То есть РФ по вводу нефтеперерабатывающих предприятий в последние 20 лет находится примерно на уровне Российской империи столетней давности.
В 70-е г нефтяные заводы не строились так как Брежнев стал продавать (при высоких ценах на нефть) нефть за рубеж. Собственно эта политика и стала одной из главных причин будущих проблем (и не только экономических) СССР и РФ.
Почему в Белоруссии у власти оказалась национальная буржуазия и тимократы а не компрадоры как в РФ? Потому что Белоруссия не имела тех сырьевых богатств что и РФ, зато в Белоруссии еще со времен СССР было сосредоточно множество производств готовых товаров. Потому компрадоры не имели в Белоруссии благоприятной среды и базы, а потенциальная национальная буржуазия и тимократы ее имели. Не отдельные личности делают исторические процессы а исторические процессы делают личностей. Не было бы Лукашенко, в Белоруссии все равно бы возник примерно такой же лидер нации. Если бы свой "местный Чубайс" в Белоруссии и возник бы, то власти бы он не получил (по крайней мере надолго). Приход к власти компрадоров там был малореален так как для этого там не было благоприятных условий.
Брежнев подсадил экономику СССР (то есть и РСФСР) на продажу сырья за рубеж, Чубайс и Ельцин в 90-е развалили и уничтожили собсвенные производсва готовых товаров и создали мощную компрадорскую буржуазию (сионисткую олигархию) имевшую своей базой именно эту (заложеную еще при Брежневе) торговлю сырьем. Чубайс и Путин в 00-е еще более укрепили положение компрадорской буржуазии в РФ.
Сейчас цены на нефть высоки, а, следовательно, "правительство добилось экономического роста". С телевидения и радио раздаются радостные известия о светлом настоящем и о ещё более светлом будущем страны. Казалось бы, внешне всё хорошо – правительство на месте, а владельцы нефти и газа умело и грамотно используют все имеющиеся ресурсы на благо своей Отчизны. Но так ли оно на самом деле? Давайте разберёмся, раз уж нефть для России как кровь, а нефтепроводы – артерии, то каково же состояние жизненно важной для России сердечно-сосудистой системы?
Нефть и газ для России – это гораздо больше, чем природные ресурсы, которые можно продать. На самом деле, это не возобновляемые природные ресурсы, без которых Россия с её холодным климатом просто не сможет существовать, не говоря о том, что не только общественный и частный транспорт должен ездить, но и для посевной, и сбора урожая должно хватать топлива. И только после того, как отечественное хозяйство обеспечено этими жизненно-важными ресурсами, в случае его явного избытка, только тогда его можно продавать за рубеж.
Для начала нужно определиться, сколько же в России нефти. Отечественных официальных данных по запасам нефти и газу нет, эта информация засекречена и она нигде не публикуется. Однако есть экспертные оценки. Итак, согласно мировым экспертным оценкам в России 8-10 млрд. тонн, что составляет примерно 6% от мировых, газа в России больше, его процент составляет 26-28 % от мировых запасов газа. Проведя нехитрый арифметический подсчёт и разделив 8-10 млрд. тонн на ежегодную добычу (450-500 млн. тонн), получим количество лет, на которые государству хватит нефти. Увы, данные весьма не утешительны, в России нефть закончится примерно через 20 лет. При увеличении разработок нефти соответственно количество лет будет в той же прогрессии уменьшаться. По телевидению же вещают, что Россия очень богатая страна по ресурсам, а нефти у нас чуть ли не больше всех. Но по запасам нефти Россия только на 7-м месте. Лидерами по запасам нефти являются: Саудовская Аравия (36,3 млрд. т.), Иран (18,9 млрд. т.), Ирак (15,5 млрд. т.), Кувейт (14,0 млрд. т.), ОАЭ (13,0 млрд. т.), Венесуэла (11,5 млрд. т.).
Несмотря на то, что Россия только на 7-м месте по запасам нефти, она делит первое место с Саудовской Аравией по добыче нефти – примерно 500 млн. т. в России против 530 млн. т. в Саудовской Аравии. Но в Саудовской Аравии нефти 36,3 млрд. т., что составляет 22% от мировых запасов.
Итак, получается, что нефти вовсе не так уж много, а попросту мало и хватит её на 20 лет при учете, что добыча нефти не будет увеличена. Нефтепроводы работают по максимуму, больше перекачивать просто физически не позволяют трубы.
Но и этого нефтедобытчикам не хватает. Наше руководство во время своих зарубежных поездок постоянно обсуждает планы строительства тех или иных нефтяных и газовых коммуникаций – нефтепровод и газопровод в Китай, нефтепровод в Грецию и т. д. Всё это преподносится как завоевания России и выход на новые рынки. К чему это ведёт на самом деле, к богатству страны или её краху?
Из телевизионных новостных сводок постоянно твердится об "эффективном менеджменте" и об "эффективном использовании недр" – на сколько же эффективно используются недра и ресурсы страны?
Современные технологии позволяют добывать из месторождений 65 % имеющейся нефти. В СССР этот процент был равен 50 %, а вот в современной России с её "эффективным менеджментом" всего лишь 30%.Это означает что, не говоря о современных нормах, но и, даже, в сравнении в СССР нынешние нефтедобытчики в существенном проигрыше, а из месторождений берут менее трети. В США разрабатываются месторождения, которые дают в день хотя бы 10 тонн нефти. В РФ же месторождения, дающие в день 100 тонн, считаются нерентабельными, их консервируют. В результате простаивает огромное количество скважин, которые с точки зрения наших распорядителей нефти, являются малопроизводительными.
Как известно, во многих странах экспортерах нефть на внутреннем рынке стоит дешевле, чем на рынках внешних. У нас же часто внутренние цены превосходят аналогичные цены в ряде стран, например в США более качественный бензин дешевле. Целесообразно при снабжении народного хозяйства, особенно сельского, использовать более льготные цены.
За всё время существования демократической России на её территории не было построено ни одного нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Степень износа отечественных НПЗ составляет 65%, а загрузка составляет менее 80%.Только у "Лукойл" коэффициент загрузки мощностей приблизился к отметке в 95%, а у принадлежащий "Сургутнефтегазу" Киришский НПЗ работает на пределе мощности с загрузкой почти 100%.
Возведенные еще в СССР НПЗ строились, исходя из несравнимо меньшего, чем сейчас, числа автотранспорта. А сам процесс нефтеперегонки предполагал производство бензина более низкого качества.
О том, что в России скоро кончится бензин, в марте 2006 г сказал глава Минтопэнерго Виктор Христенко. Министр заявил, что на сегодняшний день в стране имеется лишь два нефтеперегонных завода, которые производят бензин, соответствующий европейским стандартам. Это Омский завод, который принадлежит "Газпромнефти", и Ярославский завод – им владеет "Славнефть". "Но даже этот бензин на внутренний рынок не попадает, а уходит за границу, где за него можно выручить гораздо больше. А Россия по большей части ездит на бодяжном топливе, которое производят остальные 27 НПЗ", – сказал В. Христенко.
О том, что российская нефтеперерабатывающая отрасль нуждается в строительстве новых мощностей, говорит и президент Союза нефтегазопромышленников Геннадий Шмаль. "НПЗ в России старые, с низким коэффициентом нефтепереработки, а новые заводы в стране не вводились в течение 30 лет",- сказал Г. Шмаль. Так, Туапсинский НПЗ построен еще в 1928 г. Не намного моложе его Саратовский НПЗ. Этот нефтеперерабатывающий завод построен в 1934 г.
Касаясь коэффициента переработки необходимо сказать, что в Европе и США из тонны нефти получают не менее 900 литров бензина, а в РФ получают из тонны менее 600 литров.
Далее, очень важный критерий – цена. Казалось бы, России должно быть выгодно продавать нефть как можно дороже. Дороже продали – больше получили т. е. с большей ценой, но с меньшими поставками всё равно в плюсе. Тем более что Россия в ОПЕК не входит, а, следовательно, перед этой организацией нет никаких обязательств. Тем более что рынки, куда продаёт нефть Россия и страны ОПЕК разные и входят в конкуренцию только на определённых территориях. Всё элементарно, всё логично.
Представляется странным, что наш "эффективный менеджмент" не стремиться отстоять свои ценовые позиции на мировых рынках, продавая свою нефть по более низким, чем у стран ОПЕК ценам. Позицию российской власти по данному вопросу, будучи министром энергетики РФ, озвучил Игорь Юсуфов, заявивший в 2004-м году, что цена в 28-30 долларов за баррель нефти, на которой настаивает ОПЕК, "слишком высока для наших американских и европейских партнеров, это создает для них экономические проблемы". Поэтому Москву вполне устраивает цена: в 20-25 долларов.
Далеко уже не первый раз и на протяжении двух лет Россия сбивала цены на нефть, не позволяя странам ОПЕК повышать цену. Так, в том же 2004-м году Минэнерго РФ не поддержало решение ОПЕК о сокращении поставок нефти, заявил в интервью агентству DJ Newswires начальник департамента инвестиционной политики Министерства энергетики РФ Олег Антонов. Решение ОПЕК, которое не было согласовано с Россией, приведет к росту мировых цен на нефть и нарушит равновесие интересов производителей и импортеров нефти, считает он. Получается, что нам невыгодно извлечение максимальной выгоды на мировом рынке?
Странам ОПЕК все-таки удалось поднять цену на нефть, да так стремительно, что чуть ли не каждый день устанавливались новые мировые рекорды цены. Достигнув своего пика 14 июля 2006-го года в 77,03 $ за баррель, она в этом 2007-м году начала снижаться, опустившись до отметки 55$, но после этого вновь начала плавно расти и сейчас составляет 58$ за баррель. Падение цены связано с теплой погодой в США и Европе – на отопление нынешней зимой расходуется меньше топлива, чем обычно. Кроме того, запасы нефти в Соединенных Штатах, одном из основных мировых потребителей углеводородного сырья, превышают средний показатель за последние пять лет на 7,1%.
Отметим, что при этом себестоимость добычи российской нефти на несколько порядков выше, чем у своих конкурентов. Так, себестоимость барреля нефти в Саудовской Аравии составляет всего лишь 1,5-2$, а вот добываемой в Западной Сибири составляет 6-8$ за баррель. Дело в том, что их нефть сразу из скважин качается в танкеры, а вот для тюменской нефти, которая находится на вечной мерзлоте, надо обслуживать тысячи километров нефтепроводов и дорог, не говоря о прочих трудностях добычи при крайне низкой температуре. И то, 6-8$ – это самый нижний предел себестоимости до которого довели нефтедобытчики, реальная себестоимость должна быть ещё выше, поскольку оборудование и трубопроводы поддерживаются в состоянии предельной работоспособности на пределе износа и, даже, хуже. На нефтепроводах в среднем в год происходит до 50 тысяч аварий, постоянно выливаются многие тонны нефти, наносится серьезный экологический ущерб. Аварийные места ремонтируются только локально с целью скорейшего возобновления нефтеперегона.
После того как нефть попала в руки частника, быстро выяснилось, что для него самым главным как раз и является "снятие сливок", то есть выкачивание максимального количества нефти и гнать её на внешние рынки, не заботясь о экологии России. Ведь, ситуация с "Сахалин-2" – это вовсе не исключение, но увы, пока только она попала во внимание Генпрокуратуры и Росприроднадзора.
Глава Росприроднадзора Олег Митволь заявил, что проект "Сахалин-2" надо останавливать. В противном случае, по словам Митволя, возможна экологическая катастрофа. Экологический ущерб от проекта "Сахалин-2" может превысить 50 млрд. долларов.
Однако, на деле не всё так просто с закрытием. При всех их нарушениях, заместитель министра промышленности и энергетики РФ Андрей Дементьев считает, что пока нет оснований для закрытия проекта "Сахалин-2", сообщает "РИА Новости". Как отметил замминистра на заседании Совета Федерации, в случае закрытия проекта, России придется возместить все затраты, понесенные компанией "Sakhalin Еnergy". "В случае расторжения соглашения о разделе продукции мы должны возместить все понесенные на тот момент затраты", – сказал он.
Основной вывод, который можно сделать из этих фактов, что государство должно усилить свой контроль над нефтедобычей, и особенно за защитой окружающей среды, вводить самые строгие санкции за нанесение экологического ущерба. Для защиты нашей экологии необходимо иметь очень жесткое и четкое правовое поле.
Какова реальная эффективность использования наших сырьевых ресурсов?
Если судить по самому большому в мире стабилизационному фонду и по золотовалютному запасу, то страна и впрямь в настоящее время богатеет, но вот люди в глубинке о "богатении" страны и о своём личном и "слыхом не слыхали", а вот о чём им не нужно рассказывать, так это о том, что есть проблемы с топливным обеспечением посевных, не говоря о том, что из-за постоянных подорожаний на топливо не остаётся средств.
Что ж, цены на топливо и энергоресурсы в целом так и будут расти, вплоть пока не сравняются с европейскими – благо заграница, заинтересованная с понижении конкурентоспособности нашей экономики об этом постоянно настаивает, к этому же нас обязывает вступление в ВТО.
В СССР на деньги от нефти финансировалось наука, государственно-партийный аппарат, так ныне называемые "бюджетники" и Армия, зарубежные компартии, национально-освободительные движения в разных уголках мира, военно-промышленный комплекс социалистических стран, различные передовые разработки, не говоря о космосе, где было одновременно аж две собственных космических станции, субсидировалось сельское хозяйство. И при этом врачи и учителя получали нормальную зарплату, а пенсионеры получали пенсию, на которую можно было жить. РФ продаёт нефти больше, чем весь СССР, причем по гораздо более высоким ценам. С 80-го по 90-й год нефть в среднем стоила 25-27 долларов за баррель, в прошлом, рекордном, году 77, а сейчас 58.
Насколько же эффективно государство использует деньги полученные от сверхдоходов на нефть? Деньги, полученные от сверхдоходов продажи нефти, идут в стабилизационный фонд. Средства из него, по мнению главы Минфина Алексея Кудрина, тратить в России ни в коем случае нельзя. Средства лежат тяжёлым грузом, причём хранятся в долларах США и в зарубежных банках.Доллар постоянно обесценивается, да и в настоящее время это очень не надёжная валюта и уж тем более уступает общеевропейской валюте – Евро. Средства стабилизационного фонда бессмысленно обесценивается, сгорая от инфляции. Впрочем, Россия, как развитое, цивилизованное и индустриальное государство, никак не может позволить себе модель сырьевого существования, подобную ряду арабских стран. Речь идет о том, чтобы эффективно использовать имеющиеся средства на развитие экономики и избавление от сырьевой зависимости.
Во всем мире, кроме США, Великобритании и России, нефть принадлежит государству. До недавнего времени в Боливии и Венесуэле нефть также была в собственности частных, в основном, иностранных компаний, но буквально недавно залежи нефти были национализированы, в первой в прошлом году, а во второй уже в этом году. Во многих странах хоть нефть и была приватизирована, но контрольный пакет остался у государства. В Саудовской Аравии, Кувейте и Объединенных Арабских Эмиратах в руках государства находится около 70-75% акций. В Норвегии – 51%, и эта пропорция установлена законом. В России, если не вдаваться в юридические формулировки, то приватизация была проведена очень неумело. Но и, даже, с учётом приватизации, согласно Конституции РФ недра принадлежат государству. Приватизирована была не нефть (которая также является недрами), а право на разработку недр и оборудование. Соответственно, юридически нефть принадлежит не им, а государству и обществу, однако последнее не получает от этого достаточной пользы, но несет значительные издержки из-за постоянных подорожаний на топливо, его нехватки, низкого качества, а также значительного экологического ущерба.
Можно успокаивать себя тем, что чем меньше будет оставаться нефти, либо, чем она будет дороже, тем больше месторождений, считавшихся ранее нерентабельными, будут разрабатываться. Но это временное явление, они также закончатся. Можно успокаивать себя тем, что какое-то количество новых месторождений нефти найдут, но, увы, вряд ли уже найдут крупные залежи нефти, поскольку в Советские годы геологоразведка работала очень высокоэффективно.
Единственный путь выхода из создавшейся ситуации состоит совсем не в бездумном наращивание объемов экспорта нефти и газа, и не безоглядная, и стремительная интеграция России в мировой рынок в качестве сырьевого придатка. России нужна принципиально другая стратегия – основанная на развитие многоукладной экономики с мощным государственным сектором, ориентированную на развитие внутреннего рынка, освоение нашей огромной территории, развитие его основных производственных сил – промышленного производства, науки, техники, технологий, а также сельского хозяйства.
Http://www. kprf. org/showthread. php? t=9647
В настоящий момент и в обозримом будущем любые перспективы развития нефтедобывающей промышленности в России и странах СНГ будут определяться в значительной степени состоянием ее сырьевой базы. Предметный анализ качественного состояния неразведанных ресурсов российской нефти говорит о том, что они не в полной мере идентичны уже разведанным запасам. Логично при этом ожидать, что открытие и разработка новых крупных месторождений наиболее вероятны преимущественно в неразведанных и малоразведанных регионах, в том числе – морских шельфах. В то же время, отдельные страны СНГ: Узбекистан, Казахстан, Азербайджан, владеют значительными неразведанными ресурсами нефти, причем объем этих ресурсов на порядок превосходит уже разведанные месторождения.
Внедрение новых технологий и методов для увеличения объемов извлекаемого из нефтеносных пластов продукта сдерживается рядом объективных факторов. В числе этих факторов более высокие в сравнении с традиционными способами добычи стартовые капитальные вложения в технологии и эксплуатационные затраты. В связи с этим министерства энергетики в России и странах СНГ разрабатывают предложения по утверждению ряда мер на уровне государственного законодательства. Данные меры должны быть направлены на экономическое стимулирование участников рынка, применяющих и заинтересованных в применении новых методов повышения эффективности использования нефтяных месторождений, повышения общей эффективности отрасли. Такие меры в первую очередь призваны увеличить финансирование конструкторских работ по созданию новых технологий и технических средств в профильных научно-исследовательских учреждениях. Они должны ускорить развитие материально-технической базы институтов, которые занимаются разработкой новых методов добычи нефти. И главное – они должны позволить ускорить темпы роста добычи запасов нефти из труднодоступных месторождений.
Масштабы сотрудничества отечественных нефтедобывающих компаний с иностранными фирмами в области нефтегазовой отрасли сегодня возрастают все больше. В сложившейся экономической ситуации это вызвано и необходимостью привлечения зарубежных инвестиций, и стремлением применять используемые в мировой практике наиболее передовые достижения в области техники разработки месторождений нефти и газа, которые в российской промышленности и странах СНГ не получили необходимого развития.
Изношенное производственное оборудование на НПЗ стран СНГ, отсталые отраслевые технологии сегодня приводят к необходимости срочного технического переоборудования большинства заводов. Еще в советское время были разработаны проекты модернизации многих нефтеперерабатывающих заводов. Экономический кризис, ставший следствием развала СССР, увы, сделал выполнение этих планов невозможным. В условиях становления рыночной экономики НПЗ не смогли осилить своими силами выполнение намеченных планов по техническому переоснащению производств. Интерес к программам реконструкции предприятий нефтяной отрасли вернулся позже, совпав с периодом, в течение которого многие НПЗ вошли в состав нефтяных компаний.
Откуда нефтедобывающие компании извлекают средства для проведения модернизации своей технологической платформы? Из разных источников. В большей части это доходы, полученные от размещения еврооблигаций, депонирования своих акций в банке-репозитарии (т. н. американские депозитарные расписки), а также проведения дополнительной эмиссии своих акций. Нередко для осуществления программ модернизации привлекаются целевые кредиты от местных, российских и иностранных банков. При современном финансовом состоянии НПЗ у них нет средств для проведения модернизаций.
Современные технические решения и основное производственное оборудование для проведения модернизации НПЗ закупаются у крупных иностранных лидеров отрасли. Проекты, предлагаемые российскими производителями и разработчиками в странах СНГ, зачастую не соответствуют изменившимся за последние годы стандартам и требованиям экологов. Осуществляемые сегодня реконструкции и модернизации классических и мини-НПЗ, направлены в большинстве случаев не на рост объема переработки нефтепродуктов, а в первую очередь на качественное изменение технических параметров предприятий, что должно привести к повышению уровня качества продукции нефтеперерабатывающих заводов.
Понятно, что даже в случае успешного проведения планируемой реорганизации НПЗ далеко не все заводы смогут сразу выйти на серьезный международный уровень. Задача минимум при этом – выполнить требования соответствия мировым стандартам нефтеперерабатывающей промышленности.
Отрасль не стоит на месте, так же как и часть нефтяных компаний не ограничивает планы только реконструкцией своих устаревших производственных мощностей. Рассматриваются варианты, ставятся задачи увеличения объемов производства, строительства новых НПЗ, часто при значительной поддержке местных региональных властей.
В сложившейся ситуации в отрасли нефтепереработки, одним из перспективных вариантов решения задач модернизации НПЗ является постройка малотоннажных бензино-дизельных установок (БДУ) и мини-НПЗ. Принципиально идея внедрения и развития небольших нефтеперерабатывающих заводов поддерживается на правительственном уровне во многих странах СНГ. И это закономерно: при сравнительно небольших объемах переработки нефти – такие установки обладают очевидными преимуществами, в числе которых возможность запуска мини-НПЗ в непосредственной близости от добывающих предприятий и нефтеносных пластов, а также небольшие объемы финансовых затрат на их постройку.
Резюмируя выше сказанное, можно утверждать, что не смотря на непростое состояние дел в нефтепромышленности стран СНГ – выход есть: реформирование отрасли, которое со временем должно повлечь за собой ощутимый вклад в реанимацию экономик этих стран в целом.
Http://www. mini-npz. com/perspektivy. html
25 ноября. Нефтегазохимия характеризуется существенно большей устойчивостью и темпами роста по сравнению с большинством других отраслей, и на данном этапе относится к числу наиболее стратегических с точки зрения экономики России. В рамках плана развития газо – и нефтехимии России до 2030 года в настоящее время российские предприятия интенсивно пытаются решить проблемы отставания отрасли от мировых лидеров посредством инновационного развития и модернизации.
Основополагающей чертой состояния сырьевой базы нефте – и газопереработки является показатель обеспеченности собственными ресурсами. Согласно данным Oil&Gas Journal, по состоянию на 1 января 2016 года доказанные запасы нефти в России составляли 10,88 млрд тонн, годовая добыча – 533,6 млн тонн при условии, что мощности по переработке в стране составляют 282,4 млн тонн.
Таким образом, мощности по нефтепереработке в России полностью обеспечены собственными ресурсами. Для сравнения в США этот показатель составляет 52%, а в Китае – 45%. К слову в странах Ближнего Востока добыча превышает мощности по переработке в 2,6 раза, за счет чего нивелируется загруженность мировых мощностей по нефтепереработке, которая составляет 87%.
По запасам газа Россия занимает первое место в мире – 47,8 трлн куб. м. Доля РФ в мировых запасах газа составляет почти четверть – 24,3%, в добыче – 19,2% (645,9 млрд куб. м). На долю США (второе место в мире) приходится 21,3% мировой добычи газа (725,3 млрд куб. м) и 4,9% (10,4 трлн куб. м) мировых запасов газа.
Отношение объема перерабатываемого газа к объему добычи существенно отличается от нефтепереработки. В среднем по миру мощности по переработке газа загружены на 47,7%, а в России это показатель составляет лишь15,1%.
В основу нефтепереработки России входит 30 крупных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) разного профиля. Большинство НПЗ входит в состав нефтяных и нефтегазовых компаний, таких, как ЛУКОЙЛ, «Роснефть», «Газпром нефть», «Сургутнефтегаз» и «Татнефть».
Напомним, 12 октября 2016 года «Роснефть» закрыла сделку по покупке госпакета акций «Башнефти». Эксперты высоко оценивают синергетический потенциал от этой сделки, в результате которой добыча жидких углеводородов «Роснефти» увеличится на 10%, а переработка нефти — на 20%.
Кроме крупных нефтеперерабатывающих заводов переработку нефти и производство нефтепродуктов осуществляют газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), небольшие независимые НПЗ и мини-НПЗ, количество которых в России более 50. Среди них можно выделить следующие предприятия: Ильинский НПЗ, Енисей-Усинский НПЗ, Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение и др.
Оценить место и долю российских НПЗ в мировой нефтепереработке, можно рассмотрев зарубежные показатели. Так, на 1 января 2016 года в мире работали 634 НПЗ общей мощностью 4505,6 млн тонн нефти в год или 90,1 млн баррелей в сутки. Средняя мощность одного НПЗ составляла 7,1 млн тонн, максимальная – 47 млн тонн в год.
Следует отметить, что число нефтеперерабатывающих заводов в мире постоянно сокращается, только за последнее десятилетие их было закрыто 28. Однако суммарная мировая мощность НПЗ продолжает расти за счет ввода в эксплуатацию новых высокотехнологичных НПЗ, в частности – в Индии, а также за счет расширения мощностей действующих производств.
Общий объем переработки нефти на предприятиях России, включая ГПЗ и мини-НПЗ, в 2015 году составил 282,6 млн тонн. Средний объем переработанной нефти на один НПЗ в 2015 году составил 3,6 млн тонн, максимальный объем – 20,9 млн тонн.
Средний объем переработки на один отечественный НПЗ почти в два раза ниже уровня одного европейского, американского, китайского или индийского НПЗ. Таким образом, технологическая структура нефтеперерабатывающей промышленности России, очевидно, не отвечает современным мировым требованиям глубокой переработки сырья. Согласно данным Oil&Gas Journal только один российский НПЗ (ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез) вошел в число современных нефтеперерабатывающих заводов мира.
Что же касается «Роснефти», то она в настоящее время реализует самую масштабную в отрасли программу модернизации нефтепереработки: совокупные инвестиции превышают 1 трлн руб. В третьем квартале 2016 года объем переработки нефти на российских НПЗ компании вырос на 11,1% по сравнению со вторым кварталом 2016 года при сезонном росте спроса на внутреннем рынке – до 21,55 млн тонн.
В целом в 2015 году Россия по объему первичной переработки нефти за 2015 год находилась на третьем месте в мире, уступая США и Китаю. Однако по доле вторичных и деструктивных процессов РФ значительно отстает от ведущих стран мира, что обусловлено недостатком в схемах российских НПЗ процессов углубляющих переработку мазута.
В связи с этим на российских НПЗ в структуре производства основных нефтепродуктов преобладает мазут, на долю которого в 2015 году пришлось 25,3% от объема переработанной нефти. Выход автобензинов составил 13,9%, дизельного топлива – 26,9%. Для сравнения в США выход бензина составляет более 46%, дизельного топлива – 27%, мазута – 4%.
В целом, в 2015 году по сравнению с 2014 г. ом в РФ объем переработки нефти снизился на 2,2% и составил 282,5 млн тонн. При этом за период 2005-2015 годов объем переработки нефти в стране вырос на 75,6 млн тонн, что составило 36,5% от уровня 2005 года.
И все же нужно признать, что в последние годы в отечественную нефтепереработку вложены большие средства. Даже в нестабильных экономических условиях сегодняшнего дня крупнейшие нефтяные компании развивают производство топлива, соответствующего современным экологическим и эксплуатационным требованиям. Так, производство автомобильного бензина в 2015 году составило 39,2 млн тонн против 38,3 млн тонн в 2014 г. При этом общий объем производства автобензина превышает отгрузки на внутренний рынок почти на 17%.
Газоперерабатывающая отрасль страны объединяет 25 ГПЗ, крупнейшими из них выступают два предприятия: Астраханский ГПЗ и Сургутский завод стабилизации конденсата (Сургутский ЗСК).
Астраханский ГПЗ перерабатывает пластовый газ с Астраханского газоконденсатного месторождения с получением товарного газа, газовой серы, бензина, дизельного топлива, мазута, сжиженных углеводородных газов (СУГ). Согласно комплексной программе модернизации объектов переработки газа и жидких углеводородов «Газпрома» на 2016-2020 годы, на предприятии запланирован рад мероприятий по реконструкции и техническому перевооружению.
В апреле 2016 года на Астраханском ГПЗ в эксплуатацию была введена установка изомеризации пентан-гексановой фракции, что позволило предприятию освоить выпуск автомобильного бензина стандарта Евро-5. До конца 2016 года на предприятии должны завершиться строительно-монтажные работы на новом парке для хранения СУГ и установке короткоцикловой адсорбции (КЦА). Предстоит также завершить пуско-наладочные работы по эстакаде точечного налива светлых нефтепродуктов TOP-SPOT. В перспективе «Газпром» думает об организации на Астраханском ГПЗ производства полиэтилена.
В свою очередь, Сургутский ЗСК (филиал ООО «Газпром переработка») выступает крупнейшим в России заводом, работающим с газовым конденсатом, и главным предприятием Тюменской области по переработке углеводородного сырья. Завод перерабатывает поступающую с севера Тюменской области нефтегазоконденсатную смесь (12 млн тонн в год) и производит более 20 видов товарной продукции, в том числе моторные топлива, авиакеросин, сжиженные углеводородные газы и др.
В целом для отечественных ГПЗ сырьем является нефтяной (попутный) газ, природный газ, газы процессов стабилизации нефти и газового конденсата, углеводородные газы с НПЗ, газовый конденсат, нефтегазоконденсатные смеси и широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ). Все ГПЗ производят нефтепродукты, сырье для нефте – и газохимии, а также некоторые виды нефтехимических продуктов. Большинство ГПЗ входит в состав крупнейших названных выше нефтяных и газовых компаний.
В 2015 году добыча природного газа по сравнению с уровнем 2014 г. выросла на 9,2%. Лидирующее положение в РФ по добыче природного газа (доля в 2015 году – 64,8%) принадлежит «Газпрому», который, однако, в 2015 году снизил объем добычи природного газа на 5,7%.
Месторождения Уренгойское, Ямбургское и Медвежье в Надым-Пур-Тазовском регионе Западной Сибири исторически, обеспечивающие основной объем добычи группы компаний «Газпрома» находятся в стадии падения. Снижение добычи на этих месторождениях в ближайшие годы планируется компенсировать в основном за счет введенного в эксплуатацию в 2013 г. Бованенковского месторождения, а также освоения новых месторождений в Надым-Пур-Тазовском регионе.
Между тем, основным газодобывающим районом России до 2020 года остается Ямало-Ненецкий автономный округ, где сосредоточено 72% всех запасов. К указанному году объем добычи газа «Газпромом» может составить 620 млрд куб. м.
Приоритетными регионами добычи газа на долгосрочную перспективу становятся полуостров Ямал, а также акватории северных морей России. Другими крупными районами газодобычи в период до 2020 года станут Восточная Сибирь и Дальний Восток. Добыча газа будет развиваться и на Сахалине, в республике Саха (Якутия), а также в Иркутской области.
В то же время, добыча нефтяного попутного газа (ПНГ) в 2015 году составила 89 млрд куб. м, из которых 10,5 млрд куб. м сожжено на факелах или выпущена в атмосферу. Основная доля потерь приходилась на месторождения Западной Сибири. Уровень использования ресурсов нефтяного попутного газа в 2015 году составил 88,2%. Поэтому основной задачей отрасли остается увеличение полезного использования ПНГ.
Нефтегазохимия является частью химической промышленности, которая основана на продуктах переработки нефти, газового конденсата, попутного нефтяного и природного газа. В настоящее время на долю нефтегазохимии приходится от 5% до 10% в экономике стран мира.
К базовым продуктам отрасли относятся низшие олефины (этилен, пропилен, бутилен), ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы), бутадиен, изопрен и др. К продуктам органического синтеза относятся спирты, оксиды, гликоли, альдегиды, ангидриды, кислоты, кретоны и др.
Конечным продуктом нефтегазохимии являются разнообразные виды пластмассы, синтетические каучуки и смолы, химические волокна, моющие средства, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и др.
Базовым процессом производства низших олефинов является пиролиз углеводородного сырья. В настоящее время около 50% мировых объемов этилена производят из нафты. Мировой спрос на нафту как сырье для нефтехимии растет примерно на 2,5% в год. Однако ее доля будет стагнировать в ближайшие 5 лет, что объясняется, прежде всего вводом новых производств на Ближнем Востоке, где минимальные затраты на сырье (этан и сжиженный газ). По мнению экспертов, этан будет основным драйвером роста пиролизных мощностей. В настоящее время этиленовые комплексы в Европе и АТР работают преимущественно на нафте.
По состоянию на 1 января 2016 года мировые мощности этиленовых комплексов составляли 143,8 млн тонн в год, а к 2020 году ожидается их увеличение до 202 млн тонн в год. Крупные комплексы будут введены в Китае, Техасе, Алжире, Индии, России и Мексике. Кстати, Китай, являясь крупнейшим импортером этилена, показывает устойчивый рост спроса на горизонте 2024 года – 201 млн тонн против 139 млн тонн в 2014 г.
В настоящее время современные зарубежные нефтехимические комплексы переходят на выпуск все более высокотехнологичной продукции. Основными направлениями развития нефтехимии сегодня остаются производство олефинов, основного сырья для нефтехимического синтеза, и переработка газового сырья. При этом, мировой спрос на пропилен в ближайшее десятилетие практически удвоится.
Если говорить об отечественных мощностях пиролизных производств, в России установки пиролиза действует на 10 предприятиях общей мощностью 3,17 млн тонн в год, включая сеть крупнотоннажных установок мощностью 600, 500, 350 и 300 тыс. тонн этилена в год. В настоящее время загрузка российских пиролизных установок составляет 86%.
В горизонте 2020 года российская нефтезазохимия продолжит тренд устойчивого роста за счет использования конкурентных преимуществ, как то: растущая сырьевая база, расширение внутреннего и экспортного рынков сбыта, режим регулирования и господдержки, реализация портфеля крупных инвестиционных проектов.
Генеральной схемой развития нефтяной отрасли России предусмотрено строительство новых, реконструкция и модернизация действующих предприятий. Согласно проектам, представленным ведущими компаниями и НПЗ, мощности по первичной переработке нефти в 2030 году составят более 320 млн тонн в год. Мощность основных вторичных процесса составит 356 млн тонн в год или 111,3% от первичной переработки. Мощности деструктивных процессов составят 170 млн тонн в год или около 53,1% от первичной переработки.
План развития газо – нефтехимии России на период до 2030 года, утвержденный в Минэнерго в марте 2013 г. и актуализированный в 2016 году, включает рост производства и потребления углеводородного сырья. Предполагается ввод в эксплуатацию новых предприятий, таких как Восточная нефтехимическая компания (НХК), Амурский газохимический комплекс (ГХК), Новоуренгойский ГХК, а также новые пиролизы на «ЗапСибНефтеХиме» и «Нижнекамскнефтехиме».
Все указанные проекты включены в структуру производства и потребления углеводородного сырья. Основной целью плана является уход от экспортно-сырьевой ориентации российской экономики, а также отказ от закупок базовых полимеров (БП) за рубежом при условии устойчивого роста внутреннего спроса.
Так, согласно прогнозам, к 2035 году спрос на полиэтилен в Российской Федерации может составить 8735 тыс. тонн против 2074 тыс. тонн в 2015 году. Высокие темпы роста также прогнозируются по спросу на полипропилен, хотя он и характеризуется меньшими объемами (прогноз 2035 год – 4554 тыс. тонн против 1042 тыс. тонн в 2015 году).
С целью достижения полного импортозамещения, в рамках плана до 2035 года в России планируется создать шесть нефтехимических кластеров:
- · Волжский (107 проектов, мощность 4 млн тонн БП); · Каспийский (7 проектов, мощность до 0,6 млн тонн БП); · Северо-Западный (2 проекта, мощность до 1,6 млн тонн БП); · Западно-Сибирский (22 проекта, мощность до 2,4 млн тонн БП); · Восточно-Сибирский (9 проектов, мощность до 2 млн тонн БП); · Дальневосточный (5 проектом, мощность до 1,6 млн тонн БП).
Прирост мощностей по базовым полимерам в РФ составляет в среднем 11,5% в год, и в результате мощности увеличатся с 3,5 млн тонн в 2010 году до 17,8-18,2 млн тонн в год в 2025 году (прогноз Минэнерго). Базовым элементом каждого кластера станут пиролизные мощности, вокруг которых модулируются производства пластиков и каучуков, и конечных изделий из продуктов нефтегазохимии. Качественная конкуренция кластеров будет зависеть от технологического уровня и эффективности производства предприятий.
При этом ожидается, что кластерам будет обеспечено содействие в использовании различных мер поддержки со стороны Минэкономразвития России, других ведомств и институтов для обеспечения опережающих темпов роста на основе достижения мирового уровня инвестиционной привлекательности, развития механизмов поддержки предпринимательской деятельности и встраивания в глобальные цепочки добавленной стоимости.
В заключение отметим, что развитие и модернизация в отечественной нефте – и газохимии начались значительно позже относительно других отраслей страны. Несмотря на это, вектор направления отрасли сегодня соответствует всем мировым тенденциям, а экономический эффект от выполнения поставленных задач во многом превзойдет другие отрасли.
При подготовке статьи использованы материалы компаний СИБУР, «Альянс-Аналитика»
Http://allpetro. ru/neftegazohimiya-kak-globalnaya-otrasl/
График демонстрирующий в процентном выражении из чего складывается цена на бензин в России.
Из графика видно, что почти 60% цены на бензин в России – это различные налоги.
О мазуте, бензине и опилках в помощь читателю газет и экономполитику-любителю
В последнее время, буквально неделю-две как, стали выходить на поверхность многие процессы, идущие в российской нефтяной отрасли, дня не проходит, как первополосная статья «Ведомостей» не расскажет чего-нибудь интересного. Проблемы там зрели давно и решать их давно надо было, вопросы эти обсуждались годами, и вот сейчас вроде бы все созрело для достаточно масштабных реформ. Проблемы и в самом деле непростые и с множеством неочевидных эффектов. Если совсем коротко, то несколько лет назад было две главные проблемы – отсутствие адекватной схемы налогообложения нефтедобычи, при которой государство бы забирало справедливую долю природной ренты, и отсталость российской нефтепереработки. Решали обе проблемы тогда методами, которые казались красивыми, простыми и эффективными, но по истечении нескольких лет создали много новых проблем.
Про добычу будет в следующих частях нашей саги, а пока будет про нефтепереработку. Получилось очень длинно, но не взыщите, материи не самые простые, не так часто обсуждаемые, с множеством скрытых взаимодействий и неочевидных эффектов, и, судя по статьям последней пары недель, плохо понимаемых даже профильными журналистами. Я постараюсь все-таки объяснить, почему бензин в Омске, рядом с НПЗ и нефтью Западной Сибири стоит дороже, чем в Пскове, почему может быть выгодно и оправданно продавать на внешнем рынке сырье, а не готовый продукт из него, и как выгодный бизнес на поверку может быть весьма убыточным, какие производства нам развивать не надо, почему низкие цены на бензин могут быть слишком дорогим удовольствием.
В других изданиях тоже были подобные статьи, «Ведомости» в этом смысле не уникальны.
Технология нефтепереработки, прямо скажем не слишком новая, ей больше ста лет. Производство достаточно грязное, кто не верит, может поинтересоваться ценами на жилье в районе Капотни в сравнении с другими московскими районами. В самом простом варианте оно сродни производству самогона – нефть, являющую собой смесь различных углеводородов, путем дистилляции можно разогнать в несколько категорий нефтепродуктов. При этом около половины уйдет в «темный остаток», мазут. Получившиеся светлые нефтепродукты, прямо скажем, тоже будут не самого лучшего качества, молекулы в бензиновой фракции будут не той формы, так что, октановое число у этого бензина будет низким, в дизельной фракции будет много серы и соединений азота, недопустимых по экологическим требованиям – это продуктами их сгорания так мерзко воняет из выхлопных труб «Икарусов» и «КАМАЗов». Чтобы сделать из этих полуфабрикатов продукты европейского качества, нужно пропустить их через установки вторичных процессов – гидроочистку, на которой убирают серу, алкилирование, придающее молекулам углеводородов нужную структуру и т. д. А что же с мазутом, выход которого составил около половины? В принципе, продукт этот весьма бросовый – его можно отправить в топки печей коммунального сектора или электростанций, но газ в этом качестве удобнее, дешевле и чище, некоторое количество мазута используется в качестве топлива на кораблях, но и оттуда его выжимают, спрос есть только на мазут с низким содержанием серы.
На современном заводе с мазутом можно много чего сделать — пропустить через установку вакуумной возгонки, установки крекинга, на которых длинные молекулы бьются на более короткие, переработать все в тот же бензин, дизтопливо и керосин, а остаток – в кокс. В итоге, грамотно сконфигурированный завод способен производить из нефти ровно те продукты и в тех пропорциях, на которые есть спрос. Но это грамотно и недешево сконфигурированный.
Российские НПЗ, за единичными исключениями, современной конфигурацией не блещут, мощности установок вторичных процессов на них сильно уступают мощностям первичных дистилляционных колонн, да и уровень этих установок вторичных процессов не самый современный. В итоге получается вот что – российский завод перегоняет нефти столько, чтобы получилось достаточно бензина для покрытия потребностей внутреннего рынка. А попутно у него образуется огромное количество дизтоплива (низкокачественного) и еще большее – мазута. Бензин продается на внутреннем рынке, а дизтопливо и мазут отправляются на экспорт, где они становятся сырьем для установок вторичной переработки европейских НПЗ. Мазут продается по цене 70% от цены нефти, дизтопливо этого качества – 110%.
Тут, видимо, нужно рассказать о понятии «маржа переработки». Определяется оно так – сравним стоимость тонны нефти и продажную стоимость тех продуктов, которые на том или ином заводе из этой тонны нефти можно получить. Отношение и будет этой самой маржой переработки. Заметим несколько вещей – во-первых, эксплуатационные затраты в это понятие не входят, их нужно будет вычитать отдельно. Во-вторых, маржа сильно зависит от того, сколько того или иного продукта в результирующей корзине завода и почем продается тот или иной продукт. Соответственно, если в корзине завода превалируют бензин и дизтопливо, которые продаются на 20-25% дороже нефти, то маржа у него будет повыше, а если все больше высокосернистый мазут, за который дают 70-80% от цены нефти, то эта маржа может быть и вовсе отрицательной, даже без учета затрат. Да, это вполне возможно, взять нефть, пропустить ее через НПЗ, потратить рабочее время людей, энергию, загрязнить атмосферу и получить на выходе комплект продуктов, которые можно будет продать лишь дешевле, чем ту нефть, из которой они сделаны. Ситуация не уникальна – в старое время «Москвошвея» и «Скороход» переводили вполне добротное сукно и натуральную кожу в похоронного вида костюмы и ботинки, в котрых никто не хотел ходить. Именно так устроено большинство российских НПЗ, результат их работы стоит на мировом рынке дешевле, чем сырье, которое они потребляют. Их продукцию покупают в основном в качестве сырья европейские НПЗ и делают нормальные продукты.
А почему ж тогда российские нефтяные компании предпочитают экспортировать нефтепродукты, а не нефть, там, чай, не идиоты сидят? Там действительно не идиоты и деньги считать там умеют. Дело все в том, что экспортная пошлина на нефтепродукты существенно ниже, чем на нефть. В среднем она составляет 55% от пошлины на нефть, при этом на мазут она всего 38%, а на светлые нефтепродукты – 70%. Т. е. если бы речь шла о деревообработке, ситуация была вот какой – вывозя бревно целиком, нужно б было заплатить $100 пошлины с бревна. А порезав бревно на несколько кривых чурбанов, да переведя половину бревна в опилки, с чурбанов, составляющих половину бревна, $35, да с опилок $17. Бревно б можно было продать за $150, а чурбаны с опилками за $130. Но наша-то выручка, после уплаты пошлины, $77, а с бревна б была всего $50. Ну да, эксплуатация пилорамы чего-то стоит, скажем, $10, чурбаны и опилки возить дороже, чем бревна, на этом потеряем еще $7. Но свою десятку против продажи бревна-то мы всяко имеем. Итого – мы из товара стоимостью $150 сделали товар стоимостью $130, совершив для этого мартышкиного труда на $17. И за эту общественно-полезную деятельность государство выписало нам субсидию в размере $48 – это как раз разница в пошлинах. Заметьте, что нам даже не выгодно тратить деньги на повышение доли чурбанов и уменьшение доли опилок, от этого субсидия уменьшится. С нового года, правда, эту систему сделают чуть менее иррациональной, уравняв пошлины на темные и светлые нефтепродукты, но все равно, система продолжит иметь смысл – возвращаясь к аналогии с чурбанами и опилками наша чистая выручка составит $75 вместо $77 до введения уравнивания, что по-прежнему сильно больше $50 за цельное бревно, но унас хотя бы появится минимальный смысл повышать долю чурбанов. Много говорится о необходимости создавать рабочие места, экспортировать товар, а не сырье и т. д. Задумайтесь еще раз над этим чурбанным примером, стоит ли действительно создавать и поддерживать рабочие места, на которых люди будут приносить не пользу, а вред? Ведь дешевле б было бы просто платить им зарплату, чтобы они не работали и не переводили хорошие бревна на чурбаны и опилки.
Читатель спросит, зачем, собственно, была введена такая прекрасная система? А введена она была для удержания цен на нефтепродукты на внутреннем рынке на низком уровне. Задумаемся, как работает российский НПЗ? Он берет тонну нефти, вынимает из нее процентов 50% в виде продуктов, которые может продать на внутреннем рынке, а остальное нужно куда-то девать. Оставшиеся 50%, хвосты, как это называют нефтепереработчики, он везет по железной дороге до порта (а по железной дороге нефтепродукты возить значительно дороже, чем гнать нефть по трубе), отправляет в специальных судах (фрахт которых стоит дороже, чем фрахт нефтяных танкеров) эти продукты в Европу и продает там, почем продастся (а продастся недорого, значительно дешевле, чем нефть, ибо самые ценные компоненты остались в России). Сравните это с экономикой пусть даже такого же завода в Европе, он-то может продать свои отходы прямо на воротах. А уж у завода с хорошей конфигурацией таких проблем и вовсе нет. В итоге, в ситуации полностью отсутствующих пошлин российским НПЗ для получения приличной прибыли надо продавать нефтепродукты по цене процентов на 70 выше, чем сейчас. Что поразительно, это цена оказывается на 20% выше цены импортного паритета, т. е. привезенный из Финляндии в Поволжье бензин оказался бы дешевле бензина поволжского производства.
Чтобы не допустить непонятной избирателю дороговизны нефтепродуктов в крупнейшей нефтедобывающей стране мира, правительство пускается в игры с пошлинами. Вводится экспортная пошлина на нефть, смысл которой – обеспечить российские НПЗ дешевым сырьем. Таким образом, российский НПЗ покупает нефть дешевле, чем его роттердамский собрат – аккурат на сумму пошлины. На самом деле, еще дешевле, аккурат на стоимость транспорта от России до Роттердама. Тут же надо вводить и пошлины на нефтепродукты – иначе экспорт нефтепродуктов станет золотой жилой. Их и вводят – но пониже чем на нефть и дифференцированные – входя в положение НПЗ, рассказывающих, что экспорт продуктов для них вынужденный, что они б и рады малоценный мазут не вывозить, но уж такая им досталась убогая конфигурация от проклятой плановой экономики, а на реконструкцию нужны деньги. В результате российская нефтепереработка стала супервыгодным предприятием. Маржа переработки в России нынче — $12-$15 за баррель, это на наших-то не лучших заводах, в то время, как на лучших европейских заводах она вдвое ниже, а на заводах сравнимого уровня попросту отрицательна.
Добро бы эта система действовала только на «хвосты» и льгота, пусть и в чрезмерных количествах выдавалась на объемы вынужденно экспортируемых продуктов. Но горе еще в том, что эта система стимулирует нефтяные компании по максимуму загружать свои заводы и по максимуму экспортировать нефть в виде нефтепродуктов. Российское потребление нефтепродуктов сейчас около 80 млн. тонн. Для того, чтобы произвести это количество, нам нужно переработать около 180-200 млн. тонн нефти. Это уже дает 100-120 млн. т. экспорта нефтепродуктов, приносящего по аккуратным подсчетам одни убытки. А перерабатываем около 250 млн. т. и 50 млн. т. можно б было не перерабатывать, а экспортировать в виде нефти, выручая для страны процентов на 10 больше валюты и с существенно меньшими затратами внутри страны. А пока попытки "уйти от сырьевого экспорта и производить товары с высокой добавленной стоимостью" оказываются сродни китайским попыткам времен "культурной революции" превзойти США в выплавке чугуна, для чего были задействованы все деревенские кузни и пекарни. Чугуна было сделано много, США были превзойдены, но потом весь этот чугун пришлось отправить на экспорт по цене руды. В принципе, что-то аналогичное произошло и у нас с нефтепереработкой, мини-НПЗ, запускавшиеся в последние годы всеми, кому не лень, например, компанией-владельцем бренда «Золотая семечка», это как раз аналог китайских деревенских домен.
Идеальным был бы вариант, если бы страна перерабатывала 100-120 млн. тонн и экспортировала максимум 40 млн. тонн нефтепродуктов. Этого б можно было достигнуть, если бы российские НПЗ были идеальной европейской конфигурации, а в автопарке было б куда больше автомобилей с дизельными моторами. Если аккуратно посчитать, то инвестиции в такое решение нужны слишком высокие, и оптимум достигается при сохранении определенной доли вынужденного экспорта, но Россия для собственных потребностей могла бы вполне перерабатывать 140-160 млн. т., а экспортировать не малоценный мазут, а качественное дизтопливо. Могла бы, если бы у компаний был бы резон инвестировать в модернизацию НПЗ, но у них этого резона нет. Получается замкнутый круг, аналогичный тому, в котором долгое время пребывал российский автопром – жалуясь на свою отсталость, отрасль просит сохранять таможенный режим, в котором ей комфортно существовать, а оказываясь в таком режиме, теряет интерес к преодолению отсталости. Предлагаемые сейчас меры – это очень скромный шаг к тому, чтобы подтолкнуть отрасль к модернизации, сделать обновление НПЗ более выгодным, при этом сохранится и текущая доходность нефтепереработки, и проекты модернизации будут инвестиционно привлекательными. Единственно, заводы более не смогут фундировать модернизацию из текущего денежного потока, но ведь и на бытовом уровне мало кто рассчитывает на возможность совершения покупки товаров длительного пользования, будь то квартира или машина, из текущей зарплаты, а установка вторичных процессов на заводах сродни таким обывательским инвестициям. Ни один крупный завод не должен закрыться от введения такой политики, лишь снизится объем их загрузки до уровня соответствующего мощностям вторичной переработки, так что, и рабочие места не пострадают. Закроются полулегальные мини-НПЗ, но их уж совершенно не жалко, весь разговор об уничтожении стоимости и переводе бревен в опилки относится к ним втройне.
По-хорошему, стоило бы совсем отменить таможенные искажения. Свою долю с нефтедобычи государство легко может брать иными налогами, в этом проблем никаких нет. А вот демонстрация обывателю реальной стоимости топлива, в частности, привела бы и к куда более скорой модернизации автопарка. Опять же, в искаженной российской действительности есть много способов сдемпфировать рост цен — при всей выгодности экспортно-ориентированной переработки, внутренний рынок покуда еще более выгоден, в силу его олигопольной структуры, нефтяные компании продают оптом нефтепродукты с 20-30% премией к цене экспортного паритета, а в розничном канале, принадлежащем им же, накидывают еще процентов 30, тогда как в Европе розница нефтепродуктов вообще работает в ноль, зарабатывая только на магазинах. Пока же предлагается всего лишь снизить слегка пошлину на сырую нефть, что поднимет стоимость закупки нефти российскими НПЗ и сохраняя процентный зазор между нефтью и нефтепродуктами, уменьшит его абсолютный размер.
Обыватель вправе задать вопрос, а ему-то что за радость от упразднения этого механизма пошлин, если из-за этого вырастут цены на бензин? Короткий ответ на это – механизм пошлин и субсидирование потребления бензина по сниженным ценам слишком дорого обходятся стране. Начать с того, что у таких субсидий странные адресаты, хозяин жизни на «Кайенне» этой субсидии получает больше, чем пенсионер на ржавой «копейке», это раз. Вообще, дешевый бензин стимулирует расточительное поведение, от предпочтения бензиновых автомобилей, хотя стране бы было выгоднее, если бы большая часть автопарка была дизельной, до мучительных московских пробок. Кроме того, чтобы выдать эту субсидию, государству приходится терпеть уничтожение стоимости в экспорте нефтепродуктов, а это потерянные для страны деньги, вынутые их кармана у каждого. Наконец, для обеспечения этой субсидии, государство чрезмерно обкладывает налогами добычу нефти, в результате чего производство, которое реально создает стоимость для страны, работает в полсилы, не осваивает всех месторождений, которые могло бы, раньше останавливает добычу на стареющих месторождениях и т. д. – но об этом в следующей части и поподробнее. Эти деньги, которые мы совместно теряем, это недоплаченные пенсии, непостроенные дороги, несниженные налоги, и цена вопроса там – двузначные миллиарды долларов в год упускаемой прибыли. Хотя, конечно, если считать, что все равно разворуют, распилят, откатят, а так хоть что-то простому человеку достается, то аргумент не работает.
Отдельно, наверное, надо написать об инвестиционной привлекательности нефтепереработки вообще и экспортно-ориентированной нефтепереработки в частности. Вот говорят, китайцы-то строят НПЗ вовсю, а мы чем хуже, надо и нам строить, а не лаптем щи хлебать. Построим где-нибудь в Моршанске сверхсовременный НПЗ, зальем всю Европу высокомаржинальным бензином и дизтопливом. Проблемы тут в том, что в мире вообще, и в частности в Европе и США, которые являются рынками для нашей нефти и возможными рынками для нефтепродуктов, существует избыток нефтеперерабатывающих мощностей. Компания Total, например, только что закрыла свой завод в Дюнкерке, не найдя на него покупателя. Спрос на нефтепродукты в Европе и США будет стагнировать, если не падать. А тем временем, в Индии и в Китае строят большие заводы, ориентированные на обеспечение своего внутреннего рынка (а там как раз начинается массовая автомобилизация и спрос будет расти), но строят их с запасом, а пока этот запас и пойдет на экспорт. Но стоят эти заводы на побережьях морей и экспорт планируется лишь как механизм маневра. При этом поскольку это широкомасштабное и стандартное промышленное производство, отдача на капитал закладывается на уровне 8-12% годовых. Важным элементом в этой схеме является еще китайская себестоимость строительства. В принципе, можно построить в России экспортно-ориентированный НПЗ, который обеспечит разумную инвестицонную отдачу без таможенной субсидии. Но есть два «но» — он должен стоять у побережья судоходного моря и его необходимо построить с плотным контролем над затратами. Превышение сметы строительства на 30% (а для России и двукратное превышение не редкость) приведет к тому, что окупаемость проекта станет сомнительной, расположение стройки даже в 600 км от моря, тоже сведет всю экономику к нулю. Как уже много раз говорилось, в нормальной, не искаженной субсидиями и олигополистичным ценообразованием, ситуации бизнес этот с весьма низкой маржой. Транспорт нефтепродуктов дороже чем транспорт нефти даже по морю – нужны специализированные суда, они как правило меньшего размера, танки нужно тщательнее мыть, нефтепродукты более огнеопасны чем нефть. Рынок нефтепродуктов менее ликвиден, чем рынок нефти и следовательно, более волатилен. Так что, при прочих равных завод на побережье Финского залива все равно будет хоть и прибылен, но менее прибылен, чем завод в устье Шельды. Но основной фактор здесь – это разница в тарифах на транспортировку нефти по нефтепроводу до порта и нефтепродуктов по железной дороге до порта. Даже для поволжских заводов она может в 2-3 раза превосходить возможную маржу переработки, а для уральских окажется и того выше. Это транспортное плечо, географический фактор, от которого никуда не деться, и сводит на нет всю возможную привлекательность экспортной схемы. В теории можно построить трубопроводы, по которым транспортировать нефтепродукты, но зачем это делать, если у нас уже есть транспортная система для нефти? В конце концов, повторимся, ничего особенно инновационного в технологии нефтепереработки нет, и если уж страна размышляет, на какие производства ей потратить несколько десятков миллиардов долларов, им может найтись лучшее применение. Если уж очень хочется участвовать и в этом звене цепочки стоимости, то наиболее рациональной была бы покупка российскими компаниями НПЗ в Европе, ближе к потребителю. И эта практика, кстати, была бы не новой, венесуэльской нефтяной компании PdVSA принадлежит несколько НПЗ в США, а ливийскому Тамойлу и кувейтской QNPC — в Европе.
Http://artyushenkooleg. livejournal. com/921550.html
Москва. Меры поддержки нефтепереработки в РФ в виде обратного акциза могут быть введены не раньше отмены экспортных пошлин на нефть. Об этом сообщил первый замминистра энергетики Алексей Текслер.
«Льготы, если для них нет источника, мало перспективно обсуждать. Но в случае завершения налогового маневра по согласованной плавной схеме такие источники могут быть определены, и тогда возможны дополнительные меры стимулирования нефтепереработки… Нет источника в настоящий момент», — ответил Текслер на вопрос о возможных мерах поддержки НПЗ, включая обратный акциз.
Обсуждаемый механизм отрицательного, или обратного, акциза — это выплата определенной компенсации НПЗ из уплаченного им акциза за каждую тонну переработанной нефти, если после модернизации завод увеличивает выход светлых нефтепродуктов, сообщает РИА Новости.
В марте директор налогового департамента Минфина Алексей Сазанов заявил, что ведомство считает необходимым завершение налогового маневра в нефтяной отрасли. Он отметил, что предлагается одновременно снизить акцизы на нефтепродукты на 2-3 рубля за литр, а также ввести отрицательный акциз на тонну переработанной нефти для заводов, которые поставляют нефтепродукты, соответствующие требованиям технического регламента на моторные топлива, на внутренний рынок.
Минэнерго выступает против завершения налогового маневра в нефтяной отрасли до 2025 года. Ведомство считает, что отсутствие фискальной стабильности создает основные проблемы для рынка нефтепереработки. Идея Минэнерго заключается в том, чтобы никаких маневров не проводить и дать рынку понятный стабильный фискальный режим на перспективу до 2025 года, когда будет запущен единый рынок нефти, нефтепродуктов и газа в рамках ЕАЭС. Речь идет и о сохранении экспортной пошлины, и о стабильных акцизах.
Http://www. angi. ru/news/2859996-%D0%90%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D1%81%D0%B5%D0%B9-%D0%A2%D0%B5%D0%BA%D1%81%D0%BB%D0%B5%D1%80-%D0%9E%D0%B1%D1%80%D0%B0%D1%82%D0%BD%D1%8B%D0%B9-%D0%B0%D0%BA%D1%86%D0%B8%D0%B7-%D0%BD%D0%B0-%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8C-%D0%B4%D0%BB%D1%8F-%D0%9D%D0%9F%D0%97-%D0%BC%D0%BE%D0%B3%D1%83%D1%82-%D0%B2%D0%B2%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%B8-%D0%BF%D0%BE%D1%81%D0%BB%D0%B5-%D0%BD%D0%B0%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D0%BE%D0%B2%D0%BE%D0%B3%D0%BE-%D0%BC%D0%B0%D0%BD%D0%B5%D0%B2%D1%80%D0%B0/
Россия занимает ведущее положение в мире по добыче нефти, нефтяная отрасль обеспечивает свыше 40% дохода Федерального бюджета, однако российская нефтепереработка до настоящего времени не получила должного развития. По ряду причин нефтеперерабатывающие предприятия, входящие в состав ВИНК, утратили организационную и финансовую самостоятельность. В структуре капиталовложений нефтяных компаний доля нефтепереработки не превышает 10% от общих инвестиционных затрат. Потребление нефтепродуктов на душу населения в России в несколько раз ниже, чем в промышленно – развитых странах, что не способствует развитию отрасли. За последние 25 лет в России не введено в эксплуатацию ни одного крупного НПЗ. Сложилась ситуация, при которой действующие НПЗ по объему производства удовлетворяют внутреннюю потребность в нефтепродуктах, но по качеству нефтепродуктов и глубине переработки нефти отечественные заводы (за редким исключением) не соответствуют современному уровню.
В табл. 1 представлена структура производства нефтепродуктов в России и в США.
На отечественных НПЗ недостаточное развитие получили вторичные, прежде всего деструктивные процессы. Это приводит к несбалансированности производства и потребления нефтепродуктов на внутреннем рынке. Производство топочного мазута на российских НПЗ в три раза превышает внутреннюю потребность. Для повышения экспортной привлекательности этого продукта правительством РФ установлены льготные экспортные пошлины на темные нефтепродукты в размере 0,4% от уровня пошлин на сырую нефть. Мазут становится вторым после нефти экспортным продуктом отрасли.
2. Структура производства и экспорта нефти и нефтепродуктов в России. [2]
Внутренние цены на мазут достигли уровня цен на сырую нефть. При таком соотношении цен повышение глубины переработки нефти становится неэффективным.
Рентабельность производства мазута достигает 30%, что значительно выше, чем при производстве светлых нефтепродуктов. Высокая рентабельность при реализации мазута создана искусственно за счет пониженной экспортной пошлины. Сейчас активно обсуждаются различные варианты экспортных пошлин на светлые и темные нефтепродукты. Ясно одно, для того чтобы повышение глубины переработки нефти было экономически обосновано.
Размер экспортной пошлины на темные нефтепродукты должен устанавливаться таким образом, чтобы рентабельность экспорта мазута была минимальной, не допуская затоваривая действующих НПЗ мазутом. Этот показатель должен устанавливаться в соответствии с изменениями мировых цен на мазут
Безусловно, интегрироваться в мировую экономику лучше с умом, а не с мазутом. Но когда цены на мазут превышают стоимость сырой нефти, а стоимость технологических комплексов по глубокой переработке мазута исчисляется миллиардами долларов, надеяться на масштабные инвестиции в этой области не приходится. Для развития отрасли сложилась тупиковая ситуация. Во — первых, бюджет страны от пониженных пошлин на мазут теряет доход, во – вторых, стимулируется неглубокая переработка нефти. Так, в 2009 году отмечалась неполная загрузка даже действующих мощностей углубляющих переработку нефти. Сложилось явное противоречие интересов государства по наполнению бюджета и нефтяных компаний, заинтересованных в получении максимальной прибыли с каждой тонны нефти, при минимальном объеме инвестиционных затрат. Например, при экспорте сырой нефти государство получает в виде экспортных пошлин 248,8 долл./т., а при экспорте нефтепродуктов, полученных из 1 т. нефти при существующей структуре их производстве на российских НПЗ – 120,9 долл./т. Этими причинами обусловлено недостаточное внимание к нефтеперерабатывающей отрасли, как со стороны государства, так и со стороны нефтяных компаний. Низкий уровень российской нефтепереработки наносит значительный ущерб экономике страны. Поэтому задача государства состоит в разработке оптимальной стратегии развития отрасли и методов ее реализации.
На практике из-за неблагоприятной логистики экспорт нефтепродуктов с действующих российских НПЗ по эффективности существенно уступает экспорту сырой нефти. Для российских ВИНК строительство новых НПЗ на территории России не актуально. Более целесообразным представляется покупка действующих НПЗ на территории Восточной и Западной Европы, работающих на российской нефти, расширяя, таким образом, рынок сбыта для реализации своих нефтепродуктов. Такая стратегия оправдана с точки зрения интересов нефтяных компаний, но не приносит положительных изменений на российском рынке нефтепродуктов. Ранее отмечалось [2], что российская нефтепереработка, представленная 28-ю крупными НПЗ, не оптимальна для огромной территории России (для сравнения см. количество НПЗ в США таблица 1). Свыше 60% нефтеперерабатывающих мощностей НПЗ сосредоточены на территории Приволжского ФО. Высокие затраты на транспортировку, перевалку и хранение нефтепродуктов, а также монополизация российского нефтерынка и высокие налоги, способствовали тому, что розничные цены на нефтепродукты в России сопоставимы или даже выше, чем в странах импортирующих нефть. Сложившееся положение тормозит развитие самой нефтеперерабатывающей отрасли и экономики в целом. В настоящее время основным стимулом для модернизации российской нефтепереработки служит принятый технический регламент по повышению качества моторных топлив. Прежде всего, это способствует модернизации действующих НПЗ, чем нефтяные компании последнее время серьезно озабочены, но действие регламента не создает условий для строительства новых НПЗ.
Примером, характеризующим уровень монополизации российского нефтерынка, могут служить события конца 2008 года и начала 2009 года, когда стоимость 1 т. нефти на внутреннем рынке снизилась с 14 000 руб./т. до 2 000 руб./т. Однако, розничные цены на нефтепродукты в этот период практически не изменились, это свидетельствует о монопольном положении крупных нефтяных компаний, контролирующих добычу, переработку и реализацию нефтепродуктов. Монопольное положение российских ВИНК исключает воздействие рыночных механизмов на процесс ценообразования. Формально в России существует биржевая торговля сырой нефти, однако, ее объем не превышает 10% от объема добычи. Основными участниками этого рынка являются мелкие независимые нефтедобывающие компании, которые вынуждены продавать свою нефть крупным ВИНК или строитель собственные мини-НПЗ. По различным оценкам в России около 200 мини-НПЗ, представленных только первичной переработкой нефти мощностью от 10 до 500 тыс. т./год. Крупные ВИНК участвуют в биржевых торгах только при значительном снижении мировых цен на нефть.
Если условно представить современный нефтяной комплекс России как единое хозрасчетное предприятие, назначение которого обеспечение внутренней потребности в нефтепродуктах и экспорте излишков углеводородного сырья, то максимальных доход отрасли и бюджета страны будет получен при объеме переработки нефти, соответствующем внутренней потребности в нефтепродуктах и экспорте избытков сырой нефти. Только несколько российских НПЗ могут организовать схему экспорта нефтепродуктов более эффективную по сравнению с экспортом сырой нефти. Прежде всего это приграничные НПЗ: ПО «КИНЕФ», ООО «РН-Туапсинский НПЗ», ОАО «Комсомольский» и ОАО «Хабаровский НПЗ». Исключение составляют нефтехимические продукты с высокой добавленной стоимостью. Доля транспортных затрат в их стоимости не велика.
Необходимо учитывать, что с точки зрения логистики, экономической целесообразности и безопасности любой страны производство нефтепродуктов должно быть организовано на территории самой страны на собственных НПЗ. Поэтому российские нефтепродукты на мировом рынке всегда будут востребованы в меньшей степени, чем российская сырая нефть. Недостаток нефтяного экспорта заключается в высокой волатильности стоимости сырой нефти на мировом рынке. Цены на высококачественные нефтепродукты более стабильны, однако эти риски неизбежны для сырьевой экономики.
Наряду с повышением глубины переработки нефти важнейшее значение для экономики России имеет развитие нефтехимической промышленности. Для создания конкурентоспособной отечественной нефтехимии есть все условия: наличие собственной сырьевой базы, научный потенциал и высокая внутренняя потребность в нефтехимических продуктах. На мировом рынке отмечается стабильный рост спроса на продукты нефтехимии. В отличие от сырой нефти стоимость этой продукции не подвержена значительным колебаниям. Для российских нефтяных компаний это направление представляется наиболее перспективным. Таким образом, России необходима высокотехнологичная с высокой глубиной нефтепереработка, с оптимальным размещением заводов по территории страны и оптимальной технологической структурой, соответствующей текущей и перспективной потребности в нефтепродуктах.
Остается решить главный вопрос — источники финансирования? Западные инвесторы развивать российскую нефтепереработку и нефтехимию не заинтересованы. Им Россия необходима как поставщик сырья. Кредиты Западных банков из-за кризиса стали менее доступны, а условия кредитования не такие привлекательные как до кризиса.
Долговременное кредитование отрасли российскими банками в необходимых объемах маловероятно. Крупные банки, получив во время кризиса из фонда национального благосостояния кредиты на сумму свыше 400 млрд. руб. под 6,5 – 7,5 % годовых, реальный сектор кредитует под 15 — 18%. При таких условиях кредитования развивать нефтепереработку и нефтехимию на заемные средства не представляется возможным. Российские предприниматели могут только позавидовать коллегам из Западных стран. Так, в США ставка рефинансирования составляет 0,5% в Европе — 1%, в Японии – 0,3%, для сравнения в России – 7,75%.
Таким образом, круг замкнулся. Монополизм нефтяных компаний и налоговая политика государства способствуют росту стоимости нефтепродуктов, что провоцирует рост инфляции. Высокая инфляция – высокие ставки по кредитам. В результате экономика в застое, а разрабатываемые программы стратегические развития отрасли стабильно не выполняются.
Уговорить нефтяные компании закрыть старый завод и построить новый, более современный при оптимальном его размещении в условиях рыночной экономики не получится. Во — первых, такие проекты требуют огромных инвестиций. Во — вторых, зачем закрывать, если при существующих высоких ценах на нефтепродукты старый завод приносит прибыль. Тем более что конкурентов практически нет. Для создания конкурентной среды на российском рынке нефтепродуктов необходимо строительство новых региональных НПЗ. Это позволит сократить издержки на производство, транспортировку и хранение нефтепродуктов, стимулировать развития регионов и увеличить потребление нефтепродуктов. Региональные власти, как правило, поддерживают такие проекты и дают гарантии при их кредитовании. К сожалению попытки, независимых инвесторов, организовать строительство крупных НПЗ до настоящего времени ограничивались разработкой бизнес-планов. Одна из причин – это проблема обеспечения НПЗ сырьем. На практике независимые инвесторы очень зависят от поставок сырья в требуемых объемах.
Выше отмечалось, что в России биржевая торговля сырой нефтью не получила широкого развития. Крупные ВИНК поставляют нефть на свои нефтеперерабатывающие заводы или экспортируют по прямым договорам. В этих условиях появление независимых нефтеперерабатывающих предприятий маловероятно, так как завод без нефти это «груда металла».
По мнению авторов одной из возможных мер, стимулирующих увеличение объема биржевой торговли сырой нефтью в России, мог быть ввод обязательной продажи части добываемой нефти на нефтяной бирже (по аналогии с организацией продажи валюты на валютной бирже). Например, объем обязательной продажи нефти мог быть 20-30% от объема добываемой нефти. Оптимальная величина этого показателя будет уточняться в ходе проведения торгов и оценки конъюнктуры рынка. Возможно, в начальный период основными участниками торгов будут спекулянты, пожелавшие заработать на перепродаже и экспорте сырой нефти. А также сами нефтяные компании. Но в перспективе, по мере строительство новых НПЗ независимыми инвесторами, будет увеличиваться спрос на нефть со стороны новых более технологичных НПЗ.
На первый взгляд такое предложение может показаться абсурдным. Торги сырой нефтью нельзя сравнивать с биржевой продажей валюты, пользующейся спросом со стороны банков, предприятий и населения. Вместе с тем, в России экспорт сырой нефти является одним из основных источником валюты. Поэтому при создании благоприятных условий, обеспечивающих трейдерам свободную торговлю нефтью и возможность ее экспорта, объем биржевых торгов будут существенно увеличен. Положительным фактором будет объективная рыночная оценка сырой нефти на внутреннем рынке, что благоприятно отразиться на прозрачности нефтяного рынка и повысит эффективность налоговой и антимонопольной службы, а появление новых участников уменьшит монополизацию нефтерынка.
1. Нефтеперерабатывающая промышленность России и ведущих стран мира ОАО «ЦНИИТЭнефтехим» М. 2006 г., стр.456.
3. Топливный рынок — Специальное приложение. Жур. «Нефтегазовая Вертикаль» окт. 2006 г.
Http://www. epn-consulting. ru/voprosy-povysheniya-effektivnosti-neftepererabotki/
О мазуте, бензине и опилках в помощь читателю газет и экономполитику-любителю
В последнее время, буквально неделю-две как, стали выходить на поверхность многие процессы, идущие в российской нефтяной отрасли, дня не проходит, как первополосная статья «Ведомостей» не расскажет чего-нибудь интересного. Проблемы там зрели давно и решать их давно надо было, вопросы эти обсуждались годами, и вот сейчас вроде бы все созрело для достаточно масштабных реформ. Проблемы и в самом деле непростые и с множеством неочевидных эффектов. Если совсем коротко, то несколько лет назад было две главные проблемы – отсутствие адекватной схемы налогообложения нефтедобычи, при которой государство бы забирало справедливую долю природной ренты, и отсталость российской нефтепереработки. Решали обе проблемы тогда методами, которые казались красивыми, простыми и эффективными, но по истечении нескольких лет создали много новых проблем.
Про добычу будет в следующих частях нашей саги, а пока будет про нефтепереработку. Получилось очень длинно, но не взыщите, материи не самые простые, не так часто обсуждаемые, с множеством скрытых взаимодействий и неочевидных эффектов, и, судя по статьям последней пары недель, плохо понимаемых даже профильными журналистами. Я постараюсь все-таки объяснить, почему бензин в Омске, рядом с НПЗ и нефтью Западной Сибири стоит дороже, чем в Пскове, почему может быть выгодно и оправданно продавать на внешнем рынке сырье, а не готовый продукт из него, и как выгодный бизнес на поверку может быть весьма убыточным, какие производства нам развивать не надо, почему низкие цены на бензин могут быть слишком дорогим удовольствием.
В других изданиях тоже были подобные статьи, «Ведомости» в этом смысле не уникальны.
Технология нефтепереработки, прямо скажем не слишком новая, ей больше ста лет. Производство достаточно грязное, кто не верит, может поинтересоваться ценами на жилье в районе Капотни в сравнении с другими московскими районами. В самом простом варианте оно сродни производству самогона – нефть, являющую собой смесь различных углеводородов, путем дистилляции можно разогнать в несколько категорий нефтепродуктов. При этом около половины уйдет в «темный остаток», мазут. Получившиеся светлые нефтепродукты, прямо скажем, тоже будут не самого лучшего качества, молекулы в бензиновой фракции будут не той формы, так что, октановое число у этого бензина будет низким, в дизельной фракции будет много серы и соединений азота, недопустимых по экологическим требованиям – это продуктами их сгорания так мерзко воняет из выхлопных труб «Икарусов» и «КАМАЗов». Чтобы сделать из этих полуфабрикатов продукты европейского качества, нужно пропустить их через установки вторичных процессов – гидроочистку, на которой убирают серу, алкилирование, придающее молекулам углеводородов нужную структуру и т. д. А что же с мазутом, выход которого составил около половины? В принципе, продукт этот весьма бросовый – его можно отправить в топки печей коммунального сектора или электростанций, но газ в этом качестве удобнее, дешевле и чище, некоторое количество мазута используется в качестве топлива на кораблях, но и оттуда его выжимают, спрос есть только на мазут с низким содержанием серы.
На современном заводе с мазутом можно много чего сделать – пропустить через установку вакуумной возгонки, установки крекинга, на которых длинные молекулы бьются на более короткие, переработать все в тот же бензин, дизтопливо и керосин, а остаток – в кокс. В итоге, грамотно сконфигурированный завод способен производить из нефти ровно те продукты и в тех пропорциях, на которые есть спрос. Но это грамотно и недешево сконфигурированный.
Российские НПЗ, за единичными исключениями, современной конфигурацией не блещут, мощности установок вторичных процессов на них сильно уступают мощностям первичных дистилляционных колонн, да и уровень этих установок вторичных процессов не самый современный. В итоге получается вот что – российский завод перегоняет нефти столько, чтобы получилось достаточно бензина для покрытия потребностей внутреннего рынка. А попутно у него образуется огромное количество дизтоплива (низкокачественного) и еще большее – мазута. Бензин продается на внутреннем рынке, а дизтопливо и мазут отправляются на экспорт, где они становятся сырьем для установок вторичной переработки европейских НПЗ. Мазут продается по цене 70% от цены нефти, дизтопливо этого качества – 110%.
Тут, видимо, нужно рассказать о понятии «маржа переработки». Определяется оно так – сравним стоимость тонны нефти и продажную стоимость тех продуктов, которые на том или ином заводе из этой тонны нефти можно получить. Отношение и будет этой самой маржой переработки. Заметим несколько вещей – во-первых, эксплуатационные затраты в это понятие не входят, их нужно будет вычитать отдельно. Во-вторых, маржа сильно зависит от того, сколько того или иного продукта в результирующей корзине завода и почем продается тот или иной продукт. Соответственно, если в корзине завода превалируют бензин и дизтопливо, которые продаются на 20-25% дороже нефти, то маржа у него будет повыше, а если все больше высокосернистый мазут, за который дают 70-80% от цены нефти, то эта маржа может быть и вовсе отрицательной, даже без учета затрат. Да, это вполне возможно, взять нефть, пропустить ее через НПЗ, потратить рабочее время людей, энергию, загрязнить атмосферу и получить на выходе комплект продуктов, которые можно будет продать лишь дешевле, чем ту нефть, из которой они сделаны. Ситуация не уникальна – в старое время «Москвошвея» и «Скороход» переводили вполне добротное сукно и натуральную кожу в похоронного вида костюмы и ботинки, в котрых никто не хотел ходить. Именно так устроено большинство российских НПЗ, результат их работы стоит на мировом рынке дешевле, чем сырье, которое они потребляют. Их продукцию покупают в основном в качестве сырья европейские НПЗ и делают нормальные продукты.
А почему ж тогда российские нефтяные компании предпочитают экспортировать нефтепродукты, а не нефть, там, чай, не идиоты сидят? Там действительно не идиоты и деньги считать там умеют. Дело все в том, что экспортная пошлина на нефтепродукты существенно ниже, чем на нефть. В среднем она составляет 55% от пошлины на нефть, при этом на мазут она всего 38%, а на светлые нефтепродукты – 70%. Т. е. если бы речь шла о деревообработке, ситуация была вот какой – вывозя бревно целиком, нужно б было заплатить $100 пошлины с бревна. А порезав бревно на несколько кривых чурбанов, да переведя половину бревна в опилки, с чурбанов, составляющих половину бревна, $35, да с опилок $17. Бревно б можно было продать за $150, а чурбаны с опилками за $130. Но наша-то выручка, после уплаты пошлины, $77, а с бревна б была всего $50. Ну да, эксплуатация пилорамы чего-то стоит, скажем, $10, чурбаны и опилки возить дороже, чем бревна, на этом потеряем еще $7. Но свою десятку против продажи бревна-то мы всяко имеем. Итого – мы из товара стоимостью $150 сделали товар стоимостью $130, совершив для этого мартышкиного труда на $17. И за эту общественно-полезную деятельность государство выписало нам субсидию в размере $48 – это как раз разница в пошлинах. Заметьте, что нам даже не выгодно тратить деньги на повышение доли чурбанов и уменьшение доли опилок, от этого субсидия уменьшится. С нового года, правда, эту систему сделают чуть менее иррациональной, уравняв пошлины на темные и светлые нефтепродукты, но все равно, система продолжит иметь смысл – возвращаясь к аналогии с чурбанами и опилками наша чистая выручка составит $75 вместо $77 до введения уравнивания, что по-прежнему сильно больше $50 за цельное бревно, но унас хотя бы появится минимальный смысл повышать долю чурбанов. Много говорится о необходимости создавать рабочие места, экспортировать товар, а не сырье и т. д. Задумайтесь еще раз над этим чурбанным примером, стоит ли действительно создавать и поддерживать рабочие места, на которых люди будут приносить не пользу, а вред? Ведь дешевле б было бы просто платить им зарплату, чтобы они не работали и не переводили хорошие бревна на чурбаны и опилки.
Читатель спросит, зачем, собственно, была введена такая прекрасная система? А введена она была для удержания цен на нефтепродукты на внутреннем рынке на низком уровне. Задумаемся, как работает российский НПЗ? Он берет тонну нефти, вынимает из нее процентов 50% в виде продуктов, которые может продать на внутреннем рынке, а остальное нужно куда-то девать. Оставшиеся 50%, хвосты, как это называют нефтепереработчики, он везет по железной дороге до порта (а по железной дороге нефтепродукты возить значительно дороже, чем гнать нефть по трубе отправляет в специальных судах (фрахт которых стоит дороже, чем фрахт нефтяных танкеров) эти продукты в Европу и продает там, почем продастся (а продастся недорого, значительно дешевле, чем нефть, ибо самые ценные компоненты остались в России). Сравните это с экономикой пусть даже такого же завода в Европе, он-то может продать свои отходы прямо на воротах. А уж у завода с хорошей конфигурацией таких проблем и вовсе нет. В итоге, в ситуации полностью отсутствующих пошлин российским НПЗ для получения приличной прибыли надо продавать нефтепродукты по цене процентов на 70 выше, чем сейчас. Что поразительно, это цена оказывается на 20% выше цены импортного паритета, т. е. привезенный из Финляндии в Поволжье бензин оказался бы дешевле бензина поволжского производства.
Чтобы не допустить непонятной избирателю дороговизны нефтепродуктов в крупнейшей нефтедобывающей стране мира, правительство пускается в игры с пошлинами. Вводится экспортная пошлина на нефть, смысл которой – обеспечить российские НПЗ дешевым сырьем. Таким образом, российский НПЗ покупает нефть дешевле, чем его роттердамский собрат – аккурат на сумму пошлины. На самом деле, еще дешевле, аккурат на стоимость транспорта от России до Роттердама. Тут же надо вводить и пошлины на нефтепродукты – иначе экспорт нефтепродуктов станет золотой жилой. Их и вводят – но пониже чем на нефть и дифференцированные – входя в положение НПЗ, рассказывающих, что экспорт продуктов для них вынужденный, что они б и рады малоценный мазут не вывозить, но уж такая им досталась убогая конфигурация от проклятой плановой экономики, а на реконструкцию нужны деньги. В результате российская нефтепереработка стала супервыгодным предприятием. Маржа переработки в России нынче – $12-$15 за баррель, это на наших-то не лучших заводах, в то время, как на лучших европейских заводах она вдвое ниже, а на заводах сравнимого уровня попросту отрицательна.
Добро бы эта система действовала только на «хвосты» и льгота, пусть и в чрезмерных количествах выдавалась на объемы вынужденно экспортируемых продуктов. Но горе еще в том, что эта система стимулирует нефтяные компании по максимуму загружать свои заводы и по максимуму экспортировать нефть в виде нефтепродуктов. Российское потребление нефтепродуктов сейчас около 80 млн. тонн. Для того, чтобы произвести это количество, нам нужно переработать около 180-200 млн. тонн нефти. Это уже дает 100-120 млн. т. экспорта нефтепродуктов, приносящего по аккуратным подсчетам одни убытки. А перерабатываем около 250 млн. т. и 50 млн. т. можно б было не перерабатывать, а экспортировать в виде нефти, выручая для страны процентов на 10 больше валюты и с существенно меньшими затратами внутри страны. А пока попытки “уйти от сырьевого экспорта и производить товары с высокой добавленной стоимостью” оказываются сродни китайским попыткам времен “культурной революции” превзойти США в выплавке чугуна, для чего были задействованы все деревенские кузни и пекарни. Чугуна было сделано много, США были превзойдены, но потом весь этот чугун пришлось отправить на экспорт по цене руды. В принципе, что-то аналогичное произошло и у нас с нефтепереработкой, мини-НПЗ, запускавшиеся в последние годы всеми, кому не лень, например, компанией-владельцем бренда «Золотая семечка», это как раз аналог китайских деревенских домен.
Идеальным был бы вариант, если бы страна перерабатывала 100-120 млн. тонн и экспортировала максимум 40 млн. тонн нефтепродуктов. Этого б можно было достигнуть, если бы российские НПЗ были идеальной европейской конфигурации, а в автопарке было б куда больше автомобилей с дизельными моторами. Если аккуратно посчитать, то инвестиции в такое решение нужны слишком высокие, и оптимум достигается при сохранении определенной доли вынужденного экспорта, но Россия для собственных потребностей могла бы вполне перерабатывать 140-160 млн. т., а экспортировать не малоценный мазут, а качественное дизтопливо. Могла бы, если бы у компаний был бы резон инвестировать в модернизацию НПЗ, но у них этого резона нет. Получается замкнутый круг, аналогичный тому, в котором долгое время пребывал российский автопром – жалуясь на свою отсталость, отрасль просит сохранять таможенный режим, в котором ей комфортно существовать, а оказываясь в таком режиме, теряет интерес к преодолению отсталости. Предлагаемые сейчас меры – это очень скромный шаг к тому, чтобы подтолкнуть отрасль к модернизации, сделать обновление НПЗ более выгодным, при этом сохранится и текущая доходность нефтепереработки, и проекты модернизации будут инвестиционно привлекательными. Единственно, заводы более не смогут фундировать модернизацию из текущего денежного потока, но ведь и на бытовом уровне мало кто рассчитывает на возможность совершения покупки товаров длительного пользования, будь то квартира или машина, из текущей зарплаты, а установка вторичных процессов на заводах сродни таким обывательским инвестициям. Ни один крупный завод не должен закрыться от введения такой политики, лишь снизится объем их загрузки до уровня соответствующего мощностям вторичной переработки, так что, и рабочие места не пострадают. Закроются полулегальные мини-НПЗ, но их уж совершенно не жалко, весь разговор об уничтожении стоимости и переводе бревен в опилки относится к ним втройне.
По-хорошему, стоило бы совсем отменить таможенные искажения. Свою долю с нефтедобычи государство легко может брать иными налогами, в этом проблем никаких нет. А вот демонстрация обывателю реальной стоимости топлива, в частности, привела бы и к куда более скорой модернизации автопарка. Опять же, в искаженной российской действительности есть много способов сдемпфировать рост цен – при всей выгодности экспортно-ориентированной переработки, внутренний рынок покуда еще более выгоден, в силу его олигопольной структуры, нефтяные компании продают оптом нефтепродукты с 20-30% премией к цене экспортного паритета, а в розничном канале, принадлежащем им же, накидывают еще процентов 30, тогда как в Европе розница нефтепродуктов вообще работает в ноль, зарабатывая только на магазинах. Пока же предлагается всего лишь снизить слегка пошлину на сырую нефть, что поднимет стоимость закупки нефти российскими НПЗ и сохраняя процентный зазор между нефтью и нефтепродуктами, уменьшит его абсолютный размер.
Обыватель вправе задать вопрос, а ему-то что за радость от упразднения этого механизма пошлин, если из-за этого вырастут цены на бензин? Короткий ответ на это – механизм пошлин и субсидирование потребления бензина по сниженным ценам слишком дорого обходятся стране. Начать с того, что у таких субсидий странные адресаты, хозяин жизни на «Кайенне» этой субсидии получает больше, чем пенсионер на ржавой «копейке», это раз. Вообще, дешевый бензин стимулирует расточительное поведение, от предпочтения бензиновых автомобилей, хотя стране бы было выгоднее, если бы большая часть автопарка была дизельной, до мучительных московских пробок. Кроме того, чтобы выдать эту субсидию, государству приходится терпеть уничтожение стоимости в экспорте нефтепродуктов, а это потерянные для страны деньги, вынутые их кармана у каждого. Наконец, для обеспечения этой субсидии, государство чрезмерно обкладывает налогами добычу нефти, в результате чего производство, которое реально создает стоимость для страны, работает в полсилы, не осваивает всех месторождений, которые могло бы, раньше останавливает добычу на стареющих месторождениях и т. д. – но об этом в следующей части и поподробнее. Эти деньги, которые мы совместно теряем, это недоплаченные пенсии, непостроенные дороги, несниженные налоги, и цена вопроса там – двузначные миллиарды долларов в год упускаемой прибыли. Хотя, конечно, если считать, что все равно разворуют, распилят, откатят, а так хоть что-то простому человеку достается, то аргумент не работает.
Отдельно, наверное, надо написать об инвестиционной привлекательности нефтепереработки вообще и экспортно-ориентированной нефтепереработки в частности. Вот говорят, китайцы-то строят НПЗ вовсю, а мы чем хуже, надо и нам строить, а не лаптем щи хлебать. Построим где-нибудь в Моршанске сверхсовременный НПЗ, зальем всю Европу высокомаржинальным бензином и дизтопливом. Проблемы тут в том, что в мире вообще, и в частности в Европе и США, которые являются рынками для нашей нефти и возможными рынками для нефтепродуктов, существует избыток нефтеперерабатывающих мощностей. Компания Total, например, только что закрыла свой завод в Дюнкерке, не найдя на него покупателя. Спрос на нефтепродукты в Европе и США будет стагнировать, если не падать. А тем временем, в Индии и в Китае строят большие заводы, ориентированные на обеспечение своего внутреннего рынка (а там как раз начинается массовая автомобилизация и спрос будет расти но строят их с запасом, а пока этот запас и пойдет на экспорт. Но стоят эти заводы на побережьях морей и экспорт планируется лишь как механизм маневра. При этом поскольку это широкомасштабное и стандартное промышленное производство, отдача на капитал закладывается на уровне 8-12% годовых. Важным элементом в этой схеме является еще китайская себестоимость строительства. В принципе, можно построить в России экспортно-ориентированный НПЗ, который обеспечит разумную инвестицонную отдачу без таможенной субсидии. Но есть два «но» – он должен стоять у побережья судоходного моря и его необходимо построить с плотным контролем над затратами. Превышение сметы строительства на 30% (а для России и двукратное превышение не редкость) приведет к тому, что окупаемость проекта станет сомнительной, расположение стройки даже в 600 км от моря, тоже сведет всю экономику к нулю. Как уже много раз говорилось, в нормальной, не искаженной субсидиями и олигополистичным ценообразованием, ситуации бизнес этот с весьма низкой маржой. Транспорт нефтепродуктов дороже чем транспорт нефти даже по морю – нужны специализированные суда, они как правило меньшего размера, танки нужно тщательнее мыть, нефтепродукты более огнеопасны чем нефть. Рынок нефтепродуктов менее ликвиден, чем рынок нефти и следовательно, более волатилен. Так что, при прочих равных завод на побережье Финского залива все равно будет хоть и прибылен, но менее прибылен, чем завод в устье Шельды. Но основной фактор здесь – это разница в тарифах на транспортировку нефти по нефтепроводу до порта и нефтепродуктов по железной дороге до порта. Даже для поволжских заводов она может в 2-3 раза превосходить возможную маржу переработки, а для уральских окажется и того выше. Это транспортное плечо, географический фактор, от которого никуда не деться, и сводит на нет всю возможную привлекательность экспортной схемы. В теории можно построить трубопроводы, по которым транспортировать нефтепродукты, но зачем это делать, если у нас уже есть транспортная система для нефти? В конце концов, повторимся, ничего особенно инновационного в технологии нефтепереработки нет, и если уж страна размышляет, на какие производства ей потратить несколько десятков миллиардов долларов, им может найтись лучшее применение. Если уж очень хочется участвовать и в этом звене цепочки стоимости, то наиболее рациональной была бы покупка российскими компаниями НПЗ в Европе, ближе к потребителю. И эта практика, кстати, была бы не новой, венесуэльской нефтяной компании PdVSA принадлежит несколько НПЗ в США, а ливийскому Тамойлу и кувейтской QNPC – в Европе.
Эта часть, надеюсь, будет проще и понятнее первой. Хотя бы уже потому, что про добычу сказано много и не раз, да и бизнес этот в экономическом плане гораздо проще.
Если говорить о добыче на «старом» месторождении, которые и составляют основу российской добычной базы, то принцип там достаточно простой. Владельцем недр является государство, ему принадлежит природная рента от монетизации ископаемых. Считается, что государство – не слишком эффективный оператор месторождений, поэтому оно пускает эксплуатировать свои природные богатства частные компании. Компании тратят деньги и усилия на закупку инвентаря, работу на месторождениях, взамен желают получить разумный возврат на этот капитал и усилия, а что сверх того, это не честный доход работника-капиталиста, а справедливая доля владельца ресурса. Вопрос, правда, в том, как посчитать, сколько же реально было вложено в работу и какова справедливая доля недропользователя.
Все 90-е государство пыталось как-то померить затраты и реальную прибыль от нефтедобычи и обложить нефтяников сообразно с их доходом, и каждый раз нефтяники оказывались хитрее. Помните волшебные слова «ЗАТО» и «скважинная жидкость»? В итоге, государство плюнуло и в начале 2000-х ввело простую, как правда, систему налогообложения. Во-первых, государство сказало, что ему не интересно считать, какие реально у нефтяников затраты и почем они реально продают нефть. То-есть, может быть, и интересно, но оно заранее знает, что у него ничего не получится, все равно надуют. Есть цифра, которую государство может пронаблюдать, это цена российской нефти в Роттердаме. Государство может прикинуть, сколько в среднем стоит добыть нефть в России. Вот из этого и будем исходить. Итого, решили, что до уровня приведенной себестоимости добычи и транспорта, на тот момент, около 9 долларов за баррель, никаких специальных налогов государство вообще не берет, ограничивается только налогом на прибыль, таким же, как и для всех остальных предпринимателей. Начиная с $9/bbl, ставка налога на выручку начинает плавно расти от нуля до 93% со всего, что сверх $25/bbl. Вводилсь в действие эта схема, когда российская нефтянка едва-едва оживала после кризиса 1998-го года, когда российская нефть шла на мировых рынках по $7/bbl, и $25 казались суммой совершенно запредельной. Компания Shell в те годы использовала $10, $14 и $18 как цифры для своего низкого, основного и высокого сценария. Все, что сверх $25, воспринималось, действительно, как природная рента, дар небес, на который компаниям претендовать было бы как-то и неприлично, да и не очень-то и хотелось, мало кто верил, что цены могут долго держаться на столь высоком уровне. Вводилась эта система на год-два, с тем, чтобы за это время придумать, какую систему ввести на долгий срок. У нее было одно очевидное и очень сильное преимущество, крайняя прозрачность и простота в администрировании. В итоге она продержалась 10 лет.
Тем временем, в мире произошло много интересного – цена на нефть ушла далеко за $25 за баррель, а российская экономика сильно окрепла. Теперь нефть в России стоит добывать куда дороже. Тарифы «Транснефти» за это десятилетие увеличились вчетверо и собираются расти на 15% в год на протяжении еще нескольких лет. Электричество подорожало, а это существенный элемент себестоимости добычи – нефть давно надо поднимать на поверхность насосом. Месторождения «устали», обводненность старых скважин все выше и выше, а это значит, что для добычи все того же объема нефти, надо поднимать на поверхность втрое, вчетверо, впятеро, вдесятеро больше скважинной жидкости, чем раньше, прогонять ее через подготовительные сооружения, вычленяя собственно нефть, закачивать все больше воды в пласт для поддержания давления, все чаще менять насосы. Новые скважины, взамен выходящих из строя, бурятся во все худшие зоны месторождений – с меньшими продуктивными толщинами, меньшей нефтенасыщенностью, худшими стартовыми дебетами, меньшей полной накапливаемой добычей на скважину – т. е. усилий требуется все больше, а нефти получается все меньше. Российская нефтяная отрасль получила свою дозу анаболика в 2000-е, позаимствовав ставшую стандартной на западе к тому моменту технологию гидроразрывов, горизонтального бурения, многоствольных скважин. Технологии позволили получать больше, чем было принято в 70-е и 80-е, сделали коммерческими участки месторождений и запасы, ранее такими не считавшиеся, но они лишь смогли отодвинуть и замедлить неизбежное.
Еще одна, очень тяжелая для нефтяников тенденция, связана с укреплением рубля. Заметьте, что вся выручка в нефтедобыче долларовая. Даже та цена, по которой нефть продается на внутреннем рынке, жестко привязана к мировой цене, и выше экспортного паритета быть не может, покуда Россия экспортирует нефть. А затраты у нефтяников рублевые, и если рубль укрепляется и рублевая инфляция продолжает свое движение, то за все то же количество долларов они получают все меньшее количество рублей, которыми нужно расплатиться по все возрастающим рублевым расценкам.
В кризисном 2008-м году правительство дало определенную поблажку, подняв нулевую точку шкалы прогрессивного налогообложения с 9 до 15 долларов на баррель, но сильно это картины не изменило.
В итоге, сейчас многие месторождения балансируют на грани окупаемости. Нефтяным компаниям с каждого добытого барреля достается около $22, с которых надо покрыть эксплуатационные и капитальные затраты, стоимость транспорта нефти из Сибири до портов, а государство забирает остальные $50. Причем, если реальная себестоимость оказалась $25, то государство все равно заберет $50, т. е. $3 доплатит из своего кармана нефтяник за почетное право добывать нефть на благо страны.
Результатом такой налоговой политики становятся большие балластные потери, т. е. изрядная доля запасов, которые могут быть добыты с выгодой для страны в целом, до раздела между государством и компанией, остаются в земле, ибо недропользователю, с учетом того, что он будет вынужден отдать государству, их добывать можно только в убыток. Выражается это много в чем – в непробуренных низкодебетовых скважинах, в остановке добычи при достижении определенных уровней обводненности, в не-замене сломавшихся насосов и т. д. В итоге на старых месторождениях уже несколько лет, как добыча падает. И на самом деле, падать ей следовало бы еще быстрее, ибо компании продолжают добывать с убыточных для себя активов. Делают они это по ряду причин. Во-первых, убыточные активы держат в качестве опциона на то, что государство одумается и изменит налоговую систему, и тогда они снова станут прибыльными. Но чем дольше этого не происходит, тем дороже их держать и тем слабее вера, что что-то изменится, т. е. ощущаемая ценность этого опциона снижается. Во-вторых, у государства, которое получает свои исправные $50 с каждого барреля любой добычи, выгодной или невыгодной, есть административные рычаги заставлять компании продолжать добычу. Называется это, с одной стороны «лицензионные обязательства», по которым приходится добывать и с невыгодных частей месторождения, чтобы иметь возможность добывать с выгодных, а с другой – неформальные понятия, по которым компании не хотят ссориться с государством. Так или иначе, эта невыгодная добыча является дополнительным скрытым налогом на нефтяные компании. Бесспорно, в России до сих пор есть активы с себестоимостью куда меньшей, чем пороговая, и на которых компании имеют свою прибыль и сверхприбыль, так что, их положение хоть и не сахарное, но и не отчаянное.
Печально, правда, вот что – за годы относительно высоких цен на нефть разработано много относительно дорогих технологий, резко повышающих нефтеотдачу. Они стоят, скажем, около $30 за баррель, и при $70-$80 продажной цены вполне прибыльны. Но ни один российский нефтяник и пробовать их не станет, какой смысл, если они для него заведомо убыточны? А ведь эти технологии могут дать на старых месторождениях, в старых регионах с готовой инфраструктурой дополнительной добычи больше, чем ожидается извлечь в месторождениях Восточной Сибири и Ямала, куда надо еще тащить дороги, трубопроводы, ЛЭП, строить объекты обустройства…
Кстати, о новых месторождениях. Я несколькими строками выше написал, что добыча в России стала падать, а по статистике она росла. Как же так? Она и росла, за счет десятка проектов, двух сахалинских СРП, выходивших в последние годы на проектную мощность, Ванкора, пары-тройки проектов на севере Тимано-Печорской провинции и пары-тройки в Восточной Сибири. Но проекты эти по большей части запускались в начале 2000-х, когда затраты были еще относительно низки, а цена на нефть шла резко вверх, а найдено большинство этих месторождений было и вовсе в советское время. Сахалинские СРП оставим в стороне, но сейчас так получается, что чуть не все эти новые проекты убыточны, как минимум, в том смысле, что не окупают своих капзатрат, а некоторые и эксплуатационных, может быть, не окупают. В принципе, такую ситуацию можно б было предположить и когда проекты строились, особенно, когда по ним пошло превышение смет. Тогда между компаниями и государством возникло неформальное соглашение, мол, вы, господа нефтяники, не подкачайте, страну без нефти не оставьте, а мы уж тут тоже не без понятия, правильную доходность обеспечим, способы найдем. Способ, который был найден – каникулы по НДПИ и экспортной пошлине, до достижения этой самой разумной рентабельности. Только проблема в том, что этот режим зиждется на понятиях, и каждый месяц может быть отменен в результате борьбы бульдогов под кремлевским ковром – это только половина проблемы. А вторая половина – что никто толком не договорился, какая должны быть эта разумная доходность и на какой затраченный капитал ее считать, что, разумеется, создает очень большое пространство для творчества и требует ручного управления со стороны государства над каждым проектом. Вкупе все это становится до боли похожим на неприятное слово из 3 букв, СРП, только не кодифицированным.
Заметим, что освоение новых месторождений – мероприятие куда более рискованное, чем эксплуатация старых. Надо на входе на протяжении нескольких лет закапывать в землю большое количество денег, ничего не получая взамен, на положительный денежный поток нефтяные проекты выходят лет через 8-10 после начала разработки. А все это время, кроме стандартных политических и рыночных рисков, с которыми сталкивается разработчик старых месторождений, нужно жить с рисками бюджета – все мероприятие может оказаться куда дороже, чем предполагалось, графика – стройка может затянуться, так что, окупаемость сильно затянется, технологий – задуманная схема разработки может не подойти и геологическим, нефти может попросту не оказаться или оказаться сильно меньше, чем казалось при разведочном исследовании месторождения. Так что, норма прибыли, ради которй бизнесмены готовы ввязываться во весь этот цорес, оказывается выше, чем для старых месторождений.
Надо ли говорить, что конвейер новых нефтяных проектов выглядит сейчас весьма пусто? Нет на нем ничего похожего на Приобское, Ванкор или Пильтун-Астохское. Так что, когда эти проекты окончательно выйдут на полку, нового роста, чтобы возмещать падение на старых активах теми же темпами взять будет неоткуда. Отчасти причины в том, что с конца 80-х искать новые месторождения перестали. Но отчасти и в том, что и известные месторождения, стоявшие в очереди после Ванкора и Тимано-Печоры, никто особенно не торопится вводить в эксплуатацию, увидев, что доходность подобных предприятий весьма сомнительна и ненадежна.
Наконец, внимательный анализ финансовой отчетности нефтяных компаний показывает, что им банально не на что запускать новые проекты в добыче, у двух крупнейших российских нефтяных компаний денежный поток подразделений разведки и добычи в последние несколько лет был отрицательным, у прочих положение получше, но не так сильно. На первый взгляд, поразительный результат, вдумавшись в вышеприведенную арифметику, он становится куда более понятным. А главным пострадавшим от спада добычи будет государство – вспомните пропорцию раздела выручки, в которой при нынешних ценах оно имеет около двух третей.
В определенной степени государство возвращало часть изъятой сверх разумной нормы прибыли нефтяным компаниям через льготное налогообложение нефтепереработки – об этом мы говорили в предыдущем выпуске. Этими деньгами компании и фундировали новые проекты в добыче. Но беда в том, что этот возврат был пропорционален не объему добычи, не объему заново осваиваемых запасов, а только и единственно объему экспортированных нефтепродуктов, а косвенно – уничтоженной при этом стоимости.
А что делать-то? Пункт первый – снижать ставки налогов. Это самое простое и главное, что правительство может сделать для отрасли. С большой вероятностью сборы при этом не упадут, а вырастут – за счет увеличения объемов добычи. Пункт второй – хорошо бы налоги эти в большей мере увязать с прибылью, а не выручкой. Это будет оч-чень непросто. У нефтяников тут же появится соблазн осаждать возможно больше затрат в той части своих предприятий, которые будут подвержены альтернативной ставке налога на прибыль. Налоговикам придется разбираться, насколько оправданны те или иные затраты. Но иного способа сподвигнуть нефтяников вовлекать в разработку более дорогие запасы, не выдавая при этом слишком высокие льготы легким месторождениям, нет. Точнее, есть, но они будут еще тяжелее в администрировании, еще более случайны, еще более взяткоемки. Пункт третий – убирать перекосы между экспортом нефти и нефтепродуктов, которые ведут к уничтожению стоимости. На одном этом можно сохранить для страны изрядные миллиарды долларов в год, которые можно оставить нефтяникам на развитие.
Кажется, правительство осознало необходимость чего-то менять, вопрос, как быстро, и в какой мере эти изменения произойдут. Если же ничего не сделать, то несколько лет ситуация будет почти такой же, как сейчас, а потом добыча начнет падать камнем на десятки процентов в год и мы увидим такой же спад, как в 90-е, только выбираться из него будет гораздо труднее.
Ну и последний момент – а как же либерализация, конкуренция, контроль над затратами? Все это конечно нужно, но по факту мы имеем ту структуру отрасли, которую имеем. Российские компании, при всех их недостатках, собрали у себя, пожалуй, наилучший человеческий капитал в России и за затратами следят довольно плотно. Не скажу, что они так же эффективны, как иностранные компании, но в области добычи находятся все-таки в той же лиге, в отличие от переработки. Но как бы они не старались, повышая свою эффективность, они могут отжать 2-3 доллара с барреля, а сейчас вопрос стоит уже о суммах другого порядка.
Бедные нефтяные компании. Буквально в убыток себе работают. в статье написано совсем не это
Я и почитал, и подумал. То все жалуются на то, что страна крепко сидит на нефтяной игле, то теперь жалуются на то, что страна мало нефти добывает из-за высоких налогов, и мол многие месторождения простаивают или недовырабатываются. И при этом у нас в стране самые богатые компании – именно те, которые добывают полезные ископаемые.
Хочется заметить, что для страны объемы добытых ископаемых – это отнюдь не самоцель. Если в первой части статьи все написано верно – гораздо лучше для страны уметь перерабатывать всю нефть, чем выделять легкие фракции, а остальное продавать в Европу как сырье – то во второй части рост добычи нефти ставится как самостоятельная цель, а снижение темпов добычи – как проблема. А на самом деле как раз наоборот, учитывая, что большинство ископаемых – невозобновляемый ресурс.
Если в первой части статьи все написано верно – гораздо лучше для страны уметь перерабатывать всю нефть, чем выделять легкие фракции, а остальное продавать в Европу как сырье Ты и первую часть похоже невнимательно читал.
Если нет внутреннего потребления лучше не перерабатывать а гнать за границу нефть, потому что транзит нефти дешевле.
А из-за кривого налогообложения у нас НПЗ занимаются “мартышкиным трудом” а страна теряет деньги.
Если нет внутреннего потребления лучше не перерабатывать Есть внутреннее потребление бензина, а результатом его производства и являются тяжелые фракции типа мазута. С ними как раз 2 варианта – переработка и экспорт.
Ну так получается, что правительство стимулирует развитие именно переработки, а не просто добычу сырья с доставкой. Конечно, делает это криво, спрос на нефтепродукты тоже бы надо поднять.
Ну так получается, что правительство стимулирует развитие именно переработки, а не просто добычу сырья с доставкой. Конечно, делает это криво, спрос на нефтепродукты тоже бы надо поднять. Получается как раз наоборот что стимулирует переводить продукт на говно и продавать дешевле потому что это выгоднее в виду структуры пошлин.
Израсходовать меньше нефти полностью перегнав ее в бензин(сколько нужно рынку) и солярку и продать остаток нефти в чистом виде менее выгодно чем переработать побольше нефти и продать “продукты переработки” потому что пошлина ниже. Что и происходит. Вы чем читаете?
Заметим несколько вещей – во-первых, эксплуатационные затраты в это понятие не входят, их нужно будет вычитать отдельно. Кто прочитал и всё понял – ткните пожалуйста, где там эти затраты в статье приведены (я не нашёл).
А то у меня пока получается по первой части, что крекинг и вообще процессы получения лёгких фракций из тяжёлых – это как бы бесплатно. Что как бы есть идиотизм
Там опекс копеечный. Так навскидку не верится, хотелось бы хотя бы примерных цифр.
А также расход основных фондов (хотя бы стоимость установки на срок эксплуатации)
А также расход основных фондов (хотя бы стоимость установки на срок эксплуатации) От коэффициента Нельсона зависит
Считай для низкого 10 баксов на тонну переработка, 120 баксов строительство, для высокого умножь на 2.
А чего не верится-то? Западные НПЗ-то чай не просто так перерабатывают всё без издержек, да ещё и наши издержки покупают. Вместо того чтобы побольше сырья купить, а издержки выкинуть.
Во второй части рост добычи нефти ставится как самостоятельная цель, а снижение темпов добычи – как проблема. А на самом деле как раз наоборот, учитывая, что большинство ископаемых – невозобновляемый ресурс. Во второй части показывается, что во-первых, экономические факторы форсируют добывать из лёгких месторождений, а не добивать сложные, а так поступать с невозобновляемым ресурсом нехорошо. Во-вторых, падение уровня добычи это тоже проблема, так как человечество и Россия как его часть не намерены снижать уровень потребления. Когда истощатся все месторождения разведанные в 80-х, и цены на энергию подскочат, тебе легче будет от того, что где-то под землёй ещё есть много неразведанной и недобытой нефти?
Во второй части показывается, что во-первых, экономические факторы форсируют добывать из лёгких месторождений, а не добивать сложные, а так поступать с невозобновляемым ресурсом нехорошо. Во-вторых, падение уровня добычи это тоже проблема, так как человечество и Россия как его часть не намерены снижать уровень потребления. Когда истощатся все месторождения разведанные в 80-х, и цены на энергию подскочат, тебе легче будет от того, что где-то под землёй ещё есть много неразведанной и недобытой нефти? Ну вот подумай сам. Можно оставить недобытыми 1 млн баррелей нефти на сложном месторождении с себестоимостью добычи в 30$ сейчас, и начать разрабатывать другое, легкое, месторождение, на котором добыча стоит скажем 10$. А можно сейчас оставить нетронутым легкое месторождение в 1 млн баррелей и добывать остатки из сложного, тратя по 30$, и радоваться, что “если что – у нас заначка по 10$ за баррель лежит”. В обоих случаях получим 1 млн баррелей. Но даже если сравнять доходы в обоих случаях с помощью налогов, это будет абсолютно неоправданно экономически.
Чем меньше останется нефти – тем выше будет ее стоимость, и тем ниже будет доля себестоимости в полной стоимости. Кроме того, в будущем могут появиться технологии, снижающие себестоимость добычи нефти и открывающие те самые законсервированные “сложные” месторождения, как было в свое время с технологией гидроразрыва.
Поэтому в будущем будет гораздо выгоднее добывать сложные месторождения, чем сейчас, и это связано отнюдь не только с налоговой политикой государства.
А может вообще получиться так, что пропадет спрос на нефтепродукты, и тогда законсервированные легкие месторождения вообще потеряют свою ценность. Так какой смысл оставлять их “на потом”?
Так какой смысл оставлять их “на потом”? тут принципиально два разных подхода имеется – один ты озвучил, но есть и другой. И сторонников-противников у них примерно пополам
Во-первых, если ты уже один раз потратился на разработку, то второй раз этого делать не будешь (нефти останется недостаточно). Тратиться на поддержание всего обуродования тоже не станешь. Таким образом, то, что не добыто сейчас, по большей части уже просто засрано и не будет добыто никогда.
Во-вторых, завтра люди тоже захотят есть. А в России пока не научились использовать деньги сегодня на благо завтра (отчасти относится ко всему миру). Так что добыча всей нефти сегодня приведет не к экономическому росту, а к раздутию потребления, которое сменится голодом, когда нефть кончится.
Израсходовать меньше нефти полностью перегнав ее в бензин(сколько нужно рынку) и солярку и продать остаток нефти в чистом виде менее выгодно чем переработать побольше нефти и продать “продукты переработки” потому что пошлина ниже. Что и происходит. Вы чем чи ты рассуждаешь с позиции, что сырая нефть состоит из какого-то соотношения нефтепродуктов и остатков (мазута и в силу экономических соображений приходится вместе с нефтепродуктами гнать и остатки. В то время как необходимо наладить технологию переработки, чтобы этого говна меньше получалось, отладить более эффективную технологию (например, с помощью более эффективного крекинга получаются более легкие фракции).
Ты рассуждаешь с позиции, что сырая нефть состоит из какого-то соотношения нефтепродуктов и остатков (мазута и в силу экономических соображений приходится вместе с нефтепродуктами гнать и остатки. В то время как необходимо наладить технологию переработки, чтобы этого говна меньше получалось, отладить более эффективную технологию (например, с помощью более эффективного крекинга получаются более легкие фракции). Объясняю последний раз. Если всю нефть которая “перерабатывается” сейчас переработать “эффективно” на солярку и бензин то на них не найдется потребителей в стране.
Прийдется все-равно их гнать на продажу неэффективным способом что тупо – лучше переработать поменьше полноценно, а продать оставшуюся непереработанную нефть.
Существующая структура налогов не способствует этому. Нет резона улучшать производство – без разницы что гнать за границу, мазут или бензин с соляркой.
Таким образом, то, что не добыто сейчас, по большей части уже просто засрано и не будет добыто никогда. Сейчас для многих новых месторождений есть нулевая налоговая ставка до достижения определенной суммарной добычи, которая позволяет компании отбить затраты на освоение месторождения. То же самое можно делать и для компаний, осваивающих закрытые когда-то по причине нерентабельности месторождения.
Да, это вполне возможно, взять нефть, пропустить ее через НПЗ, потратить рабочее время людей, энергию, загрязнить атмосферу и получить на выходе комплект продуктов, которые можно будет продать лишь дешевле, чем ту нефть, из которой они сделаны. Из этого разве не следует, что те 50 млн. тонн (по данным из статьи которые мы продаём “целиком” должны вызвать “с той стороны границы” появление смешивающих заводов?
Ведь разделённые дистилляцией нефтепродукты можно смешать обратно в ту же нефть, которая по мнению автора дороже.
То все жалуются на то, что страна крепко сидит на нефтяной игле, то теперь жалуются на то, что страна мало нефти добывает из-за высоких налогов, и мол многие месторождения простаивают или недовырабатываются. И при этом у нас в стране самые богатые компании – именно те, которые добывают полезные ископаемые.
Хочется заметить, что для страны объемы добытых ископаемых – это отнюдь не самоцель. Если в первой части статьи все написано верно – гораздо лучше для страны уметь перерабатывать всю нефть, чем выделять легкие фракции, а остальное продавать в Европу как сырье – то во второй части рост добычи нефти ставится как самостоятельная цель, а снижение темпов добычи – как проблема. А на самом деле как раз наоборот, учитывая, что большинство ископаемых – невозобновляемый ресурс. +1
Ключевой момент здесь в оболванивании населения через СМИ – “То все жалуются на то, что..” – собсно а кто жалуется то? нефтяники газовики и прочие монополисты пытаются через сми выставить себя чуть ли не самыми бедными, чесными и вообще святыми работающими себе в убытык – у газпрома и ржд там и правда реальные убытки ведь есть! а народ вместо того чтоп дать этим пидорасам четкий ответ “не нравится – нахуй!” безмолствует. так мало того, через сми вдалбливается в подсознание людей то что какбы народ сам хочет чтоп “мы жили как европе с европейскими ценами на бензин и газ” – народ читает, ктото ахуевает а ктото смиренно “принимает как есть”: ну типа “путька то крутой ему видней, я видимо чота еще не догоняю в иканомике”
Ps^ вот взять к примеру пофигиста – вроде взрослый малый и мгушник, а верит именно в последний вариант – “путька то крутой ему видней, я видимо чота еще не догоняю в иканомике” – причем замечу, что тока гулхой и слепой не слышал про доклады немцова и навального в которых описаны схемы воровства колоссальных денег нефте-газовиками. вот я думаю как можно имея мгушный диплом отмахиватся от сих фактов?
А если мы копнем вообще всех монополистов? вы к примеру знаете какие зарплаты в АИЖК и АРИЖК? я вам скажу тока что средняя премия к НГ достигла почти полмилиона рублей. а про то как в ржд увольняются (одни и те же лица) чуть ли не каждый год и получают по 6 окладов (а потом устаиваются) вы тоже не слышали? кароче надо быть не знаю кем чтоп не понимать что в россии щас одна часть населения СИЛЬНО наебывает другую, причем степень наебалова растет и растет..
Пункт второй – хорошо бы налоги эти в большей мере увязать с прибылью, а не выручкой. вот это делать нельзя.
Из-за кривого налогообложения у нас НПЗ занимаются “мартышкиным трудом” а страна теряет деньги. У нас страна теряет деньги не только из-за такого налогообложения. Нефть – это не только бензин, мазут и прочие ГСМ. Из нефти делают и другие полезные высокотехнологичные вещи. Такое у нас пока не развито, поскольку нет спроса (нет производства). Поэтому страна теряет деньги, когда происходит ввоз и продажа этих товаров, созданных на основе нефти. Понятное дело, что директор нефтепрома ущербность такого подхода к природным богатствам на себе вообще не почувствует, но страна в целом в конечном счете это ощутит.
Гнать на продажу более качественный товар – по любому лучше, чем просто загонять сырье бля ты заебал
Вообще, дешевый бензин стимулирует расточительное поведение, от предпочтения бензиновых автомобилей, хотя стране бы было выгоднее, если бы большая часть автопарка была дизельной, до мучительных московских пробок. Вот-вот, и Ильич нам завещал, что расточительство это ай-яй-яй.
Надо все крохи которые заработал, пускать на первостепенные нужды, а если что останется – в свинью копилку.
Вот из-за таких как ты, в том числе, бабло платят не тем, кто лучше работает, а тем, кто лучше пиздит и нае..ет. Заебись вывод!
Может я еще виноват в том что ты не умеешь/не хочешь читать/думать?
Постарайся раз ты ленив прочитать и осознать хотя бы этот абзац статьи:
Транспорт нефтепродуктов дороже чем транспорт нефти даже по морю – нужны специализированные суда, они как правило меньшего размера, танки нужно тщательнее мыть, нефтепродукты более огнеопасны чем нефть. Рынок нефтепродуктов менее ликвиден, чем рынок нефти и следовательно, более волатилен. Так что, при прочих равных завод на побережье Финского залива все равно будет хоть и прибылен, но менее прибылен, чем завод в устье Шельды. Но основной фактор здесь – это разница в тарифах на транспортировку нефти по нефтепроводу до порта и нефтепродуктов по железной дороге до порта. Даже для поволжских заводов она может в 2-3 раза превосходить возможную маржу переработки, а для уральских окажется и того выше. Это транспортное плечо, географический фактор, от которого никуда не деться, и сводит на нет всю возможную привлекательность экспортной схемы. В теории можно построить трубопроводы, по которым транспортировать нефтепродукты, но зачем это делать, если у нас уже есть транспортная система для нефти? В конце концов, повторимся, ничего особенно инновационного в технологии нефтепереработки нет, и если уж страна размышляет, на какие производства ей потратить несколько десятков миллиардов долларов, им может найтись лучшее применение. Если уж очень хочется участвовать и в этом звене цепочки стоимости, то наиболее рациональной была бы покупка российскими компаниями НПЗ в Европе, ближе к потребителю. И эта практика, кстати, была бы не новой, венесуэльской нефтяной компании PdVSA принадлежит несколько НПЗ в США, а ливийскому Тамойлу и кувейтской QNPC – в Европе.
Автор статьи, в отличии от нас всех, очень не дурно разбирается в теме. И очень понятно объясняет. Ты бы лучше почитал. И еще, пойми. Бывает не только белое или черное, мир чуть-чуть сложнее.
В кои-то веки согласен не только с позицией Слаера, но и с его категоричностью.
Особенно в плане разъяснения, что нужно гнать всё за бугор, а не развивать внутреннее потребление.
Читатель спросит, зачем, собственно, была введена такая прекрасная система? А введена она была для удержания цен на нефтепродукты на внутреннем рынке на низком уровне. Задумаемся, как работает российский НПЗ? Он берет тонну нефти, вынимает из нее процентов 50% в виде продуктов, которые может продать на внутреннем рынке, а остальное нужно куда-то девать. Оставшиеся 50%, хвосты, как это называют нефтепереработчики, он везет по железной дороге до порта (а по железной дороге нефтепродукты возить значительно дороже, чем гнать нефть по трубе отправляет в специальных судах (фрахт которых стоит дороже, чем фрахт нефтяных танкеров) эти продукты в Европу и продает там, почем продастся (а продастся недорого, значительно дешевле, чем нефть, ибо самые ценные компоненты остались в России). Сравните это с экономикой пусть даже такого же завода в Европе, он-то может продать свои отходы прямо на воротах. А уж у завода с хорошей конфигурацией таких проблем и вовсе нет. В итоге, в ситуации полностью отсутствующих пошлин российским НПЗ для получения приличной прибыли надо продавать нефтепродукты по цене процентов на 70 выше, чем сейчас. Что поразительно, это цена оказывается на 20% выше цены импортного паритета, т. е. привезенный из Финляндии в Поволжье бензин оказался бы дешевле бензина поволжского производства. Какие-то эмоции против фактов. Не понимаю, а что плохого в этой “прекрасной системе”? Неужели плох тот факт, что для жителя Поволжья/Москвы бензин дешевле в 3 раза, чем для жителя Финляндии, где литр в среднем 1.5-1.6 евро?
Сейчас для многих новых месторождений есть нулевая налоговая ставка до достижения определенной суммарной добычи, которая позволяет компании отбить затраты на освоение месторождения. То же самое можно делать и для компаний, осваивающих закрытые когда-то по причине нерентабельности месторождения. Можно, конечно. Но в любом случае это будет означать повторные капитальные вложения в начало добычи. Что, мягко говоря, не эффективно.
Какие-то эмоции против фактов. Не понимаю, а что плохого в этой “прекрасной системе”? Неужели плох тот факт, что для жителя Поволжья/Москвы бензин дешевле в 3 раза, чем для жителя Финляндии, где литр в среднем 1.5-1.6 евро? Понятия подменять не надо только. В Финляндии он дорогой, потому что большая часть идет государству, которое тратит деньги на социальные нужды. Почему бы тебе не сравнить цену с США?
Ну вот подумай сам. Можно оставить недобытыми 1 млн баррелей нефти на сложном месторождении с себестоимостью добычи в 30$ сейчас, и начать разрабатывать другое, легкое, месторождение, на котором добыча стоит скажем 10$. А можно сейчас оставить нетронутым легкое месторождение в 1 млн баррелей и добывать остатки из сложного, тратя по 30$, и радоваться, что “если что – у нас заначка по 10$ за баррель лежит”. В обоих случаях получим 1 млн баррелей. Но даже если сравнять доходы в обоих случаях с помощью налогов, это будет абсолютно неоправданно экономически. Спасибо за очевидные вещи.
Дело в том, что в первом своём посте ты сетовал о том, что нельзя разбазаривать невозобновляемый ресурс. Это ай-яй-яй. Теперь ты пишешь, что выбирать нефть с месторождений полностью – экономически менее выгодно, чем забивать на неё. Поясни же какой подход ты считаешь правильным.
В рашке экспортная пошлина тоже в бюджетт идет читай внимательней выше речь про бензин а не про нефть
Это перпендикулярные вещи, не являющиеся противоположностью. Неважно, вытащим ли мы с трудом и с повышенной себестоимостью из недр оставшийся миллион баррелей нефти из имеющегося месторождения, или вытащим этот же миллион баррелей из нового месторождения без особых затрат. В земле в любом случае станет на миллион баррелей меньше.
Http://govorim-vsem. ru/viewtopic. php? t=4126
Приведены данные о состоянии нефтеперерабатывающей промышленности Российской Федерации в сравнении с показателями нефтепереработки развитых стран и общемировым уровнем. Представлена оценка перспектив развития отрасли и основные направления. Рассмотрена характеристика процессов углубленной переработки нефти, как каталитических, так и термических, и облагораживания улучшения качества светлых и темных нефтепродуктов, сырья для нефтехимических производств.
Ключевые слова: нефтепереработка, нефтеперерабатывающий завод, глубина переработки нефти, углубляющие процессы, светлые нефтепродукты, нефтехимия, катализаторы, присадки, темные нефтепродукты, технологические установки,
Приведены данные о состоянии нефтеперерабатывающей промышленности Российской Федерации в сравнении с показателями нефтепереработки развитых стран и общемировым уровнем. Представлена оценка перспектив развития отрасли и основные направления. Рассмотрена характеристика процессов углубленной переработки нефти, как каталитических, так и термических, и облагораживания — улучшения качества светлых и темных нефтепродуктов, сырья для нефтехимических производств.
Keywords: oil refining, petroleum refinery, oil processing depth, improving processes, light oil products, petrochemicals, catalysts,
The data on the state of the refining industry of the Russian Federation presented in comparison with refining indicators of the advanced countries and the global level. Assessment of the industry prospects and main development directions presented. We considered characteristic of deep oil refining processes, such as a catalytic, thermal and refining enriching — improvement of the quality of light and dark oil products, raw materials for petrochemical industries.
Нефтеперерабатывающая промышленность (Н1III) — замыкающее звено нефтяной отрасли и от его состояния зависят показатели всей отрасли, экономика и стратегическая безопасность страны.
— высокой степенью износа основных фондов большинства технологических установок, являющейся самой высокой в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК) России, составляет около 80 %;
— недостаточной глубиной переработки 73,5 % против 89-94 % в развитых странах (среднемировой уровень – 90 %) [1, 2];
— отставанием в эксплуатационных и экологических требованиях к моторным топливам;
— недостаточной выработкой нефтехимического сырья и как следствие высокое энергопотребление.
В Российской Федерации (РФ) 35 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) мощностью более 1 млн. т/год, в том числе 5 крупных, мощностью более 15 млн. т/год) и 3 газоперерабатывающих завода (ГПЗ) – Астраханский, Сургутский, Новатэк-Усть-Луга.
В собственности вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) находятся 25 НПЗ и 2 ГПЗ, и более 230 мини-НПЗ.
Исходя из особенностей топливно-энергетического баланса страны структура мощностей переработки нефти формировалась без достаточного развития процессов, углубляющих переработку нефти и улучшающих качество продукции.
Объем переработки в 2015 году составил 290 млн. т/год – это третье место в мире после США и Китая [3]. В 2015 году произведено:
Порядка 50 % ДТ и 80 % мазута идет на экспорт по цене, ниже цены на нефть. Причем мазут составляет 40 % от суммарного экспорта нефтепродуктов. Выход светлых нефтепродуктов составил 52,3 %.
Средняя загрузка НПЗ составляет 92,6 % ( в мире – 82 %), при этом в ПАО «ЛУКОЙЛ» – 99,2 %, а у ПАО «ТАТНЕФТЬ» – 94,7 % [4].
Нефтепереработки – низкая глубина переработки. Лучшие результаты по этому показателю у АО «Газпромнефть-Омский НПЗ» – 93,2 %, «Башнефть-Уфанефтехим» – 92 %, ОАО «ТАИФ-НК» – 73,6 %, с пуском комплекса глубокой переработки тяжёлых остатков будет более 95 % [5].
За последние более чем 30 лет не построено ни одного крупного НПЗ, только в 2005 году – АО «ТАНЕКО».
Однако в настоящее время следует отметить положительную динамику в развитии отрасли – только в 2015 году построено 11 новых установок вторичной переработки нефти, многие реконструированы.
В 2016 году ожидается ввод 12 установок вторичной переработки, что позволяет завершить переход на обращение автомобильного бензина и дизельного топлива экологического класса 5 на внутреннем рынке [4, 5].
К 2020 году уменьшится объем производства «темных» нефтепродуктов, в том числе в 2,8 раза производство топочного мазута, за счет увеличения глубины переработки нефти до 85 %.
Мощность (в тыс. тон/год) введенных в период с 2011 по 2015 год новых установок составила:
Из 27 крупных НПЗ 18 имеют углубляющие процессы (10 лет назад их было 11). Каталитический крекинг есть на 13 заводах (8 – современного
Уровня), на 5 – гидрокрекинг, на 5 – коксование (К), на 9 – висбрекинг (В).
В сумме деструктивные процессы по мощности составляют 23,2 % от первичной переработки (КК, ГК, термический крекинг (ТК), В, К), облагораживающие – 45 % (КР, ГО, изомеризация (И)) (см таблицу 1) [5, 6].
Однако при этом уровень российских НПЗ к 2017 году будет соответствовать показателям западноевропейских стран примерно 2006 года (см таблицу 2) [7, 8].
Таблица 2 – Состав и мощности основных технологических установок
Переработкой вакуумного газойля доводят этот показатель до 75-80 % и только переработкой гудрона и тяжелых остатков можно перейти рубеж 85-90 % (см таблицу 3).
48 млрд. долларов, глубина переработки должна достигнуть 85 %, при этом качество 80 % бензина и 92 % ДТ будет соответствовать Евро-5. Нефтяные компании планируют строительство 57 новых установок (гидроочистка (ГО), каталитический крекинг (КК), изомеризация (И), алкилирование (А)), улучшающих качество и 30 установок для углубления, а также планируется реконструкция нескольких установок [8, 9].
На современных НПЗ большинства развитых стран мощность вторичных процессов значительно превышает мощности первичной переработки, например в США – 330 %, в том числе доля деструктивных процессов – 113 %.
Основными процессами, увеличивающими глубину переработки нефти, являются каталитический крекинг, гидрокрекинг и коксование.
В развитии процессов, углубляющих переработку нефти, Россия отстает от среднемирового и европейского уровня в 2 раза, от уровня США – более чем в 3 раза, а в развитии важнейших их этих процессов, каталитического крекинга и гидрокрекинга, в 4-7 раз. Вследствие этого в России ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как выработка мазута
Для достижения к 2020 году глубины переработки нефти до 85 % необходимо построить 8 установок КК с предварительно ГО исходного вакуумного газойля общей мощностью 11 млн. тонн/год, 16 установок ГК вакуумного газойля мощностью около 11 млн. тонн/год, 6 установок гидрокрекинга остатков, 10 установок коксования (2 флексикокинг), 3 установки гидроконверсии остатков на нанокатализаторах.
Основным процессом углубления на ближайшие годы будет каталитический крекинг. Для загрузки этого процесса потребуется вовлечение все более тяжелого сырья, вплоть до мазутов и гудронов (после соответствующей их подготовки деасфальтизацией), а также газойлей вторичного происхождения [10].
Наряду с КК достаточно широкое использование в мировой практике находит гидрокрекинг, обеспечивающий более высокие выходы моторных топлив (особенно ДТ), а сочетание КК с ГК позволяет создавать оптимальные схемы переработки с максимальным выходом и требуемым ассортиментом моторных топлив с заданным соотношением бензин : керосин : ДТ [11].
Будут наращиваться мощности и по термически процессам (висбрекинг и коксование), на которые приходится значительная доля и за рубежом
Самый надежный и низко инвестиционный из всех процессов глубокой переработки – процесс замедленного коксования (УЗК). В США УЗК составляют более 65 % мировых мощностей, доля этих установок относительно первичной переработки нефти в 5 раз больше, чем в странах СНГ ив 10 раз больше, чем в России, что естественно отражается на уровне глубины переработки нефти [11].
Основная задача коксования на большинстве заводов США – обеспечение максимального выхода светлых фракций, при одновременном получении топливного кокса, однако в значительных количествах получают и электродный кокс.
Следует отметить, что на НПЗ США мощности УЗК сбалансированы с мощностями каталитического крекинга и гидрокрекинга, что позволяет перерабатывать не только прямогонные газойли, но и газойли коксования, обеспечивая высокий выход моторных топлив.
Таким образом, процесс коксования при налаженном сбыте нефтяного кокса и сбалансированности мощности с процессами каталитического и гидрокрекинга обеспечивает практически безостаточную переработку нефти.
Нефтяные компании России начинают обращать серьезное внимание на строительство новых и модернизацию действующих УЗК тем более, что дефицит в малосернистом коксе для производства алюминия превышает1 млн. тонн/год. К тому же, в России не производят нефтяной кокс с содержанием серы менее 1 % для производства электродной
Продукции. Электродные заводы вынуждены покупать кокс у зарубежных поставщиков.
В России ввод новых и увеличение мощности действующих установок замедленного коксования производится только на тех НПЗ, которые имеют в своем составе процессы каталитического крекинга или гидрокрекинга (АО «Газпромнефть-Омский НПЗ», АО «Ангарская нефтехимическая компания», АО «Новокуйбышевский НПЗ», ОАО «НовоУфимский НПЗ», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка», АО «ТАНЕКО»).
Наращивание мощностей по КК и К приведет к увеличению ресурсов низших олефинов, которые будут вовлекаться в переработку с целью получения изопарафиновых углеводородов путем
Алкилирования и кислородсодержащих соединений, в основном, путем этерификации.
Получение высокосортных и экологически чистых бензинов практически невозможно обеспечить без увеличения производства изопарафиновых углеводородов и
В 2017 году должна быть решена задача производства и использования отечественных высококачественных катализаторов [14].
Новейшие катализаторы, отвечающие самым жестким современным требованиям были созданы на АО «Газпромнефть-Омский НПЗ», который интергрирован с Институтом катализа СО РАН.
Уже сейчас используется катализатор крекинга «Люкс» (выход бензина 56 %, ОЧ – 82 (по ММ)) и его модификация «КБ-99», обеспечивающая выход бензина – 60 %. Эти катализаторы представляют собой наноструктурированные композиты. Этим же институтом был разработан катализатор глубокой гидроочистки дизельного топлива.
Стоимость катализаторов в мире оценивается порядка 15-20 млрд. долларов США.
Основные приемы совершенствования катализаторов крекинга тяжелого сырья – нанотехнологии. Типичный катализатор – это сложнейший наноструктурированный композит, включающий в качестве принципиально важного компонента нанокристаллы ультрастабильного макропористого цеолита с оптимизированным соотношением числа сильных протонных и мягких апротонных кислотных центров. Оптимизируется и пористая структура матрицы таких катализаторов. В матрицу вводят также «ловушки» для присутствующих в сырье ионов №, V, компоненты, фиксирующие S, способствующие более глубокому выжигу кокса, окислению СО в СО2 в газах регенерации.
В требованиях к качеству топлив также произошли существенные изменения
В 1996 году в США был принят закон о «чистом воздухе» и были определены требования на «реформулированный» бензин, в котором лимитируется содержание (в %):
Для отдельных штатов дополнительно ограниченно содержание серы – не выше (3-4)*103 % и олефинов 4-6 %.
Переход на новые сорта бензина в США потребовал дополнительных затрат (
В Западной Европе уже более 90 % потребляемого бензина соответствует требованиям
50 % бензинового фонда риформинга, в котором составляет более 50 %. получать бензины, соответствующие евростандартам необходимо развивать такие процессы, где получаются высокооктановые, но неароматические компоненты (КК, А, И, олигомеризация (О)) (табл. 5) [15, 16].
США. В России около приходится на бензин содержание ароматики Поэтому, чтобы
В Европе наиболее удачный компонентный состав бензинов имеют НПЗ Германии:
В некоторых бензинах отечественного производства содержание ароматики доходит до 4550 %, бензола – до 5 % и более, и мала доля компонентов изостроения. Однако крупные НПЗ уже выпускают бензины только класса 5 (Евро-5) – ПАО «ЛУКОЙЛ», АО «Газпромнефть-Омский НПЗ», ОАО «ТАИФ-НК».
К 2020 году качество бензинов, выпускаемых отечественными НПЗ на 80 % должно соответствовать Евро-5.
После отказа от применения алкилсвинцовых антидетонаторов в качестве антидетонационных добавок используются различные оксигенаты (в основном метилтретбутиловый эфир (МТБЭ)), амины, карбонилы марганца и железа [17].
Доля бензинов, содержащих оксигенаты, в России незначительна главным образом из-за их высокой стоимости. Наибольшее применение среди октанповышающих добавок нашел МТБЭ (ОЧ = 118). Но он практически не разлагается при попадании в почву, легко растворяется и может попасть в грунтовую и питьевую воду, нанося ущерб здоровью людей. Также выявлена его канцерогенность, поэтому в США с 2010 года запрещено его использование. установки по его производству переориентированы на получение
Более тяжелых и менее растворимых эфиров, например метилтретамиловый эфир (МТАЭ) и этилтретамиловый эфир (ЭТАЭ).
Альтернативой эфирам являются спирты – метанол и этанол, особенно этанол, так как его, в основном, получают из возобновляемых источников сырья (биомасса, древесина, водоросли) и он не оказывает вредного влияния на окружающую среду и человека. Он находит в мире все большее применение и Россия является едва ли не единственным исключением [18].
Биоэтанол применяется в качестве добавки к бензинам в количестве от 5 до 10 %. Возможна даже более высокая концентрация этанола – до 85 %, однако тогда автомобиль должен быть снабжен специальным модифицированным двигателем. Следует отметить, что «чистый» этанол, крепостью 95 % и более в качестве моторного топлива используется в небольших объемах [19].
Этанол является высокоэффективным топливом с ОЧ = 113 (по ИМ), он биоразлагаем, не загрязняет водные системы. Добавка 10 % этанола в бензин снижает токсичность выхлопа на 30 %, увеличивает ОЧ на 3 пункта, способствует очистке топливной системы и двигателя, предупреждает замерзание воды в топливной системе зимой.
Однако топлива, содержащие этанол, отличаются фазовой неустойчивостью,
Коррозионной активностью, меньшей теплотворной способностью, что приводит к увеличению расхода топлива, и повышенной летучестью, по сравнению с бензином, хотя при содержании этанола в топливе до 10 % наиболее существенна только фазовая нестабильность (расслоение, особенно при попадании воды).
Мощности по производству этанола, который может быть использован в России в составе топлив
1 % от объема производства бензина (также ценовая политика – его цена такая же, как для производства алкогольной продукции).
Кроме этанола в составе топливных композиций иногда используют метанол, но это связано с рядом существенных проблем.
Основой проблемой для ДТ является не соответствие наших ГОСТ стандарту Е^590 по важнейшему параметру – цетановому числу – оно должно составлять не менее 45 единиц, а в Европе – не менее 51. При низких значениях этого показателя происходит ухудшение пусковых свойств двигателя, повышается жесткость его работы, увеличивается токсичность отработанных газов, а также снижается эффективность сгорания топлива и соответственно растет его расход.
По воспламеняемости и содержанию ароматики ДТ соответствует нормам ЕС. Однако содержание серы по нормам ЕС не должно превышать 0,005 % (50 ррм), а в РФ этот показатель может быть значительно завышен (0,2-0,5). хотя сейчас многие заводы выпускают ДТ с содержанием серы 8-10 ррм.
Содержание ароматики в ДТ США составляет менее 35 %, а в отдельных штатах – 10 %.
В РФ возможна реконструкция установок ГО с применением катализаторов нового поколения и нового оборудования, что позволило бы осуществить процесс при 5,0-7,0 МПа и довести содержание ароматики до 20 %.
Для получения низкозастывающих дизельных топлив в мировой нефтепереработке реализованы процессы каталитической депарафинизации дизельных фракций. При реализации этих процессов происходит либо изомеризация n-парафиновых углеводородов, либо их крекинг. Предпочтительней первый вариант, так как сохраняются ресурсы ДТ. Это очень важно, так как в ближайшем будущем обострится дефицит ДТ, в связи с дизелизацией автопарка. Следует учитывать, что дизелизация автопарка дает экономию топлива на 15-25 % с одновременным снижением выбросов вредных веществ в атмосферу, по сравнению с бензиновыми автомобилями.
Качество ДТ может быть улучшено и за счет специальных присадок (антидымных, моющих депрессорных, противоизносных).
Противоизносные присадки необходимы для улучшения смазывающих свойств глубоко очищенных топлив [15].
На НПЗ РФ основное количество ДТ летнего сорта (до 90 %). Зимние виды топлива с температурой застывания -350С и – 450С, и арктическое с температурой застывания -550С выпускаются в ограниченном количестве. Выпуск низкозастывающих топлив удовлетворяет потребности рынка лишь на 40 %.
Массовые сорта реактивных топлив не уступают по качеству зарубежным аналогам, а по содержанию серы даже их превосходят. Организован выпуск топлива Jet-A, оно отличается более высокой температурой 10 %-ной точки выкипания (2050С) по сравнению с топливами ТС-1 и РТ и более высокой температурой вспышки (не более 380С). Производство этого топлива связано с изменением выхода бензиновой и дизельной фракций.
В качестве добавки к дизельному топливу используются биодобавки («биодизель»). Биодизель служит добавкой в количестве 5-20 % [20].
Для выработки биодизельного топлива могут использоваться различные масличные культуры (соя, рапс), а также отходы производства животных жиров. Наиболее часто используют рапсовое масло, которое представляет собой сложные эфиры глицерина и насыщенных и ненасыщенных высших карбоновых кислот. Рапсовое масло имеет высокую температуру плавления, поэтому его подвергают гидролизу с получением глицерина и смеси жирных кислот. Эту смесь этерифицируют метанолом с
Получением метиловых эфиров жирных кислот (биодизель). Полученный продукт можно использовать в качестве дизельного топлива в чистом виде или в различных композициях с традиционным нефтяным топливом.
Введение до 10 % биодизеля практически не влияет на физико-химические и эксплуатационные свойства нефтяного дизельного топлива. При большем содержании возникает необходимость добавления депрессорных присадок. При использовании биодизельного топлива и его смесей с нефтяным не требуется реконструкция инфраструктуры (хранения, заправки и т. д.).
Двигатели, работающие на биодизельном топливе, выделяют меньше сажи, оксида углерода, то есть выхлопные газы менее токсичны, чем при работе двигателя на обычном дизельном топливе.
Ввиду недостаточно глубокой переработки нефти на отечественных НПЗ вырабатывается значительное количество мазута. Он используется как топливо и является экспортным продуктом.
Качество топочных мазутов, по содержанию серы, не удовлетворяет требованиям экологии, поскольку большая часть мазута содержит серы более 2 %, что связано с отсутствием мощностей по гидрогенизационному обессериванию нефтяных остатков. Высокое содержание серы в мазутах приводит к проблемам при его экспорте, которые также осложняются в связи с тем, что используемый в Западной Европе мазут как топливо ТЭЦ, вытесняется газом.
В России, как и за рубежом, весьма незначительны ресурсы нефтей, из которых можно получить высококачественные битумные материалы.
Поэтому перспективы развития битумного производства связано с получением
Компаундированных битумов, которые отличаются оптимальной дисперсностью и структурой. Достаточно часто используется компаундирование окисленных и остаточных битумов. Широкое распространение для изменения свойств битумов имеет введение в них синтетических полимеров [21, 22, 23].
Более 80 % получаемых битумов используется в дорожном строительстве. Для создания прочной асфальтобетонной композиции необходимо использовать вяжущие, стабильные к внешним воздействиям.
Неудовлетворительное сцепление нефтяных битумов с минеральными наполнителями является одной из причин преждевременного разрушения дорожных покрытий, поэтому весьма важны адгезивные свойства битумов, которые часто усиливают введением в битумы адгезионных добавок [22].
Качественный битум должен иметь сбалансированный групповой состояв и технология его производства должна быть адаптирована к особенностям качества сырья, чтобы направленно регулировать качество на стадии производства.
Большинство НПЗ РФ перерабатывают западносибирские нефти, вакуумные остатки
При этом подготовка сырья для производства битумов не ведется, хотя для производства высококачественных дорожных битумов на всех НПЗ имеются возможности производства битумов, отвечающих самым современным требованиям и пакет отработанных промышленных технологий [4].
Для конкретного НПЗ, с целью достижения заданного уровня качества, следует оценивать оптимальное сочетание свойств сырья и технологий его переработки и реализовать варианты раздельной переработки разных видов сырья.
Развитие процессов глубокой переработки нефтяного сырья и облагораживания продуктов возможно лишь при достаточном обеспечении техническим водородом [24].
В настоящее время нефтеперерабатывающая промышленность располагает следующими источниками получения водорода:
Гидрогенизационных процессов в водороде. Основным процессом производства водорода для нужд НПЗ является паровая каталитическая конверсия, обычно природного газа. Получается технический водород с чистотой 96-97 %-об.. Такой водород пригоден для гидроочистки и гидрокрекинга, подготовки сырья каталитического крекинга, коксования и т. п..
На НПЗ России вырабатывается около 1 млн. тонн/год водородсодержащего газа (ВСГ). кроме того, на 7 НПЗ находятся в эксплуатации специализированные установки, на которых производится
Для обеспечения водородом намеченных к вводу установок КК (с секцией ГО сырья) и ГК потребуется дополнительно
Важной задачей нефтепереработки является обеспечение сырьевой базы нефтехимической промышленности. Доля нефтехимических производств на мировом рынке составляет
Более интенсивное развитие нефтехимии в России предусматривается как за счет наращивания выпуска нефтехимического сырья, так и путем интеграции с нефтепереработкой. Прибыль от такой интеграции в странах Европы оценивается более 50 млн. долларов в год.
Выход пропилена при каталитическом крекинге разной конфигурации может составить 4,7-15 %, сумма олефинов — 19,5-50,25 % (С3-С5), всего газов (предельных и непредельных) — 29,9-60,0 % (олефиннасыщенные технологии).
Гидрокрекинг может давать до 15 % фракции С3-С4, пригодной в качестве сырья пиролиза.
Установки замедленного коксования дают 10-15 % бензина содержащего значительные количества непредельных и ароматических углеводородов.
Каталитический риформинг дает 9-14 % бензолсодержащей фракции с содержанием бензола около 40 %. Кроме этого, также получается 7-11 % фракции С2-С5 для использования в качестве сырья пиролиза.
Гидроочистка также может дать 7-10 % углеводородов С2-С5 для пиролиза.
Таким образом, сырья для нефтехимии вполне достаточно. Все, что необходимо, может дать модернизация нефтепереработки, для которой нефтехимической сырье является побочной, а значит недорогой продукцией.
В соответствии с этим к 2030 году производство этилена может вырасти до 13 млн. тонн /год.
Таким образом, для реализации программы модернизации и реконструкции целесообразно, по возможности, ликвидировать все старые, морально и физически устаревшие, изношенные технологические установки и объекты общезаводского хозяйства, так как высокие финансовые затраты в модернизацию старых производств не сделают их конкурентоспособными по сравнению с передовыми западными фирмами.
Среди процессов, позволяющих наряду с повышением глубины переработки, получать качественные компоненты — КК (высокооктановый компонент бензина, сырье для нефтехимии) и ГК (высокооктановые компоненты бензина с низким содержанием серы, низкозастывающее дизельное топливо с ультранизким содержанием серы и авиакеросин). К наиболее легко реализуемым углубляющим процессам следует отнести висбрекинг и коксование.
Необходимо ускорение модернизации, внедрение новых инновационных технологий как отечественных, так и зарубежных. Только так можно вывести ТЭК на уровень обеспечивающий энергетическую и экономическую безопасность государства.
Одним из основных негативных моментов является географическая оторванность источников сырья от мест их переработки. Как следствие имеют место высокие логистические издержки, которые снижают эффективность и конкурентоспособность отечественных производителей, а также ориентацию на внутренний рынок.
— строительство новых экспортноориен-тированных нефтеперерабатывающих комплексов;
— коренная реконструкция действующих НПЗ, направленная на увеличение глубины переработки нефти;
— развитие газохимических комплексов на основе GTL-технологий и др.
Наряду с использованием традиционных процессов ведутся исследования по дальнейшему совершенствованию процессов и схем переработки нефтяных остатков.
Это, прежде всего, газификация остатков, кокса, асфальта деасфальтизации и ее сочетание с энерготехнологической схемой, обеспечивающей собственные нужды в электроэнергии и водяном паре. Процессы газификации нефтяных остатков могут быть направлены на получение водорода, потребность в котором возрастает, а также синтез-газа для синтеза аммиака, метанола, синтетических топлив и др.. Газификация позволит осуществить безостаточную переработку нефти.
1. Левинбук М. И. О некоторых проблемах модернизации современных комплексов нефтепереработки / М. И. Левинбук // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. – 2010. №8
2. Мастепанов А. М. Энергетическая стратегия России и перспективы развития нефтегазового комплекса страны / А. М. Мастепанов // Нефтяное хозяйство. – 2004. – №5. с.20-25
3. Башкирцева Н. Ю. Нефтеперерабатывающий комплекс мира / Башкирцева Н. Ю. // Вестник Казанского технологического университета. – 2015. т.18, №6, – с.63-68
4. Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков // Материалы заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков. М: – 2015.
5. Коржубаев А. Г. Современное состояние нефтеперерабатывающей промышленности в России / А. Г. Коржубаев // Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН. Новосибирск. -2015.
6. Демидова Е. В. Актуальные проблемы и тенденции развития нефтегазохимического комплекса России / Е. В. Демидова // Вестник Казан. технол. ун-та. – 2013. Т.16, №18. – с.244-248
7. Ларионова Г. Н. Нефтегазохимический комплекс Российской Федерации: проблемы и перспективы развития / Г. Н. Ларионова // Вестник Казан. технол. ун-та. – 2013. Т.16, №12. – с.225-228
8. Капустин В. М. Проблемы модернизации нефтепереработки в России / В. М. Капустин // ОАО «ВНИПИнефть»: Москва, 2014.
9. Бородачева А. В. Тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности и экономические особенности нефтепереработки в России / А. В. Бородачева, М. И. Левинбрук // Ж. Рос. хим. об-ва им. Д. И. Менделеева. – 2008, т. LП, № 6. – с.37-40
10. Каминский Э. Ф. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты / Э. Ф. Каминский, В. А. Хавкин. – Н.:Техника, 2001. – 384 с.
11. Тихонов А. А. Перспектива увеличения производительности установок замедленного коксования типа 21-1013М при получении электродного кокса / А. А. Тихонов, И. Р. Хайрутдинов, Э. Г. Теляшев // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2012. – №4. с.15-21
12. Обухова С. А. Роль висбрекинга в углублении переработки нефти на НПЗ топливного профиля / С. А. Обухова, А. Р. Давлетшин, P. P. Везиров, Э. Г. Теляшев, A. M. Сухоруков // Сборник научных трудов ИП НХП. Вып. XXXIII. Уфа, 2001.- с.58-62.
13. Анчита Х. Переработка тяжелых нефтей и нефтяных остатков. Гидрогенизационные процессы. / Х. Анчита, Дж. Спейт; Под ред. О. Ф. Глаголевой. – СПб.: ЦОП «Профессия», 2012. – 380 с.
14. Носков А. С. О производстве и сипользовании отечественных конкурентоспособных катализаторов на российских предприятиях / А. С. Носков // Мир нефтепродуктов. вестник нефтяных компаний. – 2010. -№8. – с.40-42
15. Данилов А. М. Разработка и производство экологически улучшенных моторных топлив / А. М. Данилов, Емельянов В. Е., Митусова Т. Н. // М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1994.
16. Капустин В. М. Проблемы повышения качества российских бензинов / В. М. Капустин // Химия и технология топлив и масел. – 2005. – №2. – с. 13-15
17. Стряхилева М. Н. Производство метил-трет-алкиловых эфиров — высокооктановых компонентов бензинов / М. Н. Стряхилева, Г. Н. Крымова, Д. Н. Чаплиц, И. П. Павлова,
18. Карпов С. А. Этанол об опыте применения в составе автомобильных бензинов / С. А. Карпов // Мир нефтепродуктов. – 2006. – №6. – с.6-7
19. Солодова Н. Л. Немного о биотопливах / Н. Л. Солодова, Н. А. Терентьева // Вестник Казанского технологического университета. – 2010. – №3. – c.348-356
20. Hadge C. Перспективы для возобновляемого дизельного топлива / C. H^dge // Нефтегазовые технологии. – 2008. – №7. с.90-93
21. Розенталь Д. А. Модификация свойств битумов полимерными добавками / Д. А. Розенталь, Л. С. Таболина,
22. Пустынников А. Ю. Получение компаундированных битумов улучшенного качества / А. Ю. Пустынников, В. Г. РЯбов, Д. Г. Калимуллин // Химия и технология топлив и масел. – 2006. – №3. – с.6-29
23. Сайфуллина А. А. Исследование процесса компаундирования при получении дорожных битумов на битумной установке / А. А. Сайфуллина, М. Ю. Козлова, А. В. Ефремов, М. И. Басыров, Н. Н. Никифоров, Н. Г. Евдокимова // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2008. -№4. – с.4-5
24. Солодова Н. Л. Водород как перспективный энергоноситель. Современные методы получения водорода / Н. Л. Солодова, Р. Р. Минигулов, Е. А. Емельянычева // Вестник технологического университета. – 2015. Т.18, №3. – с. 137-141
Http://cyberleninka. ru/article/n/tendentsii-razvitiya-neftepererabotki-v-rossii
Омский нефтеперерабатывающий завод – одно из мощнейших производств в стране. Объем переработки нефти достигает 21 млн тонн в год.
На заводе работают 2826 человек. Вы скажете, что для крупнейшего НПЗ России это слишком мало. Но на это есть причина: производство на ОНПЗ максимально технологично и профессионалы требуются для обслуживания и контроля процессов.
Масштабная модернизация ОНПЗ началась в 2008 году. Первый этап завершился в 2015. Промежуточные итоги впечатляют: завод полностью перешел на производство моторных топлив экологического класса «Евро-5», а воздействие на окружающую среду снизилось на 36%. Это при том, что объем переработки нефти вырос более чем на треть.
Перед самым началом экскурсии мы представляли себе определенную картину. В мыслях мелькали кадры огромных цехов, где нефть переливают из одного огромного резервуара в другой. И все это происходит в клубах густого пара, из которого в редких случаях выглядывают хмурые лица рабочих. Еще мы ожидали почувствовать специфический запах бензина, и кто-то мысленно уже примерял на себя противогаз.
В реальности процессы нефтепереработки на огромном ОНПЗ выглядят совершенно по-другому. Воздух чистый, без резких запахов. Людей на территории мы практически не видели. Все таинственные преобразования скрыты внутри резервуаров, труб и нефтепроводов. У каждой установки есть точка обслуживания со специалистами, которые следят за процессами.
Вход на территорию НПЗ строго регулируется – без спецпропуска за КПП никто не пропустит. Мы провели на заводе всего несколько часов. Несмотря на сравнительно короткое время посещения, прошли инструктаж по технике безопасности. На территории завода действуют строжайшие правила охраны труда, среди которых – обязательное наличие спецодежды.
За каждой производственной цепочкой следит «мозг» Омского НПЗ – объединенная операторная.
Все мы понимаем, что и сама нефть, и продукция выпускаемая Омским НПЗ, горюче – и взрывоопасная. Поэтому все процессы на заводе проходят со строжайшим соблюдением норм и правил промышленной и экологической безопасности. Как пример – объединенная операторная, главное предназначение которой, защитить персонал в случае аварийной ситуации.
Здесь работают самые квалифицированные сотрудники завода, которые контролируют все технологические процессы НПЗ. На мониторах выводится информация о состоянии приборов в различных зонах завода, а с помощью многочисленных видеокамер осуществляется контроль установок в режиме реального времени.
Элитой среди технологов считаются те, кто осуществляет запуск заводов. Когда установка уже отлажена необходимо только поддерживать ее работу. Разумеется, это тоже требует высокой квалификации, но из всего широкого спектра процессов, происходящих на территории любого НПЗ, поддержание работающей установки – самый простой. Самое сложное – отладить и запустить новую: риск внештатных ситуаций велик именно в этот период.
Руководит заводом Олег Белявский. Все процессы, проходящие на предприятии, он знает «от» и «до». Олег Германович начинал работать на Омском НПЗ в 1994 году, как начальник одной из строящихся установок. За долгие годы профессиональной карьеры Белявский запустил их десятки – не только в России, но и за рубежом. Директором он стал в 2011 году.
Рядом с операторной находится исполински большая установка по первичной переработке сырья АВТ-10. Ее мощность 23,5 тыс. тонн в сутки. Здесь происходит обработка нефти, которую делят на фракции в зависимости от температуры кипения и плотности: бензин, керосин, смазочные масла, парафин и мазут.
Множество процессов на заводе направлены на то, чтобы из нефти не просто сделать продукт, а, в первую очередь, максимально качественно ее разделить. Например, для этой цели работает установка АТ-9, на базе которой с 2015 года функционирует блок электрообессоливания нефти и теплообменники. Благодаря этому из пришедшего сырья получают максимально возможное количество нефтепродуктов.
После первичной обработки получают промежуточный продукт. Каждая часть «разделенной» нефти подвергается еще нескольким видам очистки и обработки, и только после этого отправляется на товарное производство и отгружается потребителям.
Чуть ли не главным этапом вторичной переработки является каталитический крекинг. Это обработка вакуумного газойля с помощью катализаторов при очень высоких температурах. На выходе получают высококачественные, «чистые» компоненты моторного топлива: высокооктановый бензин, легкий газойль и непредельные жирные газы.
Омский НПЗ – единственный нефтезавод в стране, где производят катализаторы крекинга. Без этого компонента невозможен выпуск бензина экологического класса «Евро-5». В настоящее время большинство отечественных заводов закупают данный продукт за рубежом, и только Омский НПЗ использует свой катализатор, а также поставляет его некоторым другим предприятиям.
Для наращивания объемов производства катализаторов и снабжения ими всей российской нефтеперерабатывающей отрасли здесь строят новый катализаторный завод – завершить планируют к 2020 году. Министерство энергетики России присвоило проекту статус национального.
Образцы омских катализаторов тестировались в независимой лаборатории Греции. Результаты исследований подтвердили, что они являются одними из лучших в мире. Как только катализаторный завод запустят, Россия станет абсолютно независимой от импортных поставок.
Разработка катализаторов – сложный молекулярный процесс. Этим занимается Институт проблем переработки углеводородов РАН, который также находится в Омске. Создание «порошка» (а именно такой консистенцией обладает катализатор) происходит в научной лаборатории с использованием уникальных технологических ресурсов.
Каждый из аппаратов обладает ужасающим своей сложностью названием. Прилагательное «уникальный» здесь не для красоты: большинство приборов, используемых в лаборатории – единичные экземпляры.
Приведем пример. Перед вами жидкостной высокоэффективный хромотограф, который используется для исследования сложных органических смесей, в том числе бензина. С его помощью лаборант максимально точно определит, из каких компонентов состоит моторное топливо.
Другой пример, если вы еще в состоянии воспринимать такие названия – электронный парамагнитный резонансный спектрометр. На нем подробно исследуется концентрации тех или иных компонентов уже в катализаторе.
Радует то, что многие научные сотрудники и лаборанты – молодые люди.
Самый главный человек во всей сложной системе разработки катализаторов – Владимир Павлович Доронин. Официально, Владимир Павлович – ведущий научный сотрудник, фактически – главный «двигатель» всех процессов катализаторного производства. Американские компании усердно переманивали Владимира Павловича и предлагали за его работу баснословные деньги («20 полнокадровых фотоаппаратов», по словам Доронина), но ученый предпочел остаться в России.
Вот так выглядит «белое золото» Омского НПЗ – перед вами тот самый катализатор.
В 2010 году на заводе запустили установку изомеризации «Изомалк-2». Она выпускает изомеризат – высокооктановый компонент товарных бензинов с минимальным содержанием серы, ароматических углеводородов. Это позволяет получать бензины с высоким октановым числом пятого экологического класса.
Парк установки изомеризации. В этих «белых шариках» хранятся газ и легкие бензины.
Изначально октановое число у сырья низкое (а это значит, что топливо хуже самовоспламеняется). Изомеризация – это один из вторичных этапов нефтепереработки. Он направлен на повышение октанового числа. Сначала фракция пентано-гексана (газовый бензин) проходит гидроочистку. Кстати, чтобы не путали с водой, «гидро» в этом случае означает «водород». В процессе гидроочистки из сырья удаляются сера – и азотсодержащие соединения. Фактически, сера, которую вытащат на этапе любой гидроочистки, впоследствии не попадет в атмосферу и не выльется на наши головы «кислотным дождем». Также это успешно спасает миллионы двигателей от коррозии.
Далее по маршруту – установка миллионного риформинга. «Миллионный», потому что годовая мощность установки соответствует 1 млн. тонн сырья в год. Установку реконструировали в 2005 году. Здесь выпускается высокооктановый компонент риформат с октановым числом 103-104. Это одна из основных составляющих качественного высооктанового бензина.
Все это части огромного комплекса глубокой переработки мазута «КТ-1.1», который смело можно назвать заводом в заводе. Он объединяет целый ряд технологических процессов. За один год комплекс позволил резко увеличить глубину переработки нефти. Здесь перерабатывают мазут и производят вакуумный газойль. Также, с помощью каталитического крекинга, производится бензин с октановым числом 92. По итогам 2015 года, глубина переработки нефти на Омском НПЗ составила 91,7%, то есть по эффективности использования сырья завод является лидирующим в России.
Завод уделяет внимание не только технологическим процессам, но и их влиянию на окружающую среду города и его жителей. На ОНПЗ существует несколько видов контроля за экологией. Например, скважины, с помощью которых ведется наблюдение за состоянием грунтовых почв. Вокруг завода расположены семь постов независимой лаборатории – они ежедневно выполняют анализы по 13 показателям.
Как показывают результаты независимого мониторинга, воздух на «Газпромнефть-ОНПЗ» чистый.
Омский нефтеперерабатывающий завод – предприятие, которое уже сейчас имеет большое значение для всей отрасли. А через пять лет, когда будут завершены все работы по модернизации, он станет передовым не только в рамках страны, но и в масштабах всего мира. Будет любопытно посетить это современное производство и самим увидеть результат. Если подвернется такая возможность, ни в коем случае не упускайте ее.
Http://kak-eto-sdelano. livejournal. com/415595.html
Нефтяная промышленность – отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.
Развитие нефтеперерабатывающей промышленности было обусловлено ростом спроса на осветительный керосин в первый период ее становления в конце 19 и начале 20 в., а затем бензин – в связи с потребностями автомобильного и авиационного транспорта. В годы Второй мировой войны возрос спрос на дизельное топливо и мазут вплоть до нефтяного кризиса 70-х гг. Дешевая нефть сделала мазут главным видом топлива для ТЭС, особенно в Западной Европе. Становление реактивной авиации вынудило увеличить выход керосиновых фракций для нее. С 80-х гг. непрерывно растет потребление дизельного топлива для разных видов автомобильного транспорта, тракторного парка. Одновременно увеличивается спрос на смазочные масла. Все это определяло функционирование отраслей, структуры вырабатываемой продукции.
Цель работы – исследовать состояние и перспективы нефтеперерабатывающей промышленности России, а также рассмотреть те виды продукции, которые выпускает данная отрасль
Актуальность темы на современном этапе развития общества определяется тем, что российский нефтеперерабатывающий сектор является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. По объему первичной переработки нефти Россия занимает четвертое месте в мире, а по объему мощностей – второе после США. В данной отрасли долгое время наблюдалось недоинвестирование, вследствие чего основные фонды быстро устаревали, а российские предприятия значительно отставали технологически от западных конкурентов. За последние несколько лет ситуация в нефтепереработке улучшилась. Значительные объемы инвестиций в модернизацию производств со стороны крупнейших вертикально интегрированных нефтяных компаний привели к росту переработки нефти и увеличению глубины ее переработки.
Объект исследования – нефтеперерабатывающая промышленность. Предмет исследования – деятельность данной отрасли.
Задачи работы: исследовать структуру нефтеперерабатывающей промышленности; рассмотреть процесс переработки нефти и производства нефтепродуктов; проанализировать состояние отрасли в России; определить тенденции и перспективы развития нефтепереработки.
Топливная промышленность России – это совокупность отраслей промышленности, занятых добычей и переработкой различных видов топлива; включает нефтедобывающую, нефтеперерабатывающую, газовую, угольную, торфяную и сланцевую промышленность. Нефтяная промышленность России – отрасль тяжёлой индустрии, занимающаяся разведкой нефтяных и газовых месторождений, добычей нефти и нефтяного газа, переработкой, транспортировкой и продажей нефти и газа. Газовая промышленность России – это отрасль топливной промышленности, включающая в себя разведку и эксплуатацию месторождений природного газа, переработку газа и использование газа в различных отраслях промышленности. Цель переработки нефти, нефтепереработки – это производство нефтепродуктов, в том числе, различных видов топлив, таких как – автомобильное топливо и авиационное топливо, а так же сырья для последующей химической переработки: бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла. Переработку нефти в нефтеперерабатывающей промышленности России производят нефтеперерабатывающие заводы России НПЗ России и нефтеперерабатывающие предприятия России. Основной функцией нефтеперерабатывающих заводов НПЗ России является переработка нефти и производство бензина, керосина, мазута, дизельного топлива, смазочных масел. смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл нефтеперерабатывающих заводов НПЗ России обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций. Цены на нефтепродукты на различных НПЗ России отличаются друг от друга.
На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания – около 20 тыс. человек.
НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонтно-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо – и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро – и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т. д.). Целевое назначение НПЗ — производство в требуемых объеме и ассортименте высококачвенных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы — и товаров народного потребления).
Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Характерно, что в большенстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.
По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов НПЗ делятся на группы:
4) НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимического профиля. [16]
Сейчас в России действуют 26 крупных НПЗ, 18 из которых принадлежат вертикально интегрированным нефтяным компаниям, и 43 мини-НПЗ. Кроме того, у "Газпрома" есть четыре предприятия по переработке газового конденсата. Возраст большинства крупных заводов превышает 50 лет. Суммарная проектная мощность всех действующих российских НПЗ, по оценке UBS, составляет 271 млн т нефти в год. По данным Росстата, в 2007 году на них было переработано 207 млн т нефти, то есть загрузка мощностей составила примерно 77%. Для постсоветского времени это рекорд. И этот показатель продолжает расти. Так, по данным ЦДУ ТЭК, в январе–июле 2008 года в России было переработано почти 125 млн т нефти, что на 5,8% больше, чем за тот же период прошлого года.
1. Крупные НПЗ— 27 нефтеперерабатывающих заводов проектной мощностью более 1 млн т в год. Их суммарная мощность первичной переработки нефти составляет около 262 млн т в год.
2. Предприятия «Газпрома»суммарной мощностью примерно 8,2 млн т в год. Заводы по переработке газа и газового конденсата (ГПЗ) «Газпрома» обычно выделяются в самостоятельную группу, поскольку они помимо нефти перерабатывают газовый конденсат — сырье более высокого качества.
3. Мини-НПЗ— около 50 малых установок суммарной мощностью первичной переработки 5 млн т в год.
В нефтеперерабатывающем секторе России практически нет иностранных игроков, что резко отличается от практики как развитых, так и развивающихся нефтедобывающих стран, где в нефтепереработке присутствуют западные компании, привносящие в этот сектор современные технологию, стандарты качества и управленческий опыт, а также облегчающие доступ к ключевым рынкам сбыта.
Все нефтеперерабатывающие заводы России НПЗ осуществляют переработку нефти в готовый продукт. Продукцией нефтеперерабатывающего завода России является:
Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический.
Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа)
Рост объемов переработки отнюдь не означает существенного увеличения объемов производства светлых нефтепродуктов. Больше трети всех производимых в России нефтепродуктов составляет мазут; на бензин, в том числе и низкооктановый, приходится всего 20%. В США с их самыми современными НПЗ примерно половину из всех производимых ГСМ составляет бензин, доля мазута всего 6%. [10]
Наряду с проблемой резкого повышения глубины переработки нефти остро стоит вопрос о качестве продукции. Доля товарных нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью все еще крайне мала. НПЗ продолжают выпускать относительно дешевые нефтепродукты, в том числе прямогонный бензин, вакуумный газойль, дизельное топливо низкого по сравнению с европейскими стандартами качества. Из-за этого российские нефтепродукты продаются на европейском рынке с трудом и в основном как сырье для дальнейшей переработки. Поэтому наши компании в основном ориентируются на вывоз сырой нефти, тем самым усиливая общую сырьевую направленность экспорта.
Одним из факторов, сдерживающих выпуск высококачественных моторных топлив, является состояние автопарка. Наличие в нем легковых и грузовых автомобилей устаревших моделей, потребляющих низкосортное топливо (бензин марки А-76), вызывает необходимость его производства. Российские министерства принимают меры по улучшению ситуации. Так, введен в действие новый технологический регламент по двигателям внутреннего сгорания, который будет способствовать ограничению спроса на низкосортное горючее и наращиванию производства высококачественных моторных топлив.
К 2012 году также при поддержке государства намечается построить самый крупный в стране нефтеперерабатывающий завод в конечной точке строящегося нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО). Его мощность составит 20 млн. т нефти в год, капитальные вложения оцениваются в 150–200 млрд. руб., глубина переработки нефти составит 93%, что соответствует достигнутому уровню на НПЗ США. Предполагается выпуск бензина и дизельного топлива стандартов «Евро-4» и «Евро-5». При этом 95% продукции будет направляться на экспорт и 5% – на нужды Приморского края. Пока экспорт нефтепродуктов сдерживается тем, что большинство НПЗ расположены в глубине страны и транспортировка одной тонны их продукции до экспортных терминалов обходится в 20–80 долл. В перспективе государственно-частное партнерство должно найти широкое распространение и при модернизации действующих НПЗ. Это будет способствовать экспорту высококачественных нефтепродуктов при одновременном сокращении крайне невыгодного для страны экспорта сырой нефти.
В 2008 г. первичная переработка нефти в России составила 236,3 млн тонн (48,4% от добычи), что на 3,4% больше уровня 2007 г. Переработку жидких углеводородов в России осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини–НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода.
Суммарные производственные мощности переработки жидких УВ в России составляют по сырью 272,3 млн т/год. С середины 1980 х до начала 1990-х гг. мощности российских НПЗ находились на уровне 351,5 млн тонн (7,3 млн барр/день) и Россия занимала второе место в мире по этому показателю. После кризиса 1990-х гг., а также в результате модернизации производств и увеличения доли вторичных процессов в отрасли произошло сокращение мощностей по первичной переработке нефти: в 2008 г. оно составило более 6,2 млн тонн. Одновременно мощности по первичной переработке мини-НПЗ возросли почти на 900 тыс. тонн; мини-НПЗ.
В 2008 г. 77,4% (182,8 млн тонн) всей переработки нефти осуществлялось НПЗ, входящими в состав вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний, еще 22,5% (89,6 млн т) – независимыми переработчиками, на мини-НПЗ малых нефтяных компаний переработано менее 1%.
В 2008 г. загрузка производственных мощностей по первичной переработке жидких УВ в среднем по стране составила 86,8%, в том числе на заводах ВИНК – 89,6, на заводах независимых переработчиков – 78,7%, на мини-НПЗ – 72,1. Глубина переработки по отрасли в 2008 г. составила 71,5%, снизившись по сравнению с 2007 г. на 0,4 п. п.; в целом за последние десять лет глубина переработки увеличилась более чем на 5 п. п. (рис. 1).
Табл. 1. Динамика первичной переработки нефти в России и выпуск основных видов нефтепродуктов, млн тонн
В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего – мазута и дизельного топлива. В 2008 г. доля дизельного топлива составила около 37,8% (69 млн тонн), мазута топочного – 35% (63,9 млн тонн), автомобильного бензина – 19,6% (35,7 млн тонн), прочих нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масла смазочные и др.) – 13,8% (7,5 млн тонн).
Низкое качество выпускаемого автомобильного бензина не позволяет выйти на международные рынки конечных продаж, и он поставляется на внутренний рынок, в то время как около половины дизельного топлива и свыше 70% мазута экспортируются, используются как сырье на НПЗ в странах-импортерах.
Российские НПЗ отстают по технологическому уровню от заводов Европы, США, стран АТР. Коэффициент Нельсона – обобщающий показатель, характеризующий сложность переработки, составляет для российских заводов в среднем 4,25, в Европе – 6,5, Америке – 9,5, Азии – 4,9. Россия получила при распаде СССР довольно старые мощности. Из 48 НПЗ общей мощностью более 500 млн т в год, действовавших в стране, за пределами России – в Литве, на Украине, в Казахстане, в Узбекистане – оказались самые новые, в общей сложности 20 заводов мощностью почти 180 млн т. Оставшиеся заводы находились в стадии модернизации, которая на период распада была заторможена.
Тенденции нефтеперерабатывающей промышленности характеризуются общим увеличением количества предприятий за 10 лет в 14,3 раза, ростом индекса физического объема продукции. Однако, несмотря на рост рентабельности, происходит повышение затрат на единицу производимой продукции. [3, с. 180-181].
Таблица 2.Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности РФ [7, c.356].
В процессе развития отрасли нефтеперерабатывающая промыш-ленность приблизилась к основным районам потребления нефтепродуктов. Поэтому заводы размещены на пути транспортировки нефти, в центрах, получающих нефтепродукты по магистральным нефтепроводам.
Краткая характеристика исторического развития нефтеперерабатывающей отрасли
Первые сведения о нефти появились почти пятнадцать веков назад, но до середины 19-го века промышленного значения использование нефти не имело.
Переработка нефти с целью ее очистки для уменьшения неприятного запаха при использовании в лечебных целях была известна еще в начале нашей эры. Описания различных способов перегонки нефти приведены в средневековых иностранных и русских лечебниках. Впервые нефтепереработка в промышленном масштабе была осуществлена в России на заводе, построенном на р. Ухте (1745). В 18-19 вв. в России и др. странах действовали отдельные примитивные НПЗ, на которых получали преимущественно осветительный керосин и смазочные масла. Большой вклад в развитие нефтепереработки внесли русские ученые и инженеры. Д. И. Менделеев, детально изучив технологические и экономические проблемы нефтепереработки, предложил строить нефтеперегонные заводы в местах концентрированного потребления нефтепродуктов. А. А. Летний создал основы крекинга и пиролиза нефти; под его руководством запроектирован и построен ряд НПЗ. К. В. Харичков предложил способ переработки высокопара-финистых мазутов для последующего использования их в качестве котельного топлива; Л. Г. Гурвич разработал основы очистки нефтепродуктов. В. Г. Шухов изобрел форсунку для сжигания жидкого топлива, что позволило применять не находивший квалифицированных источников потребления мазут как топливо для паровых котлов; кроме того, совместно с С. П. Гавриловым он запатентовал трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия, технологические принципы которой используются в работе современных установок первичной переработки нефти.
В России в 1823 г. в Моздоке по проекту братьев Дубининых и в 1837 г. в селе Балаханы (Азербайджан) по проекту П. Воскобойникова были построены небольшие нефтеперегонные заводы, на которых в железных кубах осуществлялась перегонка нефти с целью получения осветительного керосина. В 60-х годах 19-го века в районах Грозного и Баку были построены первые нефтеперегонные кубы для промышленного производства керосина. В конце 70-х годов в Баку уже эксплуатировалось более 200 заводов, принадлежащих отдельным лицам и фирмам. В 19-м в. в России нефть была открыта только в районе Баку на Апшеронском полуострове и на Кавказе, и именно развитие этих двух районов положило начало российской нефтяной промышленности.
После Гражданской войны 1918—20 Советское государство выделяло значительные средства на восстановление и развитие предприятий нефтеперерабатывающей промышленности (в 1923/24 на эту отрасль приходилось 37,2% всех затрат на капитальное строительство). В результате за период с 1921 по 1925 производство бензина возросло в 3,8 раза, а суммарное количество получаемых светлых фракций нефти в 2,3 раза. Основы современной нефтеперерабатывающей промышленности в СССР были заложены в годы первых пятилеток (1929—40). Большое народнохозяйственно значение имело открытие месторождений нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной области. За 1933—37 введены в эксплуатацию нефтеперерабатывающие заводы в городах Ишимбае и Уфе. С целью приближения нефтеперерабатывающих предприятий к центрам потребления нефтепродуктов были построены также заводы нефтеперерабатывающей промышленности в Саратове, Краснодаре, Орске, Хабаровске, Одессе, Херсоне.
В годы Великой Отечественной войны 1941—1945 нефтеперерабатывающая промышленность СССР обеспечивала фронт и тыл горючими и смазочными материалами.
В послевоенный период нефтеперерабатывающая промышленность развивалась быстрыми темпами, непрерывно повышался технический уровень и объём производства. Уже в 1946—51 довоенные показатели были превзойдены. Систематически наращивались мощности по первичной переработке нефти. За пятилетие 1966—1970 эти мощности увеличились в 1,4 раза. В 1970 промышленность переработала нефти в 1,44 раза больше, чем в 1965; производство малосернистого дизельного топлива возросло за те же годы в 2,4 раза. Вступили в строй действующих предприятий многие нефтеперерабатывающие заводы и комбинаты. Нефтеперерабатывающая промышленность решает задачу по более широкому внедрению высокопроизводительных технологических установок и агрегатов, по организации узкоспециализированных многотоннажных производств, рациональному комбинированию и совмещению нескольких процессов в одном технологическом блоке, совершенствованию каталитических систем, использованию автоматизированных систем управления предприятиями и отраслью в целом. Предприятия переходят на высокопроизводительные комбинированные установки. Если до 1966 в СССР их единичная мощность достигала 1—2 млн. т в год, то к 1971 введено несколько установок мощностью 2—3 и 6 млн. т в год. Увеличение объёма переработки нефти сопровождается существенным повышением качества нефтепродуктов: преимущественным становится выпуск малосернистого дизельного топлива, высокооктанового бензина, масел с эффективными присадками. [12]
Нефтеперерабатывающая промышленность неразрывно связана с нефтехимической промышленностью. По объёму переработки нефти, а также по производству синтетического каучука СССР занимает 2-е место в мире после США. Совершенствование нефтепереработки и опережающее развитие мощностей вторичных процессов осуществляются на базе новых и модернизированных технологических процессов. Научно-технические задачи нефтепереработки и нефтехимии решают в СССР 48 научно-исследовательских институтов и их филиалов, 25 проектно-конструкторских организаций и их филиалов, 18 опытных заводов.
Нефтеперерабатывающая промышленность других социалистических стран — членов СЭВ быстро развивалась, чему способствала всё возрастающая техническая помощь со стороны СССР. При содействии СССР в странах — членах СЭВ сооружено более 34 нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий: Бургасский нефтеперерабатывающий завод в Болгарии, Дунайский завод в Венгрии, завод в Плоцке (Польша) и др.
За 1990-е годы российская нефтепереработка сильно сдала свои позиции. Достигнув исторического максимума в 325,3 млн т в 1980 г., объемы нефтепереработки стали снижаться с начала прошлого десятилетия (см. рисунок), хотя и не так резко, как объемы нефтедобычи. На фоне экономического спада, переживавшегося страной, падение происходило в основном из-за сокращения почти вдвое внутреннего спроса на нефтепродукты (рис 1).
В 1995—1997 гг. темпы снижения немного замедлились частично из-за стабилизации внутреннего потребления нефтепродуктов, а частично благодаря государственной политике поощрения экспорта нефтепродуктов. В 1998 г. в результате экономического кризиса объем переработки снова резко упал до исторического минимума в 164 млн т.
В 1999 г. правительство ввело правила, по которым нефтедобывающим компаниям предоставлялся доступ к экспортным трубопроводам «Транснефти» только после выполнения введенных для них квот по поставке нефти на отечественные НПЗ. В результате объемы переработки снова стали
Расти. Параллельно начала увеличиваться и загрузка НПЗ — с 63% в 1999г. до 78% в 2005 г.
В 2006—2007 гг. не только возрастали объемы производства — повысилась и глубина переработки нефти на большинстве крупнейших российских НПЗ (с 69,6% в 2002 г. в среднем по стране до 71,9% в 2006 г.) 3. Дело в том, что нефтепереработка стала более выгодна для нефтяных компаний, чем экспорт сырой нефти. Так, аналитики отмечают, что нефтепродукты и раньше приносили ЛУКОЙЛу больше доходов, чем сырая нефть: в 2005 г. нефтяная выручка достигала 30% в общих оборотах ЛУКОЙЛа (остальное — нефтепродукты и нефтехимия), в 2006 г. ее доля снизилась до 26%, а к октябрю 2007 г. — до 24,8% общих продаж. В физическом выражении продажа нефти компанией даже уменьшилась на 1,3%, а поставки нефтепродуктов, особенно на экспорт, заметно возросли (оптовые поставки увеличились на 11,5%, а розничные — на 8,2%) . [13]
Характеристика современного размещения нефтеперерабатывающей отрасли на территории Российской Федерации.
Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива (см. рис. 2). В настоящее время переработка приблизилась к районам потребления. Она ведется вдоль трасс нефтепроводов, а также в пунктах с выгодным транспортно-географическим положением (Хабаровск). НПЗ ориентированы на потребителя. НПЗ есть во всех экономических районах РФ, кроме Ц-ЧЭР. ЦЭР – Москва, Рязань, Ярославль; СЭР – Ухта ( республика Коми); С-ЗЭР – Кириши (Ленинградская обл.); ПЭР – Самара (м. д.), Новокуйбышевск (м. д.), Сызрань, Саратов, Волгоград, Нижнекамск ( Татария); В-ВЭР – Кстово (Нижегородская обл.), Нижний Новгород; С-КЭР – Грозный (м. д.), Туапсе, Краснодар; УЭР – Уфа (м. д.), Ишимбай (м. д.), Салават (м. д.), Пермь (м. д.), Краснокамск (м. д.), Орск ; З-СЭР – Омск; В-СЭР – Ачинск (н. ц.), Ангарск; ДВЭР – Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре. (приложение1)
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.
Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты (мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла), которые непосредственно используются потребителями. Технический прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах массового потребления нефтепродуктов.
Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее транспортировкой и хранением: транспортировка нефти всегда экономичнее перевозки ее многочисленных производных; для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов; хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов; потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов.
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.
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. (табл.3 )
Http://2dip. su/%D1%80%D0%B5%D1%84%D0%B5%D1%80%D0%B0%D1%82%D1%8B/260092/