Мини нпз казахстан – Технологии и товары

В 2016 году переработка нефти на Мини-НПЗ Казахстана составила около 470 тыс. т нефти.

По данным министерства на территории республики зарегистрированы и имеют паспорта производства 34 мини-НПЗ. Согласно паспортам производства, мини-НПЗ имеют техническую возможность переработать 6,5 млн. т нефти в год, однако в 2015 году фактически переработано 458,5 тыс. т, что составляет 3% от общего объема переработки нефти в стране.

В 2016 году переработка на мини-МНЗ увеличилась до 469, 7 тыс. т. Из этого количества было выработано 13,6 тыс. т бензинов (2,9%), 153,8 тыс. т ДТ (32,8%), 7,1 тыс. т керосина (18,7%), а также почти 88 тыс. т мазута (18,7%). Остальные 55,9% переработанного сырья приходится на другие продукты (включают в себя объемы производства полученных путем компаундирования.).

В Минэнерго Казахстана отмечают, что выработка востребованных видов нефтепродуктов на мини-НПЗ незначительная. Так как, технологические установки на мини-НПЗ не позволяют выработать больше светлых видов нефтепродуктов. Они в основном вырабатывают темные нефтепродукты, печное топливо, ДТ, керосин. При этом часто полученный ими мазут закупался и перерабатывался дополнительно за пределами Казахстана.

Напомним, в начале марта 2017 года министр энергетики Казхастана Канат Бозумбаев на сообщил, что страна намерена выйти на самообеспечение топливом к 2019 году. Как отметил Бозумбаев, к этому сроку рост объемов переработки нефти должен увеличиться с нынешних 14,5 до 17,5 млн т в год. На сегодняшний день в республике работают 3 крупные предприятия по переработке нефти: Шымкентский и Атырауский НПЗ, а также Павлодарский НХЗ.

Http://www. nefterynok. info/novosti/v-2016-godu-34-mini-npz-kazahstana-pererabotali-okolo-470-tys-t-nefti-

Мини-НПЗ Казахстана перерабатывают в 14 раз меньше нефти, чем могут, передает LS со ссылкой на министерство энергетики.

Всего в государстве зарегистрированы и имеют паспорта производства 34 мини-НПЗ. Согласно паспортам, у них есть техническая возможность перерабатывать 6,5 млн тонн нефти в год. Однако в 2016 году фактически переработано 469,7 тыс. тонн, что составляет около 3% от общего объема переработки нефти в стране.

При этом в 2016 году было произведено 13,6 тыс. тонн бензина (2,8%), 153,8 тыс. тонн дизтоплива утяжеленного фракционного состава, не соответствующего Евро-2 (32,8%), 7 тыс. тонн керосина, 87,9 тыс. тонн мазута (18,7%) и 55,9% прочих нефтепродуктов.

“Выработка востребованных видов нефтепродуктов на мини-НПЗ незначительная. Так как, технологические установки на мини-НПЗ не позволяют выработать больше светлых видов нефтепродуктов”, – пояснили в ведомстве.

Также Минэнерго сообщило что принимаются все необходимые меры для улучшения ситуации на внутреннем рынке ГСМ и переработки нефти. В частности, министерство ведет работу:

– по внесению изменений в действующие нормативно-правовые акты в части сокращения перечня нефтепродуктов до уровня, который не будет создавать препятствия для работы как мини-НПЗ, так и для крупных.

– внесения изменений в закон для исключения существующих барьеров.

Кроме того, проводятся меры по улучшению экономики при поставке нефти на внутренний рынок.

В настоящее время при плане поставки нефти на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) 14,5 млн тонн в год, средняя нагрузка на недропользователей по поставкам нефти на НПЗ без учета Тенгизского, Северо-Каспийского и Карачаганакского проектов составляет порядка 40% – 60% от добычи. Действующие контракты на недропользование были подписаны в 90-х, 2000-х годах и не учитывают текущие реалии.

В целях улучшения экономической привлекательности поставок нефти на внутренний рынок министерством энергетики совместно с заинтересованными государственными органами и организациями ведется политика полной либерализации рынка нефтепродуктов и газа. В связи с чем для недропользователей приняты следующие меры:

Отменено государственное регулирование цен на дизельное топливо и на бензин марки Аи-92/93. В 2017 году после процедуры согласования планируется дерегулирование бензина марки Аи-80 (единственный нефтепродукт, цена которого регулируется министерством); Снижена экспортная таможенная пошлина на мазут с $60 до $30 за тонну. Отпускная цена на мазут для прохождения отопительного периода, а также цена дизельного топлива для проведения полевых работ утверждены на уровне рыночной. Увеличена предельная оптовая цена реализации сжиженного нефтяного газа от заводов-производителей для внутреннего рынка.

“При этом вышепринятые меры недостаточны для нивелирования экономической привлекательности поставок нефти на внутренний рынок по сравнению с экспортными направлениями”, – заметили в Минэнерго.

В связи с чем, ведоство предложило следующие меры по обеспечению внутреннего рынка нефтью до 2030 года:

1. Экономическое стимулирование нефтепереработки в Казахстане путем:

– снижения и унификации ставок вывозных пошлин на темные нефтепродукты (вакуумный газойль, печное топливо и мазут);

– выравнивания ставок акцизов на импортируемый и отечественный бензин, и дизельное топливо;

– отмены государственного регулирования цен на АИ-80 и СУВГ (сжиженный углеводородный газ);

– отмены механизма удешевления дизтоплива для сельского хозяйства и удешевления цен на мазут для социально-производственных объектов и учреждений.

2. Необходимость принятия решения с инвесторами по вопросу увеличения долей поставки нефти на внутренний рынок по вновь заключаемым контрактам;

3. Обеспечение процедуры продаж нефти недропользователями через товарные биржи;

4. Реформа законодательства о недропользовании, налогового законодательства для увеличения инвестиций в геологоразведку, поддерживания уровня добычи по действующим и новым проектам.

“На основании вышеизложенного сообщаем, что министерством энергетики предпринимается масштабная работа совместно со всеми государственными органами, а также ведется прямой диалог с недропользователями, ассоциацией “Kazenergy” по реализации вышеуказанных мероприятий”, – заключили в министерстве.

Http://www. lsm. kz/mini-npz-ne-mogut-udovletvorit-potrebnosti-rynka-gsm-kazahstana

США намерены расширить санкции в отношении России. Об этом сообщила постпред Соединённых Штатов при ООН Никки Хейли. По её словам, о соответствующем решении объявит в понедельник министр финансов Стивен Мнучин. Новые ограничительные меры связаны с инцидентом в сирийск

В апреле рубль в очередной раз сильно упал — и тема курсовых колебаний опять стала одной из самых обсуждаемых в СМИ и социальных сетях. Мы решили ответить на базовые вопросы о том, как устроен курс рубля, что влияет на его цену и что делать, если видишь резкое падение.

Южная Австралия – единственный штат континентального государства, граничащий со всеми остальными штатами. Это единственная австралийская территория, заселявшаяся свободными колонистами.

Премьер-министр России Дмитрий Медведев поздравил работников и ветеранов нефтяной и газовой промышленности с профессиональным праздником, отметив ведущую роль топливно-энергетического комплекса в российской экономике, поздравительная телеграмма премьера опубликована на сайте правительства в воскресенье.

06 апреля 2018 г. в Тюменском индустриальном университете (г. Тюмень, ул. Мельникайте, д.70, Актовый зал, 10.00) пройдут соревнования Студенческой лиги Международного инженерного чемпионата «CASE-IN». Будущие специалисты предложат инженерные решения для Арктического региона

В какие развивающиеся страны следует инвестировать в 2018 — рейтинг Bloomberg. По мнению аналитиков агентства Bloomberg, наиболее привлекательными для инвестиций развивающимися странами в 2018 году являются Мексика, Турция и Чехия.

Общее состояние 27 российских миллиардеров за январь — март 2018 года уменьшилось на $190,9 мл. Об этом свидетельствуют данные рейтинга Bloomberg Billionaires Index (BBI).

Высший комитет по природным ресурсам и экономической безопасности Бахрейна объявил об открытии крупнейшего в истории страны месторождения нефти

Через три-пять лет банковский сектор станет государственным на 85%, прогнозируют эксперты. Конкуренция среди кредитных организаций катастрофически снизилась, токсичные активы растут, и через полтора-два года может разразиться кризис плохих долгов.

Власти Украины упрощают процедуру получения лицензий на бурение нефтегазовых скважин, а также процесс выделения земельных участков под добычу углеводородов

«Газпром» подал в Апелляционный суд Швеции (Svea Court of Appeal) ходатайство об оспаривании и частичной отмене окончательного решения по арбитражному разбирательству с “Нафтогазом Украины” по делу о транзите газа

Катар заинтересован в том, чтобы российские компании приняли участие в тендерах на доразработку газовых месторождений в стране. Как заявил посол Катара в РФ Фахд Мухаммед аль-Аттыйя, эти тендеры пройдут в 2019-2020 годах.

Скважины с техническими ограничениями – настоящий бич для многих нефтяных компаний. Причины бывают разными: смятие колонн, их негерметичность и кривизна, проведение ремонтных и аварийных работ, износ, коррозия, отсутствие подачи…

“Нафтогаз” получил от “Газпрома” уведомление о разрыве контрактов на покупку и транзит газа. Об этом на брифинге в Киеве сообщил коммерческий директор “Нафтогаза” Юрий Витренко

В закон о бюджете РФ на 2018 и плановый период 2019-2020 гг. заложен переход с 2018 года на новое бюджетное правило. Новое бюджетное правило является важной структурной реформой в РФ, заявил журналистам ведущий экономист по России Всемирного банка Апурва Санги.

На VI Евразийском форуме KAZENERGY «Казахстан: 20 лет устойчивого роста, новые горизонты инвестиций и стабильного сотрудничества», который состоялся в Астане, министр нефти и газа Сауат Мынбаев сообщил о планах строительства четвертого нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в республике.

Однако этого события не стоит ждать раньше 2019 года, а пока казахстанским автолюбителям придется полагаться на имеющиеся три завода и добрую волю соседей. Как сообщил Мынбаев участникам энергетического саммита, «после 2019-2020 годов, в соответствии с нашей отраслевой программой, предполагается строительство еще одного нефтеперерабатывающего завода». Всего в республике работают три НПЗ, которые, по словам министра, до 2015 года будут охвачены модернизацией. Подобный шаг позволит увеличить их общую мощность переработки нефти до 17,5 млн тонн и наладить выпуск бензина по стандарту Euro-5. После чего внутренний рынок будет полностью обеспечен топливом.

Разговоры о строительстве НПЗ не являются чем-то новым для Казахстана, а на фоне дефицита топлива они только усиливаются. Однако правительство продолжает мучительно размышлять над вопросом: быть или не быть нефтеперерабатывающему заводу в стране? Как отмечалось в середине года на одном из заседаний, экономической целесообразности в новом предприятии нет. При этом в правительстве ссылались на исследование, из которого следовало, что проще и эффективнее модернизировать существующие НПЗ.

Схожей позиции придерживается и директор Центра макроэкономических исследований Олжас Худайбергенов. По его словам, стоимость модернизации гораздо ниже, нежели возведения дополнительного объекта нефтепереработки. Однако, обращает внимание эксперт, нынешняя глубина переработки на наших НПЗ и затяжной процесс их реконструкции порождают периодические перебои с поставками топлива.

В правительстве приводят и более точные цифры: современный завод обойдется в 6 млрд долларов, а реконструкция старых — в 2,5-3 млрд. Следует также учитывать растущую потребность развивающейся экономики. По статистическим сводкам, в стране растет армия «железных коней», и эта динамика сохранится. Когда-нибудь встанет вопрос о строительстве четвертого НПЗ, в Миннефти и газа решили, что лучше поздно, чем никогда.

В целом за 2010 год казахстанскими НПЗ было переработано 13,7 млн тонн: 2893,8 тысячи тонн бензина, 4073,8 тысячи тонн дизельного топлива, 3771 тысяча тонн мазута и 489,6 тысячи тонн авиакеросина. Показатели хорошие, хотя можно было достигнуть лучшего. Для примера: установленная мощность Омского НПЗ (Россия) составляет 19,5 млн тонн в год, помимо своих потребностей в нефтепродуктах россияне могут смело позволить себе поставлять топливо не только в Казахстан. Что же касается собственных показателей, Атырауский НПЗ перерабатывает до 5 млн тонн в год нефти, Шымкентский — чуть более 5 млн тонн в год, а Павлодарский — 5,01 млн тонн сырой нефти в год.

Хотя конечная цифра должна составить более 15 млн тонн нефти, фактически же речь идет о скромных 13 млн тонн. Причина старая — технологическая изношенность, что не позволяет отечественным НПЗ выходить на свою проектную мощность. В связи с этим нефтеперерабатывающие заводы сталкиваются с хроническими реконструкциями, которые приводят к простою, а следовательно, генерируют перебои в поставках бензина.

Так, с целью достижения качества стандарта Еuro-3 с 1 января 2014 года на Шымкентском НПЗ будет происходить разработка технико-экономического обоснования проекта на базе установки каталитического крекинга. Ожидается, что в ходе перестройки глубина переработки нефти достигнет 90 процентов, увеличится выход светлых нефтепродуктов и повысится качество моторных топлив до стандарта Еuro-4, 5. Радужные перспективы ждут и Павлодарский НПЗ. В результате модернизации завод будет перерабатывать до 7,5 млн тонн в год, а глубина «переделки» нефти достигнет 90 процентов. Соответственно, качество бензина поднимется до стандарта Еuro-4, 5.

Любая модернизация требует времени, а топливо нужно было еще «вчера». В этой связи альтернативой крупным производителям выступают мини-НПЗ. Известно, что их строительство, невзирая на различные препятствия крупных игроков, все же идет. Бытует мнение, что именно небольшие нефтеперегонные предприятия способны с достоинством занять свою нишу на внутреннем рынке, но в этой связи, чтобы конкурировать на рынке ГСМ, таких заводов должно быть больше.

Сейчас в республике работает 32 мини-НПЗ, однако большинство из них лишилось лицензии, поскольку их продукция имеет низкое качество. Тем не менее общий объем производства мини-заводов в Казахстане составляет около 28 тысяч тонн моторного и 365 тысяч тонн дизельного топлива в год. А это составляет менее одного процента и около 8 процентов, соответственно, от всего объема производства.

В начале этого года ТОО «Амангельдинский ГПЗ» завершило строительство нового мини-завода стоимостью 3 млрд тенге в Жамбылской области. Предприятие будет перерабатывать свыше 500 тонн сырья за сутки, получая в чистом виде 80-100 тонн бензина, 60 тонн керосина, 120 тонн дизельного топлива и 270 тонн мазута. При этом НПЗ будет работать на местном сырье с Амангельдинского газоконденсатного месторождения нефти или с месторождения Кумколь соседней Кызылординской области. Стоит отметить, что данный проект реализуется в рамках программы по форсированному индустриально-инновационному развитию (ФИИР) Казахстана на 2010-2014 годы.

«Со следующего года в области начнется строительство еще трех подобных НПЗ в Байзакском, Шуйском и Меркенском районах», — отметил на церемонии открытия завода аким области Канат Бозумбаев.

По его словам, под строительство двух НПЗ отведена территория. Объем готовой продукции мини-заводов составит от 500 тысяч тонн до миллиона тонн в год. Потребности страны в бензине они не закроют, но главное, что область будет обеспечена. Примечательно, что в Шуйском районе строительством займется российско-казахстанское предприятие, по сути, иностранный инвестор, выразивший желание поработать на казахстанском рынке.

По планам этого года казахстанские заводы переработают 13,1 млн тонн сырой нефти, что не намного меньше прошлогоднего показателя. А это не внушает доверия тем автолюбителям, которые столкнулись с дефицитом топлива для своих машин. В октябре в России было приобретено 13 тысяч тонн высокооктанового бензина, чтобы хоть как-то решить проблему, а всего у соседа на эти цели зарезервировали 50 тысяч тонн.

Кроме России, которая традиционно поставляет на казахстанский рынок порядка 40 процентов топлива, рассматривается вариант толлинга с нефтеперерабатывающими заводами Китая.

«До 2014 года, чтобы снизить зависимость от РФ, мы договариваемся о толлинге, в том числе и на китайских НПЗ, чтобы, поставляя определенный объем нефти, заведомо дефицитные позиции, как, скажем, высокооктановый бензин, завозить на внутренний рынок и иметь лучшую ценовую свободу», — сказал в сентябре министр нефти и газа Мынбаев на «круглом столе», посвященном влиянию глобальных рисков на экономику Казахстана, в Астане.

Как пояснил он, ведутся переговоры о «возможности поставки 1-1,5 млн тонн сырой нефти на китайский Душанзцинский завод с обратным завозом высокооктанового бензина». Данная мера позволит «как-то влиять на потолок цен». Учитывая небольшой объем поставки нефти, можно предположить, что речь идет о «стабилизирующих объемах». Трудно ожидать, что они окажут влияние на общую картину.

Http://neftynik. ru/dlya-kazahstana-chetyire-npz-mnogo-i-dorogo-a-tri-nedostatochno/

В период зарождения нефтяной промышленности переработка нефти представляла собой обыкновенную разгонку – то есть испарение части нефти (фракции) за счет нагревания и последующую конденсацию этой части. Таким образом из нефти выделяли основной товарный продукт – осветительный керосин. Мощность нефтеперегонных заводов (а их называли именно нефтеперегонными, а не нефтеперерабатывающими, как теперь) была очень невелика.

Развитие автомобильной промышленности привело к бурному росту потребления бензинов и дизельных топлив. Для удовлетворения потребностей в автомобильном топливе в условиях жесточайшей конкуренции потребовалось сооружение НПЗ все большей и большей мощности и сложности.

Сегодня в мире есть несколько заводов мощностью свыше 40 млн. т нефти в год. Завод полного профиля позволяет не только снижать себестоимость нефтепродуктов, но и обеспечивать в полной мере их высокое качество. Это уже не перегонка, а глубокая переработка нефти.

Маленькие нефтеперегонные заводы теперь принято называть мини-рифайнерами или мини-НПЗ. Для чего нужны мини-НПЗ? Ведь они заведомо проигрывают крупным заводам и по себестоимости продукции, и по ее качеству. Их существование, как правило, обосновано логистическими причинами. Представьте себе, что на небольшом острове с небольшим населением имеется месторождение нефти. Если эту нефть отвозить в порт, загружать в танкер, потом везти морем на какой-то далекий НПЗ, потом нефтепродукты снова везти морем обратно, снова раскачивать в береговые хранилища и дальше доставлять потребителям – транспортная составляющая превысит все затраты на переработку. Вот в этом случае выгодно построить на месте мини-НПЗ мощностью, соответствующей потреблению, а компоненты, улучшающие качество, привозить и добавлять в товарные нефтепродукты на месте.

Аналогичным образом поступают нефтяники, добывающие нефть в районах, где отсутствует транспортная инфраструктура – таким способом они обеспечивают себя относительно дешевыми нефтепродуктами. К таковым условно можно отнести, например, остров Сахалин в Российской Федерации. Во всех остальных случаях для условий Российской Федерации или Республики Казахстан мини-НПЗ представляют собой полукриминальное “развлечение” местных элит, злоупотребляющих доверием руководителей государств, использующих либо доступность сырья, либо мощный административный ресурс.

В Российской Федерации в последние несколько лет совершен мощнейший рывок в развитии нефтепереработки, особенно так называемых вторичных процессов, которые довели до совершенства качество основных объемов выпускаемых топлив и позволили резко сократить выход мазута на нефть за счет его каталитической переработки.

Крупные НПЗ в составе вертикально интегрированных компаний могут обеспечить любые темпы внутреннего спроса в качественных нефтепродуктах и обеспечить любой рост экспорта. В этих условиях мини-НПЗ нужны только для полулегального экспорта некачественных дешевых полупродуктов как сырья для зарубежной нефтепереработки или ухода от акцизов или налогов на внутреннем рынке.

В последние годы в среде специалистов все чаще раздаются голоса с требованием закрытия всех мини-НПЗ, причем это относится не только к России, но и в еще большей степени к Казахстану.

Почему это происходит? Зачем закрывать мини-НПЗ в Казахстане, где три крупных НПЗ в Шымкенте, Атырау и Павлодаре пока не в состоянии полностью обеспечить экономику страны светлыми нефтепродуктами – бензином, дизельным топливом и авиакеросином? В результате эти нефтепродукты приходится импортировать из России. В этих условиях мини-НПЗ производят дополнительное количество светлых нефтепродуктов и позволяют снизить объем импорта. Зачем же их закрывать?

Ответ на этот вопрос достаточно банален – дело в том, что мини-НПЗ (их еще иногда называют мини-рифайнерами) не в состоянии производить сколько-нибудь качественные бензины, дизельные топлива и авиакеросины. Эти предприятия не имеют в своем составе (и не могут иметь) современных технологических установок, позволяющих производить топлива, соответствующие хотя бы третьему экологическому классу согласно принятому Техническому регламенту Таможенного союза. При этом себестоимость производства нефтепродуктов на мини-НПЗ настолько высокая, что гораздо выгоднее для государственного бюджета продать товарную нефть крупному НПЗ, а затем приобрести у него качественные светлые нефтепродукты. Кроме того, применение в качестве топлива для двигателей светлых нефтепродуктов, произведенных на мини-НПЗ, ведет не только к тяжелым экологическим последствиям, но и к тяжелым последствиям для двигателей.

Понятно, что авиакеросин, сделанный на мини-НПЗ, никто в самолет заправлять не станет – не допустит система безопасности. А вот бензин с мини-НПЗ будет неизбежно выводить двигатели из строя. Из-за высокого содержания смол в таком двигателе могут зависнуть впускные клапаны. Из-за низкого октанового числа будут ускоренно изнашиваться детали цилиндропоршневой группы. Из-за высокого содержания углерода будет наблюдаться закоксовывание поршневых колец и электродов свечей, из-за низкого содержания водорода будет иметь место повышенный расход топлива. Из-за высокого содержания серы возникнет ускоренный коррозионно-механический износ деталей двигателя и быстро окислится и выйдет из строя моторное масло.

Не меньше похожих неприятностей принесет дизельное топливо мини-НПЗ владельцам дизельных двигателей. В результате все сэкономленные при покупке светлых нефтепродуктов с мини-НПЗ средства в прямом смысле “вылетят в трубу”.

Почему бензин и дизельное топливо с мини-НПЗ дешевле, чем качественные топлива с больших НПЗ? Это можно объяснить только одной причиной – неуплатой акцизов и налогов. Имея заведомо более высокую стоимость переработки нефти и себестоимость продукции, владельцы мини-НПЗ, имея заведомо худшее качество топлив, могут свести концы с концами только при одном условии – неуплаты налогов и акцизов.

Если проанализировать структуру продаж любого мини-НПЗ в Казахстане, неожиданно выяснится, что никакого бензина и никакого дизельного топлива мини-НПЗ не производит. А производит такой “завод”, например, растворитель для лакокрасочной промышленности или “легкий дистиллят”. Причем эти нефтепродукты всегда продаются какой-нибудь фирме-однодневке. В этой фирме-однодневке на бумаге растворитель превращается в автомобильный бензин. А вот фактическая отгрузка нефтепродукта будет осуществляться либо непосредственно с мини-НПЗ, либо с какой-то нефтебазы, где в прямогонный бензин будут добавлены суррогатные октанповышающие компоненты или присадки.

При этом фирма-однодневка никаких налогов и акцизов в государственный бюджет платить не будет, поскольку закон уже все равно нарушила, выпустив в свободное обращение на рынок заведомо некачественное топливо. С дизельной фракцией нефти, выделенной на мини-НПЗ, произойдет нечто похожее.

Поскольку сегодня владельцы личных дорогих автомобилей вряд ли заправятся таким топливом больше одного раза, владельцы мини-НПЗ начинают искать обходные пути для реализации суррогатных топлив. В результате незаконной подмены эти топлива оказываются на складах различных государственных структур, а качественные топлива с этих складов, сделанные на нормальных НПЗ, после подмены продаются на рынке за наличные деньги. Опять наносится непоправимый ущерб государству.

Может быть, есть мини-НПЗ, работающие с соблюдением законов? Таких мини-НПЗ в Казахстане нет и быть не может. Более того, с уском в ближайшее время на Шымкентском НПЗ и Атырауском НПЗ установок каталитического крекинга Казахстан полностью обеспечит потребности внутреннего рынка в качественных бензинах, дизельных топливах и авиакеросинах. Более того, появится экспортный потенциал для отгрузки высокомаржинальных нефтепродуктов на рынки соседних стран – прежде всего Узбекистана и Кыргызстана, где сегодня доминируют российские поставщики (несмотря на огромное транспортное плечо).

С 1 января 2018 г. внутренний рынок Казахстана переходит на реализацию топлив только третьего класса и выше. Три больших НПЗ полностью к этому готовы. А вот мини-НПЗ не готовы и не будут готовы никогда. Так зачем же они нужны? Это вопрос ко многим государственным органам – прежде всего к налоговым.

Остается еще один вопрос – а куда девается остаток от переработки нефти на мини-НПЗ – прямогонный мазут? Этот продукт может реализовываться на экспорт как сырье для вторичной переработки, из которого в результате различных видов крекинга можно получать дорогостоящие нефтепродукты. Этого мини-НПЗ не делают. Прямогонные мазуты продаются на экспорт как самые дешевые котельные топлива. При этом опять наносится ущерб бюджету – за счет занижения экспортных цен и за счет занижения экспортных пошлин. И возникает вопрос к таможенным органам Республики Казахстан – почему это возможно?

Все перечисленные факты указывают на давно созревшую необходимость закрыть все мини-НПЗ в стране. Изъятое у них оборудование может быть с успехом реализовано на аукционах и использовано в целях подготовки нефти к транспортировке на промыслах. Это позволит наполнить бюджет, улучшит экологическую обстановку и значительно повысит надежность и долговечность двигателей. (Доцент Российского государственного университета нефти и газа им. Губкина Леонид Багдасаров, dknews. kz/Химия Украины и мира)

Http://ukrchem. dp. ua/2017/08/26/kazaxstan-neobxodimost-zakryt-vse-mini-npz-v-strane-nazrela-davno. html

Модернизация нефтеперерабатывающих заводов Казахстана в общем и в частности / Атырауский нефтеперерабатывающий завод

Прежде в Казахстане такого ещё не было никогда, чтобы сразу все три действующих в стране нефтеперерабатывающих предприятия модернизировались одновременно. Причём под словом модернизация имеется в виду не просто замена старого изношенного оборудования на новое. Фактически на территориях существующих НПЗ строятся абсолютно новые заводы, без остановки уже имеющегося производства.

У каждого из трёх нефтеперерабатывающих заводов Казахстана своя история. Атырауский НПЗ своего рода старожил – ему 71 год. Строилось предприятие в непростые военные годы, в то время, когда все силы страны были брошены на борьбу с фашизмом. Изначально он был ориентирован на переработку всего около 800 тысяч тонн эмбинской нефти и бакинского дистиллята в год, однако со временем мощность НПЗ удалось увеличить до 5 млн тонн. Павлодарскому заводу 38 лет. Он известен тем, что на нём впервые в СССР был введен в эксплуатацию комплекс КТ-1 по глубокой переработке мазута. Шымкентский НПЗ самый молодой – переработка нефти в нём ведётся чуть более 30 лет.

Таким образом, все три предприятия при модернизации нуждаются в абсолютно индивидуальном подходе. Иначе говоря, добиваться, поставленных задач по увеличению глубины переработки сырья и производству светлых нефтепродуктов на всех заводах необходимо различными техническими способами. На проведение полной модернизации требуется около 6-7 лет, 5 млрд долларов инвестиций и до 9000 подрядных работников.

Чтобы внедрить передовые практики ведущих мировых компаний на заводах, разработка проектно-сметной и рабочей документации выполняется международными компаниями с применением международных практик. Однако национальные нормативы значительно отличаются от международных стандартов, поэтому ещё на стадии подготовки документов по каждому из проектов требуется адаптация проектных решений в соответствии с отечественными нормами и правилами.

Нефтеперерабатывающие заводы – технически и технологически сложные, опасные производственные объекты, поэтому реализация всех проектов начиналась с разработки технико-экономического обоснования, выбора технологий, процессов. С учётом проведения государственных экспертиз по проектам на это ушло от нескольких месяцев до полутора лет. Далее разрабатывалась проектно-сметная документация. В среднем это заняло 1,5 года.

После оценки предложений и выбора подрядчиков начинается самая интересная часть реализации проектов – переход на этап практической реализации: разработка рабочей документации, закуп и поставка оборудования, выполнение строительно-монтажных работ. Этот этап самый длительный и трудоёмкий. Выполнение всех необходимых работ требует 3-4 года.

После завершения полного объёма строительно-монтажных работ, начинаются пуско-наладочные. Их сложность обуславливается, в первую очередь, непредсказуемостью возникающих перед персоналом проблем, решение которых требует как опыта проведения пусконаладочных операций, так и значительных интеллектуальных затрат и слаженности действий, мгновенного принятия оптимальных решений. Для наладки производства и получения готовой продукции требуется минимум три месяца.

Модернизация – это не только долгосрочный, но и трудоёмкий процесс, требующий участия большого количества специалистов, благодаря чему работу на объектах обрели тысячи казахстанцев. На Атырауском НПЗ на строительных площадках работало одновременно более 3500 человек. На Павлодарском НХЗ количество работников, задействованных в период строительства, составляет около 2000 человек. На Шымкентском НПЗ в самые пиковые моменты будет задействовано до 3500 работников. Параллельно с проведением строительно-монтажных работ активно проводится обучение казахстанских специалистов, которые в дальнейшем будут эксплуатировать новые установки.

Что же касается целей самой модернизации, то их несколько. Первое и очевидное – это увеличение объёмов переработки нефти на заводах. Планируется, что они вырастут на 2,4 млн тонн – с 14, 2 до 1 6 , 6 млн тонн в год. Появится возможность производить на 3,8 млн тонн в год больше моторного топлива, выпускать нефтехимические продукты: бензол – до 133 тыс. тонн в год, параксилол – до 496 тыс. тонн в год. И что очень важно – будет обеспечен выпуск моторного топлива экологических классов К4, К5, в соответствии с требованиями Технического регламента Таможенного союза.

Это позволит Казахстану не только соблюсти требования Технического регламента Таможенного союза, но и значительно сократить выбросы вредных и загрязняющих веществ, что крайне актуально для крупных городов страны.

Кроме того, после модернизации предприятия станут более конкурентоспособными на мировом рынке нефтепродуктов, куда им открылась дверь после того, как Казахстан стал полноправным членом Единого экономического союза и Всемирной торговой организации.

Если вы нашли ошибку в тексте, выделите ее мышью и нажмите Ctrl+Enter

Http://informburo. kz/stati/modernizaciya-neftepererabatyvayushchih-zavodov-kazahstana-v-obshchem-i-v-chastnosti. html

В соответствии с паспортом производства, утвержденного 30.05.2012г. ТОО “Атырауский нефтеперерабатывающий завод” основным видом деятельности является переработка нефти по топливному варианту. Установленная мощность по переработке нефти с учетом модернизации и реконструкции предприятия 4,906 млн. тонн/год. Производительность каждой установки устанавливается в зависимости от загрузки сырьем и ассортимента, перерабатываемых нефтей.

В соответствии с постановлением Правления Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 27 декабря 2012 года №48, уровень цены ТОО “Атырауский нефтеперерабатывающий завод” на переработку сырой нефти с 1 января 2013 года утвержден в размере 11 807,6 тенге за одну тонну (без учета НДС 12%).

1 Автобензин А-80 (АИ-80) ТУ 38.001165-2003 “Бензины автомобильные экспортные. Технические условия”

2 Автобензин А-92 (АИ-92) ТУ 38.001165-2003 “Бензины автомобильные экспортные. Технические условия”

3 Автобензин Премиум-95 ГОСТ Р 51105-97 “Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия”

4 Топливо дизельное Л-0,2-40 ГОСТ 305-82 “Топлива дизельные. Технические условия”

5 Топливо дизельное З-0,2 минус 35 ГОСТ 305-82 “Топлива дизельные. Технические условия”

6 Топливо дизельное экологически чистое ДЛЭЧ, ДЗЭЧ ТУ 38.1011348-2003 “Топливо дизельное экологически чистое. Технические условия”

7 Топливо дизельное с присадкой ДЗп – 15 СТО 11605031-021-2008 “Топлива дизельные зимние и арктические с присадками.”

8 Топливо для реактивных двигателей ТС-1 ГОСТ 10227-86 “Топлива для реактивных двигателей. Технические условия”

10 Топливо печное бытовое ТУ 38.101656-2005 “Топливо печное бытовое. Технические условия”

11 Мазут топочный марки 100 ГОСТ 10585-99 “Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия”

12 Вакуумный газойль марка А вид 1 ТУ 381011304-2004 “Вакуумный газойль. Технические условия”

13 Газ углеводородный ГОСТ 20448-90 “Газы углеводородные сжиженные топливные для комунально-бытового потребления. Технические условия”

14 Кокс нефтяной прокаленный КП-1, КП-2 ТУ 38.1011341-90 “Коксы нефтяные прокаленные. Технические условия”

15 Кокс нефтяной суммарный для аллюминиевой промышленности ТУ 0258-094-0151806-94 “Кокс нефтяной суммарный для аллюминиевой промышленности. Технические условия”

16 Сера техническая газовая грунулированная СТ ТОО 40319154-01-2008 “Сера техническая газовая грунулированная. Технические условия”

Http://www. anpz. kz/production/product/

Могут ли три существующих нефтеперерабатывающих завода обеспечить Казахстан топливом в будущем? Нет. Они не могут сделать это уже сейчас, и модернизация даст зыбкую передышку лишь на каких-то пять лет.

В октябре прошлого года Минэнерго решило не строить четвертый НПЗ и заявило: «В соответствии с прогнозом производства и потребления нефтепродуктов, предполагается незначительный, но растущий дефицит дизтоплива с 2021-го и бензинов с 2025 года. При этом небольшие объемы дефицита до 2024 года могут быть покрыты за счет импорта из России. В этих условиях возможный вариант полного обеспечения внутреннего рынка отечественными нефтепродуктами – это увеличение нефтеперерабатывающих мощностей после 2024 года».

Быть ли четвертому НПЗ в Казахстане?

Такая недальновидность может стоить дорого, особенно в условиях колебаний мировой экономики. Шымкентский НПЗ, который было решено модернизировать, произвел в 2014 году 1,1 млн тонн бензина, Павлодарский – 1,2 млн тонн, Атырауский – 0,6 млн тонн (табл. 1). Первый и второй будут укрупнять до конца 2016 года, хотя ранее было обещано, что это произойдет еще в 2014-м. Если верить прогнозам Минэнерго, то внутренний спрос и предложение по бензину сравняются в 2017-м. Восемь лет «изобилия», и затем мы снова столкнемся с дефицитом. Подобные заявления можно расценивать как презумпцию безответственности.

Министерство энергетики заявляет, что после модернизации заводов дефицит дизеля наступит в 2021-м. Здесь стоит заметить, что в 2013 году 1,6 млн тонн дизтоплива уходило на экспорт (табл. 3), а 2,6 млн тонн завозилось извне. То есть даже если чудом развернуть экспорт, дефицит сегодня составляет 1 млн тонн. Этот дисбаланс действительно могут обеспечить три существующих НПЗ при условии их модернизации плюс правительству следует обратить внимание и помочь аксайскому заводу АО «Конденсат», который выдал в 2014 году 0,5 млн тонн топлива и наверняка смог бы больше, будь у него поддержка. Но это при общем потреблении 8,07 млн тонн. Ведь если предположить, что потребление дизеля будет расти по 3% в год, то к 2021-му его использование может составить 10,2 млн тонн, а если на 4% – то все 11 млн. В реальности его дефицит наступит гораздо раньше и завозить его придется из России. Сколько он будет стоить у северного соседа, предсказать невозможно, к тому же, как однажды выразился Егор Гайдар, «прогнозировать курс рубля и цены на нефть – это опасное занятие для профессиональной репутации экономиста».

ЕСЛИ ВЕРИТЬ ПРОГНОЗАМ МИНЭНЕРГО, ТО ВНУТРЕННИЙ СПРОС И ПРЕДЛОЖЕНИЕ ПО БЕНЗИНУ СРАВНЯЮТСЯ В 2017-М. ВОСЕМЬ ЛЕТ «ИЗОБИЛИЯ», И ЗАТЕМ МЫ СНОВА СТОЛКНЕМСЯ С ДЕФИЦИТОМ. ПОДОБНЫЕ ЗАЯВЛЕНИЯ МОЖНО РАСЦЕНИВАТЬ КАК ПРЕЗУМПЦИЮ БЕЗОТВЕТСТВЕННОСТИ.

Сейчас цены на АИ-92 в России и Казахстане практически сравнялись. В Оренбургской области самый популярный бензин стоит 30,9 рубля за литр, что при курсе 2,9 составляет 89,6 тенге. Этот относительный паритет позволяет сделать непривлекательным переток топлива из одной страны в другую. Полный паритет был отмечен в ноябре 2014 года (рис. 1), когда АИ-92 в среднем по России стоил 124,6 тенге, а в Казахстане – 128 тенге. Примерно в это же время в нашей стране «рассосался» дефицит бензина этой марки. Почему он был? Потому что на пике дисбаланса в июне 92-й в РФ стоил 159,2 тенге, а в РК – 115 (рис. 2), что рождало естественное желание продавцов перенаправлять потоки на север. На этом фоне необеспеченный производством спрос в примерно 1 млн тонн в год, который ранее удовлетворялся за счет российских поставок, дал о себе знать, когда запасы стали иссякать. Никто из торговцев не был готов работать в убыток при «потолочном» ценообразовании. Министр энергетики РК Владимир Школьник так объяснял, что было дальше: «Мы заставили оператора «КазМунайГаза» (АО «КазМунайГаз Онiмдерi», – прим. авт.) покупать бензин в России по тем ценам, по которым можно договориться, привозить сюда и продавать его по ценам, которые установлены здесь».

Политику предельных цен можно называть протекционистским ходом, но ходом абсолютно оправданным и верным, более того – выверенным. Министерство оказалось зажато между двух стен: социальным напряжением – слишком высокая цена могла спровоцировать всплеск недовольства населения, и чрезмерными издержками – очевидно, что «КМГ Онiмдерi» жутко потратилось.

Исправил ситуацию, как это ни парадоксально звучит, мировой экономический тремор с падением цен на нефть и ослаблением рубля. Цены в России начали падать такими темпами, что Казахстану пришлось «ронять» стоимость бензина вслед за российским, чтобы не получилась обратная ситуация, когда отечественные торговцы начали бы массово закупаться в РФ, полностью игнорируя казахстанские НПЗ. Сейчас ситуация удовлетворительная почти для всех – народ удивлен и счастлив, заводы работают в штатном режиме, единственным недовольным звеном остаются операторы АЗС. Минэнерго опять между двух огней – с одной стороны, имеется недовольство продавцов бензина, чья маржа сокращается чужой рукой, с другой – риск разрыва коридора цен. Ведь если российский бензин упадет еще ниже, а наш зафиксируется на отметке в 99 тенге, торговцы незамедлительно сменят родного покупателя на российского.

Гармонизация цен останется долгим и мучительным «вальсом» для Казахстана до тех пор, пока не будет достигнута топливная безопасность и независимость. При наличии полностью удовлетворенного внутреннего спроса отечественными НПЗ и даже при образовании излишка «танцевать» станет гораздо легче и приятнее. Если вдруг в России цены окажутся критически высокими, и наши торговцы захотят продавать туда – народ не останется без бензина, если критически низкими – в хранилищах будет запас, и операторы АЗС не смогут ссылаться на дефицит для оправдания массовых закупок на севере. Это приведет к управляемому скольжению, что позволит Минэнерго очень деликатно, без напряжения влиять на рынок, денежные потоки и умонастроение людей. Но три завода этого обеспечить не смогут.

Доля бензина, использованного для нужд населения в общем объеме с 2010 года выросла с 41% до 58% (табл. 2), потребление дизеля увеличилось за тот же период почти в два раза (табл. 3) с 666 тыс. тонн до 1,25 млн тонн. Количество проданных новых автомобилей, по данным АКАБ 1 , с 2009 по 2014 годы выросло в десять раз с 16,4 тыс. до 163,5 тыс. Доля проданных на сером рынке авто существенно снизилась из-за активного роста продаж новых, запрета на ввоз машин с правым рулем и автомобилей старше 2007 года. И все же неофициальные дилеры продолжают работать, а значит, рынок есть. Автопарк Казахстана за пять лет вырос в полтора раза до 4 млн легковых машин (рис. 2). Потребление дизеля в качестве топлива для производства энергии выросло в два раза за четыре года с 2,1 млн тонн в 2009-м до 4,2 в 2013 году.

Все это говорит о возрастающем потреблении бензина и дизеля, и темпы роста явно превышают увеличение мощностей трех заводов. Если предположить, что потребление бензина будет скромно расти в среднем на 5% ежегодно, а потребление дизеля на 4%, то к 2021 году Казахстан будет расходовать 18,5 млн тонн этих продуктов, а к 2019 году – 16,2 млн тонн (табл. 5).

Атырауский НПЗ к 2016 году должен перерабатывать 5,5 млн тонн сырой нефти при уровне переработки 83% – это 4,56 млн тонн светлых нефтепродуктов.

Шымкентский НПЗ в 2016-м будет переделывать 6 млн тонн при уровне переработки 90% – 5,4 млн тонн.

Павлодарский НПЗ в 2016 году будет способен перерабатывать 7 млн тонн при глубине переработки нефти 85% – это 5,95 млн тонн.

Итого, все вместе они будут выпускать 15,91 млн тонн. Это значит, что дефицит при вышеуказанных темпах роста потребления с большой долей вероятности наступит в 2018-2019 годах.

Четвертый НПЗ нужно начинать строить уже сейчас. Учитывая, что на модернизацию трех существующих заводов, по заявлению Владимира Школьника 2 , будет потрачено $6,1 млрд, строительство нового производства может оказаться накладным. Как считает Олег Егоров, главный научный сотрудник Института экономики Министерства образования и науки РК, стоимость строительства современного завода может составить $4 млрд, срок строительства – около четырех лет. Вероятнее всего – больше и дольше, но этот вопрос зависит от наличия таланта по привлечению инвесторов у функционеров Минэнерго. Если учесть, что динамика спроса положительна и прослеживается на десятилетия вперед, – проект не будет лишен внимания, следовательно, поиски не будут сложными. Важнее всего как минимум половину средств найти внутри страны.

Сама идея строительства четвертого НПЗ в Казахстане стара как мир – еще в 1991 году Кабмин КазССР принял соответствующее постановление.

По словам ветерана нефтяной отрасли А тагозы Ботагараева, четвертый завод начали строить в Мангистауской области. За 1992-1994 годы были проложены несколько десятков километров асфальтовой дороги до планируемого завода, более 20 км внешнего технологического трубопровода морской воды (диаметром 1220 мм), 15 км водопровода питьевой воды, 47 км железной дороги от станции Тамак до завода, высоковольтные линии. Построены ремонтно-механическая база, база стройиндустрии и много других объектов.

Атагозы Ботагараев считает, что «построенные внешние инженерные коммуникации и инфраструктура завода сократят срок строительства и ввода в эксплуатацию нового предприятия на 1-1,5 года и сэкономят финансовые средства на сооружение. Еще один важный момент: высокая вязкость и малое содержание светлых углеводородов бузачинской нефти низко оцениваются на мировом рынке (на 30-40% дешевле марки Brent). Высокие транспортные затраты делают ее продажу за границу неэффективной. Переработка же на месте позволит эффективно использовать природные богатства края».

Более того, рядом есть Каражанбас, Каламкас, Жетыбай, Жалгыстобе и другие месторождения. А это значит, что сырья для загрузки мощностей будет достаточно.

В конечном счете, в начале этого года правительство получило задачу сверху привлечь заинтересованных инвесторов. Если учесть, что ситуация с мировым хозяйством остается напряженной, очень хорошим подспорьем для экономики страны выступят инфраструктурные проекты. В случае с таким необходимым крупным инвестпроектом как НПЗ вложения вернутся относительно быстро.

Рис. 1. Соотношение цен на бензин в РФ и РК

Http://nb. kz/2907/

Пора, наконец, разобраться, почему при ежегодной добычи 80 млн. тонн нефти и экспорта более 60 млн. тонн в Казахстане ощущается дефицит в ГСМ, а также из чего складывается себестоимость бензина? Почему когда цена на нефть падает цена бензина остается неизменной? Какая реальная стоимость бензина? Когда улучшится качества выпускаемого бензина в Казахстане? Постараюсь изложить ответы на все эти и другие вопросы в данном посте.

Во первых, основной причиной топливного кризиса (в разные годы) стало устаревшее и сильно изношенное оборудование на 3-х казахстанских НПЗ. Всем казахстанским нефтедобывающим компаниям гораздо выгоднее продавать сырье (нефть) на экспорт, чем результат ее переработки. Соответственно, нефтедобывающие не планировали вкладывать средства на модернизацию НПЗ, а у НПЗ, как и у Правительства на это денег не было.

Во вторых, Павлодарский НХЗ и Шымкентский НПЗ были сконструированы в период СССР под Западно-сибирскую сернистую нефть. Прямого трубопровода с казахстанских месторождений до Павлодара не было и нет. Ежегодно для жизнедеятельности этих 2-х заводов с России завозились (но не всегда) порядка 5-7 млн. тонн нефти, из этого объема 4-5 млн. тонн нефти поставлялось в Павлодар, а оставшийся объем 1-2 млн. тонн – в Шымкент. В разные периоды поставка с России были ограничены, что в свою очередь отразилась на дефиците ГСМ.

В третьих, после обретения Независимости с каждым годом увеличилось число транспортных средств. Если в 1992 году число автотранспорта (без прицепа) составляло сотни тысяч единиц, то в 2013 году – около 4 млн., и ежегодный темп роста составляет примерно 5%. Учитывая, что многие сменили советские авто на автомобили производства дальнего зарубежья, то потребность в Аи-76 и Аи-80 падала, и железные кони требовали все больше и больше высокооктанового бензина. К примеру, 7 лет назад доля производимого топлива А-80 составляла 60%, АИ-92 около 20-30%. Сейчас, наоборот, 60% — это доля АИ-92, а доля А-80 значительно меньше.

В четвертых, отсутствие четкого законодательства, регламентирующее цены на ГСМ и пересекающее спекуляцию на топливном рынке.

Все эти факторы могли стать причинами топливного кризиса в разные годы. Но это все в прошлом, настоящее выглядит лучше, а будущее вообще обещает быть превосходным.

В целях упорядочения системы государственного регулирования производства и оборота нефтепродуктов и с целью стимулирования НПЗ осуществлять модернизацию производственных мощностей в 2011 году вышел Закон «О государственном регулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов» от 20 июля 2011 года № 463-IV.

Не буду томить буквами, суть этого закона вкратце изложена на картинке:

Из картинке выше следует, что Агентство по регулированию естественных монополий (АРЕМ) утверждает предельную цену на топливо.

Согласно Правилам, утвержденным ПП РК от 2 марта 2012 года № 287, предельная цена на розничную реализацию определяется в зависимости от мировой цены на нефть на основе следующей формулы:

Если при расчете следовать всем условиям формулы, то цена на ГСМ (в частности на бензин и дизельное топливо) должна составить Не менее 250 тенге.

Получается, что Агентство по регулированию естественных монополий руководствуется не Правилами, а по шкале социальной напряженности в стране.

Я бы на месте АЗС засудил бы АРЕМ, выставив многомиллиардный штраф, за не соблюдение Правил

Дело в том, что Правительство обязывает нефтедобывающие компании поставлять часть добытой сырой нефти на внутренний рынок, причем она может быть значительно ниже мировых цен и может даже устанавливаться на уровне себестоимости добычи нефти (условия по поставкам нефти на внутренний рынок устанавливаются в контрактах на недропользование).

Вся экспортируемая казахстанская нефть рассчитывается (при налогообложении) по мировым ценам, в следующих случаях мировая цена для определения стоимости нефти не применяется:

при реализации на нефтеперерабатывающий завод, в том числе через третье лицо – стоимость определяется исходя из фактической покупной цены нефтеперерабатывающего завода;

при передаче для переработки в качестве давальческого сырья, в том числе через третье лицо – исходя из производственной себестоимости добычи увеличенной на 20%;

Принимая во внимание, что производственная себестоимость добычи нефти в Казахстане составляет от $8 до $40, а предельные цены равны перед всеми участниками топливного рынка, то некоторые компании на этом делают очень хорошие деньги.

Нефтеперерабатывающая промышленность Казахстана представлена тремя НПЗ: Атырауским нефтеперерабатывающим заводом (АНПЗ), Павлодарским нефтехимическим заводом (ПНХЗ) и Шымкентским нефтеперерабатывающим заводом. Действующие заводы осуществляют следующие подвиды деятельности:

переработка продуктов первичной и глубокой переработки нефти; компаундирование, введение присадок, добавок и компонентов в товарные бензины в целях повышения октанового числа; введение присадок и добавок в дизельное топливо.

По итогам 2012 года переработка нефти на отечественных НПЗ по данным АО «ИАЦНГ» составила 14 065 тыс. тонн, а в 2011 году – 13 726 тыс. тонн.

Следует отметить, что глубина переработки НПЗ остается крайне низкой (65-68%), а в США и некоторых стран ЕС этот показатель составляет 87-92%.

На модернизацию и реконструкцию 3-х НПЗ запланировано порядка $4 млрд. Реконструкцией под ключ АНПЗ и Шымкентского завода занимаются китайские компании, а ПНХЗ – европейские (Италия/Франция). К 2016 году НПЗ будут модернизированы и смогут выпускать топливо на уровне Евро-5, а объем переработки вырастет до 17,5 млн тонн в год. И к 2016 мы должны успеть, ведь согласно тех. регламенту Таможенного союза к 1 января 2016 года Казахстан должен полностью перейти к производству бензина стандартов Евро-4 и Евро-5. Производство и продажа топлива других стандартов (Евро-2 и Евро-3) будут запрещены.

Ценообразование формируется за счёт следующих основных параметров: покупная цена нефтепродуктов от дистрибьюторов нефтеперерабатывающих заводов, акцизы, плюс затраты, необходимые на содержание объектов (автозаправочных станций и нефтебаз), а также остальные расходы компании (заработная плата работников компании, налоги и другие обязательные платежи в бюджет, социальные выплаты и др.).

И так, попробуем разобраться с ценообразованием ГСМ на топливном рынке Казахстана. Чисто теоретически.

Для расчета возьмем объем переработки нефти и выхода нефтепродуктов за 2011 год (за 2012 год официальных данных по разбивкам нефтепродуктов нет, только сводная информация), а цену на нефть и нефтепродукты за этот год.

в 2011 году на три НПЗ поставлено 13 726 тыс. тонн нефти. а) Покупная цена нефти для ПНХЗ составляет примерно 54 000 тенге за тонну;

B) “РД “КМГ” загружает нефть на АНПЗ по 40 000 за тонну; давальцы также отгружают нефть на АНПЗ, но по ценам выше “РД “КМГ”;

С) Шымкентский завод принимает в основном давальческое сырье, которое рассчитывается по себестоимости нефтедобычи с надбавкой 20% (согласно Налоговому кодексу). При средней себестоимости нефтедобычи $24/баррель в Казахстане, чисто теоретически давальческое сырье не должно превышать 30 000 тенге у нефтедобытчика (но сторонние компании могут закупать нефть по ценам гораздо выше). Но на практике покупная цена завода составляет порядка 60 000 тенге за тонну.

Теоритическая средняя покупная цена для НПЗ составляет 54 600 тенге за тонну.

Итого, на 3-х НПЗ было переработано 13 726 тыс. тонн нефти по 54 600 тенге за тонну, т. е. стоимость нефти на 749,5 млрд. тенге.

3. Цена на переработку сырой нефти возьмем АНПЗ: 13 725 тенге за тонну (с учетом НДС).

4. Выход (объем) и наименование нефтепродуктов из переработанной нефти нам известны (в таблицах выше). На сайте Стат. Агентства известна выходная оптовая цена на нефтепродукты (без учета НДС 12%):

Бензин – 93 548 тенге за тонну; Керосин – 121 645 тенге за тонну; Дизельное топливо – 101 081 тенге за тонну; Мазут – 61 407 тенге за тонну.

Итого: выходная оптовая цена от продаж нефтепродуктов составит 940 млрд. тенге.

7. транспортные расходы по ЖД/автоцистерны: 6 000 тенге за тонну (цены могут различаться в зависимости от региона)

Путем конвертации литры ГСМ на тонны, то можно выявить розничные цены нефтепродуктов. Это нужно для определения НДС от розничной деятельности.

9. Следовательно, прибыль от Розничной деятельности можно выявить путем: РОЗНИЧНАЯ ПРИБЫЛЬ = Розн. продажа – Опт. продажа – Акцизы – Транспорировка – НДС = 121,2 млрд. тенге. В эту прибыль входят: Чистая прибыль, Фонд оплаты труда, Адм. затраты, техн. потери нефтепродуктов, откаты и прочее.

Прибыль от оптовой деятельности можно выявить путем: ОПТОВАЯ ПРИБЫЛЬ = Оптовая продажа – Процессинг – Стоимость покупной нефти = 9,4 млрд. тенге. Но на балансе остаются и другие продукты переработки: кокс, сера, спирт, сжиженный газ, газойль.

Также нужно отнять КПН (20%) от прибыли (оптовая и розничная) в пользу Республиканского бюджета, но, не зная ФОТ, Адм. затраты, это крайне сложно сделать.

Хотя, в учет можно взять КПН от прибыли без учета затрат (как будто АЗС и Оптовики не несли затраты).

Ценообразование для самого популярного топлива в Казахстане будет выглядеть так:

Для примера: Ценообразование бензина Regular (наш АИ-92) и дизельного топлива в США.

В США прибыль АЗС сидит в переработке нефти, поскольку производитель нефти, нефтепереработчик и АЗС – это одна компания.

Источник: U. S. Energy Information Administration

В России половину стоимости бензина и дизельного топлива занимают налоги. Стоимость Акцизов на ГСМ в России превышают казахстанские в 10 раз! Но покупная нефть на НПЗ дешевле. В России НДС и акциза сопоставимы с экспортной пошлиной на нефть, и нефтедобывающей компании нет разницы: продавать нефть на экспорт или перерабатывать на нефтепродукты.

Продолжение (о росте цен на ГСМ с 2014 года, почему АРЕМ не регулирует оптовые цены и прочее) следует.

Http://yvision. kz/post/368333

Таким образом из нефти выделяли основной товарный продукт – осветительный керосин. Мощность нефтеперегонных заводов (а их называли именно нефтеперегонными, а не нефтеперерабатывающими, как теперь) была очень невелика.

Сегодня в мире есть несколько заводов мощностью свыше 40 миллионов тонн нефти в год. Завод полного профиля позволяет не только снижать себестоимость нефтепродуктов, но и обеспечивать в полной мере их высокое качество. Это уже не перегонка, а именно глубокая переработка нефти.

Вот в этом случае выгодно построить на месте мини-НПЗ мощностью, соответствующей потреблению, а компоненты, улучшающие качество, привозить и добавлять в товарные нефтепродукты на месте.

Во всех остальных случаях для условий Российской Федерации или Республики Казахстан мини-НПЗ представляют собой полукриминальное «развлечение» местных элит, злоупотребляющих доверием руководителей государств, использующих либо доступность сырья, либо мощный административный ресурс.

В Российской Федерации в последние несколько лет совершен мощнейший и небывалый рывок в развитии нефтепереработки, особенно так называемых вторичных процессов, которые довели до совершенства качество основных объемов выпускаемых топлив и позволили резко сократить выход мазута на нефть за счет его каталитической переработки.

Крупные НПЗ в составе вертикально-интегрированных компаний могут обеспечить любые темпы внутреннего спроса в качественных нефтепродуктах и обеспечить любой рост экспорта. В этих условиях мини-НПЗ нужны только для полулегального экспорта некачественных дешевых полупродуктов как сырья для зарубежной нефтепереработки или ухода от акцизов или налогов на внутреннем рынке.

В последние годы в среде специалистов все чаще и чаще раздаются голоса с требованием закрытия всех мини-НПЗ, причем это относится не только к России, но и, в еще большей степени, к Казахстану.

В результате эти нефтепродукты приходится импортировать из России. В этих условиях мини-НПЗ производят дополнительное количество светлых нефтепродуктов и позволяют снизить объем импорта. Зачем же их закрывать?

Ответ на этот вопрос достаточно банален – дело в том, что мини-НПЗ (их еще иногда называют в литературе мини-рифайнерами) не в состоянии производить сколько-нибудь качественные бензины, дизельные топлива и авиакеросины.

Эти предприятия не имеют в своем составе (и не могут иметь) современных технологических установок, позволяющих производить топлива, соответствующие хотя бы третьему экологическому классу согласно принятому Техническому регламенту Таможенного союза.

При этом себестоимость производства нефтепродуктов на мини-НПЗ настолько высокая, что гораздо выгоднее для государственного бюджета продать товарную нефть крупному НПЗ, а затем приобрести у него качественные светлые нефтепродукты.

Кроме того, применение в качестве топлива для двигателей светлых нефтепродуктов, произведенных на мини-НПЗ, ведет не только к тяжелым экологическим последствиям, но и к тяжелым последствиям для двигателей.

А почему бензин и дизельное топливо с мини-НПЗ дешевле, чем качественные топлива с больших НПЗ? Это можно объяснить только одной причиной – неуплатой акцизов и налогов. Имея заведомо более высокую стоимость переработки нефти и себестоимость продукции, владельцы мини-НПЗ, имея заведомо худшее качество топлив, могут свести концы с концами только при одном условии – при условии неуплаты налогов и акцизов.

Если проанализировать структуру продаж любого мини-НПЗ в Казахстане, неожиданно выяснится, что никакого бензина и никакого дизельного топлива мини-НПЗ не производит. А производит такой с позволения сказать «завод», например, растворитель для лакокрасочной промышленности или «легкий дистиллят». Причем эти нефтепродукты всегда продаются какой-нибудь фирме-однодневке. В этой фирме-однодневке на бумаге растворитель превращается в автомобильный бензин. А вот фактическая отгрузка нефтепродукта будет осуществляться либо непосредственно с мини-НПЗ, либо с какой-то нефтебазы, где в прямогонный бензин будут добавлены суррогатные октанповышающие компоненты или присадки.

При этом фирма-однодневка никаких налогов и акцизов в государственный бюджет платить не будет, поскольку закон уже все равно нарушила, выпустив в свободное обращение на рынок заведомо некачественное топливо. Кстати, с дизельной фракцией нефти, выделенной на мини-НПЗ, произойдет нечто похожее.

Может быть мы сгущаем краски и есть мини-НПЗ, работающие с соблюдением законов? Таких мини-НПЗ в Казахстане нет и быть не может.

Более того, с запуском в ближайшее время на Шымкентском НПЗ и Атырауском НПЗ установок каталитического крекинга, Казахстан полностью обеспечит потребности внутреннего рынка в качественных бензинах, дизельных топливах и авиакеросинах.

Более того, появится экспортный потенциал для отгрузки высокомаржинальных нефтепродуктов на рынки соседних стран – прежде всего Узбекистана и Кыргызстана, где сегодня доминируют российские поставщики (несмотря на огромное транспортное плечо).

С 1 января 2018 года внутренний рынок Казахстана переходит на реализацию топлив только третьего класса и выше. Три больших НПЗ полностью к этому готовы. А вот мини-НПЗ не готовы и не будут готовы никогда. Так зачем же они нужны? Это вопрос ко многим государственным органам – прежде всего к налоговым.

При этом опять наносится ущерб бюджету – за счет занижения экспортных цен и за счет занижения экспортных пошлин. И возникает вопрос к таможенным органам Республики Казахстан – почему это возможно?

Доцент Российского государственного университета нефти и газа им. Губкина

Http://mail. kz/ru/news/kz-news/tak-nuzhny-li-kazahstanu-mini-npz

Небольшие фирмы-перепродавцы, не имеющие условий для хранения ГСМ, реализуют свой товар по несколько меньшим ценам. Условия поставки ГСМ в таких случаях отличаются значительными объемами одной партии в 300 – 600 тонн и более и требуют некоторого времени (1-3 недели) на согласование условий договора и доставку. У потребителей ГСМ редко встречается достаточное количество емкостей для слива таких партий и приходится прибегать к услугам нефтебаз, что приводит к удорожанию нефтепродуктов на 5-10 % от покупной цены.

Стоимость топлива в себестоимости автоперевозок и продукции предприятий сельского хозяйства занимает 15-20 %, т. е. является одним из основных составляющих эффективности производства.

Ввиду роста объемов промышленного производства как по стране в целом, так и по региону в частности, можно прогнозировать увеличение потребностей региона в моторных и котельных топливах.

Ситуация с насыщением рынка нефтепродуктов может измениться в лучшую сторону после ввода в эксплуатацию мини-НПЗ ТОО «Шамшырак-Кызылорда».

Основными покупателями нефтепродуктов, производимых заводом, будут:

Заключение договоров о плановых поставках нефтепродуктов ТОО "Шамшырак-Кызылорда»" с предприятиями будет весьма выгодным для последних ввиду оперативности доставки, плановости и сравнительно невысокой цены на ГСМ. Кроме постоянных покупателей мазута ( и АО «КРМТЦ»), договора о плановых поставках в течении календарного года могут быть заключены с 3-4 крупными сельскохозяйственными автотранспортными предприятиями на 50 % объема производимых моторных топлив.

Поставки топлива предприятиям агропромышленного комплекса на постоянной основе от местного производителя помогут повысить ритмичность завоза ГСМ, снизить себестоимость сельхозпродукции и повысить их прибыльность.

Снижение себестоимости транспортной работы АТП также благоприятно отразится на результатах их финансовой деятельности.

Предприятий, действующих на рынке нефтепродуктов в регионе, немного и всех их нужно считать конкурентами. При этом необходимо учесть, что мини-НПЗ ТОО «Шамшырак-Кызылорда» ориентирован на производство высокооктановых бензинов, в которых на рынке региона, при тенденции к устойчивому росту потребности, ощущается определенный недостаток.

Участники рынка ГСМ применяют в основном адресные продажи, так как число потенциальных покупателей ограничено. По этой причине реклама, как способ продвижения товара, применяется редко.

Цена на ГСМ, несомненно, является предметом конкуренции, но уровень цен в меньшей степени зависит от ситуации с поставками нефтепродуктов в Кызылординской области, нежели от различных внешних причин.

Так, например, влияние на уровень цен на дизельное топливо и мазут оказывает сезонность спроса (в зависимости от сезона стоимость тонны мазута колеблется от 55 до 130 долларов США).

Другим примером может служить резкое снижение цен на моторные топлива в 2001 г., когда постановлением Правительства РК акцизы на импортируемый бензин были снижены с 80 евро до 31 евро за тонну, а также в феврале нынешнего года, когда снижение цен на нефтепродукты в России привело к резкому увеличению их экспорта в Казахстан и перенасыщению рынка.

Учитывая относительно невысокую себестоимость производимой продукции, ТОО "Шамшырак-Кызылорда" выдержит ценовую конкуренцию, оперативно обеспечивая своих клиентов нефтепродуктами.

Исходя из стратегических соображений, основной задачей фирмы является освоение 25 % рынка светлых нефтепродуктов и 24 % рынка мазута в Кызылординской области.

– создать положительный имидж предприятия как надежного партнера, учитывающего различные запросы потребителей;

– обеспечить в конечном итоге стабильный объем продаж и получить гарантированную прибыль.

Стратегия ценообразования предприятия заключается в точном отслеживании цен на аналогичные товары конкурентов и назначении своих цен с разницей 2-5 % в зависимости от условий поставки.

Ориентироваться на цены конкурентов придется по следующим причинам.

ТОО «Шамшырак-Кызылорда», в соответствии со своими задачами в освоении рынка нефтепродуктов, не будет иметь возможности содержать штат высококвалифицированных маркетологов для оперативного анализа и прогнозирования рынка. С другой стороны, как уже отмечалось, цены на нефтепродукты находятся под влиянием внешних факторов, учитывать которые в полной мере могут только крупные поставщики, такие как, ОАО "ШНОС". Небольшой фирме удобно будет ориентироваться на цены поставщиков-монополистов, используя свои конкурентные преимущества.

Нефтепродукты в Кызылординскую область поступают в основном по железной дороге. Железнодорожные составы разгружаются на нефтебазах, а в районах, где нет нефтебаз – "с колес" из вагонов-цистерн в автобензовозы и далее в емкости потребителей. В тех же районах, где нет железнодорожного пути, доставка осуществляется автобензовозами с удаленных нефтебаз.

Таким образом, поставка нефтепродуктов из товарного парка мини-НПЗ ТОО «Шамшырак-Кызылорда»не изменит привычного способа доставки их потребителю.

Товарный парк ТОО «Шамшырак-Кызылорда» проектируется с расчетом на планомерную и ежедневную реализацию ГСМ на основе долгосрочных договоров. Максимальный запас нефтепродуктов на складе не должен превышать 85 % емкости резервуаров.

Максимальная отгружаемая партия за один раз – 300 тонн, минимальная – 5 тонн. Оптимальная партия на светлые нефтепродукты – по емкости автобензовоза – 8 тонн или 10 м3. Вывоз планируется осуществлять собственным автотранспортом либо транспортом покупателя.

Топочный мазут отгружается железнодорожным транспортом, так как сливные сооружения на ТЭЦ предназначены только для вагонов-цистерн. Поэтому оптимальная партия мазута кратна вагонной норме и составляет 500 тонн.

Реализация продукции ТОО «Шамшырак-Кызылорда» осуществляется напрямую потребителю, минуя дилеров и посредников.

Для того, чтобы выгодно отличаться от конкурентов, ТОО «Шамшырак-Кызылорда» намерено применять поощрение продаж. Схема поощрения может выглядеть следующим образом:

При продвижении своей продукции на рынок фирма использует адресную продажу, которая заключается в выявлении потенциального покупателя, определении его потребности путем прямого контакта, проведении презентации товара, осуществлении разовой продажи или заключении договора о долгосрочных поставках.

ТОО «Шамшырак-Кызылорда» надеется создать имидж надежного партнера, стремящегося удовлетворить различные потребности клиента путем бесперебойной работы, четкой организации отгрузки нефтепродуктов и расчетов за них.

Процесс переработки нефти в моторное и котельное топлива в настоящем проекте основан на технологии ректификации углеводородного сырья при атмосферном давлении. Эта технология разработана в конце прошлого века и широко применяется до сегодняшнего дня.

Сегодня развитие нефтеперерабатывающей промышленности идет по пути увеличения мощности ректификационных установок, доходящей до 6 – 8 млн. тонн сырья в год. Такой подход обусловлен снижением себестоимости единицы продукции с увеличением производительности.

В то же время строятся и небольшие нефтеперерабатывающие установки мощностью всего 30 – 50 тыс. тонн сырья в год.

Хотя себестоимость продукции мини-НПЗ немного выше, имеется ряд преимуществ:

В настоящее время в Республике Казахстан мини-НПЗ не получили широкого распространения из-за дороговизны зарубежного оборудования и отсутствия серийного отечественного.

Проект строительства мини-НПЗ, предлагаемый ТОО "Шамшырак-Кызылорда»" предусматривает следующую концепцию производства нефтепродуктов:

– использование классических технологий переработки нефти и оборудования российского производства;

– низкая стоимость оборудования по сравнению с западными аналогами;

– приближенность к источнику сырья, ориентация на конкретную нефть;

Результатом изучения и сравнительного анализа поставщиков технологического оборудования для мини-НПЗ является выбор в качестве основной технологии малотоннажной нефтеперерабатывающей установки УПН-250, описание которой дано в Приложении 1.

Поступающая нефть разгружается на сливо-наливной эстакаде, поз. 10 технологической схемы (рис. 5.1). Нефть поступает в блок ЭЛОУ, поз. 1, где освобождается от воды, солей и механических примесей. Перед подачей нефти на установку УПН-250, поз. 3, производится контроль параметров на соответствие нормативным требованиям.

Установка УПН-250 разделяет поступающее сырье на прямогонный бензин, фракцию дизельного топлива и мазут.

Так как качество дизельного топлива и мазута должно соответствовать нормативным требованиям на товарную продукцию, то из установки УПН-250 эти нефтепродукты после контроля качества направляются в товарные емкости 2, 7 и сразу могут быть отгружены потребителям.

Товарные емкости 2, предназначенные для хранения мазута, оборудованы паровыми регистрами для разогрева мазута при отгрузке.

При необходимости может отбираться керосиновая фракция, которая используется как компонент авиационного топлива или как уайт-спирит (растворитель для лакокрасочной промышленности).

Прямогонный бензин, поступающий с установки УПН-250, разделяется на две фракции. Фракция НК -90 ºС направляется в блок компаундирования, а фракция НК 90-180 ºС подается на установку каталитического риформинга, описание которой дано в Приложении 2. Полученный риформат смешивается с фракцией НК -90 ºС в блоке компаундирования, поз. 5, для получения автомобильных бензинов АИ-92 – АИ-95. Отгрузка бензина потребителю производится из товарных емкостей 8, 9 после контроля качества.

Http://pandia. ru/text/80/383/87921-2.php

Поделиться ссылкой: