мини нпз в россии список
Список нефтеперерабатывающих заводов России на 2017
Актуальный список крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России на 2017 — 2018 г.
Россия крупнейший обладатель нефтегазовых залежей и поставщик нефтепродуктов. Для получения товарных продуктов, нефть доставляют на нефтеперерабатывающие заводы. НПЗ представляют собой сложный организм по извлечению нефтепродуктов из поставляемого сырья.Количество НПЗ в России в последние годы не изменилось, по крайней мере основные гиганты по-прежнему в строю, но некоторые заводы поменяли своих собственников. На данной странице приведены последние данные по собственникам и актуальным мощностям заводов.
В другой статье представлен также список мини-НПЗ России.
Крупнейшая компания по добыче и переработке нефти. Обладает огромной разветвленной сетью не только нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих заводов, но и комплементарных производств, а также заводов по поставке оборудования и расходных материалов. Мощность по переработке российских НПЗ Роснефти в сумме составляет порядка 95,1 млн. тонн в год.
Одна из наиболее прогрессивных нефтегазовых компаний, имеет развитую структуру не только в России, хотя 88% запасов и 83% добычи находится в нашей стране. Компания обладает мощностями более, чем в 30 странах, что позволяет быть одной из крупнейших в мире.Суммарная мощность нефтеперерабатывающих заводов 82,1 млн. тонн нефти в год, включая 2 мини и зарубежные НПЗ (российские — 65%, зарубежные — 35%).
Нефтеперерабатывающие заводы, НПЗ, нефтеперерабатывающая промышленность России
Основной задачей нефтеперерабатывающих предприятий является глубокая переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл Нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга,коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.
НПЗ классифицируются по способу переработки нефти на топливные, топливно-масляные и топливно-нефтехимические.
Основными показателями НПЗ являются:Объем переработки (в млн. тонн.)Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа).
Список нефтеперерабатывающих заводов России:
ОАО “Ангарская нефтехимическая компания” (Ангарский НПЗ)
665830, Россия, Иркутская обл., г. Ангарск, ОАО “Ангарская нефтехимическая компания”Тел./факс: (3955) 57-47-00, 57-70-02
ЗАО “Антипинский нефтеперерабатывающий завод” (Антипинский НПЗ)
625047, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, 6-й км Старого Тобольского тракта, д. 20Тел./факс: +7 (495) 755-83-59, +7 (3452) 28-43-01, 28-41-80
ООО “Афипский нефтеперерабатывающий завод” (Афипский НПЗ)
353236, Россия, Краснодарский край, Северский р-он, пос. Афипский, промзонаТел./факс: +7 (86166) 3-46-10, 6-05-31, 3-38-30, 3-43-64, 6-05-86
662110, Россия, Красноярский край, Большеулуйский р-н, промзона НПЗ ОАО “АНПЗ ВНК”Тел./факс: +7 (39159) 5-33-10, 5-37-10
ООО “Красноленинский нефтеперерабатывающий завод”
628183, Россия, Ханты-Мансийский АО – Югра, г. Нягань, 2-й проезд, 6, корп. 1Тел./факс: +7 (34672) 5-17-68, 5-29-47
607650, Россия, Нижегородская обл., г.Кстово, ООО “ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез”Тел./факс: Тел.: +7 (8312) 38-10-09, 36-98-70
ОАО “Газпромнефть – Московский НПЗ”
109429, Россия, г. Москва, Капотня, 2 квартал, д. 1, корп. 3Тел./факс: +7 (495) 734-92-00, 355-62-52
ОАО “Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод” (Куйбышевский НПЗ)
443004, Россия, Самарская обл., г. Самара, ул. Грозненская, д. 25Тел./факс: +7 (846) 377-32-18, 377-44-55, 377-47-77
ОАО “Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод” (Новокуйбышевский НПЗ)
446207, Россия, Самарская обл., г. Новокуйбышевск, ОАО “Новокуйбышевский НПЗ”Тел./факс: +7 (84635) 3-44-12, 6-12-38
ООО “Ижевский нефтеперерабатывающий завод”
426028, Россия, Удмуртская Республика, г. Ижевск, ул. Пойма 115 “Б”Тел./факс: (3412) 505-446, 505-127, 505-158
ОАО “Газпромнефть-Омский НПЗ”
644040, Россия, Омская обл., г.Омск, пр.Губкина, 1Тел./факс: +7 (3812) 69-04-81, 63-11-88
462407, Россия, Оренбургская обл., г.Орск, ул. Гончарова, 1аТел./факс: (3537) 34-24-51, 34-25-00, 34-33-34, 34-29-09, 34-24-53
ООО “Марийский нефтеперегонный завод”
424004, Россия, Республика Марий Эл, г. Йошкар-Ола, ул. Комсомольская, д.125Тел./факс: (8362) 68-10-10, 68-10-20, 68-10-09
ОАО “Хабаровский нефтеперерабатывающий завод”
680011, Россия, Хабаровский край, г. Хабаровск, ул. Металлистов, 17Тел./факс: +7 (4212) 56-09-14, 79-58-48, 79-58-14, 79-53-63
614055, Россия, Пермский край, г. Пермь, ул. Промышленная, 84Тел./факс: +7 (342) 220-22-22, 220-22-88, 220-20-19, 220-29-26
ООО “РН-Комсомольский НПЗ” (Комсомольский НПЗ)
681007, Россия, Хабаровский край, г. Комсомольск-на-Амуре, ул. Ленинградская, д. 115Тел./факс: +7 (4217) 22-70-25, 22-70-34
ОАО “Уфимский нефтеперерабатывающий завод” (ОАО “УНПЗ”)
450029, Башкортостан Респ, Уфимский р-н, Уфа г, Ульяновых ул, 74Тел./факс: +7 (347) 269-09-77, 279-75-58
ООО “ПО “Киришинефтеоргсинтез”
187110, Россия, Ленинградская обл., г. Кириши, Шоссе Энтузиастов, 1Тел./факс: +7 (81368) 91-209, 533-42, 330-93, 510-11, 91-443
150000, Россия, Ярославская обл., г. Ярославль, Московский проспект, д.130, ГКПТел./факс: +7 (4852) 49-81-00, 47-18-74
ООО “ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка” (Волгоградский НПЗ)
Адрес: 400029, Россия, Волгоградская обл., г.Волгоград, ул. 40 лет ВЛКСМ, 55Тел./факс: +7 (8442) 96-30-01, 96-35-99, 96-34-58, 96-34-35
ОАО “Саратовский нефтеперерабатывающий завод” (Саратовский НПЗ)
Адрес: 410022, Россия, Саратовская обл., г.Саратов, ул. Брянская, д. 1Тел./факс: +7 (8452) 47-30-65, 47-31-38
ЗАО “Рязанская нефтеперерабатывающая компания”
390011, Россия, Рязанская обл., г.Рязань, район Южный промузел, д. 8Тел./факс: +7 (4912) 93-31-41, 93-30-84
ОАО “Сызранский НПЗ”
446009, Россия, Самарская обл., г. Сызрань, ул. Астраханская, д. 1Тел./факс: +7 (8464) 98-81-10, 98-81-22
ОАО “НК “Роснефть” – Московский завод “Нефтепродукт”
105118, Россия, г. Москва, Шоссе Энтузиастов, д. 40Тел./факс: +7 (495) 673-27-05, 796-97-78, 796-97-79, 796-97-57
ООО “РН-Туапсинский НПЗ”
352800, Россия, Краснодарский край, г. Туапсе, ул. Сочинская, 1Тел./факс: +7 (86167) 77-7-14, 7-75-00
ОАО “Московский нефтемаслозавод”
129128, Россия, г. Москва, проспект Мира, д. 222.Тел./факс: +7 (499) 187-81-81, 187-00-27, 187-83-09, 189-67-40, 187-01-76
АО “Краснодарский нефтеперерабатывающий завод – Краснодарэконефть”
350007, Россия, Краснодарский край, г. Краснодар, ул. Захарова, 2Тел./факс: +7 (861) 992-72-00, 268-76-43
169300, Россия, Республика Коми, г. Ухта, ул. Заводская, д. 11Тел./факс: +7 (8216) 76-20-60, 73-25-74
ОАО “Новошахтинский завод нефтепродуктов”
346392, Россия, Ростовская обл., Красносулинский район, Киселевское сельское поселениеТел./факс: +7 (86369) 5-15-00, 5-15-09, 210-70-40
423570, Россия, Республика Татарстан, г. Нижнекамск, промзонаТел./факс: +7 (8555) 49-02-02, 49-02-00
Крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы России / Пронедра
Россия, один из мировых лидеров по добыче нефти, располагает серьёзными мощностями по производству продуктов переработки «чёрного золота». Заводы выпускают топливную, масляную и нефтехимическую продукцию, при этом суммарные годовые объёмы производства бензина, дизельного топлива и топочного мазута достигают десятков миллионов тонн.
В настоящее время на территории России функционируют 32 крупных нефтеперерабатывающих завода и ещё 80 мини-предприятий, также занятых в данной отрасли. Совокупные мощности НПЗ страны дают возможности переработки 270 млн тонн сырья. Представляем вашему вниманию топ-10 заводов по переработке нефти по критерию установленных производственных мощностей. Предприятия, вошедшие в список, принадлежат как государственным, так и частным нефтекомпаниям.
Предприятие «Газпромнефть-ОНПЗ» более известно как Омский нефтеперерабатывающий завод. Владельцем завода является компания «Газпром нефть» (структура «Газпрома»). Решение о постройке предприятия было принято в 1949 году, завод запустили в 1955 году. Установленная мощность достигает 20,89 млн тонн, глубина переработки (соотношение объёма сырья к количеству производимых продуктов) — 91,5%. В 2016 году Омский НПЗ переработал 20,5 млн тонн нефти. Пронедра писали ранее, что фактическая переработка на НПЗ в 2016 году снизилась в сравнении с уровнем 2015 года.
В прошлом году произведено в том числе 4,7 млн тонн бензина и 6,5 млн тонн дизтоплива. Кроме топлива, завод производит битумы, коксы, кислоты, гудрон и другую продукцию. За последние несколько лет предприятие за счёт модернизации мощностей сократило количество выбросов в атмосферу на 36%, к 2020 году планируется снизить степень вредного воздействия на окружающую среду ещё на 28%. В общей сложности за последние 20 лет количество выбросов уменьшилось в пять раз.
Киришский нефтеперерабатывающий завод («Киришинефтеоргсинтез», предприятие «Сургутнефтегаза») мощностью 20,1 млн тонн находится в городе Кириши Ленобласти. Ввод в эксплуатацию состоялся в 1966 году. Фактически в среднем перерабатывает более 17 млн тонн нефти с глубиной 54,8%. Кроме ГСМ, выпускает аммиак, битумы, растворители, газы, ксилолы. По данным предприятия, в последние годы по результатам анализа 2,4 тыс. проб превышений нормативов выбросов вредных веществ в атмосферный воздух выявлено не было. В пределах контрольных точек санитарно-защитной зоны комплекса экологических нарушений также не обнаружено.
3. «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (18,8 млн тонн)
Крупнейший НПЗ «Роснефти» мощностью в 18,8 млн тонн — «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (до 2002 года — Рязанский нефтеперерабатывающий завод) — выпускает автобензин, дизтопливо, авиакеросин, котельное горючее, битумы для строительной и дорожной отраслей. Предприятие начало работать в 1960 году. В прошлом году завод переработал 16,2 млн тонн сырья с глубиной 68,6%, произведя при этом 15,66 млн тонн продукции, в том числе 3,42 млн тонн бензина, 3,75 млн тонн дизтоплива и 4,92 млн тонн мазута. На предприятии в 2014 году начал работать центр экологических исследований. Также функционируют пять экологических лабораторий. Замеры вредных выбросов осуществляются с 1961 года.
Один из лидеров отечественной нефтепереработки, предприятие «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» (владелец — «Лукойл»), расположено в городе Кстово Нижегородской области. Предприятие, мощность которого в настоящее время достигает 17 млн тонн, было открыто в 1958 году и получило наименование Новогорьковский нефтеперерабатывающий завод.
НПЗ производит порядка 70 наименований продукции, включая бензиновое и дизельное топливо, горючее для авиационного транспорта, парафины и нефтебитумы. «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» является единственным в России предприятием, выпускающим пищевые парафины твёрдого типа. Глубина переработки достигает 75%. На заводе работает экологическая лаборатория, имеющая в своём составе два передвижных комплекса. В рамках программы «Чистый воздух» резервуары завода оборудованы понтонами для уменьшения в десятки раз количества выбросов углеводородов в атмосферу. За последние десять лет усреднённые показатели загрязнения окружающей среды снизились втрое.
Волгоградский (Сталинградский) НПЗ, запущенный в 1957 году, в 1991 году вошёл в состав компании «Лукойл» и получил новое название — «Лукойл-Волгограднефтепереработка». Мощность завода составляет 15,7 млн тонн, фактическая — 12,6 млн тонн с глубиной переработки в 93%. Сейчас предприятие выпускает около семи десятков наименований продуктов нефтепереработки, включая автобензин, дизтопливо, сжиженные газы, битумы, масла, коксы и газойли. По данным «Лукойла», благодаря выполнению программы экологической безопасности, валовые объёмы вредных выбросов были сокращены на 44%.
Ново-Ярославский нефтеперерабатывающий завод (в настоящее время — «Славнефть-ЯНОС», совместная собственность компаний «Газпром» и «Славнефть»), начал работать в 1961 году. Актуальная установленная мощность завода составляет 15 млн тонн сырья, глубина переработки — 66%. Предприятие занято выпуском автомобильных бензинов, дизельного горючего, топлива, используемого в реактивных двигателях, широкого спектра масел, битумов, восков, парафинов, ароматических углеводородов, мазута и сжиженных газов. За последние 11 лет «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» существенно улучшил качество своих промышленных стоков. Количество накопленных прежде отходов уменьшилось в 3,5 раза, а объём загрязняющих выбросов в атмосферу — в 1,4 раза.
В 1958 году был введён в эксплуатацию Пермский нефтеперерабатывающий завод. Позже он получил такие названия, как Пермский нефтеперерабатывающий комбинат, «Пермнефтеоргсинтез» и в итоге, после перехода в собственность «Лукойла», был переименован в «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез». Мощность предприятия при глубине переработки сырья 88% достигает 13,1 млн тонн. «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» производит широкий ассортимент продукции, включающий десятки пунктов — бензины, дизтопливо, горючее для реактивных силовых установок, газойли, толуол, бензол, сжиженные углеводородные газы, серу, кислоты и нефтяные коксы.
По заверениям руководства завода, на предприятии активно осуществляются меры, которые позволяют исключить выбросы в окружающую среду загрязняющих компонентов сверх нормативных ограничений. Все виды нефтесодержащих отходов утилизируются при помощи специального современного оборудования. В прошлом году завод победил в конкурсе «Лидер природоохранной деятельности в России».
Московский нефтеперерабатывающий завод (собственник — «Газпром нефть»), который в настоящее время обеспечивает удовлетворение 34% потребностей российской столицы в нефтепродуктах, был построен в 1938 году. Мощность предприятия достигает 12,15 млн тонн при глубине переработки в 75%. Завод занят преимущественно в топливном сегменте — производит моторное горючее, однако дополнительно выпускает и битум. Также производятся сжиженные газы для бытовых и коммунальных нужд, топочный мазут. По данным «Газпромнефть — Московский НПЗ», система экологического менеджмента на предприятии соответствует международным стандартам.
Тем не менее, с 2014 года завод неоднократно оказывался в центре внимания ввиду выбросов сероводорода в атмосферный воздух Москвы. Хотя, по данным МЧС, источником загрязнения действительно оказалось упомянутое нефтеперерабатывающее предприятие, соответствующие официальные обвинения предъявлены не были, а под подозрение попали ещё три десятка промышленных объектов, расположенных в городе. В 2017 году представители Московского НПЗ сообщили, что превышений по загрязняющим выбросам на территории предприятия не наблюдается. Напомним, в московской мэрии заявили о запуске системы наблюдения за выбросами завода.
Предприятие «РН-Туапсинский НПЗ» является старейшим нефтеперерабатывающим заводом в России. Он был построен в 1929 году. Уникальность предприятия состоит также в том, что это — единственный НПЗ в стране, расположенный на черноморском побережье. Собственник «РН-Туапсинский НПЗ» — корпорация «Роснефть». Мощность завода составляет 12 млн тонн (фактически в год перерабатываются 8,6 млн тонн сырья), глубина переработки — до 54%. Основной ассортимент выпускаемых продуктов — бензин, включая технологический, дизтопливо, керосин для осветительных целей, мазут и сжиженный газ. По данным администрации завода, на НПЗ удалось в сжатые сроки сократить в два раза объёмы загрязняющих выбросов в атмосферный воздух. Также качество стоков доведено до показателя рыбохозяйственных водоёмов первой категории.
10. «Ангарская нефтехимическая компания» (10,2 млн тонн)
В Ангарске Иркутской области расположились производственные объекты «Ангарской нефтехимической компании», специализирующейся на нефтепереработке. В комплекс входят нефтеперерабатывающий, химический блоки, а также комбинат по производству масел. Установленная мощность — 10,2 млн тонн, глубина переработки — 73,8%. Комплекс был запущен в 1945 году как предприятие по производству жидкого угольного топлива, а в 1953 году ввели в эксплуатацию первые нефтехимические мощности. Сейчас компания производит автобензин, дизтопливо, керосин для воздушных судов, спирты, мазут, серную кислоту, масла. В рамках выполнения мероприятий экологической безопасности обустроены закрытые факелы для нейтрализации сбросных газов, возводится система оборотного водоснабжения.
Лидеры в переработке нефти: топ регионов и компаний
Если говорить о российской нефтеперерабатывающей отрасли в целом, то для неё характерна большая (до 90%) степень консолидации. Заводы преимущественно работают в составе компаний вертикально-интегрированного типа.
Большая часть существующих в России нефтеперерабатывающих заводов была построена ещё в советский период. Распределение нефтеперерабатывающих предприятий по регионам осуществлялось по двум принципам — близости к месторождениям сырья и сообразно необходимости поставок горюче-смазочных материалов и продуктов нефтехимии в конкретные районы РСФСР, или же в соседние республики СССР. Данные факторы и предопределили картину расположения нефтеперерабатывающих мощностей на территории современного российского государства.
Современный этап развития отечественной переработки «чёрного золота» характеризуется не только наращиванием мощностей, но и тотальной модернизацией производства. Последняя даёт возможность российским компаниям как улучшить качество продукции до уровня самых жёстких международных стандартов, так и повысить глубину переработки сырья, а также минимизировать негативное воздействие на окружающую среду.
Нефтеперерабатывающий завод – это. Что такое Нефтеперерабатывающий завод?
Гидроочистка – процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре.
Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах.
Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Наиболее распространённый процесс переработки нефти.
Гидроочистке подвергаются следующие фракции черного золота:
1. Бензиновые фракции (прямогонные и каталитического крекинга);
2. Керосиновые фракции;
4. Вакуумный газойль;
5. Фракции масел.
Гидроочистка бензиновых фракций
Различают гидроочистку прямогонных бензиновых фракций и фракций бензина каталитического крекинга.
1. Гидроочистка бензина прямогонных бензиновых фракций.
Направлен на получения гидроочищенных бензиновых фракций – сырья для риформинга. Процесс гидроочистки бензиновых фракций основан на реакциях гидрогенолиза и частичной деструкции молекул в среде водородсодержащего газа, в результате чего органические соединения серы, азота, кислорода, хлора, металлов, содержащиеся в сырье, превращаются в сероводород, аммиак, воду, хлороводород и соответствующие углеводороды Качество топлива до и после гидроочистки:
Качество топлива до и после гидроочистки:
Параметры процесса: Давление 1,8-2 МПа; Температура 350-420 °C; Содержание водорода в ВСГ – 75 %; Кратность циркуляции водорода 180-300 мі/мі; Катализатор – Ni – молибденовый.
Типичный материальный баланс процесса:
Параметры процесса: Давление 1,5-2,2 МПа; Температура 300-400 °C; Содержание водорода в ВСГ – 75 %; Кратность циркуляции водорода 180-250 мі/мі; Катализатор -кобальт – молибденовый
Гидроочистка дизтоплива. Гидроочистка дизтоплива направлена на снижение содержания серы и полиароматических углеводоров. Сернистые соединения сгорая образуют сернистый газ, который с водой образует сернистую кислоту -основной источник кислотных дождей. Полиароматика снижает цетановое число. Гидроочистка вакуумного газойля направлена на снижение содержания серы и полиароматических углеводородов. Гидроочищенный газойль является сырьем для каталитического крекинга. Сернистые соединения отравляют катализатор крекинга, а также ухудшают качество целевого товара бензина каталитического крекинга (см. Гидроочистка бензиновых фракций).
Качество топлива до и после гидроочистки:
Параметры процесса: Давление 8-9 МПа; Температура 370-410 °C; Содержание водорода в ВСГ – 99 %; Кратность циркуляции водорода >500 мі/мі; Катализатор -никель-молибденовый.
Типичный материальный баланс процесса:
Гидроочистка нефтяных масел
Гидроочистка нефтяных масел необходима для осветления масел и придания им химической стойкости, антикоррозийности, экологичности. Гидроочистка улучшает также индексвязкости моторных масел. Во многом гидроочистка нефтяных масел аналогична гидроочистке вакуумных газойлей.
Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это
Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу) при переработке нефти на НПЗ
Сероводород, получаемый с гидрогенизационных процессов переработки сернистых и высокосернистых нефтей, газовых конденсатов и установок аминной очистки нефтяных и природных газов, обычно используют на НПЗ для производства элементной серы, иногда для производства серной кислоты.
В связи с ужесточением экологическим норм, для утилизации кислого газа, полученного в результате регенерации, могут использоваться следующие способы:
– закачка в пласт (захоронение);
– переработка в серу по методу Клауса с получением товарной серы по ГОСТ 127.1 93 ч 127.5 93;
– жидкофазное окисление h3S с получением серы нетоварной или товарной серы.
Подземное захоронение кислого газа как способ утилизации нашёл широкое применение в Северной Америке, внедряется в Западной Европе и на Ближнем Востоке. Закачку с целью захоронения кислого газа как отхода производства проводят в пласт, который имеет достаточную поглотительную способность – например, в непродуктивный пласт, в истощённую газовую или нефтяную залежь, а также в некоторые карбонатные или солевые залежи.
Процессы подземного захоронения кислого газа получили активное развитие в Канаде и USA в конце 80 х годов, когда цены на товарную серу были низкими (соответственно, получение небольшого количества товарной серы на промыслах являлось нерентабельным), а экологические требования и контроль всегда являлись более жёсткими по отношению к нефте- и газодобывающим регионам мира. Для выбора подходящего пласта для захоронения кислого газа проводят геологические исследования, включая моделирование. Как правило, находится возможность подобрать залежь для консервации кислого газа, о чём свидетельствует большое количество реализованных проектов в нефтегазовой отрасли в Северной Америке – примерно на 50 месторождениях в Канаде и 40 месторождениях в USA. В большинстве случаев нагнетательная скважина располагается на расстоянии от 0,1 4,0 км от установки (в отдельных случаях до 14 20 км), поглощающий пласт – на глубине от 0,6 2,7 км.
Общее содержание лёгких углеводородных компонентов обычно составляет 0,5 3 %мол. и незначительно влияет на характеристики кислого газа. Температурный уровень газа между ступенями выбирают таким образом, чтобы избежать конденсации газа (образования жидкой фазы, состоящей в основном из h3S и CO2) и гидратообразования в сконденсированной воде.
Например, с установки подготовки газа Shute Creek (газовое месторождение LaBarge, США) закачивают 1,8 2,5 млн.м3/сут кислого газа (h3S 70 %); установку закачки ввели в действие в 2005 г. как замену установки получения серы (процессы Клауса для переработки h3S в серу и SCOT для хвостовых газов). Таким образом, закачка кислого газа может успешно применяться как на маломощных, так и на крупных установки подготовки попутного и Природного газа.
Способ закачки кислого газа в пласт имеет много технических особенностей. В процессе развития этого способа за рубежом накоплен значительный опыт, который может быть использован при реализации подобных проектов в РФ и ближнем зарубежье. В Канаде на многих промыслах процесс осуществляется в климатических условиях, соответствующих условиям Сибири. Эксплуатирующими и экологическими организациями за рубежом проводится мониторинг возможных утечек h3S и CO2 из подземных захоронений газа. До сих пор не наблюдалось проблемных случаев, экономическая и экологическая эффективность мероприятий по закачке кислого газа признаётся хорошей.
процесс Клауса — наиболее распространен. Это процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода.
Двухстадийный метод промышленного получения серы из сероводорода:
I стадия: термическое окисление сероводорода до диоксида серы.
h3S + 3/2O2 → SO2 + h3O + (0,53 — 0,57) МДж/моль
II стадия: каталитическое превращение сероводорода и диоксида серы.
2h3S + SO2 → 3/nSn + 2h3O + (0,087 — 0,154) МДж/моль
Наиболее применяемый хелатный метод относится к окислительным процессам, основанным на необратимом превращении поглощенного сероводорода в серу. Его сущность заключается в использовании раствора, содержащего ион металла переменной валентности, служащий для переноса кислорода в реакции:
Н2S + 0,5О2→ S + Н2О.
Упрощенный химизм процесса следующий:
2Н2S + 4Fe3+→ 2S+4Н+ + 4Fe2+;
4H+ + О2 + 4Fe2+→ 2Н2О + 4Fe3+;
Н2S + 0,5О2→ S + Н2О.
Ионы железа в растворе находятся в виде хелатного комплекса.
Примером успешной реализации хелатного способа может быть представлена технология LO CAT организации Merichem. По данным компании, полученным при регенерации поглотителя товаром является твёрдая сера («серная лепёшка»), содержащая 60 % основного вещества (в USA может применяться в качестве удобрения). Для получения более чистого товара – серы технической по ГОСТ 127.1 93 – технологическая схема должна быть дополнена промывочными аппаратами, фильтрами и плавильниками, что сокращает издержки на химреагенты, но увеличивает капитальные и эксплуатационные расхода.
Другим примером промышленного процесса жидкофазного окисления является SulFerox организации Shell, в целом схематично аналогичный процессу LO CAT и отличающийся составом реагента. На рисунке 2 показана принципиальная схема процесса LO CAT, на рисунке 3 – процесса SulFerox.
Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это
Нефтепереработка в Российской Федерации ведется на 28 крупных заводах по переработке нефти (НПЗ), а также более чем на 200 мини-НПЗ, менее половины которых работает на легальных основаниях. Суммарная мощность перерабатывающих мощностей на территории Российской Федерации — 279 млн тонн.Наибольшие мощности по переработке нефти расположены в Приволжском, Сибирском и Центральном федеральных округах. В 2004 году отмечалось, что на три этих округа приходится более 70 % общероссийских нефтеперерабатывающих мощностей.сновные производства размещены преимущественно вблизи районов потребления нефтепродуктов: в европейской части страны — в Рязанской, Ярославской, Нижегородской, Ленинградской областях, Краснодарском крае, на юге Сибири и Дальнем Востоке — в городах Омск, Ангарск, Ачинск, Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре. Кроме того, НПЗ построены в Башкирии, Самарской области и Пермском крае — регионах, являвшихся в свое время крупнейшими центрами нефтедобычи. Впоследствии, когда добыча земляного масла переместилась в Западную Сибирь, мощности по нефтепереработке на Урале и в Поволжье стали избыточными.В настоящее время на рынке черного золота и нефтепродуктов в Российской Федерации доминирующее положение занимают несколько нефтяных компаний с вертикально-интегрированной структурой, которые осуществляют добычу и нефтепереработку, а также реализацию нефтепродуктов, как крупным оптом, так и через собственную снабженческо-сбытовую сеть. Рыночная ситуация нефтепродуктов полностью зависит от стратегии нефтяных компаний, формирующейся под воздействием цен на нефть, товарной структуры и географии спроса.В собственности вертикально-интегрированных компаний находятся более 70 % перерабатывающих мощностей страны. Наибольшими установленными мощностями к началу 2010 года располагали фирмы «”Роснефть”» и «Лукойл», они же являются лидерами по объёмам нефтепереработки, 49,6 млн тонн и 44,3 млн тонн соответственно. В сумме это почти 40 % переработанного в Российской Федерации сырья.
Большинство нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) Российской Федерации появились в два десятилетия после Великой Отечественной войны. С 1945 по 1965 год было введено в эксплуатацию 16 НПЗ.
При выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались прежде всего принципом близости к районам потребления нефтепродуктов. НПЗ в Рязанской, Ярославской и Горьковской областях были ориентированы на Центральный экономический район; в Ленинградской области — на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае — на густозаселённый Северо-Кавказский район, в Омской области и Ангарске — на потребности Сибири. Однако шло и наращивание производства нефтепродуктов в местах добычи нефти. До конца 1960-х годов главным нефтедобывающим районом страны было Урало-Поволжье, и новые НПЗ были построены в Башкирии, Куйбышевской и Пермской областях. Эти НПЗ покрывали дефицит нефтепродуктов в Сибири и других районах Российской Федерации, а также в союзных республиках бывшего СССР.
За 1966—1991 годах в СССР было построено 7 новых НПЗ, из них 6 — вне РСФСР (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре). Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 года на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введённый в эксплуатацию в 1982 году. Кроме того, в 1979 году была организована нефтепереработка в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства.В 1990-х годах произошло резкое сокращение объёма производства в переработке нефти. Из-за резкого сокращения внутреннего потребления черного золота при суммарных мощностях по первичной ее переработке 296 млн т в год в 2000 году фактически переработано 168,7 млн т, то есть загрузка заводов по переработке нефти упала до 49,8 %. На большинстве НПЗ продолжала сохраняться отсталая структура переработки нефти с низкой долей деструктивных углубляющих процессов, а также вторичных процессов, направленных на повышение качества продукции. Всё это обусловило низкую глубину нефтепереработки и низкое качество выпускаемых нефтепродуктов. Глубина нефтепереработки в 1999 году составила в среднем по Российской Федерации 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к западноевропейским стандартам.
В последующие годы в переработке нефти наметилась обнадёживающая тенденция. За период 2002—2007 годов наблюдался устойчивый рост объёмов нефтепереработки со среднегодовым приростом порядка 3 % в 2002—2004 годах и 5,5 % в 2005—2007 годах. Средняя загрузка действующих НПЗ по первичной переработке в 2005 году составила 80 %, объём переработки увеличился со 179 в 2000 году до 220 млн тонн в 2006 году. Существенно увеличились инвестиции в нефтепереработку. В 2006 году они составили 40 млрд рублей, что на 12 % больше, чем в 2005 году. Выросла и глубина нефтепереработки.
На ряде НПЗ было проведено строительство комплексов глубокой нефтепереработки. В 2004 году вступил в строй комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля на Пермском НПЗ («Лукойл»), в 2005 году запущена установка каталитического риформинга мощностью 600 тыс. тонн в год на Ярославнефтеоргсинтезе («Славнефть»), комплекс мягкого гидрокрекинга вакуумного газойля и каталитического крекинга на Рязанском НПЗ (ТНК-BP).
В конце октября 2010 года Группа «группа Татнефть» ввела в строй установку первичной нефтепереработки мощностью 7 млн тонн в год — часть строящегося в Нижнекамске комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». Комплекс ориентирован на глубокую переработку тяжелой высокосернистой черного золота, из которой планируется производить высококачественные нефтепродукты, в том числе бензин и дизтопливо стандарта Евро-5. Глубина переработки составит 97 %. В конце 2010 года Нижегородский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) начал выпуск автомобильного бензина стандарта Евро-4. В январе 2011 года Саратовский НПЗ начал производство дизельного топлива стандарта Евро-4.
Всего в 2008—2010 годах в модернизацию НПЗ нефтяными компаниями было инвестировано 177 млрд рублей. За этот период было построено шесть новых и реконструировано десять действующих установок по производству качественных моторных топлив на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) вертикально-интегрированных нефтяных компаний.
В середине 2011 года отмечалось, что модернизация ведётся на большинстве крупных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) Российской Федерации.
8 июля 2011 года Путин провёл совещание «О состоянии переработки нефти и рынка нефтепродуктов в России». Путин заявил, что нужно увеличить глубину нефтепереработки, чтобы это полностью покрывало потребности внутреннего рынка в нефтепродуктах. По мнению Путина, надо вплотную заняться увеличением объёмов переработки нефти, причём именно вторичной переработки, в том числе по таким технологическим процессам, как изомеризация, риформинг, крекинг. Он предложил начать постепенное сближение уровней пошлин на сырую нефть и тёмные нефтепродукты. Первоначально, сказал Путин, предлагается снизить экспортную пошлину на нефть до уровня 60 % и установить ставку экспортной пошлины на нефтепродукты на уровне 66 % от ставки экспортной пошлины на сырую нефть, а с 2015 года — выйти на равные ставки по мазуту и по сырой черного золота. Путин заявил, что процесс модернизации переработки нефти нужно взять под самый тщательный контроль и самим компаниям, и под государственный контроль, причём все организации должны представить конкретные программы реконструкции и развития НПЗ.
В 2011 году были заключены тпошлинуонние модернизационные Договора (нефтекомпаний, правитпошлины и ФАС), которые оговаривают, что к 2015 году в Российской Федерации будет производиться около 180 млн тонн светлых нефтепродуктов. В соглашениях было заявлено, что в ходе модернизации НПЗ на Период до 2020 года нефтяными компаниями будет реализована реконструкция и строительство 124 установок вторичных Процессов на НПЗ. Минэнерго Российской Федерации обеспечивает постоянный Контроль и в рамках своей компетенции проводит мониторинг выполнения программ по модернизации нефтеперерабатывающих мощностей и вводу новых мощностей вторичной Нефтепереработки в целях исполнения поручения Путина от 8 июля 2011 года и 28 декабря 2011 года.
В конце августа 2011 года Путин подписал постановление правительства № 716, устанавливающее новый порядок расчёта вывозных Таможенных налогов на нефтепродукты. Постановление было принято в рамках введения так называемой схемы «60-66», призванной стимулировать развитие Отрасли и увеличивать глубину Переработки нефти. Согласно этой схеме, с 1 октября 2011 года были повышены Пошлины на Экспорт тёмных нефтепродуктов (Мазут, бензол, толуол, ксилолы, вазелин, парафин и смазочные масла), а также на Дизтопливо с 46,7 % от Пошлины на Нефть до 66 %. При этом экспортная Пошлина на сырую Нефть по схеме 60—66 была снижена, чтобы компенсировать нефтяным компаниям Издержки, которые возникнут у них в связи с повышением Пошлин на нефтепродукты. Ранее ставка рассчитывалась по формуле «Цена Черного золота на основе мониторинга за предшествующий месяц плюс 65 % от Разницы между этой Ценой и $182 за 1 тонну ($25 за 1 Баррель — Цена, принятая за основную)», теперь в формуле фигурируют 60 % от Разницы Цен. Согласно постановлению № 716, с 1 января 2015 года Пошлина на темные нефтепродукты увеличится до 100 % от Пошлины на сырую Нефть, Пошлина на светлые не изменится.
Программа модернизации Заводов по переработке нефти нпошлин год была полностью выполнена нефтяными компаниями. Организацией ««Роснефть»» было реконструировано пять установок по вторичной Нефтепереработке: одна установка гидрокрекинга, одна установка гидроочистки Дизтоплива на Куйбышевском НПЗ и три установки каталитического риформинга на Куйбышевском, Сызранском и Комсомольском НПЗ. Кроме тогпошлинаше Срока в 2011 году введена в эксплуатацию устапошлинызомеризации на НПЗ ОАО «Славнефть-ЯНОС» мощностью 718 тыс. тонн в год. По итогам 2011 года план по Выпуску топлива, который был положен в основу модернизационных соглашений, Фирмы даже перевыполнили. Так, Дизтоплива произвели на 1,8 млн тонн больше, чем было заявлено. Замглавы ФАС Анатолий Голомолзин заявил: «По сути, впервые за много лет российские Фирмы начали серьёзно заниматься нефтепереработкой. Они вообще не считали нужным вкладываться в модернизацию и предпочитали более легкие пути. К примеру, выпускали Мазут и экспортировали его. Но после того, как вывозные Таможенные налоги на темные и светлые нефтепродукты уравняли, гнать Мазут стало невыгодно. Теперь с экономической точки зрения интереснее выпускать продукты с более глубокой степенью переработки. Более того, действующая сейчас система Акцизных налогов стимулирует нефтяников выпускать более качественные светлые нефтепродукты».
По состоянию на весну 2012 года велись Работы по реконструкции и строительству 40 установок, ввод в эксплуатацию которых планируется осуществить в Период 2013—2015 годов; строительство установок вторичных Процессов, ввод в эксплуатацию которых запланирован на 2016—2020 годы, в основном находился на стадии планирования либо базового проектирования.
В середине 2012 года отмечалось, что Модернизация НПЗ идёт в рамках установленной программы.
По итогам 2012 года нефтеперерабатывающая Промышленность Российской Федерации поставила рекорд по объёмам Нефтепереработки за последние 20 лет и впервые за последние пять-шесть лет избежала осеннего Кризиса на Рынке Бензина.
В Самарском селе Узюково не без помощи ФСБ России ликвидировали подпольный мини-НПЗ
В Самарской области региональное отделение ФСБ России пресекло деятельность незаконной подпольной нефтебазы.
Об этом 10 марта 2017 г сообщают региональные СМИ.
Подпольный мини-НПЗ находился в ангаре в селе Узюково Ставропольского района, на 17 км автодороги Тольятти–Димитровград.
Незаконный завод работал с размахом, которому могут позавидовать многие крупные нефтепереработчики.
В ангаре, при обыске, сотрудники спецслужбы обнаружили 1 6 малогабаритных нефтеперерабатывающих установок.
Под землей были спрятаны 20 цистерн для хранения сырой нефти и уже получившихся после переработки нефтепродуктов.
О качестве топлива, производимого на данном НПЗ говорить будут эксперты, но то, что бизнес был поставлен на поток, говорят данные о сбыте.
В месяц с этой нефтебазы отправляли до 1 т мазута, дизельного топлива, бензина марок АИ-92 и АИ-80.
Нефтепродукты окольными путями поставлялись на автомобильные заправочные станции (АЗС) на территории Самарской, Волгоградской, Тамбовской и Московской областей.
В результате оперативных мероприятий представители ФСБ задержали 50-летнего жителя г Тольятти, которого подозревают в организации мини-НПЗ.
ФСБ России изъяли финансово-хозяйственную документацию о деятельности мини-НПЗ.
Сейчас решается вопрос о возбуждении уголовного дела по статье – Незаконное предпринимательство.
В России действуют 30 крупных нефтеперерабатывающих предприятий с общей мощностью по переработке нефти 261,6 млн.тонн, а также 80 мини-НПЗ с общей мощностью переработки 11,3 млн тонн. [1] .
В 2008 году в России было произведено 36 млн тонн автомобильного бензина, 69 млн тонн дизельного топлива, 64 млн тонн топочного мазута [2] . Средняя начисленная заработная плата в производстве нефтепродуктов — 45 228 руб/мес (март 2010). [3]
Большинство нефтеперерабатывающих заводов России появились в два послевоенных десятилетия: с 1945 по 1965 г.
За период экономических реформ 1990-х годов в нефтепереработке и нефтехимических отраслях произошло значительное сокращение объёма производства [5] . Из-за резкого сокращения внутреннего потребления нефти при суммарных мощностях по первичной её переработке 296 млн тонн в год в 2000 году фактически было переработано 168,7 млн тонн, то есть загрузка нефтеперерабатывающих заводов упала до 49,8 % [5] .
Это обусловило низкую глубину переработки нефти и низкое качество выпускавшихся нефтепродуктов. [5] Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к стандартам западноевропейских стран и США [5] . После распада СССР были запущены два нефтеперерабатывающих предприятия общей мощностью около 3,5 млн тонн.
В последние годы наметилась обнадёживающая тенденция [5] . Признаком улучшения ситуации является существенное увеличение инвестиций в нефтепереработку [5] . Так, за 2006 год они выросли на 11,7 %, составив 40 млрд рублей. Растёт и внутренний спрос на нефтепродукты [5] .
Глубина переработки нефти за период с 2005 по 2006 выросла с 67,6 до 71,3 % [5] . В последние годы на ряде НПЗ активно ведётся строительство комплексов глубокой переработки нефти [5] .
В октябре 2010 года председатель правительства России В. В. Путин сообщил о принятом правительством решении запретить подключение к магистральным нефтепроводам новых НПЗ, глубина переработки у которых меньше 70 %. [6] Путин сообщил, что в России в настоящее время имеются около 250 мини-НПЗ с глубиной переработки около 40 %. [6] По мнению Путина, «такие объекты нужно серьёзно модернизировать». [6]
К 2012 году при господдержке планируется построить самый крупный в России НПЗ в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, глубина переработки нефти составит 93 %, что соответствует достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих заводах США [5] .
Полковник ГРУ – про Скрипаля и “агентов”
Строй – не хочу: почему нефтяники со сверхдоходами не видят будущее в НПЗ?
На фоне миллиардных и даже триллионных прибылей российских экспортирующих нефтяных компаний, полученных в результате девальвации рубля, вновь остро встает вопрос – почему в России не строятся новые современные НПЗ, ввод которых позволил бы сделать более справедливой цену на бензин. Вместо этого обсуждаются “антикризисные” льготы компаниям, которые при стоимости нефти в $110 ничего не строили, и когда цены опустились до $50 – могут позволить себе тратить сотни миллионов на зарплаты руководителям? . Пока власти ищут ответ на вопрос, а Минэнерго РФ борется за увеличение выпуска бензинов, мировая нефтегазовая промышленность озаботилась не переработкой, а выпуском продукции высоких переделов. Наши же нефтяники с этими сами триллионными прибылями застряли на этапе выпуска мазута. Перескочить через ступеньку не получится, развиваться, довольствуясь парой новых установок на заводах 50-х годов постройки – тоже.
Разговоры о строительстве современных НПЗ так и остаются “гласом вопиющего”. Одно из громких таких последних заявлений прозвучало от главы Чечни Рамзана Кадырова, он попросил президента лично вмешаться в ход реализации проекта по строительству нефтеперерабатывающего завода в Грозном, который руководитель региона уже охарактеризовал, как “нереальный” – завод должен был начать работу уже в 2015 г., но на сегодняшний день не завершены даже изыскательные работы.
Из-за НПЗ Кадыров уже грозил “Роснефти”, в портфеле которой находится предприятие, заявив, что найдет других инвесторов. Но сделать это, когда 90% нефти в регионе добывает подконтрольный “Роснефти” “Грознефтегаз”, а налоговое законодательство отбирает прибыли у переработки, будет крайне непросто. Однако проект зародился еще в докризисные годы, но компания вместо строительства новых мощностей, потребность в которых на региональном рынке есть, предпочла модернизировать советские заводы и вкладываться в строительство НПЗ за рубежом. По такой же схеме работают и другие богатые добытчики. При этом до 2011 г. они не хотели инвестировать даже в модернизацию, власти заставили нефтяников сократить выпуск мазута, подписав со всеми компаниями четырехсторонее соглашение о модернизации НПЗ до 2020 г. Правда, о строительстве новых заводов в соглашении речи не ведется, хотя крупнейшие ВИНКи до сих пор используют советское наследие.
ФАС, Ростехнадзор и Росстандарт подписали четырехсторонние соглашения о запуске программ модернизации НПЗ четыре года назад. Нефтяников обязали обеспечить внутренний рынок достаточным количеством бензина до 2015 г., затем они получили отсрочку еще на пять лет. После того, как начал действовать налоговый маневр, а цены на нефть упали, компании попросили перенести модернизацию на еще более поздние сроки: условия поставок нефтепродуктов на внутренний рынок для них стали невыгодными. Но стоит вспомнить, что переработку добытчики не развивали и в благополучные годы.
В 2010 г. новый НПЗ “Роснефти” должен был появиться в Кабардино-Балкарии, в Терский район компания планировала доставлять грозненскую нефть и там перерабатывать ее. Заявленная мощность завода в КБР – до 5 млн т в год. Рамзан Кадыров возмутился, что госкомпания не захотела использовать накопленный потенциал Чечни: это сейчас в регионе работают полуразрушенные мини-НПЗ, но в советское время в республике перерабатывалось до 20 млн т нефти в год, поставки велись в другие регионы Северо-Кавказского федерального округа. Глубина переработки – до 90%, к 90-м годам на НПЗ региона начали завозить нефть из Западной Сибири. Сохранить мощности не только перерабатывающие, но и отчасти добычные, после войн не удалось, “благодаря” чему добыча нефти в Чечне падает, только за 2014 г. она снизилась на 8%. Кадыров заявил, что чеченская нефть должна приносить пользу своему региону, а не соседнему, и в 2011 г. через президента Владимира Путина “Роснефти” было дано указание рассмотреть возможность строительства НПЗ в Чечне. Что примечательно, первым параметры завода озвучил Кадыров, “Роснефть” продолжала хранить молчание.
600? ‘600px’: ‘100%’ ); width:100%;” title=”Грознефтегаз|Фото: rosneft.ru” alt=”Грознефтегаз|Фото: rosneft.ru” src=”https://media.nakanune.ru/images/pictures/image_big_81650.jpg” />
Строительство НПЗ планировалось завершить еще к 1 октября 2013 г., но в 2013 г. “Роснефть” только начала разрабатывать проект завода, опять же, после того, как поторопил Путин. Проект емкостью 78 млрд руб. потом планировали завершить в 2014 г., в 2015 г. он должен был пройти экспертизу. Однако и эти обещания, похоже, не исполнены.
Последний раз грозненский НПЗ обсуждался на заседании правительственной комиссии по вопросам социально-экономического развития Северо-Кавказского федерального округа в декабре 2014г. Заместитель председателя правительства Александр Хлопонин сказал, что проектирование завода не завершено.
500? ‘500px’: ‘100%’ ); width:100%;” title=”грозненский нефтеперерабатывающий завод им. Ленина|Фото: grozny.moy.su” alt=”грозненский нефтеперерабатывающий завод им. Ленина|Фото: grozny.moy.su” src=”https://media.nakanune.ru/images/pictures/image_big_81649.jpg” />
Грозненский нефтеперерабатывающий завод им. В.И.Ленина
Чечня – удобная площадка для строительства крупных НПЗ (второй, кстати, планируют поставить в Махачкале, инвестор для него еще не найден). Ведущий эксперт УК “Финам Менеджмент” Дмитрий Баранов напоминает, что во времена ЧИАССР в регионе работало три НПЗ: Грозненский нефтеперерабатывающий завод им. В.И.Ленина, НПЗ им. Шерипова и Новогрозненский нефтеперерабатывающий завод им. Анисимова, а также Грозненский химический завод имени 50-летия СССР.
“Они выпускали множество наименований продукции, в том числе и различные ГСМ для авиации, отличавшиеся высочайшим качеством. Не стоит забывать, что в республике имеются значительные запасы нефти, причем с малым содержанием серы. С учетом этих двух обстоятельств, нет никакого сомнения в том, что НПЗ республике нужен, чтобы не возить нефть на переработку на другие предприятия. Вероятнее всего, что в ближайшее время могут быть приняты решения по данному проекту, что позволит ускорить его реализацию“, – рассказал Накануне.RU эксперт.
Открывать НПЗ в новых налоговых условиях действительно невыгодно. “Большой налоговый маневр”, который Госдума одобрила в конце 2014 г., снизил маржу переработчиков. Согласно поправкам в Налоговый кодекс РФ, в течение трех лет будут поэтапно сокращаться таможенные пошлины на нефть и нефтепродукты, одновременно с этим будет расти НДПИ для нефти и газового конденсата. Все это создает более выгодные условия для экспортеров, но увеличивает цены на внутреннем рынке. А, значит, делает более дорогим сырье для НПЗ и продукты переработки. О том, что принятие закона сводит на нет усилия компаний, направленные на модернизацию НПЗ, в беседе с президентом РФ Владимиром Путиным заявил глава “Роснефти” Игорь Сечин.
На правительственной службе он, напомним, меру поддерживал (главными лоббистами и в этот раз выступили чиновники), но теперь маневр не соответствует коммерческим интересам корпорации. Например, он не дает компании построить НПЗ во Владивостоке и провести модернизацию действующих НПЗ. О грядущем урезании инвестиций в переработку сказал и министр энергетики РФ Александр Новак , что означает и отказ компаний от строительства новых заводов. История с грозненским НПЗ идет именно к такому финалу.
“НПЗ – это на сегодняшний день нереально. Если когда-то было реально. Тянут-тянут – ни да, ни нет. Работаем над этим. Я думаю, что президент примет решение. Он сам озвучил, он сам сказал: мы будем строить. Он все свои мысли и решения, высказанные в предвыборную кампанию, выполняет. Мы ждем очереди. Дойдет очередь, он скажет: надо строить – и все!” – сказал на днях глава Чечни журналистам.
600? ‘600px’: ‘100%’ ); width:100%;” title=”Владимир Путин, Рамзан Кадыров|Фото: chechnya.gov.ru” alt=”Владимир Путин, Рамзан Кадыров|Фото: chechnya.gov.ru” src=”https://media.nakanune.ru/images/pictures/image_big_81648.jpg” />
О том, что “Роснефть” и раньше ставила под вопрос строительство завода в Чечне, нехотя признаются и топ-менеджеры компании. Вице-президент “Роснефти” Михаил Леонтьев предпочел оставить тему без комментариев. “Не буду я это комментировать, потому что это сложный вопрос. Сложная экономика. Мы не заинтересованы в комментариях“, – сказал он Накануне.RU, отказавшись раскрывать ход проекта.
Леонтьев признал, что изменение в системе налогообложения отрасли сделало перспективы проекта еще более туманными, но эта проблема для грозненского завода далеко не основная:
600? ‘600px’: ‘100%’ ); width:100%;” title=”Russia Arms Expo, RAE, Леонтьев|Фото: Накануне.RU” alt=”Russia Arms Expo, RAE, Леонтьев|Фото: Накануне.RU” src=”https://media.nakanune.ru/images/pictures/image_big_56572.jpg” />
“Те компании, которые провели модернизацию и имеют эффективные производства, могут продолжать работать, но все равно несут убытки относительно прежнего налогового режима. Кто-то может захотеть быстро модернизировать производство и вписаться в схему. Но как модернизировать? Есть проблемы с привлечением денег, и самая главное – с ценой привлечения. Налоговый маневр придумывался для других задач, в других ценовых условиях и работал он там принципиально иначе. Была спорная, но имеющая право на существование идея: за счет снижения нагрузки на добычу, компании будут поддерживать модернизацию переработки. Идея сложная, потому что в ее основе лежит перекрестное субсидирование, когда один бизнес стимулируют за счет другого. На практике такие меры способствуют тому, что от субсидируемого бизнеса компании просто избавляются. Идея с самого начала была, на наш взгляд, гнилой , но она хотя бы имела какую-то логику. Теперь она бессмысленна. Идет экономическое стимулирование сокращения переработки в пользу максимизации экспорта. С соответствующим дефицитом топлива, либо повышением цен на нефть внутри страны. Какое это имеет отношение к Грозному? Какое-то имеет, потому что там тоже будет НПЗ. Но это примерно так же относится к будущему грозненскому заводу, как вред купания в холодной воде к больному холерой. Ему тоже вредно, но у него есть другие проблемы“.
600? ‘600px’: ‘100%’ ); width:100%;” title=”Туапсинский НПЗ, Роснефть, нефтепереработка|Фото: rosneft.ru” alt=”Туапсинский НПЗ, Роснефть, нефтепереработка|Фото: rosneft.ru” src=”https://media.nakanune.ru/images/pictures/image_big_81647.jpg” />
600? ‘600px’: ‘100%’ ); width:100%;” title=”Наталья Комарова, Владимир Богданов|Фото: правительство ХМАО” alt=”Наталья Комарова, Владимир Богданов|Фото: правительство ХМАО” src=”https://media.nakanune.ru/images/pictures/image_big_68999.jpg” />
Итак, НПЗ не строят, потому что нет денег и невыгодно? Но если “Роснефть” постоянно жалуется на нехватку средств, то от “Сургутнефтегаза” государство еще ни разу не получало просьб о субсидиях. Более того, когда на фоне кризиса компанию включили в список системообразующих предприятий, которым может быть оказана поддержка, в компании Накануне.RU заявили, что в помощи они не нуждаются. Компания Владимира Богданова сама может помочь кому угодно. “Сургутнефтегаз” мог позволить себе купить “Газпром нефть” или, например “Башнефть” уже в 2013 г. – югорские добытчики скопили 1 трлн руб. нераспределенной прибыли. По итогам 2014 г. свободный денежный поток компании приблизился к отметке в 2,1 трлн руб., в отчете за первое полугодие 2015 г. говорится, что СНГ скопил уже 2,14 трлн руб. При этом, капитализация компании превышает 1 трлн руб.
“Кубышку” СНГ не открывает и инвестировать старается только в собственные активы. Например, в покупку акций “ЮТэйра” (в собственности НПФ компании). Но периодически солидные финансовые возможности сургутской компании порождают слухи о том, что Богданов приценивается к акциям конкурентов: в прошлом году обсуждалось приобретение “Сургутнефтегазом” пакета акций “Роснефти”. Впрочем, приватизация госкомпании еще не объявлена, и утверждать, что это всего лишь слух, рано.
СНГ является единственной российской нефтяной компанией, которая самостоятельно выполняет весь перечень работ: от разведки месторождений, до сбыта конечной продукции. Но если количество буровых увеличивается, то НПЗ в составе холдинга по-прежнему один – Киришский. Сейчас завод, построенный в 1966 г., именуется “Киришинефтеоргсинтез”. Как отмечают в компании, ленинградский завод занимает одно из лидирующих положений по объемам переработки углеводородного сырья среди российских НПЗ. В 2014 г. “КИНеф” произвел 18,5 млн т нефтепродуктов. Завод, разумеется, модернизируется: в нефтепереработку в 2014 г. компания вложила 8,2 млрд руб., в 2015 г. сумма увеличится на 10 млрд руб. За счет установки комплекса глубокой переработки нефти доля топлива стандарта “Евро 5” в структуре производства бензинов выросла до 53%. Но, как видно из данных компании, объемы переработанного сырья на заводе снижаются, и по итогам 2015 г. на НПЗ “Сургутнефтегаз” отправит уже 18,8 млн т против 19,3 млн т в 2014 г. Добыча СНГ при этом составила 64,4 млн т нефти.
600? ‘600px’: ‘100%’ ); width:100%;” title=”Антипинский НПЗ, Тюмень|Фото: duma72.ru” alt=”Антипинский НПЗ, Тюмень|Фото: duma72.ru” src=”https://media.nakanune.ru/images/pictures/image_big_78687.jpg” />
По данным Минэнерго, в 2013 г. объем переработки нефти, по сравнению с предыдущим годом, увеличился на +7,3 млн т (+2,8%), достигнув максимального после распада СССР уровня в 272,7 млн т. Компании увеличивают нефтеперерабатывающие мощности, в основном, за счет строительства новых установок на советских НПЗ. В постсоветское время было построено менее десяти новых НПЗ, среди них Антипинский НПЗ (группа New Stream), “Танеко” (“Татнефть”), Ильинский НПЗ (Кубанская нефтегазовая компания), – большая часть заводов приходится на долю частных компаний, а не ВИНКов с госучастием. Но проблема в том, что на таких предприятиях, как правило, низкая глубина переработки и на выпуск бензина они не ориентированы.
Если мощности российских НПЗ полностью закрывают потребности внутреннего рынка, то импорта бензина и нефтепродуктов в страну быть не должно. Но по данным Федеральной таможенной службы, объемы ввоза топлива год от года увеличиваются. За 2013 г. в России было произведено порядка 39 млн т бензина, из которых на экспорт ушло порядка 4,3 млн т. При этом, на российский рынок ввезли 592 тыс. т. В 2014 г. импорт бензинов увеличился почти в два с половиной раза – до 1,4 млн т.
По данным Минэнерго, на бензины марки АИ-92 и АИ-95 в 2013 г. приходится более 94% внутрироссийского производства, но, судя по динамике импорта, этого явно недостаточно. Статистику о том, сколько автомобильного бензина российские НПЗ выпустили в 2014 г., Минэнерго еще не обнародовало, но по итогам 10 месяцев прошлого года объемы снижались на 2%, к октябрю НПЗ выпустили 31,4 млн т бензина, экспорт снизился до 4,1 млн т.
Отметим, что в 2015 г. статистика уже зафиксировала увеличение ввоза топлива из отдельных стран. На фоне роста цены российского топлива в июле поставки нарастила Белоруссия – за неполный месяц она экспортировала в Россию 94 тыс. т бензинов, преимущественно марки АИ-92. Всего страна в рамках договоренностей с российским правительством поставит в Россию 1,8 млн т бензина в 2015 г.
Только крупные НПЗ поставляют на российский рынок бензин высокого класса и от их количества напрямую зависят цены на топливо. Они, напомним, значительно подросли в 2014 г., а члены комитета Госдумы по энергетике пообещали, что по итогам текущего года литр АИ-95 будет стоить 50 руб. Президент ассоциации “Росагромаш”, сопредседатель МЭФ Константин Бабкин считает, что недостаточность инвестиций в создание современных мощностей НПЗ – одна из причин скачкообразного роста цен на рынке бензинов.
“Общая нестабильность, неадекватная политика накладывает отпечаток на всю экономику, инвесторы видят, что экономика непредсказуема, вложения сулят непонятные последствия, конечно, инвестиции в Россию сейчас не идут – масштабные инвестиции. Не идут они в несырьевой сектор, и нефтяники тоже не стремятся вкладывать в долгосрочные проекты, особенно в области переработки. Инвестиции в наши НПЗ недостаточны, соответственно, уровень переработки и качество переработки невысоки, и это тоже одна из причин роста цен, но не главная. Главная причина удорожания – это все-таки налоговая политика“, – рассказал Накануне.RU Бабкин.
Урегулировать стоимость бензина за счет завершения программы модернизации существующих российских НПЗ можно, уверены эксперты. Гендиректор консалтингового агентства “Мастерпланс” Николай Журавлев считает, что вложения крупных нефтяных компаний позволят до 2020 г. значительно снизить цены на бензин.
“В последние годы было реализовано очень много инвестиционных проектов, суммы вложений – многомиллиардные. Глубина переработки нефти возрастает в среднем на 2% в год. Так, если по состоянию на 2014 г. этот показатель составлял 72,3%, то к 2020 г. ожидается его рост до 85%, причем к концу 2016 г., по мнению ряда аналитиков, глубина переработки превысит 80%. В интервале с 2011 по 2015 гг. на действующих НПЗ было модернизировано 47 перерабатывающих установок, из них в 2014 г. – 13 установок. Это составляет 10% от общей программы модернизации в 130 перерабатывающих установок (на всю Россию). Инвестиции в НПЗ в 2014 г. составили около 290 млрд руб. Ожидаемый объем модернизации в 2015 году – 19 перерабатывающих установок. Так что нефтяники вкладывают свои сверхприбыли именно в переработку. Многие ВИНКи нацелены на модернизацию своих НПЗ под бензиновые цели. Если все заявленные проекты будут реализованы – то в России появится реальный избыток бензина. А у бензина нет экспортного потенциала, так что цены будут снижаться“, – рассказал Накануне.RU аналитик.
А по прогнозам биржевого эксперта, экономиста Владислава Жуковского, переработка нефтепродуктов по итогам 2015 г. сократится на 10-15 млн т, пессимистичный прогноз – минус 30 млн т. О планах гнать все на экспорт уже заявили представители крупных нефтеокмпаний.
“С девяностых годов до конца двухтысячных в России было нерентабельно осуществлять глубокую переработку нефтепродуктов и продавать на внутреннем рынке бензин. Налоговая система была выстроена таким образом, что инвестиции в нефтепереработку и реализацию топлива на внутреннем рынке не были окупаемыми. Потом несколько раз пересматривали налоговую политику в области ТЭКа, повышали экспортные пошлины на вывоз тяжелых фракций нефтепродуктов и нефти. Но потом наступала очередная шоковая девальвация, и экспорт вновь начинал приносить куда большую маржу. Как заставить производителей нефти вводить новые НПЗ, когда с каждого барреля экспортируемой нефти они получают на $5 больше, чем от поставок на внутренний рынок?” – рассказал Накануне.RU эксперт.
С помощью изменения системы налогообложения переработку нефти можно сделать рентабельной, о чем уже задумывается Минэнерго. Но как решить вторую проблему и изменить мировоззренческую специфику российской “нефтянки”? Все чаще звучат предложения о национализации недр или, как минимум, отдельных компаний (а государство контроль уже усиливает – чиновники вернулись в советы директоров на руководящие посты). Нефтяники понимают нелегитимный характер собственности, которую они приобрели, и поэтому вкладывать десятки миллиардов долларов в строительство НПЗ они не хотят, говорит Жуковский. А в крупных госкомпаниях освоить сверхприбыли можно с помощью выплат дивидендов, а не вложений средств в рисковые проекты:
“Непонятно, кому эти предприятия достанутся через 15-20 лет, будет ли пересмотр итогов приватизации. Поэтому лучше заниматься кэшаутом – выводить деньги из компании, гнать за рубеж нефтепродукты, получаемую прибыль хранить на зарубежных счетах, по минимуму инвестируя в поддержание существующих мощностей. Сейчас компании выводят деньги через рекордные дивидендные выплаты в размере 25-40% от чистой прибыли, эти деньги могли быть реинвестированы в производство“.