модернизация нпз
Строительство заводов по переработке нефти и сжиженного природного газа в России и СНГ
СПГ-терминал будет построен в Ленинградской области
СПГ-терминал для производства и отгрузки примерно 660000 тонн СПГ может быть построен в порту Высоцк в Ленинградской области.
Инвестировать в проект будут Газпромбанк и финская компания Gasum Oy. Предварительно заявлено что 15 млрд. рублей будет инвестировано в проект в 2015-2017 гг.
Ранее сообщалось, что завод по производству СПГ, может быть построен в Ленинградской области, для обеспечения экспорта СПГ в Испанию, Португалию, Великобританию, Латинскую Америку и Индию. Окончательное решение по проекту ожидается этим летом.
Лукойл вложит более 86 млрд. рублей в модернизацию Волгоградского НПЗ
Лукойл собирается инвестировать более 31 млрд. рублей к концу 2014 в модернизацию нефтеперерабатывающего завода в Волгограде, об этом заявил глава компании Лукойл Вагит Алекперов на встрече с губернатором Андреем Бочаровым.
Волгоградский НПЗ является одним из крупнейших НПЗ Южного федерального округа. Глубина переработки нефтяного сырья там равна 90%, в то время, как в среднем по России этот показатель равен 71%.
Лукойл намерен инвестировать в общей сложности 86.7 млрд рублей в дальнейшею модернизацию НПЗ.
Казахстан намерен пригласить 890 иностранных специалистов для обновления Шымкентского НПЗ
Правительство Казахстана определил квоты для иностранных специалистов, приглашенных в 2014 году для участия в модернизации НПЗ в Шымкенте, По сообщениям Новости-Казахстан квота в этом году равняется 890 человек.
Башнефть и General Electric подписали контракт на поставку оборудования, предназначенного для обновления очистных сооружений на уфимских НПЗ
Башнефть подписала соглашение с General Electric ( GE ) на поставку и монтаж основного технологического оборудования в рамках проекта по модернизации биологических очистных сооружений (БТФ) в своей дочерней компании Башнефть-Уфанефтехим.
В соответствии с контрактом, GE поставит Башнефти в этом году технологическое оборудование, включающее в себя такие позиции, как мембранный биореактор, оборудование электродиализа разворота, обратного осмоса и ионообменных селективных единиц. GE также будет курировать установку и тестирование оборудования. Стоимость контракта составит примерно 1,6 млрд рублей.
Разработанные GE передовые технологии позволит Башнефти повторно использовать очищенную воду на своих НПЗ, минимизировать забор воды, сократить площадь очистных сооружений и предотвратить сброс загрязняющих веществ в окружающую среду.
После модернизации, БТФ сможет перерабатывать до 84 тыс. кубометров сточных вод в сутки, что является беспрецедентным уровнем для промышленного предприятия с точки зрения масштабов очистки сточных вод и их повторного использования.
Модернизированные очистные сооружения должны быть введены в эксплуатацию в конце 2015 года. Общая стоимость проекта оценивается в 4,6 млрд. рублей.
В правительстве РФ считают возможным начать строительство судов для перевозки сжиженного природного газа на верфях Крыма и Севастополя.
Министерство промышленности и торговли РФ заявило, что рассматривает варианты по строительству судов для транспортировки сжиженного природного газа на судостроительных верфях полуострова Крым.
Правительство заявило, что ряд судостроительных предприятий в Крыму и Севастополе, до нынешнего времени либо простаивали, либо не использовали полностью свои мощности.
“Один из вариантов развития судостроительных заводов в настоящее время прорабатывается Министерством промышленности и торговли, этот вариант включает возможность строительства судов для перевозки СПГ, предназначенных для доставки сжиженного природного газа из российских арктических месторождений” – заявило министерство.
Роснефть рассчитывает на помощь правительства в вопросах транзита газа.
Глава российской Роснефти попросил премьер-министра Дмитрия Медведева оказать помощь в решении вопроса о подключении проектов компании в транзитные системы проекта Сахалин-2.
Глава Роснефти Игорь Сечин заявил, что существующая система должна быть расширена до порта Елецкого, где будет построен терминал СПГ, однако Газпром и Shell отказались в этом участвовать.
“Я хотел бы еще раз обратиться к Газпрому и Вам, Дмитрий Анатольевич, с просьбой решить вопрос о подключении к газотранспортной системе Сахалин-2. Это срочно необходимо для транспортировки газа в порт Елецкого, где будет построен Дальневосточный терминал СПГ Роснефти”, сказал Сечин во время встречи правительственной комиссии по вопросам социально-экономического развития на Дальнем Востоке.
“Мы считаем, что эти отказы не соответствуют действующему законодательству, и будем просить поддержку у государства”, также добавил Сечин.
Как выяснил “Ъ”, «Роснефть», которая в последние годы сокращает инвестиции в НПЗ, сдвинула завершение программы модернизации своих заводов с 2020-го на 2027 год. Другие крупные нефтяники — ЛУКОЙЛ, «Газпром нефть», «Газпром» и «Сургутнефтегаз» — практически выполнили план. Инвестиции падают из-за неопределенности налогового режима и низкой рентабельности, считают в Минэнерго. Эксперты называют сдвиг сроков модернизации закономерным, поскольку сейчас выгоднее экспортировать нефть, а не вкладываться в переработку.
«Роснефть» пока лишь наполовину выполнила свои обязательства по модернизации НПЗ в рамках четырехсторонних соглашений между правительством и нефтекомпаниями, заключенных в 2011 году. Так, к 2020 году «Роснефть» (владеет 13 крупными НПЗ, 36% в первичной переработке нефти в РФ) должна была построить 42 установки на своих заводах, но пока построила только 20, а от двух отказалась. Остальные 20 установок компания теперь рассчитывает построить в период до 2027 года, следует из апрельской презентации Минэнерго (есть у “Ъ”).
«Информация о переносе сроков программы модернизации НПЗ компании на срок до семи лет не соответствует действительности. “Роснефть” реализует программу модернизации согласно утвержденному бизнес-плану и графику работ»,— сообщили “Ъ” в «Роснефти». На вопрос, когда по плану модернизация будет завершена, в компании не ответили.
«Газпром нефть» (два НПЗ в РФ) завершит модернизацию в 2018 году, следует из презентации, построено восемь из девяти установок (компания хотела построить десять, но от одной установки отказалась). ЛУКОЙЛ (четыре НПЗ) также практически выполнил заявленную программу — 10 из 11 установок построено, но четыре установки компания решила не строить.
В 2011–2027 годах запланирован ввод 128 вторичных установок, из которых по состоянию на май 2018 года введено 78 установок, сообщили “Ъ” в Минэнерго.
«Из-за изменившихся макроэкономических, ценовых и налоговых условий темпы инвестирования в модернизацию замедлились»,— подтвердили “Ъ” в ведомстве, добавив, что в отрасли нет «понимания долгосрочной системы налогового и таможенного регулирования», а рентабельность инвестиций низкая. При этом в правительстве обсуждаются меры поддержки НПЗ, добавили в ведомстве. В качестве основного варианта обсуждается обратный акциз (см. “Ъ” от 30 января). Среди НПЗ крупных нефтекомпаний по выходу светлых нефтепродуктов, по данным Минэнерго, лидируют ТАНЕКО «Татнефти» (86,1%), Волгоградский НПЗ ЛУКОЙЛа (75,8%), Омский НПЗ «Газпром нефти» (72,6%). Наилучший показатель среди заводов «Роснефти» у НПЗ Уфимской группы (65,1%), которыми владеет «Башнефть» (в 2016 году ее контрольный пакет купила «Роснефть»), и Комсомольского НПЗ (64%). Средняя глубина переработки по РФ — 62%.
Первый налоговый маневр привел к тому, что у НПЗ рентабельность в два раза упала. И все бизнес-планы, под которые брались деньги, улетели просто в тартарары
Четырехсторонние соглашения были заключены в 2011 году ФАС, нефтяниками, Ростехнадзором и Росстандартом. Нефтекомпании взяли на себя обязательства по модернизации НПЗ и объемам поставок нефтепродуктов на внутренний рынок. Начальник управления ТЭК ФАС Дмитрий Махонин заявил “Ъ”, что служба «крайне отрицательно» относится к невыполнению четырехсторонних соглашений и «недавно ряду компаний были направлены напоминания о необходимости отгрузки на внутренний рынок 20% от произведенных светлых нефтепродуктов». Позже ФАС сообщила, что такое предупреждение выдано «Роснефти». В Ростехнадзоре не дали комментарий.
Как правительство борется с ростом стоимости топлива
«Роснефть» сокращает инвестиции в модернизацию НПЗ уже несколько лет — со 195 млрд руб. в 2013 году до 65 млрд руб. в 2016 и в 2017 годах. По оценке Василия Тануркова из АКРА, на завершение модернизации «Роснефти» может потребоваться еще 400 млрд руб. Как сообщал “Ъ” в начале марта, глава «Роснефти» Игорь Сечин просил Владимира Путина о поддержке НПЗ компании из бюджета на 145 млрд руб. На прошлой неделе господин Сечин заявил, что EBITDA заводов «Роснефти» в «сегодняшних макроусловиях» не превышает 7% от EBITDA всей компании, что при инвестициях более 1 трлн руб.— «ничтожный показатель».
Модернизация НПЗ сейчас очень ограниченно влияет на цену топлива — последний раз серьезное влияние на цены наблюдалось во время бензинового кризиса 2011 года, сейчас такого влияния нет, так как спрос на бензин в РФ стагнирует, считает Михаил Турукалов из «Аналитики товарных рынков». По его мнению, перенос сроков модернизации НПЗ со стороны «Роснефти» — оправданный шаг, поскольку в текущих налоговых условиях выгоднее экспортировать нефть. Кроме того, последние девять месяцев цены нефтепродуктов на внутреннем рынке держатся ниже экспортного паритета, замечает он, из-за этого нефтекомпании недополучают выручку.
При этом актуальными задачами в этой сфере продолжают оставаться планомерное улучшение качества переработки, санкционные ограничения при поставках импортного оборудования, а также изменения налогового и таможенного режимов.
По объемам нефтепереработки наша страна входит в тройку мировых лидеров. Сегодня из 1 килограмма нефти в РФ получают 990 граммов продукции – это бензин, керосин, дизтопливо. Еще несколько лет назад этот показатель был на четверть ниже. Подобные успехи стали возможными благодаря масштабной модернизации нефтеперерабатывающих заводов, которая проводилась в течение последнего семилетия.
Так, с 2011 по 2017 год были модернизированы либо пущены в эксплуатацию 78 установок вторичной переработки. Несмотря на некоторый спад в привлечении инвестиций, в 2014-2017 годы вложения в модернизацию отрасли составили около 760 миллиардов рублей. Всего к 2027 году российские компании планируют модернизировать 127 установок вторичной переработки нефти, в том числе построить 91 новую установку. Согласно расчетам энергетического ведомства, в результате этих усилий уже к 2020 году производство автомобильного бензина должно вырасти до 41,4 миллиона тонн, а дизельного топлива – до 90 миллионов тонн.
Однако, по словам замминистра энергетики РФ Кирилла Молодцова, в нынешних экономических условиях предприятия отрасли испытывают целый ряд сложностей, которые негативно сказываются на общих темпах модернизации. Так, относительно низкие цены на нефть последних нескольких лет снизили маржу в сфере нефтепереработки, что привело к соответствующему падению инвестиционной активности и увеличению сроков окупаемости новых проектов. “Влияет на нефтепереработку и выравнивание вывозных таможенных пошлин на нефть и темные нефтепродукты. Также существует проблема конкурентоспособности тех НПЗ, которые удалены от источников сырья и рынков сбыта. В основном это относится к заводам Восточной Сибири и Дальнего Востока, которые играют ключевую роль на региональных топливных рынках, при этом также поставляют нефтепродукты на логистически труднодоступные рынки стран АТР”, – рассказал он.
За последние годы российской нефтепереработке удалось добиться значительных успехов, считает начальник управления по ТЭК Аналитического центра при правительстве РФ Виктория Гимади. “Во-первых, удалось перевести внутренний рынок на полное обеспечение собственным бензином и дизельным топливом пятого экологического класса. Для сравнения, в 2011 году доля топлива пятого класса в структуре потребления автомобильных бензинов составляла всего 2 процента, дизельного топлива – 17 процентов. Во-вторых, удалось повысить глубину переработки нефти. Так, если в 2011 году глубина переработки на российских НПЗ в среднем составляла 70,6 процента, то в 2017 году по предварительным данным Росстата – уже 81. Позитивные результаты обусловлены происходящей в отрасли модернизацией”, – отмечает эксперт. Напомним, что в 2011 году были подписаны четырехсторонние соглашения между основными российскими нефтеперерабатывающими компаниями, ФАС России, Ростехнадзором и Росстандартом. Также в 2011 году (и несколько раз после) корректировалось таможенно-тарифное регулирование, что было нацелено, в первую очередь, на повышение глубины нефтепереработки. А несколько ранее были введены требования по переводу внутреннего рынка в перспективе на моторное топливо высоких экологических классов. При этом, для сравнения, в США уже в 2015 году глубина переработки нефти превышала 97 процентов, в Канаде была близка к 95, в Великобритании и Германии – около 92, в Италии – 90. Эти показатели стали ориентиром, заложенным в проекте Энергетической стратегии РФ на период до 2035 года, где цели по глубине переработке нефти заданы на сопоставимом уровне – планируется достичь показателя в 90-91 процент ко второму этапу реализации стратегии в 2021-2035 годах.
За 2011-2017 годы компании провели большую работу по модернизации НПЗ, однако в последнее время наблюдается небольшое отставание от принятых планов, отмечает Виктория Гимади. “К основным проблемам и ограничениям можно отнести – ухудшение макроэкономических условий (в первую очередь, снижение цен на нефть) и условий по привлечению внешнего финансирования по сравнению с существующими ранее условиями. Также на изменения условий проектов повлияли корректировки параметров “налоговых маневров” в нефтяной отрасли”, – рассказала эксперт.
Повышению объемов выпуска отечественных НПЗ способствует ряд новых проектов, в частности, по добыче газового конденсата. Так, ГК “Иркутская нефтяная компания” планирует построить в Усть-Куте завод по производству 600 тонн полиэтилена. В ИНК оценивают инвестиции в реализацию газового проекта в 300 миллиардов рублей. Сам проект состоит из четырех этапов. В первый входит строительство установки комплексной подготовки природного и попутного нефтяного газа производительностью 3,6 миллиона кубометров сырья в сутки.
Перспективным проектом развития отрасли также является строительство Новоуренгойского газохимического комплекса. Его проектная мощность рассчитана на производство до 400 тысяч тонн полиэтилена низкой плотности различных марок в год. Кроме основной продукции создаваемое предприятие будет производить широкую фракцию углеводородов и метановую фракцию. В рамках проекта для переработки дополнительных объемов конденсата ачимовских залежей Надым-Пур-Тазовского региона “Газпром” ведет строительство установки стабилизации в районе Нового Уренгоя. Ее ввод в эксплуатацию запланирован в конце 2019 года. Однако, как считает руководитель проектов “Морстройтехнологии” Софья Каткова, текущий статус – недостроенный комплекс, может повлиять на сроки сдачи объекта. Как отмечает эксперт, трудности ввода в эксплуатацию связаны с оборудованием, попавшим под “санкции”, и ограничением заемных средств. Как напоминает С. Каткова, это уже не первая попытка “Газпрома” достроить, наконец, НГХК. Ранее планировалось завершить строительно-монтажные работы к сентябрю 2018 года, а пусконаладочные – в октябре 2019-го.
Еще одно перспективное направление развития отрасли связано с более рациональным использованием нефтяных отходов. “Картина с нефтяными отходами полностью повторяет сценарий с ПНГ, – считает гендиректор CREON Energy Санджар Тургунов. – Сначала добывающие компании шли по пути наименьшего сопротивления, то есть попросту сжигали попутный газ. Но потом вмешалось государство, и ситуация перевернулась на 180 градусов – ПНГ превратился в ценное нефтехимическое сырье. То же самое мы наблюдаем и сейчас: официально НК признают опасность нефтехимических и буровых отходов и необходимость их переработки. Однако по факту проблема не решается”, – резюмирует он. Сдвинуть ситуацию с мертвой точки по его мнению, поможет либо “всплеск сознательности” у самих добывающих компаний либо “волшебный пинок” от государства.
В любом случае сделать развитие отрасли более прогнозируемым и устойчивым призван кластерный принцип деятельности нефтеперерабатывающих предприятий. Сегодня в стране сформировано шесть нефтегазохимических кластеров, в структуру которых входят как нефтегазоперерабатывающие и нефтегазохимические предприятия, так и научно-исследовательские организации и профильные учебные заведения. Для предприятий, входящих в нефтегазохимические кластеры, предусмотрены меры господдержки – повышение доступности долгосрочных кредитов, упрощение процедур для прямых иностранных инвестиций, развитие инфраструктуры путем государственного финансирования, предоставление льгот по налогам.
Нефтяные компании попросили премьер-министра Дмитрия Медведева отложить налоговый маневр в отрасли. Письмо с предложениями компаний подписал гендиректор Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков Виктор Рябов, оно было отправлено 26 марта (копия есть у РБК). В Ассоциацию входят более 200 НПЗ, включая заводы «Роснефти», ЛУКОЙЛа, «Газпром нефти» и «Сургутнефтегаза», пояснил РБК сам Рябов, подтвердив, что такое письмо отправлено. Получить комментарий в пресс-службе премьер-министра не удалось.
В 2015–2017 годах в России случился «неоправданный обвал инвестиций» в нефтепереработку и нефтехимию, вложения снизились в два раза, пишет Рябов, утверждая, что из-за «постоянного изменения налоговой нагрузки работать и привлекать инвестиции в модернизацию НПЗ невозможно».
Ассоциация просит Медведева снизить налоговую нагрузку на переработку, отказаться от ежегодного повышения ставки НДПИ и сохранить экспортную пошлину на нефть минимум на пять лет. Налоговая нагрузка на моторное топливо сейчас составляет 65%, нефтепереработка убыточна, и изменение пошлин усугубит ситуацию, объяснил Рябов РБК.
Представители «Роснефти», ЛУКОЙЛа, «Газпром нефти» и «Сургутнефтегаза» не ответили на запросы РБК.
Минфин несколько лет готовит налоговый маневр в нефтяной отрасли. Он предполагает обнуление экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты с одновременным повышением НДПИ. В конце декабря замминистра финансов Илья Трунин говорил, что решение должно быть принято «как можно скорее», возможно, с 2019 года (цитата по «Интерфаксу»).
Обнулив экспортные пошлины, Минфин лишит российские НПЗ так называемой таможенной субсидии — разницы между экспортными пошлинами на нефть и нефтепродукты. Эту субсидию Минфин оценивает в 600 млрд руб. в год, заявил 22 марта директор департамента Минфина Алексей Сазанов.
Размер поддержки всем российским НПЗ в 2005–2016 годах более чем в пять раз превысил инвестиции в модернизацию в это время, а значит, механизм такой поддержки неэффективен, нужно поддерживать заводы адресно, говорил Сазанов. По данным аналитиков Vygon Consulting, в 2011–2017 годах нефтяники инвестировали в модернизацию заводов 2 трлн руб. (то есть в среднем по 300 млрд руб. в год). Минфин предлагает ввести отрицательный акциз на нефть (государство будет возвращать нефтяникам часть стоимости нефти), но только для заводов, которые поставляют на внутренний рынок топливо класса Евро-5. В качестве стимулов для модернизации Минфин предлагает предоставить заводам, которые построили установки глубокой переработки нефти (гидрокрекинг, каталитический крекинг, замедленное коксование), дополнительные вычеты на нефть. Для того чтобы не допустить роста цен на топливо на внутреннем рынке, нужно снизить акцизы на топливо на 2–3 руб. на литр, объяснял Сазанов. Сейчас например, акциз на бензин Аи-95 составляет 8,4 руб. за литр.
Минэнерго против предложений Минфина: по словам министра энергетики Александра Новака, маневр нужно завершать не раньше 2023 года, после окончания модернизации заводов. 22 марта опасения по поводу завершения маневра выразил и глава Общественного совета Минэнерго и предправления Сбербанка Герман Греф. «Практически все заводы реконструировались на наши деньги. И у нас есть большой шанс стать владельцами большого количества НПЗ, потому что первый маневр (проводился в 2015–2017 году, пошлины на светлые нефтепродукты снизились, а НДПИ вырос) привел к тому, что у них рентабельность в два раза упала. И все бизнес-планы, под которые брались деньги, улетели просто в тартарары», — объяснил Греф. По его словам, модернизация каждого завода стоила от $1,5 млрд, и «сегодня так подвести инвесторов — это большая проблема».
Пока дискуссия между Минфином, Минэнерго и нефтяниками продолжается, решений нет, говорит федеральный чиновник.
В 2017 году маржа переработки российского НПЗ в среднем составляла $3 за баррель, примерно в два раза ниже, чем в Европе, говорит директор Московского нефтегазового центра EY Денис Борисов. Привлекательность реализации новых инвестпроектов упала, и нужны дополнительные стимулы для модернизации, считает он. Но пересмотр налоговой системы требует безупречной настройки новых параметров, которых слишком много (цены на нефть, курс рубля по отношению к доллару, величина премий/дисконтов внутреннего рынка и т.д.), между собой они не связаны, и предсказать их сложно, говорит Борисов. Решения нужно детально проработать и внедрять постепенно, заключает эксперт. Изменение валютных курсов, внешних цен и т.д. даже по отдельности дают погрешность для отрасли более 100 млрд руб. в год, говорил в начале февраля директор департамента переработки нефти и газа Минэнерго Антон Рубцов (цитата по «Интерфаксу»).
Представители Минфина и Минэнерго не ответили на запросы РБК.