альтернативного экспортного товара. В дальнейшем соотношение пошлин на нефть и нефтепродукты менялось, но выгодность экспорта мазута оставалась неизменной. После 2005 года объемы первичной переработки стали расти быстрее, чем объемы добычи нефти, а экспорт нефти начал сокращаться. И этот период «большого мазутного экспорта» длится до сих пор.

Однако, несмотря на то, что «субсидия» обеспечивала достаточно высокий уровень операционной прибыли нефтепереработки, это не привело к инвестиционному буму в отрасли.

Выгодным экспортным товаром стало и дизельное топливо; его, как и мазут, начали использовать на европейских НПЗ в качестве сырья для дальнейшей переработки. Однако для того, чтобы экспортировать российскую солярку по нефтепродуктопроводам (см. карту), ее необходимо было предварительно очищать от вредных примесей, в первую очередь от серы. По этой причине нефтяники были вынуждены массово инвестировать в относительно простые и недорогие установки гидроочистки. Что касается бензина, то инвестиции ограничились относительно небольшими по мощности установками по производству присадок для повышения октанового числа прямогонного бензина. По числу реализованных инвестиционных проектов (см. таблицу 2) такие типы установок уверенно лидируют. Их строительством занималось большинство нефтеперерабатывающих компаний. Все это позволило сравнительно быстро начать выпуск более качественных типов бензина и дизельного топлива, но увеличить глубину переработки нефти все равно не смогло.

Дефицит инвестиций в полноценную модернизацию привел к парадоксальной ситуации: отрасль наращивала объемы переработки, заводы приближались к стопроцентной загрузке производственных мощностей, однако внутренний рынок все острее ощущал дефицит бензина.

Главным толчком, приведшим к качественному росту инвестиций в российскую нефтепереработку, стало принятие в 2008 году нового технического регламента, в соответствии с которым в России должны вводиться европейские экологические стандарты на производство моторных топлив. В частности, за несколько лет на территории страны должно прекратиться производство топлив стандарта «Евро-2» и начаться переход к стандартам «Евро-4» и «Евро-5». В 2011 году для более точного следования графику модернизации НПЗ между органами власти и нефтяными компаниями были заключены так называемые четырехсторонние соглашения, регламентирующие объемы и сроки ввода нефтеперерабатывающих установок. Основной упор в соглашениях делался на класс топлива, но глубину переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов на НПЗ каждая нефтяная компания должна определить для себя сама. Несмотря на некоторую задержку с введением нормативов, поток инвестиций в нефтепереработку за несколько лет возрос кратно. К 2012 году на нефтеперерабатывающую промышленность пришлось почти 20% общего объема инвестиций в обрабатывающую промышленность России.

Одновременно в отрасли завершилась и консолидация нефтепереработки. Прежде де-факто имеющие несколько акционеров и покупающие нефть у независимых поставщиков уфимские НПЗ и Московский НПЗ вошли, соответственно, в состав «Башнефти» (после поглощения ее АФК «Система») и «Газпром нефти». Последним крупным событием на рынке стало приобретение «Роснефтью» ТНК-ВР, за счет которого компания вышла на первое место по объемам нефтепереработки в России и обеспечила себя несколькими крупными и уже модернизированными НПЗ в европейской части России.

Все основные компании — участники рынка заявили достаточно амбициозные программы модернизации НПЗ. В случае их реализации объем первичной переработки к 2020 году увеличится до 294 млн тонн, выход светлых нефтепродуктов вырастет с 55 до 72%, а глубина переработки — с 72 до 85%. Правда, при этом выход дизельного топлива возрастет сильно — с 27,8 до 38,1%, тогда как бензина — с 14,3 всего до 19,0. В результате изменения выхода и увеличения объема переработки произойдет двукратное снижение выпуска мазута, увеличение выпуска бензина на 50%, а дизельного топлива — на 57%.

При этом основная часть проектов, реализуемых российскими нефтеперерабатывающими компаниями, все еще направлена лишь на облагораживание топлив. Ввод крупных установок каталитического крекинга и гидрокрекинга, направленного на повышение выхода качественных дизельных и бензиновых фракций, начнется только с 2015 года.

Как ни странно, несмотря на увеличение долей присутствия на рынке НПЗ крупнейших нефтяных компаний, конкурентные возможности не уменьшаются. На рынок нефтепереработки стали выходить небольшие локальные производители нефтепродуктов Юга России и Сибири, как правило начавшие бизнес в середине 1990-х в качестве производителей мазута на экспорт (первопроходцем здесь стал Марийский НПЗ, собственники которого смогли получить доступ к трубопроводной системе «Транснефти»). К началу 2000-х перерабатывать более 1 млн тонн нефти сумели Ильский, Новошахтинский и Антипинский НПЗ. В 2013 году был запущен первый НПЗ в Кемеровской области. Правда, в силу сложившейся специализации на производстве мазута, прямогонного бензина и дизтоплива оказать существенного влияния на рынок даже на локальном уровне эти предприятия пока не могут. Единственным новым крупным НПЗ, построенным нефтедобывающей компанией, стал завод «Татнефти» (прежде не имевший собственной переработки) «Танеко» в Нижнекамске. Однако в настоящее время на нем осуществляется только первичная переработка нефти, а строительство комплекса глубокой переработки нефти только намечается. Большинство мелких НПЗ тоже заявили о планах производства автомобильного бензина, но пока ни один проект не реализован. Так что на рынке автомобильных топлив влияние ВИНК пока абсолютно и нерушимо.

Что касается самих ВИНК, то они стали действовать более вариативно. Часть заводов, которые расположены в приморских районах и имеют выход на экспортные направления, как правило, увеличивают объем переработки и инвестиции в модернизацию со специализацией на дизельном топливе соответствующих евростандартов (гидроочистка и гидрокрекинг). И это логично, ведь экспортный бензиновый завод тут строить неоправданно дорого: по данным Энергетического центра «Сколково», средний российский нефтеперерабатывающий завод из-за худших возможностей выхода на экспортные каналы и более низкого качества продукции проигрывает в доходности среднему крекинговому (бензиновому) европейскому НПЗ около 83 долларов на тонну перерабатываемой продукции. Поэтому модернизация российских НПЗ под бензиновые нужды, то есть строительство установок каталитического крекинга, алкилирования и замедленного коксования, будет производиться только в глубине страны, с прицелом на внутренний рынок. Такую модернизацию на НПЗ в Нижнем Новгороде уже завершил «ЛУКойл», она запланирована на Куйбышевском и Сызранском НПЗ («Роснефть»), на Омском НПЗ («Газпром нефть»), Пермском и Волгоградском НПЗ («ЛУКойл»).

«Роснефть» до слияния с ТНК-ВР располагала относительно устаревшими НПЗ и позже других крупных нефтяных компаний начала заниматься их модернизацией. Сейчас компания реализует два крупных проекта. На базе Туапсинского НПЗ возводится фактически с нуля крупный современный завод. Это крупнейший проект по переработке нефти в России, сейчас на него приходится почти четверть всех инвестиций в отрасль. По набору основных производственных установок (гидрокрекинга, каталитического риформинга, гидроочистки топлива и изомеризации) это будет типичный проект, нацеленный на экспорт дизтоплива. Другой проект, тоже нацеленный на экспорт дизеля, «Роснефть» осуществляет на Дальнем Востоке, на Комсомольском НПЗ. В 2015 году, после ввода в строй крупных установок каталитического крекинга в Новокуйбышевске и Сызрани, компания станет абсолютным лидером в стране по производству высокооктанового бензина.

Модернизация российских НПЗ, даже в таком незаконченном виде, уже приносит свои плоды. Производство бензинов от Аи-95 и выше быстро растет, фактически вытеснив из легальной топливной торговли бензины более низких марок. Наконец, на внутреннем рынке произошло насыщение бензином стандарта «Евро-3» и выше. Интересно, что в случае реализации всех без исключения проектов строительства заявленных мощностей в стране образуется избыток бензина, который, в отличие от дизтоплива, не имеет экспортного потенциала, за исключением разве что Казахстана. Однако если это и произойдет, то только после 2020 года, так что радикального снижения цен на бензин можно не ждать.

Что касается дизельного топлива, то программы модернизации НПЗ повышают его качество, во многих случаях оно уже может поставляться на экспорт напрямую потребителям, то есть без предварительной обработки на местных НПЗ. В частности, по данным ИАЦ «Кортес», доля дизтоплива с содержанием серы 0,035% и ниже выросла с 35,5% в 2011 году до 50,2% в 2012-м. То есть все излишки дизтоплива неминуемо будут уходить на экспорт, не оказывая никакого давления на внутренние цены.

Кроме того, по мнению аналитиков ИАЦ «Кортес», нефтяным компаниям для покрытия издержек необходима более высокая маржа. Поэтому инвестиционные затраты, скорее всего, будут сдерживающим фактором для снижения цен на нефтепродукты. А с учетом роста акцизов с 1 июля этого года на автомобильные бензины и дизтопливо классов «Евро-4» и «Евро-5» цены будут удерживаться на достаточно высоком уровне до разворота мировых цен на нефть.

И эта ситуация продлится, видимо, вплоть до 2015 года, когда правительство собирается вывести экспортные пошлины на мазут на один уровень с пошлинами на сырую нефть. Только после этого привлекательность НПЗ лишь с первичной переработкой нефти, без производства качественного товарного автомобильного бензина и дизтоплива, снизится. Только тогда фронтальные инвестиции в нефтепереработку со стороны всех без исключения игроков рынка, включая «Газпром нефть», «Башнефть», «Сургутнефтегаз» и «Татнефть», резко снизят выход мазута и увеличат выход моторных топлив. И внутрироссийский рынок бензина и дизеля имеет шанс стать действительно конкурентным.

2) Крупнейшие текущие инвестиционные проекты в российской нефтепереработке

4) Основные инвестиции в российскую нефтепереработку запланированы после 2015г.

Http://21russia. ru/article/economics/2013-05-20/767

Добавить комментарий