мини нпз россии– cccp-online.ru

мини нпз россии

Мини-НПЗ не решают проблемы глубокой переработки нефти и повышения качества нефтепродуктов. Поэтому бум строительства таких заводов в России – лишь временное явление

Количество мини-НПЗ в России последние несколько лет стремительно растет. Несмотря на то что 27 основных нефтеперерабатывающих заводов страны работают в неполную силу, а строить мини-НПЗ по дорогостоящим технологиям, которые позволяют поддерживать высокое качество нефтепродуктов, нерентабельно. К категории мини-НПЗ относят заводы с годовым объемом переработанной нефти до 500-700 тыс. тонн. Для сравнения: крупный НПЗ перерабатывает свыше 10 млн тонн.

Анализ данных Минпромэнерго РФ показывает, что за четыре года (с 2002-го по 2006-й) общий объем переработки нефти на мини-НПЗ увеличился почти на 41%, до 4,5 млн тонн в год. Рост популярности этого бизнеса обусловлен двумя основными факторами. Во-первых, в появлении подобных производств весьма заинтересованы все региональные власти. Заполучив такой завод, губернаторы снижают зависимость от поставок нефтепродуктов со стороны крупных нефтяных компаний. А владельцы мини-завода получают гарантированный сбыт продукции на местном рынке, не говоря уже о том, что для них значительно упрощается процедура получения земли под предприятие и всяческих разрешений. Во-вторых, сегодня любому нефтетрейдеру выгоднее экспортировать не сырую нефть, а нефтепродукты из-за существенной разницы между экспортными пошлинами на них. Переработав нефть на мини-НПЗ даже по самой примитивной схеме, он существенно экономит на уплате пошлин.

Впрочем, малые формы нефтепереработки будут оставаться привлекательными лишь на определенный промежуток времени. На внутреннем рынке ужесточаются требования к качеству нефтепродуктов. Большинство мини-НПЗ сегодня могут рентабельно работать только с узкой линейкой продуктов (в основном это дизтопливо и мазут, а также немного прямогонного и низкооктанового бензина), и эти требования они не выдержат. Предприятия придется либо закрывать, либо увеличивать их мощность, параллельно усложняя технологию нефтепереработки за счет вторичных процессов (каталитический крекинг, гидрокрекинг, каталитический риформинг, алкилирование и пр.).

В России нет исчерпывающей официальной статистики по мини-НПЗ. По данным Росстата, в стране насчитывается 44 мини-НПЗ, при этом только 36 из них ежемесячно отчитываются в Минпромэнерго. Похоже, что это далеко не все отечественные представители малой нефтепереработки. По оценке ООО «ИнфоТЭК-консалт», количество реально существующих мини-НПЗ превышает официальные цифры как минимум вдвое. ИЦ «Кортэс» в своем справочнике «Действующие и строящиеся малые нефтеперерабатывающие предприятия России» перечисляет 80 заводов. Количество же так называемых «самоваров» (закопанных в землю котлов от вагонов-цистерн, в которых путем нагрева разделяют нефть на простейшие фракции) вообще не поддается никакому подсчету, особенно в южных регионах России. Обычно «самовары» ставятся на нелегальных врезках к трубопроводам.

Производство нефтепродуктов облагается достаточно высокими налогами. Поэтому неудивительно, что владельцы мини-НПЗ часто не желают афишировать себя, а более половины заводов, как отмечают эксперты, вообще работают без лицензий. «Необходимость соблюдать огромное количество норм и требований при легальном строительстве и эксплуатации мини-НПЗ толкает владельцев к сокрытию существования перерабатывающих мощностей, – говорит старший специалист аналитического отдела ООО ИК „Баррель“ Анна Анненкова. – К тому же присутствует и банальное нежелание платить налоги и акцизы».

В зависимости от рынков сбыта мини-НПЗ принято разделять на три группы. Первую составляют заводы в районах нефтедобычи. Основная их задача состоит в обеспечении горюче-смазочными материалами нефтяных городков вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК). Такие заводы есть практически у всех ВИНК. Например, у «Роснефти» – Тарасовская МУНП, «РН-Северная нефть», Стрежевской НПЗ. У «Татнефти» – Кичуйский НПЗ. У «ЛУКОЙЛа» – ТПП «Когалымнефтегаз», «Урайнефтегаз» и т.д. Часть этих заводов, например ТПП «Когалымнефтегаз», имеют довольно развитую конфигурацию, что позволяет им вырабатывать бензин приличного качества (Евро-2).

Во вторую группу входят припортовые мини-НПЗ (например, Ванинский НПЗ). Их строят преимущественно для экспорта нефтепродуктов или бункеровки (погрузки на суда запасов топлива). В случае поставок на экспорт полуфабрикаты этих заводов, прежде чем попасть к конечному потребителю, как правило, проходят дополнительную переработку на заграничных НПЗ. Это вызвано невысоким качеством нефтепродуктов, получаемых на большинстве действующих мини-НПЗ, где отсутствуют технологические возможности для вторичной перегонки. Наконец, к третьей группе относятся региональные мини-НПЗ. Рынок сбыта для них – близлежащие территории и соседние регионы.

До недавнего времени мини-НПЗ строили в основном нефтяники. В 1990-х годах немногочисленные коммерсанты, никак не связанные с добычей нефти, пытались разбогатеть на малой нефтепереработке, но часто терпели фиаско. «В начале 1990-х годов Киришский НПЗ продал лежащую на складе установку „МПУ-100“ (годовая мощность переработки 100 тыс. тонн нефти. – „Эксперт С-З“), – вспоминает Александр Яковлев, директор ООО „ЭПН-консалтинг“ (компания создана на базе экономического отдела ОАО „ВНИИНефтехим“). – В Волхове эту установку смонтировали. Она несколько лет простояла, а потом ее сдали в металлолом, потому что мини-НПЗ оказался абсолютно нерентабельным». Это один из примеров неудачного мини-завода. В то же время в 1998 году был построен Марийский НПЗ, который со временем стал одним из лучших независимых мини-НПЗ в России (успеху предприятия во многом способствовало то, что оно расположено вблизи магистрального трубопровода Сургут – Полоцк, по которому получает сырье).

Ситуация изменилась в 2003-2004 годах. На фоне роста мировых цен на нефть в стране начали проектироваться и строиться именно независимые мини-НПЗ (региональные и припортовые). Так, по данным на конец прошлого года, их строительство велось в Свердловской, Брянской, Пензенской, Липецкой, Ульяновской, Ростовской, Новосибирской, Ленинградской и других областях. А также на Кузбассе, в Красноярском крае, Республике Коми, Эвенкийском АО.

Возможность заработать во сто крат больше на экспорте сырой нефти, нежели на поставках нефтепродуктов на внутренний рынок, привела к тому, что финансовые силы российских нефтяников в основном были брошены на развитие добычи и расширение путей транспортировки углеводородов. При этом ВИНК, которые контролируют практически все основные НПЗ, перестали уделять должное внимание отечественной нефтепереработке.

Дабы гарантированно получать нефтепродукты, а также снизить зависимость от ценового диктата нефтяников, местные администрации стали инициировать строительство региональных мини-заводов. «Собственный мини-НПЗ – это дополнительные рабочие места в регионе, поступление налогов и акцизов в региональные бюджеты. А также отсутствие дополнительных транспортных издержек, которые неизбежно возникают при доставке нефтепродуктов с крупных НПЗ», – говорит генеральный директор компании «ИнфоТЭК-Консалтинг» Наталья Шуляр. Неудивительно, что при строительстве таких заводов не возникает проблем с отводом земли и получением разрешительной документации, а новое предприятие сразу закрепляется на региональном рынке. Основными потребителями мазута выступают котельные коммунального сектора, дизтоплива – сельское хозяйство, местные структуры Минобороны и МВД.

В свою очередь, интерес к созданию припортовых мини-НПЗ был вызван введением дифференцированных экспортных таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты. Пошлины на нефть значительно выше, поэтому, построив заводик, скажем, в приграничном Приморске (Ленинградская область) или на границе с Эстонией и разобрав нефть на простейшие фракции, можно реально экономить на пошлинах до 30%.

Высокий спрос при растущих ценах на нефтепродукты, экономия на пошлинах и транспортных издержках позволяют достаточно быстро возвратить инвестиции в строительство региональных и припортовых мини-НПЗ. Правда, их деятельность подвержена серьезным сезонным колебаниям (в зависимости от стоимости сырой нефти на рынке). Зимой прибыльность составляет 30-40%, а летом они даже могут терпеть убытки. Тем не менее срок окупаемости таких заводов – от полутора до двух лет. Примерно столько же длится строительство с нуля. Поэтому кредит под минипереработку получить достаточно легко.

По большому счету, бум строительства мини-НПЗ – это попытка хоть как-то устранить проблемы, возникающие из-за нерационального размещения основных нефтеперерабатывающих мощностей в России, построенных еще во времена СССР. По законам экономики, НПЗ должны находиться максимально близко к месту потребления нефтепродуктов. Заводов нужно много, различных по мощности и продуктовой линейке. Только так можно надежно и с минимальными транспортными издержками снабжать потребителей. К примеру, размер территории, снабжаемой одним российским заводом, более чем в 10 раз превышает оптимальную по стоимости перевозок нефтепродуктов удельную территорию США и в 60 раз – Японии. Таковы последствия советской гигантомании, когда было принято снижать удельные расходы за счет укрупнения единичной мощности предприятий. А то, что нефтепродукты затем придется «гонять» на тысячи километров, мало кого волновало.

Однако на отечественном рынке нефтепродуктов, который контролируется ВИНК и, по сути, является олигополистическим, новым игрокам не рады. Выражается это в том, что нефтяники очень неохотно продают сырье для переработки небольшим заводам, предпочитая своих коллег, у которых наблюдается дисбаланс между добычей и переработкой.

Сырье для мини-НПЗ можно приобрести у малых и средних нефтяных компаний. Им трудно пробиться со своей продукцией на внешний рынок, а схемы процессинга (отдаем нефть на НПЗ в другой регион, получаем обратно нефтепродукты) становятся все менее выгодными. Но заключать долгосрочные контракты сторонам удается далеко не всегда. По словам Натальи Шуляр, есть примеры, когда построенные мини-НПЗ в Кабардино-Балкарии, Оренбургской области, Дагестане не работают из-за отсутствия сырья.

Эксперты считают, что строительство мини-НПЗ при отсутствии своего сырья оправдано только тогда, когда нормально работает рынок сырой нефти (например, через нефтяную биржу). Иначе мини-НПЗ становятся уязвимыми для поглощения поставщиком (как ВИНК, так и небольшой нефтяной компанией). О создании нефтяной биржи в России заявлено, но когда она реально заработает, неизвестно, так как нефтяные компании не изъявляют особого желания торговать на ней.

Вероятно, государство могло бы стимулировать появление небольших перерабатывающих мощностей в регионах. Пусть это будут не мини-заводы, а предприятия мощностью свыше 2-3 млн тонн нефти в год, на которых уже экономически выгодно вводить капиталоемкие вторичные процессы переработки. Это позволит снижать конечную стоимость нефтепродуктов. Однако проблемы малой нефтепереработки государство пока не замечает.

Интеграция России в европейское сообщество неминуемо приведет к тому, что требования к промышленной безопасности и экологии в нефтепереработке будут ужесточаться. Этот процесс уже идет: Ростехнадзор с этого года взял под особый контроль качество продукции мини-НПЗ и поставки сырья для них. С 2007 года собственники трубопроводной сети обязаны устанавливать охранные системы, которые позволяют выявлять незаконные врезки в трубу. Также до конца 2008 года моторное топливо в стране должно вырабатываться на уровне не ниже Евро-2, до конца 2009-го – Евро-3, до конца 2013-го – Евро-4.

Все это заставит собственников действующих мини-НПЗ модернизировать заводы. Новые мощности придется строить, опираясь на новейшие технологии и оборудование. Проблем с выбором современных нефтеперерабатывающих установок малой мощности нет. За последние годы российские образцы не только стали соответствовать мировому уровню, но и обходятся дешевле. Сложность в другом. Устанавливать на мини-НПЗ технологическое оборудование для вторичной нефтепереработки не имеет смысла в принципе. Выход – увеличение мощности заводов (то есть переход в категорию малых и средних НПЗ) за счет монтажа дополнительных установок первичной переработки и параллельно развертывание вторичных процессов. Владельцам мини-НПЗ, которые не пойдут по этому пути, рано или поздно придется свернуть свой бизнес.

По оценке экспертов, более или менее точно судьбу мини-НПЗ можно прогнозировать до 2010-2015 годов. В ИК «Баррель» считают, что к 2010 году в России появится 10-12 новых заводов мощностью 200-500 тыс. тонн. Дальше загадывать трудно, поскольку ситуация в российской нефтепереработке может существенно измениться. Связано это в первую очередь с тем, что заработают новые большие НПЗ (например, Нижнекамский НПЗ) и модернизированные (Туапсинский, Комсомольский, Киришский НПЗ, Ангарская НХК), а это частично насытит внутренний рынок нефтепродуктов.

По данным Минпромэнерго РФ, за 2006 год объем переработки нефти на мини-НПЗ составил 4,5 млн тонн (в том числе НПЗ в составе нефтяных компаний – 2,5 млн тонн, независимые – 2 млн тонн). Для сравнения: в 2002 году объем переработки на мини-НПЗ составлял 3,2 млн тонн. За первое полугодие 2007 года на отечественных мини-НПЗ переработано 2,8 млн тонн (в том числе НПЗ в составе нефтяных компаний – 1,2 млн тонн, независимые – 1,6 млн тонн). Доля мини-НПЗ – около 2% от общего объема нефтепереработки в России (219,5 млн тонн в 2006 году), в том числе доля независимых – около 0,9%.

Мини-НПЗ сложно выживать

Директор ООО «ЭПН-консалтинг» Александр Яковлев:

– На Западе в связи с повышением требований к качеству нефтепродуктов малые заводы, мощностью переработки 0,5-1,5 млн тонн нефти в год, закрываются и демонтируются. Это связано с тем, что на таких предприятиях невозможно обеспечить должное качество конечного продукта. Так, бензины в соответствии с требованиями Евро-4 и Евро-5 должны содержать мало серы, ароматики (до 35% в Евро-4), бензола (до 0,5-1%). Чтобы получить продукцию такого высокого качества, необходима сложная нефтепереработка, вторичные процессы – каталитический риформинг и крекинг, алкилирование и т.д. Однако организация вторичных процессов на заводах малой мощности экономически невыгодна: рентабельными становятся только более крупные предприятия, перерабатывающие ежегодно свыше 2-3 млн тонн нефти.

Опыт института нефтехимпереработки РБ в создании мини-НПЗ в России

В 70-е годы по заказу Министерства обороны СССР начали разрабатываться и строиться нефтеперерабатывающие заводы малой мощности. Необходимость создания мини-НПЗ для выпуска продуктов из нефти была обусловлена стратегическими соображениями на случай возникновения военных действий в регионах, где есть действующие нефтепроводы или месторождения нефти, продукцию которых можно использовать для нужд военной техники или регионального потребления для предприятий, производящих военную технику.
Разработку технологического регламента для проектирования было поручено осуществить БашНИИНП (ныне ГУП «ИНХП РБ»), проектирование – ВНИПИНефти, изготовление оборудования и комплектацию – Краснокамскому заводу химического машиностроения и Туймазыхиммаш. До 1985 г. было изготовлено восемь комплектов малых НПЗ мощностью по 100 тыс.т/год. Надо подчеркнуть, что заводы были рассчитаны на производство нефтепродуктов по действующим в те годы стандартам: бензины А-56, А-66, А-72, сернистые керосины и дизельные топлива. Вопросы экологии не учитывались. В настоящее время указанные проекты устарели и практически не используются.
В таблице представлен перечень российских установок, построенных по технологическим регламентам ИНХП РБ. В основном мини-НПЗ состоят из одной технологической
установки с соответствующей инфраструктурой и строятся на отдельных площадках. Три из указанных в таблице установок (гг. Рязань, Кириши, Краснодар) были смонтированы
на территории действующих НПЗ, одна (г. Ижевск) – на территории битумного завода, остальные – на отдельных площадках, и названия городов в таблице указывают на близость расположения к ним этих мини-НПЗ.
При создании этих мини-заводов были отработаны проблемы, связанные с минимизацией размеров оборудования, комплектацией объектов общехозяйственного назначения, подготовкой сырья. Были сформулированы основные критерии выбора технологии для схем мини-НПЗ, изложенные далее.
Существуют малотоннажные установки (МТУ) мощностью 5, 10, 25, 50, 100, 300, 400 и 500 тыс.т/год по подготовленному сырью.
1. Наиболее экономически целесообразны МТУ мощностью от 5 до100 тыс.т./год, базирующиеся на технологии атмосферной перегонки подготовленного сырья с получением компонента автобензина марки А-76, дизельного топлива зимних и летних марок, топочных мазутов. Главный критерий для реализации такой технологии – содержание общей серы в сырье не более 1% масс., отсутствие сероводорода и меркаптанов, высокий потенциал светлых фракций (50–80%). При соблюдении этих условий возможно производство автобензина марки А-76 (с обязательным
добавлением ввозимых со стороны высокооктановых компонентов – метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ), алкилата, концентратов толуольно-ксилольной фракции и др.), дизельное топливо по ГОСТ с содержанием серы не выше 0,5% масс. и топочные мазуты марок М-40 и М-100. Такие установки окупаются в течение 0,5–2 лет в зависимости от стоимости исходного сырья, которая может равняться себестоимости добычи нефти или ее рыночной цене в случае питания от магистрального нефтепровода. Для МТУ упрощается решение проблем отгрузки продукции.
2. В зависимости от содержания газообразных компонентов, воды и хлористых солей в сырье МТУ необходимо оборудовать блоками его подготовки – стабилизации и обессоливания.

Допустимое содержание газов в подготовленном сырье – не более 2% масс., хлористых солей – не более 20 мг/см 3 .
3. Увеличение содержания серы, наличие сероводорода и меркаптанов в сырье приводит к необходимости включения в схему блоков облагораживания для решения проблем
экологии и обеспечения требований стандартов качества нефтепродуктов. Включение этих блоков резко удорожает стоимость комплекса.
4. Для переработки сернистых и высокосернистых нефтей в товарные нефтепродукты в схему комплекса должны быть включены установки обессеривания, базирующиеся на
технологии гидроочистки, а для производства необходимого водорода и получения высокооктанового компонента бензина – установка каталитического риформинга. Ввиду
высокой стоимости, технологической сложности этих блоков и необходимости утилизации сероводорода включение их в состав комплекса экономически целесообразно только
при мощности установки 300–500 тыс.т/год и выше.
5. При значительной выработке прямогонных бензинов в схему комплекса вместо каталитического риформинга может быть включена установка «Цеоформинг», обеспечивающая производство сжиженных газов (пропана и бутана) и высокооктановых компонентов по безводородной технологии. Это целесообразно, если нет необходимости получения водорода для гидроочистки дизельных фракций. Оптимальная мощность «Цеоформинга» в зависимости от объема производства бензина – от 20 тыс. до 100 тыс.т/год.
6. При необходимости производства битумов МТУ дополняют блоками вакуумной перегонки мазута и битумным (при условии, если исследование остатков перегонки покажет пригодность их к производству битумов стандартного качества). Включение этих блоков экономически выгодно при мощности МТУ не менее 50 тыс.т/год.
Следует подчеркнуть, что при отработке технологий комплекса установок мини-НПЗ и учитывая большой спрос предприятий, авторы пришли к выводу, что мини-НПЗ, оборудованные малотоннажными установками для переработки нефтей и газовых конденсатов, – перспективное направление в решении проблем обеспечения потребности
регионов в нефтепродуктах. Строительство МТУ с целью регионального обеспечения нефтепродуктами целесооб разно и экономически выгодно в местах: отдаленных от
центров крупнотоннажного производства нефтепродук тов; небольших труднодоступных месторождений, для обеспечения региональных потребностей; геологических и
нефтедобывающих предприятий, для удовлетворения собственных нужд (завоз и потребление нефтепродуктов по существующим ценам – наибольшая статья расходов этих предприятий); отдаленных от центра предприятий, расположенных вдоль магистральных нефтепроводов большой протяженности, для регионального обеспечения.
К одной из негативных сторон малых НПЗ относится то, что они в основном базируются на установках атмосферной перегонки малосернистых нефтей. Продукция: прямогонные
низкооктановые бензиновые фракции, сернистый керосин, дизельное топливо с содержанием серы до 0,5% масс., а также остаток – мазут, чаще всего возвращаемый в нефть.
Сброс остатка перегонки в товарную нефть ведет к ухудшению ее качества при приеме в переработку на крупных НПЗ.
Так, к некоторым нефтепроводам, подающим нефть из Западной Сибири, привязаны 3–4 мини-НПЗ суммарной мощностью до 500 тыс.т/год. С этих заводов в нефтепровод возвращается до 250–300 тыс.т/год мазута, что ведет к снижению в нефти суммарного содержания светлых и, как следствие, к снижению загрузки вторичных процессов на крупных НПЗ.
Опыт эксплуатации малого НПЗ по переработке шаимской парафинистой нефти в ТПП «Урайнефтегаз», в состав которого включены установки атмосферной и вакуумной перегонки, установка гидроочистки и риформинга бензина, а также блок производства битума, показал целесообразность организации глубокой переработки нефти на малотоннажных установках.
Анализ прочих проблем, связанных с созданием мини-НПЗ, достаточно подробно представлен в периодической литературе [1–5]. Наиболее характерные замечания относятся к тому, что до сих пор отсутствуют типовые проекты и нормативная база для строительства. Более того, мини-НПЗ приравнены к крупным НПЗ буквально во всем. Однако для них нужны специальные технологии, применимые в условиях малотоннажного производства и обеспечивающие выпуск не полуфабрикатов, а товарной продукции, необходим иной подход к проектированию, строительству и эксплуатации.
Мини-НПЗ должны иметь сертификат Росстандарта и разрешение на применение Ростехнадзора. Необходимо наличие нормативной документации, регламентирующей расположение объектов на стройплощадке мини-НПЗ, в частности разрывы между основными аппаратами, расположение их в резервуарном парке, а также нормирующей допустимые объемы резервуаров. Кроме того, должен быть отработан порядок согласования с контролирующими органами.
Все указанные факты вызывают беспокойство нефтепереработчиков и ждут своего решения, от которого зависит и дальнейшая судьба действующих и создаваемых мини-НПЗ, питающихся от магистральных нефтепроводов, поставляющих нефть в крупные нефтеперерабатывающие центры России.

Список литературы
1. Глазов Г.И., Гараиев А.М., Тимерханов Р.В. Малотоннажные модульные установки // Химия и технология топлив и масел. 2003. №1–2. С.25.
2. Хабибуллин С.Г., Гильмутдинов С.С. Совершенствование малотоннажного комплекса переработки шаимских нефтей на НПЗ ТПП «Урайнефтегаз» ООО «Лукойл» // Материалы III Международного симпозиума «Нефтяные дисперсные системы: НДС – 2004». М.: Нефть и газ, 2004. С.49.
3. Каданцев В. Нужны ли России мини-НПЗ? // Нефть России. 2006. №11.
4. Степанов В.Г. Малотоннажные производства моторных топлив на отдаленных промыслах // Химия и технология топлив и масел. 2005. №1.
5. Хайрудинов И.Р., Деменков В.Н., Султанов Ф.М., Теляшев Э.Г. Направления совершенствования технологии атмосферной перегонки нефти на малотоннажных установках // Материалы Международной научно-практической конференции «Нефтегазопереработка и нефтехимия – 2006». Уфа: ГУП «ИНХП РБ». 2006. С.48.

Завершился первый этап проверок на мини-НПЗ, которые проводятся с начала года по приказу президента Дмитрия Медведева.

По данным отчета, в стране работает порядка 228 так называемых «самоваров», и большая часть с существенными нарушениями законодательства. Результаты проверки только половины из них принесли в казну 2 млн руб. — такова общая сумма штрафов, выписанных Ростехнадзором производителям низкокачественного топлива.

По состоянию на начало осени Ростехнадзор побывал на 108 предприятиях в 26 субъектах страны. Всего, по данным ведомства, в России работает 228 мини-НПЗ. Следующим этапом должны стать проверки на территории Уральского федерального округа.

Инициатором масштабной ревизии стал президент Дмитрий Медведев после того, как на совещании в Омске в феврале нефтяники пожаловались на недобросовестных производителей нефтепродуктов. За последние пять лет было построено 196 малых нефтеперерабатывающих предприятий, из которых на легальных основаниях работает около 40%, рассказал глава «Газпром нефти» Александр Дюков. В отчете Ростехнадзора число нарушителей лицензионных обязательств несколько меньше — разрешение на осуществление деятельности по эксплуатации взрывоопасных производственных объектов отсутствует у 20 из 108 заводов.

По данным ведомства, 75% проверенных мини-НПЗ построены в период с 2001 по 2009 год и имеют мощность от 8 тыс. до 100 тыс. т в год. Более мощные заводы работают в Татарии, до 300 тыс. т, и Ханты-Мансийском АО, до 4 млн т. Все предприятия имеют довольно низкую глубину переработки, в пределах до 50%, и их основными продуктами являются печное топливо, бензиновая фракция и мазут. Поставка сырья на мини-НПЗ осуществляется по давальческой схеме в основном автомобильным транспортом, около 30 предприятий имеют возможность отгружать продукцию по железной дороге. Из 108 мини-НПЗ только три подключены к магистральному нефтепроводу «Транснефти».

Основным акцентом отчета стало несоблюдение норм промбезопасности. «Собственники предприятий, как правило, нацелены на быстрое получение прибыли в ущерб безопасности жизни и здоровья как непосредственно работников предприятия, так и третьих лиц», — говорится в документе.

В результате проверок выявлено 5322 нарушения требований промышленной безопасности и природоохранного законодательства. По состоянию на середину сентября судами было вынесено решение оштрафовать 27 предприятий на общую сумму 1,58 млн руб., еще 63 мини-НПЗ было назначено административное наказание в виде приостановления деятельности от 5 до 90 суток.

Однако владельцы так называемых «самоваров», видимо, не сильно испугались Ростехнадзора, и контрольная проверка показала, что большая часть предприятий не выполнила предписаний ведомства. После чего еще 15 предприятий были вынуждены временно прекратить свою деятельность, а повторно собранные штрафы составили около 450 тыс. руб.

Мини-НПЗ в России ждет незавидная судьба, считает аналитик ФК «Открытие» Вадим Митрошин. «В связи с введением нового техрегламента владельцы встанут перед тяжелым выбором: либо инвестировать значительные средства в увеличение и модернизацию мощностей заводов, либо их продавать», — поясняет г-н Митрошин. Но в первом случае вопрос будет ограничен доступностью капитала, а во втором сбыть активы будет тяжело из-за отсутствия спроса. Кроме того, рентабельность продаж продукции мини-НПЗ существенно пострадает из-за роста акцизов на бензин, не соответствующий стандартам Евро-3. Сама идея прижать «самовары» вполне вписывается в концепцию энергобезопасности и энергоэффективности, когда, например, применение печного топлива будет искореняться за счет газификации страны, считает эксперт.

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка МТБЭ можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков «Рынок МТБЭ в России».

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка антидетонационных добавок можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков « Рынок антидетонационных добавок в России ».

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка бензина можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков « Рынок автомобильных бензинов в России »

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) – производители дизельного топлива

Первые нефтеперерабатывающие заводы в Советской России были введены в строй в конце 20-х –30-х годов прошлого века в период индустриализации. Второй волне строительства НПЗ дала толчок вторая мировая война, когда Советский Союз был вынужден построить несколько заводов в Поволжье и на Дальнем Востоке для обеспечения снабжения войск топливом. Но основная часть нефтеперерабатывающих заводов России появилась в два послевоенных десятилетия: до 1965 г. было введено в эксплуатацию 16 заводов, почти половина действующих на сегодняшний день в стране.

К 1990-м годам суммарные мощности НПЗ по первичной переработке нефти, расположенные на территории Российской Федерации, достигли 296 млн тонн в год. Но с началом экономических реформ резко сократилось внутреннее потребление нефтепродуктов. В результате чего мощности заводов оказались загруженными менее чем на 50%.

Наличие избыточных мощностей, а также отсутствие инвестиций привело к моральному и физическому устареванию оборудования заводов. Это объясняет тот факт, что на рубеже веков глубина переработки нефти составила в среднем по России лишь 67,4 % – намного ниже, чем в любой развитой стране. Примерно то же самое можно сказать и о качестве выпускаемых нефтепродуктов.

С середины 2000-х годов в стране ведется работа по модернизации нефтеперерабатывающих заводов. В частности, к 2015 году все производимое топливо должно соответствовать стандарту Евро-5. А на последующие годы планируется массовое внедрение комплексов глубокой переработки нефти. Этому способствуют и рост внутреннего потребления, и высокие цены на нефтепродукты на внешних рынках.

В постсоветское время в Российской Федерации были запущены несколько нефтеперерабатывающих предприятия общей мощностью свыше 16 млн тонн, из которых выделяется Нижнекамский НПЗ (8 млн тн). При этом в стране появились около 250 мини-НПЗ с глубиной переработки около 40%, а также несчетное множество нелегальных «самоваров», в основном, на территории Северного Кавказа. В качестве одной из мер по стимулированию строительства современных производств правительство России запретило подключение к магистральным нефтепроводам новых НПЗ, глубина переработки у которых составляет менее 70 %.

По сообщениям Министерства энергетики, сейчас в России существуют планы строительства 22 новых НПЗ. Если все они реализуются, то с учетом модернизации существующих заводов, объемы производства дизельного топлива в стране удвоятся. В частности, в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан планировалось построить самый крупный в России НПЗ, глубина переработки нефти составит 93 %, что соответствует достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих заводах США. Однако пока многие планы остаются лишь на бумаге.

Поделиться ссылкой:

Добавить комментарий