Вчера в Комсомольске-на-Амуре Сергей Богданчиков, президент нефтяной компании «Роснефть», подтвердил грандиозные планы реконструкции Комсомольского нефтеперерабатывающего завода.
Визит президента «Роснефти» был краток и включал в себя только участие в рабочем совещании и осмотр строительства первой очереди комплекса замедленного коксования. Только эти два мероприятия остались от первоначальной программы визита главы «Роснефти» в Комсомольск, и поэтому ранее планировавшаяся пресс-конференция не состоялась. Несмотря на это обстоятельство, во время осмотра Сергей Богданчиков ответил на вопрос о дальнейших планах реконструкции комсомольского завода. Вот что рассказал президент нефтяной компании:
– Планы компании и КНПЗ по реконструкции были определены ещё несколько лет назад. Уже построены несколько установок: риформинга, первичной переработки нефти, изомеризации бензинов. Сейчас мы занимаемся дизельным топливом, чтобы довести его качество до мировых стандартов. В декабре текущего года будет сдана установка стоимостью более 70 миллионов долларов, которая позволит производить дизельное топливо и дополнительно получать серу. В марте-апреле будет подписан контракт на продажу кокса и после этого, мы приступаем к строительству второй очереди комплекса глубокой переработки нефти. стоимость строительства установки замедленного коксования оценивается в сумму около 80 миллионов долларов. Помимо этого есть необходимость в модернизации старой установки первичной переработки нефти. Она работает неплохо, но ее экономические показатели не удовлетворяют требованиям компании, и поэтому после реконструкции (стоимостью около 25 миллионов долларов) будет увеличена производительность. Здесь уместно сказать, что в прошлом году завод переработал 5,5 миллионов нефти. В 2004 году переработает 6 миллионов тонн, а после модернизации установки АВТ-3 мы сможем выйти на 7-7,5 миллионов тонн нефти в год. В дальнейшем продолжим увеличение глубины переработки и доведение ее до 100 процентов и уже сейчас приступили к проработке вопросов развития на Комсомольском заводе нефтехимии и газо-химического производства.
После сказанного Сергей Богданчиков с заместителями отправился на рабочее совещание – основную цель визита в Хабаровский край.
Http://komsomolsk. su/novosti/komsomolskii-neftepererabatyvayushchii-prodolzhaet-stroitsya
После войны 1918-1920 гг. нефтяное хозяйство России оказалось полностью разрушенным. В мае 1920 г. советская власть национализировала нефтяные месторождения Апшерона. С этого времени в России, а с 1923 г. в Советском Союзе существует только государственная монополия в нефтяной промышленности.
Как отмечалось выше, в США с 1882 по 1911 г. в течение 29 лет существовала монополия треста Стандард Ойл в нефтяной промышленности, которую удалось нарушить только в результате огромных усилий правительства, конгресса, прессы и общественности. При этом хотелось бы обратить внимание на одну существенную деталь: трест принадлежал частным лицам, то есть прибыль, получаемая от продажи нефти и нефтяной продукции, шла в первую очередь на развитие нефтяной промышленности, ее модернизацию, на улучшение условий труда работникам этой отрасли.
В СССР в условиях государственной монополии большая часть прибыли не возвращалась обратно в нефтяную промышленность, а использовалась правительством в разных отраслях хозяйства или совсем для других целей.
После национализации советским правительством нефтяных предприятий и отказа выплатить компенсацию бывшим собственникам руководители нефтяных компаний Шелл и Стандард Ойл, имевшие интересы в России, настойчиво требовали от английского и американского правительства не признавать и бойкотировать Советское государство как не выполняющее международные законы и соглашения. К тому времени компания братьев Нобелей ушла из российского бизнеса, продав свою долю американской компании Стандард Ойл за 9 млн дол. Экономический бойкот доставил много дополнительных трудностей российскому правительству, которое вынуждено было сменить жесткую политику взаимоотношений с иностранными нефтяными компаниями на политику концессий, понимая, что без их усилий будет трудно поднять разрушенное нефтяное хозяйство.
В конце ноября 1920 г. в России принимается постановление о концессиях, которое позволяет иностранным компаниям на льготных условиях вести бизнес внутри страны. Это постановление имело благоприятные последствия для России, сумевшей в период нэпа (новой экономической программы, разрешавшей частную собственность и частный бизнес) восстановить с помощью ведущих нефтяных держав нефтяное хозяйство Апшерона и вывести его на ведущие мировые позиции.
В середине 20-х годов в Советском Союзе (в конце 1922 г. Россия вместе с другими республиками образовала союз) существовало три организации, которые контролировали добычу и экспорт нефти и нефтепродуктов. Это Азнефть (Бакинский регион), Грознефть (Грозненский район. Северный Кавказ) и Эмбанефть. Вышеназванные предприятия объединились в Нефтесиндикат и образовали монополию, начавшую активно торговать нефтью и нефтепродуктами с компаниями Шелл и Мобил в Великобритании, Европе и странах Ближнего и Дальнего Востока (табл. 3 приложения). Затем эта монополия была преобразована в Нефтесиндикатсоюзнефть, и ее продукция составляла 14% всего импорта Западной Европы.
Политика концессий в 30-е годы была свернута, а нефтяная промышленность стала интенсивно переводиться на военные рельсы. В конце 20-х годов Советское правительство приняло решение о ликвидации нэпа и переходе к полной государственной монополии в промышленности. Контроль за развитием советской индустрии осуществлял Совет народных комиссаров. Нефтяная промышленность была в ведении Комитета по нефти, который входил в состав Народного комиссариата тяжелой промышленности. В 1939г. этот комиссариат был разделен на несколько комиссариатов, один из которых назывался Народным комиссариатом нефтяной промышленности. Комиссариат нефтяной промышленности и был, по существу, той монопольной организацией, которая руководила нефтяным хозяйством огромной страны и осуществляла распределение нефтепродуктов.
В 30-е годы автомобильная промышленность Советского Союза была развита еще весьма слабо, основным потребителем нефтяного топлива и масел была армия. Горючим и маслами обеспечивали в основном бакинские нефтеперерабатывающие заводы. Перед второй мировой войной были открыты нефтяные месторождения в Волго-Уральском районе, но промышленная добыча нефти началась лишь после войны. В 30-е годы основная нефтеперерабатывающая промышленность была сосредоточена в Баку.
В довоенные годы Советский Союз продолжал активно экспортировать нефть и нефтепродукты в страны Европы, причем эта статья экспорта была одной из самых успешных в бюджете страны. Некоторые страны Европы, например Италия и Германия, сильно зависели от советской нефти. Доля импортируемой из Советского Союза нефти в общем балансе итальянского государства с 1925 по 1935 г. составляла около 50%, а в 1940г. 75% советского экспорта нефтепродуктов и нефти пришлось на долю Германии.
Интересно отметить, что в годы советской власти произошло резкое изменение состава российского экспорта. Если до 1917 г. 70% российского экспорта составляло зерно (Россию называли хлебной корзиной Европы) и даже в лучшие годы нефть составляла только 7% экспорта, то после 1920 г. доля нефтяного экспорта постоянно растет и достигает к 1932 г. 18%. После коллективизации, когда Советский Союз, по существу, потерял свою роль поставщика зерна в Европу, процентное соотношение нефти в экспорте Советского Союза резко возрастает и составляет уже около 50%.
Правительство СССР понимало слабость положения страны, которая целиком зависела от бакинских нефтепродуктов, и в 30-е годы осуществило строительство нефтеперерабатывающих заводов в Ухте (1933), Москве (1938), Саратове (1934), Уфе (1938), Ишимбае (1936), Орске (1935), Батуми (1931), Одессе (1937) и Херсоне (1938). Во время второй мировой войны снабжение армии горючим и маслами происходило в основном с бакинских нефтеперерабатывающих заводов. Особенно это чувствовалось во время сталинградского сражения, когда немецкая армия перерезала пути доставки кавказской нефти и горючего в центральные районы Советского Союза.
В предвоенные, военные и послевоенные годы нефтяная промышленность Советского Союза развивалась высокими темпами. Советское правительство хорошо понимало значение нефтяной индустрии для функционирования Советского государства и не жалело денег для ее роста. В целом работники нефтяной промышленности справлялись со своими задачами – бесперебойно обеспечивали армию и народное хозяйство нефтепродуктами и успешно осуществляли экспорт нефти и нефтепродуктов.
Надо отметить, однако, что избытка и разнообразия нефтепродуктов не было. Хозяйство было плановым, а планы в нефтяной промышленности выполнялись таким образом, чтобы обеспечение нефтепродуктами было на минимальном уровне. После второй мировой войны комиссариаты были преобразованы в министерства. Комиссариат по нефтяной промышленности был разделен на два министерства – Министерство нефтяной промышленности южного и западного регионов и Министерство нефтяной промышленности восточного региона и Сахалина, которые в 1948 г. образовали одно Министерство нефтяной промышленности. В 1957 г. вместо министерств были созданы региональные совнархозы, проведена децентрализация нефтяной промышленности с сохранением некоторых центральных функций у Госплана. По существу, были созданы десятки монополий, меньших по размеру в пределах региона, но с теми же функциями, что и министерства. В 1965 г. опять были восстановлены министерства, так как совнархозы не сумели эффективно управлять промышленностью. Причем в нефтяной промышленности образовалось 5 министерств – нефтедобывающей, газовой, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленностей. В 1970 г. первое министерство стало называться Министерством нефтяной промышленности.
В конце 40-х годов началась интенсивная разработка крупного Ромашкинского месторождения, которое находилось между Волгой и Уралом. Только за 4 года – с 1954 по 1958 г.- добыча нефти в Советском Союзе удвоилась. В ряде городов Советского Союза велось в то время строительство крупных нефтеперерабатывающих заводов. Кстово (Нижегородская область), Сызрань, Волгоград, Саратов, Пермь, Краснодар, Омск, Ангарск, Баку и Рязань–вот далеко не полный список городов, где было развернуто новое строительство, причем, так как строительство велось централизованно, большинство заводов копировалось в зависимости от топливного или масляного направления. Особенно бурно нефтяная промышленность Советского Союза стала развиваться в 60-е годы, когда были открыты богатые месторождения в Западной Сибири.
Началась интенсивная разработка и добыча нефти в Тюменской области – центральной среди нефтедобывающих областей Западной Сибири. Очень быстро Советский Союз выходит на первые позиции по добыче нефти в мире, а с конца 70-х годов закрепляется на первом месте. Добыча нефти в Советском Союзе продолжала оставаться самым успешным мероприятием, проводимым Советским правительством.
Следует отметить, что больше всего нефти добывалось в России, а в России самые крупные месторождения находились в Западной Сибири. Азербайджан практически потерял свое значение как регион, имеющий большие запасы нефти, хотя обладал развитой нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленностью. Из остальных бывших республик Советского Союза кроме России только Казахстан обладает промышленными запасами нефти, особенно после открытия крупного Тенгизского месторождения.
В 70-е годы нефть и нефтепродукты в больших количествах экспортировались в страны Восточной и Западной Европы. В табл. 3 и 6 приведены данные по добыче нефти в СССР и экспорту нефти и нефтепродуктов в 1920-1990 гг. и распределение его по странам – импортерам в 1970-1990 гг.
В 80-е годы при добыче нефти около 600 млн т/год экспорт составлял 150-200 млн – цифры огромные даже по нынешним временам. Если учесть, что население Советского Союза составляло чуть более 250 млн человек, то получается, что на каждого жителя страны приходилось около одной вывозимой тонны. К сожалению, нефть не принесла богатства России, как это случилось в странах Ближнего и Среднего Востока. По многим, главным образом, экономическим причинам.
В 70-80-е гг. было построено еще несколько нефтеперерабатывающих заводов – в основном вне России. Это заводы в Чимкенте и Павлодаре (Казахстан), Мажейкяе (Литва), Чарджоу (Туркмения), Лисичанске (Украина), Мозыре (Белоруссия).
С конца 80-ых годов наблюдается спад добычи и переработки нефти (за 1988 – 1991 годы объем добычи сократился более чем на 20%), главные причины которого заключаются в следующем:
· крупные и высокодебитные месторождения эксплуатируемого фонда, составляющие основу ресурсной базы, в значительной степени выработаны;
· резко ухудшились по своим кондициям и вновь приращиваемые запасы. За последнее время практически не открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения;
· сократилось финансирование геологоразведочных работ, уменьшились объемы разведочного бурения;
· остро не хватает высокопроизводительной техники и оборудования для добычи и бурения. Основная часть технических средств имеет износ более 50 процентов, только 14 процентов машин и оборудования соответствует мировым стандартам, 70 процентов парка буровых установок морально устарело и требует замены. С распадом СССР усугубилось положение с поставками нефтепромыслового оборудования из стран СНГ.
· низкие внутренние цены на нефть не обеспечивают самофинансирования нефтедобывающих предприятий (эта ситуация сохраняется и сегодня после серии повышений цен на нефть). В итоге произошло серьезное ухудшение материально – технического и финансового обеспечения отрасли;
· нехватка эффективного и экологичного оборудования с особой остротой создает в отрасли проблему загрязнения окружающей среды. На решение этой проблемы отвлекаются значительные материальные и финансовые ресурсы, которые не участвуют непосредственно в увеличении добычи нефти;
· не определен единообразный собственник месторождений нефти, с которым следует иметь дело организациям, а также частным лицам;
· задолженность стран СНГ перед Россией за поставленную нефть и нарастающий кризис неплатежей.
В конце 1991 г. образовались новые государства взамен бывшего СССР. Страны СНГ переходят на новые экономические пути развития, которые не будут отличаться от моделей развитых государств.
Нынешнее состояние нефтяной промышленности стран СНГ характеризуется сокращением объемов прироста промышленных запасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемов разведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количества бездействующих скважин; повсеместном переходе на механизированный способ добычи при резком сокращении фонтанизирующих скважин; отсутствием сколь-либо значительного резерва крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную эксплуатацию месторождений; расположенных в необустроенных и труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставанием отрасли; недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.
Большинство нефтеперерабатывающих заводов на территории России были построены в два десятилетия после Великой Отечественной войны: с 1945 по 1965 годы было введено 16 заводов, около половины из ныне действующих.
За период экономических реформ 1990-х годов в нефтепереработке и нефтехимических отраслях произошло значительное сокращение объёма производства. Из-за резкого сокращения внутреннего потребления нефти при суммарных мощностях по первичной её переработке 296 млн тонн в год в 2000 году фактически было переработано 168,7 млн тонн, то есть загрузка нефтеперерабатывающих заводов упала до 49,8 %.
Это обусловило низкую глубину переработки нефти и низкое качество выпускавшихся нефтепродуктов. Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к стандартам западноевропейских стран и США. После распада СССР в России к 2012 году было построено 5 новых нефтеперерабатывающих предприятий общей мощностью около 14 млн тонн.
В последние годы 2000-х наметилась обнадёживающая тенденция. Признаком улучшения ситуации является существенное увеличение инвестиций в нефтепереработку. Так, за 2006 год они выросли на 11,7 %, составив 40 млрд рублей. За период 2005-2012 год было инвестировано около 1 трлн. рублей, проводилась модернизация производств. Растёт и внутренний спрос на нефтепродукты.
Глубина переработки нефти за период с 2005 по 2006 выросла с 67,6 до 71,3 %. В последние годы на ряде НПЗ активно ведётся строительство комплексов глубокой переработки нефти.
В октябре 2010 года В. В. Путин сообщил о принятом правительством решении запретить подключение к магистральным нефтепроводам новых НПЗ, глубина переработки у которых меньше 70 %.Путин сообщил, что в России в настоящее время имеются около 250 мини-НПЗ с глубиной переработки около 40 %. По мнению Путина, «такие объекты нужно серьёзно модернизировать».
К 2012 году при господдержке планировалось построить самый крупный в России НПЗ в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, глубина переработки нефти составит 93 %, что соответствует достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих заводах США. Однако по состоянию на 2013 год, строительство даже не началось.
Http://studwood. ru/817790/ekologiya/razvitie_neftyanoy_promyshlennosti_sssr_1917_1991
Глубина переработки нефти (ГПН) является одним из важнейших показателей эффективности нефтеперерабатывающего предприятия.
Она представляет собой величину, которая показывает отношение объёма полученных товарных нефтепродуктов к общему объему потраченного сырья.
Другими словами, сколько полезной продукции получается, к примеру, из одной тонны (или барреля) нефти. Глубокая переработка нефти позволяет более эффективно использовать каждый баррель «черного золота».
ГПН = ((Общий объём переработанного сырья – Объём полученного мазута – Объём производственных потерь – Объем топлива, потраченного на собственные нужды) / Общий объём переработанного сырья) * 100 %
Глубина переработки нефти в нашей стране в среднем находится на уровне 74-х процентов, в европейских странах – на уровне 85-ти процентов, в США – 95-96 процентов.
Согласитесь, разница более чем существенная. Это объясняется тем, что после распада Советского Союза России достались 26-ть НПЗ, устаревших к тому моменту и физически, и морально. Восемь из них были запущены еще до начала Второй Мировой войны, пять были построены до 1950 года, еще девять до 1960-го.
Таким образом, 22 из 26-ти российских нефтеперерабатывающих завода находятся в эксплуатации уже больше полувека. Кроме того, практически все новые НПЗ, которые построили в СССР за период с 1970-го по 1980-ый годы, были расположены на территории бывших союзных республик, ставших теперь независимыми государствами.
К примеру, с 1966-го по 1991-ый год на территории СССР построили семь новых предприятий нефтепереработки, из которых только одно было на территории Российской Федерации. Из остальных шести два остались в Казахстане (Чимкентский и Павлодарский НПЗ), по одному – на Украине (Лисичанск), в Беларуси (Мозырь), в Литве (Мажейкяе) и в Туркмении (Чарджоу).
Единственное относительно новое нефтеперерабатывающее предприятие, которое было запущено после 1966-го года на российской территории, это Ачинский НПЗ (год ввода в эксплуатацию – 1982-ой).
Еще одним относительно новых предприятием нефтепереработки является «Нижнекамскнефтехим» (город Нижнекамск), которое было запущено в 1979-ом году и до сих пор производит сырье для нефтехимической отрасли.
В начале 90-х годов прошлого века глубина переработки нефти российских НПЗ была на уровне 64-х процентов. 80 процентов оборудования было морально отсталым.
К 1999-му году глубина переработки нефти в среднем составляла 67,4 процента, и только Омский НПЗ сумел поднять эту планку до 81,5 %, что сравнимо со среднеевропейскими показателями.
Несмотря на то, что Россия по-прежнему отстает по ГПН от развитых мировых держав, за последние 17-18 лет наметились обнадеживающие тенденции.
Так, к примеру, с 2002-го по 2007-ой год устойчиво росли объемы отечественной нефтепереработки (в среднем около 3-х процентов в год в период с 2002-го до 2004-го и 5,55 – с 2005-го по 2007-ой). Средний уровень загруженности действующих мощностей первичной переработки в 2005-ом достиг 80-ти процентов, а в количественном выражении перерабатываемые годовые объемы выросли со 179 миллионов тонн в 2000-ом до 220 миллионов тонн в 2006-ом году.
Кроме того, на нескольких действующих российских НПЗ были построены комплексы глубокой переработки нефти.
В 2004-ом на Пермском нефтеперерабатывающем заводе, принадлежащем корпорации «Лукойл», был запущен комплекс гидрокрекинга, в 2005-ом запустили установку каталитического риформинга на Ярославском предприятии «Ярославнефтеоргсинтез», принадлежащем компании «Славнефть», а также на Рязанском НПЗ (собственность компании «ТНК-ВР») были введены в эксплуатацию сразу два комплекса с высокой ГПН – мягкого гидрокрекинга и каталитического крекинга.
Не оставала от конкурентов и «Татнефть». В 2010-ом эта компания запустила в Нижнекамске установку для первичной нефтепереработки, мощность которой составила 7 миллионов тонн в год. Эта установка стала частью Нижнекамского комплекса предприятий нефтехимии и нефтепереработки ТАНЕКО.
В конце того же года на Нижегородском НПЗ началось производство автомобильного бензина, соответствующего по своим качественным характеристикам стандарту ЕВРО-4.
Таким образом, программу по модернизации отечественных НПЗ, рассчитанная до 2011-го года, нефтяные компании выполнили полностью.
Однако на этом процесс не остановился. К примеру, НК «Роснефть» провела реконструкцию пяти установок вторичной нефтепереработки для увеличения глубины переработки нефти:
В 2001-ом с опережением графика были завершены работы по введению в эксплуатацию установки для изомеризации на предприятии «Славнефть-ЯНОС», способной перерабатывать в год 718 тысяч тонн сырья.
Результатом всей проделанной работы стало то, что к 2013-му году на территории Российской Федерации работало пятьдесят заводов, из которых 23 крупных НПЗ находились в структуре вертикально интегрированных российских компаний, восемь – это независимые нефтеперерабатывающие предприятия с годовой мощностью более миллиона тонн сырья, и 15-ть предприятий, мощность которых составляла менее миллиона тонн сырья в год.
Таким образом, в 2013-ом году нефтепереработка в России достигла 275 миллионов 200 тысяч тонн, загрузка мощностей в среднем составила 92,9 процента, а ГПН – 72 процента.
В течение 2015-го года в РФ ввели в эксплуатацию одиннадцать новых установок, предназначенных для вторичной нефтепереработки, и в этом же году общий объем переработанного сырья достиг отметки 282 миллиона 400 тысяч тонн, а уровень глубины переработки нефти достиг 74,2 процента.
По оценкам специалистов, чтобы обеспечить годовой объем выпускаемых в России нефтепродуктов на уровне от 220-ти до 280-ти миллионов тонн, а ежегодный рост ГПН составлял 1-2 процента, необходимо ежегодно запускать по всей стране десятки новых перерабатывающих установок, для чего каждый год компаниям придется тратить миллиарды долларов США.
С 2005-го по 2013-ый год объем капитальных вложений ключевых отечественных нефтяных компаний вырос больше, чем в шесть раз (с 1 миллиарда 400 миллионов долларов до 10 миллиардов).
Http://neftok. ru/pererabotka/glubina-pererabotki-nefti. html
Эпоху углеводородов хоронят-хоронят, а производство и потребление нефтепродуктов в мире с каждым годом прирастает. Мощная нефтеперерабатывающая отрасль у России и Беларуси появилась ещё во времена СССР, сегодня лишь необходимо верно ей распорядиться.
Последние несколько лет показывают, что дела в отрасли обстоят неплохо. После введения экономических санкций в 2014 году и последовавшего падения стоимости нефти мы слушали множество апокалиптических прогнозов о российской экономике и курсе рубля. Почему они не сбылись? Потому что их авторы по привычке исходят из картинки 90-х годов: Россия выживает за счёт экспорта нефти.
Между тем доля сырой нефти в экспорте постепенно сокращается, тогда как доля нефтепродуктов, наоборот, растёт. И совсем не потому, что раньше гнали нефть, а теперь опомнились. Раньше качество нефтепродуктов заведомо осложняло их экспорт. На то, чтобы переломить ситуацию, ушло почти 20 лет. Предварительные итоги можно подводить уже сегодня.
Прежде чем перейти к проблемам модернизации, стоит разобраться, а что же именно предстоит модернизировать, что собой представляет современный нефтеперерабатывающий завод? Как выглядит нефтепереработка Союзного государства?
Разумеется, у каждого предприятия есть свои особенности, набор термических и каталитических процессов (т. н. вторичные процессы переработки нефти, позволяющие увеличить выход светлых нефтепродуктов) может отличаться. Однако в целом с нефтью происходят следующие превращения:
Таких заводов на территории Союзного государства немало. 2 (Мозырский НПЗ и «Нафтан» — Новополоцкий НПЗ) входят в государственную компанию «Белнефтехим» и способны переработать до 25 млн тонн нефти в год.
В РФ более пёстрая структура, но в целом можно сказать, что большинство НПЗ входит в состав той или иной вертикально-интегрированной нефтяной компании (ВИНК). Они контролируют 90% российской нефтепереработки.
Всего в РФ насчитывается 37 крупных заводов (годовая мощность от 1 млн т нефти в год), а также десятки мелких (100-200 тыс. тонн). Из-за этого нет практического смысла скрупулёзно высчитывать их установленную мощность. Достаточно сказать, что годовой уровень переработки в России — 285 млн т (2016 г.). Вместе с белорусскими получается более 300 млн тонн ежегодно.
На экспорт, как видно из предыдущего рисунка, работают в основном НПЗ западных, юго-западных регионов и Дальнего Востока.
В своё время Джон Маккейн прозвал Россию страной-бензоколонкой. Но с отраслевой точки зрения, это можно считать не оскорблением, а констатацией успехов в формировании экспортной политики.
С 2000 года экспорт нефтепродуктов постепенно рос и достиг в 2016 году 156 млн т: 23,43 млн т — дизтопливо, 49,5 млн т — газойль, 4,5 млн т — бензины, всего около 80 млн т светлых НП. Тогда как доля экспорта сырой нефти имеет если не тенденцию к снижению, то достигла выраженного порогового значения в 240-260 млн т, выше которых экспорт не поднимается.
Ещё выше доля экспорта НП у Беларуси. Из 18,6 млн т, полученных белорусскими НПЗ на переработку в прошлом году, было произведено около 16 млн т бензинов, дизтоплива и мазута (3,6+6,373+5,568 млн т), из которых 13 млн т были проданы на внешние рынки.
Как в публицистике, так и в специальной литературе чаще можно встретить 2 характеристики, описывающие то, насколько эффективно на НПЗ перерабатывают исходное сырьё, получая на выходе товарные продукты: индекс Нельсона (ИН) и глубина переработки (ГП). Следует сказать о них два слова, чтобы в дальнейшем не путаться.
Глубина переработки показывает соотношение объёма НП, полученных в ходе переработки, к изначальному объёму нефти. Глубина переработки всегда меньше единицы из-за неизбежных потерь и мазута (лишь самые современные НПЗ могут обеспечить полную т. н. безмазутную переработку нефти).
Второй термин обычно встречается в западной традиции и описывает соотношение затрат на сооружение установки любого процесса НПЗ к затратам на установку первичной переработки нефти. Полученное соотношение рассчитано для большинства технологических операций и носит название коэффициентов Нельсона. В дальнейшем, в зависимости от коэффициента и доли каждого процесса в переработке, рассчитывается итоговый рейтинг Нельсона, присваиваемый НПЗ. Как правило, в просторечии «индекс Нельсона» используется в качестве синонима «рейтинг Нельсона для такого-то НПЗ». Соответственно, чем больше на заводе доля операций с высокими коэффициентами, чем больше таких операций производят с продуктами первичной перегонки, тем выше итоговый рейтинг.
В отраслевых форумах можно найти энтузиастов как первого, так и второго терминов, хотя это лишь взгляд на одну и ту же проблему с разных точек зрения.
Глубина переработки в России по результатам 2016 года превысила 79%, что подтверждается в т. ч. сокращением в 2016 году производства мазута на 21% при сокращении объёмов переработки всего на 5,7% В свою очередь, сокращение переработки — обратная сторона уменьшения доли мазута в производстве: в процессе производства из мазута образуются светлые НП, для чего прежде приходилось перерабатывать дополнительные объёмы нефти.
Стратегия правительства РФ предполагала достижение 80% глубины к началу 2016 года, однако, когда она принималась, никто не мог предусмотреть режима экономических санкций, в условиях которых российская экономика живёт уже более трёх лет.
С формальной точки зрения, 79% — показатель стран Восточной Европы. На самом деле всё немного сложнее.
В настоящее время 8 российских НПЗ имеют глубину переработки 90% и выше, их суммарная мощность — порядка 73 млн т нефти в год, т. е. более четверти нефтепереработки. 3 из них («РН-Комсомольский НПЗ», «ННК-Хабаровский НПЗ», «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез») имеют глубину свыше 95%, их мощности позволяют перерабатывать до 25 млн т нефти в год. Что же до аутсайдеров с 50-60%, то они работают не столько на рынок, сколько оказывают услуги по первичной переработке для других НПЗ. Пример такой пары — Куйбышевский НПЗ (58,5%) и Новокуйбышевский НПЗ (ок. 90%) компании «Роснефть».
Добавим, что в декабре 2017 года по плану должна завершиться программа модернизации Туапсинского НПЗ мощностью 12 млн т и с глубиной переработки 98,7%, который фактически выстроили заново.
В Беларуси ситуация чуть хуже. Со слов гендиректора Мозырского НПЗ, на его предприятиях глубина в 2016 году находилась на уровне 73,66%, на «Нафтане» (Новополоцкий НПЗ) — 75. Увеличить это значение до 90-92% планируется только к концу 2018 года. Если оперировать только средним значением ГП, может возникнуть впечатление, что НПЗ Союзного государства движутся примерно вровень. Как видим, это немного не так.
Во время сравнения переработки в РФ с США или иными западными странами следует помнить об этой особенности нефтеперерабатывающей отрасли в России. Если, по оценкам правительства, средней глубины переработки в 85% Россия достигнет только к 2040 году, это ещё не значит, что мы отстали навсегда. 10% отрасли работают с той же эффективностью, что и в среднем по США, 17% — на уровне НПЗ Западной Европы. Ещё порядка 25% показывают ту самую среднероссийско-восточноевропейскую эффективность. Хотя так было не всегда.
Вот так, к примеру, было всего лишь 8 лет назад (среднероссийская ГП на то время — 72%):
К слову, в американской нефтепереработке тоже есть свои особенности, а вернее, своя сложившаяся стратегия: американцы предпочитают перерабатывать т. н. лёгкую нефть, а экспортировать, наоборот, тяжёлую. Долгое время экспорт лёгких углеводородов был даже запрещён на законодательном уровне, его сняли лишь недавно, когда сланцевая нефтедобыча позволила свести зависимость от импорта к минимуму, переведя её в разряд вопросов экономического, а не политического характера (выгодно/невыгодно). Переработка лёгкой нефти менее затратна и требует меньших вложений в производство и модернизацию активов. Чем как раз и можно объяснить высокую среднюю глубину переработки в США — выше, чем в Европе и Азии. Это преимущества сверхдержавы и эмитента мировой валюты: все всё сами принесут, нужно только выбрать.
Ещё одной причиной стали нефтяные кризисы, после которых во время президентства Рональда Рейгана была одобрена программа масштабной модернизации нефтепереработки. Она заняла порядка 10 лет и обошлась в 50 млрд долларов. До окончательного отхода от Бреттон-Вудса даже США не могли себе позволить столь масштабной инвестиционной программы. Да, в США, несмотря на пресловутый культ свободного рынка, модернизация НПЗ находилась под постоянным и плотным контролем правительства.
Это крайне необходимое уточнение. Дело в том, что при подготовке данного материала нам попалась статья, автор которой с лёгкой ехидцей прошёлся по устаревшим НПЗ, которые Россия получила в наследство от СССР.
И которые теперь необходимо с таким трудом модернизировать. Между тем следует помнить, что сегодняшняя нефтеперерабатывающая промышленность, в отличие, скажем, от уральских заводов, не выросла из демидовских или строгановских мануфактур, как из детских штанишек. Хорошенько покопавшись в истории НПЗ, можно найти основанные в 1930-х и даже 1920-х годах. Не найдём только дореволюционных.
Между тем даже сегодня совокупная мощность построенных в советское время НПЗ позволяет России занимать третье место в мире по переработке нефти после США и Китая. К тому же последний подвинул нас со второго места только в 2000-х, во время своего невероятного индустриального рывка, нарастив в 2000-2010 гг. мощность своих заводов с 5400 до 10120 тыс. баррелей в сутки (с 267 до 504 млн т в год).
Как уже говорилось, добыча и переработка нефти в России сосредоточена в основном у ВИНК. Вообще-то они создавались в 90-х как раз для того, чтобы провести быструю модернизацию НПЗ. Однако быстрой не получилось.
В целом можно сказать, что после 1991 года у российских НПЗ было 2 волны модернизации. Первая — примерно с 2003-го до начала 2010-х. Вторая — с 2011 года, когда ВИНК подписали с государством в лице Федеральной антимонопольной службы, Ростехнадзора и Росстандарта соглашение о глобальной реконструкции и модернизации НПЗ. Вторая продолжается до сих пор.
Строгой зависимости, понятное дело, нет, на некоторых заводах эти волны и вовсе слились в одну. Что же до причин, по которой производители тянули-тянули, а потом вдруг дружно бросились устанавливать оборудование для гидрокрекинга, каталитического риформинга и пр., то тут всё просто: подтягиваться к уровню качества заставляют соображения рентабельности и экологические стандарты на содержание вредных веществ в выхлопных газах. Как раз поэтому циклы модернизаций в целом повторяют сроки смены Евро-4 на Евро-5, а Евро-5 — на Евро-6.
Впрочем, нормы ЕС — не единственная причина. Техрегламенты ЕАЭС также предусматривают улучшение качества топлива.
На примере Туапсинского завода видно, что НПЗ не только модернизируются, но и расширяют производство (до начала модернизации завод в Туапсе имел мощность 4,4 млн т). Либо, как вариант, строятся несколькими очередями и вводятся в строй постепенно. Т. е. к концу десятилетия будем иметь не только дальнейший рост глубины переработки, но и увеличение мощности.
По планам на начало десятилетия, очередной этап модернизации должен был завершиться примерно к 2018 году. Однако санкции и падение цен на нефть внесли свои коррективы: в 2015 году 15 из 37 НПЗ заявили о сдвигании сроков на 1-4 года, поэтому на текущий момент ожидается, что 120 из 125 нефтеперерабатывающих установок будут модернизированы к 2020 году. К концу 2017-го — 82-88.
Источник: Нефтепереработка в России: курс на модернизацию («Эрнст энд Янг» (СНГ), 2014)
Следует отметить, что считать доли в 2020 году нужно будет уже от другой совокупной мощности НПЗ. По оценке главы Минэнерго РФ Александра Новака, она возрастёт до 400 млн т в год. Заплатить за это пришлось немало, около 54 млрд долл. в промежутке 2005-2015 гг. Итоговая же сумма может достичь 100 млрд долл. Как мы помним, индекс Нельсона описывает ещё и прямую денежную зависимость между сложностью вторичных процессов в сравнении с первичным и стоимостью такого оборудования.
В аналитике за прошедшие 3 года неоднократно описан приём, которым государство в этот раз стимулировало вложения ВИНК в модернизацию НПЗ, — налоговый манёвр. Решение о нём было принято в 2014 году (на 2015-2017 годы) и состоит в одновременном:
увеличении НДПИ на тонну добытой нефти (766, 857, 919 руб. за тонну нефти в 2015, 2016 и 2017 гг. соответственно); снижении экспортной пошлины на нефтепродукты (48%, 40%, 30% для дизтоплива, 78%, 61%, 30% для бензина). Экспортная пошлина на мазут, наоборот, была увеличена (100% в текущем году).
Таким образом, становится невыгодно вывозить мазут за границу, а повышение НДПИ на нефть создаёт условия для того, чтобы наиболее современные НПЗ частично замещали мазутом сырую нефть в качестве сырья. Как, собственно, уже давно делали европейские НПЗ, покупавшие российский мазут не как топливо, а как сырьё. Однако теперь эта практика будет постепенно сходить на нет.
Кстати, такой же финт с высокой пошлиной на мазут, делающий невыгодным или даже убыточным его экспорт, ещё ранее был использован в Беларуси.
На белорусских заводах всё иначе. Беларусь зависит от импорта нефти, здешние НПЗ никогда не переходили в частные руки, а государство всегда было озабочено их рентабельностью. Поэтому модернизация Мозырского и Новополоцкого заводов продолжается ровно столько, сколько Беларусь существует как независимое государство.
«…К 1994 г. здесь уже была сформирована чёткая концепция поэтапной реконструкции предприятия на основе усовершенствования имеющихся технологических процессов. За последние 10 лет нам удалось претворить в жизнь очень многое. Так, в 2004 г. пуск установки каталитического крекинга позволил достичь глубины переработки нефти 67% и приступить к выпуску бензинов с пониженным содержанием бензола и ароматических углеводородов. В 2006-м был введён в эксплуатацию комплекс по производству бензола, что позволило снизить содержание бензола в выпускаемых автомобильных бензинах… 2008 г. ознаменован пуском установки алкилирования с получением высокооктановой экологически чистой добавки к бензинам — алкилата. Это позволило повысить экологические свойства моторных топлив, снизить содержание серы, ароматических углеводородов, олефинов и повысить октановое число бензинов», — рассказывал в 2014 году главный технолог НПЗ Александр Шорец.
Можно продолжать и дальше: установка гидрообессеривания, гидроочистки дизтоплива, установка изомеризации (для выпуска высокооктановых бензинов, именно благодаря ей завод сегодня выпускает 92-й и 95-й бензины класса Евро-5), установка вакуумной переработки мазута. Последняя операция — монтаж двух установок депарафенизации (для производства зимнего топлива) этим летом.
На Новополоцком происходило ровно то же самое. Другие сроки, но в целом заводы развиваются слаженно. Вполне согласуется со знаменитой белорусской «помяркованностью»: не быстрое, но безостановочное движение вперёд.
В результате, хотя РБ могла финансировать работы только за счёт бюджета и своего рода субсидий РФ (небольшой реэкспорт российской нефти), к настоящему моменту нефтепереработка Беларуси лишь немного отстаёт от среднероссийской по глубине. А через пару лет, когда работы на обоих заводах завершатся, некоторое время даже будет опережать среднероссийский показатель.
Логистика сбыта нефтепродуктов за рубеж сложилась ещё со времён СССР. Нефтепродукты поступали в терминалы Клайпеды (Литва) и Вентспилса (Латвия), Таллина (Эстония). Одна только Латвийская ССР обрабатывала до 30 млн тонн нефти и нефтепродуктов в год, что составляло в то время примерно ⅓ суммарного грузопотока через балтийские порты. Специально для этого в системе нефтепроводов «Дружба» были предусмотрены ответвления в порты Вентспилса и Клайпеды. С тех пор многое изменилось.
Скажем, российский транзит через Латвию с тех пор обвалился до 2 млн т (2016), и общий грузооборот Ventspils Nafta Termināls держится на уровне 7,5 млн т в основном за счёт транзита нефтепродуктов белорусских НПЗ.
Загрузка балтийских портов упала прежде всего из-за соответствующей политики РФ. С распадом СССР была поставлена задача обзавестись собственными портами на Балтике. Не нужно забывать, что решение о строительстве порта Усть-Луга, о котором в последние годы столько говорят (ещё бы не говорить: 10 лет назад его грузооборот едва превышал 7 млн т, а в этом, по прогнозам, должен составить 101 млн т), принималось ещё в 1993 году. Как ожидается, к 2025 году даже этот внушительный показатель увеличится до 191 млн т, что позволит РФ окончательно «разгрузить» Прибалтику и обеспечит запас для НПЗ.
Однако если российские производители в значительной степени перевели транзит на российские терминалы, то белорусские нет. В настоящее время «Белорусская нефтяная компания» (занимается экспортом НП) имеет договоры о транзите с 12 терминалами в портах 7 городов, 5 из которых прибалтийские (Клайпеда, Вентспилс, Рига, Мууга, Таллин) и 2 украинские (Южный, Одесса).
В связи с этим в середине августа СМИ процитировали явно заготовленный диалог главы РЖД Олега Белозёрова и президента РФ Владимира Путина:
– По нефтеналиву мы дали 50-процентную скидку для перевозки с белорусских заводов, но белорусские заводы пока не используют ни Усть-Лугу, ни Санкт-Петербург, а едут в республики Прибалтики. Мы ведём дискуссию, они говорят, что у них долгосрочные контракты на эту тему заключены, но мы стараемся выстраивать с ними диалог.
– Это нужно обсуждать в более широком формате. Ведь на белорусских НПЗ перерабатывается наша нефть, другой там нет и вряд ли появится, поэтому это нужно «запакетировать» — получение нашей нефти от соответствующих вопросов использования нашей инфраструктуры.
Разумеется, в оппозиционной белорусской прессе и изданиях ближайших соседей появились материалы о том, что Россия будет принуждать Беларусь чуть ли не в убыток везти нефтепродукты в порты Северо-Запада РФ, а не в тёплые ламповые Клайпеду и Вентспилс. Удачный фон для этого создала и недавняя российско-белорусская «медиа-война», и сокращение поставок российской нефти на белорусские НПЗ.
Как и всякая точка зрения, она имеет право на существование, однако на её изъяны мы указать обязаны.
Программу модернизации НПЗ, в принципе, неверно рассматривать в отрыве от развития нефтеперевалки через порты Усть-Луга, Высоцк и Петербургский нефтяной терминал, поскольку и модернизация, и изменение логистической схемы в конечном счёте направлены на сокращение издержек и увеличение экспортных доходов от торговли нефтепродуктами, т. е. на повышение отдачи отрасли в целом. Примерно как стороны у медали: их две, а медаль всё равно одна. К тому же переброс транзита в полной мере соответствует логике импортозамещения, только замещаются не товары, а услуги.
Если эти рассуждения не убеждают, то вот более весомый аргумент. Проблему переориентации белорусского экспорта из портов Прибалтики в порты РФ президент РБ Александр Лукашенко поднимал как минимум 5 лет назад. Сам. Причём всего экспорта, а не только нефтепродуктов: «Мы очень серьёзно обсуждали эту тему на последней встрече с президентом России Владимиром Путиным. Мы приняли принципиальное решение о переориентации больших объёмов грузов, в том числе калийных удобрений, с портов балтийских государств на ваши порты. Нам нужно очень серьёзно проработать эту тематику. Президент России однозначно поддержал эту инициативу. Нам надо договориться с железнодорожниками Беларуси и России и побыстрее реализовать эти договорённости».
Тут нет ничего удивительного. РФ и РБ отправляют на экспорт одну и ту же продукцию. Значит, сбытовая политика должна быть общей, чтобы не возникало ненужной конкуренции и соблазнов ценовых войн за покупателя (всё это мы уже проходили на примере дела главы «Уралкалия» Владислава Баумгертнера).
Из процитированного диалога можно сделать несколько выводов. Во-первых, судя по всему, скидка на транспортировку НП в порты Северо-Запада (а она, к слову, временная) позволяет белорусским НПЗ экономить меньше, чем скидки, которые они (вероятно) получили в портах Прибалтики и от железнодорожников Латвии и Литвы за сохранение транзита. Скажем, Латвийская железная дорога в этом году даже открыла в Минске своё постоянное представительство. Латвии очень не хочется потерять транзит 5,4 млн т белорусских НП (34% от всех грузовых перевозок в Латвии в прошлом году; 4 из 5 тонн нефтепродуктов, перевезённых в прошлом году по ж/д Латвии, были из Беларуси).
Руководство НПЗ можно понять. Если их экспорт в 2016 году просел на 23%, то доходы — на 40%. «Нефтепереработка из флагмана экономики превращается в убыточную отрасль», — констатировал Лукашенко в начале июня. Всё это заставляет руководство РБ искать любые выходы: налаживать давальческие схемы с Украиной, получать транзитом через неё нефть из Азербайджана, присматриваться к нефтетерминалам в украинских портах и т. п.
Во-вторых, пакетировать таки придётся. Однако, возможно, даже более глобальнее озвученного «наша нефть, значит, и наши порты». Доходы белорусской переработки действительно упали, что уже вынуждает её искать недостающий миллиард долларов в Китае. В перспективе подобные метания ни к чему хорошему не приведут.
Тем более что прелюдию мы уже видели. Одним из условий поставок нефти в РБ было обязательство белорусских НПЗ ежегодно направлять в РФ 1 млн т бензинов для нужд внутреннего рынка. По факту в прошлом году было поставлено 300 тыс. т: руководство НПЗ действует в разумной рыночной логике, а также с учётом необходимости скорее завершить перевооружение заводов.
Убедить белорусов перебросить транзит в российские порты на самом деле не так уж и сложно. Просто в пакетное соглашение придётся включить больше условий.
Заводы должны без нервов завершить модернизацию. Конкретный механизм финансирования тут уже на втором месте (кредит, восстановление экспорта в прежних объёмах и раздел экспортных рынков) — «Это нужно обсуждать в более широком формате»; Поскольку и Россия до сих пор сохраняет долю экспорта через ту же Латвию, вряд ли разумно требовать 100%-го перевода транзита от РБ; Тем более что свет не сошёлся клином на нефтепродуктах. Та же Латвия пока ещё остаётся единственным из потенциальных потребителей энергии БелАЭС, кто прямо заявил: «Мы не будем блокировать экспорт и транзит». К примеру, в Литве логику политики Латвии поняли с полуслова: «Это, очевидно, связано с экономическим сотрудничеством, я так предполагаю, с использованием, собственно, порта (Вентспилса)», — заявил глава МИД Литвы Линас Линкявичус. Отсюда вопрос: зачем своими руками помогать Литве замыкать блокаду вокруг белорусской атомной станции, толкая Латвию в кружок противников БелАЭС?
Одним из возможных выходов могли бы стать своп-схемы. Белорусские НПЗ поставляют НП на российский рынок, позволяя тем самым российским заводам больше работать на экспорт. После чего белорусские предприятия получают своего рода надбавку за счёт экспортной выручки российских. Плюс экономия на перевалке — потенциально такой «как бы экспорт» может быть выгодным всем. И не нужно гонять цистерны с бензином и дизелем за тридевять земель в убыток РЖД.
Либо же договориться с НПЗ Беларуси о том, что рынок Украины остаётся за ними. По бензину он в основном и так за ними — свыше 80% импорта приходится на Беларусь, а по дизтопливу (53%) есть куда поступаться. Взамен же РБ может уступить какие-то объёмы экспорта в ЕС, идущие сегодня через порты Прибалтики.
Специалисты же наверняка смогут предложить и другие варианты решения проблемы, помимо взаимного шантажа и осады.
Сегодня НПЗ России и Беларуси завершают модернизацию. Но это лишь половина дела. Теперь им предстоит модернизировать сбыт, проводя экспортную политику таким образом, чтобы не толкаться плечами и не накручивать лишнего в транспортные издержки.
Http://sozh. info/kak-rossiya-i-belarus-budut-vyzhimat-iz-nefti-maksimum/
В самом деле, глубина переработки нефти в россии составляет 74%, в то время как в европе этот показатель равен 85%, а в США — 96%. С чем это связано, и какие шаги делаются для исправления ситуации?
России от бывшего СССР достались 26 морально и физически стареющих НПЗ. Из них восемь было пущено в эксплуатацию до Второй мир. войны, пять — построены до 1950 г., еще девять — до 1960 г. Таким образом, 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40-70 лет.
Практически все новые заводы, построенные СССР в 70-80 годы, располагались в союзных республиках. За 1966—1991 годах в СССР было построено 7 новых НПЗ, из них 6 — вне РСФСР (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре). Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 года на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введённый в эксплуатацию в 1982 году. Кроме того, в 1979 году была организована переработка нефти в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства.
Таким образом, глубина переработки нефти на российских НПЗ к началу 90-х составляла 64%. РФ на 80% досталось изношенное морально отсталое оборудование.
Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4%, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5%, приблизившись к западноевропейским стандартам.
В последующие годы в нефтепереработке наметилась обнадёживающая тенденция. За период 2002—2007 годов наблюдался устойчивый рост объёмов переработки нефти со среднегодовым приростом порядка 3% в 2002—2004 годах и 5,5% в 2005—2007 годах. Средняя загрузка действующих НПЗ по первичной переработке в 2005 году составила 80%, объём переработки увеличился со 179 в 2000 году до 220 млн тонн в 2006 году.
На ряде НПЗ было проведено строительство комплексов глубокой переработки нефти. В 2004 году вступил в строй комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля на Пермском НПЗ («ЛУКОЙЛ»), в 2005 году запущена установка каталитического риформинга мощностью 600 тыс. тонн в год на Ярославнефтеоргсинтезе («Славнефть»), комплекс мягкого гидрокрекинга вакуумного газойля и каталитического крекинга на Рязанском НПЗ (ТНК-BP).
В конце октября 2010 года Группа «Татнефть» ввела в строй установку первичной переработки нефти мощностью 7 млн тонн в год — часть строящегося в Нижнекамске комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». В конце 2010 года Нижегородский нефтеперерабатывающий завод начал выпуск автомобильного бензина стандарта Евро-4.
Программа модернизации нефтеперерабатывающих заводов на 2011 год была полностью выполнена нефтяными компаниями. Компанией «Роснефть» было реконструировано пять установок по вторичной переработке нефти: одна установка гидрокрекинга, одна установка гидроочистки дизельного топлива на Куйбышевском НПЗ и три установки каталитического риформинга на Куйбышевском, Сызранском и Комсомольском НПЗ. Кроме того, раньше срока в 2011 году введена в эксплуатацию установка изомеризации на НПЗ ОАО «Славнефть-ЯНОС» мощностью 718 тыс. тонн в год.
В результате к 2013 году в России действовало 50 заводов, включая 23 крупных НПЗ в структуре ВИНК, восемь независимых НПЗ с объемом переработки более 1 млн тонн в год, а также 15 заводов с объемом переработки менее 1 млн тонн в год. Объем переработки в 2013 году достиг 275,2 млн тонн со средневзвешенным уровнем загрузки по России 92,9% и глубиной переработки — 72%.
В 2015 г в России было введено в эксплуатацию 11 установок вторичной переработки нефти. В 2015 г. общий объем переработки нефти составил 282,4 млн тонн. Глубина переработки составила 74,2%.
UPD: Заводы уже давно можно было бы модернизировать, если бы друзья Путина вкладывались в свою страну, а не в яхты-виллы.
1) При общем объеме выпуска нефтепродуктов в 220-280 миллионов тонн для того, чтобы повысить глубину переработки нефти на 1-2 процентных пункта, нужно ежегодно вводить в строй по всей стране десятки новых установок. Ежегодные расходы нефтяных компаний на модернизацию, реконструкцию и строительство новых НПЗ составляют миллиарды долларов. Так, в 2006 году инвестиции в переработку составили 40 млрд рублей, что на 12% больше, чем в 2005 году. В 2008—2010 годах в модернизацию НПЗ нефтяными компаниями было инвестировано 177 млрд рублей. За этот период было построено шесть новых и реконструировано десять действующих установок по производству качественных моторных топлив на нефтеперерабатывающих заводах вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК).
За период с 2005 по 2013 год капитальные вложения ключевых ВИНК выросли более чем в шесть раз — с 1,4 млрд до 10 млрд долларов США.
2) Заводы не появятся в мгновение ока — реальная жизнь это не компьютерная стратежка, где здание вырастает само собой из-под земли. Только на разработку проекта модернизации НПЗ порой уходят годы. Само строительство/модернизация завода также занимает несколько лет. Причем зачастую разработка проекта ведется в одних условиях, а его реализация — совсем в других.
Простой пример: комплекс глубокой переработки вакуумного газойля Волгоградского нефтеперерабатывающего завода. Комплекс включает одну из самых мощных в мире установок мягкого гидрокрекинга мощностью 3,5 млн тонн в год, а также установки по производству серы и водорода. Ввод комплекса в строй позволит увеличить производство дизельного топлива класса 5 на 1,8 млн тонн в год, компонентов автомобильного бензина — на 600 тыс. тонн в год и сжиженных газов — на 100 тыс. тонн в год. Проект реализовывался с февраля 2013 года и был запущен в работу 31 мая 2016 года. Как видим, проект разрабатывался при высоких ценах на нефть, а реализовывать его пришлось во время экономического (падение цен на нефть) + политического (санкции запада) кризиса.
Модернизация Киришского НПЗ велась с 2005 по 2013 год. Этот проект тоже пережил кризис 2008-2009 года.
Http://sdelanounas. ru/blogs/82070/
Одесский нефтеперерабатывающий завод (укр. Одеський нафтопереробний завод ) — четвёртый по мощности украинский нефтеперерабатывающий завод и стратегически важный объект для экономики государства. Находится в Суворовском районе г. Одессы.
Завод был построен в 1937 году и введен в эксплуатацию в 1938 году под наименованием Одесский крекинг-завод [2] [3] – как предприятие топливного направления с переработкой бакинских мазутов на установках термического крекинга вакуумной перегонки.
После начала Великой Отечественной войны летом 1941 года установки завода были эвакуированы в Сызрань, где на их базе построили Сызранский нефтеперерабатывающий завод.
В 1949-1950 годы завод был восстановлен в соответствии с проектной схемой, дальше в течение многих лет периодически реконструировался. Впоследствии путём изменения технологической схемы установок НПЗ получил возможность перерабатывать нефть вместо мазута. С 1959 года ОНПЗ взял курс на автоматизацию процессов производства. В 60-е наращивались мощности первичной переработки нефти, были построены объекты водоснабжения и очистные сооружения. Большая реконструкция проводилась в 70-е годы, в результате которой были введены в действие установки первичной переработки и вторичной перегонки нефти, а также каталитического риформинга. Все технологические процессы завода переведены на оборотные системы водоснабжения. Построены эффективные очистные сооружения и остановлен сброс промстоков в Черное море.
В 1994-м введена в эксплуатацию установка гидроочистки дизельного топлива и авиакеросина, что позволило производить дизельное топливо и авиакеросин с содержанием серы до 0,05 массового процента. Установка построена «под ключ» итальянской фирмой CTIP. Также в середине 90-х одним из партнеров Одесского НПЗ стало совместное украинско-британское предприятие «Синтез Ойл». Фирма обновила на заводе несколько установок, построила дополнительные резервуары, реконструировала нижнюю площадку завода (как раз туда поступают нефтепродукты, предназначенные на экспорт) и три причала в нефтегавани — 2-й, 3-й и 4-й.
27 июня 1996 года Кабинет министров Украины внёс завод в перечень предприятий, предназначенных к приватизации в соответствии с индивидуальными планами [4] .
В августе 1997 года завод был внесён в перечень предприятий, имеющих стратегическое значение для экономики и безопасности Украины [5] .
12 июня 1998 года Кабинет министров Украины утвердил решение о проведении в 1998 – 2005 гг. реконструкции производственных мощностей завода [6] , 24 июня 1998 года контрольный пакет акций НПЗ (в размере 25% + 1 акция предприятия) был закреплён в государственной собственности на три года [7] .
В 1998 году установка каталитического риформинга была переведена на новый катализатор американской фирмы UOP, что позволило заводу выпускать высокооктановые бензины марок А-80, А-92 и А-95. К этому времени компании «ЛУКОЙЛ» стала одним из поставщиков нефти на завод. Вместе с «Синтез Ойл» стороны создали совместное предприятие «ЛУК-Синтез Ойл Лтд», зарегистрированное на Британских Вирджинских островах и в апреле 1999 года купили на конкурсе 51,9 % акций одесского завода. В марте 2000 года дочернее предприятие «ЛУКОЙЛ» — «ЛУК-Синт» — докупило 25%-ый пакет акций Одесского НПЗ на бирже. К этому времени на завершающей стадии уже были переговоры с «Синтезом» о выкупе принадлежащих ему акций НПЗ в СП «ЛУК Синтез Ойл Лтд». А уже в конце мая 2000 года «ЛУКОЙЛ» выкупил данный пакет акций. Вместе с акциями, купленными на вторичном рынке, консолидированный пакет «ЛУКойла» составил около 86 %. В результате было образовано ОАО «ЛУКОЙЛ-Одесский НПЗ»
После 13 лет практически бессменного руководства заводом Валерий Мельник уступил место сотруднику «ЛУКОЙЛ» Владимиру Гафнеру. В 2001—2004 годах компания провела капитальную модернизацию завода.
В течение следующих десяти лет завод работал с переменным успехом, что было связано с изменяющейся рыночной конъюнктурой украинского рынка.
В октябре 2010 года в связи со значительным уменьшением показателей рентабельности переработки нефти, ее поставки на завод были остановлены, а само предприятие фактически прекратило свою работу. Также работа завода осложнялась трудностями с поставками нефти после изменения направления прокачки по трубопроводу Одесса — Броды, по которому он раньше получал сырье. В таком подвешенном состоянии Одесский НПЗ находился вплоть до начала 2013 года, когда им заинтересовалась украинская группа компаний ВЕТЭК (Восточно-европейская топливно-энергетическая компания). И вот, в марте этого года сторонам удалось достигнуть договоренности о продаже завода. ВЕТЭК приобрел у «ЛУКОЙЛ» 99.6 процента принадлежащих последнему акций НПЗ. Эта следка вступила в силу, начиная с 1 июля 2013 года. [9] [10] [11] [12]
В мае 2003 года собрание акционеров ОАО «ЛУКОЙЛ-Одесский НПЗ» избрало новым председателем правления Александра Афанасьева. [13]
23 марта 2005 года исполняющим обязанности председателя правления ОАО «ЛУКОЙЛ-Одесский НПЗ» назначен Степан Глинчак. [14]
11 мая 2006 года председателем правления ОАО «ЛУКОЙЛ-Одесский НПЗ» стал Алексей Коваленко. [15]
14 мая 2009 года ОАО «ЛУКОЙЛ-Одесский НПЗ» решением собрания акционеров преобразовано в ПАО «ЛУКОЙЛ-Одесский НПЗ». [16]
2 февраля 2011 года генеральным директором ПАО «ЛУКОЙЛ-Одесский НПЗ» назначен Валерий Чахеев. [17]
По состоянию на начало 2013 года производственные мощности завода обеспечивали возможность переработки 2,8 млн. тонн сырой нефти в год [18] .
18 марта 2014 года набсовет ПАО «Одесский НПЗ» назначил исполнительным директором предприятия Елену Кирову. [19]
2 апреля 2014 года генеральным директором ПАО «Одесский НПЗ» назначен Марк Эпштейн. [20]
26 декабря 2014 года генеральным директором ПАО «Одесский НПЗ» назначен Василий Пономаренко. [21]
В марте 2015 года Елена Кирова стала фактическим руководителем НПЗ, после отставки Василия Пономаренко.
6 мая 2015 года набсовет ПАО «Одесский НПЗ» уволил исполнительного директора Елену Кирову и назначил вместо нее Юрия Гапоченко. [22]
В соответствии с решением Одесского хозяйственного суда от 28 декабря 2015 о банкротстве завода, в январе 2016 года государственная налоговая инспекция начала банкротство предприятия [23] .
В 2014 году ПАО «Одесский НПЗ» был передан решением суда в оперативное управление ГП “УкрТрансНефтепродукт”. Нынешним руководителем является Александр Горбунов. Позднее было создано отдельное подразделение “Одесский НПЗ”, которое непосредственно подчиняется ГП “УкрТрансНефтепродукт”.
Завод имеет технические возможности по выпуску: А-98, А-95, А-92, А-80, дизельное топливо, вакуумный газойль, мазут, нефрас, реактивное топливо, газ сжиженный, нефтебитум дорожный, строительный, кровельный, серу. [24]
Http://wikiredia. ru/wiki/%D0%9E%D0%B4%D0%B5%D1%81%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4
Эпоху углеводородов хоронят-хоронят, а производство и потребление нефтепродуктов в мире с каждым годом прирастает. Мощная нефтеперерабатывающая отрасль у России и Беларуси появилась ещё во времена СССР, сегодня лишь необходимо верно ей распорядиться.
Последние несколько лет показывают, что дела в отрасли обстоят неплохо. После введения экономических санкций в 2014 году и последовавшего падения стоимости нефти мы слушали множество апокалиптических прогнозов о российской экономике и курсе рубля. Почему они не сбылись? Потому что их авторы по привычке исходят из картинки 90-х годов: Россия выживает за счёт экспорта нефти.
Между тем доля сырой нефти в экспорте постепенно сокращается, тогда как доля нефтепродуктов, наоборот, растёт. И совсем не потому, что раньше гнали нефть, а теперь опомнились. Раньше качество нефтепродуктов заведомо осложняло их экспорт. На то, чтобы переломить ситуацию, ушло почти 20 лет. Предварительные итоги можно подводить уже сегодня.
Прежде чем перейти к проблемам модернизации, стоит разобраться, а что же именно предстоит модернизировать, что собой представляет современный нефтеперерабатывающий завод? Как выглядит нефтепереработка Союзного государства?
Разумеется, у каждого предприятия есть свои особенности, набор термических и каталитических процессов (т. н. вторичные процессы переработки нефти, позволяющие увеличить выход светлых нефтепродуктов) может отличаться. Однако в целом с нефтью происходят следующие превращения:
Таких заводов на территории Союзного государства немало. 2 (Мозырский НПЗ и «Нафтан» — Новополоцкий НПЗ) входят в государственную компанию «Белнефтехим» и способны переработать до 25 млн тонн нефти в год.
В РФ более пёстрая структура, но в целом можно сказать, что большинство НПЗ входит в состав той или иной вертикально-интегрированной нефтяной компании (ВИНК). Они контролируют 90% российской нефтепереработки.
Всего в РФ насчитывается 37 крупных заводов (годовая мощность от 1 млн т нефти в год), а также десятки мелких (100-200 тыс. тонн). Из-за этого нет практического смысла скрупулёзно высчитывать их установленную мощность. Достаточно сказать, что годовой уровень переработки в России — 285 млн т (2016 г.). Вместе с белорусскими получается более 300 млн тонн ежегодно.
На экспорт, как видно из предыдущего рисунка, работают в основном НПЗ западных, юго-западных регионов и Дальнего Востока.
В своё время Джон Маккейн прозвал Россию страной-бензоколонкой. Но с отраслевой точки зрения, это можно считать не оскорблением, а констатацией успехов в формировании экспортной политики.
С 2000 года экспорт нефтепродуктов постепенно рос и достиг в 2016 году 156 млн т: 23,43 млн т — дизтопливо, 49,5 млн т — газойль, 4,5 млн т — бензины, всего около 80 млн т светлых НП. Тогда как доля экспорта сырой нефти имеет если не тенденцию к снижению, то достигла выраженного порогового значения в 240-260 млн т, выше которых экспорт не поднимается.
Ещё выше доля экспорта НП у Беларуси. Из 18,6 млн т, полученных белорусскими НПЗ на переработку в прошлом году, было произведено около 16 млн т бензинов, дизтоплива и мазута (3,6+6,373+5,568 млн т), из которых 13 млн т были проданы на внешние рынки.
Как в публицистике, так и в специальной литературе чаще можно встретить 2 характеристики, описывающие то, насколько эффективно на НПЗ перерабатывают исходное сырьё, получая на выходе товарные продукты: индекс Нельсона (ИН) и глубина переработки (ГП). Следует сказать о них два слова, чтобы в дальнейшем не путаться.
Глубина переработки показывает соотношение объёма НП, полученных в ходе переработки, к изначальному объёму нефти. Глубина переработки всегда меньше единицы из-за неизбежных потерь и мазута (лишь самые современные НПЗ могут обеспечить полную т. н. безмазутную переработку нефти).
Второй термин обычно встречается в западной традиции и описывает соотношение затрат на сооружение установки любого процесса НПЗ к затратам на установку первичной переработки нефти. Полученное соотношение рассчитано для большинства технологических операций и носит название коэффициентов Нельсона. В дальнейшем, в зависимости от коэффициента и доли каждого процесса в переработке, рассчитывается итоговый рейтинг Нельсона, присваиваемый НПЗ. Как правило, в просторечии «индекс Нельсона» используется в качестве синонима «рейтинг Нельсона для такого-то НПЗ». Соответственно, чем больше на заводе доля операций с высокими коэффициентами, чем больше таких операций производят с продуктами первичной перегонки, тем выше итоговый рейтинг.
В отраслевых форумах можно найти энтузиастов как первого, так и второго терминов, хотя это лишь взгляд на одну и ту же проблему с разных точек зрения.
Глубина переработки в России по результатам 2016 года превысила 79%, что подтверждается в т. ч. сокращением в 2016 году производства мазута на 21% при сокращении объёмов переработки всего на 5,7% В свою очередь, сокращение переработки — обратная сторона уменьшения доли мазута в производстве: в процессе производства из мазута образуются светлые НП, для чего прежде приходилось перерабатывать дополнительные объёмы нефти.
Стратегия правительства РФ предполагала достижение 80% глубины к началу 2016 года, однако, когда она принималась, никто не мог предусмотреть режима экономических санкций, в условиях которых российская экономика живёт уже более трёх лет.
С формальной точки зрения, 79% — показатель стран Восточной Европы. На самом деле всё немного сложнее.
В настоящее время 8 российских НПЗ имеют глубину переработки 90% и выше, их суммарная мощность — порядка 73 млн т нефти в год, т. е. более четверти нефтепереработки. 3 из них («РН-Комсомольский НПЗ», «ННК-Хабаровский НПЗ», «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез») имеют глубину свыше 95%, их мощности позволяют перерабатывать до 25 млн т нефти в год. Что же до аутсайдеров с 50-60%, то они работают не столько на рынок, сколько оказывают услуги по первичной переработке для других НПЗ. Пример такой пары — Куйбышевский НПЗ (58,5%) и Новокуйбышевский НПЗ (ок. 90%) компании «Роснефть».
Добавим, что в декабре 2017 года по плану должна завершиться программа модернизации Туапсинского НПЗ мощностью 12 млн т и с глубиной переработки 98,7%, который фактически выстроили заново.
В Беларуси ситуация чуть хуже. Со словгендиректора Мозырского НПЗ, на его предприятиях глубина в 2016 году находилась на уровне 73,66%, на «Нафтане» (Новополоцкий НПЗ) — 75. Увеличить это значение до 90-92% планируется только к концу 2018 года. Если оперировать только средним значением ГП, может возникнуть впечатление, что НПЗ Союзного государства движутся примерно вровень. Как видим, это немного не так.
Во время сравнения переработки в РФ с США или иными западными странами следует помнить об этой особенности нефтеперерабатывающей отрасли в России. Если, по оценкам правительства, средней глубины переработки в 85% Россия достигнет только к 2040 году, это ещё не значит, что мы отстали навсегда. 10% отрасли работают с той же эффективностью, что и в среднем по США, 17% — на уровне НПЗ Западной Европы. Ещё порядка 25% показывают ту самую среднероссийско-восточноевропейскую эффективность. Хотя так было не всегда.
Вот так, к примеру, было всего лишь 8 лет назад (среднероссийская ГП на то время — 72%):
К слову, в американской нефтепереработке тоже есть свои особенности, а вернее, своя сложившаяся стратегия: американцы предпочитают перерабатывать т. н. лёгкую нефть, а экспортировать, наоборот, тяжёлую. Долгое время экспорт лёгких углеводородов был даже запрещён на законодательном уровне, его сняли лишь недавно, когда сланцевая нефтедобыча позволила свести зависимость от импорта к минимуму, переведя её в разряд вопросов экономического, а не политического характера (выгодно/невыгодно). Переработка лёгкой нефти менее затратна и требует меньших вложений в производство и модернизацию активов. Чем как раз и можно объяснить высокую среднюю глубину переработки в США — выше, чем в Европе и Азии. Это преимущества сверхдержавы и эмитента мировой валюты: все всё сами принесут, нужно только выбрать.
Ещё одной причиной стали нефтяные кризисы, после которых во время президентства Рональда Рейгана была одобрена программа масштабной модернизации нефтепереработки. Она заняла порядка 10 лет и обошлась в 50 млрд долларов. До окончательного отхода от Бреттон-Вудса даже США не могли себе позволить столь масштабной инвестиционной программы. Да, в США, несмотря на пресловутый культ свободного рынка, модернизация НПЗ находилась под постоянным и плотным контролем правительства.
Это крайне необходимое уточнение. Дело в том, что при подготовке данного материала нам попалась статья, автор которой с лёгкой ехидцей прошёлся по устаревшим НПЗ, которые Россия получила в наследство от СССР.
И которые теперь необходимо с таким трудом модернизировать. Между тем следует помнить, что сегодняшняя нефтеперерабатывающая промышленность, в отличие, скажем, от уральских заводов, не выросла из демидовских или строгановских мануфактур, как из детских штанишек. Хорошенько покопавшись в истории НПЗ, можно найти основанные в 1930-х и даже 1920-х годах. Не найдём только дореволюционных.
Между тем даже сегодня совокупная мощность построенных в советское время НПЗ позволяет России занимать третье место в мире по переработке нефти после США и Китая. К тому же последний подвинул нас со второго места только в 2000-х, во время своего невероятного индустриального рывка, нарастив в 2000-2010 гг. мощность своих заводов с 5400 до 10120 тыс. баррелей в сутки (с 267 до 504 млн т в год).
Как уже говорилось, добыча и переработка нефти в России сосредоточена в основном у ВИНК. Вообще-то они создавались в 90-х как раз для того, чтобы провести быструю модернизацию НПЗ. Однако быстрой не получилось.
В целом можно сказать, что после 1991 года у российских НПЗ было 2 волны модернизации. Первая — примерно с 2003-го до начала 2010-х. Вторая — с 2011 года, когда ВИНК подписали с государством в лице Федеральной антимонопольной службы, Ростехнадзора и Росстандарта соглашение о глобальной реконструкции и модернизации НПЗ. Вторая продолжается до сих пор.
Строгой зависимости, понятное дело, нет, на некоторых заводах эти волны и вовсе слились в одну. Что же до причин, по которой производители тянули-тянули, а потом вдруг дружно бросились устанавливать оборудование для гидрокрекинга, каталитического риформинга и пр., то тут всё просто: подтягиваться к уровню качества заставляют соображения рентабельности и экологические стандарты на содержание вредных веществ в выхлопных газах. Как раз поэтому циклы модернизаций в целом повторяют сроки смены Евро-4 на Евро-5, а Евро-5 — на Евро-6.
Впрочем, нормы ЕС — не единственная причина. Техрегламенты ЕАЭС также предусматривают улучшение качества топлива.
На примере Туапсинского завода видно, что НПЗ не только модернизируются, но и расширяют производство (до начала модернизации завод в Туапсе имел мощность 4,4 млн т). Либо, как вариант, строятся несколькими очередями и вводятся в строй постепенно. Т. е. к концу десятилетия будем иметь не только дальнейший рост глубины переработки, но и увеличение мощности.
По планам на начало десятилетия очередной этап модернизации должен был завершиться примерно к 2018 году. Однако санкции и падение цен на нефть внесли свои коррективы: в 2015 году 15 из 37 НПЗ заявили о сдвигании сроков на 1-4 года, поэтому на текущий момент ожидается, что 120 из 125 нефтеперерабатывающих установок будут модернизированы к 2020 году. К концу 2017-го — 82-88.
Источник: Нефтепереработка в России: курс на модернизацию («Эрнст энд Янг» (СНГ), 2014)
Следует отметить, что считать доли в 2020 году нужно будет уже от другой совокупной мощности НПЗ. По оценке главы Минэнерго РФ Александра Новака, она возрастёт до 400 млн т в год. Заплатить за это пришлось немало, около 54 млрд долл. в промежутке 2005-2015 гг. Итоговая же сумма может достичь 100 млрд долл. Как мы помним, индекс Нельсона описывает ещё и прямую денежную зависимость между сложностью вторичных процессов в сравнении с первичным и стоимостью такого оборудования.
В аналитике за прошедшие 3 года неоднократно описан приём, которым государство в этот раз стимулировало вложения ВИНК в модернизацию НПЗ, — налоговый манёвр. Решение о нём было принято в 2014 году (на 2015-2017 годы) и состоит в одновременном:
- увеличении НДПИ на тонну добытой нефти (766, 857, 919 руб. за тонну нефти в 2015, 2016 и 2017 гг. соответственно); снижении экспортной пошлины на нефтепродукты (48%, 40%, 30% для дизтоплива, 78%, 61%, 30% для бензина). Экспортная пошлина на мазут, наоборот, была увеличена (100% в текущем году).
Таким образом, становится невыгодно вывозить мазут за границу, а повышение НДПИ на нефть создаёт условия для того, чтобы наиболее современные НПЗ частично замещали мазутом сырую нефть в качестве сырья. Как, собственно, уже давно делали европейские НПЗ, покупавшие российский мазут не как топливо, а как сырьё. Однако теперь эта практика будет постепенно сходить на нет.
Кстати, такой же финт с высокой пошлиной на мазут, делающий невыгодным или даже убыточным его экспорт, ещё ранее был использован в Беларуси.
На белорусских заводах всё иначе. Беларусь зависит от импорта нефти, здешние НПЗ никогда не переходили в частные руки, а государство всегда было озабочено их рентабельностью. Поэтому модернизация Мозырского и Новополоцкого заводов продолжается ровно столько, сколько Беларусь существует как независимое государство.
«. К 1994 г. здесь уже была сформирована чёткая концепция поэтапной реконструкции предприятия на основе усовершенствования имеющихся технологических процессов. За последние 10 лет нам удалось претворить в жизнь очень многое. Так, в 2004 г. пуск установки каталитического крекинга позволил достичь глубины переработки нефти 67% и приступить к выпуску бензинов с пониженным содержанием бензола и ароматических углеводородов. В 2006-м был введён в эксплуатацию комплекс по производству бензола, что позволило снизить содержание бензола в выпускаемых автомобильных бензинах. 2008 г. ознаменован пуском установки алкилирования с получением высокооктановой экологически чистой добавки к бензинам — алкилата. Это позволило повысить экологические свойства моторных топлив, снизить содержание серы, ароматических углеводородов, олефинов и повысить октановое число бензинов», — рассказывал в 2014 году главный технолог НПЗ Александр Шорец.
Можно продолжать и дальше: установка гидрообессеривания, гидроочистки дизтоплива, установка изомеризации (для выпуска высокооктановых бензинов, именно благодаря ей завод сегодня выпускает 92-й и 95-й бензины класса Евро-5), установка вакуумной переработки мазута. Последняя операция — монтаж двух установок депарафенизации (для производства зимнего топлива) этим летом.
На Новополоцком происходило ровно то же самое. Другие сроки, но в целом заводы развиваются слаженно. Вполне согласуется со знаменитой белорусской «помяркованностью»: не быстрое, но безостановочное движение вперёд.
В результате, хотя РБ могла финансировать работы только за счёт бюджета и своего рода субсидий РФ (небольшой реэкспорт российской нефти), к настоящему моменту нефтепереработка Беларуси лишь немного отстаёт от среднероссийской по глубине. А через пару лет, когда работы на обоих заводах завершатся, некоторое время даже будет опережать среднероссийский показатель.
Логистика сбыта нефтепродуктов за рубеж сложилась ещё со времён СССР. Нефтепродукты поступали в терминалы Клайпеды (Литва) и Вентспилса (Латвия), Таллина (Эстония). Одна только Латвийская ССР обрабатывала до 30 млн тонн нефти и нефтепродуктов в год, что составляло в то время примерно ⅓ суммарного грузопотока через балтийские порты. Специально для этого в системе нефтепроводов «Дружба» были предусмотрены ответвления в порты Вентспилса и Клайпеды. С тех пор многое изменилось.
Скажем, российский транзит через Латвию с тех пор обвалился до 2 млн т (2016), и общий грузооборот Ventspils Nafta Termināls держится на уровне 7,5 млн т в основном за счёт транзита нефтепродуктов белорусских НПЗ.
Загрузка балтийских портов упала прежде всего из-за соответствующей политики РФ. С распадом СССР была поставлена задача обзавестись собственными портами на Балтике. Не нужно забывать, что решение о строительстве порта Усть-Луга, о котором в последние годы столько говорят (ещё бы не говорить: 10 лет назад его грузооборот едва превышал 7 млн т, а в этом, по прогнозам, должен составить 101 млн т), принималось ещё в 1993 году. Как ожидается, к 2025 году даже этот внушительный показатель увеличится до 191 млн т, что позволит РФ окончательно «разгрузить» Прибалтику и обеспечит запас для НПЗ.
Однако если российские производители в значительной степени перевели транзит на российские терминалы, то белорусские нет. В настоящее время «Белорусская нефтяная компания» (занимается экспортом НП) имеет договоры о транзите с 12 терминалами в портах 7 городов, 5 из которых прибалтийские (Клайпеда, Вентспилс, Рига, Мууга, Таллин) и 2 украинские (Южный, Одесса).
В связи с этим в середине августа СМИ процитировали явно заготовленный диалог главы РЖД Олега Белозёрова и президента РФ Владимира Путина:
– По нефтеналиву мы дали 50-процентную скидку для перевозки с белорусских заводов, но белорусские заводы пока не используют ни Усть-Лугу, ни Санкт-Петербург, а едут в республики Прибалтики. Мы ведём дискуссию, они говорят, что у них долгосрочные контракты на эту тему заключены, но мы стараемся выстраивать с ними диалог.
– Это нужно обсуждать в более широком формате. Ведь на белорусских НПЗ перерабатывается наша нефть, другой там нет и вряд ли появится, поэтому это нужно «запакетировать» — получение нашей нефти от соответствующих вопросов использования нашей инфраструктуры.
Разумеется, в оппозиционной белорусской прессе и изданиях ближайших соседей появились материалы о том, что Россия будет принуждать Беларусь чуть ли не в убыток везти нефтепродукты в порты Северо-Запада РФ, а не в тёплые ламповые Клайпеду и Вентспилс. Удачный фон для этого создала и недавняя российско-белорусская «медиа-война», и сокращение поставок российской нефти на белорусские НПЗ.
Как и всякая точка зрения, она имеет право на существование, однако на её изъяны мы указать обязаны.
Программу модернизации НПЗ, в принципе, неверно рассматривать в отрыве от развития нефтеперевалки через порты Усть-Луга, Высоцк и Петербургский нефтяной терминал, поскольку и модернизация, и изменение логистической схемы в конечном счёте направлены на сокращение издержек и увеличение экспортных доходов от торговли нефтепродуктами, т. е. на повышение отдачи отрасли в целом. Примерно как стороны у медали: их две, а медаль всё равно одна. К тому же переброс транзита в полной мере соответствует логике импортозамещения, только замещаются не товары, а услуги.
Если эти рассуждения не убеждают, то вот более весомый аргумент. Проблему переориентации белорусского экспорта из портов Прибалтики в порты РФ президент РБ Александр Лукашенко поднимал как минимум 5 лет назад. Сам. Причём всего экспорта, а не только нефтепродуктов: «Мы очень серьёзно обсуждали эту тему на последней встрече с президентом России Владимиром Путиным. Мы приняли принципиальное решение о переориентации больших объёмов грузов, в том числе калийных удобрений, с портов балтийских государств на ваши порты. Нам нужно очень серьёзно проработать эту тематику. Президент России однозначно поддержал эту инициативу. Нам надо договориться с железнодорожниками Беларуси и России и побыстрее реализовать эти договорённости».
Тут нет ничего удивительного. РФ и РБ отправляют на экспорт одну и ту же продукцию. Значит, сбытовая политика должна быть общей, чтобы не возникало ненужной конкуренции и соблазнов ценовых войн за покупателя (всё это мы уже проходили на примере дела главы «Уралкалия» Владислава Баумгертнера).
Из процитированного диалога можно сделать несколько выводов. Во-первых, судя по всему, Скидка на транспортировку НП в порты Северо-Запада (а она, к слову, временная) позволяет белорусским НПЗ экономить меньше, чем скидки, которые они (вероятно) получили в портах Прибалтики и от железнодорожников Латвии и Литвы за сохранение транзита. Скажем, Латвийская железная дорога в этом году даже открыла в Минске своё постоянное представительство. Латвии очень не хочется потерять транзит 5,4 млн т белорусских НП (34% от всех грузовых перевозок в Латвии в прошлом году; 4 из 5 тонн нефтепродуктов, перевезённых в прошлом году по ж/д Латвии, были из Беларуси).
Руководство НПЗ можно понять. Если их экспорт в 2016 году просел на 23%, то доходы — на 40%. «Нефтепереработка из флагмана экономики превращается в убыточную отрасль», — констатировал Лукашенко в начале июня. Всё это заставляет руководство РБ искать любые выходы: налаживать давальческие схемы с Украиной, получать транзитом через неё нефть из Азербайджана, присматриваться к нефтетерминалам в украинских портах и т. п.
Во-вторых, пакетировать таки придётся. Однако, возможно, даже более глобальнее озвученного «наша нефть, значит, и наши порты». Доходы белорусской переработки действительно упали, что уже вынуждает её искать недостающий миллиард долларов в Китае. В перспективе подобные метания ни к чему хорошему не приведут.
Тем более что прелюдию мы уже видели. Одним из условий поставок нефти в РБ было обязательство белорусских НПЗ ежегодно направлять в РФ 1 млн т бензинов для нужд внутреннего рынка. По факту в прошлом году было поставлено 300 тыс. т: руководство НПЗ действует в разумной рыночной логике, а также с учётом необходимости скорее завершить перевооружение заводов.
Убедить белорусов перебросить транзит в российские порты на самом деле не так уж и сложно. Просто в пакетное соглашение придётся включить больше условий.
Заводы должны без нервов завершить модернизацию. Конкретный механизм финансирования тут уже на втором месте (кредит, восстановление экспорта в прежних объёмах и раздел экспортных рынков) — «Это нужно обсуждать в более широком формате»; Поскольку и Россия до сих пор сохраняет долю экспорта через ту же Латвию, вряд ли разумно требовать 100%-го перевода транзита от РБ; Тем более что свет не сошёлся клином на нефтепродуктах. Та же Латвия пока ещё остаётся единственным из потенциальных потребителей энергии БелАЭС, кто прямо заявил: «Мы не будем блокировать экспорт и транзит». К примеру, в Литве логику политики Латвии поняли с полуслова: «Это, очевидно, связано с экономическим сотрудничеством, я так предполагаю, с использованием, собственно, порта (Вентспилса)», — заявил глава МИД Литвы Линас Линкявичус. Отсюда вопрос: Зачем своими руками помогать Литве замыкать блокаду вокруг белорусской атомной станции, толкая Латвию в кружок противников БелАЭС?
Одним из возможных выходов могли бы стать своп-схемы. Белорусские НПЗ поставляют НП на российский рынок, позволяя тем самым российским заводам больше работать на экспорт. После чего белорусские предприятия получают своего рода надбавку за счёт экспортной выручки российских. Плюс экономия на перевалке — потенциально такой «как бы экспорт» может быть выгодным всем. И не нужно гонять цистерны с бензином и дизелем за тридевять земель в убыток РЖД.
Либо же договориться с НПЗ Беларуси о том, что рынок Украины остаётся за ними. По бензину он в основном и так за ними — свыше 80% импорта приходится на Беларусь, а по дизтопливу (53%) есть куда поступаться. Взамен же РБ может уступить какие-то объёмы экспорта в ЕС, идущие сегодня через порты Прибалтики.
Специалисты же наверняка смогут предложить и другие варианты решения проблемы, помимо взаимного шантажа и осады.
Сегодня НПЗ России и Беларуси завершают модернизацию. Но это лишь половина дела. Теперь им предстоит модернизировать сбыт, проводя экспортную политику таким образом, чтобы не толкаться плечами и не накручивать лишнего в транспортные издержки.
Http://aftershock. news/?q=node/618132&full
В статье приведены данные по состоянию нефтепереработки в России. Указаны крупнейшие нефтеперерабатывающие предприятия России. Дана динамика производства основных продуктов нефтепереработки, а также современный состав технологических процессов российской и зарубежной нефтепереработок.
Ключевые слова: нефтепереработка, динамика производства, состав технологического процесса, продукты нефтепереработки.
В статье приведены данные по состоянию нефтепереработки в России. Указаны крупнейшие нефтеперерабатывающие предприятия России. Дана динамика производства основных продуктов нефтепереработки, а также современный состав технологических процессов российской и зарубежной нефтепереработок.
Keywords: oil refining, dynamics ofproduction, composition of technological process, refined petroleum product.
The article presents data on the state of oil refining in Russia. Major refineries in Russia are shown. The dynamics of the production of basic refinery products, as well as modern composition of technological processes of Russian and foreign oil refining are given.
Россия занимает 3 место в мире по первичной переработке сырой нефти с долей 6,3% мировой переработки [1].
В 2013 г. объем переработки нефти, по сравнению с предыдущим годом, увеличился на +7,3 млн. т (+2,8%), достигнув максимального после распада СССР уровня в 272,7 млн. тонн (рис. 1) [2]. В 2014 году объем переработки вырос на 8,1 % и составил 294,4 млн. тонн [3].
В настоящее время в России переработку нефти и газового конденсата осуществляют 68 специализированных нефтеперерабатывающих предприятий (НПЗ и ГПЗ), мощностью первичной переработки нефтяного сырья (данные на 01.01.2014 г.) 299,0 млн. т в год [4]. Из них:
• 26 НПЗ и ГПЗ, находящиеся в собственности ВИНК, в том числе 3 предприятия Газпрома (далее «НПЗ ВИНК»). Мощность по первичной переработке нефти составляет 257,0 млн. т в год (86,0% от общероссийских мощностей).
• 10 НПЗ, не входящие в структуру ВИНК. Мощность первичной переработки составила 32,2 млн. т в год (10,8% от общероссийских мощностей) в 2013 г. Доля в национальном объеме переработки — 11,5%;
• 32 малых НПЗ (мини-НПЗ), включая предприятия, принадлежащие ВИНК, мощностью пер-
Вичной переработки 9,8 млн. т нефти в год (3,2% от общероссийских мощностей). Их доля в объеме переработки в 2013 г. составляет 2,9% (рис. 2).
Рис. 2 – Отраслевая структура переработки нефти по группам НПЗ в 2013 г.
Лидером по мощностям первичной нефтепереработки является ОАО "Роснефть"- 31 % ОАО "ЛУКОЙЛ"17,6 %, "Группы Газпром" – 16,28. Среди крупнейших российских НПЗ средняя мощность одного завода составляет около 9,3 млн. т/год (для сравнения максимальная мощность НПЗ в Венесуэле – 47,0 млн. т/год) (табл.1) [5].
Структура производства продукции практически не изменилась и серьезно отстает от мирового уровня. Доля выработки топочного мазута в России (30%) в несколько раз выше аналогичных показателей в мире – менее 5% в США, до 15% в Западной Европе (рис.3).
В среднем по России выход автомобильных бензинов не превышает 18%, против 45% в США. Доля выпуска низкооктановых автобензинов А-76(80) сократилась с 57% в 2000 г. до 17% в 2009 г. [6].
Серьезно отстает от мирового уровня и качество выпускаемых нефтепродуктов Доля бензинов, удовлетворяющих требованиям Евро 3,4, составляет 38% от всего объема выпускаемого бензина, а доля дизельного топлива, удовлетворяющего требованиям класса 4,5, всего лишь 18%[7].
Завод Ввод в эксплуатацию Мощность, млн. тонн Доля в общем объеме переработки Глубина переработки в 2014г.
ОАО «Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод» 1951 8.8 3,2% 60,6%
ЗАО «Краснодарский нефтеперерабатывающий завод-Краснодарэконефть» 1991 3,0 1,0 % 50,2%
Современный состав технологических процессов в процентах представлен в табл.2.
Загрузка российских НПЗ составляет 7580%, в то время как для мировой нефтепереработки из-за огромного спроса и высоких цен на нефтепродукты характерна загрузка, близкая к 100% [9].
Максимальный индекс российских НПЗ – около 8, минимальный – порядка 2. Связано это с невысокой глубиной переработки нефти, недостаточным уровнем качества нефтепродуктов и техни-
Чески устаревшим оборудованием. Для сравнения в США индекс Нельсона составляет 10,58, странах Европы -7,18 (рис.4).
В России 13,6 % предприятий имеют только первичную переработку; в 24 % НПЗ, кроме первичной переработки, реализованы еще процессы риформинга. И только у 62 % предприятий в структуре предусмотрены процессы глубокой переработки. В 2009 г. доля процессов: каталитического крекинга составляла 6,7 % (в США 35,8%); алкилиро-вания и изомеризации – 1 % (в США 9%); мощности
Таблица 2 – Современный состав технологических процессов, % (2008 год)[10]
Из 11 процессов глубокой переработки реализовано: 8 процессов на 4 предприятиях – Пермнефтеоргсинтез, Нижегороднефтеоргсинтез, Новоуфимский НПЗ, Рязанская НПК; 7 процессов на 3 преприятиях [8].
В 2014 году из 44 установок, введенных в эксплуатацию: 12 по гидроочистке дизельного топлива, 8 по каталитическому риформингу (Ангарская НХК, Ачинский НПЗ, Комсомольский НПЗ. Н-Куйбышевский НП, Куйбышевский НПЗ, Сызран-
Ский НПЗ, Орскнефтеоргсинтез Газпромнефтехим Салават) и 8 по изомеризации. Введены так же 5 установок по гидроочистке бензина каталитического крекинга (Омский НПЗ, Московский НПЗ. Ярославский НПЗ, Уфимский НПЗ, Астраханский ГПЗ) и 1установка по получению МТБЭ на Ярослвском НПЗ, Новокуйбышевском НПЗ, Сызранском НПЗ, Уфанефтехим; 6 процессов на 2 предприятиях: Куйбышевский НПЗ, Ярославский НПЗ [12].
Mri | k mil i игф 114 м н™ 4 Уллщ^те^чирл&ижл НП MnhHl'l НИ XjriTjpaHaWl It'll МчФЛ1МГП(И<|»1№ 1ЦП М ^nifliuif Hfl 1
Стремительными темпами идет развитие глубоких процессов переработки на Ярославском НПЗ. Из 8 процессов 6 введены в эксплуатацию в 2014 году (изомеризация, алкилирование, каталитический крекинг, гидроочистка бензина каталитического крекинга, гидроочистка дизельного топлива, а так же производство МТБЭ); 4 установки запущены на Куйбышевском НПЗ и по 3на Омском и Орском НПЗ.
Существенной проблемой нефтеперерабатывающей промышленности России является высокая степень износа основных фондов, составляющая до 80%, а также использование устаревших энергоемких и экономически несовершенных технологий. Крупные заводы России, в основном, имеют длительные сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 50 лет назад, более 75%. В результате данная отрасль характеризуется высоким уровнем энергопотребления. Удельный расход энергоресурсов на действующих российских заводах в 2-3 раза превышает зарубежные аналоги [13, 14].
Региональное распределение предприятий, обеспечивающих более 90 % первичной переработки нефти в России, характеризуется существенной неравномерностью как по территории страны, так и по объемам переработки [15, 16].
42 % всех российских нефтеперерабатывающих мощностей сосредоточено в Приволжском ФО. Самый современный завод в Нижнекамске «Танеко» компании «Татнефть» (мощность 7 млн. т/год).
16 % всего объема первичной переработки нефти в Центральном ФО. На ВИНК и приходится 75 % объема, а на Московский НПЗ – 25 %.
14,9 % нефти в стране (без учета МНПЗ) перерабатывается в Сибирском ФО "Группа Газпром" контролирует крупнейший и высокотехнологичный завод на территории России – Омский НПЗ (17 место в мире). "Роснефть" владеет крупными заводами в Красноярском крае (Ачинский НПЗ) и Иркутской области (Ангарская НХК).
10 % общероссийского показателя приходится на Северо-Западный ФО, где расположено второе крупнейшее нефтеперерабатывающее предприятие "Киришинефтеоргсинтез".
10 % мощностей – в Южном ФО, при этом почти половину объема переработки (46,3 %) обеспечивают предприятия «ЛУКОЙЛ».
4,5 % российской нефти перерабатывается в Дальневосточном ФО. Здесь расположены два крупных завода — Комсомольский НПЗ, контролируемый "Роснефтью", и " Хабаровский НПЗ".
Российские НПЗ имеют очень четкую ориентацию на внутренний рынок. Для того чтобы ориентироваться на внешний рынок большинство НПЗ, за исключением Киришинефтеоргсинтеза и Туап-синского НПЗ, имеют слишком большое транспортное плечо. Они расположены в глубине территории, и длина транспортировки на экспорт составляет не менее 2,5-3 тыс. км. Именно это и препятствует расширению экспорта нефтепродуктов и дает низкую рентабельность. Так, если в Центральной Рос-сиизатраты на перевозку составляют около $30 с тонны, то у Орского, Ачинского и Ангарского -$60-90 с тонны [17].
В рамках стратегии развития нефтеперерабатывающей отрасли предусмотрено увеличение глубины переработки нефти до 85% с улучшением качества нефтепродуктов [18].
Программой развития заложен опережающий рост по производству и потреблению дизельного топлива с увеличением реализации на внутреннем рынке до 45 млн. т/год. Производство топочного мазута должно стабилизироваться на уровне 1314 млн. т/год. К 2020 г. планируется, что качество 80% выпускаемого бензина и 92% дизельного топлива будут соответствовать ЕВРО 5 [19].
Уже в 2015 году планируется ввести 39 установок: 11 по гидроочистке дизельного топлива, 6 установок по изомеризации и 6по гидрокрекингу. Наиболее активно мощности по глубокой переработке будут наращивать Туапсинский и Куйбышев-
I. Брагинский О. Б. Нефтегазовый комплекс мира / О. Б. Брагинский // М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. – 2006. – 640
3.Мировые итоги: нефть 2014/ О. Виноградова, //Нефтегазовая вертикаль -2015, '№ 3
5. Левинбук М. И. О некоторых проблемах модернизации современных комплексов нефтепереработки/Мир нефтепродуктов. //Вестник нефтяных компаний — 2010. — № 8.
6. Проблемы и пути развития глубокой переработкинефти в России / / Бурение и нефть май 2011.
7. Левинбук М. И., Максимов И. И., Российская нефтепереработка в ожидании перемен.// TheCemicalJornal //- 2011, № 8, – стр. 30-34
8.НовакА. В. Итоги работы ТЭЕК в России в 2014 году. Официальный сайт мин энерго: minenergo. gov. ru
9.Современное состояние нефтеперерабатывающей промышленности России/ А. Г.Коржубаев, А. Соколова, А. С.Ивашин// Экономика и управление
10. А. В. Бородачева, М. И. Левинбук / Тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленностии экономические особенности нефтепереработки в России. / (Ж. Рос. хим. об-ва им. Д. И. Менделеева), 2008, т. LII, – № 6. – С. 37-40.
II. Нефтепереработка и нефтехимия в России и странах СНГ. / Канделаки Т. // XV ежегодный круглый стол. ИНФО-ТЭК КОНСАЛТ. – Женева -2011..
12. Основные направления повышения производства топлива из углеводородного сырья/ О. Ю. Полетаева.//Нефтепереработка и нефтехимия – 2015, -№2, С. 5-10.
13. Алекперов Т. А. Анализ деятельности нефтедобывающего комплекса ТЭК России в 2006 г.: проблемы и перспективы / Т. А. Алекперов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 4. – С. 114-117.
14. О "революционной ситуации" в российской нефтепереработке /Шмат В. В.// www. econom. nsc. ru/eco/arhiv/ReadStatiy/2008_02/Shmath tm
15. Резервы нефтегазодобывающей промышленности России. / А. П. Шиловский // Нефтяное хозяйство. -20015. – № 4. C. 48-50
16. Мастепанов A. M. Энергетическая стратегия России и перспективы развития нефтегазового комплекса страны / A. M. Мастепанов // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 5. – С. 20-25.
17. Григорьев М. Н. Закономерности динамики ресурсной базы нефтедобычи России / М. Н. Григорьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 2. – С. 32-35.
18. Байков Н. М. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса в мире на период до 2030 г. / Н. М. Байков // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 11. – С. 134-137.
19. Перспективы модернизации downstream России в условиях секторальных санкций и изменений в энергобалансе США /Левинбук М. И. и др.//Oil&GasJournal? -2015, -№3.
Http://cyberleninka. ru/article/n/sostoyanie-neftepererabotki-v-rossii
Эпоху углеводородов хоронят-хоронят, а производство и потребление нефтепродуктов в мире с каждым годом прирастает. Мощная нефтеперерабатывающая отрасль у России и Беларуси появилась ещё во времена СССР, сегодня лишь необходимо верно ей распорядиться.
Последние несколько лет показывают, что дела в отрасли обстоят неплохо. После введения экономических санкций в 2014 году и последовавшего падения стоимости нефти мы слушали множество апокалиптических прогнозов о российской экономике и курсе рубля. Почему они не сбылись? Потому что их авторы по привычке исходят из картинки 90-х годов: Россия выживает за счёт экспорта нефти.
Между тем доля сырой нефти в экспорте постепенно сокращается, тогда как доля нефтепродуктов, наоборот, растёт. И совсем не потому, что раньше гнали нефть, а теперь опомнились. Раньше качество нефтепродуктов заведомо осложняло их экспорт. На то, чтобы переломить ситуацию, ушло почти 20 лет. Предварительные итоги можно подводить уже сегодня
Прежде чем перейти к проблемам модернизации стоит разобраться, а что же именно предстоит модернизировать, что собой представляет современный нефтеперерабатывающий завод? Как выглядит нефтепереработка Союзного государства?
Разумеется, у каждого предприятия есть свои особенности, набор термических и каталитических процессов (т. н. вторичные процессы переработки нефти, позволяющие увеличить выход светлых нефтепродуктов) может отличаться. Однако в целом с нефтью происходят следующие превращения
Таких заводов на территории Союзного государства немало. 2 (Мозырский НПЗ и “Нафтан” – Новополоцкий НПЗ) входят в государственную компанию “Белнефтехим” и способны переработать до 25 млн т нефти в год.
В РФ более пёстрая структура, но в целом можно сказать, что большинство НПЗ входит в состав той или иной вертикально-интегрированной нефтяной компании (ВИНК). Они контролируют 90% российской нефтепереработки.
Всего в РФ насчитывается 37 крупных заводов (годовая мощность от 1 млн т нефти в год), а также десятки мелких (100-200 тыс тонн). Из-за этого нет практического смысла скрупулёзно высчитывать их установленную мощность Достаточно сказать, что годовой уровень переработки в России – 285 млн т (2016). Вместе с белорусскими получается более 300 млн т. ежегодно.
На экспорт, как видно из предыдущего рисунка, работают в основном НПЗ западных, юго-западных регионов и Дальнего Востока.
В своё время Джон Маккейн прозвал Россию страной-бензоколонкой. Но с отраслевой точки зрения, это можно считать не оскорблением, а констатацией успехов в формировании экспортной политики.
Начиная с 2000 года экспорт нефтепродуктов постепенно рос и достиг в 2016 году 156 млн т: 23,43 млн т – дизтопливо, 49,5 млн т – газойль, 4,5 млн т – бензины, всего около 80 млн т светлых НП. Тогда как доля экспорта сырой нефти имеет если не тенденцию к снижению, то достигла выраженного порогового значения в 240-260 млн т, выше которых экспорт не поднимается.
Ещё выше доля экспорта НП у Беларуси. Из 18,6 млн т, полученных белорусскими НПЗ на переработку в прошлом году, было произведено около 16 млн т бензинов, дизтоплива и мазута (3,6+6,373+5,568 млн т), из которых 13 млн т были проданы на внешние рынки
Как в публицистике, так и в специальной литературе чаще можно встретить 2 характеристики, описывающие то, насколько эффективно на НПЗ перерабатывают исходное сырьё, получая на выходе товарные продукты: индекс Нельсона (ИН) и глубина переработки (ГП). Следует сказать о них два слова, чтобы в дальнейшем не путаться.
Глубина переработки показывает соотношение объёма НП, полученных в ходе переработки к изначальному объёму нефти. Глубина переработки всегда меньше единицы из-за неизбежных потерь и мазута (лишь самые современные НПЗ могут обеспечить полную т. н. безмазутную переработку нефти).
Второй термин обычно встречается в западной традиции и описывает соотношение затрат на сооружение установки любого процесса НПЗ к затратам на установку первичной переработки нефти. Полученное соотношение рассчитано для большинства технологических операций и носит название коэффициентов Нельсона. В дальнейшем, в зависимости от коэффициента и доли каждого процесса в переработке, рассчитывается итоговый рейтинг Нельсона, присваиваемый НПЗ. Как правило, в просторечии “индекс Нельсона” используется в качестве синонима “рейтинг Нельсона для такого-то НПЗ”. Соответственно, чем больше на заводе доля операций с высокими коэффициентами, чем больше таких операций производят с продуктами первичной перегонки, тем выше итоговый рейтинг.
В отраслевых форумах можно найти энтузиастов как первого, так и второго терминов, хотя это лишь взгляд на одну и ту же проблему с разных точек зрения.
Глубина переработки в России по результатам 2016 года превысила 79%, что подтверждается в т. ч. сокращением в 2016 году производства мазута на 21% при сокращении объёмов переработки всего на 5,7% В свою очередь сокращение переработки – обратная сторона уменьшения доли мазута в производстве: в процессе производства из мазута образуются светлые НП, для чего прежде приходилось перерабатывать дополнительные объёмы нефти.
Стратегия правительства РФ предполагала достижение 80% глубины к началу 2016 года, однако, когда она принималась, никто не мог предусмотреть режима экономических санкций, в условиях которых российская экономика живёт уже более 3 лет.
С формальной точки зрения, 79% – показатель стран Восточной Европы. На самом деле всё немного сложнее.
В настоящее время 8 российских НПЗ имеют глубину переработки 90% и выше, их суммарная мощность – порядка 73 млн т нефти в год, т. е. более четверти нефтепереработки. 3 из них (“РН-Комсомольский НПЗ”, “ННК-Хабаровский НПЗ”, “ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез”) – имеют глубину свыше 95%, их мощности позволяют перерабатывать до 25 млн т нефти в год. Что же до аутсайдеров с 50-60%, то они работают не столько на рынок, сколько оказывают услуги по первичной переработке для других НПЗ. Пример такой пары – Куйбышевский НПЗ (58,5%) и Новокуйбышевский НПЗ (ок. 90%) компании “Роснефть”.
Добавим, что в декабре 2017 года по плану должна завершиться программа модернизации Туапсинского НПЗ мощностью 12 млн т и с глубиной переработки 98,7%, который фактически выстроили заново.
В Беларуси ситуация чуть хуже. Со слов гендиректора Мозырского НПЗ, на его предприятиях глубина в 2016 году находилась на уровне 73,66%, на “Нафтане” (Новополоцкий НПЗ) – 75. Увеличить это значение до 90-92% планируется только к концу 2018 года. Если оперировать только средним значением ГП, может возникнуть впечатление, что НПЗ Союзного государства движутся примерно вровень. Как видим, это немного не так
Во время сравнения переработки в РФ с США или иными западными странами, следует помнить об этой особенности нефтеперерабатывающей отрасли в России. Если по оценкам правительства средней глубины переработки в 85% Россия достигнет только к 2040 году, это ещё не значит, что мы отстали навсегда. 10% отрасли работают с той же эффективностью, что и в среднем по США, 17% – на уровне НПЗ Западной Европы. Ещё порядка 25% показывают ту самую среднероссийско-восточноевропейскую эффективность. Хотя так было не всегда.
Вот так, к примеру, было всего лишь 8 лет назад (среднероссийская ГП на то время – 72%):
К слову, в американской нефтепереработке тоже есть свои особенности. а вернее – своя сложившаяся стратегия: американцы предпочитают перерабатывать т. н. лёгкую нефть, а экспортировать, наоборот, тяжёлую. Долго время экспорт лёгких углеводородов был даже запрещён на законодательном уровне, его сняли лишь недавно, когда сланцевая нефтедобыча позволила свести зависимость от импорта к минимуму, переведя её в разряд вопросов экономического, а не политического характера (выгодно/невыгодно). Переработка лёгкой нефти менее затратна и требует меньших вложений в производство и модернизацию активов. Чем как раз и можно объяснить высокую среднюю глубину переработки в США – выше чем в Европе и Азии. Это преимущества сверхдержавы и эмитента мировой валюты: все всё сами принесут, нужно только выбрать.
Ещё одной причиной стали нефтяные кризисы, после которых, во время президентства Рональда Рейгана, была одобрена программа масштабной модернизации нефтепереработки. Она заняла порядка 10 лет и обошлась в 50 млрд долл. До окончательного отхода от Бреттон-Вудса даже США не могли себе позволить столь масштабной инвестиционной программы. Да, в США, несмотря на пресловутый культ свободного рынка модернизация НПЗ находилась под постоянным и плотным контролем правительства.
Это крайне необходимое уточнение. Дело в том, что при подготовке данного материала нам попалась статья, автор которой с лёгкой ехидцей прошёлся по устаревшим НПЗ, которые Россия получила в наследство от СССР.
И которые теперь необходимо с таким трудом модернизировать. Между тем следует помнить, что сегодняшняя нефтеперерабатывающая промышленность, в отличие, скажем, от уральских заводов, не выросла из демидовских или строгановских мануфактур, как из детских штанишек. Хорошенько покопавшись в истории НПЗ, можно найти основанные в 1930-х и даже 1920-х годах. Не найдём только дореволюционных.
Между тем, даже сегодня совокупная мощность построенных в советское время НПЗ позволяет России занимать третье место в мире по переработке нефти – после США и Китая. К тому же последний подвинул нас со второго места только в 2000-х, во время своего невероятного индустриального рывка, нарастив в 2000-2010 гг мощность своих заводов с 5400 до 10120 тыс барр в сутки (с 267 до 504 млн т в год).
Как уже говорилось, добыча и переработка нефти в России сосредоточена в основном у ВИНК. Вообще-то они создавались в 90-х как раз для того, чтобы провести быструю модернизацию НПЗ. Однако быстрой не получилось.
В целом можно сказать, что после 1991 года у российских НПЗ было 2 волны модернизации. Первая – примерно с 2003 до начала 2010-х. Вторая – с 2011 года, когда ВИНК подписали с государством в лице Федеральной антимонопольной службы, Ростехнадзора и Росстандарта соглашение о глобальной реконструкции и модернизации НПЗ.. Вторая продолжается до сих пор.
Строгой зависимости понятное дело нет, на некоторых заводах эти волны и вовсе слились в одну. Что же до причин, по которой производители тянули-тянули, а потом вдруг дружно бросились устанавливать оборудование для гидрокрекинга, каталитического риформинга и пр.. то тут всё просто: подтягиваться к уровню качества заставляют соображения рентабельности и экологические стандарты на содержание вредных веществ в выхлопных газах. Как раз поэтому циклы модернизаций в целом повторяют сроки смены Евро-4 на Евро-5, а Евро-5 – на Евро-6.
Впрочем, нормы ЕС – не единственная причина. Техрегламенты ЕАЭС также предусматривают улучшение качества топлива.
На примере Туапсинского завода видно, что НПЗ не только модернизируются, но и расширяют производство (до начала модернизации завод в Туапсе имел мощность 4,4 млн т). Либо, как вариант, строятся несколькими очередями и вводятся в строй постепенно. Т. е. к концу десятилетия будем иметь не только дальнейший рост глубины переработки, но и увеличение мощности.
По планам на начало десятилетия, очередной этап модернизации должен был завершиться примерно к 2018 году. Однако санкции и падение цен на нефть внесли свои коррективы: в 2015 году 15 из 37 НПЗ заявили о сдвигании сроков на 1-4 года, поэтому на текущий момент ожидается, что 120 из 125 нефтеперерабатывающих установок будут модернизированы к 2020 году. К концу 2017-го – 82-88.
Источник: Нефтепереработка в России: курс на модернизацию (“Эрнст энд Янг” (СНГ), 2014)
Следует отметить, что считать доли в 2020 году нужно будет уже от другой совокупной мощности НПЗ. По оценке главы Минэнерго РФ Александра Новака, она возрастёт до 400 млн т в год. Заплатить за это пришлось немало, около 54 млрд долл в промежутке 2005-2015 гг. Итоговая же сумма может достичь 100 млрд долл. Как мы помним, индекс Нельсона описывает ещё и прямую денежную зависимость между сложностью вторичных процессов в сравнении с первичным и стоимостью такого оборудования.
В аналитике за прошедшие 3 года неоднократно описан приём, которым государство в этот раз стимулировало вложения ВИНК в модернизацию НПЗ – налоговый манёвр. Решение о нём было принято в 2014 году (на 2015-2017 годы) и состоит в одновременном:
Таким образом, становится невыгодно вывозить мазут за границу, а повышение НДПИ на нефть создаёт условия для того, чтобы наиболее современные НПЗ частично замещали мазутом сырую нефть в качестве сырья. Как собственно уже давно делали европейские НПЗ, покупавшие российский мазут не как топливо, а как сырьё. Однако теперь эта практика будет постепенно сходить на нет.
Кстати, такой же финт с высокой пошлиной на мазут, делающий невыгодным или даже убыточным его экспорт ещё ранее был использован в Беларуси.
На белорусских заводах всё иначе. Беларусь зависит от импорта нефти, здешние НПЗ никогда не переходили в частные руки, а государство всегда было озабочено их рентабельностью. Поэтому модернизация Мозырского и Новополоцкого заводов продолжается ровно столько, сколько Беларусь существует как независимое государство.
“. к 1994 г. здесь уже была сформирована чёткая концепция поэтапной реконструкции предприятия на основе усовершенствования имеющихся технологических процессов. За последние 10 лет нам удалось претворить в жизнь очень многое. Так, в 2004 г. пуск установки каталитического крекинга позволил достичь глубины переработки нефти 67% и приступить к выпуску бензинов с пониженным содержанием бензола и ароматических углеводородов. В 2006-м был введен в эксплуатацию комплекс по производству бензола, что позволило снизить содержание бензола в выпускаемых автомобильных бензинах. 2008 г. ознаменован пуском установки алкилирования с получением высокооктановой экологически чистой добавки к бензинам — алкилата. Это позволило повысить экологические свойства моторных топлив, снизить содержание серы, ароматических углеводородов, олефинов и повысить октановое число бензинов”, – рассказывал в 2014 году главных технлог НПЗ Александр Шорец.
Можно продолжать и дальше: установка гидрообессеривания, гидроочистки дизтоплива, установка изомеризации (для выпуска высокооктановых бензинов, именно благодаря ей завод сегодня выпускает 92 и 95 бензины класса Евро-5), установка вакуумной переработки мазута. Последняя операция – монтаж двух установок депарафенизации (для производства зимнего топлива) этим летом.
На Новополоцком происходило ровно то же самое. Другие сроки, но в целом заводы развиваются слаженно. Вполне согласуется со знаменитой белорусской помяркованностью: небыстрое, но безостановочное движение вперёд.
В результате, хотя РБ могла финансировать работы только за счёт бюджета и своего рода субсидий РФ (небольшой реэкспорт российской нефти), к настоящему моменту нефтепереработка Беларуси лишь немного отстаёт от среднероссийской по глубине. А через пару лет, когда работы на обоих заводах завершатся, некоторое время даже будет опережать среднероссийский показатель.
Логистика сбыта нефтепродуктов за рубеж сложилась ещё со времён СССР. Нефтепродукты поступали в терминалы Клайпеды (Литва) и Ветспилса (Латвия). Таллина (Эстония) Одна только Латвийская ССР обрабатывала до 30 млн т нефти и нефтепродуктов в год, что составляло в то время примерно ⅓ суммарного грузопотока через балтийские порты. Специально для этого в системе нефтепроводов “Дружба” были предусмотрены ответвления в порты Вентспилса и Клайпеды. С тем пор многое изменилось.
Скажем, российский транзит через Латвию с тех пор обвалился до 2 млн т (2016) и общий грузооборот Ventspils Nafta Termināls держится на уровне 7,5 млн т в основном за счёт транзита нефтепродуктов белорусских НПЗ.
Загрузка балтийских портов упала прежде всего из-за соответствующей политики РФ. С распадом СССР была поставлена задача обзавестись собственными портами на Балтике. Не нужно забывать, что решение о строительстве порта Усть-Луга, о котором в последние годы столько говорят (ещё бы не говорить: 10 лет назад его грузооборот едва превышал 7 млн т, а в этом, по прогнозам, должен составить 101 млн т), принималось ещё в 1993 году. Как ожидается, к 2025 году даже этот внушительный показатель увеличится до 191 млн т, что позволит РФ окончательно “разгрузить” Прибалтику и обеспечит запас для НПЗ.
Однако если российские производители в значительной степени перевели транзит на российские терминалы, то белорусские – нет. В настоящее время “Белорусская нефтяная компания” (занимается экспортом НП) имеет договоры о транзите с 12 терминалами в портах 7 городов, 5 из которых – прибалтийские (Клайпеда, Вентспилс, Рига, Мууга, Таллин) и 2 – украинские (Южное, Одесса).
В связи с этим в середине августа СМИ процитировали явно заготовленный диалог главы РЖД Олега Белозёрова и президента РФ Владимира Путина:
– По нефтеналиву мы дали 50-процентную скидку для перевозки с белорусских заводов, но белорусские заводы пока не используют ни Усть-Лугу, ни Санкт-Петербург, а едут в республики Прибалтики. Мы ведём дискуссию, они говорят, что у них долгосрочные контракты на эту тему заключены, но мы стараемся выстраивать с ними диалог.
– Это нужно обсуждать в более широком формате. Ведь на белорусских НПЗ перерабатывается наша нефть, другой там нет и вряд ли появится, поэтому это нужно запакетировать – получение нашей нефти от соответствующих вопросов использования нашей инфраструктуры.
Разумеется, в оппозиционной белорусской прессе и изданиях ближайших соседей появились материалы о том, что Россия будет принуждать Беларусь чуть ли не в убыток везти нефтепродукты в порты Северо-Запада РФ, а не в тёплые ламповые Клайпеду и Вентспилс. Удачный фон для этого создала и недавняя российско-белорусская “медиа-война”, и сокращение поставок российской нефти на белорусские НПЗ.
Как и всякая точка зрения она имеет право на существование, однако на её изъяны мы указать обязаны.
Программу модернизации НПЗ в принципе неверно рассматривать в отрыве от развития нефтеперевалки через порты Усть-Луга, Высоцк и Петербургский нефтяной терминал, поскольку и модернизация, и изменение логистической схемы в конечном счёте направлены на сокращение издержек и увеличение экспортных доходов от торговли нефтепродуктами, т. е. на повышение отдачи отрасли в целом. Примерно как стороны у медали: их две, а медаль всё равно одна. К тому же переброс транзита в полной мере соответствует логике импортозамещения, только замещаются не товары, а услуги.
Если эти рассуждения не убеждают, то вот более весомый аргумент. Проблему переориентации белорусского экспорта с портов Прибалтики на порты РФ президент РБ Александр Лукашенко поднимал как минимум 5 лет назад. Сам. Причём всего экспорта, а не только нефтепродуктов: “Мы очень серьезно обсуждали эту тему на последней встрече с президентом России Владимиром Путиным. Мы приняли принципиальное решение о переориентации больших объемов грузов, в том числе калийных удобрений, с портов балтийских государств на ваши порты. Нам нужно очень серьезно проработать эту тематику. Президент России однозначно поддержал эту инициативу. Нам надо договориться с железнодорожниками Беларуси и России и побыстрее реализовать эти договоренности”.
Тут нет ничего удивительного. РФ и РБ отправляют на экспорт одну и ту же продукцию. Значит сбытовая политика должна быть общей, чтобы не возникало ненужной конкуренции и соблазнов ценовых войн за покупателя (всё это мы уже проходили на примере дела главы “Уралкалия” Владислава Баумгартнера).
Из процитированного диалога можно сделать несколько выводов. Во-первых, судя по всему, Скидка на транспортировку НП в порты Северо-Запада (а она, к слову, временная) позволяет белорусским НПЗ экономить меньше, чем скидки, которые они (вероятно) получили в портах Прибалтики и от железнодорожников Латвии и Литвы за сохранение транзита. Скажем, Латвийская железная дорога в этом году даже открыла в Минске своё постоянное представительство. Латвии очень не хочется потерять транзит 5,4 млн т белорусских НП (34% от всех грузовых перевозок в Латвии в прошлом году; 4 из 5 тонн нефтепродуктов, перевезённых в прошлом году по ж/д Латвии, были из Беларуси).
Руководство НПЗ можно понять. Если их экспорт в 2016 году просел на 23%, то доходы – на 40%. “Нефтепереработка из флагмана экономики превращается в убыточную отрасль”, – констатировал Лукашенко в начале июня. Всё это заставляет руководство РБ искать любые выходы: налаживать давальческие схемы с Украиной, получать транзитом через неё нефть из Азербайджана, присматриваться к нефтетерминалам в украинских портах и т. п.
Во-вторых, пакетировать таки придётся. Однако, возможно, даже более глобальнее озвученного “наша нефть, значит и наши порты”. Доходы белорусской переработки действительно упали, что уже вынуждает её искать недостающий миллиард долларов в Китае. В перспективе подобные метания ни к чему хорошему не приведут.
Тем более, что прелюдию мы уже видели. Одним из условий поставок нефти в РБ было обязательство белорусских НПЗ ежегодно направлять в РФ 1 млн т бензинов для нужд внутреннего рынка. По факту в прошлом году было поставлено 300 тыс т: руководство НПЗ действует в разумной рыночной логике, а также с учётом необходимости скорее завершить перевооружение заводов.
Убедить белорусов перебросить транзит в российские порты на самом деле не так уж и сложно. Просто в пакетное соглашение придётся включить больше условий.
Одним из возможных выходов могли бы стать своп-схемы. Белорусские НПЗ поставляют НП на российский рынок, давая тем самым российским заводам больше работать на экспорт. После чего белорусские предприятия получают своего рода надбавку за счёт экспортной выручки российских. Плюс экономия на перевалке – потенциально такой “как бы экспорт” может быть выгодным всем. И не нужно гонять цистерны с бензином и дизелем за тридевять земель в убыток РЖД.
Либо же договориться с НПЗ Беларуси о том, что рынок Украины остаётся за ними. По бензину он в основном и так за ними – свыше 80% импорта приходится на Беларусь, а по дизтопливу (53%) есть куда поступаться. Взамен же РБ может уступить какие-то объёмы экспорта в ЕС, идущие сегодня через порты Прибалтики.
Специалисты же наверняка смогут предложить и другие варианты решения проблемы помимо взаимного шантажа и осады.
Сегодня НПЗ России и Беларуси завершают модернизацию. Но это лишь половина дела. Теперь им предстоит модернизировать сбыт, проводя экспортную политику таким образом, чтобы не толкаться плечами и не накручивать лишнего в транспортные издержки.
Http://energynews. su/33134-neftepererabotka-blizhayshego-buduschego. html
Ачинский нефтеперерабатывающий завод снова в строю! В сжатые сроки и согласно плану ремонтно-восстановительных работ были восстановлены процессы первичной переработки нефти.
Напомним, завод встал после технологической аварии. В ночь на 16 июня при проведении пусковых работ на газофракционной установке на одной из секций произошла протечка углеводородного газа, что привело к мощному взрыву и пожару. Была разрушена отдельно стоящая ректификационная колонна и повреждены соседние здания. Погибли восемь человек, семь с ранениями были госпитализированы. Всего пострадали 24 человека.
После расследования причиной ЧП в « Роснефти » назвали ошибку подрядчика, проводившего модернизацию оборудования. Руководителей предприятия освободили от занимаемых должностей. В том числе и главу Ачинского НПЗ Александра Кинзуля. Новым генеральным директором был назначен Алексей Демахин, ранее занимавший должность первого заместителя генерального директора Саратовского нефтеперерабатывающего завода.
Пострадавшим и родственникам погибших была оказана материальная помощь, осуществлены страховые выплаты. Семьям, оставшимся без кормильца, назначены индивидуальные льготы и гарантии. Помимо ежемесячных выплат пособий сюда включены: оплата пребывания детей в дошкольных учреждениях, бесплатные путевки на санаторно-курортное лечение, отдых в летних лагерях, помощь в погашении имеющихся кредитных обязательств и прочие льготы.
На Ачинском НПЗ погибли восемь человек, семь с ранениями были госпитализированы
Хоть и не верили злопыхатели, что после такого ЧП завод быстро восстановят, но факт остается фактом. С 1 сентября предприятие приступило к выпуску основных видов нефтепродуктов: прямогонного бензина и дизельного топлива, судового и авиатоплива, а также ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов). Одновременно с установкой первичной переработки нефти возобновила работу установка ВТ-Битумная с выработкой нефтебитума.
– Планируется, что Ачинский НПЗ в сентябре произведет более 400 тысяч тонн товарной продукции, – рассказали в Управлении информационной политики ОАО «НК «Роснефть». – Это составляет более 70% от доаварийных показателей предприятия. Объемы будут наращиваться в последующие месяцы. В соответствии с планом поэтапного полного восстановления в конце года начнется производство полного набора нефтепродуктов.
Стоит отметить, что цены на АЗС «Роснефти» в Красноярском крае после аварии на Ачинском НПЗ не повышались. Для этого был увеличен объем переработки нефти на Ангарской НХК и Комсомольском НПЗ. Компания покупала нефтепродукты у сторонних производителей и осуществляла поставки с Самарской группы НПЗ. В итоге розничные сети предприятий и непосредственно потребители не почувствовали дефицита нефтепродуктов.
Http://www. kp. kg/daily/26276/3154201/