Модернизация нефтеперерабатывающего завода

Бурная автомобилизация страны в сочетании с постоянно растущим числом иномарок вызвала быстрый рост спроса на более качественные бензины с высоким октановым числом. Долгое время единственной компанией, откликнувшейся на этот рыночный вызов, была ТНК-ВР. С 2000-го по 2003 год она вложила около миллиарда долларов в реконструкцию и модернизацию принадлежащего ей Рязанского НПЗ. Он стал первым нефтеперерабатывающим заводом, который начал производить полноценное высокооктановое топливо, то есть не путем разгона прямогонного бензина присадками, а на основе крекингового бензина, дополненного алкилированными фракциями.

Большинство остальных компаний сосредоточилось на иных проблемах. Нефтедобыча становилась важнейшим источником доходов для бюджета, что привело к введению в 1999 году дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов. Наиболее низкими пошлины оказались для мазута, и этот продукт стал для нефтяников весьма интересным в качестве альтернативного экспортного товара. После 2005 года объемы первичной переработки стали расти быстрее, чем объемы добычи нефти, а экспорт нефти начал сокращаться. И этот период «большого мазутного экспорта» длится до сих пор.

Однако, несмотря на то, что «субсидия» обеспечивала достаточно высокий уровень операционной прибыли нефтепереработки, это не привело к инвестиционному буму в отрасли.

Выгодным экспортным товаром стало и дизельное топливо; его, как и мазут, начали использовать на европейских НПЗ в качестве сырья для дальнейшей переработки. Однако для того, чтобы экспортировать российскую солярку по нефтепродуктопроводам (см. карту), ее необходимо было предварительно очищать от вредных примесей, в первую очередь от серы. По этой причине нефтяники были вынуждены массово инвестировать в относительно простые и недорогие установки гидроочистки. Что касается бензина, то инвестиции ограничились относительно небольшими по мощности установками по производству присадок для повышения октанового числа прямогонного бензина. По числу реализованных инвестиционных проектов (см. таблицу 2) такие типы установок уверенно лидируют. Их строительством занималось большинство нефтеперерабатывающих компаний. Все это позволило сравнительно быстро начать выпуск более качественных типов бензина и дизельного топлива, но увеличить глубину переработки нефти все равно не смогло.

Дефицит инвестиций в полноценную модернизацию привел к парадоксальной ситуации: отрасль наращивала объемы переработки, заводы приближались к стопроцентной загрузке производственных мощностей, однако внутренний рынок все острее ощущал дефицит бензина.

Главным толчком, приведшим к качественному росту инвестиций в российскую нефтепереработку, стало принятие в 2008 году нового технического регламента, в соответствии с которым в России должны вводиться европейские экологические стандарты на производство моторных топлив. В частности, за несколько лет на территории страны должно прекратиться производство топлив стандарта «Евро-2» и начаться переход к стандартам «Евро-4» и «Евро-5». В 2011 году для более точного следования графику модернизации НПЗ между органами власти и нефтяными компаниями были заключены так называемые четырехсторонние соглашения, регламентирующие объемы и сроки ввода нефтеперерабатывающих установок. Основной упор в соглашениях делался на класс топлива, но глубину переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов на НПЗ каждая нефтяная компания должна определить для себя сама. Несмотря на некоторую задержку с введением нормативов, поток инвестиций в нефтепереработку за несколько лет возрос кратно. К 2012 году на нефтеперерабатывающую промышленность пришлось почти 20% общего объема инвестиций в обрабатывающую промышленность России.

Одновременно в отрасли завершилась и консолидация нефтепереработки. Прежде де-факто имеющие несколько акционеров и покупающие нефть у независимых поставщиков уфимские НПЗ и Московский НПЗ вошли, соответственно, в состав «Башнефти» (после поглощения ее АФК «Система») и «Газпром нефти». Последним крупным событием на рынке стало приобретение «Роснефтью» ТНК-ВР, за счет которого компания вышла на первое место по объемам нефтепереработки в России и обеспечила себя несколькими крупными и уже модернизированными НПЗ в европейской части России.

Все основные компании — участники рынка заявили достаточно амбициозные программы модернизации НПЗ. В случае их реализации объем первичной переработки к 2020 году увеличится до 294 млн тонн, выход светлых нефтепродуктов вырастет с 55 до 72%, а глубина переработки — с 72 до 85%. Правда, при этом выход дизельного топлива возрастет сильно — с 27,8 до 38,1%, тогда как бензина — с 14,3 всего до 19,0. В результате изменения выхода и увеличения объема переработки произойдет двукратное снижение выпуска мазута, увеличение выпуска бензина на 50%, а дизельного топлива — на 57%.

При этом основная часть проектов, реализуемых российскими нефтеперерабатывающими компаниями, все еще направлена лишь на облагораживание топлив. Ввод крупных установок каталитического крекинга и гидрокрекинга, направленного на повышение выхода качественных дизельных и бензиновых фракций, начнется только с 2015 года.

Модернизация российских НПЗ, даже в таком незаконченном виде, уже приносит свои плоды. Производство бензинов от Аи-95 и выше быстро растет, фактически вытеснив из легальной топливной торговли бензины более низких марок. Наконец, на внутреннем рынке произошло насыщение бензином стандарта «Евро-3» и выше. Интересно, что в случае реализации всех без исключения проектов строительства заявленных мощностей в стране образуется избыток бензина, который, в отличие от дизтоплива, не имеет экспортного потенциала, за исключением разве что Казахстана. Однако если это и произойдет, то только после 2020 года, так что радикального снижения цен на бензин можно не ждать.

Что касается дизельного топлива, то программы модернизации НПЗ повышают его качество, во многих случаях оно уже может поставляться на экспорт напрямую потребителям, то есть без предварительной обработки на местных НПЗ. В частности, по данным ИАЦ «Кортес», доля дизтоплива с содержанием серы 0,035% и ниже выросла с 35,5% в 2011 году до 50,2% в 2012-м. То есть все излишки дизтоплива неминуемо будут уходить на экспорт, не оказывая никакого давления на внутренние цены.

И эта ситуация продлится, видимо, вплоть до 2015 года, когда правительство собирается вывести экспортные пошлины на мазут на один уровень с пошлинами на сырую нефть.

Только после этого привлекательность НПЗ лишь с первичной переработкой нефти, без производства качественного товарного автомобильного бензина и дизтоплива, снизится. Только тогда фронтальные инвестиции в нефтепереработку со стороны всех без исключения игроков рынка, включая «Газпром нефть», «Башнефть», «Сургутнефтегаз» и «Татнефть», резко снизят выход мазута и увеличат выход моторных топлив.

Http://studbooks. net/1800792/ekonomika/modernizatsiya_neftepererabatyvayuschih_zavodov

В 2012 году российская нефтеперерабатывающая промышленность поставила рекорд по объемам переработки нефти за последние двадцать лет и впервые за последние пять-шесть лет избежала традиционного осеннего кризиса на рынке бензина — нефтяные компании наконец-то взяли на себя бремя модернизации советских НПЗ

Сейчас мало кто помнит, что на заре новой российской экономики одной из главных целей появления вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) вроде «ЛУКойла», «Сибнефти» и ТНК называлось привлечение инвестиций в модернизацию нефтеперерабатывающих заводов. Но прошло целое десятилетие, прежде чем началась модернизация хотя бы одного из российских НПЗ (первым стал Рязанский НПЗ, принадлежащий ТНК-ВР). Еще десять лет потребовалось, чтобы этот процесс захватил всю отрасль. Есть и первые результаты: у нас в стране наконец производится столько высокооктанового бензина, сколько примерно и нужно нашему рынку. А ведь еще два года назад мы были свидетелями традиционного осеннего бурного роста цен на моторные топлива, что неоднократно приводило к вмешательству властей в работу российских нефтяных компаний.

Всего с 2005 года в нефтепереработку инвестировано порядка 1 трлн рублей — такова цена решения проблемы «осенних обострений». При этом нефтяные компании с разной степенью успешности сумели лишь подтянуть свои НПЗ до низшей планки среднемирового уровня, и только некоторые достигли твердого среднеевропейского. Так что крупные инвестиции в отрасль потребуются и дальше — для повышения технологической сложности НПЗ, увеличения выхода светлых нефтепродуктов и уровня переработки, решения проблемы дисбаланса производства отдельных видов нефтепродуктов, роста конкуренции в отрасли.

Российская нефтеперерабатывающая промышленность и сейчас одна из крупнейших в мире. По общему объему переработки нефти Россия входит в пятерку мировых лидеров, уступая лишь США и Китаю. Это место Россия напрямую унаследовала от бывшего СССР — все крупнейшие НПЗ были построены до 1991 года. Сейчас российская нефтепереработка объединяет более 30 крупных заводов с объемами переработки более 1 млн тонн нефти (см. таблицу 1) и несколько десятков мелких.

Если по объемам перерабатываемой нефти Россия в числе лидеров, то по структуре производства нефтепродуктов и технической оснащенности заводов наша страна до сих пор отстает от стран Запада. По данным компании «Альянс-Аналитика», выход мазута в российской нефтепереработке в 2012 году составил 29% объема переработанной нефти, автобензина — 14,3%, дизельного топлива — 27,8%. Для сравнения: в США выход бензина составляет более 46%, дизельного топлива — 27%, мазута — всего 4%. В странах ЕС выход бензина около 25%, дизельного топлива — 44%, мазута — 14%.

То, что российская нефтепереработка ориентируется в первую очередь на производство мазута и дизельного топлива при сравнительно небольшом выходе бензиновых фракций, во многом объясняется советским наследием: дешевая собственная нефть позволяла плодить самые примитивные НПЗ, без процессов вторичной и третичной переработки, которых особо и не требовалось, ведь основным потребителем моторных топлив в СССР был грузовой транспорт. Свою роль сыграло и территориальное распределение инвестиций в нефтепереработку в последние десятилетия советской власти: почти все новые НПЗ, за исключением разве что Ачинского завода в Красноярском крае, строились за пределами современной России — в Литве, Белоруссии, Казахстане.

После распада СССР и формирования первых ВИНК модернизацией НПЗ почти никто не занимался. В частности, в 1990‑е в основном завершались лишь те проекты, которые были начаты еще в 1980-х. Тогда была проведена модернизация Киришского завода, контролируемого «Сургутнефтегазом», группы уфимских и Московского НПЗ, оказавшихся под контролем региональных властей.

И лишь в начале 2000-х у российских нефтяников появилось как минимум два серьезных резона инвестировать в нефтепереработку — изменение структуры внутреннего спроса и введение государством дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов.

Бурная автомобилизация страны в сочетании с постоянно растущим числом иномарок вызвала быстрый рост спроса на более качественные бензины с высоким октановым числом. Долгое время единственной компанией, откликнувшейся на этот рыночный вызов, была ТНК-ВР. С 2000-го по 2003 год она вложила около миллиарда долларов в реконструкцию и модернизацию принадлежащего ей Рязанского НПЗ. Он стал первым нефтеперерабатывающим заводом, который начал производить полноценное высокооктановое топливо, то есть не путем разгона прямогонного бензина присадками, а на основе крекингового бензина, дополненного алкилированными фракциями.

Большинство остальных компаний сосредоточилось на иных проблемах. Нефтедобыча становилась важнейшим источником доходов для бюджета, что привело к введению в 1999 году дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов. Наиболее низкими пошлины оказались для мазута, и этот продукт стал для нефтяников весьма интересным в качестве альтернативного экспортного товара. В дальнейшем соотношение пошлин на нефть и нефтепродукты менялось, но выгодность экспорта мазута оставалась неизменной. После 2005 года объемы первичной переработки стали расти быстрее, чем объемы добычи нефти, а экспорт нефти начал сокращаться. И этот период «большого мазутного экспорта» длится до сих пор.

Однако, несмотря на то, что «субсидия» обеспечивала достаточно высокий уровень операционной прибыли нефтепереработки, это не привело к инвестиционному буму в отрасли.

Выгодным экспортным товаром стало и дизельное топливо; его, как и мазут, начали использовать на европейских НПЗ в качестве сырья для дальнейшей переработки. Однако для того, чтобы экспортировать российскую солярку по нефтепродуктопроводам (см. карту), ее необходимо было предварительно очищать от вредных примесей, в первую очередь от серы. По этой причине нефтяники были вынуждены массово инвестировать в относительно простые и недорогие установки гидроочистки. Что касается бензина, то инвестиции ограничились относительно небольшими по мощности установками по производству присадок для повышения октанового числа прямогонного бензина. По числу реализованных инвестиционных проектов (см. таблицу 2) такие типы установок уверенно лидируют. Их строительством занималось большинство нефтеперерабатывающих компаний. Все это позволило сравнительно быстро начать выпуск более качественных типов бензина и дизельного топлива, но увеличить глубину переработки нефти все равно не смогло.

Дефицит инвестиций в полноценную модернизацию привел к парадоксальной ситуации: отрасль наращивала объемы переработки, заводы приближались к стопроцентной загрузке производственных мощностей, однако внутренний рынок все острее ощущал дефицит бензина.

Главным толчком, приведшим к качественному росту инвестиций в российскую нефтепереработку, стало принятие в 2008 году нового технического регламента, в соответствии с которым в России должны вводиться европейские экологические стандарты на производство моторных топлив. В частности, за несколько лет на территории страны должно прекратиться производство топлив стандарта «Евро-2» и начаться переход к стандартам «Евро-4» и «Евро-5». В 2011 году для более точного следования графику модернизации НПЗ между органами власти и нефтяными компаниями были заключены так называемые четырехсторонние соглашения, регламентирующие объемы и сроки ввода нефтеперерабатывающих установок. Основной упор в соглашениях делался на класс топлива, но глубину переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов на НПЗ каждая нефтяная компания должна определить для себя сама. Несмотря на некоторую задержку с введением нормативов, поток инвестиций в нефтепереработку за несколько лет возрос кратно. К 2012 году на нефтеперерабатывающую промышленность пришлось почти 20% общего объема инвестиций в обрабатывающую промышленность России.

Одновременно в отрасли завершилась и консолидация нефтепереработки. Прежде де-факто имеющие несколько акционеров и покупающие нефть у независимых поставщиков уфимские НПЗ и Московский НПЗ вошли, соответственно, в состав «Башнефти» (после поглощения ее АФК «Система») и «Газпром нефти». Последним крупным событием на рынке стало приобретение «Роснефтью» ТНК-ВР, за счет которого компания вышла на первое место по объемам нефтепереработки в России и обеспечила себя несколькими крупными и уже модернизированными НПЗ в европейской части России.

Все основные компании — участники рынка заявили достаточно амбициозные программы модернизации НПЗ. В случае их реализации объем первичной переработки к 2020 году увеличится до 294 млн тонн, выход светлых нефтепродуктов вырастет с 55 до 72%, а глубина переработки — с 72 до 85%. Правда, при этом выход дизельного топлива возрастет сильно — с 27,8 до 38,1%, тогда как бензина — с 14,3 всего до 19,0. В результате изменения выхода и увеличения объема переработки произойдет двукратное снижение выпуска мазута, увеличение выпуска бензина на 50%, а дизельного топлива — на 57%.

При этом основная часть проектов, реализуемых российскими нефтеперерабатывающими компаниями, все еще направлена лишь на облагораживание топлив. Ввод крупных установок каталитического крекинга и гидрокрекинга, направленного на повышение выхода качественных дизельных и бензиновых фракций, начнется только с 2015 года.

Как ни странно, несмотря на увеличение долей присутствия на рынке НПЗ крупнейших нефтяных компаний, конкурентные возможности не уменьшаются. На рынок нефтепереработки стали выходить небольшие локальные производители нефтепродуктов Юга России и Сибири, как правило начавшие бизнес в середине 1990-х в качестве производителей мазута на экспорт (первопроходцем здесь стал Марийский НПЗ, собственники которого смогли получить доступ к трубопроводной системе «Транснефти»). К началу 2000-х перерабатывать более 1 млн тонн нефти сумели Ильский, Новошахтинский и Антипинский НПЗ. В 2013 году был запущен первый НПЗ в Кемеровской области. Правда, в силу сложившейся специализации на производстве мазута, прямогонного бензина и дизтоплива оказать существенного влияния на рынок даже на локальном уровне эти предприятия пока не могут. Единственным новым крупным НПЗ, построенным нефтедобывающей компанией, стал завод «Татнефти» (прежде не имевший собственной переработки) «Танеко» в Нижнекамске. Однако в настоящее время на нем осуществляется только первичная переработка нефти, а строительство комплекса глубокой переработки нефти только намечается. Большинство мелких НПЗ тоже заявили о планах производства автомобильного бензина, но пока ни один проект не реализован. Так что на рынке автомобильных топлив влияние ВИНК пока абсолютно и нерушимо.

Что касается самих ВИНК, то они стали действовать более вариативно. Часть заводов, которые расположены в приморских районах и имеют выход на экспортные направления, как правило, увеличивают объем переработки и инвестиции в модернизацию со специализацией на дизельном топливе соответствующих евростандартов (гидроочистка и гидрокрекинг). И это логично, ведь экспортный бензиновый завод тут строить неоправданно дорого: по данным Энергетического центра «Сколково», средний российский нефтеперерабатывающий завод из-за худших возможностей выхода на экспортные каналы и более низкого качества продукции проигрывает в доходности среднему крекинговому (бензиновому) европейскому НПЗ около 83 долларов на тонну перерабатываемой продукции. Поэтому модернизация российских НПЗ под бензиновые нужды, то есть строительство установок каталитического крекинга, алкилирования и замедленного коксования, будет производиться только в глубине страны, с прицелом на внутренний рынок. Такую модернизацию на НПЗ в Нижнем Новгороде уже завершил «ЛУКойл», она запланирована на Куйбышевском и Сызранском НПЗ («Роснефть»), на Омском НПЗ («Газпром нефть»), Пермском и Волгоградском НПЗ («ЛУКойл»).

«Роснефть» до слияния с ТНК-ВР располагала относительно устаревшими НПЗ и позже других крупных нефтяных компаний начала заниматься их модернизацией. Сейчас компания реализует два крупных проекта. На базе Туапсинского НПЗ возводится фактически с нуля крупный современный завод. Это крупнейший проект по переработке нефти в России, сейчас на него приходится почти четверть всех инвестиций в отрасль. По набору основных производственных установок (гидрокрекинга, каталитического риформинга, гидроочистки топлива и изомеризации) это будет типичный проект, нацеленный на экспорт дизтоплива. Другой проект, тоже нацеленный на экспорт дизеля, «Роснефть» осуществляет на Дальнем Востоке, на Комсомольском НПЗ. В 2015 году, после ввода в строй крупных установок каталитического крекинга в Новокуйбышевске и Сызрани, компания станет абсолютным лидером в стране по производству высокооктанового бензина.

Модернизация российских НПЗ, даже в таком незаконченном виде, уже приносит свои плоды. Производство бензинов от Аи-95 и выше быстро растет, фактически вытеснив из легальной топливной торговли бензины более низких марок. Наконец, на внутреннем рынке произошло насыщение бензином стандарта «Евро-3» и выше. Интересно, что в случае реализации всех без исключения проектов строительства заявленных мощностей в стране образуется избыток бензина, который, в отличие от дизтоплива, не имеет экспортного потенциала, за исключением разве что Казахстана. Однако если это и произойдет, то только после 2020 года, так что радикального снижения цен на бензин можно не ждать.

Что касается дизельного топлива, то программы модернизации НПЗ повышают его качество, во многих случаях оно уже может поставляться на экспорт напрямую потребителям, то есть без предварительной обработки на местных НПЗ. В частности, по данным ИАЦ «Кортес», доля дизтоплива с содержанием серы 0,035% и ниже выросла с 35,5% в 2011 году до 50,2% в 2012-м. То есть все излишки дизтоплива неминуемо будут уходить на экспорт, не оказывая никакого давления на внутренние цены.

Кроме того, по мнению аналитиков ИАЦ «Кортес», нефтяным компаниям для покрытия издержек необходима более высокая маржа. Поэтому инвестиционные затраты, скорее всего, будут сдерживающим фактором для снижения цен на нефтепродукты. А с учетом роста акцизов с 1 июля этого года на автомобильные бензины и дизтопливо классов «Евро-4» и «Евро-5» цены будут удерживаться на достаточно высоком уровне до разворота мировых цен на нефть.

И эта ситуация продлится, видимо, вплоть до 2015 года, когда правительство собирается вывести экспортные пошлины на мазут на один уровень с пошлинами на сырую нефть. Только после этого привлекательность НПЗ лишь с первичной переработкой нефти, без производства качественного товарного автомобильного бензина и дизтоплива, снизится. Только тогда фронтальные инвестиции в нефтепереработку со стороны всех без исключения игроков рынка, включая «Газпром нефть», «Башнефть», «Сургутнефтегаз» и «Татнефть», резко снизят выход мазута и увеличат выход моторных топлив. И внутрироссийский рынок бензина и дизеля имеет шанс стать действительно конкурентным.

2) Крупнейшие текущие инвестиционные проекты в российской нефтепереработке

4) Основные инвестиции в российскую нефтепереработку запланированы после 2015г.

Http://sdelanounas. ru/blogs/33442/

Программа технического переоснащения российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) запущена в 2011 году. Тогда были подписаны четырехсторонние соглашения между 12 нефтяными компаниями, Федеральной антимонопольной службой (ФАC), Ростехнадзором и Росстандартом.

Нефтяники обязались модернизировать свои НПЗ для выполнения давно назревшей задачи — перехода на производство более качественных видов нефтепродуктов, прежде всего для обеспечения их поставок на внутренний рынок. Первоначально сроком исполнения обязательств был установлен 2015 год. Однако, хотя с 2012 года нефтяники уже вложили в модернизацию более 900 млрд руб., процесс модернизации все еще далек от завершения.

Планы ввести в 2011–2015 годах 126 установок вторичной переработки сырья разрабатывались в период самых высоких цен на нефть и нефтепродукты. Тогда производители были щедры на инвестиции в сектор downstream, и программа по обновлению нефтеперерабатывающих мощностей была одной из самых масштабных в российском ТЭКе. Затем план был скорректирован — поставлена задача выпустить 115 установок вторичной переработки нефти за период 2011–2020 годов.

Сейчас модернизация НПЗ продолжается, но ее темп, взятый на старте, потерян. Такая ситуация характерна и для независимых заводов, и для крупных предприятий, принадлежащих вертикально интегрированным нефтяным компаниям.

Участники рынка и эксперты объясняют такое положение дел падением маржи нефтепереработки в течение нескольких последних лет. Особенно повлиял на доходность производства налоговый маневр, который вступил в силу в январе 2015 года. Он предусматривает снижение экспортных пошлин на нефть до 30% к 2017 году (с 42% на момент введения этой меры госрегулирования) с параллельным ростом ставки налога на добычу полезных ископаемых до 919 руб. за тонну в 2017 году (с 857 руб.). В результате выросла цена на нефть на внутреннем рынке, по которой ее закупают НПЗ. Уровень рентабельности производства нефтепродуктов, привел данные Росстата ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов, в январе—июне 2017 года немного подрос и составил 3,04%. А в прошлом году для некоторых НПЗ рентабельность была даже отрицательной, говорит эксперт энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Екатерина Грушевенко.

«Снижение цены нефти и изменение ставки экспортной пошлины, несомненно, оказали влияние на всю нефтепереработку, в том числе привели к изменению сроков реализации нескольких проектов в рамках четырехсторонних соглашений», — считает Дмитрий Баранов.

Одна из главных задач технического перевооружения российских НПЗ — повышение глубины переработки нефти. «Сейчас в России она составляет в среднем примерно 70–75%. Если планы модернизации НПЗ будут более или менее реализованы, то можно ожидать, что к 2025–2030 годам глубина переработки увеличится до 80–85%», — подсчитала Екатерина Грушевенко. В Европе этот показатель равен 85%, в США — 96%. Еще одной проблемой российской переработки можно назвать значительную долю дизельного топлива в топливной корзине российских НПЗ, объясняет Екатерина Грушевенко. «Столь значительный выпуск дизеля ориентирован на падающий по спросу и растущий по количеству игроков европейский рынок. Это создает неопределенность в будущем», — говорит она.

Переоборудование нефтеперерабатывающих заводов крайне актуально еще и по причине ухудшения сырьевой базы — нефть на разрабатываемых сейчас в России месторождениях становится более вязкой. При этом новых крупных НПЗ строится очень мало. «За последние годы можно вспомнить ввод в строй компанией «Танеко» (входит в группу компаний «Татнефть». — РБК+) Яйского НПЗ и некоторых других», — рассказывает аналитик компании IFC Markets Дмитрий Лукашов. По его мнению, низкие темпы роста строительства новых мощностей по переработке нефти обусловлены в том числе и тем, что на внешних рынках российская нефть гораздо более востребована, чем нефтепродукты.

Заместитель директора аналитического департамента компании «Альпари» Анна Кокорева обращает внимание также на влияние санкций на российскую нефтепереработку. По ее мнению, есть опасения того, что сроки реализации программы модернизации НПЗ будут и в дальнейшем отодвигаться, поскольку техническое перевооружение предприятий требует импортного оборудования. Тем не менее ситуация все же будет поэтапно развиваться, отмечает Анна Кокорева, ведь «обновление НПЗ позволит российским компаниям удерживать свои позиции на внешних рынках и поддерживать конкурентоспособность, а также увеличить объемы переработки». По итогам 2017 года эти объемы вряд ли вырастут, но «уже в 2018 году прирост будет ощутимый», предсказывает аналитик. А роста рентабельности переработки Анна Кокорева ожидает уже в 2017 году — в связи с ростом цен на нефть.

Правительство признает, что требующая высоких затрат модернизация крупнейших НПЗ в сочетании с увеличением налогового бремени сделала многие предприятия убыточными — об этом говорил, в частности, в мае замминистра энергетики Кирилл Молодцов. В связи с этим вопрос о финансовой поддержке отрасли со стороны государства за последний год поднимался уже несколько раз. Чтобы не останавливать техническое перевооружение и не допустить закрытия ряда заводов, которое грозило бы резким ростом цен на моторное топливо, летом текущего года Минэнерго направило в правительство предложения по предоставлению льгот переработчикам нефти. Например, это может быть снижение перекрестного субсидирования отрасли при перевозке нефти и нефтепродуктов по железной дороге. Кроме того, предлагается разработать специальную методику по снижению расходов на работу НПЗ. Методика, в частности, будет содержать ряд рекомендаций, которые позволят оптимизировать маршруты доставки нефти и готовой продукции с заводов. Кроме того, предполагается дать возможность модернизируемым НПЗ заключать с федеральными органами исполнительной власти инвестсоглашения с отсрочкой по уплате акцизов.

По оценке Минэнерго, продолжающееся переоснащение предприятий требует значительных вложений, поэтому нужно облегчить им налоговое бремя. ФАС раскритиковала это предложение министерства, и решение пока не принято. В частности, о том, что субсидировать переработчиков ради выполнения соглашений о модернизации — неверное решение, говорил начальник управления контроля ТЭК ФАС Дмитрий Махонин. «Спрашивается, а где было министерство, когда перекраивали параметры уже действующего налогового маневра?» — возмутился чиновник.

Впрочем, эксперты уверены, что государство должно так или иначе пойти навстречу нефтяникам и независимым НПЗ и помочь отрасли, благополучие которой имеет принципиальное значение для пополнения казны.

За 2011–2016 годы, по данным Минэнерго, введены в эксплуатацию 70 установок вторичной переработки нефти (в 2016-м — 12 установок).

В числе наиболее крупных проектов, завершенных в 2016 году, в Минэнерго называют строительство комплекса гидрокрекинга мощностью 3,5 млн т в год на «Волгограднефтепереработке» (ЛУКОЙЛ), строительство комплекса каталитического крекинга мощностью 1,2 млн т в год на Куйбышевском НПЗ («Роснефть»), строительство установок замедленного коксования мощностью 1,2 млн т на Антипинском НПЗ и мощностью 2 млн т на предприятии «Танеко» («Татнефть»).

В 2011–2020 годах должно быть введено в эксплуатацию 115 установок вторичной переработки нефти, к 2027 году — 131 установка.

Http://www. rbcplus. ru/news/5a1c6a537a8aa978b4956551

Работа Правительства в цифрах и фактах. В целях соблюдения нефтеперерабатывающими заводами технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» по состоянию на январь 2014 года завершено строительство 25 установок вторичной переработки нефти.

Правительство России доложило о результатах мониторинга выполнения программ модернизации действующих и ввода новых мощностей вторичной переработки нефти, контроля качества и соответствия выпускаемых нефтепродуктов требованиям технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», утверждённого постановлением Правительства Российской Федерации от 27 февраля 2008 года №118. О соблюдении нефтеперерабатывающими заводами возложенных обязательств по четырёхсторонним соглашениям по модернизации нефтеперерабатывающих производств, заключённым между нефтяными компаниями, ФАС России, Ростехнадзором и Росстандартом (далее – соглашения) за период их действия с октября 2011 года.

В соответствии с инвестиционными планами на нефтеперерабатывающих заводах (далее – НПЗ) предусмотрены реконструкция и строительство 126 установок вторичной переработки сырья:

95 установок неглубокой переработки сырья с процессами, повышающими качество моторного топлива («облагораживающие процессы»), в том числе 18 установок каталитического риформинга (производство высооктанового бензина), 17 установок изомеризации (выработка компонентов высооктанового бензина), 9 установок алкилирования (получение компонентов автомобильных и авиационных бензинов), 8 установок производства метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ) (производство присадки для бензинов), 8 установок гидроочистки бензиновой фракции (снижение содержания серы в бензиновой фракции), 35 установок гидроочистки дизельного топлива (снижение содержания серы в дизельной фракции);

31 установка глубокой переработки углеводородного сырья, в том числе 11 установок каталитического крекинга, 20 установок гидрокрекинга.

По состоянию на январь 2014 года завершено строительство 25 установок вторичной переработки нефти. В 2011 году введено в эксплуатацию четыре установки вторичной переработки нефти:

– три реконструированные установки каталитического риформинга ОАО «Куйбышевский НПЗ», ОАО «Ангарская НХК», ОАО «Сызранский НПЗ» (ОАО «НК “Роснефть”»);

– одна реконструированная установка гидроочистки дизельного топлива ОАО «Куйбышевский НПЗ» (ОАО «НК “Роснефть”»).

В течение 2012 года введено в эксплуатацию 12 установок вторичной переработки нефти:

– установки гидроочистки бензина и изомеризации ОАО «Славнефть-ЯНОС» (ОАО «НТК “Славнефть”»);

– установка гидроочистки дизельного топлива ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» (ОАО «Лукойл»);

– установка гидроочистки бензина и гидроочистки дизельного топлива ОАО «Газпромнефть-Омский НПЗ» (ОАО «Газпром нефть»);

– установка гидроочистки дизельного топлива ООО «КИНЕФ» (ОАО «Сургутнефтегаз»);

– реконструированные установки каталитического риформинга ОАО «Орскнефтеоргсинтез» (ЗАО «ФортеИнвест»), ОАО «Комсомольский НПЗ» (ОАО «НК “Роснефть”»);

– реконструированная установка гидроочистки дизельного топлива ОАО «Саратовский НПЗ» (ОАО «НК “Роснефть”»);

– реконструированная установка гидроочистки дизельного топлива (I этап) ЗАО «Рязанская НПК» (ОАО «НК “Роснефть”»);

– установка каталитического риформинга ОАО «Газпром нефтехим Салават» (ОАО «Газпром»);

– реконструированная установка гидроочистки дизельного топлива ОАО «ТАИФ-НК».

– установка гидроочистки дизельного топлива ОАО «Славнефть-ЯНОС» (ОАО «НТК “Славнефть”»);

– установка гидроочистки бензина Астраханского ГПЗ (ОАО «Газпром») (ввод в эксплуатацию перенесён с 2012 года);

– реконструированные установки гидроочистки дизельного топлива ОАО «Орскнефтеоргсинтез» (ЗАО «ФортеИнвест»), ООО «Лукойл-Ухтанефтепереработка», ООО «Лукойл-Пермнефтепереработка» (ОАО «Лукойл»);

– установка изомеризации и установка гидроочистки бензина ОАО «Газпромнефть-Московский НПЗ» (ОАО «Газпромнефть»).

Http://government. ru/orders/12032/

Благодаря значительным инвестициям в модернизацию и технологическое обновление нефте – и газоперерабатывающих заводов, а также нефтехимических активов ЛУКОЙЛ постоянно инвестирует в увеличение глубины переработки углеводородов и повышает качество выпускаемой продукции. Всего за последние 10 лет только в нефтепереработку вложено более 10 млрд долларов.

Реализованы решения по строительству установок каталитического риформинга и изомеризации, а также гидроочистки дизельного топлива, что позволило выпускать высокооктановые бензины и дизельное топливо со сниженным содержанием серы в дизельной фракции. Новые установки построены на заводах в Ухте, Волгограде и Перми, а также на крупнейшем с советских времен комплексе каталитического крекинга в Нижнем Новгороде. В Перми введен в действие кардинально обновленный газоперерабатывающий завод.

ЛУКОЙЛ ранее других нефтедобывающих компаний в России, полностью перешел на выпуск автомобильных бензинов и дизельного топлива, соответствующих стандарту Евро-5. Таким образом, выполняются, в том числе, и требования Программы модернизации российских НПЗ до 2020 года в рамках четырехсторонних соглашений между Правительством Российской Федерации и вертикально интегрированными нефтяными компаниями страны. 

Будущие инвестиции будут направлены на решение задачи по повышению темпов конверсии российских НПЗ. Реализуется программа реконструкции, завершение которой планируется к 2019 году. О бъемы производства высокооктановых бензинов Евро-5 и дизельного топлива Евро-5 будут увеличены, что внесет вклад в решение задачи по обеспечению топливом потребителей. Существующие мощности будут приведены к современным стандартам безопасности и энергоэффективности.

Http://www. lukoil. ru/Responsibility/ProductionOfHigh-qualityProductsAndServices/oilrefiningupgrade

Предприятие выпускает порядка пятидесяти видов нефтепродуктов – бензины, дизельное и судовое топливо, авиакеросин, битум, бытовой газ и другую продукцию, востребованную на рынке.

Омский НПЗ – российский лидер по объему и глубине нефтепереработки, сложности и набору технологических процессов.

«Газпром нефть» реализует масштабную программу модернизации Омского НПЗ, что позволит предприятию встать в ряд мировых отраслевых лидеров.

ОНПЗ последовательно снижает воздействие производства на окружающую среду

ОНПЗ строго следит за соблюдением правил безопасности на производстве

Программа социальных инвестиций для городов присутствия «Газпром нефти»

Объективная информация о состоянии воздуха и экологической обстановке в границах санитарно-защитной зоны Омского НПЗ

В 2008 году на ОНПЗ стартовала крупномасштабная программа модернизации, целью которой является создание фактически нового предприятия, технологического лидера отрасли. Общий объем инвестиций в программу модернизации ОНПЗ превысит 300 млрд рублей.

В рамках 1-го этапа модернизации (2008-2015гг.) были построены несколько технологических комплексов, крупнейшие из которых «Изомалк-2», комплекс гидроочистки бензинов каталитического крекинга и дизельного топлива. Также проведена реконструкция нескольких технологических объектов, в том числе комплекса глубокой переработки мазута КТ-1/1. Это позволило Омскому НПЗ полностью перейти на выпуск моторных топлив Евро-5 и значительно повысить энергоэффективность и экологичность.

Второй этап масштабной модернизации ОНПЗ, рассчитанный до 2020 года и направленный на увеличение глубины переработки нефти до уровня лучших мировых показателей в 97%, предполагает строительство новых объектов, реновацию производственных мощностей с учетом современных экологических требований, повышение надежности и безопасности производственных процессов.

Http://onpz. gazprom-neft. ru/production/modernization/

ЛУКОЙЛ станет первой из российских вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), кто полностью завершит модернизацию своих НПЗ. Согласно намеченному плану, это произойдет к середине текущего года. Об этом сообщил президент нефтяной компании Вагит Алекперов на встрече с российским премьер-министром Дмитрием Медведевым.

Помимо прочего это означает, что ЛУКОЙЛ станет флагманом процесса перехода отечественной нефтепеработки на выпуск моторного топлива экологического стандарта “Евро-5”. Напомним, что ранее планировалось с 1 января 2016 года запретить во всех странах Таможенного союза (Россия, Белоруссия и Казахстан) оборот автомобильного горючего качеством ниже 5-го экологического класса. Однако не все компании смогли провести модернизацию своих заводов, и, чтобы не допустить дефицит топлива на рынке правительство РФ приняло решение отложить введение запрета до 1 июля, а возможно, и до конца нынешнего года.

Алекперов, в частности, рассказал премьеру во время рабочей встречи, что почти закончена модернизация на принадлежащем ЛУКОЙЛу Волгоградском НПЗ, который был построен еще в 1957 году. Там готовится к запуску уникальная установка гидрокрекинга, которая позволит свести к нулю выпуск темных нефтепродуктов – вакуумного газойля и мазута, чья доля в продукции завода сейчас превышает 25%. Соответственно, значительно увеличится после запуска установки выход светлых нефтепродуктов, прежде всего дизельного топлива как раз стандарта “Евро-5”.

Президент ЛУКОЙЛа рассказал, что продукция Волгоградского НПЗ будет реализовываться в Южном федеральном округе и экспортироваться в страны Средиземноморья. Для поставок дизельного топлива за рубеж “Транснефть” полным ходом ведет строительство продуктопровода “Юг”, который соединит завод в Волгограде с новороссийским морским портом. Первую очередь трубопровода пропускной способностью 8,7 млн тонн в год планируется ввести в строй в 2018 году.

После завершения модернизации Волгоградского НПЗ, глубина переработки на нем приблизится к 100%. Максимальный показатель до этого был достигнут на Пермском НПЗ, который также входит в группу ЛУКОЙЛ. Благодаря этому, средняя глубина переработки на российских предприятиях этой компании станет выше, чем у других ВИНК, и значительно выше средней по стране (по данным Минэнерго, в 2015 году она составила 74,2%).

Успешно ведет работы ЛУКОЙЛ и на своих зарубежных НПЗ. Например, завод в болгарском Бургасе, как и намечалось, через две недели – 1 апреля – выйдет из планово-предупредительного ремонта. Между прочим, речь идет о крупнейшем на Балканах нефтеперерабатывающем предприятии, в состав которого также входят нефтехимический комплекс и завод полимеров. Проектная мощность НПЗ – 9,8 млн тонн в год.

Увы, похвастать такими же успехами могут далеко не все нефтеперерабатывающие предприятия России. О существующих у ряда НПЗ проблемах с вводом в эксплуатацию установок вторичной переработки нефти рассказал на этой неделе Глава Ростехнадзора Алексей Алешин. В перечень отстающих попали и заводы “Роснефти”.

“Такие проблемы существуют на заводах компании “Роснефть” и на независимых нефтеперерабатывающих заводах – “ТАИФ НК”, “Марийский НПЗ”, “Новошахтинский ЗНП” и “Афипский НПЗ””, – уточнил Алешин.

Ситуация и вправду тревожная. Напомни, что “Роснефть” владеет 10 крупными НПЗ. Компании также принадлежит 50% завода “Славнефть – ЯНОС”. В прошлом году на эти НПЗ поступило свыше 84 млн т нефти – около 29% от совоскупного объема сырья, направленного на нефтепереработку в РФ. Так что пробуксовка с модернизацией этих заводов действительно грозит дефицитом топлива 5-го класса на рынке.

Слышать это из уст главы федерального ведомства тем более удивительно, что госкомпания в декабре 2015-го официально сообщила о переводе всех своих НПЗ на производство бензина и дизельного топлива стандарта “Евро-5”. Кроме того, как только в прошлом году речь заходила о переносе сроков запрета на оборот в России топлива “Евро-4”, “Роснефть” уверяла, что она тут ни при чем и к правительству с такой просьбой не обращалась.

“К настоящему моменту в эксплуатацию введены 52 установки вторичной переработки нефти, предусмотренные четырехсторонними соглашениями (между нефтяными ВИНК, ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом о строительстве и реконструкции НПЗ для выпуска моторного топлива высокого экологического класса – ред.). Строительство и реконструкция еще 17 установок, из которых две должны были быть введены в 2014 году, а 15 – в 2015 году, не завершены”, – констатировал Алешин.

Срыв четырехсторонних соглашений может в очередной раз отложить на более поздний срок переход на моторное топливо стандарта Евро-5 и значительно затормозить процесс модернизации российской нефтепереработки. :///

Http://teknoblog. ru/2016/03/19/57356

Президент «ЛУКойла» Вагит Алекперов (справа) вовремя начал южные проекты — модернизацию Волгоградского НПЗ и добычу углеводородов на шельфе Каспия. Сейчас им грозит гораздо меньше финансовых рисков, чем нефтегазовым проектам на «бумажной» стадии

Новый экономический кризис поставил отечественные нефтегазовые компании перед непростой дилеммой: либо резко увеличить стоимость ряда инвестпроектов, либо вообще от них отказаться. К счастью, к началу кризиса многие крупные южные проекты в этой отрасли уже находились в активной стадии реализации

Как и в исследованиях предыдущих лет, проекты в нефтяной и нефтегазовой промышленности доминируют в рэнкинге крупнейших инвестпроектов ЮФО — в этом году их доля вплотную подобралась к половине совокупной стоимости рэнкинга (49,98% против 49,7% в прошлом году). Но при этом количественно их портфель значительно похудел: если год назад мы насчитали в отрасли 20 реальных проектов, то на сей раз их оказалось всего 12, хотя общий объём портфеля остался примерно тем же (порядка 1,3 трлн рублей). В первую очередь это связано с пересмотром стоимости некоторых проектов в связи с резкой девальвацией рубля. Вместе с тем ряд южных проектов, инициированных крупными нефтегазовыми холдингами, был успешно завершён либо находится в финальной стадии реализации.

Самый показательный пример резкого повышения стоимости — проект модернизации производства сравнительно небольшого Ильского нефтеперерабатывающего завода в Краснодарском крае. В прошлогоднем рэнкинге этот проект оценивался в 18,5 млрд рублей (512 млн долларов), что, впрочем, даже тогда было несколько устаревшей оценкой, поскольку ещё в конце 2013 года стало известно, что Внешэкономбанк приступил к экспертизе проекта модернизации Ильского НПЗ стоимостью 40 млрд рублей. Первоначально предприятие собиралось довести мощность переработки до 3,5 млн тонн нефти в год, однако в начале этого года расчёты показали, что «в новых экономических условиях» минимальная для окупаемости проекта мощность по первичной переработке должна составлять 5–6 млн тонн нефти. Разумеется, это повлекло за собой переоценку стоимости — в настоящее время компания оценивает проект более чем в 60 млрд рублей (или порядка 923 млн долларов по условному курсу 65 рублей за доллар).

Заметно выросла за год и стоимость строительства установки электрообессоливания и атмосферно-вакуумной перегонки нефти на близком к агросоюзу «Юг Руси» Новошахтинском заводе нефтепродуктов (НЗНП) — с 2,5 млрд рублей год назад до 5,5 млрд рублей в этом году. «Это произошло исключительно из-за изменения курса валют. Там всё оборудование импортное», — пояснил в мае первый заместитель губернатора Ростовской области Александр Гребенщиков, выразив надежду, что в течение ближайших нескольких лет в России в рамках программы импортозамещения тоже можно будет делать такое оборудование.

В столь непростой ситуации будущее независимых проектов в нефтегазовой отрасли зависит в первую очередь от способности их инициаторов найти необходимое финансирование. В отношении НЗНП, к примеру, этот вопрос был решён ещё в мае, когда президент агросоюза «Юг Руси» Сергей Кислов и глава Китайской национальной химической инжиниринговой компании (CNCEC) Юй Цзиньбо подписали соглашение о сотрудничестве, предусматривающее поставку для донского предприятия китайского оборудования. При этом утверждалось, что финансирование проекта возьмёт на себя китайский Exim Bank, который должен предоставить НЗНП долгосрочный кредит, хотя общую сумму вложений стороны не называли. Исходя из этой информации, мы приняли однозначное решение сохранить за проектом НЗНП статус реального.

Аналогичным образом мы поступили с проектом модернизации Ильского НПЗ, несмотря на резкий рост его стоимости. По информации предприятия, на начало этого года в его реализации уже был достигнут немалый прогресс, а предшествующие финансовые показатели завода более чем убедительны. В наших рэнкингах крупнейших компаний ЮФО Ильский НПЗ стабильно входит в число самых рентабельных компаний округа; прошлый год, по данным «СПАРК-Интерфакс», завод закончил с чистой прибылью более 968 млн рублей. По данным ЦДУ ТЭК Минэнерго РФ, за 10 месяцев прошлого года завод показал прирост переработки на 96,5% (2,2 млн тонн).

В то же время руководство управляющей Ильским НПЗ Кубанской нефтегазовой компании не скрывает озабоченностью перспективами проекта модернизации. «Вступивший в силу в начале 2015 года налоговый манёвр, изменение экономической ситуации в стране, снижение маржи переработки отрицательно повлияли на инвестиционные показатели программы развития завода и, в конечном счёте, значительно увеличили сроки окупаемости проекта глубокой переработки нефти», — сообщил ещё в январе вице-президент по перспективному развитию и региональным проектам «КНГК-Групп» Марат Басыров.

А вот проект строительства НПЗ в Адыгее стоимостью 30 млрд рублей мы решили временно исключить из числа реальных, поскольку, по данным администрации Тахтамукайского района республики, за 1 полугодие по нему не осуществлялось финансирование. Инициатором этого проекта в 2012 году выступил ингушский бизнесмен Абукар Беков, близкий к миллиардеру Михаилу Гуцериеву; на тот момент адыгейская компания Бекова, ЗАО «Антей», уже управляла близлежащим Краснодарским НПЗ, с которого и планировалось поставлять первично переработанное сырьё на новое предприятие в Адыгее, по другую сторону реки Кубань.

Для строительства завода был выделен земельный участок площадью 500 га, на котором осуществлялись изыскательские работы и экологическое обследование, были проведены общественные слушания, выполнена предварительная проработка технических условий по обеспечению проекта инфраструктурой. Однако в настоящее время работы по строительству НПЗ приостановлены — об этом стало широко известно в конце августа после того, как общественная организация «Экологическая вахта по Северному Кавказу» опубликовала ответы на ряд своих запросов в административные структуры.

Кроме того, ещё в конце прошлого года Краснодарский НПЗ также назывался в числе предприятий, столкнувшихся с негативными последствиями налогового манёвра в нефтегазовой отрасли. «С одной стороны, отсутствие дифференциации акцизов по классам топлива фактически уничтожило для нефтепереработчиков стимулы по увеличению объёма выпуска высококачественных ГСМ, — считает независимый аналитик нефтегазового рынка Ирина Тыртышная. — С другой, увеличение ставки НДПИ до 775 рублей за добытую тонну нефти привело к росту стоимости сырья для НПЗ и ожидаемому снижению их рентабельности — причём как в собственно нефтепереработке, так и в нефтехимии. А в этих условиях собственники совершенно естественно пошли на секвестирование своих инвестиционных программ и замораживание ряда проектов».

Очевидно, что в сложившейся ситуации меньшие сложности будут испытывать те независимые проекты в нефтегазовой сфере, которые к моменту начала кризиса уже находились в активной фазе реализации. В качестве примера можно привести Афипский НПЗ в Краснодарском крае, где завершился первый этап модернизации производства. По данным Минэнерго РФ, с января по октябрь прошлого года предприятие увеличило объём переработки нефти на 16,7% — до 4,9 млн тонн, то есть заявленная мощность после модернизации (6 млн тонн) уже не за горами. Правда, изначально срок достижения этого показателя планировался собственниками на 2013 год. На втором этапе предстоит ввести новую установку для переработки нефти, что позволит довести совокупные мощности НПЗ до 9 млн тонн в год, увеличив глубину переработки с нынешних 54 до 78%.

В то же время пока так и не обрело реальные черты ещё одно начинание собственника Афипского НПЗ, группы компаний ООО «Нефтегазиндустрия», бенефициаром которой считается бизнесмен Владимир Коган, имеющий хорошие связи с руководством страны. Имеется в виду проект строительства в Новороссийске терминала для экспорта нефтепродуктов в Грецию, Турцию и Нидерланды мощностью 11 млн тонн в год, о котором было заявлено в конце 2012 года. В предшествующих исследованиях мы не включали этот проект в число реальных, и за прошлый год движений в этом направлении также не произошло.

«Пока руководству “Нефтегазиндустрии” за короткий срок удалось решить ключевую проблему для функционирования Афипского НПЗ — подключение к трубе “Транснефти”, чего годами не получалось у прежнего его владельца, “БазЭла” Олега Дерипаски, — говорит отраслевой аналитик Максим Стёпушкин. — Это позволит для начала провести модернизацию предприятия и добиться наращивания давно уже заявленных мощностей — до шести миллионов тонн нефти в год. Предполагается, что лишь после этого “Нефтегазиндустрия” активно займётся сооружением сложных по рельефу местности и дорогостоящих трубопровода и терминала, тем более, что срок их запуска определён на 2019 год. Время на это у компании есть, да и при нынешних ценах на нефть спешить явно не стоит».

Первый этап программы модернизации, рассчитанной до 2020 года, завершён и на донском НЗНП — в конце прошлого года здесь была введена в эксплуатацию битумная установка мощностью 700 тысяч тонн продукции, позволившая увеличить глубину переработки нефти с 64-65 до 75%. Этот проект стоимостью 2,5 млрд рублей, выполненный совместно с австрийской фирмой Pörner и российской «ПСК Нефтехим», мы исключили из базы как благополучно реализованный.

Что же касается проектов, ранее заявленных на юге России крупнейшими отечественными нефтегазовыми холдингами, то они пока демонстрируют завидную устойчивость. Более того, для ряда ВИНКов именно Юг сегодня оказывается важнейшим приоритетом. Например, «ЛУКойл» в июне сообщил о сокращении своей инвестпрограммы на 17% (на 2,5 млрд долларов), но это не затронет крупнейший южный проект холдинга в сфере нефтепереработки — модернизацию Волгоградского НПЗ, которая вступила в завершающую фазу. Предприятие одним из первых в отрасли уже начало выпуск топлива по стандарту «Евро-5».

В июне на волгоградском предприятии в присутствии президента «ЛУКойла» Вагита Алекперова и вице-премьера правительства РФ Аркадия Дворковича была запущена установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-1 (на фото), строительство которой значилось одной из важнейших составляющих многолетней программы коренной реконструкции завода. Эта самая мощная в России установка мощностью 6 млн тонн позволит предприятию нарастить объём переработки с 11 до 14,5 млн тонн сырой нефти в год. Данный проект также выбыл из нашей базы со знаком «плюс», равно как и два других этапа модернизации Волгоградского НПЗ — строительство второй очереди гидро­очистки дизельного топлива и установки замедленного коксования. Теперь Волгоградский НПЗ представлен в базе всего одним проектом строительства комплекса глубокой переработки вакуумного газойля, который планируется завершить уже в следующем году.

Планомерно развивается и реализация крупнейшего инвестпроекта на юге России — комплексной программы «ЛУКойла» по освоению нефтегазовых месторождений Северного Каспия. Ещё четыре года назад мы оценили его в сумму порядка 730,5 млрд рублей, исходя из сделанного Вагитом Алекперовым в апреле 2011 года заявления о том, что за 15-16 лет «ЛУКойл» планирует вложить в свой каспийский проект примерно 22 млрд долларов. Несмотря на то, что курс доллара с тех пор сильно изменился, в этом году мы решили пока не пересчитывать общую рублёвую стоимость проекта, тем более что каких-либо соответствующих заявлений со стороны его инициатора не было.

И всё же некоторые текущие цифры по каспийскому мегапроекту «ЛУКойла» стоит привести. В апреле генеральный директор ведущего работы на шельфе ООО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» Николай Ляшко сообщил на совете по морской деятельности в администрации Астраханской области, что холдинг планирует вложить свыше 350 млрд рублей в строительство более 25 платформ общей массой порядка 100 тысяч тонн металлоконструкций и оборудования. Инвестиции в геологоразведочные работы на 2015–2017 годы должны составить более 22 млрд рублей, а в обустройство месторождений имени Ю. Корчагина и В. Филановского только в 2015 году будет вложено 70 млрд рублей.

Начало добычи на крупнейшем российском шельфовом месторождении имени Филановского запланировано на 1 полугодие следующего года, сейчас там идут пусконаладочные работы, однако дальнейшие планы «ЛУКойла» на Каспии (в частности, разработка месторождений Ракушечное, Хвалынское, 170-й километр, Сарматское) могут быть скорректированы. «Мы вводим месторождение имени Филановского, которое требует очень бережного отношения к себе. Мы не будем там форсировать добычу. Поэтому стабилизируем добычу в России. Роста не будет», — заметил Вагит Алекперов в недавнем интервью газете «Ведомости».

Успешно продвигается и проект масштабной реконструкции Туапсинского НПЗ «Роснефти», завершение которого намечено на 2019 год. По данным пресс-службы компании, суммарные инвестиции в это предприятие в прошлом году составили 57 млрд рублей, которые были вложены в строительство технологических установок гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроочистки дизельного топлива, производства серы, водорода, гидроочистки бензина, риформинга, изомеризации и объектов общезаводского хозяйства. Кроме того, была завершена первая очередь реконструкции экспортного терминала ООО «РН-Туапсенефтепродукт» с целью увеличения грузооборота до 20 млн тонн в год: введены в эксплуатацию 35 новых резервуаров, сливо-наливные железнодорожные эстакады и другие объекты. Этот проект стоимостью более 30 млрд рублей также успешно покинул базу.

Тем не менее, сокращать инвестиционные планы приходится и «Роснефти». Если в конце прошлого года вице-президент холдинга по экономике и финансам Святослав Славинский говорил о планах капиталовложений в 2015 году на уровне 1 трлн рублей, то спустя несколько месяцев на Международной нефтяной неделе в Лондоне президент «Роснефти» Игорь Сечин уже вёл разговор о сумме в 730 млрд рублей. При этом старший аналитик «Альфа-Банка» Александр Корнилов считает, что здесь корректнее было бы говорить о сумме в 610–620 млрд рублей.

Вряд ли в нынешних условиях удастся заманить на южный шельф ещё одного российского нефтегазового «кита» — «Газпром», который несколько лет назад проявлял интерес к бурению на каспийском континентальном шельфе в районе месторождений Центральное и Лаганский блок. Однако объявленная компанией программа оптимизации затрат на 2015 год предусматривает сокращение расходов в общей сумме не менее чем на 13,1 млрд рублей. В настоящее время «Газпром» представлен в нашей базе всего одним проектом в нефтегазовой промышленности по модернизации Астраханского газоперерабатывающего завода. Расширение производств № 3 и 6 по переработке газового конденсата планируется закончить в следующем году.

Возможно, по упомянутым шельфовым начинаниям «Роснефти» и «Газпрома» будут осуществляться не особо затратные подготовительные мероприятия — общественные слушания проектов, сейсмические и геохимические исследования, морские инженерно-геологические изыскания и т. п., однако перейти в полноценную реальную стадию они явно смогут ещё не скоро. «В вопросе продолжения разработки шельфовых проектов ключевыми факторами являются стадия реализации проекта и уровень цен на нефть, — говорит руководитель проектов практики “Инфраструктура” консалтинговой группы “НЭО Центр” Михаил Товмасян. — Начинания, находящиеся в продвинутой стадии, скорее всего, будут продолжены — это касается каспийских проектов “ЛУКойла”. Проекты же на ранней стадии ожидает секвестирование бюджетов либо сдвиг сроков реализации».

Исходя из этого прогноза, можно предположить, что количество крупных проектов в нефтегазовой отрасли на юге России в ближайшие годы будет более или менее стабильным: число потенциальных новых проектов пока примерно совпадает с числом уже существующих начинаний, которые будут завершены в обозримом будущем. А вот стоимость портфеля может корректироваться и дальше, учитывая высокую степень зависимости отрасли от импортных технологий.

«В последние годы крупные российские ВИНКи продавали собственные нефтесервисные компании и переходили на аутсорсинг, — говорит генеральный директор компании “ФОК (Финансовый и организационный консалтинг)” Виталий Дербеденев. — Это было выгодно всем: нефтяники получали более высокую отдачу от месторождений, а западные сервисные компании — выгодные контракты. Однако побочным эффектом этой схемы явилась высокая зависимость российской нефтяной отрасли от западных сервисных компаний — в итоге российский нефтесервис сегодня имеет не только технологическое отставание, но и недостаточные мощности».

Тем не менее, в предыдущем экономическом цикле крупные нефтегазовые компании создали достаточный задел на перспективу благодаря модернизации своих перерабатывающих мощностей, что открывает для них хорошие возможности для экспорта (ради которого во многом и затевалась модернизация отечественных НПЗ). Поэтому значимой точкой роста для южной нефтегазовой отрасли уже сейчас становится развитие трубопроводов и перевалочных портовых терминалов (хотя по отраслевой принадлежности соответствующие проекты мы относим к сфере инженерно-транспортной инфраструктуры). В этом году, например, наша база пополнилась проектом строительства нефтепродуктопровода от Волгоградского НПЗ до станции Тихорецкая стоимостью 10 млрд рублей в рамках программы «Транснефти» по развитию трубопроводной инфраструктуры юга России.

Значимой точкой роста для южной нефтегазовой отрасли уже сейчас становится развитие трубопроводов и перевалочных портовых терминалов

Http://expert. ru/south/2015/39/kto-ne-uspel-tot-doschityivaet-milliardyi/

В 1 ю очередь хотел бы сказать, что российская нефтеперерабатывающая промышленность в настоящее время представлена 34 ключевыми нефтеперерабатывающими заводами с мощностью свыше 1 млн т/год и 230 мини-НПЗ – менее 1 млн т/год.

Совокупные мощности НРЗ в России сегодня составляют 330 млн т /год.

Всего 12% наших крупных НПЗ обеспечивают 95% производства нефтеперерабатывающих продуктов в России.

33 НПЗ мощностью свыше 1 млн т/год, и 1 из них – здесь мы сегодня находимся – в г Кстове.

Бо́льшая часть крупных НПЗ была построена и введена в эксплуатацию более 50 лет назад.

Но за последнее 10-летие в России было введено 6 новых НПЗ мощностью 31,5 млн т т/год и введено и модернизировано, реконструировано 47 новых установок, которые прошли программу модернизации.

Были приняты решения, направленные на стимулирование модернизации производства высококачественных бензинов и переход на более высокоэкологичные классы бензина, и в этот период существенно выросла доля бензинов и дизтоплива высокоэкологичного класса.

В 2011 г бензины 4 го и 5 го класса составляли в совокупности 28% от выпуска.

Одной из мер государственного регулирования, направленной на повышение качества моторного топлива, стало принятие национального технического регламента, регламента Таможенного союза, в соответствии с которым на территории РФ предусматривается поэтапное исключение из обращения моторного топлива низких экологических классов.

Есть сроки перехода на обращение моторного топлива экологического класса, и мы действуем в соответствии с этим планом.

С 2013 г из обращения на внутреннем рынке России ушел класс №2, с 2015 г – класс №3.

Если брать страны Содружества Независимых Государств, кроме Белоруссии практически везде, где есть НПЗ, еще сохраняются низкоэкологичные классы №2 , №4 .

Если говорить о других странах помимо Европы, то в Латинской Америке, Юго-Восточной Азии тоже есть, выпускают заводы еще старые, которые не модернизированы. Хотя новые НПЗ все строятся уже класса №5 .

Это очень важный показатель, исходя из которого мы планируем балансы производства.

В 2015 г мы ожидаем потребления бензина в России в объеме 35,4 млн т.

Прогноз на 2016 г, по оценке в тч консенсуса и компаний, и федеральных органов власти, в интервале 34,4 млн т – 36,4 млн т, в среднем 35,5 млн т/год.

В 2011 г были подписаны 18 четырехсторонних соглашений между нефтяными компаниями, ФАС, Ростехнодзором и Росстандартом.

Это ключевое направление работы, в рамках которого сегодня происходит модернизация в нефтеперерабатывающей отрасли.

Предусмотрена реконструкция 34 действующих установок и строительство 99 новых установок, то есть всего 133 новые установки.

Основная нагрузка по планам модернизации и по вводу установок приходится на наши вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК).

Например, у Роснефти из 130 установок – 42 установки, то есть почти 1/3 всех установок.

Анализ исполнения российскими компаниями 4-сторонних соглашений показывает, что за период 2011 – 2014 гг планы ввода установок выполнены в полном объеме.

Введено 47 установок и общий объем инвестиций составил 823 млрд рублей из общих 1,9 трлн руб, которые были запланированы в ценах 2014 г на все 133 установки.

Однако в 2015 г, в начале года, к нам обратились наши нефтяные компании с просьбой перенести модернизацию 14 установок на период 2016 – 2020 гг, и мы эти вопросы сейчас рассматриваем совместно с другими федеральными органами власти.

Прогноз производства и потребления автомобильного бензина на период 2016 – 2018 гг.

1. В случае реализации установленного перехода с 2016 г на обращение бензина только 5 го класса возможен дефицит бензина, исходя из прогнозного потребления 1,8 млн т – 3,8 млн т.

Сразу хотел бы отметить, что эти данные были даны по состоянию на сентябрь 2015 г.

С учетом заявлений компаний, что они реализуют задачу по введению и переходу на 5 й класс в 2015 г и в 1 квартале 2016 г – еще 2,8 млн т, мы видим, что дефицит может быть от 1 млн т/год – в случае максимального потребления, до профицита в объеме 1 млн т – в случае минимального потребления.

Если же брать средний показатель, мы выйдем на баланс примерно на уровне 35,5 млн т/год.

Нефтеперерабатывающая отрасль отрасль, исходя из тех планов, которые есть и которые сегодня перед собой поставили компании в качестве задач 4-сторонних соглашений, готова обеспечить потребности внутреннего рынка в объеме прогнозного потребления, это 35,5 млн т.

Однако у нас нет резерва в этой части, поскольку в течение года мы имеем неравномерное потребление топлива: есть пиковые периоды во время посевной, во время уборочной кампаний.

В целях снижения рисков возможного дефицита и в существующей экономической ситуации, которая в принципе сегодня стимулирует компании меньше перерабатывать на НПЗ, мы считаем, что для недопущения дефицита было бы целесообразно рассмотреть вопрос продления на 1 год возможности оборота на территории РФ бензинов 4 го класса.

Дизтоплива у нас достаточно, здесь стабильный профицит дизельного топлива, который направляется как на внутреннее потребление, так и на экспорт.

Для того чтобы обеспечить стимулирование компаний окончательно завершить модернизацию и перейти на 5 й класс, предлагается рассмотреть возможность дифференциации акцизов на 4-5 й классы, с тем чтобы установить дифференциал 3,5 тыс рублей.

Это даст необходимый стимул, для того чтобы переходить ускоренными темпами на 5 й класс.

Такое решение даст возможность в случае разных факторов, влияющих на возможный дефицит потребления и обеспечение потребления топлива, этот 4 й класс в незначительных объемах может дополнительно поступать на рынок в объеме 2 – 4 млн т/год в зависимости от потребности, даст нам демпинг и снижение рисков, возможности нормального прохождения 2016 г с точки зрения обеспечения внутреннего рынка.

Поэтому Министерство энергетики обсуждает это и с другими органами власти и предлагает рассмотреть такую возможность внесения изменений в технический регламент – продлить по бензинам обращение на внутреннем рынке до 1 января 2017 г.

Текущая редакция 4-сторонних соглашений не предусматривает детализацию по годам объемов производства моторного топлива внутри периода 2016- 2020 гг, то есть так подписывались соглашения, что по годам было, только включая 2015 г, а 2016-2020 гг стоит одной цифрой. Чтобы четко понимать балансы производства нефтепродуктов, контроля, мониторинга, мы просим внести изменения в соглашения и разбить этот период по годам. Это касается как производства автомобильного бензина, дизельного топлива и топлива реактивных двигателей, так и актуализации сроков строительства новых и реконструкции действующих установок вторичной переработки нефти с разбивкой по годам.

3 е предложение касается обязательств компаний по поставкам на внутренний рынок.

Сегодня текущая редакция 4-сторонних соглашений не содержит таких обязательств. Учитывая, что 2016 г балансируется на малом уровне возможностей дифференциации вокруг объемов потребности, мы бы просили также рассмотреть возможность внесения изменений в 4-сторонние соглашения, в которых предусмотреть обязательства нефтяных компаний по обеспечению поставок на внутренний рынок в 2016 г автомобильного бензина не менее 90% от объемов производства.

4 е предложение касается обязательств по вводу установок по переработке нефтяных остатков.

Таких обязательств сегодня нет в 4-сторонних соглашениях, а это важно также с точки зрения планирования и формирования устойчивого прогнозирования потребления н/продуктов и их производства.

Нужно рассмотреть возможность изменения 4-сторонних соглашений и предусмотреть обязательства нефтяных компаний по строительству и реконструкции установок по переработке нефтяных остатков.

Http://neftegaz. ru/analisis/view/8374-Doklad-A. Novaka.-O-vypolnenii-programm-modernizatsii-neftepererabatyvayuschih-proizvodstv

Производители бензина добиваются новых льгот, угрожая дефицитом топлива

Планам нефтеперерабатывающих компаний мешают не санкции, а низкая цена на нефть. Фото Reuters

Нефтепереработка в Европе на подъеме. Из-за падения цен на нефть более чем в два раза резко возросла рентабельность. В России ситуация прямо противоположная – производство сокращается. Кроме того, сейчас выгоднее экспортировать нефть, чем продавать бензин, – это приносит на 4–6 долл. больше прибыли на тонну объема. Глава Минэнерго Александр Новак предупредил, что переработка будет сокращаться, а строить новые НПЗ не имеет смысла – достаточно модернизировать имеющиеся.

План по модернизации российской нефтеперерабатывающей отрасли вряд ли будет выполнен, считает гендиректор «ВНИПИнефть» Владимир Капустин. Вчера в Москве состоялась конференция «Нефтегазопереработка-2015», основной темой которой стали возможности импортозамещения. Сегодня нефтехимики жалуются на низкие нефтяные цены и оправдывают этим технологическую отсталость нефтеперерабатывающих предприятий. Однако и в период самых высоких нефтяных цен хозяева нефтяных компаний мало занимались модернизацией НПЗ и строительством новых предприятий. Еще недавно российские нефтяники надеялись на строительство современного дальневосточного НПЗ, а сегодня этот проект передан китайцам.

Основной показатель качества отрасли остается уже много лет на уровне 70%. В США этот показатель составляет 92–93%, в Западной Европе – 85–90%, в КНР – 85%. Даже в бывших республиках СССР этот показатель – не ниже 80%, а в странах – членах ОПЕК – не меньше 85%. «Из одной тонны нефти мы получаем 140 л бензина, американцы — 420, ровно в три раза больше», – говорит президент Союза нефтегазопромышленников Геннадий Шмаль.

К 2020 году Россия может увеличить глубину переработки нефти до 85%, обещал министр энергетики Александр Новак в марте 2015 года на встрече с президентом Владимиром Путиным. Но, судя по словам специалистов, этот план скорее всего не будет выполнен.

При этом Новак утверждал, что антироссийские санкции США и ЕС не оказывают существенного влияния на текущий уровень добычи и переработки углеводородов. Но низкие цены не позволят осуществить все задуманные проекты. «По оценкам экспертов, в целом в мире более 1 трлн долл. отложенных инвестиций в проекты. Наши компании тоже говорят, что процентов 10–15 ранее утвержденных инвестиционных программ будут отложены до восстановления цен», – сказал Новак.

Объем переработки нефти на российских НПЗ, по данным Минэнерго и расчетам Reuters, в июле 2015 года превысил уровень предыдущего месяца на 3% и составил 24,6 млн тонн, повторив показатель июля 2014 года. Рост был обеспечен началом эксплуатации новой первичной установки на Волгоградском НПЗ мощностью 6 млн тонн, запуск которой произошел 25 июня.

Несмотря на увеличение переработки нефти, выпуск автобензина в июле снизился на 1,34 тыс. тонн в сутки и составил 3,276 млн тонн. Прирост производства дизельного топлива в июле составил лишь 2,2%. Среди причин снижения – плановые ремонты региональных НПЗ и снижающаяся рентабельность производства бензина. На фоне снижения цен на нефть, которое привело к обесценению рубля, стало выгоднее экспортировать нефть, чем продавать бензин, это приносит на 4–6 долл. больше прибыли на тонну объема. В январе–августе 2015 года поставки нефти за рубеж выросли на 7,4% относительно того же периода 2014 года – до 159,3 млн тонн, а первичная переработка сократилась на 1,2% – до 189,5 млн тонн.

Опрошенные «НГ» эксперты подтвердили, что отраслевым планам могут помешать не столько санкции, сколько цены на нефть – ведь программы модернизации рассчитывали при одной цене, а сейчас она вдвое ниже.

Когда российские нефтехимики жалуются на низкие нефтяные цены, в Европе, например, рентабельность нефтепереработки растет. Именно низкие цены на сырье позволили европейским нефтеперерабатывающим компаниям увеличить объемы производства и загрузку заводов. В конце 2014 года она выросла более чем на 10% по сравнению с серединой того же года, превысив 85%. В Германии загрузка НПЗ превысила 90% – очень высокий показатель для Европы, сообщает агентство «Прайм».

Во втором квартале 2015 года средняя рентабельность переработки нефти на европейских НПЗ достигла максимального значения с 1997 года, составив 9,35 долл. за баррель – сообщает Reuters. За весь 2015 год рентабельность, вероятно, будет наиболее высокой с 2008 года, говорится в отчете банка UBS.

С 2015 по 2017 год перерабатывающие мощности во всем мире увеличатся на 1,2 млн барр. в сутки, в основном за счет Ближнего Востока и Азии, а мировой спрос на нефтепродукты вырастет на 1,4 млн, прогнозируют эксперты UBS. Рентабельность европейских НПЗ за этот период, по расчетам банка, составит в среднем 5 долл. за баррель против 3,3 долл. в 2010–2014 годах. С 2018 года в Европе вновь начнется избыток нефтеперерабатывающих мощностей, прогнозируют аналитики UBS.

В России же, по данным Минэнерго, рентабельность переработки нефти на НПЗ в среднем оказалась ниже уровня 2014 года. По экспертным оценкам, в настоящее время среднеотраслевая маржа переработки нефти (EBITDA) составляет около 10 долл. за тонну. Нефтяники пишут письма президенту Путину, в которых предупреждают о возможном дефиците бензина – если только не ввести дополнительные льготы для переработчиков. Отрасль переработки несколько подкосил налоговый маневр, утверждает начальник управления компании «Фридом Финанс» Георгий Ващенко: «Прибыль в этом сегменте упала в среднем более чем на 1 долл. за баррель. Это демотивирует инвестиции в модернизацию НПЗ. Планировавшиеся объемы инвестиций сегодня неподъемны для компаний. Объемы переработки уже сокращаются, в этом году примерно на 1,5%. Риска дефицита топлива пока нет, но он может возникнуть, если цена на нефть еще долгое время будет оставаться низкой».

В российской нефтепереработке планировалась программа глубокой модернизации стоимостью около 55 млрд долл. на период до 2020 года. По словам Новака, несмотря на сложности с финансированием, модернизация НПЗ в РФ не откладывается. «Мы вообще считаем, что нам не нужно строить новые нефтеперерабатывающие заводы. У нас достаточно существующих. Их модернизируют, они покроют всю потребность», – сказал Новак.

Новак сообщил, что в 2015 году переработка нефти снизится до 291 млн тонн с 294 млн тонн в 2014-м, а к 2035 году упадет до 240 млн тонн. В то же время экспорт сырья вырастет в текущем году на 2–3 млн тонн с 224 млн тонн в 2014-м и продолжит рост, достигнув к 2035 году 280 млн тонн. Министр также сказал, что РФ увеличит поставки нефти в этому году своему крупнейшему покупателю, Китаю, на 3 млн тонн с 28 млн тонн в 2014 году. «Стратегически у нас будет уменьшение переработки. Не из-за налогового маневра, а из-за того, что у нас глубина переработки нефти растет с учетом модернизации. Учитывая, что экспорт нефти более рентабельный, будем перерабатывать у себя в перспективе меньше, а больше экспортировать нефть». Так, «Газпром нефть» к 2018 году планирует увеличить глубину переработки нефти на Омском НПЗ до 97%. Росту показателя будет способствовать завершение реконструкции комплекса глубокой переработки мазута, сообщают в компании. С завершением модернизации предприятие сможет полностью перейти на выпуск топлива пятого экологического класса, увеличив объемы производства продукции на 30%.

Http://www. ng. ru/economics/2015-09-11/4_oil. html

Добавить комментарий