Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) – производители дизельного топлива. Первые нефтеперерабатывающие заводы в Советской России были введены в строй в конце 20-х –30-х годов прошлого века в период индустриализации.
Второй волне строительства НПЗ дала толчок вторая мировая война. Советский Союз был вынужден построить несколько заводов в Поволжье и на Дальнем Востоке для обеспечения снабжения войск топливом. Но Основная часть нефтеперерабатывающих заводов России появилась в два послевоенных десятилетия: до 1965 г. Было введено в эксплуатацию 16 заводов, почти половина действующих на сегодняшний день в стране.
К 1990-м годам Суммарные мощности НПЗ по первичной переработке нефти, расположенные на территории Российской Федерации, достигли 296 млн тонн в год. Но с началом экономических реформ резко сократилось внутреннее потребление нефтепродуктов. В результате чего мощности заводов оказались загруженными менее чем на 50%.
Наличие избыточных мощностей, а также отсутствие инвестиций привело к моральному и физическому устареванию оборудования заводов. Это объясняет тот факт, что на рубеже веков глубина переработки нефти составила в среднем по России лишь 67,4 % – намного ниже, чем в любой развитой стране. Примерно то же самое можно сказать и о Качестве выпускаемых нефтепродуктов.
С середины 2000-х годов в стране ведется работа по Модернизации нефтеперерабатывающих заводов. В частности, к 2015 году все производимое топливо должно соответствовать стандарту Евро-5. А на последующие годы планируется массовое внедрение комплексов глубокой переработки нефти. Этому способствуют и рост внутреннего потребления, и высокие Цены на нефтепродукты на внешних рынках.
В постсоветское время в Российской Федерации были запущены несколько нефтеперерабатывающих предприятия общей мощностью свыше 16 млн тонн, из которых выделяется Нижнекамский НПЗ (8 млн тн). При этом в стране появились около 250 Мини-НПЗ с глубиной переработки около 40%, а также несчетное множество нелегальных «самоваров», в основном, на территории Северного Кавказа. В качестве одной из мер по стимулированию строительства современных производств правительство России запретило подключение к магистральным нефтепроводам новых НПЗ, глубина переработки у которых составляет менее 70 %.
По сообщениям Министерства энергетики, сейчас в России существуют Планы строительства 22 новых НПЗ. Если все они реализуются, то с учетом модернизации существующих заводов, Объемы производства дизельного топлива в стране удвоятся. В частности, в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан планировалось построить самый крупный в России НПЗ, глубина переработки нефти составит 93 %, что соответствует достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих заводах США. Однако пока многие планы остаются лишь на бумаге.
Http://gasoil-center. ru/neftepererabatyvayushchie-zavody-npz-proizvoditeli-dizelnogo-topliva/
Большинство нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) России появились в два послевоенных десятилетия. С 1945 по 1965 г. было введено в эксплуатацию 16 заводов, или более половины действующих на сегодняшний день в РФ.
При выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались прежде всего принципом близости к районам потребления нефтепродуктов. НПЗ в Рязанской, Ярославской и Горьковской (ныне Нижегородской) обл. были ориентированы на Центральный экономический район; в Ленинградской обл. — на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае — на густозаселенный Северо-Кавказский район, в Омской обл. и Ангарске — на потребности Сибири. Однако шло и наращивание производства нефтепродуктов в местах добычи нефти. До конца 60-х годов главным нефтедобывающим районом страны было Урало-Поволжье, и новые НПЗ были построены в Башкирии, Куйбышевской (ныне — Самарской) и Пермской обл. Эти НПЗ покрывали дефицит нефтепродуктов в Сибири и других районах России, а также в союзных республиках бывшего СССР.
За 1966—1991 гг. в СССР было построено только 7 новых НПЗ, из них 6 — вне России (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре). Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 г. на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введенный в эксплуатацию в 1982 г. Кроме того, в 1979 г. была организована переработка нефти в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства.
В настоящее время основу нефтеперерабатывающей отрасли в России составляет 26 НПЗ (табл. 1) суммарной мощностью по первичной переработке — 263,5 млн т (из них 196,2 млн т мощностей принадлежит нефтяным компаниям). Кроме того ОАО «Газпром» располагает 6,8 млн т нефтеперерабатывающих мощностей. На долю мини-НПЗ (малотоннажных установок) приходится еще 5,0 млн т (табл. 2).
Таким образом, суммарные мощности по переработке нефтяного сырья в России составляют 275,3 млн т.
Http://archive. fo/v80Z
Большинство нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) России появились в два послевоенных десятилетия. С 1945 по 1965 г. было введено в эксплуатацию 16 заводов, или более половины действующих на сегодняшний день в РФ.
При выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались, прежде всего, принципом близости к районам потребления нефтепродуктов. НПЗ в Рязанской, Ярославской и Горьковской (ныне Нижегородской) обл. были ориентированы на Центральный экономический район; в Ленинградской обл. — на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае — на густозаселенный Северо-Кавказский район, в Омской обл. и Ангарске — на потребности Сибири.
Однако шло и наращивание производства нефтепродуктов в местах добычи нефти. До конца 60-х годов главным нефтедобывающим районом страны было Урало-Поволжье, и новые НПЗ были построены в Башкирии, Куйбышевской (ныне — Самарской) и Пермской обл. Эти НПЗ покрывали дефицит нефтепродуктов в Сибири и других районах России, а также в союзных республиках бывшего СССР.
За 1966—1991 гг. в СССР было построено только 7 новых НПЗ, из них 6 — вне России (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре). Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 г. на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введенный в эксплуатацию в 1982 г. Кроме того, в 1979 г. была организована переработка нефти в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства.
В настоящее время основу нефтеперерабатывающей отрасли в России составляет 26 НПЗ (табл. 1) суммарной мощностью по первичной переработке — 263,5 млн. т (из них 196,2 млн. т мощностей принадлежит нефтяным компаниям). Кроме того ОАО «Газпром» располагает 6,8 млн. т нефтеперерабатывающих мощностей. На долю мини-НПЗ (малотоннажных установок) приходится еще 5,0 млн. т (табл. 2).
Таким образом, суммарные мощности по переработке нефтяного сырья в России составляют 275,3 млн. т.
Наиболее крупные мощности размещены в Приволжском (43%), Центральном и Сибирском федеральных округах. На три этих округа приходится более 70% общероссийских нефтеперерабатывающих мощностей. Среди субъектов Российской Федерации по мощностям первичной переработки нефти лидирует Башкирия — около 44 млн. т. Среди нефтяных компаний самыми большими мощностями располагает ЮКОС — 53 млн. т.
Малотоннажные установки в стратегическом плане не влияют на общее положение в отрасли; выпускаемые ими нефтепродукты используются для решения локальных проблем обеспечения отдаленных от сырья регионов.
Http://concentre. ru/neftepererabatyvayushhie-predpriyatiya/neftepererabatyvayushhaya-promyshlennost-rossii. html
Современная производственная база, отработанные технологии и многолетний опыт инжиниринга, референции и компетенции персонала, накопленные при производстве атомного оборудования, определяют уникальные возможности предприятий Объединенных машиностроительных заводов при проектировании и изготовлении широкой гаммы сосудов давления различного назначения и весогабаритных характеристик для нефтегазохимической отрасли.
В состав бизнес-направления входят: ПАО «ИЖОРСКИЕ ЗАВОДЫ», ОАО «УРАЛХИММАШ», ООО «ГЛАЗОВСКИЙ ЗАВОД ХИММАШ» и ŠKODA JS a. s.
Ижорские заводы – крупнейшее машиностроительное предприятие РФ по выпуску уникального корпусного оборудования: реакторов для вторичных процессов переработки нефти, сепараторов, сосудов гидротермального синтеза, емкостей для хранения жидких углеводородов и газов, газгольдеров и др.
Опыт, накопленный Ижорскими заводами, и отработанные технологии производства сосудов и трубопроводов для атомной энергетики, работающих в условиях высоких давлений, температур, циклических механических и термических нагрузок и воздействия агрессивных сред, нашел свое применение при проектировании и изготовлении широкой гаммы сосудов давления различного назначения и весогабаритных характеристик для нефтегазохимической отрасли.
Завод располагает технологическими возможностями для изготовления оборудования со следующими параметрами:
Наружный диаметр, мм: от 500 до 9000 Длина, мм: от 300 до 80000 Толщина стенки, мм: от 4 до 450 Масса, т: от 0,05 до 2000 Рабочее давление, МПа: до 250 Рабочая температура, 0 С: от минус 70 до плюс 600
Для изготовления сосудов применяются углеродистые, кремнемарганцовистые, низколегированные хромомолибденовые и хромо-молибдено-ванадиевые, коррозионностойкие, высоколегированные марки сталей. Имеется опыт изготовления сосудов из двухслойных листов. При производстве данного оборудования используется качественная сталь различных марок как по российским ГОСТам, так и по стандартам АSTM, ASME, JIS, EN, NFA, BS, DIN, SEW и др.
Крупнейшими заказчиками Ижорских заводов являются: ОАО «Газпром», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «НК «Лукойл», ОАО «ТАНЕКО» и др.
Http://www. omz. ru/markets/petrochemical_equipment
Ванинский Нефтеперерабатывающий Завод выполняет следующие задачи на своих нефтяных и газовых месторождений:
Производство и поставка, нефть Обработка и добыча нефти и газа Жидкое и газообразное топливо, смазочные материалы и промышленные масла (торговые поставки) топливом, рудами, металлами и химическими веществами (торговля через агентов) Сырой нефти и природного газа (попутного) (производства) Природного газа и газового конденсата (добыча полезных ископаемых) Юридические услуги Бурения на нефть, газ и конденсат продукции (услуг) Ценных бумаг (контроля) Внутренние топливо (газ, уголь, дрова, торф) (розничная торговля) Транспортных средств и оборудования (в аренду)
Ванинский Нефтеперерабатывающий Завод на сегодняшний день является современным многопрофильным предприятием. Наш завод получает нефть и газ продукты от моря и от железнодорожной станции на глубину обработки, хранения и отгрузки отечественных и зарубежных заказчиков, а также бункеровку судов в порту Советская Гавань Ванинского и в других портах края.
Ванинский Нефтеперерабатывающий Завод на Дальнем Востоке была спроектирована, построена и введена в эксплуатацию система высокого слива масла из железнодорожных цистерн без использования пара непосредственно в мазут для отопления. Функция охлаждающей жидкости технологии, используемые в «Ванинский НПЗ» осуществляет горячее масло, практически исключая мазут наводнения.
Ванинский Нефтеперерабатывающий Завод был построен для судовому топливу, которое используется для бункеровки судов в портах Дальневосточного региона России и producton высококачественной продукции с глубины до 85% утилизации. Большая часть нефти идет на экспорт-ориентированные большой запрос на международном рынке. Этот завод был первым в России и СНГ, построенный специально для бункеровки и является крупнейшим построен в России.
Производственных мощностей нефтеперерабатывающих заводов Ванино также включают:
Парка резервуаров с общей вместимостью 770000 м3, которые планируется увеличить в промышленной и коммерческой необходимостью; Разветвленная сеть железнодорожных линий показывают, общей длиной 31,5 км, который может одновременно принять 595 танков; 9 стендов для слива / налива нефти и нефтепродуктов от 70 цистерн с перспективой увеличения переднего сливного до 94 танков; 8 насосных станций и промышленных трубопроводов для нефти и нефтепродуктов; Береговая линия, которая состоит из трех причалов. Одним из них является крупнейшей марины на Дальнем Востоке, которые могут быть приняты для загрузки танкеров до 80 000 тонн. Котел мощностью 255,5 тонн пара в час; Современные средства для жирной воды и сточных вод; Лаборатория для химического анализа качества нефтепродуктов и продукции нефтехимии.
Двадцать лет энергичная работа дала хорошие результаты. Ванинский НПЗ сегодня – это современная многопрофильная компания, которая получает большое количество железной дороги, хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов. В соответствии со Стратегическим планом Гражданского кодекса Ванино НПЗ в 2012-2015 гг. Ванинский НПЗ будет введен в эксплуатацию второй этап увеличения общей мощности завода до 9,6 млн. тонн в год для производства высококачественной продукции: мазут, керосин, дизельное Евро 4-5, топливо для реактивных двигателей, мазут M100, D2 Газ нефти, нефтяного кокса и топлива с низким содержанием морских вязкости.
“Ванинский Нефтеперерабатывающий Завод” имеет возможность поставлять широкий спектр нефтепродуктов и продуктов. Доставка может быть на CIF и FOB.
Связаться с отделом продаж, чтобы получить цену текущую цену на нашу продукцию. Характеристики продукты прикреплены к товару
Мазут – это остаточный продукт переработки нефти. Он в основном используется в качестве котельного топлива для различных отопительных систем, печей, систем парового отопления и т. д. Кроме того, некоторые виды мазута (бункер F5 и F12) используют в качестве основного топлива для морских агрегатов. Все марки мазута производится в соответствии с ГОСТ 10585-99, и в свою очередь делятся на типы, обозначенные римскими цифрами I-VII. Цифры представляют оценкам, степень вязкости при данной температуре. ГОСТ стандартизированы по бункеру вязкость масла при 50 градусах и 100 метров для мазута и M40 – при температуре 80 градусов. И отдельно нормированной вязкости мазута 100 при температуре 100 градусов. Мы не будем приводить точные цифры. Для этого достаточно взглянуть на сеть ГОСТ 10585-99.
Мазут имеет различные типы процент серы и теплотворной способности. Мазут М-100 вид III, фигура III показывает, что содержание серы не более 1,5%. Наиболее распространенными марками являются: мазут 100 и M40, судно F12 и F5. Мазут М 100 предназначена для использования в системах отопления и печей, а флот – использовать его в качестве топлива для двигателей различных лодках.
Печь мазут – мазут делится на две основные бренды: мазут М100 и М40. Основное отличие – вязкость и наличие остаточной нефти в M40 средних дистиллятных фракций (дизельное топливо), которые будут добавлены в качестве добавки понижает точку замерзания. Отопление форма может быть использована в качестве котельного топлива для различных теплогенераторов в качестве основного источника тепловой энергии в системах отопления, котлов, и т. д. Мазут М100, наиболее часто используемых форм в таких системах является самой популярной и популярной.
REBCO (Российская экспортная смесь сырой нефти) – это своего рода смесь русского экспорта нефти формируется в системе трубопроводов путем смешивания тяжелой высокосернистой нефти Волго-(REBCO) и Западной Сибири, Sweet Crude Oil, соответствующие характеристикам, чтобы сделать русский экспорт Смешайте сырой нефти. В настоящее время, использование соответствующего обозначения (REBCO) – для нефти марки REBCO, экспортируется из России через порты Приморск и Усть-Луга на международный рынок. На товарной бирже, русский экспортной смеси сырой нефти, вывозимые с нашими НПЗ, перечисленных в FOB в порту Приморск.
В настоящее время Ванинский Нефтеперерабатывающий Завод смонтирован газоперерабатывающий завод оборудование для сжиженного природного газа для производства в качестве 24 000 тонн СПГ в день. Установка основана на автоматической газонаполнительной компрессорной станции, в функции которого власть практически используется на 10-15%.
Это решение имеет ряд преимуществ с точки зрения сокращения капитальных вложений в оборудование, на станциях СПГ создать необходимую физическую инфраструктуру, включая компрессоры, сушки сжатого газа, электроэнергии, а также обеспечивает пожарную безопасность оборудования, и т. д.
Амортизации – 23%; Электроэнергию – 19%; Зарплата рабочих на СПГ станций – 12%; Сырье (природный газ и вспомогательные материалы) – 17%; Заработной платы работников в обслуживании и управлении установки по производству сжиженного природного газа – 18%; Единый социальный налог – 11.%
На нашем НПЗ, 54% от затрат на производство СПГ составляет амортизация, электроэнергия и заработная плата работников в различных местах СПГ служит сжатый воздух и электрооборудования власти.
Стоимость сжиженного природного газа сильно зависит от принятой технологии интегрированного очистке природного газа и сжиженного применяется Ванинский Нефтеперерабатывающий Завод. Сжиженный природный газ производится при температуре -140 . -160 ° C, и таким образом оптимизировать процесс доказал аналоги по сжижению газа, хранению, транспортировке и регазификации.
СНГ получается как побочный продукт переработки сырой нефти или природного газа, и состоит в основном из пропана и бутана, с немного пропилен и бутилен. Они относятся к категории углеводородов и сжиженного газа имеет три или четыре атома углерода, и, в дополнение к этому есть небольшое количество углеводородов, других углеводородов, которые присутствуют. Это является частью СНГ, которое вызывает характерный запах. Этантиол WHT сочетаются, чтобы получить его характерный запах, так что утечка может быть обнаружена легко. Хотя эти стандартные компоненты сжиженного нефтяного газа, доля каждого компонента отличается от сезона к сезону. В летнее время больше, чем процент бутана и пропана фракции пропана зимой, чем бутан.
Благодаря своему составу, который богат углеводородами, сжиженный газ испаряется при нормальном давлении и температуре, поэтому она сохраняет под давлением. Это можно легко перемещать и используются в местах, удаленных от места производства. Температура, при которой сжиженный нефтяной газ превращается в жидкость называют давления пара. Для теплового расширения, танки не заполнены до краев, около 15% до 20% пустой, так что даже если количество жидкости, газа увеличивается оно не имеет большого давления на стенку цилиндра.
Diesel – это жидкий продукт используется в качестве топлива в дизельном двигателе. Цетановое число указывает на способность топлива к воспламенению в камере сгорания и равно объему цетановое содержание в смеси, которая в нормальных условиях ASTM D613 имеет эквивалентную воспламеняемость по сравнению с изучили топлива. Температура вспышки, определяемая ASTM D93, дизельного топлива не должна превышать 70 ° C. Температура перегонки, определяется ASTM D86, дизельного топлива должна быть не ниже 200 и выше 350 ° С. Нефть Газ Дизель – это экономичный и более экологически чистым, чем бензин. Дизельное топливо потребляется главным образом грузовых автомобилей и сельскохозяйственной техники. В зависимости от климатических условий, состава и свойств дизельных топлив определяются и регулируются в соответствии со стандартами ГОСТ.
Ее содержание серы в диапазоне от 0,15%, 1,5% и 5-7% (тяжелой нефти смол) whic является пределом в судовом топливе – до 1%, согласно последним правил в Европе и Калифорнии утвержденных содержание серы в дизельного топлива составляет не более 0,001% (10 млн). Снижение содержания серы в дизельном топливе приводит к снижению его смазочные свойства. Дизельное топливо с ультранизким содержанием серы должны иметь добавки.
Дизельное топливо является третьим по величине в структуре русского экспортируемой продукции.
Нефтяной кокс (углерод нефти) – твердый остаток вторичной переработки или нефтепродуктов. Используется для изготовления электродов и коррозии оборудования, редуктора при получении ферросплавов и др. Нефтяной кокс, твердый пористый продукт от темно-серого до черного цвета, полученный путем карбонизации сырой нефти. Элементного состава сырья, или некальцинированный, нефтяной кокс (в%): 91-99,5 С, 0,035-4 Н, 0,5-8 S, 1,3-3,8 (N + O), остальные – металлы. Основные качества – содержание S, золы, влаги (обычно не более чем на 3% по массе), содержание летучих веществ, размер частиц и механическую прочность. Нефтяной кокс разделились: содержание S до низким содержанием серы (1%), серы (до 2%), кислые (более 2%), а содержание золы с низким уровнем золы (0,5%), srednezolnye (0, 5-0, 8%), высоким (0,8%), и размер зерна на единовременную (фракция с размером частиц до 25 мм), (6 – 25. мм), штрафы (менее 6 мм).
Другие показатели: 16-56% пористости и плотности при 20 ° C) – истинный 2,04 – 2,13 г/см3, очевидно 0.8-1.4 г / см, насыпная плотность 400-500 кг/м3, удельная – электрический сопротивление (80-100) 3106 Om. m.
Система, используемая Ванинский Нефтеперерабатывающий Завод по производству биту является окисление. Аналогичная система в Республике Казахстан находится только в Павлодарского нефтехимического завода. Это можно производить битума на требуемое качество, это зависит от выбора сырья для производства битума, оптимальным химическим составом и автоматизированный процесс окисления сырья. На Ванинский Нефтеперерабатывающий Завод дорожных битумов производится в двух типах именно вязких и жидких: вязкий битум 60/90, 90/130, 130/200, 200/300 ГОСТ 22245-90 вязкого битума используется в качестве горячих асфальтобетонных смесей, которые не могут быть сохранены и использованы для устройства покрытия сразу после приготовления. Битум с узкими интервалами проникновение (60/70, 70/80, 80/100, 90/100, 115/125, 95/105 и т. д.) доступны по запросу. Качество битума отвечает не только требования, но требования стандартов ГОСТ.
Жидких битумов классов 70/130, 130/200 соответствуют ГОСТ 11955-82 “жидкий битум road. It используют для приготовления холодных асфальтобетонных смесей, которые могут храниться в течение 8 месяцев В хранению и используемых в дорожном строительстве в широком диапазоне температур от 5 ° C и выше. Строительство битум 70/30, 90/10, соответствует требованиям ГОСТ 6617-76. Он используется в кровельных бизнеса, механики жидкости, manufactureing покрытий для трубопроводов, производства кровельных материалов. Изготовитель окисления установки nefteokislitelnoy. катионные дороге масле. Эмульсии асфальт – полученная диспергированием вязкого битума в воде с эмульгатором, поверхностно-активное вещество в специальном заводе эмульсии. Они используются в качестве связующего или пленкообразующего материала при строительстве и ремонте дорог. Катионные эмульсии, выданных компаниям, основанный на клей добавка BP-3М имеет концентрацию битума 45-50% и 100% сцепление с материалами, такими как основных и кислых породах. Эмульсия может быть использована при температуре выше плюс 1 ° С.
Битум дорожный в основном используется для строительства и содержания дорожных и аэродромных покрытий.
Авиационный керосин – нефтяной продукт, полученный путем перегонки или ректификации нефти. Использование авиационного керосина является широко. Он используется в качестве топлива, самолеты и ракеты, при обжиге изделий из стекла, бытовые освещение и отопительные приборы, а также в качестве растворителя. Будучи отличным растворителем, он легко проникает в труднодоступные места в механизмах и поэтому широко используются при очистке и ремонте различных частей. Авиационный керосин выпускается в нескольких видах: белый, воздуха, освещения, ракетного топлива. Компоненты авиационного керосина не ограничивается только топливо, но и хладагента и масла.
Осуществления торговой сети, авиационного керосина не ограничивается, у нас давние отношения с региональными клиентами и потребителями в СНГ и Азии. География наших поставок постоянно расширяется.
топлива для авиационных двигателей в ракетное топливо топлива для станков во время обжига фарфора и изделий из стекла освещения и отопления Используется в сварочное оборудование используется в качестве растворителя для различных красок.
Another important field of application of fuel – as a diluent winter diesel fuel, and as a base fuel for multifuel engines.
Ванинский Нефтеперерабатывающий Завод производит базовые масла, которые лежат в основе большинства коммерческих смазочных материалов, чтобы обеспечить их необходимой характеристикам соответствовать ряду требований к качеству. Основанием для коммерческой добычи нефти определяется функциональным показателям масло, и экономические показатели его производства и использования. Масла на нефтяной основе являются существенными, наиболее распространенные базовые масла. На нашем заводе мы находим необходимость укрепления определенные эксплуатационные свойства базовых масел, обеспечивая нефти композицией присадок: моюще-диспергирующие, антиоксидантное, противовоспалительное коррозии. депрессанты, анти, и т. д.
Чистота и минимальный износ изделия смазывают в процессе эксплуатации; Для обеспечения использования изделия в широком диапазоне температур; предупреждения коррозии и загрязнения поверхностей трения деталей в процессе эксплуатации; отвода тепла от трения, удаление трения фрикционных материалов и износа.
Физические и химические свойства (вязкость, иногда температура застывания); На природе сырья, что определяет их химического строения (парафиновые и нафтеновые нефти базы); Cпособу производства – основа масла делятся на дистиллят (производится из вакуумных дистиллятов), остаточная (получаемые путем перегонки остатка нефти – гудрона). усугубляются и (смесь дистиллятного и остаточного)
Масло очищают серной кислоты, адсорбции, селективными (экстракция) и гидрокаталитических очистки. Наиболее распространенным растворителем рафинированных растительных масел.
В основе классификации базовых масел в большинстве спецификаций является их прочность. Маркировка базовых масел другие, чем вязкость, что мы можем указать свое сырье природы (парафиновые, нафтеновые), методу производства (селективная очистка, гидрогенизированные). Современные базовые масла имеют разные хорошие цвета, высокая температура вспышки и низкая волатильность, соответственно, высокий индекс вязкости, хорошее ускорение с добавками и стабильность при хранении.
Карбамид по-продукт, полученный в процессе химической и нефтехимической переработки из Ванинский Нефтеперерабатывающий Завод, является очень реактивным соединением, образует комплексы со многими соединениями, такими как перекись водорода, которые используются в качестве удобных и безопасных форм «сухой “перекиси водорода. Способность мочевины образовывать комплексы включения с алканов используется для депарафинизации нефти. При нагревании до 150-160 ° C мочевина разлагается на biuretana, аммиак, углекислый газ и другие продукты. В водном растворе гидролизуется до CO2 и NH3, что приводит к его использованию в качестве удобрения. В алкилирования alkilmocheviny образована реакции со спиртами – уретаны, ацилирование – уреиды (N-ацилмочевины). В последней реакции широко используются в синтезе гетероциклических соединений, таких как пиримидинов. Карбамид легко конденсируется с формальдегидом.
Химические свойства карбамида вызвать его широкое применение в химической промышленности для синтеза мочевины альдегид, которые широко используются в качестве адгезивов в производстве древесных плит (МДФ) в мебельной промышленности. Производные мочевины – эффективные гербициды. Часть мочевины производится используется для производства меламина. Значительно меньшая доля используется для нужд фармацевтической промышленности. В качестве минеральных удобрений, которые используются во всех типах почв. Он производится в этом качестве на устойчивость к слеживанию гранулированном виде. По сравнению с другими азотными удобрениями карбамид содержит наибольшее количество азота (46,2%), которые в основном и определяют экономическую целесообразность его использования в качестве удобрения для многих сельскохозяйственных культур на любых почвах.
Интересные области применения карбамида связаны с использованием его для очистки выбросов от электростанций и мусоросжигательных установок, где в качестве восстановителя оксидов азота использовали продукты термического разложения карбамида в год. Мочевина может быть использован как в твердом виде и в водном растворе. Другим перспективным приложением является производство продукта AdBlue мочевина – 32,5%, раствора карбамида используется для лечения выхлопных газов дизельных двигателей.
Химическими веществами являются соли фосфата (полимерные или конденсированных фосфатов) и эфиры фосфорных кислот. Кроме того, обратитесь к фосфатной группы и стабильного соединения бора фосфата (VRO4), фосфат алюминия (A1RO4).
Объем фосфат чрезвычайно широк. В сельском хозяйстве наиболее популярным использование типа фосфатов, как диаммонийфосфат (NH4) 2HPO4. В основном в удобрение для различных типов почв, а также для животных кормлений.
Электротехника, добычи нефти, Производство красок Строительные материалы, Некоторые типы покрытий.
Фосфаты являются важным компонентом оптических и других видов стекла и фарфора. В медицине, в частности в стоматологии, фосфатов используется в качестве компонента для изготовления зубной цемент. Фосфаты применяются в тяжелой промышленности: MetalFoundry. Фосфаты необходимы в производстве различных видов текстильных, кожаных материалов, фотографий, бумага.
Http://ru. vanpz. ru/products. html
Московский нефтеперерабатывающий завод берет свою историю с 30-х годов прошлого века. Правительство приняло решение о начале строительства под Москвой НПЗ для обеспечения топливных нужд столицы и области, в частности, производство было направленно на выпуск моторного топлива и битума. Работая круглосуточно, c момента запуска этот Завод переработал около 400 миллионов тонн нефти. Завод стал первым в стране, выпускающим высокооктановый бензин АИ-93, не содержащий свинцовый антидетонатор. Впервые в истории отечественной нефтепереработки на заводе сооружен комплекс глубокой переработки нефти по методу каталитического крекинга.
Поступающая нефть проходит атмосферно-вакуумную перегонку, после чего сырье распределяется на дальнейшие процессы перегонки. Одна часть непосредственно после перегонки (прямогонный бензин) отправляется на экспорт. Другая, после этапа гидроочистки уже является топливом для реактивных двигателей и дизелем класса Евро-4 (серая ветвь). Производство автомобильного бензина происходит одновременно по двум процессам: каталитический крекинг (красная ветвь) и каталитический реформинг (желтая ветвь). После этого полученный бензин смешивается определенным образом и сортируется по видам.
Процессы переработки и очистки нефти происходят в специальных установках, которые находятся в закрытых помещениях. Информация о процессе отображается на мониторах операторов, следящих за процессом. Кроме этого, каждые два часа оператор лично проверяет все вверенные ему приборы и технику. Резервуарный парк НПЗ включает в себя четыре основных сырьевых нефтехранилища и еще четыре дополнительных (резервных), объемом чуть меньше. В остальных резервуарах находятся полукомпоненты и товарная продукция. В резервуарах хранится нефть, поступающая на завод по нефтепроводам, где она в последствие смешивается и отстаивается.
Поступившая на МНПЗ нефть, первое время отстаивается в резервуарах, смешивается и усредняется. Далее “черное золото” поступает в установку первичной подготовки нефти для обессоливания и обезвоживания. Это необходимо для устранения содержащихся в нефти реагентов, солей и воды, вызывающих коррозию. Обессоливание и обезвоживание происходит по методу электрического разрушения водонефтяных эмульсий. Главным элементом технологической электрообезвоживающей и электрообессоливающей установки (ЭЛОУ) является электродегидратор, в котором эмульсия разрушается под действием электрического поля напряженностью 1–3 кВ/см, создаваемом между двумя сетчатыми электродами.
Далее нефть поступает на блок атмосферно-вакуумной перегонки, в котором ее подогревают при атмосферном давлении в специальных колоннах и разделяют на фракции. После прохождения блока первичной переработки на выходе получаются — бензин, дизель, газ и другие компоненты. В результате нагрева выделяются светлые нефтяные компоненты, которые пригодны для производства дизельного топлива. Светлые виды имеют наибольшую ценность, поэтому обработанную нефть подвергают повторной перегонке, с целью выделить оставшиеся ценные продукты.
После первичной переработки фракции отправляются на установку каталитического риформинга. Эта установка на предварительном этапе чистит будущий бензин. Делается это с целью подготовить состав для введения катализатора, чтобы он не загрязнился и прослужил дольше. Катализатор необходим для изменения химического состава нефти и регулирования значения октанового числа. На выходе установки каталитического риформинга получаются бензиновые фракции для будущих марок АИ-92 и АИ-95.
После первичной переработки нефти часть продуктов отправляется на установку каталитического крекинга. В процессе обработки этого блока, тяжёлая нефть расщепляется и получаются дополнительно газовые фракции бензина и дизтоплива. Другими словами, одновременно на двух разных установках завода проистекают химические процессы вторичной нефтепереработки. В обоих случаях выделяются фракции — бензин, дизель и газ. Но риформинг нацелен на получение нужного октанового числа, а крекинг на очистку от серы и других примесей. Выделенные установками виды бензина и еще несколько компонентов смешивают в определенных пропорциях для получения конечного продукта — автобензина. Весь процесс переработки нефть-бензин на МНПЗ по времени занимает около 6 часов, но с учетом организационных и профилактических работ, получается около суток.
Статистика: из одной тонны нефти лишь 72% превращается в ценные нефтепродукты, оставшиеся 28% классифицируются как мазут. Причем из полученных продуктов 30% —дизель, 24% — автомобильный бензин, 11% — авиационное топливо, 7% — газ.
На территории завода находится лаборатория, в которой специалисты МНПЗ устанавливают качество как приходящей нефти, так и продуктов каждого этапа производства. В лаборатории имеется склад для хранения образцов и проб, которые могут быть предъявлены для проверки независимым экспертам. На АЗС отправляется качественное топливо, прошедшее лабораторные испытания. Поступающая нефть, как уже было указано, также проверяется и классифицируется согласно ГОСТу Р 51858-2002.
Но самому строгому контролю подвергается керосин. При отборе керосиновых проб на МНПЗ присутствует военный представитель, поскольку это важный вид топлива для военной техники и авиаиндустрии в целом. Производство керосина никогда не прекращается и не снижается.
Интересный факт, что в производственном ассортименте Московского НПЗ нет марки Аи-98. Производитель отгружает компаниям только 92-й и 95-й, из которого потом на частных НПЗ повышают его октановое число до 98 единиц.
Экологичность выпускаемого дизеля уже соответствует нормам Евро-4. Перевод на данный стандарт автомобильного бензина запланирован на январь 2012 года. По словам представителей завода, запланированный правительством переход на Евро-5, займет ни один год — ориентировочно в 2015 году. Сделать это раньше не в состоянии ни МНПЗ, ни любой другой нефтеперерабатывающий завод России, поскольку закупка оборудования требует многомиллиардных инвестиций.
Http://www. topreg. ru/stati-i-obzori/moskovskiy-npz-protsess-proizvodstva-benzina-i-diztopliva
На Едином портале для размещения информации о разработке федеральными органами исполнительной власти проектов нормативных правовых актов и результатов их общественного обсуждения regulation. gov. ru размещено уведомление о разработке ФАС России проекта постановления Правительства Российской Федерации «О внесении изменений в Правила подключения нефтеперерабатывающих заводов к магистральным нефтепроводам и (или) нефтепродуктопроводам и учёта нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации» (далее – Законопроект) со сроком проведения обсуждения с 24 февраля 2014 года по 11 марта 2014 года.
В отношении данной инициативы ФАС России OAO «AK «Tранснефть» считает необходимым сообщить свою позицию.
Проектом изменения Постановления Правительства Российской Федерации от 21 декабря 2009 года № 1039 «О порядке подключения нефтеперерабатывающих заводов к магистральным нефтепроводам и (или) нефтепродуктопроводам и учёта нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации» (далее – Постановление) Предлагается исключить два пункта Постановления, согласно которым для включения в реестр заводов и подключения заводов к магистральным трубопроводам Требуется представление в Минэнерго России и ОАО «АК «Транснефть» документов, подтверждающих намерения производителей и поставщиков нефти поставлять планируемое количество нефти на завод в течение трёх лет после ввода его в эксплуатацию, с указанием ежемесячных объёмов поставляемой нефти (заверенные копии договоров (контрактов) о поставке нефти на завод).
Отметим, что предоставление подтверждающих документов по ресурсному обеспечению проектируемых перерабатывающих мощностей было введено в порядок подключения заводов к магистральным нефтепроводам как Необходимое условие Подтверждения загрузки НПЗ, позволяющее также Оценить направления грузопотоков, выполнить расчёт пропускных способностей системы магистральных нефтепроводов и определить необходимые мероприятия для их обеспечения.
Принятие данных поправок в Постановление Сделает невозможным планирование поставок нефти в соответствии со Схемой нормальных грузопотоков нефти.
Наличие договоров на поставку нефти при получении технических условий на подключение к системе магистральных трубопроводов является существенным фактором при расчёте экономической эффективности мини-НПЗ и обеспечении расчётной глубины переработки нефти.
В Российской Федерации уже существуют 305 технологических объектов, имеющих лицензию на переработку сырой нефти. При этом в реестр заводов включены Только 59 предприятий. Это означает, что порядка 250 нефтеперерабатывающих заводов работают на нефтяном сырье неизвестного происхождения. Источником получения нефти для указанных заводов часто являются Криминальные врезки в магистральные нефтепроводы.
Ежегодно ОАО «АК «Транснефть» выявляет до 200 несанкционированных врезок в магистральные нефтепроводы (в 2011 – 214 шт., в 2012 – 180 шт., в 2013 – 111 шт.).
Потери нефти ОАО «АК «Транснефть» от выявленных криминальных врезок и посягательств на Магистральные нефтепроводы составили: в 2011 году – 53 тыс. тонн, в 2012 году – 61 тыс. тонн, в 2013 году – 59 тыс. тонн.
Анализ преступных посягательств на МН свидетельствует о том, что в криминальном обороте нефти принимают участие и потребители нефти, подключённые к системе магистральных нефтепроводов компании, и производители нефти.
Принятие поправок в Постановление приведёт к Легализации всех уже построенных мини-НПЗ, так называемых Самоваров, с глубиной переработки 40%, которые вместо получения дополнительной стоимости на перерабатываемой нефти просто «портят» её, уменьшая стоимость выходных продуктов по сравнению с самой нефтью. Получение прибыли при этом возможно только при экспорте этой «испорченной» нефти за рубеж под видом мазута, экспортные пошлины на который значительно ниже, чем на нефть.
Таким образом, это создаст предпосылки для увеличения количества несанкционированных врезок в магистральные нефтепроводы и в конечном итоге сработает в пользу криминальных структур.
Во исполнение поручений Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации в 2010 году Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (далее – Ростехнадзор) проведены Инспекции мини-НПЗ с визуальным осмотром применяемого оборудования и проверкой документов предприятия.
Из 108 проверенных мини-НПЗ Лицензии на осуществление деятельности по эксплуатации взрывопожароопасных производственных объектов Отсутствуют у 20 организаций.
Порядка 75% проверенных мини-НПЗ являются предприятиями с Низкой глубиной переработки не более 50%, не имеющие вторичных процессов переработки нефти, основными производимыми продуктами являются дизельная фракция (печное топливо), бензиновая фракция (растворитель нефрас) и мазут.
При этом практически весь объём переработанной нефти поставляется на экспорт в виде «нефтепродуктов» в качестве сырья для дальнейшей переработки за пределами Российской Федерации или выпускается в виде Некачественного топлива для внутреннего рынка.
До 70% предприятий осуществляли на момент проверки деятельность по переработке нефти в режиме остановки (нефтеперерабатывающие установки не работали).
Результаты проверок мини-НПЗ также показали, что 90% мини-НПЗ не имеют необходимых средств контроля, управления и противоаварийной защиты, в том числе систем газового анализа для предупреждения пожаров. Отсутствуют установки пожарной сигнализации, средства огнепреграждения и системы пожаротушения, необходимые для предупреждения и ликвидации пожаров.
80% мини-НПЗ Не имеют материальных и финансовых ресурсов для ликвидации аварий и их последствий, связанных с возникновением пожароопасных ситуаций.
Не созданы нештатные аварийно-спасательные формирования и отсутствуют договоры с профессиональными аварийно-спасательными службами на обслуживание у 63% организаций, эксплуатирующих мини-НПЗ.
46% организаций не имеют договоров страхования ответственности за причинение вреда жизни, здоровью, имуществу других лиц и окружающей среде.
Большая часть мини-НПЗ осуществляет переработку нефти по временным технологическим регламентам, что Приводит к высокой вероятности возникновения аварий, особенно взрывов и пожаров в печах, разливов нефти и нефтепродуктов, и образования взрывоопасных и вредных концентраций углеводородов на площадках слива-налива и в резервуарных парках.
По результатам проверок выявлено 5322 нарушения требований промышленной безопасности и природоохранного законодательства.
Анализ материалов проверок показал, что Большинство проверенных предприятий не имеет возможности производить высококачественную продукцию, устранять выявленные нарушения ввиду отсутствия необходимых средств.
По результатам проверок указанных мини-НПЗ Ростехнадзор констатировал, что На этих «предприятиях» имеют место нарушения промышленной безопасности и условий лицензирования, а собственники предприятий, как правило, нацелены на быстрое получение прибыли в ущерб безопасности жизни и здоровья как непосредственно работников предприятий, так и третьих лиц, а также в ущерб экологической безопасности.
Из-за отсутствия конкурентоспособной ресурсной базы по поставке нефти, а также высокой конкуренции на рынке потребления моторных топлив, создаваемой уже существующими в регионах НПЗ, значительная часть из мини-НПЗ не функционирует, например ОАО «Ярославский нефтеперерабатывающий завод имени Д. И. Менделеева». Несмотря на это, в данном регионе некоторыми организациями, Например, ЗАО «Парк ИНТЕХ», планируется строительство нефтеперерабатывающих предприятий, которые не обеспечены ресурсной базой по поставке нефти, не гарантируют проектной проработкой и результатами экспертизы проекта глубины переработки нефти в 93% и, как следствие, не смогут конкурировать с крупными производителями моторных топлив в регионе (См. документ).
При этом баланс нефтяного сырья до 2020 года, составленный по заявкам осуществляющих добычу нефти компаний, показывает, что все объёмы нефти до 2020 года уже распределены по грузополучателям.
Таким образом, Ресурсная база для поставки нефти на вновь вводимые мини-НПЗ отсутствует, а рынок высококачественных моторных топлив в регионах размещения крупнейших НПЗ, уже подключённых к системе магистральных нефтепроводов, насыщен.
Отметим, что именно жалоба ЗАО «Парк ИНТЕХ» в ФАС России, а не детальное обобщение практики подключения НПЗ к системе магистральных нефтепроводов в рамках действующего порядка послужила основанием для разработки и представления в Правительство изменений в Правила подключения нефтеперерабатывающих заводов к магистральным нефтепроводам и (или) нефтепродуктопроводам и учёта нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации.
ЗАО «Парк ИНТЕХ» объясняет потребность в нефтяных ресурсах (в размере до 2 млн тонн в год) проведением научных исследований в области переработки нефти. По данным вопросам эта организация обращалась к заместителю Председателя Правительства Российской Федерации Аркадию Дворковичу и к губернатору Ярославской области, приложив при этом письма вертикально интегрированных нефтяных компаний.
Согласно имеющимся в нашем распоряжении документам, потребности в таких исследованиях не подтвердила ни одна нефтяная компания – ни ОАО «НК «Роснефть», ни ОАО «ЛУКОЙЛ», ни ОАО «Сургутнефтегаз», ни ОАО «Газпром нефть», ни ОАО «Татнефть», ни ОАО «НК «Русснефть». Ресурсная база для данного НПЗ указанными компаниями также не подтверждена. Таким образом, строительство данного НПЗ является созданием не научно-исследовательской базы, а в завуалированной форме частного малого нефтеперерабатывающего предприятия (См. документы).
Отсутствие у ЗАО «Парк ИНТЕХ» подтверждений нефтяных компаний по поставкам нефти не может являться причиной изменения Правил, а наличие договоров на поставку нефти при получении технических условий на подключение к системе магистральных трубопроводов является серьёзным фактором при расчёте экономической эффективности мини-НПЗ и обеспечении расчётной глубины переработки нефти.
По инициативе Федеральной антимонопольной службы 28 января 2014 года вопрос о внесении изменений в Постановление также Рассматривался на совещании в Министерстве энергетики Российской Федерации, в работе которого приняли участие представители руководства министерства, ВИНК и ОАО «АК «Транснефть». Позиция ОАО «АК «Транснефть» полностью совпадает с позицией Минэнерго России и нефтяных компаний. По результатам совещания был составлен протокол, где стороны признали нецелесообразным внесение изменений в Постановление, о чем в установленном порядке был проинформирован Аппарат Правительства РФ.
Необходимо также отметить, что с момента утверждения Постановления в декабре 2009 года в ОАО «АК «Транснефть» обратилось шесть независимых (не входящих в структуру вертикально интегрированных нефтяных компаний) НПЗ, которые соответствовали всем необходимым условиям, перечисленным в Правилах, с предоставлением всех необходимых документов, в том числе договоров, подтверждающих намерения производителей нефти осуществлять поставку на завод в течение трёх лет после ввода его в эксплуатацию. Подключение НПЗ к системе магистральных трубопроводов в рамках действующего порядка является отработанным и прозрачным механизмом.
Таким образом, предлагаемые ФАС России поправки в Постановление приведут к следующим последствиям:
– нанесение ущерба предприятиям нефтяной отрасли за счёт увеличения количества криминальных врезок и посягательств на магистральные и промысловые нефтепроводы;
– снижение уровня промышленной безопасности нефтяной отрасли и ухудшение экологической обстановки в регионах расположения таких НПЗ;
– нерациональное использование системы трубопроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть» и недополучение бюджетного и экономического эффектов функционирования нефтяной отрасли;
– увеличение предложения на рынке моторных топлив низкого качества;
– невыполнение положений Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 года и Энергетической стратегии развития России до 2035 года по повышению глубины переработки нефти.
В соответствии с вышеизложенным ОАО «АК «Транснефть» считает Нецелесообразным внесение изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 21 декабря 2009 года № 1039.
Http://www. transneft. ru/newsPress/view/id/801
Качество бензина и дизельного топлива волнует всех автовладельцев. Между тем, времена “левого” бензина уходят в прошлое. Виной всему быстрое перевооружение российских НПЗ на выпуск более светлых углеводородов или по-простому моторного топлива. Где же расположены те самые НПЗ, выпускающие самое качественное топливо?
Российская нефтеперерабатывающая промышленность одна из крупнейших в мире. По общему объему переработки нефти Россия входит в пятерку мировых лидеров, уступая лишь США и Китаю. Это место Россия унаследовала от СССР так как все крупнейшие НПЗ были построены до 1991 года. Сейчас российская нефтепереработка объединяет более 30 крупных заводов с объемами переработки более 1 млн тонн нефти в год и несколько десятков мелких.
Российский лидер, принадлежащий компании “Газпром-Нефть”. Объем переработки – 20,9 млн. тонн сырой нефти в год, глубина переработки 88,8%. Площадь – 24 кв. км. Завод был запущен в 1955 году, а с 2008 по 2015 годы была проведена масштабная реконструкция, что позволило перейти на выпуск моторных топлив экологического класса «Евро-5» и значительно повысить энергоэффективность и экологичность. С учетом начавшегося второго этапа модернизации, который завершится в 2020 году, через 4 года глубина переработки нефти будет составлять 97% рекордные даже для мировых показателей, а завод будет способен выпускать моторные топлива экологического класса “Евро-6”.
На заводе с 2016 года начали реализовывать проект, согласно которому к 2020 году предполагается создание высокотехнологического комплекса по производству катализаторов для каталитического крегинга. Этот проект настолько актуален для отрасли, что Минэнерго присвоило ему статус “Национального”. Когда проект будет реализован, в России начнется массовое производство катализаторов для создания топлив стандартов «Евро-5» и выше.
Нефтеперерабатывающий завод, расположенный на севере нашей страны в Ленинградской области в г. Кириши, принадлежащий группе “СургутНефтеГаз”. Объем переработки 20,5 млн. тонн нефти в год, глубина переработки – 59,6%. История завода берет свое начало в 1966 году, а начиная с 1974 года завод начал производить сырье для нефтехимии: бензол, толуол, изопентан, нормальные пентан и бутан, нефрас. В 1981 году запущена установка каталитического риформинга, способная перерабатывать до миллиона тонн сырья в год, а в 1988 реализована гидроочистка дизельных топлив, мощностью в два миллиона тонн в год.
Крупнейший нефтеперерабатывающий завод в европейской части России. Предприятие принадлежит компании “Роснефть” и перерабатывает 18,8 млн. тонн сырой нефти в год. Глубина переработки 68,6%. Ассортимент завода достаточно широк: автобензин, дизтопливо, авиакеросин, котельное горючее, битум.
Предприятие начало работать в 1960 году. На предприятии в 2014 году начал работать центр экологических исследований. Также функционируют пять экологических лабораторий. Замеры вредных выбросов осуществляются с 1961 года.
Ново-Ярославский нефтеперерабатывающий завод, принадлежащий компаниям “Газпром-Нефть” и “Роснефть” начал работать в 1961 году. Сегодня объем его переработки – 15,3 млн. сырой нефти в год, глубина переработки – 65,7%. Завод выпускает автомобильные бензины, дизельное горючее, топлива для реактивных двигателей, масла, битумы, воски, парафины, ароматические углеводороды, мазут, сжиженный газ. Количество накопленных прежде отходов уменьшилось в 3,5 раза, а объём загрязняющих выбросов в атмосферу уменьшился в 1,4 раза.
Московский нефтеперерабатывающий завод, принадлежащий кмпании «Газпром нефть» – старейшее предприятие отрасли. Его запустили в эксплуатацию в 1938 году. На сегодня мощность завода составляет 12,6 млн. тонн сырой нефти в год, глубина переработки – 75%. Не смотря на такие мощности, завод удовлетворяет лишь около 40% потребностей столицы в топливе. Отсюда и специализация завода – светлые нефтепродукты: бензины, дизельное топливо. Дополнительно выпускается битум, мазут и сжиженный природный газ. Весь выпускаемый Московским НПЗ высокооктановый бензин и дизельное топливо соответствуют экологическому стандарту “Евро-5”.
В связи с тем, что завод находится в черте города, на предприятии внедрена самая современная система экологического менеджмента.
Конечно это не все нефтеперерабатывающие заводы России. Всего их около 36 штук. Среди них есть гиганты типа Пермского или Волгоградского НПЗ, есть также и более мелкие, закрывающие нужды отдельных регионов. Кстати, строительство небольших, специализированных НПЗ – самый современный тренд!
“Бисойл” – доставка дизельного топлива и бензина по Москве и области.
Http://www. bisoil. ru/npz. html
На Едином портале для размещения информации о разработке федеральными органами исполнительной власти проектов нормативных правовых актов и результатов их общественного обсуждения regulation. gov. ru размещено уведомление о разработке ФАС России проекта постановления Правительства Российской Федерации "О внесении изменений в Правила подключения нефтеперерабатывающих заводов к магистральным нефтепроводам и (или) нефтепродуктопроводам и учета нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации" (далее – Законопроект) со сроком проведения обсуждения с 24.02.2014 по 11.03.2014.
В отношении данной инициативы ФАС России OAO "AK Tранснефть" считает необходимым сообщить свою позицию. Проектом изменения постановления Правительства Российской Федерации от 21 декабря 2009 года № 1039 "О порядке подключения нефтеперерабатывающих заводов к магистральным нефтепроводам и (или) нефтепродуктопроводам и учета нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации" (далее – Постановление), предлагается исключить два пункта Постановления, согласно которых для включения в реестр заводов и подключения заводов к магистральным трубопроводам требуется представление в Минэнерго России и ОАО "АК "Транснефть" документов, подтверждающих намерения производителей и поставщиков нефти поставлять планируемое количество нефти на завод в течение 3 лет после ввода его в эксплуатацию, с указанием ежемесячных объемов поставки нефти (заверенные копии договоров (контрактов) о поставке нефти на завод).Отметим, что предоставление подтверждающих документов по ресурсному обеспечению проектируемых перерабатывающих мощностей было введено в порядок подключения заводов к магистральным нефтепроводам как необходимое условие подтверждения загрузки НПЗ, а также позволяющее оценить направления грузопотоков, выполнить расчет пропускных способностей системы магистральных нефтепроводов и определить необходимые мероприятия для их обеспечения. Принятие данных поправок в Постановление сделает невозможным планирование поставок нефти в соответствии со Схемой нормальных грузопотоков нефти. Наличие договоров на поставку нефти при получении технических условий на подключение к системе магистральных трубопроводов является существенным фактором при расчете экономической эффективности мини-НПЗ и обеспечении расчетной глубины переработки нефти. В Российской Федерации уже существуют 305 технологических объектов, имеющих лицензию на переработку сырой нефти. При этом, в реестр заводов включены только 59 предприятий. Это означает, что порядка 250 нефтеперерабатывающих заводов работают на нефтяном сырье неизвестного происхождения. Источником получения нефти для указанных заводов часто является нефть, полученная в результате криминальных врезок в магистральные нефтепроводы.
Ежегодно ОАО "АК "Транснефть" выявляет до 200 несанкционированных врезок в магистральные нефтепроводы (в 2011 – 214 шт., в 2012 – 180 шт., в 2013 – 111 шт.).Потери нефти ОАО "АК "Транснефть" от выявленных криминальных врезок и посягательств на магистральные нефтепроводы составили: в 2011 году – 53 тыс. тонн, в 2012 году – 61 тыс. тонн, в 2013 году – 59 тыс. тонн. Анализ преступных посягательств на МН свидетельствует о том, что в криминальном обороте нефти принимают участие и потребители нефти, подключенные к системе магистральных нефтепроводов Компании, и производители нефти. Принятие поправок в Постановление приведет к легализации всех уже построенных мини-НПЗ, так называемых "самоваров", с глубиной переработки 40 %, которые вместо получения дополнительной стоимости на перерабатываемой нефти просто "портят" ее, уменьшая стоимость выходных продуктов по сравнению с самой нефтью. Получение прибыли при этом возможно только при экспорте этой "испорченной" нефти за рубеж под видом мазута, экспортные пошлины на который значительно ниже, чем на нефть. Таким образом, это создаст предпосылки для учащения несанкционированных врезок в магистральные нефтепроводы и, в конечном итоге, сработает в пользу криминальных структур. Во исполнение поручений Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации в 2010 году Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (далее – Ростехнадзор) проведены инспекции мини-НПЗ с визуальным осмотром применяемого оборудования и проверкой документов предприятия. Из 108 проверенных мини-НПЗ лицензии на осуществление деятельности по эксплуатации взрывопожароопасных производственных объектов отсутствуют у 20 организаций. Порядка 75 % проверенных мини-НПЗ являются предприятиями с низкой глубиной переработки не более 50 %, не имеющие вторичных процессов переработки нефти, основными производимыми продуктами являются дизельная фракция (печное топливо), бензиновая фракция (растворитель нефрас) и мазут. При этом практически весь объем переработанной нефти поставляется на экспорт в виде "нефтепродуктов" в качестве сырья для дальнейшей переработки за пределами Российской Федерации или выпускается в виде некачественного топлива для внутреннего рынка. До 70 % предприятий осуществляли на момент проверки деятельность по переработке нефти в режиме остановки (нефтеперерабатывающие установки не работали).Результаты проверок мини-НПЗ также показали, что 90 % мини-НПЗ не имеют необходимых средств контроля, управления и противоаварийной защиты, в том числе систем газового анализа для предупреждения пожаров. Отсутствуют установки пожарной сигнализации, средства огнепреграждения и системы пожаротушения, необходимые для предупреждения и ликвидации пожаров.80 % мини-НПЗ не имеют материальных и финансовых ресурсов для ликвидации аварий и их последствий, связанных с возникновением пожароопасных ситуаций. Не созданы нештатные аварийно-спасательные формирования и отсутствуют договоры с профессиональными аварийно-спасательными службами на обслуживание у 63 % организаций, эксплуатирующих мини-НПЗ.46 % организаций не имеют договоров страхования ответственности за причинение вреда жизни, здоровью, имуществу других лиц и окружающей среде. Большая часть мини-НПЗ осуществляет переработку нефти по временным технологическим регламентам, что приводит к высокой вероятности возникновения аварий, особенно взрывов и пожаров в печах, разливов нефти и нефтепродуктов, и образования взрывоопасных и вредных концентраций углеводородов на площадках слива-налива и в резервуарных парках. По результатам проверок выявлено 5322 нарушения требований промышленной безопасности и природоохранного законодательства. Анализ материалов проверок показал, что большинство проверенных предприятий не имеют возможности производить высококачественную продукцию, устранить выявленные нарушения ввиду отсутствия необходимых средств. Проверки указанных мини-НПЗ Ростехнадзором констатировали, что на этих "предприятиях" имеют место нарушения промышленной безопасности и условий лицензирования, а собственники предприятий, как правило, нацелены на быстрое получение прибыли в ущерб безопасности жизни и здоровья как непосредственно работникам предприятия, так и третьим лицам, а также в ущерб экологической безопасности. Из-за отсутствия конкурентоспособной ресурсной базы по поставке нефти, а также высокой конкуренции на рынке потребления моторных топлив, создаваемой уже существующими в регионах НПЗ, значительная часть из мини-НПЗ не функционирует, например ОАО "Ярославский нефтеперерабатывающий завод имени Д. И. Менделеева".
Несмотря на это, в данном регионе некоторыми организациями, например, ЗАО "Парк ИНТЕХ", планируется строительство нефтеперерабатывающих предприятий, которые не обеспеченны ресурсной базой по поставке нефти, не гарантируют проектной проработкой и результатами экспертизы проекта глубину переработки нефти в 93 % и, как следствие, не смогут конкурировать с крупными производителями моторных топлив в регионе. (См. документ)При этом, баланс нефтяного сырья до 2020 года, составленный по заявкам осуществляющих добычу нефти компаний, показывает, что все объемы нефти до 2020 года уже распределены по грузополучателям. Таким образом, ресурсная база для поставки нефти на вновь вводимые мини-НПЗ отсутствует, а рынок высококачественных моторных топлив в регионах размещения крупнейших НПЗ, уже подключенных к системе магистральных нефтепроводов, насыщен. Отметим, что именно жалоба ЗАО "Парк ИНТЕХ" в ФАС России, а не детальное обобщение практики подключения НПЗ к системе магистральных нефтепроводов в рамках действующего порядка, послужило основанием для разработки и представления в Правительство изменений в Правила подключения нефтеперерабатывающих заводов к магистральным нефтепроводам и (или) нефтепродуктопроводам и учета нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации. ЗАО "Парк ИНТЕХ" объясняет потребность в нефтяных ресурсах (в размере до 2 млн тонн в год) проведением научных исследований в области переработки нефти. По данным вопросам эта организация обращалась к заместителю Председателя Правительства Российской Федерации Аркадию Дворковичу и к губернатору Ярославской области, приложив при этом письма вертикально-интегрированных нефтяных компаний. Согласно имеющимся в нашем распоряжении документам, потребности в таких исследованиях не подтвердила ни одна нефтяная компания – ни ОАО "НК "Роснефть", ни ОАО "ЛУКОЙЛ", ни ОАО "Сургутнефтегаз", ни ОАО "Газпром нефть", ни ОАО "Татнефть", ни ОАО "НК "Русснефть". Ресурсная база для данного НПЗ указанными компаниями также не подтверждена. Таким образом, строительство данного НПЗ является не созданием научно-исследовательской базы, а завуалированной формой частного малого нефтеперерабатывающего предприятия. (См. документы)Отсутствие у ЗАО "Парк ИНТЕХ" подтверждений нефтяных компаний по поставкам нефти не может являться причиной изменения Правил, а наличие договоров на поставку нефти при получении технических условий на подключение к системе магистральных трубопроводов является серьёзным фактором при расчете экономической эффективности мини-НПЗ и обеспечении расчетной глубины переработки нефти. По инициативе Федеральной антимонопольной службы 28.01.2014 вопрос внесения изменений в Постановление также рассматривался на совещании в Министерстве энергетики Российской федерации, в работе которого приняли участие представители руководства министерства, ВИНК и ОАО АК ОАО "АК "Транснефть" . Позиция ОАО "АК "Транснефть" полностью совпадает с позицией Минэнерго России и нефтяных компаний.
По результатам совещания был составлен протокол, где стороны признали нецелесообразным внесение изменений в постановление Правительства, о чем в установленном порядке был проинформирован Аппарат Правительства РФ. Необходимо также отметить, что с момента утверждения Постановления в декабре 2009 года в ОАО "АК "Транснефть" обратилось 6 независимых (не входящих в структуру вертикально-интегрированных нефтяных компаний) НПЗ, которые соответствовали всем необходимым условиям, перечисленным в Правилах с предоставлением всех необходимых документов, в том числе договоров, подтверждающих намерения производителей нефти осуществлять поставку на завод в течение 3-х лет после ввода его в эксплуатацию.
Подключение НПЗ к системе магистральных трубопроводов в рамках действующего порядка является отработанным и прозрачным механизмом. Таким образом, предлагаемые ФАС России поправки в Постановление приведут к следующим последствиям:- ущерб предприятий нефтяной отрасли за счет увеличения криминальных врезок и посягательств на магистральные и промысловые нефтепроводы;- ухудшение промышленной безопасности нефтяной отрасли и ухудшение экологической обстановки в регионах расположения таких НПЗ;- нерациональное использование системы трубопроводного транспорта ОАО "АК "Транснефть" и недополучение бюджетного и экономического эффектов функционирования нефтяной отрасли;- увеличение предложения на рынке моторных топлив низкого качества;- невыполнение положений Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 года и Энергетической стратегии развития России до 2035 года по повышению глубины переработки нефти. В соответствии с вышеизложенным, ОАО "АК "Транснефть" считает нецелесообразным внесение изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 21 декабря 2009 года № 1039.
Http://www. himonline. ru/n/3BB3D
Ведущий. Я очень рад, что мы сегодня здесь собрались, и от имени оргкомитета и организаторов сердечно всех приветствую. Могу только добавить, что совсем недавно один из главных наших институтов оп нефтепереработке – «ВНИПИнефть» – отметил свое 80-летие очень широко и хорошо. К этому могу добавить, что директор этого института, Владимир Михайлович Капустин, избран членом-корреспондентом Российской Академии естественных наук, с чем мы его тоже поздравляем. Я желаю всем нам успешной работы и предоставляю слово Рябову Виктору Андреевичу, Президенту Ассоциации нефтепереработчиков.
Рябов. Уважаемые коллеги, я прошу председателя отнестись благожелательно к моему докладу, потому что я его делаю за двоих. Первый доклад должен был делать Караганов, начальник департамента Министерства энергетики, по каким-то причинам он не смог быть, поэтому прошу после 15 минут меня не прерывать. Я это же прошу и у зала. Иначе нельзя.
В течение многих лет государственная энергетическая стратегия России предусматривала сырьевой вектор развития страны и ориентировала ТЭК на увеличение добычи энергоресурсов с целью последующего экспорта. Ранее страна потребляла 75% нефти и экспортировала 25%, сейчас все наоборот. Начинаются слайды. Вот сейчас уже переработка и экспорт почти сравнялись, вы видите. Это уже приятно. Однако экспорт, если мы посмотрим. Синим – это нефть, белым – мазут, 40 миллионов, и дизельное топливо. Мазут и дизельное топливо не европейского качества, это, по существу, скрытое сырье. То есть мы продаем 75% нефти и нефтепродуктов.
Отечественная нефтепереработка в настоящее время характеризуется низкой рентабельностью, обусловленной неоснащенностью НПЗ современными процессами глубокой переработки нефти и высокой изношенностью основных фондов. В стране уже в течение нескольких десятилетий не строятся новые НПЗ. Отмечу также, что наиболее современные заводы отошли бывшим республикам, теперь самостоятельным странам. Доля углубляющих процессов у нас не превышает 15%, в то время как в Америке – 55%.
С 2001 года стратегия развития нашей промышленности определялась федеральной целевой программой, энергоэффективная экономика, модернизация нефтеперерабатывающей промышленности, которая была утверждена постановлением Правительства. Но программа была не обязательной, правительство ее не контролировало, и выполнена она всего на 45%. А в 2006 году (хотя она была предусмотрена до 2010 года) ее отменили, не реализовав ее.
Наша большая беда, что у нас глубина переработки нефти составляет менее 72%, и вы видите – в течение 5 лет не меняется. Хотя многие начинают говорить, что у нас все меняется и так далее. Если посмотрим данные по глубине переработки нефти, то – вы видите – только 6 заводов, больше 80%. Три завода к 80% приближается, остальные – 56-66%, никуда не годится. А что такое глубина переработки? Вы видите: чем больше глубина переработки, тем больше растет рентабельность. Если у вас глубокая переработка, то в два раза, а если еще и нефтехимия, то значительный эффект.
Второй показатель, который характеризует качественное состояние переработки – это индекс комплексности Нельсона. Если вы посмотрите, то в Северной Америке – 10, в Европе – 7,5, в мире – 6,59, и у нас, видите, и тут – 4,31. То есть качественные процессы, которые определяют глубину переработки, которые определяют качество, у нас значительно хуже.
По объемам фактической переработки нефти – вы знаете, мы после Америки были на втором месте, сейчас мы переместились на четвертое место, вперед вышли Япония и Китай. Что касается качественной характеристики, о которой я только что говорил, мы занимаем среди стран мира 67-е место. Это атомная бомба взорвалась. 67-е место! Уже не выговорить те страны (их никто не знает и их не выговорить), которые за нами стоят. К сожалению, мы все здесь нефтепереработчики, и приходится об этом говорить, чтобы на нефтепереработку обратили внимание. Доля мазута в балансе у нас в переработке составляет 27%, в то время как в Америке – 5%, в Европе – 12%. 64% мазута мы отправляем на экспорт по дешевой цене, и за счет этого очень здорово растут цены на моторное топливо. Если мы заменим мазут и наше дизельное топливо, бензин и другие продукты качеством европейского уровня, то мы будем ежегодно получать в объеме более 20 миллиардов долларов в год.
80% всех наших НПЗ, представляющие сегодня отечественную переработку, построены более 50-ти лет назад. В стране уже десятилетие не ведется строительство новых заводов. Если некоторые наши дочерние предприятия таких компаний, как «Лукойл», «Башнефть», «Татнефть», Ярославский и Омский НПЗ уже сегодня находятся на достаточно высоком уровне и могут обеспечить рынок высококачественными нефтепродуктами, то вызывает обеспокоенность состояние ряда заводов, таких как Уфимский, Орский, Краснодарский, ранее входивших в нефтяную компанию «ЮКОС» и других. Введенный с 1 января текущего года технический регламент не может внедряться без коренной реконструкции нашей промышленности. В прошлом году на заседаниях правления рассматривались вопросы о создании новых НПЗ. Вот такие заводы были рассмотрены. К сожалению, кроме Новошахтинского и Яйского в Кемеровской области, эти заводы проектируются, но не строятся. Строится у нас только один завод, на условиях государственно-частного партнерства – это Нижнекамский НПЗ. Несмотря на то, что Владимир Владимирович Путин неоднократно говорил о том, что это должно быть распространено – государственно-частное партнерство, что делается на западе, никого не смущает, что собственность безусловно остается в этом случае частной, неприкосновенной. У нас распространения этот метод не получил.
Протоколом совещания Председателя Правительства даны поручения (совместно с другими федеральными исполнительными органами) подготовить и представить в октябре предложение по мерам, направленным на стимулирование строительства в Российской Федерации новых нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических комплексов, в первую очередь, независимых от вертикально интегрированных компаний, проработав при этом формы возможного участия государства, в том числе в рамках государственно-частного партнерства. Конечно, вы все понимаете, что нефтяные компании не заинтересованы в этом – себе плодить конкурентов, но с точки зрения страны, государства, конечно, это придется внедрять.
Нам необходимо по примеру западных фирм более активно переходить на систему строительства и ввода в эксплуатацию объектов нефтепереработки и нефтехимии «под ключ» с учетом накопленного опыта в этом направлении таких российских фирм, как «Глобалстройинжиниринг» и «Кедр-89». Негативным моментом, сказывающимся на развитии нефтеперерабатывающих производств в России, является работа заводов по процессинговой схеме. Это надо нам распространять опыт «Лукойла», который в 1995 году перешел на беспроцессинговую схему, и вы видите – провели расчеты – товарная продукция растет в 12,4 раза, прибыль – в 9,5 раз. И удивительно реагируют регионы – ВВП у них забрали, прибыль у них забрали, налоги у них забрали, и все молчат, никто даже слова не скажет. Куда бы мы ни писали – распространить опыт «Лукойла» – в корзину это дело. Это самое главное для нас, потому что приходится нефтезаводам просить деньги, которые заработали они сами, и развивали бы свои заводы, и так далее.
Конечно, нужно сказать, что развитию мешают налоги. Мы добились того, что налоги на конечную продукцию на АЗС перенесли. Но все равно всякими методиками, подзаконными актами продолжают брать налоги. Даже не с собственно продукции и то берет Минфин налоги. Вот до чего дошло у нас. Поэтому нефтяным компаниям сложно снижать стоимость продукции. Сейчас – вы знаете – нефть в 3 раза снизилась, казалось бы, в себестоимости 75% составляет нефть, значительно должны нефтепродукты снизиться, а налоги не дают снижать. Незаконные налоги, незаконный уход от налогов. Безобразие полнейшее!
Важной проблемой в отрасли, требующей решения, является развитие и создание отечественных производств-катализаторов, малотоннажных горюче-смазочных материалов и технологически сложных компонентов для них. Сегодня резко возросла зависимость российского рынка нефтепродуктов от импорта этих стратегических составляющих. Даже в военной технике применяем эти составляющие, чего ранее не было. Решение этих вопросов, к сожалению, у нас идет медленно.
Ведется работа совместно с нефтяными компаниями по созданию холдинга по производству катализаторов. У нас в этом отношении положительный сдвиг: в прошлом году введены мощности по производству катализаторов в республике Башкортостан. Производство микросферического катализатора крекинга, в 20 тысяч тонн и производство катализатора гидроочистки, гидрокрекинга, 4 тысячи тонн. Суммарно мы уже должны отечественную промышленность обеспечить, но, к сожалению, очень медленно идет переход на отечественные конкурентоспособные катализаторы.
Важным рычагом в решении проблемы нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей на перспективу может стать разрабатываемая в настоящее время энергетическая стратегия, до 2030 года. Ассоциацией были подготовлены и направлены в министерство наше для включения в стратегию предложений по основным перспективным позициям развития нефтепереработки и нефтехимии. К сожалению, предложения ассоциации о переориентации сырьевого вектора нефтяного комплекса в России на переработку углеводородного сырья внутри страны с соответствующим увеличением доли экспорта нефтепродуктов, отвечающих европейским стандартам к 2015 году не нашли поддержки Минэнерго России, там срок перенесен на 2020-й год. Вот с этим мы боремся, это принципиальный вопрос.
Наиболее важными показателями в стратегии являются такие показатели, как объем переработки нефти, глубина ее переработки, индекс Нельсона, а также уровень потребления нефтепродуктов на душу населения. В 1990-ом году уровень потребления на душу населения был 1,6 тонны, в настоящее время – 800 кг, то есть в 2 раза ниже стал уровень. Наибольшую выгоду (в разы) получает та страна, которая потребляет нефть, а не торгует нефтью. Потребление продукции нефтепереработки и нефтехимии на душу населения – важнейший показатель, влияющий на рост ВВП и уровень жизни населения.
Геннадий Иосифович мечтал, что вся нефть будет перерабатываться в стране через 10-15 лет, как он сказал, но важно, чтобы она не только перерабатывалась, но и потреблялась, иначе роста никакого в стране нет. Весь рост идет, чтобы нефть была дорогая. Увеличение глубины переработки нефти одновременно решает и задачу сырьевой базы для таких важных отраслей народного хозяйства, как нефтехимия и химия. Стоимость нефтехимической продукции в 5-10 раз дороже нефтепродуктов. Так, например, в Соединенных Штатах Америки нефтехимическая отрасль расходует 6% углеводородного сырья от общего ее потребления, но ее доля в валовом национальном продукте страны равна доле потребителя остальных 94% углеводорода. Мы, нефтепереработчики, всегда говорим, что надо развивать нефтехимию, химию, газохимию и так далее.
Увеличение объема переработки нефти к 2015 году и уровня глубины переработки обосновывается также тем, что в настоящее время резко снижены цены на нефть на мировом рынке нефти. В 1998 году мировые цены на нефть упали примерно в 3 раза и составили 9-10 долларов США за баррель, что привело к экономическому кризису в стране, при этом оптовые цены на нефтепродукты снизились на 20%, а розничные – не более чем на 5%. То же самое происходит сейчас. Цены должны значительно снизиться. Я уже даже не могу называть цифру, потому что не подходит это – что я скажу, никому не подходит. Но не снижаются, потому что вот этот процессинг, вот эта налоговая система не дает возможности. недоразвитая нефтехимия не дает возможности резко снизить, а это капкан для всего народного хозяйства. У нас в 7 раз больше затраты в стране, чем в западных странах, плюс такие дорогие нефтепродукты, которые всюду идут – это невозможно просто. Поэтому надо понимать, что нефтепереработка, нефтехимия, химия, газохимия – это курицы, несущие золотые яйца. Однако в антикризисной программе, представленной Премьер-министром Путиным в своем отчете Государственной Думе 6 апреля сего года, ничего нет о мерах по развитию нефтепереработки и нефтехимии. Хотя в последних протоколах и в последние годы этому уделяется очень серьезное внимание.
Если мы посмотрим, как распределяется нефтепереработка по нашей стране, то вы видите, насколько неравномерно. Перевозка у нас железнодорожным транспортом на 4-5 тысяч километров удорожает нашу продукцию, поэтому приоритетным, первоочередным направлением повышения эффективности нефтепереработки следует считать расположение современных нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий на концах нефтепроводов и в приморских зонах. Дальний Восток – Находка, запад – Балтика, север – Мурманск, юг России – Краснодарский край, потому что там Грозный, несколько заводов выведено из строя. Это создает более широкую возможность торговли не только сырой нефтью и дешевыми полуфабрикатами, но и товарной продукцией нефтепереработки и нефтехимии европейского уровня качества, что позволит дополнительно получить доход в бюджет страны во многие миллиарды долларов и снизить цену на моторное топливо внутри страны. Непервоочередное строительство этих заводов на концах нефтепроводов приведет к дальнейшему увеличению экспорта мазута. Потому что строительство нефтепроводов и газопроводов уже остановить невозможно, даже пытаться не стоит, поэтому на концах надо строить, впереди трубопроводов.
При этом Правительству Российской Федерации, Минэнерго России необходимо решать вопросы обеспечения нефтью строительство новых НПЗ в указанных объемах, а также разработать и реализовать федеральную программу развития отечественного нефтяного химического машиностроения и приборостроения, обеспечивающих развитие нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплексов. Сейчас, когда приходишь в наш департамент, новые заводы приходят, говорят: «Нефти нет». А что делать? Говорят: «Заключайте договор с нефтяными компаниями, чтобы в течение десяти лет они вас обеспечивали нефтью». Ну какая же нефтяная компания заключит договор, чтобы себе таких конкурентов? Сразу изменится жизнь в стране. Конечно, это невозможно, это государство должно принять решение. Может ли государство и Минэнерго принять решение? Обязано принять такое решение.
Если мы посмотрим экспорт нефти, который осуществляют нефтяные компании, то в среднем, экспортируется более 48% нефти. Наверное, больше, потому что мы не наши, куда делись 14 миллионов тонн нефти, вообще еще не нашли, куда они делись. То есть примерно около 50% экспортируется. А квота на экспорт нефти – 38%. разница между 50 и 38 – вот тебе сколько нефти для новых заводов! Причем правительство приняло решение строить эти новые заводы. А департамент наш говорит: «Нефти нет». Ну конечно, дело не в Караганове, который сегодня здесь отсутствует – не он же принимает это решение. Но у нас такие силы существуют! Поэтому хочешь не хочешь, строительство новых заводов надо. Ну что это такое – 30 лет ничего не строится, как это можно?
Ассоциация постоянно ставит вопрос перед федеральными органами исполнительной власти о необходимости отменить на постоянной основе таможенные пошлины на ввозимое оборудование. Вопрос предрешен. Вернуть, как было раньше, предприятиям инвестиционную льготу по налогу на прибыль до 50%, раньше это было. Пока не решается вопрос. Необходимо также ввести новый норматив ускоренной амортизации основных фондов, о котором говорил Владимир Владимирович Путин. Вопрос предрешен. Государство становится крупным игроком на нефтяном рынке и должно повышать свою роль в этом сегменте, включая биржи, АЗС и так далее.
Ряд предложений по совершенствованию условий хозяйствования нефтеперерабатывающей отрасли по налогообложению, перспективам развития, стимулированию глубокой переработки нефти, которые направлялись в различные федеральные и законодательные органы власти Российской Федерации, нашли свое отражение в протоколе у Председателя Правительства Российской Федерации Путина по результатам поездки в Кириши.
Даны поручения руководителям соответствующих министерств подготовить проект нормативного акта по механизму возмещения налога на добавленную стоимость по факту ввоза производимого на территории Российской Федерации оборудования в целях решения задачи повышения глубины переработки нефти, сокращения экспорта мазута и выполнения требований технического регламента.
С 1 июня 2009 года проработать вопрос об установлении на законодательном уровне порядка расчета ставок экспортных пошлин на нефтепродукты и выравнивания с 2012 года ставок экспортных пошлин на темные и светлые нефтепродукты. Это очень важный пункт. Подготовить к 1 мая решение Правительства Российской Федерации о порядке учета нефтеперерабатывающих заводов Российской Федерации, их подключения к системам магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Тоже большой вопрос.
Большой проблемой в настоящее время является активное строительство мини-НПЗ. Очень сложный вопрос. По данным Ростехнадзора таких заводов 182. Представляете, что это такое? Кто ими руководит, и кто объединяет, координирует их деятельность? Никто, кроме руководителей регионов, которые здорово их поддерживают. И кроме товарища Шаталова, который здесь присутствует, – он их папа, следит за ними, больше никто, по-моему, этим не занимается. Проблема заключается в том, что мини-НПЗ, в отличие от больших НПЗ имеют гораздо меньшую мощность – от 5 тысяч до 1 миллиона тонн сырья в год. И, как правило, используют упрощенную технологическую схему. Отсутствие на этих заводах вторичных процессов глубокой переработки нефти не может обеспечить качество выпускаемой ими продукции в соответствии с требованиями, установленными техническим регламентом.
Проблема еще усугубляется и тем, что с 2006 года нефтепереработка выведена из перечня видов деятельности, подлежащих лицензированию. Этот вопрос также нашел отражение в ходе совещания, проведенного Путиным в Киришах 12 февраля. Что он сказал? «Конечно же, правом на различное легатирование на те меры, которые государство будет вырабатывать, должны обладать современные, отвечающие высоким требованиям предприятия, а не самовары и не керосинки, которые гонят низкокачественную продукцию». Конечно, эти мелкие предприятия в период неразберихи, дороговизны сыграли свою и положительную, и отрицательную роль, но расплодилось их столько, что это вызывает очень серьезную озабоченность, связанную еще и с тем, что никто ими не руководит и ничего не координируется.
Я считаю, что даже здесь, прямо сейчас можно создать партнерство этих организаций, потом другие распишутся, потом создать саморегулируемую организацию, которая может внедрять какие-то стандарты. По мере исчезновения старой техники надо что-то предпринимать, большим переходить на европродукцию, а малые компоненты давать современным заводам, которые могут их переработать. Поэтому это дело очень серьезное.
Минэнерго России совместно с нефтяными компаниями, и ОАО «ВНИПИнефть» подготовило проект протокола совещания по опросам разработки генеральной схемы развития нефтеперерабатывающей промышленности до 2020-го года с учетом поручения Правительства Российской Федерации. Нефтяными компаниями до кризиса были разработаны хорошие инвестиционные программы, для их успешной реализации в дальнейшем весьма важно, чтобы не прекращались работы в области проектирования, заказа оборудования, а на него требуется 2-3 года, и так далее и тому подобное. Современная нефтепереработка – гарант стабильности экономики в стране. Спасибо.
Ведущий. Спасибо, Виктор Андреевич. Как всегда, очень обстоятельный, интересный доклад. Можно задать два вопроса. Есть? Если появятся, Виктор Андреевич пока будет. Я предоставляю слово Шаталову Анатолию Алексеевичу, начальнику управления по надзору за объектами нефте-, газодобычи, переработки и магистрального трубопроводного транспорта Ростехнадзора.
Шаталов. Уважаемые коллеги, нефтеперерабатывающие предприятия по характеру своему, по характеру перерабатываемых и получаемых продуктов относятся к опасным производственным объектам с высоким потенциальным риском. В 2008 году на нефтеперерабатывающих предприятиях произошло шесть аварий. При этом отмечено некоторое снижение, на 30% по сравнению с прошлым годом. В прошлом году было девять аварий. Вместе с тем, несколько увеличился смертельный травматизм. Здесь нужно сказать, что увеличение травматизма с трех до семи случаев было связано с одной крупной аварией, которая произошла в прошлом году на Киришском нефтеперерабатывающем заводе, где погибло сразу пять человек. О высоком риске отрасли свидетельствует также и следующая статистика: 46% аварий сопровождается взрывами, 39% – пожарами, доля ожоговых травм в 2008 году достигла 86%.
Необходимо отметить, что перечень нефтеперерабатывающих заводов по своим характеристикам и уровню культуры эксплуатации весьма неоднороден. На крупных нефтеперерабатывающих заводах мощностью более 6 миллионов тонн уровень культуры производства и технического обслуживания оборудования достаточно высок. Действует корпоративная система управления промышленной безопасностью, используется сложная и эффективная система противоаварийной защиты и мониторинга технического состояния установок. Состояние промышленной безопасности на таких заводах большого опасения не вызывает.
Несколько другое положение на так называемых мини-НПЗ. В настоящее время, как уже Виктор Андреевич говорил, зарегистрировано 182 мини-НПЗ в государственном реестре опасных производственных объектов общей мощностью около 7,5 миллионов тонн. Если сравнить это с общим объемом нефтепереработки (236 миллионов тонн), то доля, вносимая этими заводами в переработку, тоже становится понятной. При этом анализ показывает, что 92 из этих заводов (что составляет 51%) – это мини-НПЗ мощностью до 10 тысяч тонн в год, 41% – 74 предприятия мощностью до 100 тысяч тонн в год. Более-менее крупные заводы (от 200 до 600 тысяч тонн в год) составляют всего 4,5%, зарегистрировано всего 8 предприятий. Как видите, на таких заводах крайне тяжело внедрить сложные надежные системы управления и противоаварийной защиты, следить за уровнем квалификации персонала, выстраивать эффективные системы производственного контроля.
В 2007 году в рамках проведения надзорных мероприятий в Саратовской области территориальным управлением Ростехнадзора был проведен сравнительный анализ уровня безопасности крупного Саратовского нефтеперерабатывающего завода (производительность около 6 миллионов тонн) и семи мини-НПЗ, находящихся на территории Саратовской области (производительностью до 10 тысяч тонн в год). Результаты впечатляют. Удельный травматизм на Саратовском НПЗ составил 0,033 человека на один миллион перерабатываемой нефти. На мини-НПЗ этот же удельный показатель составляет 13,3 человека (то есть это погибшие люди) на миллион тонн перерабатываемой нефти. Как видите, разница в 400 раз приблизительно. Конечно, в этом примере может присутствовать некий субъективизм, обусловленный случайными величинами в статистике, ограниченной узкими рамками географии и временного периода. Но, тем не менее, тенденция, как мне кажется, неоспоримая в этих вопросах.
Вторая проблема: мини-НПЗ – это использование в качестве сырьевой базы нефти, похищенной из магистральных трубопроводов. Статистика аварий на магистральных трубопроводах, связанных с несанкционированными врезками, по своей локализации совпадает с географической дислокацией мини-НПЗ. Так, максимальный уровень несанкционированных врезок, связанных с хищением нефти из магистральных трубопроводов регистрируется в Южном федеральном округе и Приволжском федеральном округе. Теперь посмотрите размещение мини-НПЗ. В Южном федеральном округе сосредоточено 103 предприятия из 182, в Приволжском – 31, то есть подавляющая часть. К сожалению, в Сибирском и Дальневосточном федеральном округе, где, собственно говоря, по логике все эти заводы и должны были строиться для того, чтобы компенсировать недостаток нефтепродуктов. Их всего в Сибирском – 18, в Дальневосточном – 4. Как правило, мини-НПЗ не входят в крупные нефтяные компании, а принадлежат малому и среднему бизнесу, не имеющему своих сырьевых источников. Вследствие этого, потребность в сырье создает условия для спроса на нефть, добытую криминальным путем.
Третья проблема эксплуатации мини-НПЗ – это проблема качества выпускаемой на них продукции. Специализация малой переработки нефти – производство дизельного топлива, направленное на снабжение удаленных предприятий топливом. Степень автоматизации и оснащения технологических процессов переработки нефти на многих действующих мини-НПЗ, как уже говорилось, невысока. Внедрение вторичных процессов в переработку сырья для мини-НПЗ мощностью менее 100 тысяч тонн в год экономически нецелесообразно. Проверки показали, что во многих случаях строительство мини-НПЗ не подтверждено технико-экономическими обоснованиями с учетом потребности в нефтепродуктах, наличия сырья, производственной и транспортной инфраструктуры.
Отсутствие вышеперечисленных факторов привело к длительным перерывам в эксплуатации, а также консервации и ликвидации уже построенных мини-НПЗ. Так, в Самарской области из двенадцати предприятий длительное время находятся в простое семь. В республике Дагестан мини-НПЗ «Ремсервис» и «Дагпетрол» остановлены на длительные периоды и законсервированы из-за отсутствия сырья. Предприятие «Воинское братство», не приступив к эксплуатации, самоликвидировалось, оборудование демонтировано и продано. В Якутии по трем мини-НПЗ принято решение также о демонтаже оборудования. Из-за отсутствия сырья остановлено два мини-завода в Нижневолжском регионе и два мини-завода в Оренбургской области.
На большей части мини-НПЗ не производится товарный бензин и не производится товарное дизельное топливо, отвечающее требованиям российских стандартов. В том числе дизельное топливо не соответствует нормам по температуре вспышки и содержанию серы. Фактически, производится продукт, углеводородные фракции, которые реализуются потребителями этого товара – как сами они объясняют – для использования в качестве растворителя или дальнейшей доработки. Нередко товарный продукт с мини-НПЗ отправляется в другие регионы России. С большой долей уверенности можно предполагать недобросовестное использование этого полупродукта с мини-НПЗ в качестве фальсификата товарного нефтепродукта. Но факт остается фактом: на этих упрощенных мини-установках не производится и в принципе не может производиться продукция, соответствующая требованиям технического регламента к топливу. И в этой связи следует констатировать, что строительство и ввод в эксплуатацию упрощенных мини-НПЗ несет технологическую угрозу России. По сути, имеет место создание производств для выпуска фальсифицированной и опасной продукции.
Очевидно, что с вступлением в действие технического регламента продолжат легально существовать лишь нефтеперерабатывающие предприятия мощностью более 200 тысяч тонн в год, оснащенные комплексом реформинга и гидроочистки. В значительной мере проблема выпуска на мини-НПЗ продукции, не отвечающей российским стандартам, связана, как уже отмечалось Виктором Андреевичем Рябовым, с отменой лицензирования на переработку нефти и газа. В том положении была сформулирована конкретная норма лицензионных требований, которая звучала примерно так: лицензиат обязан выпускать нефтепродукты, отвечающие соответствующим стандартам.
Следующая проблема эксплуатации многих мини-НПЗ – это заинтересованность в их создании местных органов власти, которые нередко достаточно сильно оберегают эти предприятия, в том числе от надзорных органов, мотивируя важность предприятия для местного бюджета (имеются в виду налоги, рабочие места, льготное топливо для социальных целей и так далее). Не первый взгляд, проблема небольшая, однако практика показывает: в таких условиях бизнес свободно не развивается и не хочет развиваться. При наличии поддержки мини-НПЗ местными органами власти требования надзорных органов к состоянию мини-НПЗ нередко воспринимаются как необоснованные. В этих условиях обеспечить соблюдение требований промышленной безопасности оказывается значительно труднее, чем на крупных нефтеперерабатывающих заводах.
При проведении проверок территориальными органами Ростехнадзора были установлены случаи несанкционированного строительства мини-НПЗ без наличия разрешения на строительство, проектной документации, экспертизы промышленной безопасности проектной документации. Выявление несанкционированно построенных мини-НПЗ проводилось совместно с правоохранительными органами – МВД по Южному федеральному округу. Строительство указанных мини-НПЗ было приостановлено. По предписаниям территориальных надзорных органов до устранения соответствующих нарушений требований промышленной безопасности. Межрегиональным территориальным управлением Ростехнадзора по Краснодарскому краю совместно с региональным органом ФСБ России и департаментом промышленности города Краснодара выданы предписания на приостановку двенадцати мини-НПЗ. По Центральному федеральному округу запрещена эксплуатация восьми таких НПЗ, которые не соответствуют требованиям промышленной безопасности. Были приостановлены строительные работы мини-завода в Уссурийске, проводимые организацией «Голубая звезда» по проекту, не имеющему заключения государственной экспертизы проектной документации.
При проведении проверок соблюдение требований промышленной безопасности выявлены также нарушения, допускаемые непосредственно при строительстве НПЗ. Так, в Самаре при строительстве предприятия, завода в Алексеевке Кинельского района было выявлено 42 отступления от проекта, разработанного РосНИПИ Термопроект. Такие, как отсутствие контура заземления, это, соответственно, электробезопасность, ввода кабелей, неполное оснащение щита, там целый перечень, долго перечислять.
Три мини-НПЗ в городе Чапаевске, в Самарской области – закончено строительство, но не приняты в эксплуатацию из-за наличия нарушений требований промышленной безопасности.
Подводя итог, можно сказать, что ситуация требует принятия мер, которые позволят эту ситуацию изменить. Предприятия, не выдерживающие современные требования к нефтепродуктам, необходимо, к сожалению, ликвидировать, либо увеличить их мощность, параллельно усложнив технологию переработки за счет вторичных процессов – каталитического реформинга, гидрокрекинга. На крупных предприятиях легче также и создать все необходимые условия обеспечения безопасности. Сейчас, в настоящее время отечественной наукой разработано достаточно много технологий, которые могут позволить реализовать их при развитии и внедрении на предприятиях пониженной мощности. Уважаемые коллеги, сегодня важная проблема, которую мы рассматриваем – это эффективная нефтепереработка. И от того, конечно, много зависит, какой мы все хотим эту нефтепереработку видеть сегодня. Спасибо за внимание.
Ведущий. Спасибо, Анатолий Алексеевич. Мы обязательно сделаем так, чтобы опубликовать доклад – он очень интересный и полезный, много интересных цифр. Есть возможность задать два вопроса.
Вопрос. Аварии на НПЗ: 2007 год – 9, 2008 – 6. Это тенденция уменьшения или случайность? Сделали ли анализ причин этих аварий, какая главная?
Шаталов. Анализ, конечно, делается ежегодно, все аварии расследуются и их причины разбираются. В настоящее время, в последние годы, в общем-то, отмечается, тенденция снижения этих аварий. Это, связано с тем, что в настоящее время, особенно на крупных НПЗ состояние работы по обеспечению эксплуатации улучшается. На многих предприятиях внедрены очень современные системы стационарного мониторинга, оборудование, которое, в общем-то, практически полностью исключает аварии на динамическом оборудовании. Решаются вопросы контроля и мониторинга емкостного оборудования, поэтому, в общем-то, принимаемые меры сказываются на динамике.
Причинами аварийных ситуаций в настоящее время, к сожалению, до сих пор остается еще несанкционированный выход оборудования из строя. Это обусловлено, в большей степени, достаточно высоким износом основных производственных фондов, и вторая причина – это человеческий фактор, нарушение требований безопасности персонала.
Вопрос. Институт проблем нефти и газа РАН. Как вы можете прокомментировать данные американского космического мониторинга по факелам? По их данным, у нас сжигается порядка 51 миллиарда кубов попутного газа.
Шаталов. Спасибо. Но этот вопрос не совсем относится к теме моего сообщения. Но, в принципе, я могу ответить. Ростехнадзором в предстоящие два года была проведена соответствующая работа по ревизии факелов на месторождениях и оценке эффективности использования попутного нефтяного газа. Данные показали, что в настоящее время сжигается на факелах порядка 17 миллиардов кубических метров попутного газа. С американскими данными, как видите, это немного, так сказать, не бьется. Но данные, полученные Ростехнадзором, были получены с использованием анализа отчетов и данных средств измерения, внедренных на факелах.
Ведущий. Спасибо. Мой мужицкий счет показывает, что больше прав Анатолий Алексеевич – 500 миллионов добываем, чуть меньше. Даже если брать газовый фактор 100 кубов, это всего получается 50 миллиардов. Какую-то часть мы в любом случае перерабатываем. Ну тот же «Сургутнефтегаз», кстати. У него сегодня уровень утилизации попутного газа – 94%. Правда, он сжигает весь газ в электростанциях, и, в общем, было бы неплохо, если бы он вбирал пропан, бутан, пентан и так далее, но факт остается фактом. Поэтому я думаю, цифра между 15 и 20 миллиардами наиболее правильна. Спасибо. Следующий наш докладчик – Владимир Михайлович Капустин, генеральный директор «ВНИПИнефть». Прошу вас.
Капустин. Цель моего выступления – рассказать о том, что сейчас делается по созданию государственной инжиниринговой российской компании нефтяной промышленности. Несколько слов о ситуации в мире. Все знаете, мы в кризисе, и хотя говорит Кудрин, что к концу года мы из кризиса выйдем, это, наверное, очередное заявление, достаточно оптимистическое. На самом деле, будет вторая волна кризиса, это уже очевидно, и еще неизвестно, как мы в эту вторую волну попадем.
Понятно, что главная трудность – это, конечно, снижение цен на нефть и нефтепродукты, хотя 50 долларов еще два года назад мы считали за счастье. Сейчас мы говорим, что мы в кризисе, и вообще нам очень плохо с 50 долларами за баррель. Я бы сказал, что здесь больше вторая причина того, что мы, наверное, попадем в серьезную ситуацию по кризису – это, конечно, долговые обязательства нефтяных компаний. Они серьезные, кредитов дешевых набрали много, отдавать их надо, потому что никто не собирается перекредитовывать. А вообще по России в этом году кто называет 120, кто называет 140 миллиардов долларов. Это, конечно, то, что, наверное, серьезно все-таки подорвет рубль, хотя все говорят, что будет стабилизация.
Конечно, в этой ситуации, что касается инвестиций в нефтепереработку и нефтехимию, нефтянку. Это можно понять по выступлению, которое вчера очень хорошо сделал Сергей Михайлович Багданчиков, президент «Роснефти». Вы знаете, он выдвинул три главных тезиса, о чем вчера говорило все телевидение, а сегодня говорят все газеты. Первое – это то, что компании, на самом деле, используют только 10% от цены на нефть, остальное все забирает государство в лице всяких налогов. И второе сказал, что иностранные компании надо приглашать только в том случае, если они готовы весь инвестиционный проект. инвестировать, давать кредиты, а взамен российские компании пускать на западные рынки. Что касается третьего тезиса, он вообще достаточно сомнительный. Что касается второго тезиса – это было бы хорошо, но это все под вопросом. Что касается первого тезиса – о том, что в нефтяных компаниях всего 10% – это выливается сегодня в то, что инвестиции совершенно резко начинают сокращаться. И это мы особенно чувствуем по нефтепереработке, обосновывая ситуацию с созданием инжиниринговых компаний.
Я в своем выступлении на совете, который организовали при Путине, говорил о том, что сейчас самое время создать инжиниринговую компанию с государственным пакетом, которая могла бы решать первую серьезную задачу – это составить конкуренцию международным инжиниринговым компаниям на российском рынке. И второе, что я даже, может быть, ставлю выше первого, – это консолидация российских компаний по базовым технологиям, проектированию, поставкам отечественного оборудования, управлению проектами. Мне хотелось бы отметить, что на этом заседании было принято решение (я считаю, что это историческое решение) о создании инжиниринговой государственной компании на базе ОАО «ВНИПИнефть». И было дано поручение Минэнерго, Минэкономразвитию, Минпромторгу (назывались фамилии министров) с участием других заинтересованных федеральных органов исполнительной власти и ОАО «ВНИПИнефть» проработать вопрос о формировании на базе научных и других организаций, осуществляющих свою деятельность в сфере проектирования и строительства, сервисного обслуживания, инжиниринговой организации с участием государства в уставном капитале в целях максимизации привлечения отечественных производителей в модернизацию и строительство новых НПЗ и обустройство месторождений углеводородного сырья.
Почему я именно зачитал, хотя видно и можно это дело прочитать самостоятельно? Потому что это, я считаю, все-таки не организация нефтяного института, как говорит Виктор Андреевич Рябов (он мне все время говорит: «Ты говоришь не о том, надо говорить о нефтяном институте»). Нет, надо говорить о государственной инжиниринговой компании, потому что нефтяной институт не сможет решать тех задач, которые может решать инжиниринговая компания, и я это сейчас продемонстрирую на целом ряде примеров.
Что мне хотелось бы отметить? Вот это постановление, по существу, может создать условия для того, чтобы нефтепереработка была бы не бесхозной в России, как сейчас, а оказалась бы в руках правительства, в руках государства, что очень важно. Мы очень много говорили, что рынок все расставит. Когда правительство Ельцина не занималось нефтепереработкой и нефтехимией, они говорили очень просто: «Рынок все расставит». Вот рынок расставил. На каком месте у нас нефтепереработка и нефтехимия? Виктор Андреевич сегодня сказал: на 67-ом. Вот так рынок все расставил. Поэтому то, что нужно серьезно брать в руки и брать в руки, может быть, не через создание каких-то министерств и комитетов, а через создание государственной российской инжиниринговой компании, это совершенно ясно. Я продемонстрирую, что хотелось бы в этой инжиниринговой компании иметь. Вот как мы видим сегодня создание российской инжиниринговой компании. Я хочу сказать, что уже прошел целый ряд совещаний, уже много предложений дано Правительству России, пока думают, но я знаю, что идут шаги, о которых я расскажу сейчас в своем выступлении, которые показывают, что движение может произойти достаточно быстро.
В российскую инжиниринговую компанию обязательно должны входить четыре основных направления. Первое – это базовые технологии. Я хочу сказать, что сегодня, к сожалению, в России практически не осталось российских базовых технологий, поэтому мы проигрываем все тендеры западным компаниям. Проектирование, управление проектом, комплектация и поставка оборудования. Вот то, что входит под эти направления. Базовые технологии – это лицензированная технология патентования научной разработки. Проектирование – я не буду зачитывать тот комплекс по проектным работам, которые сегодня хорошо известны во всем мире. Комплектация и поставка оборудования от тендера до сопровождения, изготовления, доставки оборудования. И управление проектом – контроль за качеством, сетевым графиком и так далее и так далее.
Вот организации, которые сегодня имеют пакет государства или находятся в государственных российских компаниях. Я имею в виду проектные организации. Прежде всего, это «ВНИПИнефть», что показано, имеет иностранный пакет. И я всем сейчас на всех уровнях говорю, что иностранный пакет в данном случае очень полезен для российской государственной компании, так как позволяет иметь возможность выхода на зарубежные рынки. «Башгипронефтехим» сегодня – это компания государственная, и дальше те институты, которые входят в «Роснефть». И как раз вокруг этих институтов, включая научно-исследовательские институты ВНИИ НП и институт «Леннефтехим», идет дискуссия, как организовать российскую компанию. Мне хотелось бы отметить, что сегодня уже есть письмо министра энергетики, которое говорит о том, что нужно компании, которые имеют государственный пакет, перевести в «Роснефтегаз». То есть это та компания, которая имеет сегодня акционерный пакет «Роснефти». И на базе «Роснефтегаза» создать российскую государственную компанию.
Я здесь коротко показал на слайде, какие успехи имеет «ВНИПИнефть» для того, чтобы эту российскую инжиниринговую компанию действительно на базе «ВНИПИнефти» создать. Здесь и 80 лет проектирования, и за последние 5 лет, по существу, все крупные комплексы по углублению переработки нефти спроектированы и построены в России, и объем продаж за последние 3 года увеличился в 4,5 раза, динамика продаж показана. Плюс ко всему, мы последние 2 года занимаем традиционное первое место среди всех проектных институтов.
И комплекс глубокой переработки нефти ОАО «ТАИФ-НК», и новый НПЗ ОАО НК «Роснефть» в Туапсе, и модернизация и реконструкция Московского НПЗ, и т. д., включая и огромные проекты по добыче. Прежде всего, Ванкорское месторождение, где мы сегодня активно работаем, и Штокмановское газоконденсатное месторождение ОАО «Газпром». Я хочу на примере ОАО «ТАНЕКО» показать, что мы это уже делаем, то есть элементы инжиниринговой компании у нас есть. Первый завод за последние 30 лет, полномасштабный, с глубиной переработки 95% делается в «ТАНЕКО». Очень сложная технологическая схема, очень сложный проект. Мы сегодня осуществляем вместе с заказчиком проектирование и сопровождение заказа. Вот у нас организовано во «ВНИПИнефть, в «ТАНЕКО», изготовители. Причем я хочу сказать, что «ТАНЕКО» много делает для того, чтобы привлечь основных российских поставщиков оборудования. Посмотрите, все элементы инжиниринговой компании – мы в тесном взаимодействии с «ТАНЕКО» осуществляем и осуществляем на достаточно хорошем уровне. Правильно Виктор Андреевич сказал, в таких масштабах, как сегодня строится завод в «ТАНЕКО», больше ничего в условиях кризиса, ничего подобного в России не происходит. И соответственно, посмотрите по отделу комплектации и поставок оборудования, схема, которая позволит по существу это направление полностью взять под себя и осуществлять действительно во взаимодействии с российскими поставщиками.
А какое количество у нас заводов, которые могут делать оборудование по нефтепереработке и нефтехимии на мировом уровне? Вот они приведены, и мы видим, что практически все вопросы мы могли бы на российском уровне закрыть, а не покупать за рубежом. И, безусловно, на одно из первых мест выходит поддержка российских ученых и проектировщиков. Здесь написаны все те институты, которые сегодня имеют хорошие разработки в области нефтепереработки и нефтехимии. Объедините их усилия, и мы получим те базовые технологии, которые мы сегодня покупаем за рубежом и платим десятки миллионов.
И в заключении мне хотелось бы отметить, что сокращение инвестиций в нефтепереработку и в нефтехимию в результате финансового кризиса привело к необходимости значительного увеличения присутствия российских компаний на отечественном рынке инжиниринга. Для увеличения доли отечественных компаний необходимо создание российской инжиниринговой компании, которая созданная на базе ОАО «ВНИПИнефть» позволит соблюсти приоритет государственных интересов в стратегических проектах, обеспечить работой отечественные машиностроительные заводы и резко снизить затраты на инвестиции. Спасибо за внимание.
Ведущий. Спасибо, Владимир Михайлович. Я думаю, что Ваш доклад был очень убедительным, и вот подошел Владимир Кузьмич, наш большой друг, товарищ и коллега, большой специалист в вопросах нефтепереработки, первый зампредседателя комитета в Совете Федерации, и я думаю, что он мог бы, конечно, нас поддержать и помочь. Я думаю, что надо включить все силы, для того чтобы то, о чем докладывал Владимир Михайлович, можно было претворить в жизнь. Можно задать два вопроса. Прошу.
Вопрос. Кто в этой новой фирме будет базовые проекты разрабатывать (научное сопровождение) и кто будет финансировать?
Капустин. Первый момент, пока встанет на ноги инжиниринговая компания, эти базовые технологии надо попросить, чтобы финансировало Министерство по науке и образованию, которое сегодня это делает в рамках создания научно-исследовательских институтов при университетах.
Вопрос. Владимир Михайлович, вопрос абсолютно наивный. За все, что Вы говорите, я голосую двумя руками, и часть членов Совета Федерации тоже. Кто должен все это делать? Российское преимущество в науке, в технологии, в реконструкции и прочее, и прочее. Как Вы себе представляете, к кому мы должны обратиться?
Капустин. Мы сегодня обратились к Владимиру Владимировичу Путину, и Путин поддержал. Как это будет осуществляться технически, я себе это четко представляю. Дайте нам хотя бы несколько из этих проектов, инжиниринговой компании, и мы найдем у себя деньги финансировать науку, поверьте. Деньги это такие серьезные, которые вполне позволяют так, как в мировых инжиниринговых компаниях, давать какую-то часть на научно-исследовательские разработки.
Ведущий. Спасибо. Следующий докладчик Наталья Алексеевна Шуляр, генеральный директор ООО «Издательский дом «ИнфоТЭК».
Шуляр. Дорогие друзья, позвольте мне поприветствовать вас от лица организаторов нашего круглого стола и построить свое выступление следующим образом. Поскольку у нас не было какого-то основного вводного доклада от Минэнерго, я приведу вначале некоторые цифры, которые бы позволили нам сориентироваться, в какой же ситуации на нефтяном рынке России мы сегодня оказались. Потом мы с вами перейдем собственно непосредственно к теме выступления – это цены на нефть и нефтепродукты на внутреннем рынке России, и главный вопрос – почему исчезла цена российской нефти, почему ее никто не знает, почему с экранов телевизоров мы не слышим, сколько же стоит нефть внутри России?
Я приведу несколько цифр. Мы добыли в прошлом году 406,9 млн тонн нефти, снижение уровня добычи к прошлому году примерно 0,6%. Хочу обратить ваше внимание, что снижение добычи крупных наших гигантов нефтяной отрасли, вертикально интегрированных компаний, составило 0,9%, а обращаю ваше внимание, что добыча независимых предприятий, которых насчитывается около 160, она не то что не уменьшилась, она увеличилась примерно на 14% к уровню прошлого года. Если мы перейдем к нефтепереработке, то тут картина следующая. Мы переработали в прошлом году 236 млн. тонн, и прирост 3,2% к уровню прошлого года, в том числе на НПЗ вертикально интегрированных компаний всего 180 млн. тонн. Сейчас мы с вами обсуждали тему малых и средних НПЗ. Анатолий Алексеевич назвал нам цифру 181 завод, который они обследовали. Мы провели большие изыскания, очень сильно занимались этим вопросом, и сегодня представляем вашему вниманию справочник нефтедобывающих предприятий, в том числе мы нашли работающих сегодня в России 131 мини-НПЗ. Видимо, эти цифры корреспондируются с цифрами Ростехнадзора с учетом того, что часть заводов была закрыта или законсервирована из-за нехватки сырья.
Так вот хочу вам доложить: рост по этим малым нефтеперерабатывающим заводам за два года составил 40%, за четыре года – 80%, и это данные только тех 42 заводов, которые отчитываются в наше Министерство энергетики. 131 работают, а отчитываются только 42, причем 9 из них – в составе вертикально интегрированных компаний. Кто хочет ознакомиться с нашим подготовленным справочником, можете подойти посмотреть. По этим малым заводам мы показали, что объемы переработки по 2008 году 6,3 млн. тонн. Каковы реально эти объемы, я думаю, что никто в России сегодня не ответит.
Если мы с вами говорим, что независимый сектор нефтяного рынка существует, я вам показали две цифры – 5% добычи и 2% в переработке с учетом на малых НПЗ, если мы возьмем те заводы, которые не входят в состав вертикально интегрированных компаний (это Уфимские заводы, Московский НПЗ, Хабаровский НПЗ), то, соответственно, этот процент будет выше.
Когда мы с вами переходим к сектору сбыта и хранения, то тут картина совершенно другая, картина, которая мало известна, к сожалению, нашим законодателям и исполнительным властям. У нас сегодня в части хранения около 1200 коммерческих нефтебаз, так вот только нефтяным компаниям принадлежит 45% этих нефтебаз, а 55% – это частные нефтебазы. Картина при автозаправочных станциях еще более интересная. Владимир Кузьмич, наверное, Вам это неизвестно, что у нас 21 тысяча автозаправочных станций, и только 7 тысяч из них принадлежит вертикально интегрированным компаниям, а 14 тысяч – это частные независимые владельцы. И вот теперь, нарисовав эту картину, почему очень важно сейчас говорить о том, что независимый сектор нефтяного рынка существует? Да по одной простой причине: именно в этом секторе рынка у нас есть зачатки так называемых рыночных отношений. Именно там есть продавцы и покупатели, именно там формируются сегодня цены.
Теперь мы перешли непосредственно к теме, о которой будем с вами сегодня говорить. Наш доклад состоит из двух частей. Я сейчас кратко вам обрисую ситуацию на внутреннем рынке, и передам слово моей коллеге, Тамаре Левановне Канделаки, которая расскажет о ситуации на мировом рынке. Многие помнят, что год назад я выступала, когда этот форум проходил в Кремлевском дворце, и у меня был эпиграф моего доклада: «Двумстам долларам за баррель посвящается». И о чем мы тогда говорили? Хочу вам напомнить. Мы говорили об очень простой вещи, что формирование цены на мировом рынке потеряло фундаментальные параметры спроса и предложения, что спекулятивная составляющая в этой цене на тот период составляла около 30%, что факторами, которыми стала определяться цена, стали совершенно другие вещи, которые нам были тогда очень мало понятны.
Вместе с тем у нас внутри России торги по внутренней нефти идут, и идут они каждый месяц примерно с 17-18 числа и заканчиваются 23-24. Посмотрите, что произошло, когда мы приняли западные методики ценообразования, в том числе, так называемый Инетдек и привязку к мировой цене. Посмотрите на картину 2008 года. Цена нефти на внутреннем рынке в июле достигла 13300 рублей и она упала к декабрю до 3000 рублей за тонну. Если на мировом рынке мы видели с вами обрушение от 147 долларов за баррель до 36, то есть в 3,5 раза, то падение цены на российском рынке составило более 4 раз, 4,5 раза. И посмотрите, в какой ситуации, практически безнадежной, оказались компании. Должна подойти Елена Корзун, которая, может быть, более ярко расскажет, чем я, но мы оказались в той ситуации, когда цена нефти внутри России оказалась практически на уровне затрат на добычу. Компании, особенно независимые, не могли заплатить НДПИ, и у нас имелись в конце года остановки предприятий и увольнения рабочих.
И вот, как говорилось в одном известном фильме, картина маслом. Посмотрите, я специально подготовила этот слайд. Что же происходит с ценами на нефть и нефтепродукты в опте и рознице с начала этого года? Вот красным показана цена российской нефти, которая в январе составила 2200 рублей, в феврале – 4400, в марте – 4900, сегодня, в апреле, нефть перерабатывается по цене примерно 6900-7000 рублей за тонну. Теперь смотрим розничные цены на бензоколонках, вы сами все их видите каждый день. Они падают, причем падают, конечно, под давлением Федеральной антимонопольной службы, но падают не так, как мы хотели, чтобы они упали, так, как мы ждали как потребители, и посмотрите между ними розницу. Показан 92-й бензин. Колебание оптовых цен сегодня идет практически с приростом 40, 50, 60 процентов, то есть вся картина внутреннего ценообразования у нас получилась перекорежена, совершенно неадекватна ни ситуации в стране, и самое главное, что внутреннее ценообразование не защищает нашего потребителя. Возникает простой вопрос: почему это происходит?
И теперь я хочу, чтобы вы немного сосредоточились. Мы потратили достаточное количество времени, чтобы дать вам полную и, на наш взгляд, наиболее объективную версию происходящего на мировом нефтяном рынке. Я обращаю ваше внимание: мы даем свою версию, кто-то может не согласиться, могут найтись люди, которые скажут: «Да, мы все это знаем, вы говорите вещи, которые общеизвестны». Но я просто обращаюсь к вам как организатор, мы потратили очень много сил на этот доклад, и он требует определенной умственной деятельности, что же на самом деле происходило на мировом рынке. И я попрошу вас сосредоточиться и внимательно послушать то, что будет сейчас рассказывать моя коллега, доктор экономических наук Тамара Левановна Канделаки. Я еще хочу обратить внимание, все, что мы раскопали, мы даже не можем огласить с трибуны.
Канделаки. Добрый день, уважаемые дамы и господа. Сейчас я перейду к теме доклада, но сначала я хотела немножко сгладить то, о чем говорил Владимир Михайлович по поводу кризиса. Я три дня как экономист проработала в рамках российского форума экономистов. На самом деле, никто не знает, будет вторая волна или не будет вторая волна, но единственное, о чем это свидетельствует, о том, что мы все узнаем с вами и о наступлении кризиса, и всего остального, из средств массовой информации. Просьба ко всем: относитесь к ним гораздо спокойнее, то есть не воспринимайте информацию, которая там написана, как истину в последней инстанции.
Цель моего доклада сегодня – это познакомить вас с обобщениями относительно событий последних лет на мировом нефтяном рынке. Как уже Наталья Алексеевна сказала, это наша интерпретация, но мы надеемся, что она для вас будет полезна, поскольку именно вам предстоит в условиях неопределенности воплощать в жизнь масштабные проекты в области нефтепереработки и нефтехимии.
Мировой нефтяной рынок изменился. Левый маленький круг на слайде – это 2003 год, правый – это год 2008-й. Мы видим с вами, что в 2008 году рынок в денежном выражении вырос в 9 раз, в 9 раз за пять лет. Я думаю, что мы с вами тоже знаем, что нефтяной рынок включает два сегмента – это товарный и финансовый. Мы посчитали долю товарного сегмента, это физические поставки нефти и нефтепродуктов. Эта доля, которая и в 2003 году была небольшая, уменьшилась к 2008 году почти в 3 раза. Вывод, который из этого следует, и который очевиден для нас с вами как нефтяников и нефтепереработчиков, что значение товарного сегмента, то есть добычи и переработки, на рынке тоже уменьшилось, по крайней мере, в 3 раза, и значит, уменьшилось влияние на цены тех факторов, которые мы считали фундаментальными, и которые учили в институте в учебниках – это спроса и предложения. Как, почему, как уменьшилось? Это первый вопрос, который возникает. Второй вопрос, который возникает, почему?
Выросло значение финансового сегмента, той части на первом слайде, который вы все видели. Этот сегмент объединяет биржевые площадки, Нью-Йоркскую биржу Наймекс, Лондонскую International Comodex Exchange. Это бывшая International Petroleum Exchange, на которой я когда-то работала, и внебиржевой рынок, в основном это рынок деривативов, форвардов и свопов. Я не буду вас перегружать деталями, просто я хочу обозначить структуру. Хочу отметить, что на протяжении 2001-2008 годов происходили необыкновенно активные шевеления в истории этих бирж. Вот сейчас мы видим (там немного мелко, но иначе не помещалось) – это все хронология событий, где видно, что поменялись владельцы, поменялась система торговли, появилась услуга клиринга по внебиржевым операциям, часть биржевых операций Наймекса ушло в Дубай в оффшорную зону. Происходило много очень активных событий, которые создавали возможность для развития финансового рынка. К сожалению, я должна сказать, что ни в нефтедобыче, ни в нефтепереработке, ни в нефтепродуктообеспечении каких-то революционных аналогичных активных действий не происходило. Я добавлю, что очень много внимания к деятельности бирж последние годы уделял Конгресс Соединенных Штатов Америки, который на протяжении 2008 года заслушивал отчеты их руководителей, а также комиссии, ответственные за регулирование рынка товарных фьючерсов и ведущих консультантов. Слушания в разных комитетах и комиссиях, я ознакомилась практически со всеми, по крайней мере, было 15-20, каждый объем слушания опубликован на сайте Конгресса США, кому интересно, примерно по 700 страниц.
Почему, что случилось среди людей (потому что жизнь делают люди), что случилось, кем стали люди, которые участники нефтяного рынка? Мы видим на слайде, что у нас с вами изменился из-за того, что изменилась структура, изменился состав, численность и профессиональный психотип участника. Вместо производственника, того человека, к которому мы привыкли, который озабочен получением позитивного результата производственной деятельности, (и представители, которых я вижу в президиуме, мы выросли вместе с ними) место вот этих людей занял финансовый спекулянт, главная мотивация которого – это делать деньги. Есть достаточно интересные, современные исследования психологов, которые изучают психотип финансового спекулянта. Они показывают, что этой категории присущи снобистское отношение к науке, доминирующая ориентация на средства массовой информации, как основной, а может быть, единственный источник знаний, и жесткая Интернет-зависимость. Массовость этой категории вызывает действие всем известного эффекта толпы, который усиливает все эти отрицательные проявления.
Именно потому, что у нас так вырос этот рынок, потому, что у него сейчас такой состав участников, оказалось возможным и весьма действенным информационное манипулирование на этом рынке. Гуру финансовых аналитиков – это гуру финансовых спекулянтов, это банковский, биржевые аналитики, успех деятельности которых зависит от их возможности создать на рынке информационный шум. Вдумайтесь, это просто нужно для бизнеса. Сами они, когда вы читаете прессу, когда вы слушаете это, вы понимаете, что сами они не имеют никаких своих источников информации, и подают чужие данные просто в своей интерпретации. Доступность публикаций и прогнозов Международного энергетического агентства, Департамента энергетической информации и Министерства энергетики (отмечу, что информация последнего предоставляется бесплатно, к сожалению, в отличие от информации нашего Центрального диспетчерского управления) – это привело к тому, что в итоге аналитики бирж, банков комментируют преимущественно именно эти источники, увеличивают их индекс цитирования, который легко можно посмотреть в Googl, и, следовательно, значение на рынке, которое сегодня определяется этим индексом.
В последние годы состав ньюсмейкеров нефтяного рынка пополнили государственные деятели. Это всем известный президент Венесуэлы, руководитель Федеральной резервной системы США, новый Президент Соединенных Штатов и, как уже сегодня отмечалось, наш Министр финансов. Хочу отметить для вас, что, к сожалению, качество публикаций и прогнозов Международного энергетического агентства и Департамента энергетической информации Министерства энергетики США не очень хорошее, хотя они имеют действительно огромные финансовые возможности и квалифицированный штат. Годовой бюджет Департамента энергетической информации 110 миллионов долларов, и к его работе на платной основе привлекается множество ученых из американских университетов. Мы с вами все знаем, что наш Госкомстат также не идеален. Мы не раз выступали на конференциях, где рассказывали о том, насколько высокой является недостоверность данных, которыми располагает государственная статистка, и которые, как показывали наши расчеты, по некоторым нефтепродуктам достигают 30%. Но ситуация не только в России, такая же ситуация и в других странах. В ЕЭС, например, с представителями которого мы встречались, уже много лет бьется с учетом нефтепродуктов, пытаясь учесть бензины по маркам, а результата так до сих пор и нет, хотя тоже есть достаточно заметное финансирование.
Что получается в результате? Результатом базы для любого прогноза, для любого анализа, я это говорю как доктор экономических наук, являются исходные данные, та информация, которой может располагать исследователь. В итоге из-за такого не очень хорошего, даже просто безобразного качества информации, у нас возник такой формат агрегированного баланса. То есть на самом деле все балансы спроса и предложения, которые публикуют Международное энергетическое агентство, Минэнерго Соединенных Штатов, и на которые все так активно ссылаются, это достаточно кривой баланс, который имеет очень сомнительную методологию. Потому что в балансе спроса и предложения там считается нефть, туда же прибавляется остальное сырье, в том числе и не нефтяного свойства, очень существует путаница, поскольку собираются данные с множества стран, которые в общем, сдают их добровольно. Кто учитывает нефть вместе с конденсатом, кто – без конденсата, Апек, например, вообще ведет раздельный учет между нефтью InacheralGeosLiquid. Таких моментов множество, и так считается предложение. Что касается спроса, то спрос считается по нефтепродуктам. Принимается, что добыча нефти равна спросу по нефтепродуктам. Туда, к спросу, еще относится движение в танкерах, запасы и т. д. Точно не получается. Я хочу сказать, что то падение, которое сейчас зафиксировано, оно, в принципе, в пределах погрешности вот такой методологии, хотя падение действительно есть. Что касается запасов, о которых информацию тоже очень активно публикуют, и которые действительно являются важнейшим фактором, то я хочу обратить внимание, что в большинстве случаев средства массовой информации не озвучивают запасы нефти, или запасы бензина, или запасы дизеля, озвучиваются нефтяные запасы, а имеется в виду нефть в сумме с продуктом. Смысл этих показателей совершенно разный.
Почему мы на этом подчеркиваем, и почему так важна детализация спроса и предложения? Почему так важны грамотные информационные обеспечения любого действия, любого принятия решений? Потому что Brent и WTI, которые торгуются на американской бирже, нефти легкие, и из-за роста финансового сегмента, поскольку там продаются именно легкие нефти, это тот товар, который доминирует на нефтяном рынке. К сожалению, в силу той статистики, которая есть, нет данных, ни сколько и каких нефтей потребляется физически, а значит, нет достоверного прогноза.
Мы с вами знаем, что спрос на качественные нефти растет. Это связано с тем, что во всем мире ужесточаются экологические требования к качеству нефтепродуктов, и это правильно, особенно это надо делать в Москве, где вообще невозможно дышать. И к растущему спросу на малосернистое дизельное топливо нефтепереработчики мира не успевают за экологическими требованиями так же, как не успевают и наши нефтепереработчики. Поэтому паллиативное решение – это повышенный спрос на легкие нефти в отличие от достаточного количества вторичных процессов.
В мире добывают примерно 25-26 миллионов баррелей в сутки. Это одна треть от мирового потребления. Крупнейшие производители легких нефтей – это Северное море, Соединенные Штаты, Нигерия, Алжир, Ливия. Для того чтобы вы себе представили связь вот тех событий, и это единственные события с физического рынка нефти, которые оказались значимым фактором в той ситуации с ценами на нефть, которая была, мы сделали небольшую табличку, где видим, почему, например, деятельность повстанцев Нигерии оказалась настолько значимой для продаж нефти марки «Юралс». До 14 июля у нас были забастовки, и это важно, потому что легкая нефть, которая в дефиците, которая тянет за собой цены на всю остальную нефть. После 14 августа ситуация стабилизировалась. Не знаю, думаю, многие знают, что в Соединенных Штатах по многим территориям был объявлен мораторий на добычу нефти. После 14 августа, и особенно, с приходом власти президента Обамы, уже началась добыча на ряде оффшорных месторождений. В отношении других вопрос ставится и ставится настойчиво, то есть новая программа Обамы, это программа Нью Энерджи, Новая энергия для новой Америки, как все новое у них сейчас идет. Требуется открытие этих закрытых ранее территорий. Далее: госрезерв США, у нас тоже есть госрезерв, как и у них, он закупил до 14 августа в условиях этого дефицита бросился закупать легкую нефть в свой резерв. Видимо, ему нужно было. И он этот объем увел с рынка. После 14 августа другое решение принято: США в рамках новой программы больше будут покупать тяжелые нефти и легкие нефти покупать не будут.
И последний пункт, о которой я уже говорила, это ситуация со спросом на малосернистое дизельное топливо, которое в Европе сейчас немного упало из-за проблем с экономикой. Мы видим, исходя из того анализа с мощностями по нефтепереработке в мире, который мы делали, что значение этих событий на рынке легкой нефти сохранится на ближайшие 2-3 года, а может быть, и дольше, если в условиях кризиса НПЗ будут дальше отставать с инвестициями от требований экологии. Поэтому вопрос инвестиций в НПЗ – это вопрос высоких цен на нефть, справедливых цен. Всех нас интересует вопрос, может ли нефть упасть ниже 40 долларов? Не пятидесяти, а сорока. Меня именно вот в такой форме об этом часто спрашивали. Вообще-то, могут, но могут только, если снизится себестоимость добычи. Если нет, то не могут, потому что тогда добыча в большинстве стран практически остановится.
Какая себестоимость по новым проектам, вам вчера рассказывал президент Роснефти. В целом, если говорить по миру, то себестоимость добычи за последние 4 года выросла примерно в 4 раза. Это международные данные. Товарное наполнение доллара уже тоже не то. На графике, который там видно, мы показали траекторию движения нефтяных цен в периоде от 2003 года до вчера. И тот уровень цен, который справедливые цены, то есть это те цены, которые убрать горб такой красный, это информационный шум и спекулятивная составляющая, нормальные справедливые цены сегодня, которые соответствуют вот этой выросшей себестоимости, это 70-80 долларов. Это может быть и 60-70 долларов, но тогда себестоимость должна уменьшиться. Это произойдет, если снизятся цены на металл, цемент, другие товары, от которых зависит себестоимость добычи.
Нам всем нужна стабильность и не нужны спекуляции, нам не нужны высокие цены на нефть, нам нужны справедливые. Есть вопрос: как экономический кризис влияет на нефтяной рынок? Да, мир в кризисе, да, он влияет на нефтяной рынок. В большей степени именно через те самые мало значимые фундаментальные факторы, то есть через спрос. Спрос на автомобильное топливо, на керосин, даже на мазут физически снижается. Плюс, обращаю ваше внимание, правительства стран потребителей нефти и нефтепродуктов активизировали свои усилия по снижению энергоемкости ВВП. Приняты во многих странах, не только в Соединенных Штатах Америки, конкретные решения, направленные на снижение потребления нефтепродуктов. При этом замечу, что биржи не остановились, и, например, 24 февраля этого года число открытых позиций на Наймексе по нефтяным фьючерсам было примерно равно числу открытых позиций в сентябре-декабре 2006 года. Я напомню, что в это время цены находились в диапазоне 60-65 долларов.
При этом нефтяной рынок тоже влияет на кризис, и при высоких ценах на нефть, при том горбе, экономика может уже не подняться, и тогда уже нефтепродукты вряд ли кому-то будут нужны. И наша экономика, российская экономика, хотя это абсолютно неправильно, благодаря той ситуации на нефтяном рынке с ценами, которая была, она вообще самоинтегрировалась уже давно, но не в мировой рынок вообще, а в мировой нефтяной рынок. Наши расчеты по внутреннему потреблению, которое мы выполнили, для сценария статус-кво, для сохранения сложившихся тенденций, показывают, что в той ситуации в экономике, которая есть, снижение внутреннего спроса на нефтепродукты уже в 2009 году может составить 10, а то и 15%. И, наверное, более слабое должно быть в 2010 году, потому что просто будет ниже некуда падать. Что это значит? Это значит, что нужно поддерживать внутренний спрос на автозаправочных станциях, а не только в сегменте сельского хозяйства, и цены на бензин должны быть на уровне хотя бы 2 долларов за галлон.
Я сейчас перехожу уже к выводам. Я хочу отметить, что антикризисная программа правительства, которая находится на сайте правительства России, поскольку я три дня работала на форуме экономистов, там обсуждалась эта программа. Программа эта будет жить, на самом деле это не значит, что ее утвердили, и она будет в таком виде. Это документ, который, как любой управленческий документ, должен развиваться. Мы не далее как несколько дней назад, направили свои предложения в эту программу, в том числе по развитию нефтехимии, нефтепереработки. Надеемся, что они будут приняты.
Некоторые положения из наших предложений я просто сейчас зачитаю. Снижение доли нефтегазовых доходов в бюджет не должно быть основанием невнимания к нефтяной отрасли. Необходимо отвязать экономику России от мировых цен на нефть, в первую очередь через таможенные пошлины НДПИ. В нефтедобыче нужно стимулировать использование методов повышения нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях. На время кризиса нужно отложить масштабные проекты, направленные на увеличение экспорта нефти и развитие экспортной инфраструктуры, и наоборот, все средства направить в направлении нефтепереработки, например, Находкинский проект. Нужен комплекс мер по легким нефтям, конденсату, ШФЛУ и другому качественному сырью, в том числе нормальный учет их добычи, поставки, экспорта и другая система пошлин. То есть их нужно выделять в отдельную группу ДНВ, чтобы было выгоднее перерабатывать качественное сырье в России. Глубокая переработка углеводородов в нефтянке – это и есть тот инновационный путь, и движение по этому пути могут и должны обеспечивать российские научные и проектные организации. Должно быть выгоднее экспортировать не сырье, а нефтепродукты. Обеспечение рынка качественными нефтепродуктами – задача еще более важная, и особую значимость приобретает качественное информационное обеспечение процесса принятия решений, мониторинг исследований прогнозирования спроса, предложения и конъюнктуры рынка, особенно при обосновании инвестиций в нефтепереработку и направлениях развития отрасли.
Ведущий. Спасибо. У Вас интересный доклад, но его надо читать с карандашом в руках, поэтому надо, наверное, чтобы ИнфоТЭК опубликовал или в своем бюллетене, или на сайте. Можно задать два вопроса, если есть. Нет? Спасибо. Я Гельвановского не вижу Михаила Ивановича, у него лекция, и он немного задержался, поэтому мы перенесем его выступление. В связи с этим Виктор Андреевич Рябов ответит на вопрос, который ему задали, а потом мы продолжим.
Рябов. Тут в одном вопросе два вопроса. Действует ли технический регламент? Он предписывает переход к производству бензинодизельного топлива стандарта евро-3 – к 2011 году, евро-4 – к 2014, евро-5 – срок не определен. Какова возможность того, что компания успеет перейти к евростандартам? Что им грозит в случае неперехода? Существует ли спрос на эту продукцию в Европе? Смогут ли европейские потребители перестроиться к новому российскому топливу?
Вы знаете, что технический регламент, сроки ввода сдвинуты на два года уже. Когда было совещание в Киришах, которое проводил премьер Путин, нефтяные компании пытались еще перенести сроки внедрения регламентов на моторное топливо. Правительство на это не пошло, надо когда-то остановиться. Правительство остановилось. Навсегда ли? Гарантии тут нет. Могу лишь сказать о том, что многие предприятия или готовы, или на грани готовности перехода. Такие, как я уже говорил в своем докладе, как Башнефть (все заводы), как Татнефть (новый завод скоро будет построен, старый в хорошем состоянии), как Лукойл, Ярославль, Омск и т. д. Может быть, некоторые не успеют. Тут будет зависеть, насколько быстро наша техника, у которой еще евро-0, будет не работать. Но не переходить нельзя, потому что все дальнейшие заводы переходят на европейские нормы, много иностранных предприятий и т. д. Поэтому тут уже вопрос стоит очень серьезно.
Что касается бензина, то дай Бог, чтобы мы его не закупали, потому что график, который делался перед совещанием в Киришах, там было такое: закупка бензина даже получалась высокооктанового. Так что, дай Бог, чтобы строились каталитические крекинги (у нас один строится), чтобы строились алкилирование (у нас тоже плохо строится) и т. д. вопросы, связанные с качеством.
Что касается потребления дизельного топлива внутри страны и на экспорт, мы грузим примерно 35 миллионов тонн дизельного топлива на экспорт. Потребность его не ограничивалась ничем, его берут сходу, но, к сожалению, мы мало грузим дизельного топлива европейского качества. Тут три вопроса. Первое: перейти с 2015 года с сырьевого вектора развития – это принципиальный вопрос. Второе: расширять внутренний рынок, не может же он, или не может наша промышленность находиться в таком состоянии и т. д. Это принципиальнейший вопрос. Правительство объявило, что сырьевой вектор привел вот к такому тяжелейшему кризису в нашей стране. Это серьезное дело. Другое дело, что Западу хочется, чтобы мы весь газ и всю нефть направляли им, но этого не будет, и если мы с 2015 года будем нефть сокращать, никуда не денутся, надо дизельное топливо брать, потому что переработка должна снижаться и уменьшаться, а у нас увеличиваться. Это то, что я могу ответить на этот вопрос. Я не сомневаюсь в том, что когда мы будем готовы, дизельное топливо и у себя, и за границей, мы будем потреблять в полном объеме.
И второй вопрос по выступлению Владимира Михайловича Капустина и реплика, которую бросил Владимир Кузьмич Гусев, правильная реплика, я ее поддерживаю на 100%. Владимир Михайлович вступил в зону организации этого или нефтяного института, или этой фирмы недавно. Я этим вопросом занимаюсь, наверное, лет двенадцать. После того, когда Шафраник хотел организовать эту фирму, девять министров сменилось, мы этот вопрос на коллегию выносили, обсуждали с руководством, подготовили этот вопрос создания Национального нефтяного института, чтобы объединить всю нашу науку и т. д., чтобы определить финансирование. Как, например, Французский институт нефти, там от каждой тонны нефтепродукта идет финансирование, ведь наука эффективнее в девять раз, чем производство. У нас только никто этого не понимает, институты на выживании, кроме пенсионеров в науке никого не осталось, это же просто я не знаю, как комментировать. Пенсионеры уйдут, и тогда что? И была задача продать здания институтов, некоторые люди считали, что институты – это здания, надо их распродать. Хорошо, что нам удалось их перевести в стратегические. Поэтому это очень серьезное дело, науку надо поднимать. Тут неважно, как будет называться эта фирма, но подойти нужно настолько серьезно, чтобы ясно было финансирование этой фирмы, ее возможности, организация. Спасибо за внимание.
Ведущий. Я бы хотел в этом плане поддержать Владимира Михайловича Капустина, потому что сегодня у нас базовый проект для любого нефтеперерабатывающего завода сделать некому. Мы вынуждены обращаться или в Лерданию, или IBB, Глонус Лимит, или Парсонс, или Уорли Парсонс. Хорошие фирмы, нет вопросов, но, во-первых, очень дорогие, и, во-вторых, это не наши. А они закладывают то, о чем он говорил: оборудование сразу закладывают зарубежное, отсюда и вся цепочка. Поэтому я, например, целиком и полностью поддерживаю эту идею Капустина о создании такой мощной инжиниринговой компании, фирмы, неважно, как ее назвать, которая бы опиралась на наши российские и мозги, и ресурсы. У нас следующий докладчик Шамалов Кирилл Николаевич, вице-президент ОАО Сибур.
Шамалов. Добрый день, дамы и господа. Хотел бы представить вашему вниманию вопрос, тематика которого заключается в смещении центров мировой нефтехимии, и перспективы Российской Федерации.
Как и общая ситуация, влияние кризиса на потребление нефтехимической продукции в мире оказалось весьма значительным. Наглядное изменение того, как это происходило в США, Китае и России. Кризис, например, на ипотечном рынке из-за большого количества плохих кредитов, снижения стоимости жилья в период 2007-2008 год, а также высокие цены на нефть и активное развитие отраслей привело к тому, что потребление нефтехимической продукции возрастало. Соответственно, момент, когда произошли кризисные явления, сокращение темпа роста экономики в США как основного потребителя, спад производства, а также падение цен на нефть, падение общего спроса внутри страны и за ее пределами. В итоге столкнулись также с затовариванием рынков.
В связи с этим в настоящий момент также наблюдаем за таким процессом, когда происходит смещение центров нефтехимии. США, Европы, в которых темпы роста производства крупнотоннажной химии становятся отрицательными, регион сосредотачивается на развитии научно-технического потенциала. Большой прорыв и большие перспективы на сегодняшний день явно видятся в регионах Ближнего Востока и в Китае. Достаточно показательна политика китайского государства в отношении поддержки нефтехимии последнее время, которая заключается в том, что было проанонсировано для развития нужд нефтехимии на сегодняшний день в 2009-2011 годы общий объем государственных инвестиций порядка 73 миллиардов долларов, что, конечно, с заявленными мерами по поддержке в нашей стране, не входит ни в какое сравнение.
Стремление развития нефтехимического сектора в ряде стран неизбежно изменяет региональную структуру в отрасли. Наглядно на данном слайде мы пытались показать динамику мощности по производству этилена, за 1995-2015 год прогноз, а также динамика ввода новых мощностей полиэтилена на 2008-2013 годы в разных регионах. Что можно сказать про тенденции? Быстрый рост мощности этилена и этиленопроизводных на Ближнем Востоке с учетом преимущества по цене в производстве этилена и деривативов на Ближнем Востоке становится самым конкурентным в мире. Рост предложения этиленопроизводных из этого региона изменяет структуру мировой торговли. Доли рынка против ориентированных на экспорт регионов будут сокращаться, не выдерживая конкуренции. Вторая тенденция – это рост самообеспечения этиленом в странах Азиатско-Тихоокеанского региона, связанный с последовательным ростом мощностей этиленопроизводных продуктов. Что касается российских производителей, то в настоящий момент ни один из производителей нефтехимической продукции не является ключевым игроком мирового рынка. И, скорее, сейчас нашу нефтехимию в мировом масштабе можно рассматривать как игрока локального масштаба.
Эволюционное развитие отрасли на базе существующих мощностей никак не изменит этого положения. Чтобы российские нефтехимические игроки могли конкурировать с мировыми производителями, необходим качественный рывок через организацию новых нефтехимических комплексов, что невозможно без государственной поддержки.
Дальше мы попытались посмотреть основные конкуренты по сравнению с Россией: Саудовская Аравия, Китай, Западная Европа и Северная Америка. В части сильных конкурентных позиций Россия обладает наличием практически всех видов сырья для газохимии: попутный нефтяной газ, природный газ и другие. При этом имеют место высокие затраты на логистику, отсутствие инфраструктурных возможностей в сравнении с теми, которые есть у наших конкурентов. Относительно низкие цены на электроэнергетику можно рассматривать как сильную конкурентную позицию. Емкость внутреннего рынка на сегодняшний день в России такова, что ввод одного-двух современных комплексов мирового уровня приводит к нетто-экспорту. В настоящий момент компания «СИБУР» так же, как и большинство других производств, испытывает проблемы с развитием, но при этом у нас есть два больших проекта – Тобольск и Нижний Новгород, которые были включены как приоритетные в стратегию развития нефтехимии. И на наш взгляд, по крайней мере, прилагаем максимальные усилия, для того чтобы эти проекты были реализованы. В Тобольске проект по мощности 500 тысяч тонн пропилена – таких аналогов на сегодняшний день в мире нет. Реализация подобных вещей для нефтехимии в нашей стране могли бы вывести, например, осуществить за счет этого качественный рывок в отрасли.
Новые мощности следует изначально проектировать с учетом экспортной направленности. Отвечая на вопрос, поставив его самим себе, почему нельзя строить в глубине континента инфраструктуру и развивать мощности, отсутствие инфраструктуры в глубине континента. Проблема с доставкой для завода, огромные расстояния для целевых рынков сбыта, сложности с привлечением квалифицированных кадров, сложные климатические условия, а также основным моментом можно выделить слишком дорогое строительство на выходе неконкурентноспособной из-за логистики и временного капитальных затрат на продукцию.
В этой связи также возникает несколько вопросов, например, почему нужно строить новые, а не развивать существующие мощности? Ответ достаточно простой. Имеющиеся мощности замкнуты на внутренний рынок и не имеют прорывного экспортного потенциала, поэтому необходимо строить новые заводы. Нет смысла, так как имеющиеся мощности не подходят для реализации стратегии качественного развития отрасли. Мощности должны быть организованы по времени с учетом тех объемов сырья, которые будет необходимо переработать. А также стоит отметить то, что интенсивное освоение месторождений Восточной и Западной Сибири, например, предполагает в ближайшем будущем начало работ по организации строительства крупных нефтехимических комбинатов для переработки высвобождающегося сырья.
Если собрать примерный перечень крупных проектов, которые могли бы обеспечить успех для нефтехимии, а также мы попытались провести некий анализ и посмотреть слабые и сильные стороны, сильные позиции есть у большинства проектов, которые на сегодняшний день были анонсированы как нами, так и другими компаниями. При этом также есть очевидные риски, в связи с которыми успех неочевиден. Одна из основных вещей, это конечно, отсутствие финансирования на сегодня, и отсутствие возможностей у компаний как таковых за счет собственных средств провести эти проекты в жизнь. Масштаб и комплексность проектов таковы, что при реализации частным бизнесом их успех неочевиден. Поэтому, исходя из общих масштабов тех мыслей, которые есть и в «Газпроме», и в «Сибуре», возникает очевидная мысль о том, что государство должно каким-то образом более внимательно посмотреть на эту отрасль в том плане, если есть понимание того, что эта отрасль должна развиваться помимо во многом декларативных вещей, которые в этот адрес заявляются, необходимы прямые инвестиции за счет государства. Инвестиционные возможности российских компаний ограничены региональными масштабами их бизнеса. Вот, например, в сравнении с индийской компанией «Релайнс» наглядно можно показать в сравнении с отечественным аналогом «Казаньоргсинтез». Среднеежегодный капекс в 2004-2007 годах порядка 0,26, а такой же показатель за аналогичный примерно период у индийской компании почти в 10 раз выше. Размер бизнеса российских нефтехимических компаний и недостаток капитала в отрасли не позволяет осуществить крупномасштабные проекты.
И подводя определенные итоги этих размышлений, имеют место примерно такие мысли. Имеющиеся структурные проблемы усугубляются отсутствием стратегического подхода к отрасли со стороны государства. Возможный вариант государственной поддержки – это государственные инвестиции, прямые и в первую очередь в инфраструктуру и новые крупные инвестиционные проекты. Мощности по перевалке нефтехимической продукции на экспорт, недостаток которой сейчас есть, очевидно, понимание того, что эти вещи нужно развивать. Удешевление, оптимизация строительства, снижение и отмена таможенных пошлин на импортируемое технологическое оборудование, которое в России на сегодняшний день не производится, и вряд ли будет производиться в ближайшем будущем. Оптимизация налогообложения, координация появления новых мощностей, стимулирование спроса на современные материалы – это все то, в чем государство нам может помочь, для того чтобы вывести нефтехимию на качественно иной уровень.
Импульс для масштабного долгосрочного развития отрасли может исходить только от государства. Почему? Наличие необходимых ресурсов: административный, воля и понимание необходимости освоения новых регионов добычи, наличие финансового ресурса, лоббирование интересов российской нефтехимии на мировых рынках, консолидация отрасли для реализации государственной политики, реализация государственной промышленной политики, в том числе в долгосрочных общественно значимых проектах. Оптимизация потоков сырья и продукции в масштабах страны, потенциал для приобретения привлекательных зарубежных активов. На самом деле сегодня Министерство промышленности в этом плане достаточно ответственно начинает себя вести и во многом понимание того, что кризис дает новые возможности, министерство периодически выходит с предложениями о том, что нефтехимические отечественные компании могут посмотреть на предмет привлекательности активов за рубежом, которые сейчас находятся в ситуации, удобной для их приобретения.
Нефтехимия России при проведении системной государственной политики может повторить успех Саудовской Аравии, который имел место в 70-80-х годах. Этот пример достаточно интересно был изучен у нас в компании, и при правильном применении действительно, если в середине 70-х годов огромные ресурсы легких углеводородов, в том числе добываемых с нефтью в попутном нефтяном газе практически не использовались. Саудовская Аравия выбрала наиболее долгосрочный с точки зрения эффекта путь развития – сжигание, в том числе в энергетике, выделение СУГ и их последующий экспорт, выстраивание конкурентоспособной отрасли на базе самого эффективного нефтехимического сырья – этана. В итоге в сравнении с Россией, Россия находится на сегодняшний день по добыче нефти, по нашим данным, показатель 480 в 2007 году, который соответствовал такому же показателю (условно в 450) в Саудовской Аравии в 76-м году. Стимулирование развития отрасли, где государство, если брать в сравнении Саудовскую Аравию и Россию, в Саудовской Аравии государство участвует практически во всех сферах, необходимых для развития нефтехимической отрасли. Это в регулировании утилизации по ППНГ, консолидации легких углеводородов, в кредитовании, инвестиций в нефтегазохимию, в развитии инфраструктуры, и развитии социальной инфраструктуры. В нашем случае государство регулирует, к сожалению, только общие вопросы утилизации попутного нефтяного газа и развивает социальную инфраструктуру. В остальных вещах оно, к сожалению, активно не участвует. Спасибо за внимание.
Ведущий. Спасибо, Кирилл Николаевич. Доклад очень интересный и насыщен достаточно большим количеством фактических данных, поэтому я прошу, чтобы Вы передали тезисы своего доклада в секретариат, чтобы можно было его опубликовать в тех документах, которые будут по итогам нашего форума. Следующий наш докладчик – Тишкин Сергей Владимирович, генеральный директор ОАО «НефтегазИнКор-РЕ» Консорциум «ПетроАльянс», прошу Вас.
Тишкин. Уважаемые коллеги, дамы и господа, понимаю, что все мы уже устали, поэтому постараюсь в своём докладе дать, как обобщающие данные, выводы, основанные на опыте работы нашей группы компаний, так и фактический материал, который показывает опыт внедрения и продвижения российских отечественных технологий в области нефтепереработки. Я представляю финансово-промышленную группу «Технологии энергосбережения», куда входят указанные структуры, и мы как раз являемся одними из немногих, кто в течение более десяти лет вкладывает собственные ресурсы, инвестиционные средства, в разработку отечественных технологий. При этом, мы накопили достаточно большой опыт. На сегодняшний день у нас базовые технологии в нефтепереработке запатентованы в США, Китае, во всех странах Евросоюза. При этом, надо отметить, конечно, очень большие сложности при продвижении и внедрении этих технологий на отечественном рынке.
Чем характеризуется сегодняшний момент в России? В основном, у всех одна проблема, где взять деньги и как снизить издержки по бизнес-процессам, управленческим процессам, так и по основному производству. На наш взгляд, основой возможностью, направлением в решении таких проблем, является активизация производственного экономического сотрудничества через создание региональных диверсифицированных, финансово-экономических, инновационных и инвестиционных альянсов, которые способны обеспечить консолидацию ресурсов. В этой ситуации одним из приоритетов должно стать энерго – и ресурсосбережение. На этой теме я хотел бы коротко остановиться, в связи с тем, что эффективное энерго-ресурсосбережение является мощным, скрытым инвестиционным ресурсом, который исчисляется миллиардами рублей, и он позволяет сохранить темпы роста валового внутреннего продукта, повысить энергобезопасность российской экономики.
Основа энергосбережения – это технологии и оборудование. Однако, наличие прогрессивных технологий без эффективного механизма (экономического и правового), не позволяет быстро и эффективно внедрять новые разработки. Поэтому необходимо наличие специальных организованных структур в виде альянсов. В этой связи уже более восьми лет мы работаем как консорциум «Энергопроектгрупп», который объединяет, на сегодняшний день, более 50-ти компаний, с общим оборотом более 2,5 миллиардов долларов. В этот альянс входят компании не только российские, европейские и других стран мира, это позволяет нам быстро, точечно решать системно, через комплексный подход, задачи наших заказчиков, как в области добычи, переработки, транспортировки нефти, так и в других сферах топливно-энергетического комплекса. В состав консорциума входят компании из совершенно разных регионов – Калининграда, Самары, Москвы, Петербурга и других регионов, так и ведущие западные компании, которые имеют безусловно прогрессивные технологии, самое главное, опыт проведения комплексных модернизаций, реконструкций крупных нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.
Основные направления нашей деятельности, я не буду долго останавливаться, как я уже сказал, это большая и малая энергетика, с внедрением новейших энерго-ресурсосберегающих технологий, это сфера нефти и газа, включая вопросы улучшения качества нефти и нефтепродуктов, и снижения издержек, как при добыче, переработке и транспортировке углеводородов. Отдельная тема – это различные способы обработки, обеззараживания воды и водоподготовки, а также современные системы учёта нефти, газа, пара и даже многофазных жидкостей. Ключевую компетенцию нашего консорциума можно изложить двумя-тремя словами, это предоставление комплекса услуг под ключ нашим заказчикам, начиная от предпроектного консалтинга, инжиниринга, предоставления профессиональных услуг по проектированию и поставке под ключ оборудования, как отечественного, так и зарубежного, с упором, как раз, на создание симбиозных, совместных решений, основанных на западных и отечественных технологиях, самое главное, с возможностью привлечения финансовых ресурсов. Я не буду долго останавливаться на опыте успешной реализации проектов в области реконструкции, но могу сказать, что это достаточно крупные предприятия в России и в странах СНГ, в основном, это предприятия «ТНК-ВР», Саратовский, Лисичанский завод, это строительство различных малотоннажных заводов, это опыт работы даже по шельфовым проектам в Калининграде, в Баренцевом море, на предприятиях компании «Лукойл», это Варандей, Д-6 на Калининградском шельфе. Это вопросы проектирования и реконструкции объектов по транспортировке и хранению нефтепродуктов, в том числе, для Роснефти, для компаний Газпрома, это вопросы проектирования различных объектов нефтегазодобычи и переработки. И несколько слов, может быть, о конкретном примере, эта работа выполнялась несколько лет назад, на Лисичанском нефтеперерабатывающем заводе установка короткоцикловой абсорбции водорода. В итоге, экономия природного газа достигала до 30 миллионов кубических метров в год, и заказчик остался очень доволен нашей работой. При этом была сделана реконструкция азотно-кислородной станции, и вопросы по биохимической обработке второй фазы дренажной системы. На саратовском заводе производилась модернизация установки висбрекинга гудрона.
Ну а сейчас я бы хотел остановиться на технологиях, которые многие в этом зале многие знают. Могу сразу сказать, что основные наши исследования в этой теме далеко не закончены, я считаю, что создана базовая технология, она имеет достаточно большой потенциал, но главная проблема – это вопросы успешного внедрения и продвижения, особенно в сфере малых НПЗ. Должен признать, что мы сделали большую ошибку, когда ещё начинали создание совместных предприятий с компанией «Зарубежнефть», была создана компания «НефтегазИнКор-РЕ», куда мы передали свой пакет, и мы решили что наша сфера деятельности для начала, чтобы показать пример успешного внедрения – это малый НПЗ. За 5 лет, к сожалению, при всех наших многочисленных переговорах и попытках внедрения, нам удалось закрепиться буквально на очень незначительном количестве заводов, и все из них, практически, встали, на сегодняшний день. Поэтому, если вы меня будете спрашивать, где можно посмотреть, да, я могу вам дать адреса, но боюсь, что, на сегодняшний день, эти установки, как и сами заводы, фактически, простаивают.
Суть технологии, если кто не в курсе, заключается в гидродинамической обработке углеводородов и, вообще, жидких сред с мгновенным (это наносекунды) перепадом давления, что позволяет оказывать комплексное воздействие на процесс, протекающий внутри реактора, с созданием внутри нашей установки, внутри этого реактора соответствующих полей. То есть мы не используем никаких внешних излучателей, ни ультразвуковых, ни электромагнитных, ни тепловых, никакой химии. При этом, надо отметить, что эта технология, конечно, не универсальна, с точки зрения позитивного воздействия на среду. Мы ратуем за то, чтобы мы объединяли технологии, создали, как раз, совместные решения, в том числе, с химиками-нефтехимиками, тогда, возможно, действительно комплексный подход к решению вопросов нефтепереработки.
Основные направления применения – это, безусловно, нефтепереработка и нефтехимия, это вопросы хранения, транспортировки нефтей и, особенно, тяжёлых нефтей, одна из серьёзных тем в современной нефтяной отрасли, это вопросы производства многокомпонентных топлив, как моторных топлив, так и, скажем, бункеровочных, это вопросы печного топлива, также вопросы производства масел и различных технических жидкостей. Основные примеры нашего оборудования, дальше вы увидите фотографии, это комплексы серии ТСА, которые применятся для предварительной подготовки нефти к фракционированию с возможностью увеличения потенциала отбора светлых фракций, за счёт различных режимов. Мы продолжаем исследование в это теме, есть наработки, я не хотел бы ко всем цифрам, которые здесь могут быть обозначены и прозвучат, надо относиться, безусловно, философски, потому что нефти были разные, условия на заводах абсолютно несопоставимые, равно как и приборы учёта имеют элементы погрешностей. Тем не менее, есть устойчивые примеры получения позитивных изменений, вот есть фотографии, немножко светло, нехорошо видно, но эти установки отработали определенное время и показали позитивные показатели по увеличению отбора светлых, при незначительном изменении нефтехимического состава, который для малых заводов являются вполне допустимым.
Если говорить о комплексах для производства водотопливных эмульсий, то у нас есть уже достаточно большой позитивный опыт поставки этого оборудования на предприятия Калининграда, Самары, Ульяновска, как для приготовления печного топлива, так и у нас, один из сейчас больших проектов, это поставка на Омский НПЗ «Газпром нефти» комплекса для приготовления топлива для атмосферных колонн, за счёт создания устойчивых мелкодисперсных водотопливных эмульсий, с необходимостью сокращения потребления исходного топлива, мазута, и главная задача – это сокращение выбросов соответствующих газов, и уменьшение оптимизации коэффициента употребления кислорода. Если говорить об аппаратах, которые мы давно внедряем и опыт коммерциализации таких устройств у нас уже более чем 15-летний, более 350-ти объектов внедрено, он представлен, вот на нижнем складе, очень сложно, надо разобрать фотографию, но речь идёт о применении различного теплообменного оборудования, деаэрационного оборудования. И вообще, эти технологии настолько универсальны, что они могут использоваться как для нагрева, так и для охлаждения жидкостей, для газонасыщения или газоудаления, и самое главное, для очень эффективного смешения для компаундирования. Отдельная тематика наша – это внедрение современных систем учёта такие примеры у нас есть в «Газпроме» на ряде компаний «Газпрома», как по добыче, так и по хранению газа. Отдельно хотел бы отметить одно из интересных направлений – это адсорбционные установки для получения чистого водорода, которые позволяют увеличить срок межрегенерационного пробега до года, уменьшение потребления свежего водорода, повышение конверсии и увеличение выхода целевого продукта. Есть примеры, причём не только в России, даже в Европе, по применению технологий по аминовой очистки газа, по сепарации газа, по чистке промышленных стоков и химводоподготовке.
Я бы хотел закончить тем, что проблемы модернизации отечественных НПЗ, безусловно, очень большая. Не могу сказать, что ближайший год-два будут очень оптимальные, благоприятные, для продвижения отечественных технологий, тем не менее, это проблема очень живучая, а вопросы энерго-ресурсосбережения безграничны, поэтому я предлагаю консолидировать наши усилия и приглашаем к сотрудничеству. Я полностью поддерживаю инициативу ВНИПИнефть, Владимира Михайловича о том, что создание государственной инжиниринговой компании – это один из, наверное, оптимальных выходов, который как раз позволит консолидировать всё лучшее, что у нас осталось, собрать лучшие кадры, и самое главное, привлечь дополнительные ресурсы, как интеллектуальные, так и финансовые. Это позволит хотя бы не допустить полного подпадания под зависимость от западных инжиниринговых компаний, и создать, действительно, может быть, прорывную структуру, которая позволит нашим российским предприятиям эффективно, адекватно, осуществлять вопросы модернизации. Но, возможно, за счёт как раз международного экономического сотрудничества, сотрудничества и с западными компаниями, продвигать наши отечественные технологии на зарубежный рынок. Приглашаем к взаимодействию, спасибо за внимание. Наши специалисты, если потребуется, могут дать более пространное объяснение и пояснение по всем нашим наработкам и технологиями. Спасибо за внимание.
Ведущий. Спасибо Сергей Владимирович. Через два доклада мы сделаем перерыв, поэтому сейчас слово предоставляется Чернышёвой Елене Александровне, она заместитель заведующего кафедрой технологии переработки нефти РГУ нефти и газа имени Губкина, и несколько других у неё ещё есть, доктор она ведь, да? Кандидат? Ну, будет доктором.
Чернышёва. Добрый день, уважаемые коллеги. Мы сегодня здесь обсуждаем самые насущные, самые важные проблемы нефтепереработки, и судя по многочисленным докладам и вопросам, проблемы мини-НПЗ тоже отнесены к достаточно важным и интересующим очень многих проблемам.
Примерно полтора года прошло с большого форума, обсуждавшего мини-НПЗ, а проблем меньше не стало. Ну, за этот, в общем-то, небольшой период, и в мире, и в нашей стране, произошли существенные экономические и структурные изменения, что, безусловно, затронуло все сферы нашей жизни, в том числе, и вопросы, связанные с развитием нефтепереработки.
На сегодняшний день, в мире работает 655 НПЗ общей мощностью примерно 4,3 миллиарда тонн в год. За последние 7 лет нефтеперерабатывающая промышленность бьёт рекорды по увеличению мощностей, прирост мощности за 2008-й год был больше суммарного прироста за 2007-й и 2006-й вместе взятые, и составил примерно около 15 миллионов тонн в год. При этом, количество НПЗ, напротив, неуклонно сокращается. За последние 10 лет в мире было закрыто более ста заводов, в основном, это были заводы средней и малой мощности. По данным Американского Нефтяного Института, наиболее целесообразно, с точки зрения и управления, эксплуатации, экономической эффективности, НПЗ мощностью примерно 10-16 миллионов тонн в год, причём аффилированные с нефтехимией и энергетикой. Однако, на сегодняшний, день существует в мире немало предприятий по переработке нефти, мощность которых более 25 миллионов тонн в год. Причём, наибольший рост мощностей наблюдается в Азии, примерно 1,5%, и именно там же, в основном, вводятся в строй новые НПЗ. В других регионах ограничивается модернизация и интенсификация существующих предприятий.
Так уж устроена наша страна, что мы всегда пытаемся идти своим особым путём, и что касается вопроса малых НПЗ, мы здесь тоже выбрали свой особый путь. Мне кажется, нельзя однозначно ответить, хороший это путь или плохой, но он наш, российский, обусловленный какими-то нашими особенностями и необходимостями. Тем не менее, в отличие от многих крупных государств, имеющих или развивающих нефтепереработку, которые стремятся к созданию крупных, наоборот, нефтехимических комплексов, загруженных на 100%, в России количество малых НПЗ постоянно увеличивается. Что же мы имеем на сегодняшний день? Здесь приводились многие цифры, сколько заводов, но, на мой взгляд, точного в перечня мини-НПЗ в настоящий момент не существует. При подготовке к докладу мне удалось найти в разных организациях списки, где фигурируют от 43 до 254 предприятий. Мы остановимся на принятом сегодня здесь списке государственного реестра по эксплуатации опасных производственных объектов, там действительно фигурируют около 180 мини-НПЗ, из них 13 находятся на стадии регистрации, и около 20-ти ещё ждут своей очереди. Сколько не учтено вообще, определить, практически, невозможно. Среди этих 180-ти зарегистрированных предприятий по нашей информации 111 находятся в эксплуатации, причём, некоторые из них работают периодически.
Эксплуатируемые предприятия представлены, прежде всего, отдельными установками и целыми комплексами, мощность которых условно измеряется где-то до одного миллиона тонн в год. Остальные либо законсервированы, либо остановлены временно, в основном, по следующим причинам. Первая и самая главная причина – это отсутствие регулярных поставок сырья. Вторая – это сезонная переработка: например, потребности в том или ином виде топлива в разных регионах носит сезонные характер (например, котельное топливо, или битум). Работа таких предприятий, как правило, мало экономически эффективно. Ещё один момент, что в состоянии монтажа оборудования и проведения пуска наладочных работ находятся 26 производств, некоторые в этом состоянии находятся уже порядка 7-10 лет. Этим приёмом пользуются многие предприятия, то есть, не имея возможности получить разрешение на эксплуатацию, они работают и даже умудряются реализовывать продукцию, находясь вроде бы в стадии пусконаладки.
Мы видим, что максимальное количество мини-НПЗ это заводы мощностью всё-таки до 50 тысяч тонн в год. Причём, как было отмечено, они действительно сосредоточены, в основном, в Южном, Приволжском, но, правда, и в Сибирском федеральном округах тоже их немало. Заводы большой мощности от 100 и выше составляют всего около 20% от всех мини-НПЗ, и их максимальное количество сосредоточено в Уральском федеральном округе.
Такое распределение согласуется, в принципе, с основными целями и задачами этих мини-НПЗ, которые можно сформулировать следующим образом. Во-первых, это обеспечение отдалённых регионов нефтепродуктами. Строят, в основном, нефтедобывающие компании, для обеспечения топливом своей инфраструктуры: городов, посёлков, производств. Во-вторых, это обеспечение отдельных регионов, в основном, Центральный, Приволжский и Южный округа, для уменьшения зависимости администрации от поставок нефтепродуктов со стороны крупных нефтяных компаний, что позволяет, с одной стороны, владельцам мини-НПЗ иметь гарантированный сбыт продукции на местном рынке для государственных нужд, в том числе, то есть для сельского хозяйства и для армии, и как бы администрация тоже не остаётся в убытке. И третье – это для удовлетворения собственных потребностей в нефтепродуктах крупного, непрофильного бизнеса. То есть, например, предприятия по переработке сельхозпродукции смогут обеспечивать себя топливом. Это направление стало развиваться более в последнее время, по сравнению с предыдущими двумя, но в условиях кризиса, неизвестно, будет ли оно интенсивно развиваться.
Следует отметить, что мини-НПЗ рентабельно либо в том случае, если завод расположен в непосредственной близости от месторождений или нефтяного трубопровода и имеют, соответственно, минимальные затраты на транспортировку сырья, либо при расположении мини-НПЗ наоборот вблизи потребителей или в пунктах продажи нефтепродуктов на экспорт. Вместе с тем, самые приблизительные, ориентировочные экономические выкладки показывают, что реальная прибыль получается от эксплуатации НПЗ мощностью не менее 500 тыс. или миллиона тонн в год, со сроком окупаемости порядка 3-5 лет. Ну и понятно, чем больше мини-НПЗ тем более рентабельными становятся процессы, улучшающие качество получаемых продуктов.
На сегодняшний день в России, в принципе, на так много мини-НПЗ, мощность которых превышала бы более 300 тысяч по сырью. Это, прежде всего, в Южном округе Махачкалинский, «Трансбункер-Ванино» и так далее, все они представлены, включая, конечно, Марийский НПЗ, мощность которого уже перевалила за миллион. Большинство этих мини-НПЗ действительно включают в себя преимущественно установки АТ, зачастую, не очень эффективные, которые могут рентабельно работать только с узкой линейкой продуктов, в основном, это дизтопливо или мазут, а также немного прямогонного низкооктанового бензина и битума. Но, тем не менее, они занимают определённую нишу в региональном обеспечении потребителей нефтепродуктами. Анализ участия действующих мини-НПЗ в производстве нефтепродуктов позволяют утверждать, что основным продуктов мини-НПЗ, на сегодняшний день, является дизельное топливо, в северных районах его зимний вариант. А его основным потребителем не частный автотранспорт, а грузовая техника, сельхозтехника и различные промышленные установки. Дизельное топливо выпускает 34% от всех мини-НПЗ, и его доля в общем балансе выпуска всего дизельного топлива составляет примерно 2,5%. Около 24% от всех мини-НПЗ выпускает прямогонный бензин и только приблизительно 11% мини-НПЗ вырабатывают товарный автомобильный бензин, и его количество не превышает примерно 0,6% от общего объёма автомобильного бензина. Товарный мазут выпускают примерно 27-30% от всех мини-НПЗ и его количество составляет 1,7% от всего котельного топлива. И только около 5% мини-НПЗ выпускает битум. А именно он, на наш взгляд, может являться основным продуктом мини-НПЗ.
Таким образом, мини-НПЗ, особенно расположенные в Уральском и Сибирском федеральном округах, нацелены на снабжение дешёвыми нефтепродуктами удалённых предприятий, что касается мнения о наводнении рынка некачественным бензином с мини-НПЗ, то это замечание, в общем-то, в большей степени относится, конечно, можно сказать, к нелегальному или такому «примусному» бизнесу. Хотя, безусловно, основное количество мини-НПЗ особенно самой простой конфигурации и минимальной производительности, выпускают низкокачественные продукты.
Максимальный набор установок на мини-НПЗ предполагает вакуумную перегонку, каталитический реформинг с гидроочисткой и битумное производство. В настоящее время только 5 мини-НПЗ России имеют в своём составе установки по улучшению качества получаемых нефтяных фракций. Реформинга и гидроочистки, это в Пурпе – мощность 38 тысяч тонн в год реформинга; Когалыме, Альметьевске и некоторых других. И ни на одном заводе процессов по углублению и переработке нет. Как видно, это все заводы, принадлежащие к крупным нефтяным компаниям, которые могут выделить соответствующие, достаточно серьёзные, средства на строительство мини-НПЗ, улучшающих качество топлива.
Следуют отметить, что среди строящихся и проектируемых мини-НПЗ предполагается строительство установок, улучшающих качество получаемых нефтепродуктов примерно на 70%. Надо сказать, что за последние примерно два года, количество проектов, сделанных по созданию и реконструкции мини-НПЗ возросло примерно вдвое, по сравнению с предыдущим периодом. Это связано не только с потребностью в качественных нефтепродуктах в регионах, сколько с принятием технического регламента, мы о нём сегодня много говорили, основные требования здесь представлены в таблице, я обращу ваше внимание только на один маленький момент, что вот последняя изменённая редакции регламента, вступившая в силу с первого января 2009-го года, даёт всем производителям нефтепродуктов некоторые временные послабления по сравнению с первоначальной редакцией. Но есть там кроме отсрочки сроков или переноса сроков, есть ещё один маленький нюанс. В первоначальном варианте было записано, что регламентом определяется производство автомобильного бензина, и дизельного топлива для автомобильной и иной техники, а в исправленной, последней редакции написано, что технический регламент устанавливает требования к выпускаемым в оборот, и находящимся в обороте топливам. Оборот продукции – это нахождение продукции на стадиях транспортирования, хранения, оптовой, розничной торговли. Ну и мы все знаем, что кроме того, появляется возможность в течение трёх лет производить продукцию с более низкими качественными показателями. Например, дизельное топливо для внедорожной техники или бензин с октановым числом 80. То есть получается, что никто не запрещает, в принципе, производить продукты любого качества, главное, чтобы эта продукция была задекларирована соответствующим образом, а вот реализация или выпуск в оборот продукции, не соответствующей требованиям регламента, на внутреннем рынке будет противозаконным. То есть сбыт продукции оказывается под большим вопросом, и в случае производства топлива, не соответствующего требованиям регламента, производитель должен будет либо находить какое-то предприятие, которое будет доводить данный продукт до кондиции или реализовывать его на экспорт. Ну как будут дальше развиваться события в этом направлении, и какие будут, например, акцизы и разъяснения, по поводу применения регламента, до сих пор, в общем-то, чёткого понимания нет. Что делает несколько неопределённым положение многих НПЗ, и, в том числе, конечно, малых НПЗ.
К чему это всё приведёт. Во-первых, основная масса мини-НПЗ требования регламента не выдержит, и предприятия придётся либо закрывать, либо увеличивать их мощность, параллельно усложняя технологию нефтепереработки за счёт вторичных процессов. Необходимо отметить, что усложнения схемы мини-НПЗ приведёт не только к удорожанию проекта, но, прежде всего, к возрастанию сложности данного объекта. И при строительстве, и при эксплуатации, и при управлении, а, следовательно, это потребует также дополнительных средств, которые, как правило, не закладываются на начальных стадиях разработки проектов. Кроме того, это приведёт к необходимости увеличения контингента специальных квалифицированных кадров, которое сейчас тоже недёшево, а в некоторых регионах их просто вообще нет. Но вот по предварительным нашим расчетам, останутся или выживут не более 30% всех мини-НПЗ. Во – вторых, если мини-НПЗ за три года не введёт мощности по процессам, улучшающим качество топлив, то оно автоматически переходит в разряд предприятий, выпускающих полуфабрикаты, что, безусловно, приведёт к снижению прибыли и сделает нерентабельными эти предприятия, и они закроются сами.
Более того, основное предназначение региональных мини-НПЗ, по снабжению регионов дешёвым топливом, тоже теряет смысл. А реализация полуфабрикатов возможна куда? Либо на крупные НПЗ, либо за экспорт. Однако далеко не всякого качества полуфабрикат, и не из всех регионов можно выгодно реализовать на экспорт, да и на крупные НПЗ тоже. В третьих, в этом случае, в более выгодном положении, как это ни странно, могут оказаться как раз те мини-НПЗ, которые имеют самую упрощённую конструкцию, и, как правило, минимальные мощности, которые расположены, как было здесь сказано, в Южном федеральном округе или непосредственной близости от границы. А те НПЗ, которые обеспечивают в настоящий момент топливом местный рынок или битумом, окажутся в менее выгодном положении, что, в общем-то, на самом деле, является достаточно абсурдным. Что остаётся. Ну, первое, конечно, строительство установок, улучшающих качество топлив. Опыт показывает, что это рентабельно при мощности предприятия не менее 300 тысяч тонн в год, и то в случае благоприятных событий на рынке. Кроме этого, целесообразно на мини-НПЗ реализовывать процессы, позволяющие улучшать прямогонные фракции, например, изомеризация, гидроочистка, реформинг и другие, а вот строительство деструктивных процессов, углубляющихся… оно невыгодно на мини-НПЗ в любой ситуации. Хотелось бы, вообще, отметить, что введение регламента, в некоторой степени, эти процессы углубления отодвигает как бы на второй план. Однако, для производства, например, бензина по евро-5, невозможно обойтись только реформингом и изомеризацией, и следует также иметь в виду, что стоимость такой реконструкции возрастает непропорционально усложнению схемы, как здесь было представлено. Ну и ещё скажу, что при оснащении мини-НПЗ вторичными и облагораживающими процессами, следует отдавать предпочтение, конечно, комплексным установкам.
Возможные пути развития мини-НПЗ здесь представлены. Это, прежде всего, кооперации мини-НПЗ, кооперации независимых производителей нефти, использование мини-НПЗ крупными нефтяными компаниями, может быть, в качестве полигона, может быть, в качестве научного центра. Ну и пятый вариант, очень тесно связанный с четвёртым, это использование альтернативных технологий, которых сегодня достаточно много выплеснулось на наш рынок, это и ультразвук и кавитация и магнитная обработка, их можно условно разделить на группы. Первая группа, те, которые улучшают качество, это мембранные, сорбционные, механические и химические, за счёт введения добавок и присадок. Следующая группа – те, которые позволяют получить дополнительное количество: это кавитационные, термохимические, электронный крекинг и так далее. Но у них есть один недостаток, все процессы и новые технологии, которые позволяют получить дополнительное количество светлых нефтепродуктов, они требуют дальнейшего облагораживания гидрогенизационными и другими каталитическими, очень дорогими процессами, причём, более сложными, чем процессы облагораживания продуктов прямой перегонки. И для мини-НПЗ это абсолютно невыгодно.
Отдельно следует осветить вопрос о качестве перерабатываемого сырья, он связан напрямую с необходимостью деятельности мини-НПЗ в России, это, может быть, положительный момент как раз деятельности мини-НПЗ. Зачастую, целесообразно строительство таких заводов на базе месторождений именно малосернистых нефтей, с высоким выходом светлых, и это будет увеличивать рентабельность. То есть переработка индивидуальных нефтей, к чему мы так стремимся, возможна как раз на мини-НПЗ. Ну и надо сказать, что очень важным направлением работы мини-НПЗ, может стать переработка нефтяных шламов, очень важный момент. Сейчас появилось несколько отечественных, в том числе, нетрадиционных технологий, вот, например, в Салавате построена замечательная установочка, и это как бы одно из направлений.
И в заключении хотелось бы отметить, в чём всё-таки положительный может быть момент работы мини-НПЗ. Строительство мини-НПЗ позволяет демонополизировать местный рынок топлива, снизить в какой-то степени стоимость и повысить качество потребляемых в регионе нефтепродуктов, обеспечить собственные потребности в топливе в отдалённых регионах, создать новые рабочие места, что очень важно в условиях кризиса, особенно там, где имеется избыток рабочей силы и поддержать, конечно, развитие среднего бизнеса. Кроме этого, своевременно привлечь и подготовить квалифицированный персонал, для последующего развития завода. Потому что, все мини-НПЗ, в конечном итоге, станут более крупными предприятиями, это приведёт к увеличению налоговых поступлений в местный бюджет, обеспечит доведение новых технологий до коммерциализации, что очень важно, и о чём сегодня много говорили, это позволит организовать раздельную переработку нефтей и обеспечить улучшение экологической обстановки за счёт переработки нефтяных шламов на тех же мини-НПЗ. Спасибо за внимание.
Ведущий. Спасибо, Елена Александровна. Последний выступающий в нашем утреннем заседании Барильчук Михаил Васильевич директор по производству ООО «Сапр-нефтехим», прошу Вас, Михаил Васильевич.
Барильчук. Добрый день, уважаемые дамы и господа. Мы, чтобы уточнить, являемся российской инжиниринговой компанией и делаем полный комплекс услуг. Это технико-экономическое обоснование, разрабатываем базовые проекты до глубокой переработки, проектируем, управляем проектом и комплектуем оборудование, это как бы про нас.
Теперь о мини-НПЗ. Развитие нефтепереработки в Российской Федерации не успевает за растущим спросом на высококачественное топливо, что является основной причиной повышения цен для конечных потребителей. Наличие альтернативы у крупной вертикально интегрированной компании в виде трубопровода и перерабатывающих мощностей в других странах, ставит российского потребителя в зависимость от цен на мировом, а в основном, на европейском рынке. Однако даже наличие свободных мощностей в нефтепереработке, не гарантирует от резко роста цен в случае нефтяного эмбарго, или вынужденного сокращения поставок нефти в Персидском заливе. Решение проблемы насыщения рынка недорогим и качественным топливом возможно при увеличении мощности и углублении переработки нефтяного сырья, а также создания альтернативы существующим в крупным предприятиям, в виде малых и средних НПЗ, работающих на российского потребителя и напрямую от него зависящие.
После введения регламента на производстве топлив в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 27-го февраля, крупные ВИНК, я в этом твёрдо убеждён, начнут производство топлива, в соответствии с постановлением, сейчас их сдерживает только отсутствие рынка качественных продуктов что мы ярко видим в публикациях ИнфоТЭКа. Там нет, на рынке Российской Федерации, дизельного топлива с содержанием 10 ППМ, там нет топлива с содержанием 50 ППИ, там есть топливо 0,2, и всё валом продаётся. Соответственно, крупные и российские компании и компании, имеющие такую возможность, в этом просто не видят смысла, потому что у государства нет дифференцированного подхода к качеству продукции. Соответственно, отсутствуют у нас и амбиции, не хотим производить себе хорошее топливо, но в то же время, я думаю, основная из причин, что не поставляется на рынок качественное топливо – это отсутствие этого рынка, как такового.
Мини-НПЗ, я не знаю, что называть мини-НПЗ, в моём понимании, как нефтепереработчика, то, что сейчас существует это не мини-НПЗ это первичная ректификация нефтяного сырья, по-другому его нельзя назвать. НПЗ, в нашем понимании, это всё-таки предприятие, которое имеет более развитую структуру переработки нефти. По нашему мнению, мини-НПЗ – производительностью по нефти до 300 тысяч, а по газовому конденсату до 500 тысяч тонн сырья, будут вынуждены уйти с рынка топлива, и переориентироваться на поставку сырья для вторичной переработки. Для соблюдения качественных показателей на продукты первичной перегонки, необходимо будет использовать для переработки более качественное сырьё.
Для того чтобы переориентировать малую нефтепереработку в необходимом направлении, необходима оптимизация производителей мини-НПЗ и переход к комплексной переработке исходного сырья, с увеличением выхода товарной продукции на тонну перерабатываемого сырья, усовершенствование технологической схемы переработки и строительство вторичных технических процессов, это реформинг, изомеризация, гидроочистка дизелей, керосиновых фракций, гидрокрекинг и каталитический крекинг. Минимизация энергетических затрат на тонну перерабатываемой продукции, максимальная автоматизация производственных процессов на основе современных средств контроля и автоматики. Рентабельными и конкурентоспособными, при производстве высококачественных топлив, могут стать предприятия производительностью по газовому конденсату до 300 тысяч тонн сырья в год, смесевого сырья от 500 тысяч тонн сырья в год, по нефти от миллиона тонн в год. При этом, оптимальная производительность для безболезненного получения всей гаммы высококачественных топлив, по нашему мнению, это заводы производительностью от миллиона до 2,5 миллионов тонн.
Основной продукт, обеспечивающий развитие нефтепереработки – это водород, наличие водорода позволяет удалять из сырья гидрокрекинга, каталитического крекинга, дизельных и реактивных топлив сернистые и азотистые соединения, а также превращать низкокачественный полуфабрикаты термических процессов и каталитических процессов в высококачественные продукты. На сегодняшний, день основное преимущество средних и крупных нефтеперерабатывающих предприятий в наличии установок каталитического реформинга прямогонного бензина, и, как следствие, базового компонента высококачественных бензинов и дешёвого водорода.
На блок-схеме показан первый пусковой комплекс установки по глубокой переработке нестабильного газового конденсата, разработанный и спроектирован ООО «Сапр-нефтехим» для компании ЗАО НК «Якол» (Якутия), производительностью по нестабильному конденсату 300 тысяч тонн сырья в год. Данная технологическая схема даёт возможность эффективно перерабатывать прямогонный бензин левой фракции, получаемый из газового конденсата, компонент автомобильного бензина АИ-92 и АИ-95. В основе технологии пускового комплекса лежит каталитический реформинг прямогонного бензина, с использованием реактора на тепловых трубах.
Отличие данного процесса реформинга от аналогов со стационарным слоем катализатора – это использование нано-реактора с подводом тепла, с помощью тепловых труб. Отсутствие контакта потоков, содержащих ароматические углероды с поверхностью термического нагрева, отсутствие градиента температуры по слою катализатора, что повышает эффективность работы, увеличивает продолжительность межрегенерационного привода. Пониженное гидравлические сопротивление реакционной системы улучшает качественные показатели целевого продукта. Данная схема или данный реактор, использованный далее, позволяет эффективно создавать производство, уже при производительности после его реформинга от 50 тысяч тонн сырья в год. Как вы видите, реактор разделён на две секции: реакционную и тепловую. В реакционной секции между трубами засыпается катализатор реформинга, а тепло, потребляемое в процессе реакции, подводится в топочной части путём сжигания топлива. Это схема управления реакторным блоком, установки реформинга. Это установка по заполнению высокотемпературных тепловых труб ООО «Сапр-нефтехим». Это уже проект, рабочий проект компоновки технологического блока печей. Мы практикуем комплексный подход к проектированию, когда ряд установок скомпонован в общую комплексную схему, что позволяет снизить энергозатраты на перекачку и обслуживание.
Здесь представлена блок-схема мини-НПЗ по переработке смесевого сырья, которую мы недавно обсчитали и сделали технико-экономическое обоснование. Здесь уже больший набор процессов, это установка элоу с блоком стабилизации, гидроочистки дизельного топлива, и перед этой очисткой установки реформинга, изомеризация и установка серии. По нашим расчётам мы ориентировались на цены российского рынка применительно по нефтегазовому бюллетеню, объём годового производства около трёх миллиардов рублей в год. Стоимость товарной продукции без НДС около 2,5 миллиардов рублей, удельные капитальные затраты на тонну перерабатываемой продукции около 2,5-3 тысяч рублей. Срок окупаемости обычный, до 30 месяцев.
А здесь представлена блок-схема переработки газового конденсата, производительностью около 1200000 тонн. Здесь мы подобрали набор установок, который позволяет перерабатывать наше сырьё в реформулированные бензины. Это блок ректификации, гидроочистка совместная гидроочистка дизельной и бензиновой фракции, гидроочистка фракции НК-95, это сырьё изомеризации и дегидрирования. По цепочке получается так, что тяжёлая фракция отправляется на гидроочистку, и выделяется дизельное топливо и вакуумный дистиллят. Бензин, в связи с тем, что спрос на бензин всё-таки меньше, чем на дизельное топливо, обрезаем, берём фракции 75-140, отправляем на реформинг, получаем катализатор.
В газовом конденсате данного состава очень большое количество фракций C-34, мы её отправляем на дегидрирование, с гидрирования фракция уходит на блок C-4, уходит на блок НТБ, а фракции C-3 непредельными и C-4 после НТБ продаётся на установку реформинга газа, где тоже получается высококачественный компонент бензина. Следующий.
Набор технологических установок, который мы здесь лицензировали, фактически, равняются все отечественные компании, это гидроочистка – это ВНИИ НП, каталитический реформинг – тут наш предлагается, изомеризация – это ОАО НПП «Нефтехим» город Краснодар и установки дегидрирования и блока НТБ – это «Ярсинтез». Следующий.
Вот наш расчёт показывает, что при переработке 1200000 газового конденсата объём производства в стоимостном выражении – это выручка от продаж годовой объем до 26 миллиардов рублей. Ну, при выходе на миллион двести – девятьсот тысяч 95-го бензина – это реально. И очень высокая рентабельность инвестиций, и срок окупаемости до 50 месяцев. Дальше. Одним из ключевых процессов, которые мы включили в предыдущую схему – это процесс реформинга регенерации непредельных газов, это разработка ОАО «Сапр-нефтехим», здесь на цеолитном катализаторе в полупериодическом процессе происходит превращение непредельных газов в высокооктановый компонент бензина. Один реактор работает в режиме реакции, один реактор работает в режиме регенерации. Следующий. Это описание технических основ. Следующий.
Просчитанный компонентный состав бензина, установки по переработке газового конденсата, фактически даёт реформулированный бензин, где набор процессов даёт нам, что концевой, смесевой бензин имеет октановые характеристики 86,5-87 по моторному методу, а по исследовательскому около 95 пунктов. Ароматика до 25%, непредельных до 10%, этот компонентный состав бензина по сравнению с западниками, подходит более близко к реформулированному бензину, который производится в Германии. Значительный потенциал по улучшению эффективности переработки нефтяного сырья заложен в отборе дизельной фракции и вакуумного газойля из мазута с последующей обработкой в компоненты моторных топлив. Для достижения этой цели ООО «Сапр-нефтехим» разрабатывает, изготавливает и поставляет гидроинжекторные системы создания фракции в ректификационных колоннах. Разработкой натурного испытания инжекторный блок осуществляется на испытательном стенде, с использованием воздуха, природного газа, воды и различных органических и неорганических жидкостей. На стенде определяют соответствие технических параметров изготовленных устройств, и оптимизация их работы на промышленных объектах. Заказчику поставляется полностью апробированный и подготовленный к работе инжекторный блок. Это гидроинжекторные аппараты, конструкция ОАО «Сапр-нефтехим». Следующий. Это стенд для проведения опытных и натурных испытаний инжекторов ОАО «Сапр-нефтехим».
Российская территория рассматривается европейскими сторонами и Китаем, как поставщик нефтяного сырья. Надежды на европейский рынок, как потребителя нашего высококачественного топлива, особенно бензина, в ближайшей перспективе нереальны. Это надо посмотреть, потому что рынок Западной Европы перенасыщен 95-м бензином, дизель 18 миллионов ещё можно туда дать, бензина 95-го не возьмут, заводы останавливать не будут. Основание развития нефтепереработки в Российской Федерации возможно восстановить, но для этого необходимо поощрение строительства мини-НПЗ, и усовершенствование технологических схем на всех технологических предприятиях, развитие внутреннего рынка потребления качественной продукции, понимание того, что капитальные вложения в высокотехнологические мини-заводы на тонны производительной продукции, соизмеримы с вложением в крупные проекты. Создание государственными институтами эффективной системы кредитования, ну под 18% годовых ну очень трудно построить рентабельное и быстро окупаемое производство предприятие.
И в заключении мы хотим поблагодарить компанию ИнфоТЭК за то, что нас пригласили на данный форум, и нас порадовало то, что наши мысли и их анализ, в общем-то, сходятся. Спасибо большое.
Ведущий. Давайте мы начнем нашу работу, и пока не подъехали, но уже едут, представители «АссоНефти» (это Ассоциация независимых малых и средних нефтегазодобывающих предприятий). И вот мы все приветствуем Игоря Николаевича Кацала – Игорь Николаевич, прошу в президиум! – представителя самой известной нефтяной компании, «Транснефть». Игорь Николаевич, давайте сразу на трибуну, с Вас тогда и начнем.
Кацал Игорь Николаевич, директор Департамента транспорта, учета и качества нефти акционерной компании «Транснефть».
У нас сегодня в зале присутствуют представители около десяти малых нефтеперерабатывающих заводов. Если у вас будут конкретные вопросы к представителям «Транснефти», после выступления, пожалуйста, проявите активность и задайте, если вас какие-то вопросы интересуют.
Кацал. В своем небольшом докладе я коснусь вопроса, который последние несколько лет очень много головной боли приносит нашей компании и стал, можно даже так сказать, проблемным.
Это вопросы учета малой нефтепереработки. Они имеют определенную историю, и я бы даже сказал, что они «с бородой». Не сильно ошибусь, если скажу, что эта тема актуальной у нас стала уже последние двадцать лет.
После появления в конце 80-х годов прошлого века первых проектов мини-НПЗ основное и вполне объяснимое месторасположение они нашли в удаленных труднодоступных районах добывающих отраслей промышленности. Прежде всего, конечно, в нефтегазовом комплексе.
Все они функционируют и по сей день в составе крупных нефтяных компаний, таких как «Роснефть», «Лукойл», «ТНК-ВР», «Сургутнефтегаз» и «Татнефть». На их долю приходится около 40% всей малой переработки.
Однако следует отметить, что в последние лет десять, я бы даже сказал, «вирус» мини-НПЗ распространяется из мест, для которых был создан (районы крайнего Севера, Якутия и так далее), в регионы с хорошо развитой транспортной инфраструктурой и высоким потреблением нефтепродуктов.
На первый взгляд, это нелогично, потому что в этих районах или смежных с ними уже есть крупные нефтеперерабатывающие комплексы, которые уже сегодня производят в два раза больше нефтепродуктов, чем потребляет вся экономика и розничный сектор страны. Но, как учил Маркс, капитал перетекает туда, где есть прибыль, а здесь она, наверно, немалая.
Минимизация переработки нефти в нашей стране начала набирать обороты, и теперь каждый уважающий себя глава региональной администрации планирует построить свой НПЗ, не считаясь с огромным комплексом проблем, который придется решать в дальнейшем.
При этом дебаланс между учтенной добычей нефти в России и учтенной ее переработкой, распределением в 90-е годы уже составлял около 4 миллионов тонн. Я прошу запомнить эту цифру, я в конце о ней еще вспомню.
В этих условиях были опробованы первые робкие попытки посчитать всех потребителей нефти в России. Данная работа была поручена в 2000 году «ЦДУ ТЭК», а документ тогда назвали «реестр мини-НПЗ».
Задача, в общем-то, была простая – посчитать все НПЗ, найти недостающие звенья и из темного данный сегмент топливного рынка сделать прозрачным и понятным.
Какие примеры? Например, для Америки или Германии это действительно несложная, наверно, задача, со строгими фискальными органами и законами, но для России оказалось, что это не так. Кому, например, в Англии или Норвегии придет в голову экспортировать нефть под кодом мазута или какого-нибудь нефтяного композита? Или взять, например, Францию или Финляндию – разве возьмет завод, находящийся на этих территориях, в переработку нефть неизвестного происхождения, или с чужим паспортом качества, или вообще без документов? А у нас это все возможно.
В последние два-три года мини-НПЗ вплотную подошли к системе магистральных нефтепроводов. Пошла вторая волна инвестиционной активности в малой и средней нефтепереработке; посыпалось такое количество обращений на подключение НПЗ к системе «Транснефть», что в одиночку компании с ними справиться стало сложно. Назрела острая необходимость разработки сдерживающих механизмов и новых требований для сохранения целостности и безопасной эксплуатации нефтепроводов, а также учета транспортируемой по системе нефти.
Совместно с Минэнерго России были разработаны рекомендуемые критерии, по которым предприятия предполагается включать в баланс нефтяного сырья и подключать к системам магистральных нефте – и нефтепродуктопроводов. Вот это – основные задачи, решаемые с помощью критериев, которые были предложены и утверждены приказом Министерства энергетики.
Также в соответствии с поручением Правительства Российской Федерации, а их было уже несколько, между компанией и «РЖД» согласован порядок информационного взаимодействия и налажен регулярный обмен оперативными данными о движении нефтяного сырья по территории Российской Федерации. Проводятся мероприятия по пресечению незаконного оборота нефти; взяты под контроль все железнодорожные станции, осуществляющие налив нефти как для поставок на экспорт, так и на внутренний рынок. В настоящее время осуществляется мониторинг вышеуказанных поставок; информация предоставляется в соответствующие органы. Они же будут делать выводы.
«Транснефть» – это основа российской экономики, это мощнейший инструмент межгосударственной политики. И в этой ситуации как гарант стабильности нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности мы не можем допустить расшатывания и растаскивания трубопроводной системы для решения различных сомнительных, на наш взгляд, проектов.
Эффективность развития нефтеперерабатывающей промышленности, на наш взгляд, зависит от установления, как я уже говорил, внятных и обоснованных правил игры, сквозного контроля за балансом мощностей, количеством и качеством продукции. В противном случае мы и дальше будем плестись в хвосте новых технологий нефтепереработки.
А что мы имеем на сегодняшний день? По данным Ростехнадзора, на территории России действует более 200 предприятий различной мощности по первичной переработке нефти; из них только около 60 предоставляют информацию об объемах потребляемого сырья. Остальные 70 находятся в тени.
Мы пытались этот вопрос задавать тем, кто к нам приходит, несколько раз обсуждали его в министерстве, но так и не нашли ответа. Наверно, им есть что скрывать, поэтому и не приходят.
Более 30 проектов мини-НПЗ находятся в замороженном состоянии или перешли в стадию долгостроя. По понятным соображениям не буду называть эти предприятия, но скажу, в каких регионах они находятся: в Белгородской, Калужской, Ростовской, Воронежской, Тульской, Орловской, Тюменской, Кемеровской, Якутии и т. д.
Мы полагаем, что об этом тоже нужно говорить, а не только о том, что мы как монополия открыты для равного доступа всех в системе магистральных нефтепроводов.
К сожалению, большое желание строить малые предприятия не убавляется, но параллельно с этим те предприятия, о которых я сказал, продолжают оставаться, и загнивать, и ржаветь. Те, кто немножко коснулся этой проблемы – они знают.
Мы считаем, что скороспелые проекты в нефтепереработке убивают идею достижения высокого уровня производства и мирового качества нефтепродуктов. Только взвешенные решения, экономически обоснованные и увязанные общим балансом поставок и потребления нефтяного сырья, должны находить отражение в отраслевых проектах. Здесь немаловажную роль, на наш взгляд, должно играть Министерство энергетики.
«Транснефть», находясь практически в осаде более чем двухсот производителей нефти и фактически такого же количества потенциальных потребителей, вынуждена ужесточать требования по использованию системы магистральных нефтепроводов внутри страны.
В настоящее время в рамках поручения правительства, о котором я говорил, в компании разработан новый отраслевой регламент. Вот представлены, если видно, основные требования регламента.
Коротко скажу, что регламент устанавливает требования к заявке и перечню материалов, представляемых в компанию для получения технических условий на подключение, порядок подготовки и выдачи технических условий, требования к порядку подключения магистральных нефтепроводов, и обязателен для всех собственников либо инвесторов нефтеперерабатывающих заводов при подключении НПЗ к магистральным нефтепроводам и всех организаций системы АК «Транснефть» при подготовке проектов технических условий и выполнении работ по технологическому присоединению новых нефтеперерабатывающих заводов. Общие положения здесь представлены.
Ужесточение контроля за грузопотоками нефти необходимо не только для пресечения оборота неучтенной нефти, но также и для сохранения качества в системе магистральных нефтепроводов, а качество за весь период развития малой переработки не улучшилось, а ухудшилось. Вопросы здесь разные, но на наш взгляд, есть и лепта этого сектора переработки.
В условиях жесткой конкуренции на зарубежных энергетических рынках, условиях реализации таких крупномасштабных проектов, о которых вы знаете – это и «Восточная Сибирь – Тихий Океан», это и БТС-2, это и «Бургас – Александруполис», наш зарубежный проект, в условиях выполнения требований правительства по поэтапному улучшению качества нефти при поставках на экспорт, улучшения экологической ситуации в отрасли, на наш взгляд, нужна мобилизация всех профильных институтов и ассоциаций на создание прозрачной – именно прозрачной – системы функционирования нефтепереработки в стране.
На наш взгляд, лозунгом сегодняшнего момента должно стать не количество, а качество нефтепродуктов, а главным вектором развития – ускоренная модернизация и реконструкция действующего производства.
Как говорят наши руководители, одноразовый билет в «Транснефть», сколько бы он ни стоил, нас не устраивает; нам нужны серьезные, квалифицированные и надежные партнеры.
Пока же пропасть – вот сейчас я говорю о той цифре – между добытой и распределенной нефтью не уменьшается, а только растет, и скоро достигнет уже 6 миллионов тонн. Это к вопросу о балансе нефтяного сырья в Российской Федерации.
Так что нам всем есть над чем работать. Поэтому мы… Жалко, что нет представителей министерства.
Ведущий. Обещали быть, но по какой-то причине Караганов, видимо, не смог.
Кацал. Мы открыты к диалогу с теми институтами, которые я упомянул. Я видел и Виктора Андреевича Рябова здесь, старейшего работника нефтеперерабатывающей промышленности, и других представителей общественных организаций.
Нас, компанию «Транснефть», по какой-то причине не приглашают на мероприятия, на которых обсуждается вопрос и принимаются решения о развитии новых нефтеперерабатывающих предприятий. Мы бы хотели участвовать, и мы можем многое рассказать. Спасибо.
Ведущий. Я думаю, что, безусловно, мы такую просьбу донесем. Все, что в наших силах. Есть ли вопросы у присутствующих, у заводов? Есть? Только просьба представляться.
Виноградов. Виноградов Виктор Алексеевич, Красноярск, завод. Мы построили недавно завод. У нас проблема возникла с сырьем, действительно. То есть мы не прячемся, не воруем нефть и не хотим ее брать неизвестного качества. А с вас там рядышком есть наливной узел, и мы не можем его получить. Мы не можем получить нефть с нефтеналивного пункта «Транснефти», потому что нужно попасть в реестр НПЗ.
Виноградов. То есть нам не дают сырье с НПЗ. Согласно контракту. Ссылаясь на то, что мы не в реестре.
Ведущий. Каков порядок, Игорь Николаевич? Поясните, какой порядок. Что им нужно сделать?
Виноградов. То есть нам не надо подключаться к трубе, нам не надо. Нам вагонные поставки.
Кацал. Вообще говоря, на эти вопросы должен был отвечать представитель министерства, но я попробую ответить, учитывая, что какое-то время назад я там работал.
Порядок здесь такой: вы должны обратиться в профильный департамент министерства, в этом профильном департаменте получить перечень документов, которые вам необходимо представить для принятия решения о том, во-первых, внесут ли вас в реестр нефтеперерабатывающей промышленности. Сейчас, по-моему это называется… Раньше был «реестр мини-НПЗ», о котором я говорил, но на сегодняшний день такого нет, а есть общий реестр, который разделен на две части. Это реестр строящихся предприятий и реестр действующих предприятий нефтеперерабатывающей промышленности.
Так вот, вас должны отнести к определенной категории. Если вы уже действуете, значит, вы представите определенный пакет документов, легализуете свою деятельность, покажете, что вы производите, куда вы поставляете, и после этого представят на согласование к нам в компанию.
Кацал. Это оговорено приказами Минэнерго и является в данном случае рекомендуемым. Если Вы намекаете на отсутствие какой-то рыночной составляющей в этом вопросе – ну, поручения правительства, которые исходят в последнее время, начиная, наверно, с мая прошлого года, сейчас идут без оглядки на Международный валютный фонд, которого мы боялись в 1990 году. Сейчас это по-другому. Административными путями и административными мерами предполагается наведение определенного порядка в этом вопросе.
Поэтому какое будет принято решение? Вам могут отказать. Если вы мелкое предприятие, то вам могут отказать.
Я могу привести несколько примеров. Та самая фраза, которую я в докладе указал, «неучтенной нефти» – на сегодняшний день ее рынок достаточно большой, и контролировать предприятия небольшой мощности, которых на сегодняшний день очень много, как я уже говорил, двести – это только по отчету, по данным Ростехнадзора, а сколько их есть вообще? Которые не подавали документы о себе ни в какие разрешительные органы?
Поэтому это одна из форм – ну, не поддержки, по крайней мере, а осуществления той самой темы ухода от учета нефти, потому что вы на своем предприятии, на наш взгляд, имеете совершенно определенную возможность перерабатывать любую нефть, и не только из системы. Поэтому нам поощрять и дальнейшую деятельность, если вы не серьезное, солидное предприятие, которое перерабатывает серьезные объемы – ну, мы просто не видим здесь смысла.
У нас «ежиком» труба на сегодняшний день – ну, если это не «ежик», то, может быть, даже два «ежика». Я могу привести пример – на участке в нашем южном подразделении, в «Черномортранснефти» за 2008 год более двухсот несанкционированных врезок. Куда вся эта нефть идет? На такие заводы. Я ничего не хочу сказать про ваш завод.
Вопрос. Игорь Николаевич! Город Троицк. Мы как инвесторы сейчас рассматриваем вопрос о приобретении небольшой «керосинки», она буквально даже не мини-НПЗ, а скорее, вообще, еще меньше. Каковы критерии? Вы упомянули «солидные», «большие предприятия». Насколько у нас есть шансы, имея в перспективе высокотехнологичную переработку, внедрение реформинга и других процессов, которые упоминались – насколько у нас на данном этапе велики шансы подключиться? Я знаю, что в Челябинске проходит – мы находимся от Челябинска недалеко, а магистральная ветка проходит в районе Челябинска. Есть ли у нас шансы какие-то?
Кацал. К сожалению, это такая типичная ошибка и такой типичный подход, что если нефтепровод проходит недалеко, по территории области, это значит, что от него можно получить отвод и использовать нефть. Ну, что на этот вопрос можно ответить? Я так, чуть-чуть, разбавлю серьезность ситуации. В конце 70-х годов я первый раз почувствовал, что такое нефть, на заводе, которым руководил как раз Виктор Андреевич Рябов. Он возглавлял Омский нефтеперерабатывающий завод, кто не знает, а я там начинал свою трудовую деятельность.
Так вот, я даже, наверно, в страшном сне не мог себе представить, находясь на установке АВТ-6 и рядом с блоком печей, что что-то подобное можно сделать практически самодельным образом у себя во дворе. Поэтому, конечно, мы не можем поддерживать такие установки, тем более, в регионах с альтернативными возможностями поставок топливно-энергетических ресурсов. Всему должна быть определенная экономическая целесообразность.
Поэтому критерий? Он был представлен, но Вы можете – есть приказ, в ближайшее время – не сегодня, так на следующей неделе выйдут новые технические требования, регламент по подключению к системе. Вы увидите наш подход. Это не значит, что он касается всех предприятий отрасли, которые и не подключаются к системе, но наш подход к этому вопросу вы увидите. Он достаточно серьезный.
Мы считаем, что представляет интерес предприятие, которое перерабатывает не менее миллиона тонн в год. Это наш подход. И глубина переработки должна соответствовать, как записано в энергетической стратегии – ничего мы здесь не придумываем, и это указано в критериях – не менее 75%.
Ведущий. Я думаю, ответ получен. Еще есть вопросы? Спасибо большое, Игорь Николаевич.
Я предоставляю слово Томилову Андрею Юрьевичу. Он у нас как раз представитель завода. Не скажу «малого», потому что это завод мощностью 3 миллиона тонн, который строится на моей родине, можно сказать, в Кузбассе. И вот Андрей Юрьевич – один из «отцов-основателей».
Я прошу, Андрей Юрьевич, ответить на один простой вопрос: у нас тут есть люди, которые специально пришли, чтобы понять, стоит ли вообще заниматься этим делом – строить малые НПЗ. Есть ли у Вас уже готовый ответ?
Томилов. Я думаю, что это абсолютно бесперспективное занятие, и в конечном итоге на государственном уровне родится некий документ о запрете не только строительства, но даже подобного сбора представителям малых и средних НПЗ.
У нас складывается в стране такая ситуация, как Игорь Николаевич сказал, как «культурная революция» в Китае – в каждом дворе должна стоять доменная печь. Ни в одной стране мира такого беспредела нет, который начался в последние десятилетия в России.
Но у меня тема выступления другая, и как раз в контексте выступления Игоря Николаевича. У меня тут «Взаимодействие при строительстве независимых НПЗ с региональными и федеральными органами власти». Об этом можно поэмы писать или делать пособия для сумасшедших.
В регионе все нормально: провели коллегию; члены коллегии утвердили, депутаты утвердили; губернатор взял под личный контроль прохождение всех документов; регулярно докладываем о процессе, который сейчас идет на строительстве завода – вроде бы все хорошо.
Как только приезжаешь в заколдованное Садовое кольцо, тут начинается шоу. Тебя гоняют по всем инстанциям, тебе все начинают рассказывать байки. Особенно в Минэнерго. Я уже не буду касаться «Транснефти» – Игорь Николаевич все сказал. Тем более, он уже пустил однажды скупую мужскую слезу, и я ему поверил, и согласен с ним, что трубу нельзя истыкать.
Но самое главное во всей этой беготне – что у нас размытые документы. Либо имеются двучтения, либо документ, который носит рекомендательный характер. То, о чем говорил Игорь Николаевич – мне тоже хотелось, чтобы здесь был бы Караганов. Видимо, он готовил, а Шматко с закрытыми глазами это все подписал.
Я думаю, что ни Рябову, ни Рыжкову никогда даже не приснилось бы во сне написать приказ, который носит рекомендательный характер. Написано – «приказываю рекомендовать». И как к этому приказу должен отнестись Игорь Николаевич?
Более того, в этом документе проходит целый ряд пунктов. Вот примеры. Там написано – НПЗ должен быть 1 миллион тонн. Да, хорошо. Дальше – «заключение экспертной организации о соответствии основных нефтепродуктов, планируемых к выпуску». Третий пункт там идет – «заключение экспертной организации о глубине переработки». Какой организации?! В приказе не сказано.
Потом еще есть один пункт. Это последний. Это, видимо, для глубины, так сказать, приказа. «Предоставить материалы, подтверждающие ориентированность НПЗ», куда мы будем поставлять там топливо. Но это же бред сумасшедшего! Мы вкладываем деньги – я могу посылать это на экспорт. Да неважно, куда. Это наше личное дело!
Так вот, этот приказ сам по себе еще носит другой характер. Я прихожу к Игорю Николаевичу вот с таким ворохом документов. Они ему нужны? Да конечно, нет. Это должна быть зона ответственности Минэнерго, их департамента, либо еще кого-то, куда мы сдаем, как у нас любят сейчас говорить все правители, «в одно окно». Сдали, они написали резолюцию, эта резолюция приходит без этой кучи томов документов в «Транснефть», «Транснефть» говорит: «Да, все соответствует». Сдали и пошли. Правильно я говорю, Игорь Николаевич?
Минэнерго сегодня этого не делает. Безусловно, когда развалили Министерство нефтяной и газовой промышленности и ничего не создали нового – вот с этого и пошел бардак.
А то, что связано со строительством и мини-НПЗ, которые сегодня есть – я думаю, что если б был бы Ходорковский, а не сидел бы там, в Чите, многие даже бы не задумались о подобном строительстве. Все прекрасно знаете, почему.
Теперь скажу немножко про наш завод. Пять лет назад мы создали компанию. Приступили к строительству только в прошлом году, потому что необходимо было пройти весь путь от выбора площадки до согласования техусловий с РАО «РЖД», с РАО «ЕЭС», экология, изыскания – в общем, все подряд. До проектного решения. Только 4-го мая забираем из Главэкспертизы весь полный проект.
Завод – три миллиона тонн. Программу развития наметили до 2013 года. В июле будет большой техсовет, определение полного цикла завода.
Скажу про первый. Это ЭЛОУ-АВТ, гидроочистка дизельного топлива, установка замедленного коксования, установка прокалки. То есть мы избавляемся сразу же от тяжелых остатков. Остается три компонента: прямогонный бензин, атмосферный и вакуумный газойль.
Есть несколько вариантов развития. Как один, рассматривается нефтехимия, что, в принципе, как раз и напрашивается – остатки, три компонента, которые можно запускать.
Пока идет все нормально, кризис сыграл только в плюс. Цены на металл упали с 52 до 18 тысяч на лист. Мы выиграли очень хорошо. Рядовой металл – с 42 тысяч до 8 тысяч. Естественно, вся кабельная продукция пошла в цене. И тот объем инвестиций, который мы планировали на тот период, сократился примерно на 30%.
Ну, и думаю, что как раз благодаря Виктору Андреевичу Рябову и Ассоциации, и Игорь Николаевич тоже вошел в наше положение, я надеюсь, в понедельник мы получим документы – да, Игорь Николаевич?
Томилов. Я знаю, что техусловия на подключение нашего завода уже готовы, просто руководство находилось в командировках. Я ждал, что я сегодня заберу, но я абсолютно уверен, что Игорь Николаевич не подведет. Он же слов на ветер не бросает, мы этот вопрос уже решили. Спасибо.
Ведущий. Есть ли вопросы у представителей, кто лелеет надежду о строительстве завода? Может быть, что-то еще интересует? Елена Семеновна.
Томилов. Вы про качество продукции выпуска завода? На первом этапе после гидроочистки мы получим дизельное топливо ЕВРО-4. Нефтяной кокс для алюминиевой промышленности. Три завода находятся достаточно близко, в том числе Новокузнецкий завод.
Ведущий. Еще есть вопросы? Спасибо, Андрей Юрьевич. У нас один доклад, который перешел из первой секции, и многие подходили, спрашивали у меня, будет ли Михаил Иванович Гельвановский, генеральный директор Национального института РАН.
Тема, которую он будет сегодня озвучивать, тесно связана с тем докладом, который делала я и Тамара Левановна Канделаки. И, собственно, тема его выступления должна ответить на один простой вопрос: конкурентные ресурсные преимущества России – это зло или благо? Должны ли мы защищать свой внутренний рынок? Привязка к мировым ценам – что это такое?
Мы изложили свою точку зрения, а сейчас послушаем точку зрения российских ученых. Пожалуйста.
Гельвановский. Благодарю вас за приглашение и участие в этом интересном круглом столе и форуме.
То, что вы видите на экране в виде заставки, уже должно вас ориентировать на то, что, собственно говоря, я хочу вам доложить. Все дело в том, что на протяжении всех последних где-то уже около двадцати лет мы живем в стране со свободными ценами.
Напомню, ради чего, вообще, была затеяна перестройка и эта самая революция или контрреволюция, которая прошла у нас в начале 90-х годов. Была поставлена четкая задача – повысить эффективность хозяйственной системы страны. Плановая система не справлялась с этой задачей, как казалось. И чтобы это все можно было сделать как-то системно, нужно было построить в стране рынок. Рынок, который бы позволил включить на полную мощность механизм конкуренции. Конкуренции, которая должна была бы давить на производителей и заставлять их снижать издержки, повышать качество, повышать конкурентоспособность. Все очень просто и логично.
И, исходя из этого, мы потеряли страну – это цена, которую мы заплатили за эту так называемую «реформу», и, соответственно, мы построили рынок.
Рынок построили – о рынке я скажу немножечко позже, но на протяжении этих двадцати лет, либерализировав цены, отпустив их на полную свободу, как-то так получилось, что все органы ценообразования и все связанные – поскольку это свободные цены, формируются стихийно, то никому не надо, в общем, этим заниматься, рынок все отрегулирует. Главная идея этой реформы была именно такая.
Значит, надо было уничтожить все органы ценообразования – но это еще, может быть, как-то можно было бы объяснить, но вот почему были уничтожены все низовые наблюдательные органы ценообразования и кто следил за ценами, и почему особенно нужно было уничтожить Институт цен – исследовательский институт цен, это не совсем понятно. И даже кафедр цен у нас всего-навсего две в России: в Петербурге собственно кафедра цен, изучения цен, и в Российской экономической академии, и то, она так стыдливо называется «кафедра финансов и цен». Так, прикрыто как бы. Это непонятно.
В общем, одним словом, цены оказались совершенно бесхозными, и то, что мы сегодня имеем, то и имеем.
Недавно мне эту концепцию пришлось защищать на ученом совете Института экономики РАН, где присутствовал один из соисполнителей этой нашей концепции, Симчера Василий Михайлович, и он сказал одну очень важную фразу, которую я хотел бы, чтобы все вы отметили и запомнили, потому что вроде бы живем уже не первое десятилетие, на этом свете, но простых вещей иногда просто не замечаем, не отмечаем в своем сознании. Он говорит, что цена – это идеальный инструмент для обмана.
А мы привыкли к чему? Мы советские люди, мы все из Советского Союза, судя по возрасту, который здесь присутствует. Мы все-таки привыкли к тому, что у нас цены были прейскурантные, и обмануть было очень сложно. У нас за обман покупателя довольно здорово наказывали.
Но сегодня у нас появилась возможность полного, совершенно неограниченного обмана в этой области. Поэтому не надо за ними наблюдать, поэтому нужно уничтожить все, и теперь эта стихия работает на полную мощность.
Но остался у нас один-единственный класс сегодня, или социальная прослойка, как хотите – это средние предприниматели, которые, с одной стороны, должны выпускать конкурентную продукцию, а с другой стороны, они должны платить издержки, в том числе, прежде всего, заработную плату, и поэтому они находятся как бы между двух жерновов.
Дело все в том, что страна разделилась социально таким образом, что появились олигархи, которые практически ушли из страны – они уже все, они там и живут, и отдыхают, и семьи у них там, по большей части, вообще, где-то там, неизвестно, на Багамах или где-то. Это как бы небожители. Остальные все 80% населения находятся в таком, так сказать, «полувыживающем» состоянии, а эта небольшая часть предпринимателей, на плечи которых легла вся страна – они оказались в этом положении.
И вот они, сгруппировавшись в Торгово-промышленной палате, обратились к Российской академии наук, чтобы все-таки навести порядок в этих ценах. И вот, собственно, продукция – эта концепция.
Два основных конструирующих, конституирующих положения этой концепции – это то, что концепция должна быть встроена в национальную стратегическую систему развития, и второе – это то, что она должна развивать эту систему в области ценообразования. Это понятно.
Концепция состоит из четырех составляющих. Я вам про концепцию много говорить не буду, я сейчас только самое основное, а там на другие акценты сделаю.
Первая – это аналитическое, о нем мы больше поговорим. Далее установочная, методолого-реализационная – в общем, вы все прочитаете тут, все грамотные люди.
Характеристика современного ценообразования в России. Вот тут мы сейчас про рынок и поговорим.
Проблема вся в том, что мы действительно сделали рынок, но рынок очень специфический. Крайне специфический. Общеэкономические причины диспропорций в наших ценах, которые сформировались под этим рынком, показаны на слайде.
Что произошло со страной? Что было? Кружочек, который слева, показывает бывший СССР. Где-то 10%, может быть, 12-15%,внешнеэкономического сектора в стране – обслуживает, между прочим, потребности национальной экономики вместе со странами-членами СССР, поэтому он такой, немножко с прямоугольничком. То есть это все одна, единая система.
Сегодня эта совсем другая система. Сегодня мы открыты больше, чем обычно, как говорят. 50% экономики примерно работает на внешний рынок. 50% экономики. Мы добываем нефть, все энергоносители, которыми вы занимаетесь – это мы работаем не для себя в основном, а в основном работаем на дядю. Вот что произошло. Экономика была переформатирована полностью. Мы стали поставщиком сырья и энергии на мировой рынок.
Двадцать лет мы трубим, твердим с научных трибун, с высоких трибун руководства, что у нас очень неправильная система, но ничего не меняется.
Но помимо этого, с ценами произошла еще и другая ситуация. Вы видите, что отпустили цены, но не полностью. Какие-то задержали, каким-то поддали очень здорово в их темпах. Например, цены на энергоносители были подняты в период с 1992 года – это самый мощный рывок цен – в 5 раз. Потом мультипликатор их увеличил примерно в 10 раз. И цены таким образом были подстегнуты, и это один из мощнейших рычагов инфляции, факторов инфляции, и получили на выходе в 26 раз. Вообще, побольше. Это официально, а реально в 30 с лишним раз цены выросли. Но официальные цифры – от них никуда не денешься.
Сегодня мы, кстати, имеем ту же самую ситуацию. Мы, с одной стороны, говорим об антиинфляционной политике, а с другой стороны, совершенно четко, ориентируясь на мировые цены, повышаем цены на энергоносители. В плановом порядке, хотя от плана отказались.
Вот примерно схема, что у нас получилось с рынком. Требования к более эффективной системе; далее – развал страны и все остальное, связанное с ним; далее – монополизация, которая была сначала государственной, а теперь стала частной, и опять мы пришли к рынку, который мы сейчас рассмотрим.
Я хочу подчеркнуть для всех – вы же не теоретики, наверно, а все-таки практики больше собрались – мы не отличаем частную монополию от государственной. Государственная монополия – это то, что было в Советском Союзе. Это я, государство, взял на себя монополию, и я использую эту монополию не для своего кармана, не в частных целях, а для государства. Я весь чистый доход, который я получаю, не к себе в бонусы кладу – я кладу его в бюджет, и уже из бюджета, если бюджет сочтет нужным, он мне возвращает в виде премий, наград и всего остального.
Сегодня некоторые товарищи, известные вам, раздают бонусы, парашюты золотые делают – в общем, что хотят, то и делают, практически. Это называется «частная государственная монополия», странные такие слова.
Дальше идем. Это социальные последствия этой самой трансформации. Мы очень стыдливо всегда говорили: «На Западе примерно две трети ВВП – это доход наемных рабочих». У нас было 30% – нам так было стыдно, вообще, в Советском Союзе за эту цифру. Сегодня у нас 15%, включая пенсионеров.
Ну и, естественно, что у нас получилось теперь с ценами. Я сначала, пожалуй, покажу вам эту диаграммку – она наиболее интересная. Теперь мы посмотрим, что у нас сложился за рынок.
Поскольку у нас экономика вся стала развернута к мировому рынку, мы в него влились, что ни на есть, распахнули так свои объятия, что дальше ехать некуда, – разделилась наша страна на две части: рублевую и долларовую.
Ясно, что долларовая – это экспортное наполнение, экспортная ориентация. Вот эта долларовая часть. Какая здесь база? База цен. Мы хотели ведь построить свой собственный рынок, чтобы он вырабатывал наши собственные цены, чтобы у нас была гармоничная страна? Ничего подобного. Мы ориентируемся сегодня на мировые цены. Мы же не диктуем цены? Если бы мы диктовали цену миру, тогда было бы здорово; мы бы учитывали свои затраты, все свои потребности и так далее. Нет, пожалуйста – мы ориентируемся на мировые цены.
А что осталось? А для внутренней ориентации остался внутренний рынок. Внутренне ориентированные производители. Они делятся тоже на две части, так называемые «рублевые зоны».
Одна зона – это зона, связанная с естественными монополиями. Какие могут быть проблемы, какая может быть конкуренция в условиях монополии? Никакой. Те же самые плановые, госплановские цены, только без того самого советского контроля. Вот отсюда бонусы и идут, отсюда и коррупция, и все остальное, пресыщение деньгами.
А остальное-то что, получается? Ну, может быть, хоть остальная часть, третья часть – может быть, она осталась все-таки рыночной и конкурентной?
Да, действительно, есть производители, есть потребители. Но между ними встали посредники. Посредники сформировались в начале 90-х годов, и они так заблокировали связь между производителями и потребителями, что сегодня практически нет конкуренции. Нет у нас конкуренции! Какие бы законы мы ни принимали – не получается.
Хрестоматийный пример. У меня была с табличкой по нефтепродуктам, по углю и по газу, но самое лучшее – это молоко, конечно, потому что нефть не каждый употребляет, только в виде бензина, а вот молоко пьем почти все. Пять-семь рублей сегодня у производителя, и 25-50 – в магазине. Вот вам доля посредника, чтобы вы понимали. Конечно, не во всех отраслях такие дикие различия, но, тем не менее, в общем, достаточно красноречивый пример.
Сегодняшний отечественный производитель – его энергетика высасывается тремя такими основными субъектами. Это естественные монополии, посредники и экспортно-ориентированные отрасли, на которые направлено практически все, и их развивают. И это, кстати, по доктрине. Кто более рентабелен, тому и дают деньги. Потому что – ну, что же деньги тратить на убыточные предприятия, хотя, может, они и социально важные? А отсюда мы имеем, конечно, то, что мы имеем. Сейчас я вам покажу.
Это три сектора наших цен, что они из себя представляют. Надо сказать, что эта констатация где-то назревала, но после того, как нам заказали эту работу с концепцией политики цен, мы, наконец, поняли, что у нас за рынок.
Конечно есть и конкуренция какая-то, где-то она существует. Но даже у нас на Пражском рынке, на ярмарке, где я отовариваюсь время от времени, казалось бы – ну, что? Огромное количество продавцов. Цены, как на монопольном рынке. Нигде – 100%. И даже торговаться нельзя – смешно даже. В магазине иногда можно поторговаться, а там нет, все. Это норма. Это стала норма. Только я еще раз говорю, монополия не государственная – про прейскуранты забудьте.
Но я, пожалуй, не буду рассказывать о самой концепции. Я думаю, что она скоро будет вывешена на одном из наших сайтов, и вы сможете посмотреть на нее. Поэтому я пробегусь по ней; тем более что у меня заявлена немножко другая тема, связанная с конкурентоспособностью. Я просто нарисовал вам картинку, которая сегодня существует. Это такая аналитическая картинка, аналитическая фотография.
Политика цен – вот она здесь. На этой картинке показано, что она, в общем, не представляет собой что-то самостоятельное; это как бы интеграл общего серьезного окружения всех политик, связанных с налогообложением, с валютной политикой – это все вещь такая, как бы интегрирующая в себе. Частью – наоборот, интегрированная во что-то, но это неразрывная часть всего этого политического и экономического спектра.
Мы по-разному пытались подойти к абсолютно рассогласованной и разбалансированной экономике. Что можно сделать? Ведь никто балансами не занимается. Попытались мы однажды в 2001-2002 году составить, в рамках Совета Федерации работали над законом о ценах на энергоносители и топливно-энергетических балансах. Господин Чубайс прервал нашу работу, наша рабочая группа распалась, и это ушло в небытие.
Что получается на выходе? На выходе мы получаем, действительно, очень разбалансированную систему, которую необходимо определенным образом собрать. И самое неприятное – это вот что: у нас сегодня цены выстроены таким образом, что они не обеспечивают – очень хочу, чтобы вы запомнили это – не обеспечивают нам нормального воспроизводства. Сегодня в целом в ценообразующих элементах отсутствуют затраты, прежде всего, на развитие. Это неполная амортизация, это отсутствие затрат на отраслевую науку, это отсутствие реальных затрат на геологоразведку, на переподготовку кадров, и еще целый ряд затрат, которые обеспечивают именно перспективы развития.
Поэтому в течение 90-х годов урезали-урезали-урезали – ну, вы знаете, резко упавший платежеспособный спрос ограничивал внутренний спрос на нашем рынке, и сегодня это еще усугубляется кризисом. Поэтому, мы сегодня находимся примерно в состоянии 90-х годов, но в угрожающем состоянии, потому что сегодня платежеспособный спрос еще больше упадет, и возможности к производству будут еще меньше. У нас уже экономика становится практически дефицитной. Как быть?
Развивать просто так невозможно, значит, нужны какие-то ориентиры. Ориентиров реальных нет, потому что цены скачут, цены – непонятно что с ними делается, хотя вроде бы по статистике все нормально.
Что предлагается? Предлагается сделать два этапа. Первый этап – это объединить эти самые три разрозненных сектора в один сектор. Есть, сегодня дано задание российскому научно-исследовательскому институту Росстата подготовить материалы по межотраслевому балансу в разрезе 1800 предприятий.
Вернуться к ценам уровня, который должен обеспечить сбалансированное воспроизводство национальной экономики. Мы предлагаем сделать цены – не то, что к прейскурантам вернуться (это, наверно, нереально), а вот создать коридоры, которые бы вернули к сбалансированному состоянию экономику – это можно сделать, и такие проекты, в общем-то, у нас уже есть.
А после этого, когда будет сделан этот первый этап концепции ценовой политики; второй этап – начать его можно уже сейчас, а это будет венцом уже второго этапа, когда все будет уже создано – это создать две основы для развития ценовой политики. Это разработать федеральный закон о ценах и ценообразовании и создать информационную систему по ценам, которая создаст ту прозрачность, о которой здесь говорилось недавно.
Вот два момента. Правила игры и достаточно прозрачное поле. Они дадут возможность потребителям и производителям нормально выстраивать свои конкурентные позиции.
Это основа нашей ценовой политики. Теперь вернусь к той заявленной теме, о которой я еще хочу несколько слов сказать. Речь идет о конкурентоспособности, о конкуренции.
Что такое конкуренция, что такое рынок, что такое конкурентоспособность? Об этом начали говорить только в 2003 году, когда Фрадков пришел в качестве премьер-министра. До этого примерно десять лет вообще не говорили о конкурентоспособности, говорили только о конкуренции.
У нас существует три вида конкурентных преимуществ: ресурсные, операционные и стратегические. Каково место рынка в хозяйственной системе, чтобы обеспечить ее эффективность и конкурентоспособность? Это часть операционных преимуществ, которые обеспечивают повышение эффективности и снижение издержек.
Если мы доведем эту идею до национальной стратегии конкурентоспособности – мы сможем чего-то достичь. Сегодня мы, как бы мы ни пыжились, что бы мы ни говорили, с каких высоких трибун мы бы ни выступали – мы сегодня не являемся субъектами международной конкурентной борьбы. У нас нет сегодня конкурентной стратегии, а она заключается именно в этом. Спасибо.
Ведущий. Спасибо большое, Михаил Иванович. Что я предлагаю сделать? Ко мне сейчас подошли организаторы – у нас время до полпятого. У нас еще шесть докладчиков. Давайте мы сейчас попросим всех уплотниться, и если какое-то время останется у нас, я надеюсь на это, чтобы успели всем задать вопросы, потому что просто мы сейчас находимся в ограниченном цейтноте.
Слово предоставляется Колосковой Галине Павловне; она у нас сегодня представляет Ассоциацию малых и средних нефтегазодобывающих компаний. Это та ассоциация, о которой я вам рассказывала; она объединяет тот сектор независимой нефтегазодобычи. Всего у нас таких предприятий около 160. В Ассоциацию объединены порядка, по-моему, 40 или 45.
И одна из мыслей, которую мы хотели совместно с Ассоциацией провести – это что на сегодняшний день, на наш взгляд, необходим такой альянс независимой нефтедобычи и независимой нефтепереработки. Пожалуйста, Галина Павловна.
Колоскова. В связи с тем, что уважаемое собрание обсуждает широкую тему, и здесь люди из разных отраслей я так понимаю, и, может быть, не все знают, что такое «АссоНефть».
Это ассоциация, которая существует более 15 лет. Ассоциация объединяет нефтяников, не входящих в систему вертикально-интегрированных нефтяных компаний, например, как «Лукойл», «Роснефть», «Русснефть» и т. д.
Это нефтяные компании и с мелкой добычей, и с более крупной добычей, и эти нефтяные компании взяли на себя разработку тяжелых, трудных месторождений, неинтересных большим, крупным нефтяным компаниям, малодебитные скважины – то есть, в общем-то, более тяжелую нефтедобывающую часть нашей отрасли.
И добыча, однако, увеличивается, возрастает. Сейчас она составляет более 20 миллионов тонн из 440, добываемых в России. Таким образом, эти нефтяные компании являются неотъемлемой частью нефтедобычи России.
Кроме того, они несут очень большую социальную нагрузку, потому что находятся они в небольших местах наших регионов – это поселки, районы, и большей частью они являются так называемыми градообразующими организациями, то есть основным работодателем, организацией, обеспечивающей жизнедеятельность поселков, районов и небольших городов, и основным налогоплательщиком. И остановка добычи этими организациями может привести просто к прекращению жизнедеятельности этих поселков и городов, и полной безработице, и полному замиранию жизни в городах и поселках.
Но в связи с тем, что эти нефтедобывающие, нефтяные компании реализуют и вырабатывают монопродукт – нефть, то любые колебания на нефтяном рынке представляют для них тяжелое испытание. Так, например, в конце 2008 года, когда нефть с 10-11 тысяч сразу упала до 2,5 тысяч, а никто этого не ожидал, и налоги не успели скорректировать, и они оказались в 1,5 раза больше, чем доходная часть с одной тонны нефти нефтяной компании, то встал вопрос о консервации некоторых мелких нефтедобывающих месторождений, и социально-экономическая, социальная часть – вот тут и выплыло, что она играет очень большую роль в России. Нефть этих компаний реализуется на внутреннем рынке, и остановка нефтедобычи могла привести просто к социальному взрыву во многих регионах. Поэтому эти малые нефтяные компании несут на себе очень большую социальную нагрузку. Поэтому доходность у них, в общем-то, невысока.
Но, тем не менее, работа идет, развивается. Добыча эта развивается и живет, в общем-то, нормальной жизнью.
Для того чтобы как-то немножко стабилизировать такие варианты, как были в конце 2008 года, и минимизировать экономические потери, и немножечко сравнять их условия, потому что вертикально-интегрированные компании – чтобы было ясно – не реализуют монопродукт. Нефть – это у них один из видов продукта. Далее у них есть и нефтехимическая продукция, есть свои нефтеперерабатывающие предприятия, которые вырабатывают и бензин, и дизельное топливо, и нефтехимию – вплоть до полиэтилена. И поэтому у них есть варианты варьирования и минимизирования экономических потерь. В нефтедобыче в ННК, независимой нефтяной компании, которая реализует монопродукт, таких вариантов нет. В связи с этим отсутствие нефтеперерабатывающих заводов делает их наиболее подверженными этим влияниям рынка, и они испытывают наибольшее давление рынка на себе.
Для исправления создавшегося положения в 2008 году Правительством Российской Федерации, Министерству энергетики, Ассоциации и «Транснефти» было дано задание – посмотреть, как можно помочь нефтяным компаниям этой добычи, не входящей в систему вертикально-интегрированных компаний, однако очень нужной для нашей России.
И было принято решение рассмотреть возможность строительства нефтеперерабатывающих заводов, которые будут перерабатывать, основная цель которых – это переработка нефти независимых нефтяных компаний. По логистике это должен быть выгодный узел, и завод должен быть с хорошей глубиной переработки и нормальной мощности. То есть это не идет разговор о мини-НПЗ и небольших установках, которые, опять же, вырабатывают нетоварные продукты, в общем-то, по своей части, а полупродукты, которые надо потом доводить до ГОСТа.
Поэтому переработка рассматривается в местах наибольшего скопления добычи нефтяных компаний и независимых нефтяных компаний.
И сейчас Ассоциация работает над некоторыми предпроектными вариантами, предложенными нам для рассмотрения. Основная задача – это переработка, именно чтобы не менее 70% на данном предприятии перерабатывалось нефти независимых нефтяных компаний, чтобы они были для заводов социально значимыми и могли подстраховать нефтяные компании при таких перепадах цен рынка на нефть. В общем, сейчас Ассоциация работает над рассмотрением представленных предложений.
Ведущий. Спасибо большое, Галина Павловна. Может быть, кто не знает – я скажу. У нас есть в России один завод, называется он «Московский нефтеперерабатывающий завод». Так вот, это, наверно, единственный завод в России, который сегодня ежемесячно получает до 300-350 тысяч тонн – это нефть малых нефтяных компаний. Это основные поставщики нефти на этот завод.
Сейчас мы переходим к теме качества нефтепродуктов. Предоставляю слово Булатникову Владимиру Валентиновичу, главному технологу ВНИИНП.
Владимир Валентинович, пользуясь своим правом ведущей, сразу хочу Вам задать вопрос. Елена Александровна сказала в своем докладе, что с вводом технического регламента останутся в живых около 30% малых НПЗ. Свою точку зрения выскажите попутно?
Булатников. Поскольку сегодня о регламенте не говорил, по-моему, только ленивый, то я постараюсь в ходе своего доклада на Ваш вопрос ответить. Я думаю, что останется больше, а почему – поясню.
Начнем с предыстории регламента. Регламент был принят правительством больше года тому назад, и срок его официального введения в действие – 4 сентября прошлого года. Я прошу эту дату запомнить, потому что от нее будут отсчитываться очень многие дальнейшие сроки.
Регламент определяет нормы именно к этим продуктам. Были большие споры о сфере действия регламента. Это было решение правительства. Ни на какие другие нефтепродукты регламент не действует.
Еще одна оговорка. Регламент, по сути дела, не распространяется на продукцию, поставляемую для обороны. Вопросы обороноспособности страны он не затрагивает. Оборона получит то, что ей нужно.
Еще одна важна оговорка. На рынке будет в течение пяти лет присутствовать продукция, которая была сделана до 1 января 2009 года. То есть вся продукция «Росрезерва», а это многие миллионы тонн, будет выходить на рынок.
Теперь о целях регламента. Это, в общем-то, максимальное приближение качества продукции к европейским нормам. Почему именно к ним – сейчас я постараюсь пояснить.
Вы видите нормы по выбросам автомобильного транспорта. Кто-то уже говорил, что в Москве экология ужасная, в Питере она ненамного лучше, во многих «миллионниках» – то же самое. Тем не менее, мы отстаем от Европы по этим нормам где-то на 6-7 лет. Это то, чем мы дышим.
И вот такие были нормы в Европе, которые мы заложили в регламент. По дизельному топливу я не буду повторяться, потому что это уже делала в своем докладе Елена Александровна, а вот по бензину я хочу немножко осмыслить, потому что это как раз вопрос о выживании этих самых мини-НПЗ.
Тут коллеги уже говорили о процессе реформинга на мини-НПЗ. Реформинг – это источник бензола, в первую очередь, а бензол нормируется в регламенте довольно жестко, как и в Европе. Поэтому что делать с реформингом? Разные варианты. Есть предложения о реконструкции его на изомеризацию, но мы моментально теряем водород для гидроочисток, 20% водорода теряем. Можно пойти по другому пути: утяжеление сырья для реформинга: убрать из сырья бензолообразующие углеводороды. Увеличиваем выход прямогонного бензина (его надо куда-то девать), сокращаем выход автомобильного бензина. Для мини-заводов это будет большая проблема.
И авиационные топлива. Авиационные топлива – никакого ужесточения здесь не предвидится, и не состоялось. Только одно требование: проверка термостабильности топлива по методу GFTOT. Его ввели как обязательный. Почему? Поезжайте в наши аэропорты – уже половина рейсов внутри страны выполняется «Боингами» и «Эйрбасами». Перспектива – наш самолет «SuperJet 100», который только что пришел на сертификационные испытания в ЛИИ имени Громова. Там, кроме планера, ничего русского нет. Двигатели будут собираться, правда, в Рыбинске, но по лицензии французской фирмы «Snecma Safran», то есть в двигателестроении мы целиком зависим от «зарубежа».
Регламент приняли, надо сказать, очень быстро, но потом наступила кризисная ситуация, уже в сентябре. В правительстве решили остановиться и немножечко над ним подумать. Дали тайм-аут до Нового года. За это время было подготовлено небольшое изменение к регламенту – очень небольшое смягчающее условие и так далее, которое было в Белом доме забраковано на корню. И было внесено в постановление совсем иное, чем которое готовилось: очень маленькое, и, по сути дела, оно касается вот таких вопросов.
Это были старые сроки производства автомобильного бензина и дизельного топлива, то есть, по сути дела, уже сегодня мы должны были иметь «Евро-3», а со следующего года – «Евро-4». Теперь сроки перенесли. По автомобильному бензину – на 2 года, по классу «Т-3», и по дизельному топливу. Но сохранили это примечание к регламенту о том, что можно 3 года с момента ввода в действие регламента, то есть с сентября прошлого года, делать бензины, в общем-то, весьма и весьма устаревших марок, которые уже, может быть, даже и Африка не делает.
И по дизельному топливу – тут даже чуть больше продлили сроки, на три года. И, то же самое, оставили это же самое примечание для дизельного топлива для внедорожной техники. Прием, на мой взгляд, в общем-то, внедорожная техника может и дальше работать на таком топливе и через три года.
Теперь, чем озадачили производителя? Давать полную, исчерпывающую информацию о том, что он выпускает на рынок. Куда ее давать? Прежде всего, давать ее на АЗС, потому что какая была наша традиционная болезнь? АЗС не знает, что она продает. Она декларирует на вывеске бензин АИ-92, и точка. Откуда он взялся, что за бензин – догадывайтесь сами.
В законе «О техническом регулировании» есть такая статья, что если продукция делается по национальным стандартам, то есть по ГОСТам, то она считается, по сути дела, автоматом соответствующей регламенту. Но есть и другая оговорка, что их неприменение ни к чему не обязывает и никого не наказывает. Каждый может сделать свой нормативный документ и по нему выпускать продукцию, лишь бы эта продукция не противоречила требованиям регламента. То есть, никакой монополии здесь нет. Поэтому Ростехрегулирование утвердило такой перечень. Он вышел, так сказать, довольно безболезненно и в настоящее время уже действует. Он был утвержден в прошлом году, в сентябре.
В него вошли ГОСТы на бензин, дизельное топливо, авиационные топлива и котельные судовые топлива. То есть, вроде бы, так сказать, вся продукция охвачена, и здесь вопросов нет. Но есть вопрос, а какими методами всё это определять?
По закону «О техническом регулировании» правительство должно до введения в действие регламента опубликовать перечень методов. Был в свое время сделан приказ еще Минпромэнерго о том, что в мае прошлого года Ростехрегулирование должно было такой перечень подготовить. На сегодняшний день перечня нет. Лишь позавчера очередная его версия, по-моему, тринадцатая, рассматривалась уже в Минэнерго. Вопрос, как контролировать качество продукции, не зная, какими методами это делать – это для меня большая загадка.
Теперь к вопросам о сертификации или, как теперь принято говорить, определении технического соответствия продукции. Я специально привел на этом слайде выдержку из закона «О техническом регулировании», что подтверждение ведется только на соответствие требованиям регламента. Поэтому те, кто ожидает либо постановления Ростехрегулирования, либо каких-то инструкций по сертификации или по декларированию, ожидают их напрасно. Ничего другого не будет. То, что записано в регламенте, является окончательным.
Теперь то, что касается бензина и дизельного топлива. Если его производят на заводе, перерабатывающем нефтяное сырье, то завод может всего-навсего декларировать его соответствие – правда, с привлечением независимой лаборатории. Задается вопрос: что такое независимая лаборатория? У нас в совсем еще недавнем прошлом многие испытательные лаборатории и центры были аккредитованы либо на независимость и компетентность, либо только на компетентность. Однако вышло новое постановление правительства, совсем свеженькое, от февраля текущего года, о правилах аккредитации. Теперь аккредитация на независимость ликвидирована; только на компетентность. Вот выдержка из постановления правительства. То есть, по сути дела, любая лаборатория, которая не входит в состав производителя, принадлежит другому юридическому лицу, является независимой.
А вот для тех, кто делает бензин путем блендинга, или смешения, сохранили сертификацию. По нашим данным, в стране было до кризиса около 1500 производителей бензина. Это 7 больших заводов и где-то полторы сотни (чуть меньше) мини-заводов. Остальные занимались блендингом, а попросту говоря, «бодяжили» всё что угодно и с чем угодно. Поэтому для них сохранили сертификацию в обязательном порядке.
Ну, мазут и судовое топливо декларируется на своих собственных данных, свои лаборатории. Авиационное топливо – сохраняется обязательная сертификация.
Теперь о госнадзоре. Основным надзорным органом является Ростехрегулирование, и для авиационной продукции – является Ространснадзор. Можно сказать, что на сегодня Ростехрегулирование уже начало проверки, но в отсутствие утвержденных методов сделать это весьма и весьма тяжело.
Обратите внимание на такое положение закона «О техническом регулировании», что надзор ведется только лишь за продукцией, поступающей в обращение. Ни за производством, ни за транспортированием, ни за хранением никакого госнадзора по закону «О техническом регулировании» (это не по регламенту, а по закону так) быть не может.
В правительстве дополнили регламент еще таким пунктом: о введении ответственности. На сегодня ответственность, так сказать, пока довольно призрачная, и можно было бы жить спокойно. Но 12 февраля было совещание в Киришах, и дальнейшая судьба регламента решалась на этом совещании. В протоколе совещания из 6 вопросов, посвященных нефтепереработке, 4 так или иначе связаны с регламентом. Какие это вопросы?
Первое Дальнейшее перенесение сроков считается нецелесообразным, поэтому наше министерство разослало письмо в компании (вот «Роснефть» такое письмо получила), что с предложениями по дальнейшему изменению регламента просьба в министерство не обращаться.
Но при этом в протоколе посулили небольшую конфетку, то есть Минфину поручено дать предложения по государственному гарантированию кредитов, направляемых на модернизацию нефтеперерабатывающих заводов. Что, может быть, является в этом протоколе положительным.
А вот это – уже не конфетка. Это уже, так сказать, кнут: следующий пункт. Представить до 1 июля изменения – там уже Минюст и МВД, по сути дела, делаются головными – об усилении ответственности за нарушение регламента. Этим делом занимаются юристы. Пока, по предварительным данным, штрафы будут ужасные. Разорительные будут штрафы.
А вот теперь то, что касается методов испытания. То есть нарушения всех норм закона лишь до 1 июля; уже поручаются не Ростехрегулированию, а первым стоит Минэнерго. Весь этот перечень – в правительство; там он будет еще, наверное, месяца три рассматриваться. Так что, думаю, раньше, чем где-нибудь к осени он не войдет в действие.
К нашей работе присоединился сенатор Соколовский Виктор Владимирович. Давайте поприветствуем! Он, хотя и газовик в прошлом, но, тем не менее, присоединился, чтобы обсудить наши проблемы.
Я предоставляю слово Сергееву Владимиру Александровичу, председателю совета директоров Российской ассоциации морских и речных бункеровщиков. У него доклад «Рынок бункерного топлива как оптимальный рынок сбыта для тяжелых нефтяных топлив». Пожалуйста, Владимир Александрович.
Она была создана летом 2005 года в Санкт-Петербурге и объединяет в своих рядах 28 наиболее крупных бункерных компаний из всех судоходных регионов Российской Федерации.
Основные задачи ассоциации, как у любой, наверное, ассоциации – лоббирование интересов участников рынка и защита их интересов, обеспечение цивилизованного взаимодействия с госорганами и равных правил игры для всех без исключения. При нашей ассоциации действует третейский суд, работает юридический консультативный комитет, который бесплатно помогает членам ассоциации в решении возникающих у них проблем. Кроме того, этот комитет занимается экспертизой проектов нормативно-правовых и нормативных актов, которые в той или иной степени влияют на деятельность бункерной отрасли.
Ассоциация, кроме того, разрабатывает обучающие программы, проводит семинары, занятия. Кроме того, в настоящий момент ассоциация работает над получением статуса саморегулируемой организации, поскольку все вы, наверное, знаете, что в декабре 2007 года был принят и вступил в законную силу федеральный закон «О саморегулируемых организациях», который призван дать дополнительные возможности в защите интересов бизнес-соообщества.
Вне всякого сомнения, бункеровочные компании, поставляющие судовое топливо на суда, наверное, представляют значительный интерес для малых и средних НПЗ как возможные потребители их продукции. По данным соорганизаторов данного форума, «ИнфоТЭК-Консалтинг», объем мазута, который производят независимые НПЗ, составляет 1 миллион 300 тысяч тонн, дизельного топлива – чуть более 1,5 миллионов тонн, в то время как емкость бункерного рынка суммарно составляет более 6 миллионов тонн. Порядка 70% этого рынка составляет мазут, а остальные 30% – это дизельное топливо или маловязкое судовое топливо.
Несколько слов хотелось бы сказать о структуре бункерного рынка. Общий объем, как я уже говорил, бункерного рынка за 2008 год составил примерно 6 миллионов тонн. При этом на порты Балтийского моря пришлось 2,3 миллиона тонн, на северные порты – порядка 500 тысяч тонн, на порты Азово-Черноморского бассейна – 1,4 миллиона тонн. Внутренние водные пути – 850 тысяч тонн. Здесь нужно отметить, что на внутренних водных путях суда бункеруются исключительно светлыми сортами топлива. Порты Дальнего Востока – порядка 1,2 миллиона тонн.
При этом суммарный оборот бункерного рынка составил порядка 75 миллиардов рублей за год.
Как я уже говорил, в качестве судового топлива используются мазут и дизельное топливо в соотношении примерно 70% к 30%.
В последние несколько лет бункерный рынок уверенно и стабильно рос, как, наверное, и вся экономика Российской Федерации. Причина была следующая: объем бункерного рынка непосредственно связан с количеством судозаходов в российские порты. Вот на этой схеме более наглядно показана структура бункерного рынка Российской Федерации. Эксперты прогнозировали его дальнейший рост. Но, к сожалению, мировой экономический кризис внес свои коррективы, поскольку, во-первых, существенно упал судозаход (порядка до 30%) в российские порты, а во-вторых, со снижением мировых цен на нефть во всем мире значительно снизились цены на нефтепродукты за рубежом, при этом внутренние российские цены практически мало изменились.
Таки образом, мы лишились своего важного конкурентного преимущества, а наши потребители – это, в основном, не столько внутренний флот, сколько флот зарубежный.
Прогнозировать дальнейшее развитие ситуации непросто, но тенденции, наверное, все-таки имеют отчетливый негативный характер.
При этом не исключено, что вследствие существенных затруднений с кредитованием с рынка будут вынуждены уходить бункеровочные компании, на аффилированные или не имеющие тесных связей с вертикально интегрированными нефтяными компаниями.
Следует также иметь в виду то обстоятельство, что практически все крупные нефтяные компании на протяжении нескольких последних лет активно развивают собственные бункеровочные направления как перспективные направления сбыта своей продукции. Следовательно, независимые бункеровочные компании, и я хотел бы это подчеркнуть, в настоящее время в еще большей степени заинтересованы в сотрудничестве с независимыми малыми и средними НПЗ.
Однако очевиден также тот факт, что в сложных экономических условиях представители судовладельцев будут предъявлять гораздо более жесткие требования к бункеровочным компаниям, и очевидно, что эти требования в первую очередь будут касаться качества поставляемой на суда продукции.
Итак, поставщикам судового топлива, прежде всего, следует иметь в виду, что к качеству бункерного топлива предъявляются чрезвычайно высокие требования.
Так, международными стандартами нормируются многие показатели судового топлива, такие как температура застывания, температура вспышки, содержание механических примесей, воды, коксуемость и так далее. Общие требования стандарта ISO 8217-2005 «Качество судового топлива» приведены на слайде.
Процедуры контроля топлива при поставке на суда являются сложными и многоступенчатыми. Часто поставка топлива сопровождается приемкой его независимыми сюрвейерами. И, наверное, все-таки тому имеются причины, поскольку ущерб, в случае любого повреждения двигателя и механизмов судна, загрязнения окружающей среды или причинения вреда здоровью людей, может исчисляться миллионными суммами и приводить к тяжким последствиям.
Кроме того, с недавних пор в структуре потребляемых бункеровочными компаниями нефтепродуктов появились существенные изменения, связанные со вступлением в силу приложения 6 конвенции МАРПОЛ, которая ограничивает выброс серы судовыми двигателями.
Напомню, что конвенция МАРПОЛ 73/78 – это международная конвенция по предотвращению загрязнений судов. Так вот, согласно шестому приложению этой конвенции, к которой Российская Федерация присоединилась, но шестое приложение пока не ратифицировала, создаются некие специальные зоны – так называемые зоны секо (это зоны контроля за выбросами серы), в которых в настоящее время запрещается использование судового топлива с содержанием серы. В частности, для мазута – более 1,5%, для дизельного топлива – более 0,1%. При этом с 1 июля 2010 года этот показатель будет еще более жестким. Так, для мазута он не должен будет превышать 1%.
Во всех остальных районах мира предельное содержание серы в судовых топливах не должно превышать: для мазута – 4,5%, для дизельного топлива – 1,5%. А с 1 января 2012 года этот показатель не должен превышать для мазута 3,5%.
Я поясню, что хоть Российская Федерация и не присоединилась к этому приложению, но потребитель топлива, то есть судовладелец, диктует нам такие требования, поскольку суда, которые обслуживают логистические цепочки на северо-западе Российской Федерации, попадают при проходе через территориальные воды стран, присоединившихся к этому приложению, в эти зоны секо. И если нарушаются требования этого протокола, это грозит жесткими штрафами для судовладельца.
На этой схеме приведены зоны секо, которые существуют на сегодняшний день. В частности, эти зоны распространяются на Балтийское море, Северное море, пролив Ла-Манш, территориальные воды стран Евросоюза, за некоторыми незначительными исключениями, и некоторые территории в Юго-Восточной Азии. Такая зона в Северной Америке начнет действовать с 2013 года.
Итак, поскольку ограничения МАРПОЛ касаются не всего Мирового океана, а только нескольких бассейнов, то потребность в низкосернистом топливе непосредственно связана со степенью близости расположения портов к вышеуказанным зонам. В связи с этим, например (это к изменениям структуры потребляемых бункеровочными компаниями нефтепродуктов), на северо-западе России объем реализуемых низкосернистых нефтепродуктов составляет примерно 70% от общего количества, на севере (Мурманск, Архангельск) – примерно 50%, на Дальнем Востоке и на юге России доля реализуемых низкосернистых продуктов ничтожно мала.
Таким образом, если говорить о сотрудничестве независимых НПЗ и бункеровочных компаний, то главной проблемой среди прочих является качество и стабильность по составу поставляемого топлива.
Насколько нам известно, в качестве сырья малые и средние НПЗ, как правило, используют газовый конденсат или газовый конденсат в смеси с нефтью. Если продукция получена в результате переработки разных партий, то она вряд ли может быть стабильной по составу. Например, содержание серы в таком топливе может колебаться в очень широких диапазонах, и это следует учитывать, как раз говоря о требованиях по выбросу серы в приведенных регионах России, которые так или иначе соприкасаются с ограничениями по выбросу серы в зонах секо. Нестабильной может быть температура вспышки. Случается так, что два компонента топлива по отдельности соответствуют стандартам качества, а при смешении уже нет.
С учетом вышеизложенного, продукция малых и средних НПЗ, наверное, вряд ли может использоваться бункеровочными компаниями как стандартное судовое топливо. Однако она вполне может использоваться в качестве его компонентов с последующим блендированием. Правда, для этого бункерные компании должны иметь хорошие лаборатории контроля качества нефтепродуктов и оборудование для блендинга, что, в общем-то, присуще далеко не каждой бункеровочной компании.
Представляется, что в связи с этим мог бы быть иной путь решения проблемы возможного сотрудничества малых и средних НПЗ с бункеровочными компаниями, а именно: работа малых и средних НПЗ с независимыми нефтебазами, которые специализируются на производстве судовых топлив для бункеровочных компаний. Такие нефтебазы работают с очень широким кругом бункеровочных компаний. Кроме того, у них накоплен очень большой опыт работы как раз с независимыми поставщиками.
В предыдущих докладах прозвучала статистика, которая, наверное, должна обнадежить в том смысле, что доля независимых нефтебаз существенно выше в Российской Федерации, чем доля нефтебаз, подконтрольных вертикально интегрированным компаниям.
Итак, с учетом вышеприведенного, наверное, стоит расширить формулу выживания малых и средних НПЗ до следующей: это альянс независимых нефтедобытчиков, независимых нефтепереработчиков и, опять же, независимых операторов по сбыту нефтепродуктов.
В заключение я хотел бы пригласить всех присутствующих на Второй Всероссийский бункерный форум, который пройдет в Санкт-Петербурге летом этого года. Понятно, что времена сейчас непростые; многие компании урезают свои бюджеты на участие в форумах, конференциях, обучающих программах. Но опыт успешного проведения Первого Всероссийского бункеровочного форума в прошлом году наглядно показал, что он является практически одной из немногих площадок, где профессионалы нашей отрасли могут полноценно общаться с профессионалами смежных отраслей в целях поиска контактов для взаимовыгодного сотрудничества.
Я также присоединяюсь к приглашению посетить город Санкт-Петербург и Второй Всероссийский форум по бункерному топливу.
Слово предоставляется советнику президента АСМАП Низову Михаилу Анатольевичу, президенту технической комиссии Международного союза автомобильного транспорта. Тема доклада «Требования международных перевозчиков к качеству топлива».
Низов. Добрый день, уважаемые участники круглого стола! Добрый день, члены президиума!
Я очень рад видеть многих, кто очень озабочен и качеством топлива, и из доклада предыдущего оратора тоже звучит озабоченность качеством реализуемого топлива.
Я вас приветствую от имени Ассоциации международных автомобильных перевозчиков России. На сегодняшний момент это более 4000 автотранспортных компаний, зарегистрированных в России, а также наши зарубежные коллеги.
Краткие цифры. Доля автомобильного транспорта в обеспечении внешнеторгового оборота России составляет 25% по стоимости перевозимых грузов. Стоимость перевозимых грузов в год – более 120 миллиардов долларов США. Количество выполняемых рейсов – порядка 2,5 миллионов, включая транзит, а количество заправляемого топлива только на территории Российской Федерации составляет более 2,5 миллионов тонн ежегодно.
Так вот, то топливо, которое мы употребляем, заправляем в свои транспортные средства, должно обеспечить определенный уровень выбросов, регулируемых международными соглашениями, в частности – Женевским соглашением 1958 года, к которому присоединилась и Российская Федерация.
На данной табличке вы видите в верхней части требования к выбросам автотранспортных средств, в зависимости от экологического класса «Евро», «Евро-2» (с каких моментов действуют эти требования), «Евро-3», «Евро-4» и действующие в настоящее время минимальные требования «Евро-5» для международных перевозок. Здесь представлено определенное ограничение по содержанию окиси углерода, окиси азота, твердых частиц по топливу. И вы видите также одновременно в нижней части таблицу по минимальным требованиям топливных стандартов для обеспечения экологических выбросов автотранспортных средств. Эти требования к топливу применяются в странах Европейского Содружества одновременно с требованиями к моторным транспортным средствам. То есть если сейчас в Европе действуют требования «Евро-5», то и топливо реализуется не ниже класса «Евро-5». Класс четвертый уже не применяется, и это топливо запрещено к реализации.
Вы видите здесь отличия по требованиям к этому топливу, как по цетановому числу, так и по полициклическим ароматическим углеводородам в процентах (если раньше не нормировалось, то сейчас по полиароматике очень жесткие ограничения). Это и смазывающая способность современных топлив, которая допускает использование, применение данного современного экологического топлива для транспортных средств, которые имеют более низкий экологический класс. Ну и содержание серы.
Давайте посмотрим, что же действует у нас в Российской Федерации, с чем нам, к сожалению, приходится сталкиваться.
По нормативной базе у нас действует и продолжает выпускаться топливо, соответствующее ГОСТ 30582, введенному в действие в 83-м году прошлого века. У нас вышел также в 2005 году ГОСТ Р52368, который предусматривает требования к дизельному топливу для обеспечения выбросов экологического класса «Евро-3», «Евро-4» и «Евро-5». Вы видите, как сильно отличаются требования ГОСТ Р52368 от устаревшего ГОСТ 30582. Вы видите, что это совершенно несопоставимые требования.
Вашему вниманию я хотел также представить таблицу по срокам введения экологических классов в странах ЕЭС и в Российской Федерации.
Экологической класс «Евро-0» впервые был утвержден в Европе как минимальные экологические требования в 1990 году. В России экологический класс «Евро-0» не вводился. «Евро-1» – 1993 год. Россия ввела с опозданием в десятилетие: в 2002 году. «Евро-2» в Европе с 1996 года минимальный экологический стандарт, в России – ровно 10 лет отставания: 2006 год. Затем Россия как-то попыталась поторопиться, и если мы отстали в 2001 году, не ввели экологический класс «Евро-3», а ввели его только поспешно с 1 января 2008 года; всем вам известно. Планируем ввести «Евро-4» в 2010 году и «Евро-5» в 2014 году.
Определяя «нормативку» по выбросам и требованиям к транспортным средствам в 2008 году, к «Евро-3», также были определены и требования к дизельному топливу, которые предполагали выпуск дизельного топлива экологического класса «Евро-3» также с этого времени. Но, к сожалению, вышли дополнительные постановления правительства, которые дали отсрочку, и топливо, соответствующее классу «Евро-2», допускается выпускать в производство до 1 января 2012 года, а то топливо, которое было произведено – будет разрешено его реализовывать на территории России еще дополнительно пять лет.
Таким образом, говорить даже о «Евро-3», которое введено, и транспортные средства класса «Евро-3» закуплены, – ни одно из этих транспортных средств на российском топливе не достигает тех ограничений, которые запланированы в постановлении правительства Российской Федерации и в специальных технических регламентах.
Несмотря на введение в действие ГОСТа Р52368 (предполагалось разработать те же требования, в соответствии с требованиями ЕН-590, которые действуют в странах Европы), постановлением правительства за номером 1076 от 30 декабря 2008 года, то есть в последний день перед введением «Евро-3», продлен выпуск в оборот дизельного топлива экологического класса второй и третий до 31 декабря 2011 года.
В результате недостаточного контроля на АЗС реализуется неочищенное топливо, содержащее воду, песок, смолы, грязь, практикуется подмешивание низкосортных топлив, особенно, к сожалению, на малых, местечковых таких, региональных заправочных станциях. Осуществляется недолив от 5% до 12%. Реализуемое дизельное топливо содержит до 5000 единиц серы. О каком «Евро-3» (до 350 единиц серы), о каком «Евро-4» (до 50 единиц серы) мы здесь можем говорить?! Это топливо, которое мы с вами приобретаем, не соответствует даже устаревшему ГОСТ 30582.
Даже в Москве при проведении разовых выборочных проверок выявляется не менее 150 АЗС, торгующих суррогатом, вызывающим онкологические заболевания населения. Но если вы посмотрите и будете регулярно просматривать эти списки штрафников – к сожалению… Вот мы говорим о ВИНК – у них может быть много каких-то отрицательных моментов; в части ценообразования нам не совсем понятно. Но именно маленькие предприятия, торгующие организации – прежде всего, страдают очень серьезными нарушениями в торговле топливом. А отсутствие экологически чистого топлива – это тормоз технического прогресса в сфере автотранспорта и автомобилестроения.
Подчеркивая особенности перехода от экологического класса «Евро-3» к «Евро-4», я должен сказать, что для достижения именно этого перехода требуются определенные технологические новшества, применяемые в автотранспортных средствах. Есть две технологии: EGR и SCR. Так вот, та технология SCR, которая и предполагается в российском автомобилестроении, предусматривает в качестве реагента мочевину. Это дополнительная масса транспортного средства до 180-200 килограмм, это приобретение этой самой мочевины (примерная стоимость 1 евро за 1 литр, а расход составляет примерно 8% от расхода топлива), отсутствие этого реагента. У нас даже отсутствуют стандарты на этот реагент, а производство этого реагента в массовом порядке, к сожалению, в Российской Федерации отсутствует.
На следующем слайде я хотел показать вам основные транзитные магистрали в Российской Федерации. Это международные транспортные коридоры, к которым присоединилась Российская Федерация. Они проходят по территории России: номер 2 (с запада на восток) и номер 9 (из Финляндии на юг России). Ну и частично затрагивается пятый коридор, проходящий через Калининградскую область. Вот на этих коридорах в первую очередь необходима реализация дизельного топлива высоких экологических классов, даже экологических классов выше, чем действующие в Российской Федерации стандарты, потому что международный автомобильный транспорт использует стандарты «Евро-5», EEV, и даже «Евро-6» транспортные средства используют на международных линиях.
Исходя из вышесказанного, на следующем слайде я хотел бы вам представить на рассмотрение круглого стола предложения АСМАП (Ассоциации международных автомобильных перевозчиков).
Первое. Перенести срок введения в Российской Федерации экологического класса 4 в соответствии с постановлением правительства 609 от 12 октября 2005 года с 1 января 2010 года до обеспечения реализации на территории Российской Федерации дизельного топлива экологического класса не ниже четвертого, то есть не ранее 2012 года, то есть в соответствии с постановлением правительства номер 1076 от 30 декабря 2008 года.
Второе. На всех АЗС ввести обозначения экологического класса реализуемого топлива с выдачей подтверждающего сертификата. Уважаемые коллеги, через год все международники, заправляясь на каждой заправочной станции, обязаны предъявлять, иметь с собой сертификат заправленного топлива для подтверждения экологических выбросов транспортного средства, которые зависят не только от самого транспортного средства, но и от заправляемого топлива. Цена вопроса – изменение стоимости проезда за каждый километр европейской территории от 3 до 16 евроцентов, то есть это в разы будут увеличены дорожные сборы.
И, конечно же, последнее и очень важное – увеличить штрафы до 2% от годового оборота, будь то заправочная станция или компания, за реализацию некачественного топлива. Попался, взялся за реализацию, реализуешь некачественное топливо – 2% от оборота. Это мировая практика.
И у нас последний докладчик, Малько Николай Михайлович, генеральный директор Центра химмотологических и экологических исследований. Николай Михайлович у нас всегда активный выступающий, и тема доклада у него как всегда уникальная. Это «Новая стратегия развития ТЭК. Не топливо под двигатель, а двигатель под топливо».
Малько. Действительно, тема моего сегодняшнего выступления несколько необычная для восприятия обычного человека. Мы все привыкли, что качество топлива. Только и слышно кругом: «Качество, качество, качество». А что такое качество – никто не знает, потому что понятие качества – условное.
Я занимаюсь химмотологией очень много времени, и вопрос о качестве решает химмотологическая наука. Так вот, я назову ее, как говорится: чем она занимается и что решает – и вы потом выйдете и подумаете, действительно ли химмотология должна быть во главе, или же вот этот однобокий подход, который демонстрирует весь мир и который – весь мир пришел в тупик. Потому что энергоресурсы уже иссякают; говорят – 30 лет, 50 лет осталось и так далее.
В то же время химмотология позволяет решить вопрос, рассматривая проблемы с разных сторон. И топливо является как бы оберегаемым элементом, ибо от него строится вся идеология в развитии техники, совершенствовании, использовании новейших технологий в области горения, материаловедения, вот сейчас нанотехнологии и так далее. То есть возникают новые возможности, и их надо использовать, решая главный вопрос: чтобы нам хватило нефти не на 30 лет, а на 300. И для этого есть все условия.
Так вот, что такое химмотология? Она есть основа как раз новой стратегии. Химмотология – наука о свойствах, качестве, рациональном производстве, рациональном применении, рациональном решении экологических проблем. Вы видите, слово «рациональное» преследует, как говорится, кругом. То есть вообще-то химмотология – наука социальная. Если мы говорим «рациональное производство и применение», значит, мы говорим, что это должен быть продукт дешевый, доступный и, естественно, экологически чистый. Только экологическую чистоту-то можно получить разными способами. Можно ограничить фракционный состав, делать легче, как делает Европа сейчас, а можно просто использовать новые технологии сжигания.
Мы разработали новую технологию бессажевого горения, где мы сжигаем ароматические углеводороды также наравне со всеми, как парафиновые и нафтеновые. Значит, зачем же нам, извините, заниматься вопросами глубокого гидрирования, удаления «ароматики» и так далее, когда мы получаем тот же результат, вообще используя прямую перегонку, допустим, для реактивных топлив, как основной элемент нефтепереработки?
Так вот, химмотологией рассматривается цепь шестизвенной системы (это топливо, смазочные материалы, двигатели, эксплуатация, экология и экономика), объединив их вместе. Естественно, экология и экономика являются отдельно доминирующими; здесь мало кто говорил, что экология сейчас главный вопрос. Вы забыли про «Евро-6» в Европе, а «Евро-6» – это несколько другой показатель. Это 120 грамм CO2 на километр пробега. А вот тут-то совсем другой подход вообще к двигателестроению. Это 5 литров на 100 километров пробега. То есть, понимаете? Значит, американский менеджмент как бы в третий раз встал на одни и те же грабли. Они всё время делали автомобили многорасходные, большие и так далее. И каждый раз их спасало правительство, потому что они просто не могли предусмотреть, как же сложится идеология в будущем развитии.
Так вот, с позиции химмотологической науки понятие качества – понятие условное. Это просто соответствие требованиям со стороны топлива и двигателя. И если вы создадите со стороны двигателя те условия, при которых самое некачественное топливо с вашей точки зрения, с нынешней идеологии, так сказать, то оно становится все равно качественным. Понимаете, она вам обеспечивает всё, что вам надо, даже еще в большей мере. Поэтому, используя химмотологический подход… Главное, что позволяет химмотологическая наука – она позволяет получить элемент синергии. Вы же рассматриваете как бы несколько отраслей вместе, и каждая из них при правильном решении начинает приобретать поступательное движение при общем, так сказать, снижении требований. Так что понимаете?
Значит, поэтому и говорим, что сейчас наступили условия для другой идеологии в России, и что делает мир – это пускай он и делает. Я не вижу в том, что мы должны повышать октановое число до 95, 98. Я могу вам сказать пять принципов, как можно сделать двигатель, который будет не склонен к этому октановому числу. Если вы переведете двигатель на двухтактный цикл, вам уже не требуется октановое число, даже 92. Почему? Потому что октановое число – это что такое, физический смысл? Это уменьшение скорости горения. Цетановое число – это увеличение скорости сгорания, облегчение. Поэтому они решают разные задачи. Значит, «Евро-5», «Евро-3», бензол снижает с 5% до единицы. А бензол – это ароматический углеводород. А ароматический углеводород – это октаноповышающий компонент.
Значит, смотрите, что получается. Мы с вами уменьшаем содержание бензола, то есть мы как бы ухудшаем бензин. Значит, мы должны чем-то другим компенсировать. Но бензол вы разрушаете, а это очень дорогая технология. Когда мы говорим об экологических проблемах топлива, то это сера. Действительно, сера, поскольку если брать двигатель внутреннего сгорания, то там концентрированный выхлоп. Вот на стоянке, когда работает автомобильный двигатель, в выхлопных патрубках кислорода нет. А вот если брать авиационный двигатель, наш лучший, допустим, А93 – у него потеря кислорода всего 0,4%. То есть после процесса сгорания вы стоите за соплом, и у вас нет ощущения, что вы находитесь в другом месте, за двигателем. Это вы могли наблюдать много раз в аэропортах, и никаких проблем.
Поэтому в вопросах экологии тоже надо подходить избирательно, исходя из конкретных двигателей, устройств и топлив, а не просто так наглядно, как сейчас пытаться всё свое, что у нас имеется (а наши реактивные топлива были лучшими в мире и остаются ими). Нам навязывают сейчас, извините меня, мягко говоря, топлива, которые нашу авиацию делают менее безопасной, топлива дорогие. Заметьте, сейчас низкооктановую серу в последнем изменении сделали 0,003. Почему? А потому что Запад-то ведь по экономическим законам живет, он этим топливом заправлялся… При наличии «Джета-1», который организовал «ЛУКОЙЛ», он заправлялся российским топливом. По данным компании «Трансаэро», которая летает 17 лет, никаких ограничений по применению наших топлив на западной технике нет.
И, к сожалению, и структура цены у нас направлена на увеличение затрат. Нас втягивают сейчас в затратную нефтепереработку. Если посмотреть, как же построена наша структура цены, то она зависит от себестоимости. И предприятия, нефтеперерабатывающие заводы – конечная цена и прибыль его зависит целиком от того, чтобы как можно больше была себестоимость. Потому что от нее идет акциз и дальше 18% НДС, и всюду присутствуют производственные затраты.
И самый, конечно же, хорошо живущий в Руси – это посредник, потому что он-то берет свою прибыль уже от суммы производственных затрат, прибыли, акциза и НДС. И дальше он берет процент даже меньше, чем говорит, но он же берет от большей суммы. Так что, понимаете, не так просто всё у нас устроено. И то, что нам рекомендуют всякие стандарты, и сейчас новые, и регламенты, и что их надо брать – я не согласен. Я готов доказывать, что это, извините, недальновидная политика.
Малько. Я хотел сказать еще. Просто вот. Вот видите двигатель? Адиабатный. Расход – 2 литра. Значит, цетановое число – 20 вместо 55 в «Евро-6». Экология – внутри цилиндра. Очистные сооружения вы возите с собой. Понимаете? Так что, извините, надо на свою науку рассчитывать – раз, и своей головой думать – два. Вот и все вопросы.
У нас осталось буквально пять минут. Если у кого-то есть, только четко сформулированные, вопросы по качеству топлива к присутствующим – пожалуйста! У представителей заводов по вводу регламента, по тому, что вы здесь слышали, есть вопросы? Нет вопросов, все устали.
Я хочу поблагодарить всех за плодотворную работу. Мы с вами провели сегодня очень насыщенный день. На мой взгляд, доклады были на достаточно высоком уровне и достаточно интересные. Все материалы нашего круглого стола мы опубликуем в бюллетене «ИнфоТЭК».
Я хочу пожелать вам, прежде всего, здоровья, прекрасно выглядеть несмотря ни на какой экономический кризис в стране и всегда рассчитывать только на собственные силы. Наш народ выживает по одной простой причине: мы рассчитываем только на самих себя. Спасибо
Http://www. mief-tek. com/867.php
Еще одно заметная организация, ОАО «Краснодарский завод металлоконструкций», являет собой современное предприятие, использующее новейшие технологические линии известных итальянских производителей с целью создавать оборудование, при помощи которого можно конструировать самые сложные металлические изделия. К ним можно отнести опоры линий электропередач, дорожные ограждения, опоры сотовой связи и решетчатые башни, а также металлоконструкции для строительства любого уровня сложности. На заводе открыто большое количество вакансий: инженер-конструктор, менеджер по продажам, стропальщик, разнорабочий, уборщица, электрогазовщик, токарь, водитель.
Установка изомеризации легкой нафты 
Установка гидроочистки бензина каталитического крекинга 
12 Декабря 2016 
1234 
Экономика, Бизнес, Право 
Бензин, Евро-5, ЗападныйКазахстан, производство
Основным видом деятельности организации указано "Оптовая торговля топливом" (при регистрации компании), отрасль хозяйства – "Нефтеперерабатывающая промышленность". Юридическое лицо ЗАО «НОВОСИБИРСКИЙ НПЗ» зарегистрировано в регионе Новосибирский район (Новосибирская область) по адресу 630520, НОВОСИБИРСКАЯ область, НОВОСИБИРСКИЙ район, с. ВЕРХ-ТУЛА, ул. СОВЕТСКАЯ, 3. Руководит предприятием Федотов Андрей Владимирович (Генеральный директор). Организация была зарегистрирована 3 сентября 2004 года под регистрационным номером 1045406625770 (ОГРН) в органе гос. регистрации Межрайонная инспекция Министерства Российской Федерации по налогам и сборам №10 по Новосибирской области.
2 июля правительство рассмотрело проект строительства нового нефтеперерабатывающего завода, который будет производить бензин в стандарте “Евро-5”. Само собой, производство завода будет направленно и на другие нефтепродукты, что положительно скажется на финансовом состоянии Куйбышевского района Новосибирской области. По словам пресс-службы администрации района, приблизительные инвестиции составят 45 миллиардов рублей, а срок окупаемости составит пять лет.
В музее современного искусства PERMM http://starcom68.livejournal. com/2215385.html
В музее Н. Г.Славянова http://starcom68.livejournal. com/2221262.html
В авиационном музее техникума А. Д.Швецова. Часть I. http://starcom68.livejournal. com/2240407.html
В авиационном музее техникума А. Д.Швецова. Часть II. Двигатели http://starcom68.livejournal. com/2247576.html
В авиационном музее техникума А. Д.Швецова. Часть III. Авиатехник http://starcom68.livejournal. com/2271260.html
Почти на борту самолета http://starcom68.livejournal. com/2298215.html
Мечты о небе http://starcom68.livejournal. com/2315927.html
В музее истории ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез". Часть I http://starcom68.livejournal. com/2324738.html
В музее истории ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез". Часть II http://starcom68.livejournal. com/2344692.html
В музее истории ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез". Часть III http://starcom68.livejournal. com/2389657.html
, (2.32)
