Углеводороды | модернизация нпз

модернизация нпз

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. 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.

Таблица 2 – Прогноз реализации инвестиционных проектов в НПЗ.

Гидроочистка дизельного топлива (1,17), гидрокрекинг (0,5)

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.

Диаграмма 3- Основные инвестиции в российскую нефтепереаботку

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.

Диаграмма 4- Структура переработки нефти в РФ в 2012г, %

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.

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.

График 1- Динамика переработки нефти в РФ.

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.

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.

График 2- Динамика экспорта нефтепродуктов из РФ

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.

Три нефтеперерабатывающих завода Казахстана – Атырауский, Павлодарский и Шымкентский – не могут обеспечить растущую потребность страны в бензине и других светлых нефтепродуктах. Астана модернизирует существующие НПЗ и хочет построить еще один новый завод, что могло бы в перспективе обеспечить нефтепродуктовую самодостаточность Казахстана. Однако для российских производителей, в прошлом году поставивших в страну нефтепродуктов на более чем $1 млрд, такое развитие событий означает возможное сокращение крупного рынка сбыта.

По мере роста нефтедобычи в Казахстане неизбежно рассмотрение перспектив нефтепереработки – уязвимого места казахстанской энергетики. Традиционно Астана не покрывала всех потребностей в нефтепродуктах, и определенную часть ей приходилось импортировать из России (в последние годы этот показатель колебался вокруг 15%). Хотя модернизация трех действующих нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) страны на несколько лет приблизит ее к самообеспечиваемости, растущий по всем секторам спрос будет и впредь указывать на необходимость дополнительных мер для преодоления импортозависимости.

Нефтепереработка Казахстана во многом страдает от того, что страна на протяжении слишком длительного времени пользовалась плодами советского наследия – как и в России, развитость нефтеперерабатывающей отрасли оставляет желать лучшего. Если в РФ, благодаря объемным инвестициям в 2010-х гг. (хотя модернизация НПЗ все еще неудовлетворительна) глубина нефтепереработки достигла 81,5%, то в Казахстане она по-прежнему на уровне 70%. Это, однако, изменится к лучшему на протяжении 2018 г., по мере того, как будут усовершенствованы НПЗ в Павлодаре, Атырау и Шымкенте. Тогда, возможно, проблему «бензинового голода», регулярно возникающую ввиду недостаточности собственной выработки, жители Казахстана забудут навсегда.

Модернизация НПЗ Казахстана обусловлена сильным креном в сторону производства тяжелых нефтепродуктов – только на мазут, большую часть которого направляют ввиду избыточности на экспорт, приходится треть общего объема выработанных нефтепродуктов.

В то же время наблюдается хроническая нехватка легких фракций, таких как бензин или керосин, и северная часть Казахстана снабжается продуктами с Омского НПЗ «Газпром нефти».

Наибольший масштаб модернизации наблюдается на Атырауском НПЗ, построенном в далеком 1945 г. на базе оборудования, поставляемого Советскому Союзу из США по ленд-лизу, – с финансовой помощью казахстанских и японских инвесторов и использованием японско-китайских технологий для строительства комплекса по глубокой переработке нефти. Глубина нефтепереработки на нем будет доведена с текущих 63% до 78%. Примечательно, что при этом для Атырауского НПЗ индекс Нельсона, используемый в энергетике для оценки уровня вторичной мощности переработки, вырастет с 4 до 11.

Наименее амбициозные преобразования имеют место на Павлодарском НПЗ, самом современном крупном нефтеперерабатывающем заводе в Казахстане, где упор делается скорее на повышение качества продукции (например, строительство установки изомеризации для соответствия качественным стандартам К4/ЕВРО-4), а не расширение мощностей переработки. Таким образом, к концу 2018 г. мощности переработки Павлодарского, Атырауского и Шымкентского НПЗ достигнут 5 млн, 5,5 млн и 6 млн т соответственно, в то время как глубина нефтепереработки на них возрастет до 82%, 78,5% и 78%.

На деле модернизация казахстанских НПЗ приведет к росту производства дефицитного бензина и дизельного топлива. Если в 2017 г. производство бензина в Казахстане составляло 3,072 млн т (включая и авиационное топливо), то уже к началу следующего десятилетия выработка превысит 4 млн т в год. Аналогичным образом производство дизельного топлива, находящееся на уровне 4,4 млн т, вырастет до 6 млн т в течение 2-3 лет после завершения процесса модернизации НПЗ. Это, безусловно, снизит риски дефицита топлива (последний серьезный случай был в сентябре-октябре 2017 г.), однако лишь в среднесрочной перспективе.

Так как регулярно возникающий дефицит топлива несет в себе существенные политические риски, Астана в первую очередь заинтересована в скорейшем достижении нефтепродуктовой самодостаточности, вопросы возможного экспорта имеют второстепенный характер.

При этом ряд стран Центральной Азии также испытывает недостаток в светлых нефтепродуктах (наглядный пример – Кыргызстан), и они могли бы стать привлекательным рынком сбыта для казахстанских компаний. Именно для воспрепятствования экспорту светлых нефтепродуктов власти Казахстана ввели на них запретительно высокие экспортные пошлины.

Власти Казахстана осознают, что модернизация НПЗ может быть лишь временным решением – долгосрочной заявкой должно стать строительство еще одного, четвертого нефтеперерабатывающего завода. Предпосылки для этого, безусловно, имеются – на фоне четырехкратного роста количества автомобилей в стране за последние 15 лет потребление нефтепродуктов возросло почти в 2,5 раза. Рост будет продолжаться и впредь, спрос на бензин и дизельное топливо будет в среднем увеличиваться на 2% в год. Исходя из этого, под эгидой министерства энергетики Казахстана организована специальная группа для изучения целесообразности строительства четвертого НПЗ в Казахстане.

По предварительным планам, четвертый НПЗ может быть построен в сотрудничестве с акционерами месторождения Карачаганак – Royal Dutch Shell, ENI, Chevron и «ЛУКОЙЛ». До какой степени инициатива Астаны будет поддержана акционерами (компании KPO), неясно, так как прежние сложности наложили свой отпечаток на их отношения. Власти Казахстана инициировали судебный арбитраж в отношении акционеров Карачаганака, ссылаясь на предоставление недействительной информации об их доходах и требуя $1,5 млрд в качестве компенсации. Предполагается, что строительство четвертого казахстанского НПЗ может включать в себя урегулирование спора и снятие всех претензий в отношении KPO со стороны властей. Имеется ли необходимое для этого доверие, пока непонятно.

В любом случае, с точки зрения Астаны, к строительству четвертого НПЗ следует приступить уже в следующем, 2019 году. Максимально скорое начало строительства оправданно, так как, по данным министерства энергетики Казахстана, уже к 2021-2023 гг. образуется дефицит бензина в стране, а дизельного топлива – еще раньше, между 2018-2023 гг.

Для российских производителей стремление Казахстана обеспечивать себя в полной мере нефтепродуктами – сокращение крупного рынка сбыта.

Виктор Катона, экономист, специалист по закупкам нефти MOL Group (Венгрия)

В 1 ю очередь хотел бы сказать, что российская нефтеперерабатывающая промышленность в настоящее время представлена 34 ключевыми нефтеперерабатывающими заводами с мощностью свыше 1 млн т/год и 230 мини-НПЗ – менее 1 млн т/год.

Об этом сообщил А. Новак 7 октября 2015 г

Совокупные мощности НРЗ в России сегодня составляют 330 млн т /год.

Всего 12% наших крупных НПЗ обеспечивают 95% производства нефтеперерабатывающих продуктов в России.

Это база нефтеперерабатывающей отрасли,

33 НПЗ мощностью свыше 1 млн т/год, и 1 из них – здесь мы сегодня находимся – в г Кстове.

Бо́льшая часть крупных НПЗ была построена и введена в эксплуатацию более 50 лет назад.

Но за последнее 10-летие в России было введено 6 новых НПЗ мощностью 31,5 млн т т/год и введено и модернизировано, реконструировано 47 новых установок, которые прошли программу модернизации.

Итоги работы за 4 года и перспективные целевых задачах отрасли.

С 2011 г нефтеперерабатывающая отрасль получила новое развитие.

Были приняты решения, направленные на стимулирование модернизации производства высококачественных бензинов и переход на более высокоэкологичные классы бензина, и в этот период существенно выросла доля бензинов и дизтоплива высокоэкологичного класса.

В 2011 г бензины 4 го и 5 го класса составляли в совокупности 28% от выпуска.

Одной из мер государственного регулирования, направленной на повышение качества моторного топлива, стало принятие национального технического регламента, регламента Таможенного союза, в соответствии с которым на территории РФ предусматривается поэтапное исключение из обращения моторного топлива низких экологических классов.

Есть сроки перехода на обращение моторного топлива экологического класса, и мы действуем в соответствии с этим планом.

С 2013 г из обращения на внутреннем рынке России ушел класс №2, с 2015 г – класс №3.

Если брать страны Содружества Независимых Государств, кроме Белоруссии практически везде, где есть НПЗ, еще сохраняются низкоэкологичные классы №2 , №4 .

Если говорить о других странах помимо Европы, то в Латинской Америке, Юго-Восточной Азии тоже есть, выпускают заводы еще старые, которые не модернизированы. Хотя новые НПЗ все строятся уже класса №5 .

Что касается потребления моторного топлива.

Это очень важный показатель, исходя из которого мы планируем балансы производства.

В 2015 г мы ожидаем потребления бензина в России в объеме 35,4 млн т.

Прогноз на 2016 г, по оценке в тч консенсуса и компаний, и федеральных органов власти, в интервале 34,4 млн т – 36,4 млн т, в среднем 35,5 млн т/год.

В 2011 г были подписаны 18 четырехсторонних соглашений между нефтяными компаниями, ФАС, Ростехнодзором и Росстандартом.

Это ключевое направление работы, в рамках которого сегодня происходит модернизация в нефтеперерабатывающей отрасли.

Предусмотрена реконструкция 34 действующих установок и строительство 99 новых установок, то есть всего 133 новые установки.

Основная нагрузка по планам модернизации и по вводу установок приходится на наши вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК).

Например, у Роснефти из 130 установок – 42 установки, то есть почти 1/3 всех установок.

Анализ исполнения российскими компаниями 4-сторонних соглашений показывает, что за период 2011 – 2014 гг планы ввода установок выполнены в полном объеме.

Введено 47 установок и общий объем инвестиций составил 823 млрд рублей из общих 1,9 трлн руб, которые были запланированы в ценах 2014 г на все 133 установки.

Порядка 45% по состоянию на октябрь 2015 г уже проинвестировано.

Однако в 2015 г, в начале года, к нам обратились наши нефтяные компании с просьбой перенести модернизацию 14 установок на период 2016 – 2020 гг, и мы эти вопросы сейчас рассматриваем совместно с другими федеральными органами власти.

Прогноз производства и потребления автомобильного бензина на период 2016 – 2018 гг.

В 2016 г возможно 2 варианта развития событий.

1. В случае реализации установленного перехода с 2016 г на обращение бензина только 5 го класса возможен дефицит бензина, исходя из прогнозного потребления 1,8 млн т – 3,8 млн т.

Сразу хотел бы отметить, что эти данные были даны по состоянию на сентябрь 2015 г.

В начале октября 2015 г мы получили новые данные от компаний.

С учетом заявлений компаний, что они реализуют задачу по введению и переходу на 5 й класс в 2015 г и в 1 квартале 2016 г – еще 2,8 млн т, мы видим, что дефицит может быть от 1 млн т/год – в случае максимального потребления, до профицита в объеме 1 млн т – в случае минимального потребления.

Если же брать средний показатель, мы выйдем на баланс примерно на уровне 35,5 млн т/год.

Нефтеперерабатывающая отрасль отрасль, исходя из тех планов, которые есть и которые сегодня перед собой поставили компании в качестве задач 4-сторонних соглашений, готова обеспечить потребности внутреннего рынка в объеме прогнозного потребления, это 35,5 млн т.

Однако у нас нет резерва в этой части, поскольку в течение года мы имеем неравномерное потребление топлива: есть пиковые периоды во время посевной, во время уборочной кампаний.

В целях снижения рисков возможного дефицита и в существующей экономической ситуации, которая в принципе сегодня стимулирует компании меньше перерабатывать на НПЗ, мы считаем, что для недопущения дефицита было бы целесообразно рассмотреть вопрос продления на 1 год возможности оборота на территории РФ бензинов 4 го класса.

Дизтоплива у нас достаточно, здесь стабильный профицит дизельного топлива, который направляется как на внутреннее потребление, так и на экспорт.

Для того чтобы обеспечить стимулирование компаний окончательно завершить модернизацию и перейти на 5 й класс, предлагается рассмотреть возможность дифференциации акцизов на 4-5 й классы, с тем чтобы установить дифференциал 3,5 тыс рублей.

Это даст необходимый стимул, для того чтобы переходить ускоренными темпами на 5 й класс.

Такое решение даст возможность в случае разных факторов, влияющих на возможный дефицит потребления и обеспечение потребления топлива, этот 4 й класс в незначительных объемах может дополнительно поступать на рынок в объеме 2 – 4 млн т/год в зависимости от потребности, даст нам демпинг и снижение рисков, возможности нормального прохождения 2016 г с точки зрения обеспечения внутреннего рынка.

Поэтому Министерство энергетики обсуждает это и с другими органами власти и предлагает рассмотреть такую возможность внесения изменений в технический регламент – продлить по бензинам обращение на внутреннем рынке до 1 января 2017 г.

В части анализа 4-сторонних соглашений есть 4 предложения.

Текущая редакция 4-сторонних соглашений не предусматривает детализацию по годам объемов производства моторного топлива внутри периода 2016- 2020 гг, то есть так подписывались соглашения, что по годам было, только включая 2015 г, а 2016-2020 гг стоит одной цифрой. Чтобы четко понимать балансы производства нефтепродуктов, контроля, мониторинга, мы просим внести изменения в соглашения и разбить этот период по годам. Это касается как производства автомобильного бензина, дизельного топлива и топлива реактивных двигателей, так и актуализации сроков строительства новых и реконструкции действующих установок вторичной переработки нефти с разбивкой по годам.

3 е предложение касается обязательств компаний по поставкам на внутренний рынок.

Сегодня текущая редакция 4-сторонних соглашений не содержит таких обязательств. Учитывая, что 2016 г балансируется на малом уровне возможностей дифференциации вокруг объемов потребности, мы бы просили также рассмотреть возможность внесения изменений в 4-сторонние соглашения, в которых предусмотреть обязательства нефтяных компаний по обеспечению поставок на внутренний рынок в 2016 г автомобильного бензина не менее 90% от объемов производства.

4 е предложение касается обязательств по вводу установок по переработке нефтяных остатков.

Таких обязательств сегодня нет в 4-сторонних соглашениях, а это важно также с точки зрения планирования и формирования устойчивого прогнозирования потребления н/продуктов и их производства.

Нужно рассмотреть возможность изменения 4-сторонних соглашений и предусмотреть обязательства нефтяных компаний по строительству и реконструкции установок по переработке нефтяных остатков.

О текущем положении дел на МНПЗ и его масштабной модернизации Агентству нефтяной информации рассказал генеральный директор Московского НПЗ Аркадий Егизарьян.

– Традиционно в период капитального ремонта на МНПЗ в Москве и Московской области возникает ажиотаж вокруг цен на бензин. Как завод намерен предотвратить это в наступающем ноябре?

– Я хочу сразу подчеркнуть, что бензиновый и ценовой ажиотаж в Москве и Московской области в преддверии ремонта МНПЗ – спекуляции в чистом виде. Ремонты проходят каждый год, завод всегда к ним основательно готовится и еще ни разу реального дефицита не возникало. Вот если бы МНПЗ остановился месяца на три, возможно, мы бы снизили поставки на рынок. Но в данном случае могу наверняка сказать, что перебоев с топливом в Московском регионе в период ремонта МПНЗ не будет. Во всяком случае, не по вине нашего завода. Мы, напротив, постараемся поддержать своими поставками тех, у кого вдруг возникнут сложности с топливом. В ноябре, несмотря на ремонтные работы, мы поставим на рынок Московского региона более 182 тыс. тонн бензинов. Это лишь на полпроцента меньше объемов ноября прошлого года – при том, что тогда ремонтов на заводе не было. К тому же “Газпром нефть” дополнительно поставит в ноябре 8,5 тыс. тонн бензинов с ЯНОСа. То есть общий объем поставок “Газпром нефти” в Москву и Московскую область будет выше, чем в ноябре прошлого года. Тем более, что на фоне проблем с нефтепродуктами, возникавшими в России в течение всего года, этой осенью МНПЗ готовился к ремонтам особенно тщательно.

– Что значит, подготовка к ремонту была более тщательной? И какой запас нефтепродуктов сделан?

– В этом году мы жестче подошли к организации работ. Материально-техническая база, которая будет использоваться при ремонте, полностью готова. Необходимые детали, агрегаты заказаны, привезены на территорию завода и ждут своего времени. Не допускаем никаких сбоев от поставщиков, не намерены ни часа терять на ожидание доставки, а план ремонта расписан так, что надеемся не потерять и лишней минуты.

Резервуары МНПЗ впрок заполнены нефтепродуктами. Но самое главное, МНПЗ производит продукции больше существующего объема заказов – это позволяет сформировать необходимый резерв. Если сравнивать месяц к месяцу, то в этом году в ноябре мы переработаем 877 тыс. тонн нефти, в то время как в прошлом переработали 865 тыс. тонн. В годовом выражении Московский НПЗ также предполагает плановый рост: в 2011 году объем переработки должен составить 10,9 млн тонн против 10,3 млн в 2010 году.

– Расскажите о планах ремонтных работ на Московском НПЗ в ноябре?

– Ожидается плановый ремонт, и ничего неординарного в нем нет. Нефтеперерабатывающие заводы традиционно ремонтируются в теплое время года, МНПЗ планировал делать это в октябре. Но в связи с тем, что в октябре еще сохраняется высокий спрос на топливо, мы по согласованию с Минэнерго сдвинули ремонтные работы на месяц – проведем их с 1 по 27 ноября включительно. Планируется ремонт “малого кольца” переработки – и это одна из причин, по которой не стоит волноваться из-за дефицита топлива. “Малое кольцо” все-таки по объемам производства гораздо меньше, чем “большое”.

Ремонт будет проведен на 7 установках. Установка малого каталитического риформинга и АТ-ВБ (висбрекинг с блоком подготовки сырья) заработают на полную мощность уже к 24 ноября. Ремонт установки гидроочистки дизельного топлива Л 24/5 завершится 25 ноября. К 27 ноября мы выведем на нормальный технологический режим установку первичной переработки нефти АВТ-З, установку вторичной перегонки нафты Л-22/4, установку обессоливания нефти ЭЛОУ-2. На этом ремонт “малого кольца” технологических установок завода будет закончен. И мы предприняли все, чтобы выдавать на рынок продукты независимо от проведения ремонтных работ.

– Каков межремонтный пробег завода и планируется ли его увеличивать?

– Фактически МНПЗ ремонтируется каждый год – в прошлом году был ремонт “большого кольца”, а на этот раз “малого”. То есть межремонтный пробег одного кольца составляет 2 года, но переработка на заводе не останавливается никогда. Ремонтные работы установок длятся ориентировочно 1 месяц – 26-29 дней, раньше мы ремонтировались 45 дней.

Для того, чтобы увеличить межремонтный период, необходимо обеспечить надежность и безопасность технологических цепочек. Не просто инструкцию пересмотреть, а в металле все переделать, с ведомствами согласовать. Это очень большая профессиональная ответственность, тем более для нашего завода, расположенного в столице. Нельзя допустить ни единого просчета, ни одной ЧС. Хотелось бы, конечно, поскорее перейти на более длительный межремонтный пробег. Все крупные компании над этим работают. Объективно оценивая ситуацию, я думаю, что на Московском НПЗ на такой переход уйдет не меньше 4-4,5 лет.

– Как Вы оцениваете текущее техническое состояние завода? Какие меры необходимо предпринять, чтобы МНПЗ стал лидером перерабатывающей отрасли РФ?

– В настоящее время МНПЗ по объему переработки занимает седьмое место в РФ. По технической оснащенности, параметрам глубины переработки, выходу светлых нефтепродуктов – держимся в первой десятке. В ходе программы модернизации, которая стартовала в прошлом году, в течение ближайших 5 лет 70% завода будет перестроено – это позволит МНПЗ попасть в пятерку лучших в стране. Но не думаю, что лидерство – наша принципиальная цель, важнее не упустить время и возможности. У нашего завода есть колоссальное преимущество: он находится в центре самого лучшего рынка – Московского региона. Но при этом в вопросах экологии и промбезопасности спрос с МНПЗ в несколько раз выше, чем с любого нефтеперерабатывающего завода в другом регионе России. Мы как под микроскопом – у населения, контролирующих органов и представителей власти; получаем оперативную реакцию на малейшее отклонение от норм. И вот в вопросах экологии и промбезопасности нам точно нужно стремиться стать первыми.

– Что представляет собой программа модернизации завода?

– На первом этапе, в 2012-2013 годах, мы продолжим работать над вопросами повышения качества топлив, приведения его в соответствие с техрегламентом. Сейчас мы все сроки выдерживаем, по некоторым параметрам даже опережаем технический регламент.

Завод уже с 2011 года производит дизельное топливо, автобензин по стандарту евро-4 в объеме 2,4 млн. тонн. Мы готовимся к производству евро-5, потенциально заглядывая на евро-6. Пока выпуск таких нефтепродуктов в России экономически неоправдан, но все равно мы рано или поздно придем к тому, что научимся правильно считать цену здоровья населения, как это делается во всем цивилизованном мире. На евро-5 МНПЗ перейдет в 2013 году, будет делать в этом стандарте весь дизель и бензин.

Уже в конце 2012 года на территории Московского НПЗ все будет совершенно по-другому. Меня сложно будет застать в кабинете, большую часть времени буду проводить на строительных площадках. У нас планируется серьезная модернизация ряда действующих установок: гидроочистки дизельного топлива, битумной установки, установки получения серы с блоком доочистки хвостовых газов. Начнем строительство новых объектов: установок гидроочистки бензинов, изомеризации легкой нафты.

А что самое главное – существенно изменится в лучшую сторону экологическая составляющая.

– И Капотня сразу почувствует свежий воздух?

– На всех трех этапах модернизации самым важным фактором будут вопросы экологии и промбезопасности. На каждом этапе мы серьезно улучшим экологическую составляющую, снизим воздействие на окружающую среду кратно, по некоторым параметрам – в десятки раз.

Уже после первого этапа модернизации МНПЗ специфических запахов и выбросов от нефтепереработки в Капотне вообще не будет. Через год-полтора московский завод перестанет восприниматься как сильный загрязняющий фактор. Жители района, скорее, почувствуют выхлопные газы от множества автомобилей на МКАДе.

Например, сейчас очистные сооружения МНПЗ открыты, соответственно, есть испарения, запахи. В апреле следующего года мы введем новые механические очистные сооружения закрытого типа, где очистка осуществляется в резервуарах. Мощность новых очистных в 2 раза больше сегодняшних – и будет превышать текущие потребности МНПЗ. Но мы смотрим на перспективу, ведь завод будет расти.

Кроме того, в апреле мы завершим реконструкцию большой битумной установки, которая станет не только выпускать более качественный продукт, но и снизит энергопотребление объекта, а герметичный налив позволит совершенно избавиться от битумного запаха.

Еще один экологически важный объект – установка производства серы. Надеемся закончить ее в ходе второго этапа модернизации в 2014-2015 годах, хотя основные мероприятия по реконструкции должны завершиться в 2012 году.

– Планы по масштабной модернизации завода принимались, когда в акционерах МНПЗ еще было правительство Москвы. Как они изменились в связи с тем, что “Газпром нефть” стала единоличным владельцем завода?

– Планы финансирования модернизации МНПЗ в сумме порядка 66 млрд рублей на 2010-2020 годы остаются в силе. На втором цикле модернизации – в 2015-2016 годах – будут решаться вопросы повышения глубины переработки. На этом этапе возможны некоторые изменения программы – по предварительной оценке, объем инвестиций в результате может составить более 80 млрд рублей.

Что касается третьего этапа модернизации, то в целом он рассчитан до 2020 года, но мы планируем все объекты завершить в 2018 году. Есть у нас идея возведения гидрокрекинга тяжелых остатков, что сделает завод технически безупречным, позволит “выскребать со дна бочки” и перерабатывать все остатки переработки. Очень трудная для реализации задача, поскольку процесс гидрокрекинга тяжелых остатков фактически неокупаем, но ведь нужно стремиться к идеалу.

Кстати, об идеале. На пути к нему есть еще одна не менее сложная цель –комплексная автоматизация Московского НПЗ. Эта программа, рассчитанная на 5-6 лет, должна свести нефтепереработку к полностью автоматизированному производству, управляемому из одной-двух операторных.

– “Газпром нефть” уже проводит ребрендинг Московского НПЗ?

– Ребрендинг идет полным ходом. Скоро зарегистрируем новое юрлицо – ОАО “Газпромнефть-МНПЗ”, уже разработан новый логотип завода в фирменном стиле “Газпром нефти”. Тем временем думаем об изменениях в производственном дизайне – оформлении резервуаров, труб, спецтехники и т.д. В ходе ноябрьского ремонта уже покрасим одну из установок “малого кольца” в цвета “Газпром нефти”. Все эти изменения – часть процесса интеграции завода в структуру компании. Внедрение корпоративной культуры, надеюсь, скажется позитивно на настроениях в коллективе завода.

За минувший год стали явными перемены на МНПЗ, их активно вносит акционер. Меняются стандарты работы завода во всем: от схемы принятия решений до осуществления перерабатывающих процессов. Мы превращаемся из хозяйствующего субъекта в исключительно производственное предприятие, без всяких дополнительных функций и задач, которые решались здесь ранее – депозитов, кредитов, пенсионных фондов и т.д.

Это требует определенных усилий, потому что на заводе за долгие годы его существования в сложных акционерных ситуациях сформировалась своя система управления. Сейчас, когда МНПЗ становится унифицированным предприятием в составе “Газпром нефти”, самым важным изменением стало начало модернизации, появилось четкое понимание перспектив завода на ближайшие 10 лет.

Кроме этого, происходит общее обновление экономики МНПЗ. Так, решая вопросы повышения эффективности, мы вывели на аутсорсинг непрофильные для НПЗ направления работы, и это дало экономический результат. Непосредственно на заводе из прежней штатной численности – 3200 человек – осталось 1900. При выводе на аутсорсинг вспомогательных производственных подразделений мы ставили задачу добиться экономии до 8% от нашего бюджета, и нам удалось это сделать.

– Ростехнадзор недавно проводил внеплановые проверки перерабатывающих заводов. Какими были результаты работы Ростехнадзора на МНПЗ?

– Та проверка, о которой вы говорите, была инициирована последними событиями на рынке, касающимися проблем с нефтепродуктами. Вообще же Ростехнадзор осуществляет контроль в регулярном режиме: на Московском заводе с начала года это была, наверное, седьмая по счету проверка. Так что для нас идет обычный рабочий процесс: проходим проверку, выполняем предписания. Хотел бы отметить тенденции в работе с Ростехнадзором. Контроль ведомства все больше ужесточается, и понятно почему – правительство давно озаботилось вопросами качества нефтепродуктов, глубиной переработки, ситуацией на внутреннем рынке. Все это подталкивает нефтяные компании внимательнее заниматься вопросами переработки. Однако, видя позитивную динамику, Ростехнадзор идет с нами на конструктивный диалог.

– Тема расположения МНПЗ в пределах административных границ столицы из категории долгоиграющих. Актуально и реально ли перенесение завода за периметр Москвы или это вопрос дальнейшего будущего?

– Лично я в этом смысла не вижу. Во-первых, надо признать, что нефтеперерабатывающая промышленность – далеко не самая “грязная” из всех отраслей, МНПЗ находится не в центре города, он удачно расположен в плане розы ветров, и воздействие завода на окружающую среду не столь значительно, как это может казаться. Что даст перенос? В плане экологии – ничего. Особенно после модернизации, реконструкции и внедрения новых технологий. Я говорю это со всей серьезностью. И сейчас-то выбросы с МКАДа в десятки раз больше, чем с МНПЗ. Потенциально это кому-то может быть выгодно, но вряд ли городу и москвичам.

Допустим, МНПЗ перенесут. Переведутся и налоги, и рабочие места, ведь мы даем работу многим людям, сервисно сопряженным с заводом. Построить на этой территории что-то другое удастся очень не скоро: длительное время займет рекультивация земель и приведение площадок в соответствие со стандартами жилой среды. Поэтому я считаю, что тема с переносом МНПЗ надуманная. Снести-то можно. А построить новый нефтеперерабатывающий завод поблизости с Москвой? Маловероятно.

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка антидетонационных добавок можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков «Рынок антидетонационных добавок в России».

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка бензина можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков «Рынок автомобильных бензинов в России».

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка МТБЭ можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков «Рынок МТБЭ в России».

Добавить комментарий