модернизация нпз
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».
В 2013 году введено в эксплуатацию семь установок:
– 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 ОАО «Саратовский НПЗ» (ОАО «НК “Роснефть”»);
– установка гидрокрекинга ООО «ПО “КИНЕФ”» (ОАО «Сургутнефтегаз»).
– установка изомеризации и установка гидроочистки бензина ОАО «Газпромнефть-Московский НПЗ» (ОАО «Газпромнефть»).
Программа модернизации НПЗ России и инновационное развитие нефтепереработки
Program of the Russian refineries modernization and innovative development of oil refining
E. CHERNYSHEVA,
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (NIU)
Современное состояние и проблемы развития нефтеперерабатывающей промышленности в России. Состояние модернизации российских НПЗ. Внедрение инновационных технологий на НПЗ России.
Current state and problems of development of oil refining industry in Russia. State of modernization of Russian refineries. Introduction of innovative technologies at Russian refineries.
Нефтеперерабатывающая промышленность во всем мире в последние годы претерпевает значительные изменения, связанные с изменением структуры отрасли и перераспределением основных игроков на нефтяном рынке. Кроме изменения мировых цен на нефть и газ, увеличения количества вовлечения в переработку новых видов сырьевых ресурсов, таких как сланцевая нефть из низкопроницаемых пород, матричные нефти, высоковязкие и битуминозные нефти, альтернативное и возобновляемое сырье, наблюдается постоянное ужесточение требований и норм по качеству сырья и продуктов.
Направления развития и функционирования нефтепереработки в России обусловлены структурными и технологическими изменениями, произошедшими в связи с модернизацией отрасли. Большое влияние на изменение структуры производства нефтепродуктов оказывают технологические изменения, связанные с постоянным развитием и обновлением оборудования и техники, что приводит к необходимости опережающего развития целых направлений, как в науке, так и в индустрии.
Вызовы современной нефтепереработки – это модернизация НПЗ и цифровая трансформация. Наиболее значимым событием, определяющим сроки проведения модернизации заводов, является заключение в 2011 г. четырёхсторонних соглашений между ФАС, Ростехнадзором, Росстандартом и 12 нефтяными компаниями. Эти соглашения предусматривали увеличение производственных мощностей, поэтапный переход на выпуск нефтепродуктов, соответствующих европейским стандартам (Евро-4 и Евро-5), а также повышение глубины переработки нефти. Они включают в себя конкретные этапы ввода в эксплуатацию новых объёктов и сроки перехода на производство топлива уровня Евро-5.
Следствием заключения этих соглашений стало установление государственного контроля над инвестициями вертикально интегрированных нефтяных компаний и независимых НПЗ, направляемыми в сектор нефтепереработки.
Ключевое влияние на поэтапное улучшение качества производимых в России нефтепродуктов, устранение с рынка суррогатов оказал технический регламент Таможенного Союза. Если в 2011 г. на бензины 4-го и 5-го классов в совокупности приходилось лишь 28% от выпуска данного вида топлива, то с 1 июля 2016 г. в Российской Федерации была запрещена реализация топлива ниже 5-го экологического класса.
Основными бенефициарами модернизации нефтепереработки в нашей стране являются вертикально интегрированные нефтяные компании. Так, к концу 2017 г. 88% отечественной переработки осуществлялось на предприятиях, входящих в структуру ВИНК. На долю независимых НПЗ (с мощностью более 1 млн т) приходится 8%, мини-НПЗ – 4%.
Исторический максимум объёмов нефтепереработки был достигнут в 1988 г. (310,5 млн т). В 1990-е годы в отрасли началась стагнация, обусловленная экономическим кризисом в стране. В результате в 1998 г. переработка сократилась до своего исторического минимума –164 млн т. С начала 2000-х годов, на фоне интенсивного повышения мировых цен на энергоресурсы и быстрого роста российской экономики, объёмы первичной переработки в РФ стабильно увеличивались. В итоге к 2010 г. она достигла 250 млн т, продемонстрировав увеличение на 81,4 млн т по сравнению с 1999 г.
Данная тенденция сменилась на противоположную лишь в 2015 г. Это было обусловлено как падением мировых цен на нефть, так и изменениями в российской налоговой системе, сделавшими экспорт сырой нефти более привлекательным, нежели поставки за рубеж нефтепродуктов.
Анализируя этапы восстановления российской нефтепереработки и эффективность программы модернизации, важно провести сравнение показателей производства нефтепродуктов за весь постсоветский период.
Производство бензина в 2017 г. (39,2 млн т) оказалось на 1,7 млн т ниже уровня 1990 г. Однако в ходе реализации программы модернизации НПЗ неуклонно улучшалось качество моторного топлива в соответствии требованиям Технического регламента Таможенного союза.
Тренд производства дизельного топлива в целом повторяет динамику выпуска автобензинов. Оно увеличилось с 76,2 млн т в 1990 г. до 76,9 млн т в 2017-м. Минимальный объём пришелся на 1998 год – 45,2 млн т. Прирост производства с 1998 по 2010 г. составил 25,1 млн т.
Наибольшие изменения в нефтепереработке за постсоветский период коснулись тёмных нефтепродуктов. Начиная с 1990 г. производство мазута сократилось в два раза, а с момента утверждения программы модернизации его выпуск снизился с 73,2 млн т (в 2011 г.) до 51,2 млн т (в 2017 г.).
В числе основных итогов 2017 г. министр энергетики РФ Александр Новак отметил продолжившуюся модернизацию нефтеперерабатывающих заводов. Так, за год было введено в эксплуатацию восемь установок. Глубина переработки повысилась до 81,3%. В целом в рамках четырёхсторонних соглашений уже построено или модернизировано 78 установок, осталось ещё 49.
По мнению министра, “у нас не очень простая ситуация с нефтепереработкой с точки зрения того, что значительное падение цен в рамках налогового манёвра, который был принят в 2014 г., действительно снизило стимулы для привлечения инвестиций”. По его словам, если раньше инвестиции в нефтепереработку в РФ составляли примерно 250 млрд рублей в год, то теперь они сократились до 150 млрд.
Потенциал увеличения отечественной нефтепереработки можно определить исходя из резерва неиспользуемых технических возможностей. Как правило, для НПЗ оптимальной является такая структура вторичных процессов, которая при заданной мощности первичной переработки нефти и её полной загрузке обеспечивает максимально возможную маржу. При этом должно соблюдаться условие – окупаемость инвестиций в развитие вторичных процессов при действующей налоговой системе.
Согласно нашим расчётам, по состоянию на конец 2017 г. резерв мощности по переработке составил 56,4 млн т. Правда, согласно данным опроса НААНС-МЕДИА, существующая загрузка является оптимальной для ряда НПЗ, несмотря на то, что их установленная мощность выше фактической.
Наибольшим потенциалом для наращивания переработки располагает “Роснефть” – 20,3 млн т (включая предприятия, ранее входившие в состав “Башнефти” – 4,3 млн т).
Потенциал “ЛУКОЙЛа” – 6,6 млн т. При этом компания в настоящее время поддерживает уровень переработки на оптимальном уровне, с учётом потребительского спроса. В то же время при планировании перспективной загрузки необходимо учитывать инвестиционное решение о строительстве комплекса замедленного коксования на Нижегородском НПЗ. Кроме того, в связи с реализацией проекта “Юг” возможно увеличение производительности Волгоградского НПЗ на 1,7 млн т (до максимальной мощности).
Резерв ООО “Киришинефтеоргсинтез”, входящего в группу ОАО “Сургутнефтегаз”, составляет более 2,0 млн т. Сегодня загрузка этого предприятия находится на уровне 18,2 млн т в год. Однако анонсирован и внедряется проект строительства комплекса по производству высокооктановых компонентов бензинов мощностью 2 млн т в год. Уже в текущем 2018 г. происходит прирост производства бензина. “Сургутнефтегаз” реализует инвестиционную программу на фоне политики сдерживания цен на моторное топливо.
Несмотря на падение общих производства бензинов в Российской Федерации в 2017 г.у и сокращение внутреннего потребления, “Сургутнефтегаз” переориентирует растущие объёмы выпускаемого топлива, соответствующего требованиям европейских стандартов, на экспорт.
Пожалуй, “Сургутнефтегаз” – это одна из немногих российских компаний, развивающих экспорт бензинов, традиционно занимающих значимую позицию на внутреннем рынке, создавая при этом добавленную стоимость в цепочке развития производственного потенциала нефтеперерабатывающей индустрии в отличие от традиционного экспорта первичных энергоресурсов.
“Газпром нефть” имеет потенциал для наращивания переработки на 5,2 млн т. В связи с продолжающейся модернизацией мощностей этот резерв может быть задействован к 2020-2022 годам, при наличии соответствующего спроса.
Загрузка Хабаровского НПЗ, входящего в ОАО “Нефтегазхолдинг”, поддерживается на уровне 4,7 млн т. При этом профицит мощности составляет 1,3 млн т.
ОАО “Славнефть-ЯНОС”, входящее в группу “Славнефть”, в настоящее время обеспечивает переработку на уровне максимальной производительности.
Пуск установки замедленного коксования на заводе “ТАНЕКО”, входящем в состав “Татнефти”, позволил увеличить глубину переработки до 99,2% – максимального показателя по России . При этом потенциал прироста производства на данном заводе составляет 6,2 млн т (до 14 млн.тонн). Комплекс “ТАИФ-НК” (Татарстан) завершил реконструкцию и работает на пике своей производительности.
На нефтеперерабатывающих предприятиях, входящих в группу “Новый поток” (New Stream), возможности увеличения переработки следующие: на Афипском НПЗ – на 3,3 млн т, на Антипинском НПЗ – на 1,7 млн т, на Марийском НПЗ – на 0,5 млн т. Также возможно наращивание объёмов переработки на независимых НПЗ – на 3,9 млн т.
Около $6,3 млрд потратили частные инвесторы на модернизацию трех нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) в Казахстане. LS предлагает подробнее ознакомиться с тем, как в стране совершенствовалось производство топлива.
Отметим, что на сегодняшний день суммарное производство высокооктановых бензинов составляет порядка 4 млн тонн в год, дизельного топлива – 4,5 млн тонн в год и авиакеросина – 700 тыс. тонн в год.
После полного завершения проектов модернизации НПЗ суммарное производство высокооктановых бензинов достигнет порядка 5,2 млн тонн в год, дизельного топлива – 5,2 млн тонн в год и авиакеросина – 830 тыс. тонн в год.
АНПЗ (1945 год)
Владелец нефтеперерабатывающего завода является “КазМунайГаз – переработка и маркетинг” (99,53%).
Согласно информации Минэнерго, больше всего было потрачено на ремонт Атырауского нефтеперерабатывающего завода (АНПЗ) – $3,6 млрд. Его модернизация была разделена на две части: комплекс по производству ароматических углеводородов ($1,3 млрд) и комплекс глубокой переработки нефти ($2,3 млрд).
С этого завода и началась серия модернизаций. В 2006 году велось обсуждение и проработка технико-экономического обоснования (ТЭО). В 2007 году был выбран вариант генплана размещения комплекса производства ароматических углеводородов. Тогда же и была согласована проектно-сметная документация. 29 октября 2009 года состоялось подписание договора между Атырауским НПЗ и китайской компанией Sinopec Engineering на строительство комплекса.
В целом на строительство завода были направлены средства АНПЗ, а также кредиты Банка развития Казахстана, Экспортно-импортного банка Китая, Японского банка международного сотрудничества и “КазМунайГаза – переработка и маркетинг”.
Завершение модернизации запланировано до конца 2018 года. На данный момент завод находится на стадии пусконаладочных работ.
Между тем, как ранее сообщали в АНПЗ, экономический эффект от усовершествования производства составит 8,6 млрд тенге к 2020 году. Также, согласно проекту, после завершения и сдачи в эксплуатацию комплекса глубокой переработки нефти мощность переработки возрастет до 5,5 млн тонн, выход светлых нефтепродуктов – с 41% до 77%, производство высокооктанового бензина увеличится с 600 до 1,7 тыс. тонн, дизельного топлива – с 1,3 тыс. тонн до 1,6 тыс. тонн, авиакеросина ТС1 – с 22 тыс. тонн до 244 тыс. тонн, а также завод сможет производить продукты нефтехимии, такие как бензол и параксилол.
ШНПЗ, или “ПетроКазахстан Ойл Продактс” (1985 год)
Акционеры завода: “CNPC Эксплорэйшн энд Девелопмент Компани Лтд” (50%) и “Разведка Добыча “КазМунайГаз” (50%).
Шымкентский нефтеперерабатывающий завод оказался на втором месте по затратам на модернизацию. На его ремонт потрачено $1,85 млрд.
Реализация проекта была начата в 2011 году и завершена в конце сентября 2018 года. При этом изначально завод должен был быть отремонтирован еще в 2016 году.
Проект реализуется в два этапа. I этап – строительство новых и реконструкция существующих технологических установок и объектов ОЗХ для обеспечения выпуска моторных топлив экоклассов К-4, К-5, согласно требованиям Технического регламента Таможенного союза, уже реализован. II этап: строительство новых и реконструкция существующих технологических установок для восстановления проектной мощности и увеличения глубины переработки.
Ожидается, что после завершения второго этапа модернизации производство высокооктановых бензинов возрастет до 2 млн 270 тыс. тонн в год, дизельного топлива — до 1 млн 916 тыс. тонн в год, авиатоплива — до 400 тыс. тонн в год, а доля продукции завода на рынке РК увеличится до 35%.
ПНХЗ (1949 год)
Материнская компания: “КазМунайГаз – переработка и маркетинг”.
Меньше всего было инвестировано в модернизацию Павлодарского нефтехимического завода – $895,5 млн.
В 2009 году на основании соглашения о сотрудничестве, подписанного НК “КазМунайГаз” с итальянской компанией Eni S.p.A, было разработано ТЭО. В 2014 году скорректированный документ разделил проект на три пусковых комплекса.
Генеральным проектировщиком стал Научно-исследовательский и проектный институт нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности “ВНИПИнефть” (Москва).
Завод так же, как и ШНПЗ, планировалось завершить еще в 2016 году. Однако сроки сдвинули до конца 2018 года.
После завершения модернизации планируется, что выпуск высокооктановых бензинов увеличится на 297 тыс. тонн, светлых нефтепродуктов – на 33 тыс. тонн в год, также будет обеспечено производство авиатоплива международного стандарта Jet A1.
Строительство четвертого НПЗ
В Казахстане также активно обсуждается вопрос строительства нового нефтеперерабатывающего завода.
Стоит отметить, что эта тема поднималась неоднократно. Причем в 90-х на новое производство в Актау было выделено $34 млн, но проект был заморожен из-за отсутствия средств. Позже несколько раз предлагалось разморозить строительство из-за близости к месторождению.
В 2010 году новый завод оценивался в $6 млрд, а модернизация трех действующих производств – в $3,5 млрд. В итоге планы по новому НПЗ были отложены на долгий срок.
В конце 2017 году, из-за бензинового дефицита в Казахстане вопрос строительства четвертого НПЗ снова был поднят. Причем в январе 2018 года министр энергетики Канат Бозумбаев сообщил, что Казахстану необходимо новое производство. Позже президент Нурсултан Назарбаев предложил правительству проработать вопрос строительства четвертого НПЗ с нефтегазовыми компаниями, такими как “Тенгизшевройл”. До этого Назарбаев отмечал, что строительство может обойтись в $2 млрд, и добавил, что половину могут оплатить китайские инвесторы. Между тем мощность четвертого НПЗ может достигнуть 6 млн тонн. Объем переработки первой очереди составит 3 млн тонн. Он пояснил, что рабочая группа для разработки предварительного технико-экономического обоснования уже создана.
Между тем на расположение нового НПЗ претендуют три региона. Так, по мнению Минэнерго, производство будет построено на базе одного из предприятий Шымкента, Актау или Актобе.
Предварительное решение по финансированию и локации будет принято до конца 2018 года.