Лукойл переработка нефти – Технологии и товары

Помимо добычи нефти и газа предприятие занимается и переработкой углеводородного сырья. В состав ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» входят два мини-нефтеперерабатывающих завода (мини-НПЗ) территориально-производственных предприятий (ТПП) «Когалымнефтегаз» и «Урайнефтегаз».

Когалымский мини-НПЗ построен в 1997 году. Мощность по нефтепереработке составляет 350 тыс. тонн в год. Выпускаемая продукция — автомобильные бензины АИ-92-К5 и АИ-95-К5 по ГОСТ 32513-2013, соответствующие 5 классу Технического регламента Таможенного Союза ТР ТС 013/2011 , дизельное топливо ЕВРО по ГОСТ 32513-2013, соответствующее 5 классу Технического регламента Таможенного Союза ТР ТС 013/2011, топливо для реактивных двигателей марки ТС-1.

В 2005 году на мини-НПЗ Когалыма введен в эксплуатацию второй пусковой комплекс — гидроочистки широкой фракции углеводородов и каталитического риформинга. В 2016 – установка изомеризации легких бензиновых фракций для увеличения октанового числа и снижения содержания ароматических углеводородов.

Мини-нефтеперерабатывающий завод в Урае мощностью 100 тыс. тонн в год построен в 1995 году. Через два года введена в эксплуатацию установка каталитического риформинга. Завод выпускает автомобильный бензин АИ-92-К5 по ГОСТ 32513-2013, соответствующий 5 классу Технического регламента Таможенного Союза ТР ТС 013/2011, и фракцию дизельного топлива по СТО 45784016-002-2014.

Локосовский газоперерабатывающий комплекс вошел в состав предприятия в 2002 году. В 2004 году на его базе создано управление по переработке попутного нефтяного газа (УППНГ) территориально-производственного предприятия (ТПП) «Лангепаснефтегаз», а в 2005 году построен товарный парк с наливной эстакадой по отгрузке широкой фракции легких углеводородов и стабильного газового бензина для последующей отправки потребителям в железнодорожных цистернах.

В 2007 году в рамках реконструкции объекта ежегодный объем газа, принимаемого в переработку, увеличен с 1 до 2,1 млрд кубометров. В 2016 году на ГПЗ был реализован ряд проектов, направленных на повышение уровня промышленной безопасности. В 2017 году завершена реконструкция системы пожаротушения в цехе переработки газа.

В результате переработки попутного нефтяного газа на УППНГ производят сухой отбензиненный газ, широкую фракцию легких углеводородов, бензин газовый стабильный и пропан технический.

Http://zs. lukoil. ru/ru/Activities/Refining

Москва. 11 декабря. INTERFAX. RU – “ЛУКОЙЛ” планирует инвестировать более $1 млрд в строительство комплекса глубокой переработки нефтяных остатков на предприятии “ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез”, сообщил президент “ЛУКОЙЛа” Вагит Алекперов журналистам в Нижнем Новгороде в понедельник.

“Мы приняли для себя крупное инвестиционное решение – начать новый цикл инвестиционной активности на территории Нижегородской области. И первый объект, который мы для себя наметили – это инвестиции более $1 млрд для строительства комплекса глубокой переработки на нижегородском заводе”, – сказал он.

Новый комплекс планируется ввести в эксплуатацию в 2020-2021 годах. “1 января начинаем инвестиционный цикл. Мы уже размещаем заказы на оборудование длительного изготовления”, – сказал Алекперов.

“Мы рассматриваем вопросы, в том числе связанные с нефтехимией на территории нашего нижегородского завода. По завершении инвестиционной активности завод станет одним из лучших не только в России, но и в Европе. Он будет включать в себя и глубокую переработку и производство нефтехимической продукции”, – отметил президент “ЛУКОЙЛа”.

Он также сообщил, что компания, инвестируя средства в крупный проект, ожидает поддержку со стороны властей и “готовность к столь масштабным инвестициям со стороны города Кстово”, где расположен НПЗ. Правительство Нижегородской области и НК “ЛУКОЙЛ” в понедельник заключили соглашение о сотрудничестве.

Врио губернатора Нижегородской области Глеб Никитин сообщил в свою очередь, что “ЛУКОЙЛ” является для региона одним из крупнейших производителей, налогоплательщиков и “ключевым партнером по реализации целого ряда программ”.

По его словам, стороны в том числе договорились об активном привлечении нижегородских компаний к выполнению заказов “ЛУКОЙЛа”. Также в соглашении отражены такие направления сотрудничества, как “помощь в осуществлении инвестиций и ведении хозяйственной деятельности на территории области”.

Со стороны компании “ЛУКОЙЛ” соглашение оговаривает гарантированную поставку топлива, осуществление инвестиций, выполнение всех социальных обязательств и готовность участия компании в благотворительных и социальных проектах, поддерживаемых властями, добавил глава региона.

Http://www. interfax. ru/business/591301

ОАО "ЛУКОЙЛ" не осуществляет непосредственно переработку полезных ископаемых.

В Группу «ЛУКОЙЛ» входят следующие нефтеперерабатывающие заводы в России:

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез". Нефтеперерабатывающий комплекс в Перми был введен в эксплуатацию в 1958 году. Завод развивался высокими темпами и уже в 1966 году превратился в комбинат, на базе которого в 1977 году было создано производственное объединение "Пермнефтеоргсинтез" топливно-масляно-нефтехимического профиля. Предприятие перешло под контроль ОАО "ЛУКОЙЛ" в процессе приватизации.

В 1997 году завершился первый этап реконструкции завода, в результате которой глубина переработки нефти возросла с 65,7 до 82,2%, увеличился отбор светлых нефтепродуктов. Налажено производство моторных топлив, отвечающих повышенным экологическим требованиям: предприятие перешло на выпуск только неэтилированных бензинов, начат выпуск дизельного топлива с содержанием серы 0,035%. Увеличен выпуск дизельного арктического топлива, улучшена экологическая обстановка в зоне НПЗ и безопасность производства.

В 2002 году запущен нефтепродуктопровод Пермь – Андреевка (Республика Башкортостан) протяженностью 335 км, мощность которого составляет 2,4 млн. тонн нефтепродуктов в год. По нему прокачивается бензин и дизтопливо с завода в Уфу и далее в западном направлении через Брянск и Белоруссию на экспорт в латвийский порт Вентспилс.

Второй этап реконструкции предприятия ознаменован вводом в строй комплекса глубокой переработки нефти в сентябре 2004 года. Это один из самых масштабных проектов ОАО «ЛУКОЙЛ». В составе комплекса – более 20 технологических объектов, сметная стоимость строительства составляет 10,8 млрд. руб.($350 млн.).

При проектировании были использованы лицензии компаний Texaco, ABB Lummus Global, Comprimo, Linde. Основным объектом комплекса является установка гидрокрекинга T-Star, построенная по технологии компании Texaco (США) проектной мощностью по сырью – 3,5 млн. тонн в год.

Технология основана на процессах гидроочистки и гидрокрекинга сырья в трехфазном кипящем слое катализатора с системой его непрерывной регенерации, позволяющей поддерживать активность катализатора на высоком уровне. Это обеспечивает выработку экологически чистых дизельных топлив, соответствующих перспективным европейским стандартам (Euro-4) по содержанию ароматики (менее 10% об.) и серы (не более 10 ppm вес.).

Нефть на завод поступает по двум нефтепроводам: Сургут – Полоцк и Холмогоры – Клин.

ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" – предприятие топливно-масляного профиля.

Введено в эксплуатацию в 1957 году. Предприятие перешло под контроль ОАО "ЛУКОЙЛ" в процессе приватизации.

Товарно-сырьевой комплекс (включая автоматическую станцию смешения бензинов и установку точечного налива нефтепродуктов “ЭЛИН”).

Установки селективной очистки и деасфальтизации, депарафинизации смазочных масел,

Вакуумной разгонки депарафинированных масел, контактной очистки и гидроочистки базовых компонентов, участки компаундирования и смешения товарных масел;

Гидрогенизационные процессы: единственный в стране комплекс КМ-3 по выработке низкозастывающих масел и высокоиндексного изопарафинового масла III группы по API;

Комплекс по расфасовке масел в мелкотоннажную тару мощностью 30 тыс. тонн в год;

Волгоградский завод является одним из самых крупных производителей кокса в России и вырабатывает малосернистый нефтяной кокс, обладающий уникальными качественными характеристиками по содержанию серы и летучих, способен вырабатывать кокс с улучшенной микроструктурой.

На битумной установке вырабатываются битумы строительный и дорожный, действует линия затаривания битума строительного в полиэтиленовую пленку (удобные потребителю брикеты массой 25 кг) фирмы "Sandvik". Проектная производительность 64 тыс. т. в год.

ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез». Завод введен в эксплуатацию в 1958 г. В состав Группы «ЛУКОЙЛ» входит с конца 2001 года.

Технический потенциал, удобное географическое расположение в центральной части России, наличие высокоразвитой сети железнодорожного, водного и трубопроводного транспорта делает предприятие одним из наиболее привлекательных среди нефтеперерабатывающих заводов отрасли.

Комплекс производства твердых парафинов (обезмасливание гачей, гидроочистка парафина, фасовка парафина и производство свечной продукции).

Нефть на завод поступает по магистральным нефтепроводам Альметьевск – Горький и Сургут – Полоцк.

ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка». Завод введен в эксплуатацию в 1934 году. Предприятие создавалось для переработки нефти, добываемой в республике Коми, и обеспечения нефтепродуктами Республики Коми и прилегающих к ней областей.

В конце 1999 года была принята комплексная "Программа реконструкции ОАО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка" на период 2000-2005 годов", предусматривающая реконструкцию действующих и строительство новых установок переработки нефтяного сырья.

В 2000-2001 годах была проведена реконструкция установки первичной переработки нефти АТ-1.

В декабре 2000 года введен в строй комплекс новой железнодорожной эстакады налива светлых нефтепродуктов. В состав комплекса входят: двухсторонняя эстакада налива нефтепродуктов с двумя площадками обслуживания, позволяющими осуществлять одновременный налив автомобильного бензина и дизельного топлива; резервуарный парк для хранения нефтепродуктов; насосная станция.

В сентябре 2003 года введен в эксплуатацию комплекс установки гидродепарафинизации дизельного топлива с блоком производства серы ГДС-850, строительство которого было начато в 2002 году. Эксплуатация установки гидродепарафинизации дизельного топлива позволила заводу перейти на выработку зимних и арктических сортов дизтоплива, включая топливо ЛУКОЙЛ ЕN-590 с низким содержанием серы.

На заводе построено новое факельное хозяйство, которое позволило существенно снизились выбросы вредных веществ в окружающую среду.

В 2003 году завод прошел сертифицирование на соответствие ГОСТ Р ISO9001.

Сырье для переработки на завод поставляется нефтедобывающими предприятиями Тимано-Печорской нефтегазовой провинции по магистральному нефтепроводу Уса – Ухта. Также нефть поставляется с местных нефтепромыслов по нефтепроводам, находящимся в ведении ОАО «Коминефть» и по железной дороге. Кроме того, по железной дороге на завод поставляют уникальные нефти Ярегского месторождения и легкие нефти, добываемые ОАО “Тэбукнефть”.

В Группу «ЛУКОЙЛ» также входят нефтеперерабатывающие заводы за рубежом:

«ЛУКОЙЛ-Нефтохим Бургас» АД (Болгария) осуществляет свою деятельность в составе Группы «ЛУКОЙЛ» с октября 1999 года. Крупнейшее на Балканах предприятие по нефтепереработке, в состав которого входят нефтеперерабатывающий и нефтехимический комплексы, а также завод полимеров. Расположен в 15-ти км от порта Бургас на Черном море. Предприятие построено по российскому проекту и эксплуатируется с 1964 года. Проектная мощность предприятия по переработке нефти – 10,5 млн. тонн в год.

Кроме основных технологических производств предприятие имеет в своем составе морской терминал, способный принимать с двух пирсов нефть из танкеров водоизмещением 70-100 тыс. тонн и отгружать нефтепродукты. Терминал имеет крупный резервуарный парк под нефть, мазут, светлые нефтепродукты и продукты нефтехимии. Также в состав предприятия входят ТЭЦ, обеспечивающая производство в полном объеме паром и электроэнергией и продуктопровод дизельного топлива «ЛУКОЙЛ-Нефтохим Бургас» АД – София.

Предприятие вырабатывает автомобильные бензины и дизельное топливо, соответствующие стандартам Евро-3 и Евро-4. Проводится работа по переходу на 100% выработку автомобильных бензинов и дизельного топлива по стандартам Евро-4 с 2007 года и Евро-5 – с 2009 года.

В состав предприятия входят следующие технологические установки:

Четыре установки атмосферной и две установки вакуумной перегонки нефти, предназначенных для обессоливания и последующего разделения сырой нефти на газы, бензиновые фракции, керосиновые фракции, дизельные фракции, мазут и вакуумные погоны;

Четыре установки гидроочистки, предназначенных для удаления сернистых соединения из керосиновых и дизельных фракций;

Установка каталитического риформинга с блоком гидроочистки бензиновой фракции;

Комплекс каталитического крекинга с установкой гидроочистки вакуумного газойля;

Одна установка по производству водорода и установка концентрирования водорода;

Установка «Ксилолы» – получение ароматических углеводородов: бензола, толуола, этилбензола, ортоксилола, ароматического растворителя «Аризол А-78»;

Установка «Дивинил» – получение бутадиена 1,3 и бутилен-изобутиленовой фракции;

Установка «Акрилонитрил» – получение акрилонитрила, ацетонитрила и циановодорода;

Установка по производству полиакрилонитрильных волокон (ПАН-волокно);

Две установки по получению полиэтилена высокого давления (ПЭВД-1 и ПЭВД-2);

«ПЕТРОТЕЛ ЛУКОЙЛ» С. А. (Румыния) осуществляет свою деятельность в составе группы «ЛУКОЙЛ» с 1998 года. Основан в 1904 году. Входит в пятерку крупнейших НПЗ страны, располагая перерабатывающими мощностями объемом 4,7 млн. тонн нефти в год. Связан сетью трубопроводов с другими румынскими НПЗ, нефтяными терминалами портов Констанца (Черное море) и Джурджу (Дунай), а также с Украиной.

С целью перехода к производству нефтепродуктов по стандартам Евро-3 и Евро-4, снижение потерь и уменьшение энергопотребления, повышение промышленной и экологической безопасности на предприятии в период июнь 2001-ноябрь 2004 г. г. проведена реконструкция. План реконструкции включал одновременную модернизацию 18 технологических и вспомогательных объектов, строительство трех новых технологических установок, а также автоматизацию системы управления производственными процессами.

В состав предприятия входят следующие технологические установки:

Одна установка первичной переработки нефти (АВТ) предназначенная для разделения сырой нефти на газ, бензиновые фракции, керосиновые фракции, дизельные фракции и мазут;

Установка каталитического риформинга с блоком гидроочистки бензиновой фракции;

«ЛУКОЙЛ-Одесский НПЗ» полностью перешел под контроль ОАО «ЛУКОЙЛ» в середине 2000 года. Компания взяла на себя обязательства по загрузке завода сырьем для переработки, а также обязательства по инвестиция и реконструкции предприятия. Завод построен в 1937 году, Проектная мощность по переработке нефти составляет 3,6 млн. тонн в год. Завод выпускает вакуумный газойль, прямогонный бензин, другую продукцию первично переработки нефти, бензины АИ-92, АИ-95 и АИ-98, дизельное топливо.

В середине 2005 года завод остановлен на реконструкцию, целью которой предполагается оптимизация загрузки по объему перерабатываемой нефти, рост выхода светлых нефтепродуктов при увеличении глубины переработки.

В состав предприятия входят следующие технологические установки:

Две установки первичной переработки нефти (АТ и АВТ) предназначенная для разделения сырой нефти на газ, бензиновые фракции, керосиновые фракции, дизельные фракции и мазут;

Дочернее предприятие ОАО «ЛУКОЙЛ» ИП «ЛУКОЙЛ-Белоруссия» осуществляет переработку углеводородного сырья на условиях процессинга на нефтеперерабатывающих заводах ОАО «НАФТАН» и ОАО «Мозырский НПЗ», которые располагаются на территории Республики Беларусь.

Переработка газа осуществляется следующими предприятиями Группы «ЛУКОЙЛ»:

УППНГ ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (Локосовский ГПК),

В настоящее время по видам деятельности ГУПП федеральным законодательством не устанавливается разрешений и квот на реализацию основных видов полезных ископаемых и продуктов их переработки, в том числе на экспорт.

Федеральная служба по техническому и экспортному контролю (ФСТЭК России) выдала ОАО «ЛУКОЙЛ» разрешение № 240/12/1517 от 06.04.05 на безлицензионный вывоз топлива для реактивных двигателей «Джет А-1» по контракту от 15.04.2003г. № 0310394 в количестве около 180 тыс. тонн. Разрешение выдано на срок поставки топлива по контракту – до 31.03.06.

Федеральная служба по техническому и экспортному контролю (ФСТЭК России) выдала ОАО «ЛУКОЙЛ» разрешение № 240/5/3413 от 30.08.05 на безлицензионный вывоз топлива реактивного ТС-1 по контракту от 26.07.2005г. № 0510657 в количестве 400,0 тыс. тонн. Разрешение выдано на срок поставки топлива по контракту – до 31.01.06.

Федеральная служба по техническому и экспортному контролю (ФСТЭК России) выдала ОАО «ЛУКОЙЛ» разрешение № 240/5/4529 от 01.12.05 на безлицензионный вывоз топлива реактивного ТС-1 по контракту от 14.10.2005г. № 0511096 в количестве 100,0 тыс. тонн. Разрешение выдано на срок поставки топлива по контракту – до 31.10.06.

Экспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ) попадает под действие нетарифных мер регулирования внешнеторговой деятельности.

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 12.01.05г. №16 оформление поставок СУГ (коды ТН ВЭД 2711 12 110 0 – 2711 19 000 0, 2901 10 100 0 и 2901 10 900 0) на экспорт осуществляется таможенными органами при условии представления нефтяными и нефтегазоперерабатывающими организациями «Ресурсных справок», подтверждающих наличие у организаций, осуществляющих поставки СУГ на экспорт, указанной продукции в объемах, достаточных для экспорта, с учетом графиков поставок СУГ для бытовых нужд населения, исходя из объемов их производства и потребления.

Графики поставок устанавливаются Министерством промышленности и энергетики Российской Федераци (Минпромэнерго). На ресурсных справках уполномоченным лицом Минпромэнерго проставляется надпись о разрешенном к вывозу на экспорт количестве СУГ. Ресурсная справка оформляется 2 раза в месяц по каждому заводу с разбивкой по видам СУГ, при необходимости оформляются дополнения (до 2 р. в месяц). Таможенные органы при оформлении таможенных деклараций контролируют непревышение квоты, выделенной Минпромэнерго.

Доступ к системе магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» для поставок нефти на экспорт устанавливается ежеквартально на основании принципа равнодоступности в соответствии со ст.6 Федерального закона № 147-ФЗ от 17.08.95г. «О естественных монополиях» в виде «Графика транспортировки нефти на экспорт», утверждаемого Федеральным агентством по энергетике Министерства промышленности и энергетики РФ.

Доступ к системе транспортировки нефтепродуктов «АК «Транснефтепродукт» устанавливается АК «Транснефтепродукт» для заводов, подключенных к системе, на основании принципа равнодоступности.

Http://textarchive. ru/c-2526258-p5.html

Как известно, переработка нефти – довольно трудоемкая производственная задача. Для того чтобы стать готовыми продуктами, пришедшему на предприятие сырью необходимо пройти несколько технологических стадий. Всё полезное из него приходится буквально выбивать с помощью различных нефтехимических процессов.

Иначе значимая часть труда нефтедобытчиков попросту уйдет в мазут – нефтяные остатки, из которых так и не удалось получить ничего, кроме дешевого продукта для топок.

– Мы же при тех же общих объемах переработки будем делать из мазута два вида востребованного на рынке кокса и до миллиона тонн высококлассных бензинов и дизельного топлива, – поясняет, рассказывая о возможностях нового комплекса, Валерий Крылов. – Таким образом, наше предприятие станет первым НПЗ в России, полностью перешедшим на безмазутное производство.

– Чем же стал так немил этот продукт, который значился в товарном ассортименте с первых дней работы предприятия?

– Еще несколько десятилетий назад на глубину переработки нефти в нашей стране не обращали никакого внимания. Возрастающая потребность в топливе обеспечивалась за счет увеличения объемов добычи и строительства новых заводов, которые переводили в мазут до половины поступающей на переработку нефти. Сегодня с таким подходом далеко не уедешь. К тому же после планомерного перевода отечественного ТЭКа на природный газ российский рынок топочного мазута сжался, как шагреневая кожа. Излишки этого продукта приходится экспортировать. Причем за рубежом наш мазут не жгут, а подвергают глубокой переработке, получая из него востребованные моторные топлива. Но после сближения экспортных пошлин на светлые и темные нефтепродукты экспорт мазута стал фактически нерентабельным. Всё это и подтолкнуло к переменам.

За годы работы под флагом «ЛУКОЙЛа» пермские нефтепереработчики уже приучили нас к своим техническим прорывам. Достаточно вспомнить, что предприятие первым в стране отказалось от выпуска этилированного бензина, а затем стало постоянным правофланговым в производстве моторных топлив стандартов «Евро». С конвейера «Пермнефтеоргсинтеза» сошли первые отечественные полусинтетические и синтетические масла, а в 2004 году здесь заработал уникальный для России комплекс глубокой переработки нефти. И вот теперь очередной проект века.

– Ввод в действие комплекса глубокой переработки стал настоящим событием не только для вашего предприятия, но и для всей отечественной нефтепереработки в целом.

Насколько значимым на этом фоне будет запуск КПНО?– Думаю, по масштабам производства и своей уникальности оба технологических объекта примерно равны. А вот по сложности решаемых задач новый комплекс, безусловно, даст фору предшественнику. Если одиннадцать лет назад мы успешно решили задачу по глубокой переработке дистиллятных остаточных фракций нефти, так называемого вакуумного газойля, то сейчас необходимо пустить в оборот самые тяжелые нефтяные остатки – гудроны, асфальты и экстракты масляного производства.

– Когда возникла сама идея столь смелого и в то же время довольно затратного инвестиционного проекта?

– В 2010 году Компания поручила подготовить предложения по прекращению производства топочного мазута. Проанализировав зарубежный опыт и свои возможности, мы сделали ставку на проверенные временем технологии. Во всём мире задача по переработке нефтяных остатков решается двумя путями: введением недостающего водорода или удалением избыточного углерода. Мы выбрали второй, остановившись на процессе замедленного коксования.

– На сегодня это минимальная по затратам и эффективная альтернатива глубокой переработки нефти, основанная на использовании надежных промышленных технологий, учитывающая потребности рынка. С одной стороны, на выходе установки замедленного коксования можно получить два вида кокса: традиционный электродный для «РУСАЛа» и кокс с повышенным содержанием летучих компонентов для черной металлургии, рынок которого оценивается в несколько десятков млн т в год. С другой – вторичные дистилляты коксовой установки, прошедшие через гидрокрекинг и гидроочистку, превращаются в бензин и дизельное топливо, а из выделившегося сероводорода получают гранулированную серу и серную кислоту. Таким образом, мы не только решаем поставленную перед нами задачу, но и полностью ориентируем новый комплекс на потребности рынка.

– За пять лет, прошедших с момента выбора оптимального варианта, в мире нефтепереработки наверняка появились очередные новации. Не заставило ли время посмотреть на пермский проект с другой стороны?

– Разумеется, технический прогресс не стоит на месте. Например, компанией ENI на севере Италии реализован проект глубокой переработки по технологии EST, использующей процесс гидрокрекинга в суспензионной фазе. Но при производительности в два раза меньше пермского его стоимость в разы больше. К тому же на выходе итальянского комплекса не готовый продукт, а всё тот же газойль, который необходимо прогонять через другие технологические стадии. Мы же органично вписали новый комплекс в заводские мощности, использовав при этом резервы существующей технологической схемы. В частности, тяжелый газойль с новой установки замедленного коксования будет перерабатываться на гидрокрекинге T-Star комплекса глубокой переработки нефти. Уверен, что никакой другой реальной альтернативы с аналогичными капитальными затратами нашему проекту нет и не будет.

Новый производственный комплекс позволит «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтезу» поднять глубину отечественной нефтепереработки на рекордную высоту

– Забота ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» об охране окружающей среды уже давно является наглядным примером для многих высокотехнологичных производств. Наверное, и новый комплекс будет весьма экологичным в работе?

– Конечно, ведь в него заложен целый ряд технологий, которые минимизируют вредное воздействие на окружающую среду. Так, на коксовой установке будет специальный блок для очистки кислых вод. Все газы подвергнутся очистке, а сероводород – утилизации на существующей установке сероочистки. Одним словом, никакой опасности для экологии не существует, иначе бы мы не получили разрешение на строительство.

За последние два десятилетия в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» введено в действие и реконструировано немало высокотехнологичных установок, благодаря которым гигант прикамской нефтепереработки, без излишнего пафоса, пережил второе рождение. Новый комплекс, по сути, должен стать последним штрихом многолетней крупномасштабной модернизации завода и логичным продолжением курса Компании и лично ее Президента Вагита Алекперова. После ввода в эксплуатацию КПНО предприятие достигнет фантастического для отечественных НПЗ уровня извлечения светлых нефтепродуктов в 98 %. Есть куда двигаться дальше?

– Векторы этого движения задает сама жизнь, – считает Валерий Александрович. – Помните, как на заре нефтепереработки человечеству был нужен только керосин? Появились двигатели внутреннего сгорания – стали необходимы бензин и дизель. Каждый новый процесс или изменения технологической структуры завода – не что иное, как ответ на требования рынка. Возникла необходимость в моторных топливах «Евро-5», и на «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтезе» были реконструированы каткрекинг и установки гидроочистки, построена установка изомеризации. Мы постоянно следим, какие требования к качеству топлива предъявляются во всём мире.

– В следующем году планируем реализовать на действующей установке гидрокрекинга новую технологическую схему и применить новые катализаторы, которые позволят производить зимнее дизельное топливо следующего поколения с улучшенными температурными и одновременно противоизносными свойствами. Такой продукт очень ждут в районах Крайнего Севера. Необходимо поработать и над уменьшением энергоемкости технологических процессов предприятия. По методике Solomon индекс энергетической интенсивности «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтеза» находится в четвертой квартили. Мы потребляем энергии больше, чем ведущие европейские НПЗ. Не исключено, что скоро появятся более жесткие требования к содержанию бензола. К этому тоже надо быть готовыми.

В конце разговора мы не удержались и спросили у Валерия Крылова, почему очередной уникальный для России комплекс появится именно в Перми? «Наверное, потому что мы привыкли работать, опережая время, и творчески подходить к решению самых сложных производственных задач, – с гордостью ответил главный технолог. – Поэтому Компания и доверила нам стать первопроходцами в новом для отечественной нефтепереработки технологического решении».

Http://permneft-portal. ru/newspaper/articles/velenie-vremeni/

1 Переработка и сбыт Л Лукойл НПЗ Zeeland 1. Австрия 1. Азербайджан 2. Беларусь 3. Бельгия 4. Болгария 5. Грузия 6. Испания НПК ISAB НПЗ в Плоешти Л-Энергия и газ Румыния Распределение нефтеперерабатывающих мощностей Группы «ЛУКОЙЛ 7. Италия 8. Кипр 9. Латвия 10. Литва 11. Люксембург 12. Македония 13. Молдова Локосовский ГПЗ Пермский ГПЗ Коробковский ГПЗ Усинский ГПЗ Карпатнефтехим НПЗ в Бургасе Л-Энергия и газ Болгария 14. Нидерланды 15. Польша 16. Румыния 17. Россия 18. Сербия 19. США Волгоградский НПЗ Пермский НПЗ Ухтинский НПЗ Нижегородский НПЗ Мини-НПЗ в Урае и Когалыме Распределение переработки нефти по НПЗ Группы «ЛУКОЙЛ» Ставролен Саратоворгсинтез Л-Астраханьэнерго Л – Волгоградэнерго Л-Ростовэнерго Л-Кубаньэнерго Л-Ставропольэнрего Л-Экоэнерго 20. Турция 21. Украина 22. Финляндия 23. Хорватия 24. Черногория 25. Чехия 26. Эстония Волгоградский НПЗ Пермский НПЗ Нижегородский НПЗ Нефтепереработка Газопереработка Нефтехимия Энергетика Сбыт (АЗС) Перевалка Масла Авиабункеровка Распределение выпуска нефтепродуктов по НПЗ Группы «ЛУКОЙЛ» ЛУКОЙЛ на карте мира Разведка и добыча Переработка и сбыт Налоговое окружение в России Справочная информация 35

2 ЛУКОЙЛ в мире Доля Группы «ЛУКОЙЛ» в общемировой нефтепереработке, % Доля Группы «ЛУКОЙЛ» в поставках нефти на международный рынок, % Доля России в поставках нефти на международный рынок, % ЛУКОЙЛ в России Место Группы «ЛУКОЙЛ» в России: 2 по объему производства авиационного керосина 2 по объему производства дизельного топлива 2 по объему производства высокооктановых автомобильных бензинов Доля российских НПЗ Группы «ЛУКОЙЛ» в общероссийском выпуске нефтепродуктов (2014), % Выпуск нефтепродуктов, млн т 64,1 Загрузка мощностей 86,3% Переработка газа, млн м Выпуск нефтехимической продукции, тыс. т 668 Реализация нефти, млн т 62,8 Оптовая реализация нефтепродуктов, млн т 102,1 Розничная реализация нефтепродуктов и газопродуктов, млн т 16,1 Выработка электроэнергии 1, млн квт-ч Капитальные затраты в сегментах «Переработка, торговля и сбыт», «Нефтехимия», «Энергетика», млн долл Численность работников в сегментах «Переработка, торговля и сбыт», «Нефтехимия», «Энергетика», тыс. человек 69,9 1 Без учета малой генерации. Развитие переработки, нефтехимии, энергетики и сбыта позволяет Компании снизить зависимость от высокой ценовой волатильности на энергетическом рынке и улучшить свои конкурентные позиции в основных регионах деятельности путем выпуска и реализации высококачественной продукции с высокой добавленной стоимостью. Таким образом, ЛУКОЙЛ защищает многомиллиардные инвестиции в разведку и разработку месторождений, что, в свою очередь, служит гарантией стабильного роста доходов акционеров. Сегодня ЛУКОЙЛ выпускает широкий ассортимент высококачественных нефтепродуктов, продукции газопереработки и нефтехимии и реализует свою продукцию оптом и в розницу более чем в 24 странах мира. Доля Группы «ЛУКОЙЛ» в российском производстве масел, % Доля Группы «ЛУКОЙЛ» в российском экспорте нефти Доля Группы «ЛУКОЙЛ» в российском экспорте нефтепродуктов Доля Группы «ЛУКОЙЛ» в российских нефтеперерабатывающих мощностях, % Доля высокооктановых бензинов в общем выпуске автобензинов, % Снижение доли Компании в структуре российского экспорта нефти обусловлено переориентацией нефти на высокорентабельную переработку на НПЗ Группы и реализацию на внутреннем рынке РФ. 36

3 Нефтепереработка ЗАКУПКИ У СТОРОННИХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ СЕТЬ АЗС Заводы Компании Стремясь сбалансировать объемы добычи и переработки нефти, ЛУКОЙЛ уделяет особое внимание развитию имеющихся НПЗ. Стратегической задачей Группы «ЛУКОЙЛ» является максимизация добавленной стоимости выпускаемой продукции и прибыльности своих операций, а также повышение вклада нефтепереработки в формирование стоимости Компании. При создании ОАО «ЛУКОЙЛ» в 1991 году в его состав входили лишь два НПЗ Пермский и Волгоградский, совокупной мощностью около 24 млн т/год. Сегодня Группе принадлежат четыре крупных НПЗ и два мини-нпз в России, заводы за рубежом в Болгарии и Румынии, нефтеперерабатывающий комплекс ISAB, а также доля в НПЗ в Нидерландах. Совокупная мощность НПЗ Компании на конец года составляет 77,7 млн т нефти в год. Заводы Компании располагают современными конверсионными и облагораживающими мощностями и выпускают широкий спектр качественных нефтепродуктов. Российские заводы по качеству мощностей и показателям эффективности превосходят среднероссийский уровень, а европейские заводы Компании не уступают конкурентам. За годы объемы переработки нефти на НПЗ Группы выросли на 0,6% и достигли 66,57 млн т по итогам 2014 года (с учетом доли в переработке на комплексе ISAB и НПЗ Zeeland). Модернизация ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА НЕФТИ СБЫТ НЕФТЕПРОДУКТОВ ОПТОВЫЕ ПРОДАЖИ ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ ПРЕДУРАЛЬЕ ПОВОЛЖЬЕ ВОЛГОГРАДСКИЙ НПЗ ISAB PETROTEL НИЖЕГОРОДСКИЙ НПЗ ZEELAND BURGAS ПЕРМСКИЙ НПЗ УХТИНСКИЙ НПЗ МИНИ-НПЗ (УРАЙ И КОГАЛЫМ) АВИАБУНКЕРОВКА БУНКЕРОВКА ТИМАНО-ПЕЧОРА ПРОЧИЕ ЛУКОЙЛ постоянно модернизирует перерабатывающие мощности, быстро реагируя на основные тенденции рынка. При модернизации НПЗ Компания применяет самые современные технологии для повышения качества выпускаемой продукции и снижения нагрузки на окружающую среду. Опережающими темпами вводятся европейские стандарты качества моторных топлив на всех заводах Группы. Это позволяет Компании в будущем получать значительные конкурентные преимущества, а также дополнительную ценовую премию за экологичность и высокое качество продукции. Строительство комплекса переработки нефтяных остатков на Пермском НПЗ, каталитического крекинга на Нижегородском НПЗ, комплекса глубокой переработки ВГО на Волгоградском НПЗ, и комплекса переработки тяжелых остатков на НПЗ в Бургасе позволят существенно нарастить финансовые результаты Группы в сегменте. Уже в 2012 году все российские НПЗ Группы перешли на производство автомобильных бензинов, соответствующих классу Евро-5. Евро-5 С июля 2012 года все российские НПЗ Группы «ЛУКОЙЛ» перешли на выпуск автобензинов в соответствии со спецификацией Евро-5 в полном объеме, что позволяет получить значительный экономический эффект за счет дифференциации акцизов и окупить инвестиции в модернизацию НПЗ. стандарта Евро-5 обеспечивает так называемый «чистый выхлоп», то есть сводит к минимуму содержание в выхлопных газах оксидов серы и продуктов неполного сгорания ароматических углеводородов, в том числе наиболее канцерогенного и мутагенного вещества бензопирена. Объем продаж экологичных топлив под брендом ЭКТО в России в 2014 году составил 4,5 млн т, что на 20% выше показателя 2013 года. При этом доля топлив ЭКТО в общем объеме розничных продаж выросла с 41% в 2013 году до 47% в 2014 году. Введение Европейских стандартов Компания наращивает выпуск и высокооктановых бензинов (АИ-95 и выше), соответствующих европейским экологическим требованиям. Это связано с ростом спроса на данный продукт и постепенным переходом на новые экологические стандарты автомобильного топлива. Масла Отдельное направление деятельности Группы «ЛУКОЙЛ» производство и продажа масел. Производство масел осуществляется на НПЗ Группы в Перми, Волгограде, Нижнем Новгороде. Компания занимается также смешением масел из готовых компонентов (собственных и закупаемых у третьих лиц) на предприятиях в России, Финляндии, Румынии, Турции и Австрии. Объем производства масел в 2014 году на предприятиях Группы составил 1,1 млн т. Одной из основных задач в развитии этого направления является развитие продуктового ассортимента, соответствующего современным требованиям, за последние пять лет ассортимент продукции был значительно расширен с 230 до 336 марок. В 2014 году разработаны и поставлены на производство 37 новых продуктов. Получено 47 одобрений на моторные, трансмиссионные и индустриальные масла от российских и зарубежных производителей оборудования, в том числе MAN, Mercedes, Porsche, Renault, Cummins, Danieli. ЛУКОЙЛ на карте мира Разведка и добыча Переработка и сбыт Налоговое окружение в России Справочная информация 37

4 В 2014 году подписано соглашение на поставку фирменных масел ЛУКОЙЛ ИНТЕГО в адрес ОАО «ММК», заключен трехлетний контракт с ГМК «Норильский никель», подписано соглашение на поставку высокоэффективных масел ЛУКОЙЛ ОАО «СУЭК» одной из ведущих угледобывающих компаний мира и крупнейшим производителем угля в России. ОАО «Чусовской Металлургический Завод» крупнейший в Европе производитель автомобильных рессор, поставщик ОАО «КАМАЗ», ОАО «АЗ УРАЛ», ОАО «УАЗ», ОАО «НЕФАЗ» будет использовать масла Группы «ЛУКОЙЛ». Волгоградский НПЗ Волгоградский НПЗ Наряду с производством продукции для конечных потребителей, Компания активно развивается как поставщик смазочных материалов для конвейерной заливки. Завод Компании в г. Вена (Австрия) сертифицирован по результатам аудита на соответствие требованиям стандарта немецких автопроизводителей VDA 6.3. Начаты поставки трансмиссионного масла ЛУКОЙЛ ATF в качестве масла первой заливки для автоматической коробки передач для автобусов (ГМП) DIWA производства Voith Turbo. В 2014 году продолжилось развитие судового бизнеса ОАО «ЛУКОЙЛ». На крупнейшей в мире выставке в Гамбурге Компания провела презентацию новой линейки биоразлагаемых синтетических масел, соответствующих самым жестким требованиям и современным стандартам безопасности, а также демонстрацию инновационной системы смазки icolube. После года успешной эксплуатации 7 судов компании Carnival Group (P&O Cruises), включая флагман мирового пассажирского флота Queen Mary II, ещё 8 круизных судов будут снабжаться маслами ЛУКОЙЛ Навиго. Группа «ЛУКОЙЛ» получила право первой заливки на строящийся новый флагман компании – лайнер Britannia. Был подписан годовой контракт с Oman Shipping Company на поставку всех судовых смазочных материалов для флота Государственной судоходной компании султаната Оман 43 судна грузоподъемностью тыс. т каждое. В декабре начаты поставки масел в Mediterranian Shipping Company для 130 крупнотоннажных судов, включая 20 самых крупных в мире контейнеровоза, строящихся в КНР и Южной Корее. Российские НПЗ Объем переработки на российских НПЗ Группы в 2014 году практически не изменился по отношению к уровню предыдущего года и составил 45,3 млн т. Доля высокооктановых бензинов в общем выпуске бензинов российскими заводами Группы (не включая мини-нпз) выросла в 2014 году до 100,0%. Глубина переработки постепенно увеличивается по мере модернизации заводов Группы в 2014 году показатель вырос до 77,1% (75,7% в 2013 году) благодаря модернизации Волгоградского НПЗ (вовлечение в вакуумный газойль остатков производства масел, которые ранее размещались в мазут) и Ухтинского НПЗ (пуск установки висбрекинга гудрона позволил сократить производство мазута, увеличить производство дизельного топлива и вакуумного газойля). Капитальные затраты на российских НПЗ Группы составили в 2014 году млн долл. (1 393 млн долл. в 2013 году). Рост капитальных затрат был связан с продолжением строительства комплекса глубокой переработки вакуумного газойля на НПЗ в Волгограде, а также со строительством комплекса переработки тяжелых остатков и энергоблока на НПЗ в Перми. ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» Нефтеперерабатывающий завод топливно-масляного профиля Расположен в южном регионе России Перерабатывает смесь легких западно-сибирских и нижневолжских нефтей Нефть на завод поступает по нефтепроводу Самара Тихорецк Готовая продукция отгружается железнодорожным, речным и автомобильным транспортом Мощность 11,3 млн т/год Индекс сложности Нельсона 6,1 Основные конверсионные процессы установки коксования (2 шт. мощностью 24,0 тыс. барр./сут) ПЕРВИЧНАЯ НЕФТИ Газофракционирующая установка газойля Прокалка кокса Коксование масел Введен в эксплуатацию в 1957 году. В 1991 году завод вошел в состав Группы «ЛУКОЙЛ». В годах пущены станция смешения бензинов и эстакада слива нефти. В годах пущены установки гидроочистки дизельного топлива, стабилизации прямогонных бензинов и газофракционирования предельных углеводородных газов. В годах введена первая очередь установки прокалки кокса, построена установка каталитического риформинга. В 2007 году введена в эксплуатацию установка изомеризации мощностью 380 тыс. т/год. В 2008 году введен в эксплуатацию после реконструкции вакуумный блок установки АВТ-6. Введена в эксплуатацию автоматизированная станция смешения автобензинов (АССБ). В 2009 году были введены в эксплуатацию установки производства инертного газа и рекуперации паров на наливной эстакаде. Начато производство дизельного топлива под маркой «ЭКТО». В 2010 году введен в эксплуатацию блок концентрирования водорода, выполнена модернизация гидроочистки дизельного топлива. В 2011 году введена в эксплуатацию новая установка замедленного 38

5 коксования мощностью 1 млн т/год. В 2012 году году введена в эксплуатацию установка гидроочистки дизельного топлива мощностью 3,0 млн т/год. В 2013 году введена вторая нитка установки прокаливания кокса с увеличением мощностей по прокаливанию до 280 тыс. т/год, а так же линия фасовки масел в 216,5-л бочки; внедрена автоматическая линия АСУ «Склад» фасовки масел в 1,4,5-л канистры. В 2014 году в рамках выполнения ЕРС-контракта с компанией «Tecnicas Reunidas» (Испания) завершена поставка и монтаж всего основного оборудования установок гидрокрекинга и производства водорода Комплекса глубокой переработки вакуумного газойля (КГП ВГО). Заключен договор на выполнение строительномонтажных работ объектов общезаводского хозяйства КГП ВГО. Комплекс включает установку гидрокрекинга вакуумного газойля мощностью 3,5 млн т/г, установку производства водорода и серы. Пуск комплекса запланирован на 2016 год. Реализация проекта позволит значительно увеличить производство дизельного топлива, соответствующего стандарту ЕВРО-5. Первичная переработка нефти, млн т С середины 2008 года завод производит дизельное топливо с содержанием серы не более 50 ppm С 2008 года завод производит бензины в соответствии только со стандартом Евро-3 С 2012 года завод производит бензины в соответствии только со стандартом Евро-5. На заводе производятся минеральные, полусинтетические и синтетические смазочные масла, отвечающие российским и международным стандартам (API), объемом около 500 тыс. т/год Текущая модернизация Строительство новой установки первичной переработки нефти мощностью 6 млн т/год в 2015 году Мероприятия по обеспечению увеличения переработки нефти до 14,5 млн т/год к 2016 году Строительство комплекса глубокой переработки ВГО в 2016 году Справочник аналитика, стр. 41 Пермский НПЗ ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» Нефтеперерабатывающий завод топливно-маслянонефтехимического профиля Расположен в 9 км от г. Пермь Перерабатывает смесь нефтей с месторождений севера Пермской области и Западной Сибири Нефть на завод поступает по нефтепроводам Сургут Полоцк и Холмогоры Клин Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу Пермь Андреевка Уфа Мощность 13,1 млн т/год Индекс сложности Нельсона 8,1 Основные конверсионные процессы установки гидрокрекинга T-Star (65,2 тыс. барр./сут), каталитического крекинга (9,3 тыс. барр./сут), коксования (18,9 тыс. барр./сут) ПЕРВИЧНАЯ НЕФТИ Вакуумный газойль на ароматику Экстракция Каталитический крекинг Гидрокрекинг Производство масел Жирный газ с уст. АВТ Производство масел и коксования ШФЛУ Газопереработка Попутный нефтяной газ Пермский НПЗ С7 + Рафинат Бензол Толуол Сольвент Смесь газов Компонент бензина Дизтопливо Г/о вакуумный газойль Масла Дизтопливо газойля Керосин Легкий газойль Коксование Кокс Битум Масла Сжиженные углеводородные газы газовый стабильный Отбензиненный газ Облагораживание дистиллятов Введен в эксплуатацию в 1958 году. В 1991 году завод вошел в состав Группы «ЛУКОЙЛ». В годах реализована программа реконструкции коксовой установки, построена установка вакуумной дистилляции мазута, создано производство масел, введен комплекс природоохранных объектов. В 1999 году введена в строй установка по утилизации сероводорода и производству серной кислоты. В годах введен комплекс глубокой переработки нефти и реконструирован вакуумный блок установки АВТ-4, введен узел подачи присадок в дизтопливо на установке ЛУКОЙЛ на карте мира Разведка и добыча Переработка и сбыт Налоговое окружение в России Справочная информация 1 С ноября 2014 года в результате присоединения, в состав Пермского НПЗ вошли технологические объекты по переработке газа Пермского ГПЗ. 39

6 гидродеароматизации. В 2007 году введена в строй установка изомеризации мощностью по продукции 450 тыс. т/год. Увеличена мощность НПЗ до 12,4 млн т/год за счет реконструкции установок АВТ. В 2008 году мощность НПЗ была увеличена до 12,6 млн т/год. Проведена модернизация атмосферного блока установки АВТ-4 с увеличением мощности на 125 тыс. т/год. В 2011 году увеличена до 1 млн т/год мощность установки замедленного коксования. В 2012 году внедрена современная распределенная система управления на базе микропроцессорной техники на установках гидрокрекинга, производства водорода, узле подготовки сырья, установках деасфальтизации и депарафинизации. Текущая модернизация Строительство Комплекса переработки нефтяных остатков Реконструкция блока гидроочистки дизельного топлива ГДА установки гидрокрекинга Справочник аналитика, стр. 42 Нижегородский НПЗ В 2013 году выполнена модернизация установки гидроочистки дизельного топлива 24/7 с увеличением мощности на 0,3 млн т/год дизельного топлива Евро-5. В 2014 году было завершено техническое перевооружение вакуумного блока установки АВТ-4. На заводе продолжается модернизация технологических печей, направленная на повышение эффективности работы и сокращение выбросов в атмосферу. Первичная переработка нефти, млн т Была разработана и реализована новая схема вывода дизельной фракции как отдельного продукта. С 2004 года началось производство дизтоплива с содержанием серы 50 и 10 ppm (Евро-4 и Евро-5) С 2008 года началось производство бензинов только по стандартам Евро-3 С 2012 года завод производит бензины в соответствии только со стандартом Евро-5 Осуществляется производство минеральных, полусинтетических и синтетических смазочных масел, отвечающих российским и международным стандартам (API) Предприятие прошло сертификацию соответствия системы управления качеством по стандарту ISO 9001: ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» Нефтеперерабатывающий завод топливно-масляного профиля Расположен в г. Кстово Нижегородской области Перерабатывает смесь нефтей из Западной Сибири и Татарстана Нефть на завод поступает по нефтепроводам Альметьевск Нижний Новгород и Сургут Полоцк Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по трубопроводу Мощность 17,0 млн т/год Индекс сложности Нельсона 6,4 Основные конверсионные процессы установка каталитического крекинга (41,0 тыс. барр./сут), установка висбрекинга (42,2 тыс. барр./сут) ПЕРВИЧНАЯ НЕФТИ АВТ В 2014 году продолжались строительно-монтажные работы по проекту «Строительство Комплекса переработки нефтяных остатков», включающего установку замедленного коксования мощностью 2,1 млн т/год, установки гидроочистки дизельного топлива и производства водорода. Была введена в эксплуатацию воздушная компрессорная станция. Реализация проекта позволит прекратить производство мазута и увеличить выход светлых нефтепродуктов. При этом будут соблюдены текущие требования к промышленной безопасности и охране окружающей среды. Нижегородский НПЗ Абсорбционногазофракционирующая установка Алкилирование газойля ВГО Производство масел Каталитический крекинг Висбрекинг Введен в эксплуатацию в 1958 году. В 2001 году завод вошел в состав Группы «ЛУКОЙЛ». В годах реконструированы установки АВТ-5 и гидроочистки масел. Введено в эксплуатацию производство пищевых высокоочищенных парафинов. Увеличен объем выработки и экспорта парафина. В 2004 году введена в строй установка каталитического риформинга мощностью

7 1 млн т/год. В 2006 году введена установка изомеризации бензинов проектной мощностью 440 тыс. т/год, что позволило осуществить переход на выпуск автобензинов, соответствующих стандарту Евро-3. Модернизирован атмосферный блок АВТ-6, мощность установки увеличена до 9 млн т/год. Реконструированы установки гидроочистки, что позволило начать выпуск дизельного топлива по стандарту Евро-5. В 2008 году введена установка висбрекинга гудрона мощностью 2,4 млн т/год. Это позволило значительно повысить выпуск вакуумного газойля (на 860 тыс. т/год) и снизить выпуск топочного мазута (на 930 тыс. т/год), что способствовало увеличению рентабельности завода. В 2009 году организовано производство брендового автомобильного бензина ЭКТО-98 с улучшенными свойствами. В 2010 году на НПЗ введен в эксплуатацию Комплекс каталитического крекинга вакуумного газойля. С вводом Комплекса производство высокооктановых автомобильных бензинов на предприятии выросло на 1,4 млн т/год, дизельного топлива на 400 тыс. т/год, а выход светлых нефтепродуктов увеличился на 12%. Проведена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24/2000. В 2011 году введена в эксплуатацию установка фтористоводородного алкилирования. В 2012 году завершена реконструкция АВТ-5. На установке АВТ-1 внедрена современная распределенная система управления на базе микропроцессорной. В 2013 году организовано производство топлива судового маловязкого. Завершено расширение резервуарных парков хранения нефти и нефтепродуктов, позволяющий обеспечить резерв по нефти, а так же оптимизировать логистику мазута. Внедрены система улучшенного управления на установке каталитического риформинга и изомеризации. В 2014 году выполнена поставка основного технологического оборудования для Комплекса каталитического крекинга 2, введены основные инфраструктурные объекты Комплекса. Выполнена поставка критического оборудования для вакуумного блока ВТ-2. В долгосрочной перспективе планируется строительство Комплекса гидрокрекинга остатков, в состав которого входят мощности гидрокрекинга остатков, гидроочистки дизельного топлива, производства водорода и серы. Реализация проекта позволит значительно увеличить выход светлых нефтепродуктов и свести к минимуму производство темных нефтепродуктов, перейдя в т. ч. на выпуск низкосернистого мазута. Первичная переработка нефти, млн т С 2004 года завод производит дизельное топливо с содержанием серы 50 ppm (Евро-4) С 2006 года завод производит бензины в соответствии со стандартом Евро-3 и дизельное топливо по стандарту Евро-5 С 2011 года завод производит бензины по стандарту Евро-5 Предприятие прошло сертификацию по стандарту ISO 9001:2000 Текущая модернизация Строительство в 2015 году второго Комплекса каталитического крекинга ВГО Строительство вакуумного блока Проектная проработка Комплекса гидрокрекинга остатков Справочник аналитика, стр. 43 Ухтинский НПЗ ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» Нефтеперерабатывающий завод топливного профиля Расположен в центральной части Республики Коми Перерабатывает смесь нефтей с месторождений Республики Коми Нефть на завод поступает по нефтепроводу Уса Ухта Готовая продукция отгружается железнодорожным и автомобильным транспортом Мощность 1 4,0 млн т/год Индекс сложности Нельсона 3,8 Основные конверсионные процессы установка висбрекинга (14,1 тыс. барр./сут) ПЕРВИЧНАЯ НЕФТИ Ухтинский НПЗ Гидродепарафинизация Висбрекинг гудрона ЛУКОЙЛ на карте мира Разведка и добыча Переработка и сбыт Налоговое окружение в России Справочная информация 1 Без учета мощности АВТ (вакуумного блока). 41

8 Мини-НПЗ в Урае Введен в эксплуатацию в 1934 году. В 1999 году завод вошел в состав Группы «ЛУКОЙЛ». В годах реконстуирована установка АТ-1, введена установка гидродепарафинизации дизтоплива. В 2004 году введена эстакада слива нефти и налива темных нефтепродуктов. Завершен первый этап реконструкции комплекса каталитического риформинга, что увеличило мощность процесса на 35 тыс. т/год. В 2005 году введен блок для повышения концентрации водорода на установке гидродепарафинизации, мощность 250 тыс. т/год арктического топлива. В 2006 году построена вторая очередь комплекса эстакады слива и налива нефти и нефтепродуктов мощностью 4 млн т/год. Завершено перевооружение установки каталитического риформинга, мощность увеличена с 300 до 380 тыс. т/год. В 2007 году пущена установка висбрекинга гудрона мощностью 800 тыс. т/год, что позволило увеличить производство вакуумного газойля. В 2009 году завершено строительство блока изомеризации. Проектная мощность блока по сырью составляет 120 тыс. т/год. В 2012 году завершено техническое перевооружение реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива ГДС-850. Мини-НПЗ в Урае «Урайнефтегаз» Нефтеперерабатывающий завод топливного профиля Расположен в Урае Перерабатывает смесь местных нефтей Мощность 100 тыс. т/год Введен в эксплуатацию Группой «ЛУКОЙЛ» в 1995 году Каталитический риформинг ПЕРВИЧНАЯ НЕФТИ АТ В 2013 году введена в эксплуатацию установка АВТ после реконструкции, увеличена мощность вакуумного блока до 2 млн т/год. Завершен проект по строительству узла слива газового конденсата. В 2014 году продолжалось техническое перевооружение предприятия приведение мощностей в соответствие с современными нормами и правилами. Мини-НПЗ в Когалыме Мини-НПЗ в Когалыме На заводе планируется строительство газофракционирующей установки, блока демеркаптанизациии керосиновой фракции, блока выделения изопентанов. Нефтеюганск Первичная переработка нефти, млн т «Когалымнефтегаз» С 2003 года завод перешел на выпуск зимних и арктических марок дизельного топлива С 2005 года начато производство дизельного топлива с содержанием серы 50 и 10 ppm С 2009 года начато производство бензинов, соответствующих стандартам Евро-3 и Евро-4 С 2012 года завод производит бензины в соответствии со стандартом Евро-5 Справочник аналитика, стр. 44 Нефтеперерабатывающий завод топливного профиля Расположен в Когалыме Перерабатывает смесь местных нефтей Мощность 350 тыс. т/год Введен в эксплуатацию Группой «ЛУКОЙЛ» в 1997 году Каталитический риформинг на облагораживание ПЕРВИЧНАЯ НЕФТИ ЭЛОУ АВТ ШФЛУ ШФУ Справочник аналитика, стр

9 Зарубежные НПЗ Объем переработки на зарубежных НПЗ Группы в 2014 году незначительно вырос (на 0,9%) и составил 21,3 млн т. Снижение производства нефтепродуктов на НПЗ Zeeland на 20,3% вследствие ремонтов во втором квартале 2014 года было компенсировано ростом объёмов производства на ISAB. Уровень безвозвратных потерь в 2014 году на собственных заводах Группы составил 0,76%. Глубина переработки возросла до 87,4% благодаря улучшению структуры выходов технологических установок на НПЗ в Плоешти (Румыния). Это позволило прекратить производство товарного мазута, увеличив производство моторных топлив. Выход светлых нефтепродуктов в 2014 году составил 72,2%. Капитальные затраты НПЗ Группы за рубежом составили в 2014 году 627 млн долл. (791 млн долл. в 2013 году). Основной инвестиционный проект за рубежом реализуется на НПЗ в Бургасе (Болгария). В 2014 году здесь были завершены строительномонтажные работы по установке производства газовой серы в рамках реализации проекта строительства Комплекса переработки тяжелых остатков. НПЗ в Плоешти «Петротел ЛУКОЙЛ» СА, Румыния Нефтеперерабатывающий завод топливного профиля Расположен в г. Плоешти (в центральной части Румынии), в 55 км от г. Бухарест Перерабатывает нефть сорта Юралс (российскую экспортную смесь) и нефть с румынских месторождений Нефть на завод поступает по нефтепроводу из порта Констанца на Черном море. Румынская нефть поступает также по ж/д. Готовая продукция отгружается железнодорожным и автомобильным транспортом Мощность 2,4 млн т/год Индекс сложности Нельсона 10,0 (наибольший показатель среди НПЗ Группы «ЛУКОЙЛ») Основные конверсионные процессы установка каталитического крекинга (18,5 тыс. барр./сут) и коксования (10,5 тыс. барр./сут) НПЗ в Плоешти Введен в эксплуатацию в 1904 году. В 1999 году завод вошел в состав Группы «ЛУКОЙЛ». В 2001 году освоено производство бензина АИ-98 и малосернистого дизельного топлива (не более 0,035%). В 2001 году завод был остановлен на реконструкцию (модернизированы установки первичной переработки нефти, гидроочистки, риформинга, коксования, каталитического крекинга, газофракционирования и изомеризации, построены установки гидроочистки бензина каталитического крекинга, получения водорода). В 2004 году завод был пущен в эксплуатацию. В 2006 году введена установка по производству добавок МТБЭ/ТАМЭ. В 2007 году запущен турбогенератор мощностью 25 МВт. В 2009 году была завершена реконструкция установок гидроочистки дизельного топлива, каталитического крекинга, гидроочистки бензина каталитического крекинга и производства МТБЭ/ТАМЭ, а также вакуумного блока установки АВТ-1. Было завершено строительство установки по производству водорода, что обеспечило возможность производства топлив стандарта Евро-5. В 2010 году смонтированы 2 новые коксовые камеры установки замедленного коксования. В 2011 году организовано производство пропилена с содержанием серы менее 5 ppm. В 2012 году была завершена реконструкция аминового блока. Была внедрена система улучшенного управления на установке АВТ-3, позволяющая увеличить выхода товарной продукции. В 2013 году завершены проекты по повышению степени рекуперации C3+ из сухого газа каталитического крекинга, завершена модернизация очистных сооружений. Также был проведен капитальный ремонт предприятия с реконструкцией установки каталитического крекинга и выполнена замена каталитической системы установки гидроочистки дизельного топлива, что позволило перейти на безмазутную схему производства и существенно увеличить глубину переработки и выход светлых нефтепродуктов. В 2014 году успешно реализованы мероприятия Дорожной карты по повышению экономической эффективности предприятия. ПЕРВИЧНАЯ НЕФТИ Первичная переработка нефти, млн т С 2009 года на предприятии полностью производятся бензины и дизельное топливо, соответствующие стандартам Евро-5 Текущая модернизация Газофракционирующая установка бензина крекинга Каталитический крекинг Производство эфиров газойля Коксование Строительство установки очистки дымовых газов каталитического крекинга Справочник аналитика, стр. 46 Облагораживание дистиллятов ЛУКОЙЛ на карте мира Разведка и добыча Переработка и сбыт Налоговое окружение в России Справочная информация 43

10 НПЗ в Бургасе «ЛУКОЙЛ Нефтохим Бургас», АД Болгария Нефтеперерабатывающий завод топливно-нефтехимического профиля Расположен на побережье Черного моря, в 15 км от г. Бургас Перерабатывает нефть различных сортов (в т. ч. российские экспортные сорта), мазут Нефть на завод поступает по трубопроводу из нефтетерминала Росенец Готовая продукция отгружается железнодорожным, морским и автомобильным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу в центральные регионы страны Мощность 9,8 млн т/год Индекс сложности Нельсона 8,9 Основные конверсионные процессы установка каталитического крекинга (37,1 тыс. барр./сут) и висбрекинга (26,4 тыс. барр./сут) ПЕРВИЧНАЯ НЕФТИ АВТ Пропанбутан Прямогонный бензин Абсорбционногазофракционирующая установка Пропан-бутан Центральная газофракционирующая установка газойля ВГО Висбрекинг Углеводородные газы Сжиженные углеводородные газы Н-бутан н-бутана Бутилены Каталитический крекинг НПЗ в Бургасе Пропилен Изо-бутан Алкилирование Бутилены Производство эфиров бензина крекинга Производство полипропилена Полипропилен Введен в эксплуатацию в 1964 году. В 1999 году завод вошел в состав Группы «ЛУКОЙЛ». В годах начат выпуск высококачественных бензинов облегченного фракционного состава, освоен выпуск пяти видов новой продукции европейского качества, в том числе соответствующей требованиям EN-228 и EN-590. В 2004 году реконструирована установка каталитического риформинга, мощность увеличена до 600 тыс. т/год, реконструирована установка каталитического крекинга. В 2005 году реконструирован регенератор установки каталитического крекинга, введена система изменения структуры топлива ТЭЦ с учетом рыночных цен на котельное топливо и газ, построена установка по производству газовой серы мощностью 30 тыс. т/год. В годах завершен проект по снижению выбросов в атмосферу и завершено строительство установки изомеризации н-бутана мощностью 50 тыс. т/год. В 2009 году завершена модернизация установки гидроочистки дизельного топлива для выпуска топлива по стандарту Евро-5, введена в эксплуатацию новая установка сернокислотного алкилирования мощностью 300 тыс. т/год. В 2010 году введены в эксплуатацию установки гидроочистки дизельного топлива, гидроочистки бензина каталитического крекинга, а также установка регенерации серной кислоты. В 2011 году завершен проект по оптимизации схемы отгрузки котельного топлива на нефтяном терминале «Росенец». В 2013 году завершены проекты по приведению узлов учета в соответствие с требованиями национального налогового законодательства. В 2014 году в рамках реализации Комплекса переработки тяжелых остатков (КПТО) завершены строительно-монтажные работы по установке производства газовой серы (ГС-4). Введен в эксплуатацию трубопровод природного газа. Произведен ввод в эксплуатацию котла-утилизатора установки каталитического крекинга, а также систем очистки дымовых газов печей сжигания отходов. Завершение строительства Комплекса переработки тяжелых остатков запланировано на 2015 год. Цель проекта увеличение конверсии нефтяного сырья на НПЗ, отказ от производства высокосернистых топочных мазутов, повышение выработки дизельных топлив, соответствующих стандарту ЕВРО-5. Основным объектом Комплекса станет установка гидрокрекинга гудрона H-Oil мощностью 2,5 млн т/год. Первичная переработка нефти, млн т С 2003 года завод полностью перешел на выпуск высокооктановых неэтилированных бензинов и увеличил производство дизельного топлива с содержанием серы не более 0,035% С 2009 года завод выпускает автобензины и ДТ в соответствии с европейскими стандартами Евро-5, весь объем для реализации на территории ЕС Текущая модернизация Ввод в эксплуатацию Комплекса переработки тяжелых остатков Ввод в эксплуатацию установки производства газовой серы Модернизация логистической инфраструктуры ПТ Росенец Модернизация морской части и резервуарного парка НТ Росенец Справочник аналитика, стр

Http://docplayer. ru/52757861-Raspredelenie-pererabotki-nefti-po-npz-gruppy-lukoyl. html

В конце 2016 г. компания группы «ЛУКОЙЛ» заключила соглашение по переработке нефти с НПЗ в Канаде, рассчитанное до 2019 г., сообщила компания в отчете по МСФО за I квартал 2017 г. В отчетном квартале производство нефтепродуктов по этому соглашению составило 1,336 млн т. Название НПЗ и своей структуры, заключившей контракт, «ЛУКОЙЛ» не раскрывает.

За рубежом торговые операции «Лукойла» осуществляет его «дочка» – Litasco (штаб-квартира в г. Хьюстоне, США). Согласно отчету, в I квартале 2017 г. переработка на сторонних НПЗ увеличилась до 1,396 млн с 92 000 т в I квартале 2016 г. Группа перерабатывает нефть на сторонних заводах в Белоруссии и Казахстане. Собственные заводы за рубежом у нее есть в Болгарии, Румынии, Италии, Нидерландах.

Выручка «Лукойла» от оптовой реализации нефтепродуктов за пределами России выросла на 28,3% до 714,3 млрд руб. в результате роста цен и продаж, говорится в отчете. Так, цены реализации, выраженные в долларах и рублях, возросли на 48,4 и 17% соответственно. В целом переработка нефти выросла на 9,5% до 17,6 млн т. Представитель «Лукойла» отказался комментировать контракт.

«ЛУКОЙЛ» Нефтяная компания Акционеры: менеджмент (34,5%), Lukoil Investments Cyprus Ltd. (16,2%), остальные акции в свободном обращении. Капитализация (LSE) – $42,3 млрд. Выручка (МСФО, I квартал 2017 г.) – 1,4 трлн руб., Чистая прибыль – 62,3 млрд руб.

В ноябре 2016 г. Reuters со ссылкой на источники сообщало, что «ЛУКОЙЛ» и канадская NARL Refining подписали контракт по поставке нефти на НПЗ Come by Chance. Завод расположен в провинции Ньюфаундленд и Лабрадор на Атлантическом побережье. Мощность завода к концу 2016 г. составила 130 000 барр. в сутки (6,5 млн т в год), говорится на сайте NARL Refining. Получить комментарии его представителя не удалось. Новое соглашение о поставках дает NARL Refining больше контроля над тем, какая нефть проходит через завод, больше участия в вопросах продажи переработанных продуктов, говорил источник агентства.

Между прежними поставщиком нефти – британской ВР и владельцами завода – SilverRange Capital Partners LLC идет судебный спор по поводу отбора поставляемой нефти и процессов переработки. Поводом для разбирательств в суде стали утверждения BP о том, что NARL Refining управляет заводом по высоким ставкам, что не является экономичным. Использование специальной статьи в контракте позволило бы NARL получать большую прибыль от переработки нефти в объеме более 90 000 барр. В ответной жалобе NARL утверждала, что BP поставляет нефть низкого качества, что приводит к повреждению перерабатывающего оборудования. Перерабатывающие мощности Канады – 1,96 млн барр. в сутки (98,3 млн т), добыча – 215,5 млн т (данные ВР за 2015 г).

«У «Лукойла» давно принята стратегия по увеличению бизнеса за пределами России. Этот контракт – часть стратегии и попытка закрепиться на новом рынке», – считает эксперт Энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Екатерина Грушевенко.

Перерабатывать нефть дешевле всего там, где есть потребитель, производить бензин экономически рентабельно в пределах 300–400 км от АЗС, а у «Лукойла» есть заправочные станции в США, размышляет портфельный управляющий GL Asset Management Сергей Вахрамеев. На продажу нефтепродуктов в США у компании приходится 3% от общего объема, говорится на сайте «Лукойла», а сбытовая сеть в США находится в 11 штатах, вполне возможно, что часть АЗС расположена на границе с Канадой (локализация не раскрывается), тогда это имеет смысл, предполагает Вахрамеев.

Http://nangs. org/news/business/lukojl-pererabotaet-neft-v-kanade

В 2008 году группа «ЛУКОЙЛ» продолжала предпринимать активные шаги по развитию сегмента переработки нефти, как за счет модернизации и расширения перерабатывающих мощностей, так и за счет участия в новых перспективных проектах.

В 2005 году ЛУКОЙЛ первым из российских нефтяных компаний начал крупномасштабное производство дизельного топлива ЛУКОЙЛ Евро-4 с улучшенными экологическими характеристиками на своих российских заводах. Это топливо соответствует европейским экологическим требованиям для дизельного топлива ЕN-590:2004, действующим в странах Европейского Союза с 2005 года. Помимо продления срока службы двигателя и экономии топлива, использование дизельного топлива ЛУКОЙЛ Евро-4 приводит к снижению выбросов канцерогенных веществ в атмосферу более чем в 2 раза. В 2008 году объем производста дизельного топлива, соответствующего стандарту Евро-4, на российских заводах Компании составил 3,7 млн т. Кроме того было произведено 3,2 млн т дизельного топлива, соответствующего стандарту Евро-5.

В 2006 году ЛУКОЙЛ начал производство бензина, соответствующего требованиям европейского стандарта Евро-3. На основе новых бензинов ЛУКОЙЛ разработал бренд «ЭКТО» (экологическое топливо). На АЗС Компании в России началась реализация бензинов «ЭКТО-92» и «ЭКТО-95». Для улучшения эксплуатационных характеристик новых бензинов в них дополнительно вводится многофункциональный пакет присадок, способствующий улучшению моющих, антикоррозионных и других свойств. Выведение на рынок брендового топлива стало важным шагом в развитии сбытового сектора Компании.

В 2008 году наблюдался устойчивый рост розничных продаж топлив под маркой «ЭКТО» – было реализоваано 734 тыс. т ЭКТО-бензинов, что на 62% превышает уровень 2007 года, и 709 тыс. т ЭКТО-дизтоплива, что в 2,7 раза больше, чем в 2007 году. Расширяется и география реализации новых топлив: если в 2007 году число АЗС, реализующих ЭКТО-бензины и ЭКТО-дизтоплива составляло 158 и 286 станций соответственно в 12 регионах страны, то в 2008 году оно достигло 433 и 737 АЗС в 27 регионах России.

В июне 2008 года в рамках реализации стратегии Группы по развитию нефтеперерабатывающего сегмента в Западной Европе было подписано соглашение с итальянской компанией ERG S. p.A. о создании совместного предприятия по управлению нефтеперерабатывающим комплексом ISAB (о. Сицилия, Италия).

Нефтеперерабатывающий комплекс ISAB является одним из крупнейших и самых высокотехнологичных в Средиземноморском регионе. Приобретение доли в комплексе способствовало увеличению нефтеперерабатывающих мощностей компании «ЛУКОЙЛ» в целом на 13%, зарубежных – на 60%.

Http://studbooks. net/781182/ekonomika/pererabotka

Современная нефтяная компания – это нечто большее, чем сложнейшие высокие технологии на всех стадиях от разведки месторождений до транспортировки и переработки нефти плюс не менее сложная система управления и принятия решений. Крупная нефтяная компания сегодня – это прежде всего высочайшая ответственность, поскольку ее сверхзадача – бережное использование подземных богатств, эффективное превращение их в необходимый потребителю конечный продукт и его своевременная доставка по назначению. Масштаб этой деятельности – в прямом географическом смысле и в финансовом измерении – столь велик, что неизбежно воздействует на жизнь всей страны, а иногда и планеты. Хорошо известно, под каким пристальным (и иногда и пристрастным) вниманием прессы, экологов, просто активных граждан работает вся нефтяная отрасль. Не стоит забывать и про ответственность компании перед своими акционерами.

Требования и принципы устойчивого развития крупных промышленных, в том числе нефтяных компаний стали сейчас актуальными для большинства стран мирового сообщества. Но можно ли их применить к условиям России, находящейся в переходном периоде к рыночному хозяйству? Опыт крупнейшей нефтяной компании России «ЛУКойл» говорит, что это не только можно, но и нужно. Что переход к устойчивому развитию крупных промышленных, в том числе нефтяных компаний – основной путь для российской экономики.

НК «ЛУКойл» – ведущая вертикально-интегрированная нефтяная компания в России. На ее долю приходится 17,5% добычи нефти и 11% нефтепереработки в стране. По объему реализации за 1996 г. компания занимает третье место в рейтинге журнала "Эксперт".

НК ЛУКОЙЛ первой среди российских нефтяных компаний завершила в 1997 г. переход на единую акцию.

Компания создана в апреле 1993 г. на основе государственного концерна Лангепас-Урай-Когалымнефтегаз. В 1995 г. постановлением правительства к ней были присоединены еще четыре добывающие компании и ряд сбытовых и сервисных предприятий. Сейчас в состав консолидированной группы ЛУКОЙЛ входят 24 предприятия, из них: 6 нефтегазодобывающих – ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", ОАО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть", ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь", ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжнскнефть", ОАО"ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть", ОАО "ЛУКОЙЛ-Астрахньморнефть"; 2 нефтеперерабатывающих завода – ООО"ЛУКОЙЛ–Волгограднефтепереработка" и ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез", нефтесбытовые и сервисные предприятия. (См. Схему 1.) Кроме того, ЛУКОЙЛУ принадлежит более 100 дочерних компаний и совместных предприятий, не входящих в консолидированную группу. ЛУКОЙЛ владеет крупнейшими запасами нефти и газа в мире среди частных компаний; на начало 1997 г. Доказанные запасы компании на территории России составили более 1,5 млрд. тонн., общие запасы нефти превышают 2,3 млрд. т. В январе 1998 г. НК ЛУКОЙЛ провела переговоры с компанией "Miller & Lents" по поводу аудита запасов ЛУКОЙЛа вне России. Руководство ЛУКОЙЛа надеется, что после проведения оценки доказанные запасы компании возрастут в 1,5 раза.

Темпы развития компании в последние годы опережают средние российские и отраслевые показатели, что усиливает конкурентоспособные позиции НК ЛУКОЙЛ и ее роль в российской экономике. В последние годы компания усиливает свои позиции за рубежом, стремясь стать полноценной транснациональной корпорацией. В настоящее время нефтяная компания имеет доли в международных проектах на шельфе Каспия, в Казахстане, Египте, Тунисе. В марте 1997 г. компания получила 52,5% в соглашении о разделе продукции по разработке крупнейшего в Ираке месторождения нефти Западная Курна.

Большую часть в общей добыче НК ЛУКОЙЛ составляет нефть, добываемая в Западной Сибири (почти 80%). В 1997 г. увеличилась доля нефти, добываемой совместными предприятиями (9%) и за рубежом (0,9%). Себестоимость нефти НК – одна из самых низких в стране.

С 1995 г. добыча нефти НК ЛУКОЙЛ росла, но в текущем году увеличения добычи не ожидается в связи с неблагоприятной конъюнктурой – резким понижением мировых цен на нефть.

Http://mirznanii. com/a/188773/vink-lukoyl

В конце 2016 г. компания группы «Лукойл» заключила соглашение по переработке нефти с НПЗ в Канаде, рассчитанное до 2019 г., сообщила компания в отчете по МСФО за I квартал 2017 г. В отчетном квартале производство нефтепродуктов по этому соглашению составило 1,336 млн т. Название НПЗ и своей структуры, заключившей контракт, «Лукойл» не раскрывает.

За рубежом торговые операции «Лукойла» осуществляет его «дочка» – Litasco (штаб-квартира в г. Женева, Швейцария). Согласно отчету, в I квартале 2017 г. переработка на сторонних НПЗ увеличилась до 1,396 млн с 92 000 т в I квартале 2016 г. Группа перерабатывает нефть на сторонних заводах в Белоруссии и Казахстане. Собственные заводы за рубежом у нее есть в Болгарии, Румынии, Италии, Нидерландах.

Акционеры: менеджмент (34,5%), Lukoil Investments Cyprus Ltd. (16,2%), остальные акции в свободном обращении.

В ноябре 2016 г. Reuters со ссылкой на источники сообщало, что «Лукойл» и канадская NARL Refining подписали контракт по поставке нефти на НПЗ Come by Chance. Завод расположен в провинции Ньюфаундленд и Лабрадор на Атлантическом побережье. Мощность завода к концу 2016 г. составила 130 000 барр. в сутки (6,5 млн т в год), говорится на сайте NARL Refining. Получить комментарии его представителя не удалось. Новое соглашение о поставках дает NARL Refining больше контроля над тем, какая нефть проходит через завод, больше участия в вопросах продажи переработанных продуктов, говорил источник агентства.

Исправленная версия. Первоначальный опубликованный вариант можно посмотреть в архиве «Ведомостей» (смарт-версия)

Http://www. vedomosti. ru/business/articles/2017/05/31/692253-lukoil-pererabotaet

Итоги 2014 года: списания привели к снижению прибыли более чем на треть 1446

Лукойл раскрыл консолидированную финансовую отчетность за 2014 год.

Совокупная выручка компании прибавила 1.9%, составив $144 млрд. Выручка от продаж нефти выросла почти на 36%, составив $37 млрд, чему способствовал рост добычи компании до 97.2 тонн (+7%). Увеличение добычи связано с получением компенсационной нефти в размере 6 млн т по месторождению «Западная Курна-2» в Ираке. Напомним, что ЛУКОЙЛ, как оператор данного месторождения, получил право на возмещение расходов на добычу и затрат по запуску месторождения в эксплуатацию после достижения суточной добычи 120 тыс. баррелей и удержания добычи не ниже этого уровня в течение 90 дней. Возмещение затрат происходит в натуральном выражении, то есть, в тоннах нефти. В дальнейшем ЛУКОЙЛ будет получать возмещение затрат на добычу, а также вознаграждение в размере $1.15 доллара за баррель за весь объем добытый сверх уровня 120 тыс. баррелей в сутки. Согласно планам компании, Лукойл в 2015 году выйдет на объемы добычи на уровне 400 тыс. баррелей в день (20 млн тонн нефти), а в 2017 – на уровень 1.2 млн баррелей в день.

Также росту добычи способствовало приобретение ЗАО «Самара-Нафта» и увеличение доли владения в ЗАО «Кама-ойл» во втором квартале 2013 года. В основном регионе добычи компании – Западной Сибири – добыча снизилась на 2.8% – до 46.8 млн тонн.

Кроме того, компания в отчетном периоде увеличила объемы закупок нефти почти в 2 раза – до 33.6 млн тонн. Существенная часть увеличенного объема закупок предназначалась для перепродаж. Средняя цена реализации нефти на международные рынки уменьшилась для компании на 9.5% – до $97.2 за баррель.

Производство нефтепродуктов увеличилось на 0.3% – до 65.8 млн тонн. Продажи нефтепродуктов при этом выросли на 0.8% – до 118.2 млн тонн. Выручка от реализации нефтепродуктов уменьшилась на 5.8% – до $99.8 млрд, средние цены реализации нефтепродуктов на международных рынках для компании снизились на 6.2% – до $801.5 за тонну.

Выручка от продуктов нефтехимии снизилась на 39.1% – до $1.1 млрд вследствие пожара и остановки производства на «Ставролене», запустить который планируется весной 2015 года.

Операционные расходы составили $137 млрд, прибавив 4.4%. Основным драйвером выступили расходы на покупку нефти и нефтепродуктов, составившие $71.2 млрд, что связано с увеличением закупок нефти. Неприятным сюрпризом оказались убытки от выбытия и снижения стоимости активов, составившие в отчетном периоде около $1.7 млрд, основная часть которого пришлась на Центрально-Астраханское газоконденсатное месторождение.

Напомним, что компания предоставляет отчетность в долларах США, а около 90-95% операционных затрат компании – рублевые, в связи с чем в 2015 году можно ожидать снижения абсолютных цифр. Отчасти этот эффект можно было наблюдать и в 2014 году – статьи затрат (за исключением амортизации и расходов на покупку нефти и нефтепродуктов) показали динамику близкую к нулевой, вследствие ослабления рубля.

В итоге операционная прибыль компании сократилась почти на треть – до $7 млрд. По сравнению с третьим кварталом, долговая нагрузка компании почти не изменилась, в целом за 2014 года – выросла на $2.7 млрд. В итоге процентные расходы прибавили около трети, составив порядка $640 млн. При этом ЛУКОЙЛ в будущем планирует сокращать долговое бремя.

Процентные доходы и доходы от участия в прибыли совместных компании составили $827 млн, незначительно увеличившись, по сравнению с 2013 годом. Убыток по курсовым разницам составил $355 млн. В итоге чистая прибыль компании снизилась на 38% – до $4.7 млрд. Таким образом, ROE компании в 2014 году составил 6%.

Отчетность показала относительное устойчивое финансовое положение компании, которое должно укрепиться после ввода в эксплуатацию месторождений в Ираке. Мы также положительно оцениваем продажу ряда активов в Восточной Европе, регионе, весьма подверженном геополитическим рискам. Налоговый маневр в нефтяной отрасли не должен оказать значительного негативного влияния на компанию – к 2021 году ЛУКОЙЛ планирует отказаться от продаж мазута сторонним покупателям, а в ближайшие годы они будет существенно снижены.

Интерес к компании будет поддержан намерением сократить программу капитальных вложений, а также наращивать дивидендные выплаты. По нашим оценкам, дивиденд за второе полугодие 2014 года может составить порядка 70 рублей. Напомним, что Лукойл выплатил 50 и 60 рублей соответственно по итогам первого и второго полугодия 2013 года, и 60 рублей по итогам первого полугодия 2014 года.

Мы считаем, что компании по силам в будущем демонстрировать стабильный ROE выше 15%, в данный момент акции компании торгуются c P/BV около 0.55 P/BV и являются одним из наших приоритетов в нефтегазовом секторе.

Http://bf. arsagera. ru/dobycha_pererabotka_nefti_i_gaza/lukojl/itogi_2014_goda_spisaniya_priveli_k_snizheniyu_pribyli_bolee_chem_na_tret/

Поделиться ссылкой: