Нефтеперерабатывающие заводы строят

На Омском нефтеперерабатывающем заводе «Газпром нефти» началось создание инфраструктуры, предназначенной для эксплуатации ключевых комплексов второго этапа модернизации завода. Новые объекты обеспечат функционирование установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ, комплекса глубокой переработки нефти и установки замедленного коксования.

Общая территория строительства объектов инфраструктуры второго этапа программы модернизации ОНПЗ превысит 150 гектаров. Проект включает возведение систем электро – и энергоснабжения, строительство локального блока оборотного водоснабжения и факельной системы, возведение межцеховых коммуникаций и трубопроводов снабжения азотом и техническим воздухом. Также будет построен комплекс химической очистки воды с применением ионообменной технологии, который позволит значительно снизить расход потребляемых водных ресурсов, сократить количество технических стоков и оптимизировать энергозатраты. Объем инвестиций «Газпром нефти» в проект, который компания планирует завершить в 2020 году, составит более 24 миллиардов рублей.

Первый этап работ подразумевает реконструкцию главной понизительной подстанции, мощность которой после ввода в эксплуатацию вырастет в полтора раза и составит 126 мегаватт. Это позволит не только покрыть потребности новых производственных комплексов, но и перераспределить электроэнергию на действующие промышленные объекты ОНПЗ.

«Развитие инфраструктуры Омского НПЗ — комплексный и технологически сложный проект. Он включает не только объекты, призванные обеспечивать работу новых установок, но и решения, которые позволят оптимизировать производственные процессы, связанные с эксплуатацией действующих мощностей и как следствие — в целом повысить эффективность, безопасность работы Омского нефтеперерабатывающего завода», — отметил заместитель генерального директора «Газпром нефти» по логистике, переработке и сбыту Анатолий Чернер.

«Газпромнефть-ОНПЗ», дочернее предприятие компании «Газпром нефть», — крупнейший по объему переработки и один из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России. Предприятие выпускает порядка 50 видов нефтепродуктов: высокооктановые бензины, дизельное и судовое топливо, авиакеросин, битум, бытовой газ, топочный мазут, техническую серу и другую продукцию, востребованную на рынке.

«Газпром нефть» с 2008 года реализует на Омском НПЗ масштабную программу модернизации. В рамках первого этапа модернизации, который завершился в 2015 году, на ОНПЗ были построены и реконструированы ключевые технологические комплексы, позволившие предприятию полностью перейти на выпуск моторных топлив «Евро-5», значительно повысить энергоэффективность и снизить воздействие производства на окружающую среду. В настоящее время на заводе реализуются проекты второго этапа программы модернизации, целью которых является рост ключевых показателей эффективности нефтепереработки до уровня мировых отраслевых лидеров.

На ОНПЗ будут построены новые производственные объекты и реконструированы действующие установки с учетом современных экологических требований, требований к уровню надежности и безопасности производственных процессов. Повышение операционной эффективности производства обеспечивается за счет совершенствования производственных процессов, внедрения инноваций и новых технологий.

Http://www. nasha-strana. info/archives/21879

В 1863г Менделеев Д. И. высказал мысль о целесообразности перекачки нефти по трубам, а в 1879г В. Г.Шухов, по заказу братьев Нобель, спроектировал первый в России нефтепровод с Балахинского нефтепромысла на нефтеперегонные заводы длиной 10км, диаметром 3’’. И уже в 1883 году общая длина нефтепроводов в Бакинском районе достигла 96 км, а в 1895 – 317 километров.

Были построены магистральные нефтепроводы системы «Дружба» из Поволжья на Запад нашей страны и далее в социалистические (бывшие) ораны (1964 год) протяженно­стью 4665 километров. По этому нефтепроводу нефть Татарии и Поволжья поступала в Чехословакию, Венгрию, Польшу и Вос­точную Германию. В связи с бурным развитием нефтяных место­рождений Тюменской области строится крупнейшая в мире сис­тема нефтепроводов общей протяженностью около 35 тысяч ки­лометров. Были построены магистральные нефтепроводы диа­метром 1220, 1020 и 820 мм: Уренгой – Холмогоры – Пермь – Клин (2661 км), Холмогоры – Сургут – Пермь – Нижний Новго­род – Ярославль – Полоцк (3557 км); Самотлор – Анжеро-Суджинск – Красноярск – Иркутск (2476 км); Усть-Балык – Ниж­невартовск – Курган – Самара (2523 км); Урьепские – Южный Колмк – Курган – Уфа – Альметьевск (2009 км); Южный Болык – Омск – Павлодар – Чимкент (2822 км); Самара – Лисичанск – Кременчуг (1349 км); Самара – Унеча – Мозырь – Брест (2132 км); Узень – Гурьев — Самара (921 км); Куйбышев – Тихорецкая – Новороссийск (1518 км); Ухта – Ярославль (1133 км) и другие. Эксплуатацию магистральных нефтепроводов осуществляла ком­пания «Транснефть». На начало 1993 года компания «Транс­нефть» эксплуатировала 66 тысяч километров нефтепроводов, продуктопроводов и водоводов с 570 насосными станциями, 1260 стальных и железобетонных резервуаров общей емкостью 16,8 млн. м 3 . В это же время реконструировались и расширялись дей­ствующие, а также строились новые нефтеперерабатывающие за­воды и нефтехимические комбинаты.

Первый нефтеперерабатывающий завод был построен в Баку уже в 1859 году, а к 1867 году здесь действовали 15 заводов по переработке сырой нефти. В 1882г по инициативе братьев Нобель создается и внедряется новая система непрерывной перегонки нефти в многокубовых батареях, на которых стали получать не только хорошо очищенный керосин, но и ывсококачественное смазочное масло.

В послевоенный период строятся крупные нефтеперераба­тывающие заподы в Кстово (Нижегородская область), Сызрани, Волгограде, Саратове, Перми, Краснодаре, Омске, Ангарске, Ба­ку, Рязани. В 1970-1980-х годах нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) были построены в Чимкенте и Павлодаре (Казахстан), Можекяе (Литва), Чарджоу (Туркмения), Лисичанске (Украина), Мозыре (Белоруссия), Ачинске (Россия).

В настоящее время в России работает 26 нефтеперерабаты­вающих заводов с годовым объемом переработки нефти более 320 млн. т, глубина переработки па многих из них менее 60%. Большинство из НПЗ работают уже по 40-50 лет на старом обо­рудовании, поэтому первоочередная задача, к которой уже на ря­де заводов приступили, – это реконструкция и замена старого оборудования на более современное, главной целью которого яв­ляется доведение глубины переработки до уровня передовых стран, таких как США, где глубина переработки нефти на НИЗ составляет 90 и более процентов.

Заканчивание скважин. Вскрытие продуктивного пласта бурением. Оборудование забоя скважин. Техника и технология перфорационных работ. Вызов притока нефти. Повышение производительности скважин.

Http://studopedia. ru/5_55667_stroitelstvo-nefteprovodov-i-neftepererabativayushchih-zavodov-v-rossii-sravnenie-glubin-pererabotki-nefti-v-nashey-strane-i-za-rubezhom. html

На фоне миллиардных и даже триллионных прибылей российских экспортирующих нефтяных компаний, полученных в результате девальвации рубля, вновь остро встает вопрос – почему в России не строятся новые современные НПЗ, ввод которых позволил бы сделать более справедливой цену на бензин. Вместо этого обсуждаются "антикризисные" льготы компаниям, которые при стоимости нефти в $110 ничего не строили, и когда цены опустились до $50 – могут позволить себе тратить сотни миллионов на зарплаты руководителям? . Пока власти ищут ответ на вопрос, а Минэнерго РФ борется за увеличение выпуска бензинов, мировая нефтегазовая промышленность озаботилась не переработкой, а выпуском продукции высоких переделов. Наши же нефтяники с этими сами триллионными прибылями застряли на этапе выпуска мазута. Перескочить через ступеньку не получится, развиваться, довольствуясь парой новых установок на заводах 50-х годов постройки – тоже.

Разговоры о строительстве современных НПЗ так и остаются "гласом вопиющего". Одно из громких таких последних заявлений прозвучало от Главы Чечни Рамзана КадыроВа, он попросил президента лично вмешаться в ход реализации проекта по строительству нефтеперерабатывающего завода в Грозном, который руководитель региона уже охарактеризовал, как "нереальный" – завод должен был начать работу уже в 2015 г., но на сегодняшний день не завершены даже изыскательные работы.

Из-за НПЗ Кадыров уже грозил "Роснефти", в портфеле которой находится предприятие, заявив, что найдет других инвесторов. Но сделать это, когда 90% нефти в регионе добывает подконтрольный "Роснефти" "Грознефтегаз", а налоговое законодательство отбирает прибыли у переработки, будет крайне непросто. Однако проект зародился еще в докризисные годы, но компания вместо строительства новых мощностей, потребность в которых на региональном рынке есть, предпочла модернизировать советские заводы и вкладываться в строительство НПЗ за рубежом. По такой же схеме работают и другие богатые добытчики. При этом до 2011 г. они не хотели инвестировать даже в модернизацию, власти заставили нефтяников сократить выпуск мазута, подписав со всеми компаниями четырехсторонее соглашение о модернизации НПЗ до 2020 г. Правда, о строительстве новых заводов в соглашении речи не ведется, хотя крупнейшие ВИНКи до сих пор используют советское наследие.

ФАС, Ростехнадзор и Росстандарт подписали четырехсторонние соглашения о запуске программ модернизации НПЗ четыре года назад. Нефтяников обязали обеспечить внутренний рынок достаточным количеством бензина до 2015 г., затем они получили отсрочку еще на пять лет. После того, как начал действовать налоговый маневр, а цены на нефть упали, компании попросили перенести модернизацию на еще более поздние сроки: условия поставок нефтепродуктов на внутренний рынок для них стали невыгодными. Но стоит вспомнить, что переработку добытчики не развивали и в благополучные годы.

В 2010 г. новый НПЗ "Роснефти" должен был появиться в Кабардино-Балкарии, в Терский район компания планировала доставлять грозненскую нефть и там перерабатывать ее. Заявленная мощность завода в КБР – до 5 млн т в год. Рамзан Кадыров возмутился, что госкомпания не захотела использовать накопленный потенциал Чечни: это сейчас в регионе работают полуразрушенные мини-НПЗ, но в советское время в республике перерабатывалось До 20 млн т нефти в год, поставки велись в другие регионы Северо-Кавказского федерального округа. Глубина переработки – до 90%, к 90-м годам на НПЗ региона начали завозить нефть из Западной Сибири. Сохранить мощности не только перерабатывающие, но и отчасти добычные, после войн не удалось, "благодаря" чему добыча нефти в Чечне падает, только за 2014 г. она снизилась на 8%. Кадыров заявил, что чеченская нефть должна приносить пользу своему региону, а не соседнему, и в 2011 г. через президента Владимира Путина "Роснефти" было дано указание рассмотреть возможность строительства НПЗ в Чечне. Что примечательно, первым параметры завода озвучил Кадыров, "Роснефть" продолжала хранить молчание.

Строительство НПЗ планировалось завершить еще к 1 октября 2013 г., но в 2013 г. "Роснефть" только начала разрабатывать проект завода, опять же, после того, как поторопил Путин. Проект емкостью 78 млрд руб. потом планировали завершить в 2014 г., в 2015 г. он должен был пройти экспертизу. Однако и эти обещания, похоже, не исполнены.

Последний раз грозненский НПЗ обсуждался на заседании правительственной комиссии по вопросам социально-экономического развития Северо-Кавказского федерального округа в декабре 2014г. Заместитель председателя правительства Александр Хлопонин сказал, что проектирование завода не завершено.

Чечня – удобная площадка для строительства крупных НПЗ (второй, кстати, планируют поставить в Махачкале, инвестор для него еще не найден). Ведущий эксперт УК "Финам Менеджмент" Дмитрий Баранов напоминает, что во времена ЧИАССР В регионе работало три НПЗ: Грозненский нефтеперерабатывающий завод им. В. И.Ленина, НПЗ им. Шерипова и Новогрозненский нефтеперерабатывающий завод им. Анисимова, а также Грозненский химический завод имени 50-летия СССР.

"Они выпускали множество наименований продукции, в том числе и различные ГСМ для авиации, отличавшиеся высочайшим качеством. Не стоит забывать, что в республике имеются значительные запасы нефти, причем с малым содержанием серы. С учетом этих двух обстоятельств, нет никакого сомнения в том, что НПЗ республике нужен, чтобы не возить нефть на переработку на другие предприятия. Вероятнее всего, что в ближайшее время могут быть приняты решения по данному проекту, что позволит ускорить его реализацию", – рассказал Накануне. RU эксперт.

Открывать НПЗ в новых налоговых условиях действительно невыгодно. "Большой налоговый маневр", который Госдума одобрила в конце 2014 г., снизил маржу переработчиков. Согласно поправкам в Налоговый кодекс РФ, в течение трех лет будут поэтапно сокращаться таможенные пошлины на нефть и нефтепродукты, одновременно с этим будет расти НДПИ для нефти и газового конденсата. Все это создает более выгодные условия для экспортеров, но увеличивает цены на внутреннем рынке. А, значит, делает более дорогим сырье для НПЗ и продукты переработки. О том, что принятие закона сводит на нет усилия компаний, направленные на модернизацию НПЗ, в беседе с президентом РФ Владимиром Путиным заявил Глава "Роснефти" Игорь Сечин.

На правительственной службе он, напомним, меру поддерживал (главными лоббистами и в этот раз выступили чиновники), но теперь маневр не соответствует коммерческим интересам корпорации. Например, он не дает компании построить НПЗ во Владивостоке и провести модернизацию действующих НПЗ. О грядущем урезании инвестиций в переработку сказал и Министр энергетики РФ Александр Новак , что означает и отказ компаний от строительства новых заводов. История с грозненским НПЗ идет именно к такому финалу.

"НПЗ – это на сегодняшний день нереально. Если когда-то было реально. Тянут-тянут – ни да, ни нет. Работаем над этим. Я думаю, что президент примет решение. Он сам озвучил, он сам сказал: мы будем строить. Он все свои мысли и решения, высказанные в предвыборную кампанию, выполняет. Мы ждем очереди. Дойдет очередь, он скажет: надо строить – и все!" – сказал на днях глава Чечни журналистам.

О том, что "Роснефть" и раньше ставила под вопрос строительство завода в Чечне, нехотя признаются и топ-менеджеры компании. Вице-президент "Роснефти" Михаил Леонтьев предпочел оставить тему без комментариев. "Не буду я это комментировать, потому что это сложный вопрос. Сложная экономика. Мы не заинтересованы в комментариях", – сказал он Накануне. RU, отказавшись раскрывать ход проекта.

Леонтьев признал, что изменение в системе налогообложения отрасли сделало перспективы проекта еще более туманными, но эта проблема для грозненского завода далеко не основная:

"Те компании, которые провели модернизацию и имеют эффективные производства, могут продолжать работать, но все равно несут убытки относительно прежнего налогового режима. Кто-то может захотеть быстро модернизировать производство и вписаться в схему. Но как модернизировать? Есть проблемы с привлечением денег, и самая главное – с ценой привлечения. Налоговый маневр придумывался для других задач, в других ценовых условиях и работал он там принципиально иначе. Была спорная, но имеющая право на существование идея: за счет снижения нагрузки на добычу, компании будут поддерживать модернизацию переработки. Идея сложная, потому что в ее основе лежит перекрестное субсидирование, когда один бизнес стимулируют за счет другого. На практике такие меры способствуют тому, что от субсидируемого бизнеса компании просто избавляются. Идея с самого начала была, на наш взгляд, гнилой, но она хотя бы имела какую-то логику. Теперь она бессмысленна. Идет экономическое стимулирование сокращения переработки в пользу максимизации экспорта. С соответствующим дефицитом топлива, либо повышением цен на нефть внутри страны. Какое это имеет отношение к Грозному? Какое-то имеет, потому что там тоже будет НПЗ. Но это примерно так же относится к будущему грозненскому заводу, как вред купания в холодной воде к больному холерой. Ему тоже вредно, но у него есть другие проблемы".

Итак, НПЗ не строят, потому что нет денег и невыгодно? Но если "Роснефть" постоянно жалуется на нехватку средств, то от "Сургутнефтегаза" государство еще ни разу не получало просьб о субсидиях. Более того, когда на фоне кризиса компанию включили в список системообразующих предприятий, которым может быть оказана поддержка, в компании Накануне. RU заявили, что в помощи они не нуждаются. Компания Владимира Богданова сама может помочь кому угодно. "Сургутнефтегаз" мог позволить себе купить "Газпром нефть" или, например "Башнефть" уже в 2013 г. – Югорские добытчики скопили 1 трлн руб. нераспределенной прибыли. По итогам 2014 г. свободный денежный поток компании приблизился к отметке в 2,1 трлн руб., в отчете За первое полугодие 2015 г. говорится, что СНГ скопил уже 2,14 трлн руб. При этом, Капитализация компании превышает 1 трлн руб.

"Кубышку" СНГ не открывает и инвестировать старается только в собственные активы. Например, в покупку акций "ЮТэйра" (в собственности НПФ компании). Но периодически солидные финансовые возможности сургутской компании порождают слухи о том, что Богданов приценивается к акциям конкурентов: в прошлом году обсуждалось приобретение "Сургутнефтегазом" пакета акций "Роснефти". Впрочем, приватизация госкомпании еще не объявлена, и утверждать, что это всего лишь слух, рано.

СНГ является единственной российской нефтяной компанией, которая самостоятельно выполняет весь перечень работ: от разведки месторождений, до сбыта конечной продукции. Но если количество буровых увеличивается, то НПЗ в составе холдинга по-прежнему один – Киришский. Сейчас завод, построенный в 1966 г., именуется "Киришинефтеоргсинтез". Как отмечают в компании, ленинградский завод занимает одно из лидирующих положений по объемам переработки углеводородного сырья среди российских НПЗ. В 2014 г. "КИНеф" произвел 18,5 млн т нефтепродуктов. Завод, разумеется, модернизируется: в нефтепереработку в 2014 г. компания вложила 8,2 млрд руб., в 2015 г. сумма увеличится на 10 млрд руб. За счет установки комплекса глубокой переработки нефти доля топлива стандарта "Евро 5" в структуре производства бензинов выросла до 53%. Но, как видно из данных компании, объемы переработанного сырья на заводе снижаются, и по итогам 2015 г. на НПЗ "Сургутнефтегаз" отправит уже 18,8 млн т против 19,3 млн т в 2014 г. Добыча СНГ при этом составила 64,4 млн т нефти.

По данным Минэнерго, в 2013 г. объем переработки нефти, по сравнению с предыдущим годом, увеличился на +7,3 млн т (+2,8%), достигнув максимального после распада СССР уровня в 272,7 млн т. Компании увеличивают нефтеперерабатывающие мощности, в основном, за счет строительства новых установок на советских НПЗ. В постсоветское время было построено менее десяти новых НПЗ, среди них Антипинский НПЗ (группа New Stream), "Танеко" ("Татнефть"), Ильинский НПЗ (Кубанская нефтегазовая компания), – большая часть заводов приходится на долю частных компаний, а не ВИНКов с госучастием. Но проблема в том, что на таких предприятиях, как правило, низкая глубина переработки и на выпуск бензина они не ориентированы.

Если мощности российских НПЗ полностью закрывают потребности внутреннего рынка, то импорта бензина и нефтепродуктов в страну быть не должно. Но по данным Федеральной таможенной службы, Объемы ввоза топлива год от года увеличиваются. За 2013 г. в России было произведено порядка 39 млн т бензина, из которых На экспорт ушло порядка 4,3 млн т. При этом, на российский рынок Ввезли 592 тыс. т. В 2014 г. импорт бензинов Увеличился почти в два с половиной раза – до 1,4 млн т.

По данным Минэнерго, на бензины марки АИ-92 и АИ-95 в 2013 г. приходится более 94% внутрироссийского производства, но, судя по динамике импорта, этого явно недостаточно. Статистику о том, сколько автомобильного бензина российские НПЗ выпустили в 2014 г., Минэнерго еще не обнародовало, но по итогам 10 месяцев прошлого года объемы снижались на 2%, к октябрю НПЗ выпустили 31,4 млн т бензина, экспорт снизился до 4,1 млн т.

Отметим, что в 2015 г. статистика уже зафиксировала Увеличение ввоза топлива из отдельных стран. На фоне роста цены российского топлива в июле поставки нарастила Белоруссия – за неполный месяц она экспортировала в Россию 94 тыс. т бензинов, преимущественно марки АИ-92. Всего страна в рамках договоренностей с российским правительством поставит в Россию 1,8 млн т бензина в 2015 г.

Только крупные НПЗ поставляют на российский рынок бензин высокого класса и от их количества напрямую зависят цены на топливо. Они, напомним, значительно подросли в 2014 г., а члены комитета Госдумы по энергетике пообещали, что по итогам текущего года литр АИ-95 Будет стоить 50 руб. Президент ассоциации "Росагромаш", сопредседатель МЭФ Константин Бабкин считает, что недостаточность инвестиций в создание современных мощностей НПЗ – одна из причин скачкообразного роста цен на рынке бензинов.

"Общая нестабильность, неадекватная политика накладывает отпечаток на всю экономику, инвесторы видят, что экономика непредсказуема, вложения сулят непонятные последствия, конечно, инвестиции в Россию сейчас не идут – масштабные инвестиции. Не идут они в несырьевой сектор, и нефтяники тоже не стремятся вкладывать в долгосрочные проекты, особенно в области переработки. Инвестиции в наши НПЗ недостаточны, соответственно, уровень переработки и качество переработки невысоки, и это тоже одна из причин роста цен, но не главная. Главная причина удорожания – это все-таки налоговая политика", – рассказал Накануне. RU Бабкин.

Урегулировать стоимость бензина за счет завершения программы модернизации существующих российских НПЗ можно, уверены эксперты. Гендиректор консалтингового агентства "Мастерпланс" Николай Журавлев считает, что вложения крупных нефтяных компаний позволят до 2020 г. значительно снизить цены на бензин.

"В последние годы было реализовано очень много инвестиционных проектов, суммы вложений – многомиллиардные. Глубина переработки нефти возрастает в среднем на 2% в год. Так, если по состоянию на 2014 г. этот показатель составлял 72,3%, то к 2020 г. ожидается его рост до 85%, причем к концу 2016 г., по мнению ряда аналитиков, глубина переработки превысит 80%. В интервале с 2011 по 2015 гг. на действующих НПЗ было модернизировано 47 перерабатывающих установок, из них в 2014 г. – 13 установок. Это составляет 10% от общей программы модернизации в 130 перерабатывающих установок (на всю Россию). Инвестиции в НПЗ в 2014 г. составили около 290 млрд руб. Ожидаемый объем модернизации в 2015 году – 19 перерабатывающих установок. Так что нефтяники вкладывают свои сверхприбыли именно в переработку. Многие ВИНКи нацелены на модернизацию своих НПЗ под бензиновые цели. ЕСли все заявленные проекты будут реализованы – то в России появится реальный избыток бензина. А у бензина нет экспортного потенциала, так что цены будут снижаться", – рассказал Накануне. RU аналитик.

А по прогнозам Биржевого эксперта, экономиста Владислава Жуковского, переработка нефтепродуктов по итогам 2015 г. сократится на 10-15 млн т, пессимистичный прогноз – минус 30 млн т. О планах гнать все на экспорт уже заявили представители крупных нефтеокмпаний.

"С девяностых годов до конца двухтысячных в России было нерентабельно осуществлять глубокую переработку нефтепродуктов и продавать на внутреннем рынке бензин. Налоговая система была выстроена таким образом, что инвестиции в нефтепереработку и реализацию топлива на внутреннем рынке не были окупаемыми. Потом несколько раз пересматривали налоговую политику в области ТЭКа, повышали экспортные пошлины на вывоз тяжелых фракций нефтепродуктов и нефти. Но потом наступала очередная шоковая девальвация, и экспорт вновь начинал приносить куда большую маржу. Как заставить производителей нефти вводить новые НПЗ, когда с каждого барреля экспортируемой нефти они получают на $5 больше, чем от поставок на внутренний рынок?" – рассказал Накануне. RU эксперт.

С помощью изменения системы налогообложения переработку нефти можно сделать рентабельной, о чем уже задумывается Минэнерго. Но как решить вторую проблему и изменить мировоззренческую специфику российской "нефтянки"? Все чаще звучат предложения о национализации недр или, как минимум, отдельных компаний (а государство контроль уже усиливает – чиновники вернулись в советы директоров на руководящие посты). Нефтяники понимают нелегитимный характер собственности, которую они приобрели, и поэтому вкладывать десятки миллиардов долларов в строительство НПЗ они не хотят, говорит Жуковский. А в крупных госкомпаниях освоить сверхприбыли можно с помощью выплат дивидендов, а не вложений средств в рисковые проекты:

"Непонятно, кому эти предприятия достанутся через 15-20 лет, будет ли пересмотр итогов приватизации. Поэтому лучше заниматься кэшаутом – выводить деньги из компании, гнать за рубеж нефтепродукты, получаемую прибыль хранить на зарубежных счетах, по минимуму инвестируя в поддержание существующих мощностей. Сейчас компании выводят деньги через рекордные дивидендные выплаты в размере 25-40% от чистой прибыли, эти деньги могли быть реинвестированы в производство".

Http://www. nakanune. ru/articles/110756/

1. Организовать рентабельное производство авиационного керосина, автомобильного дизельного топлива, мазута и/или гудрона – сырья для производства битума.

2. Организовать производство нефтепродуктов повышенного регионального спроса, путем переработки нефти.

– автомобильного дизельного топлива марок Л, З, А по ГОСТ 305-82 класс 4 (5);

– мазута по ГОСТ 10585 – 99 и/или гудрона – сырья для производства дорожного битума.

Строительство НПЗ-1000 Торлили по глубокой переработки нефти, позволит максимально увеличить экономическую эффективность использования исходного сырья – нефти, приведет к развитию сектора нефтепереработки и нефтехимии в Регионе, который является в настоящее время основным поставщиком сырья – товарной нефти на внутренний и внешний рынок.

Согласно проекта строительства Торгилинского НХК будет осуществлено на расстоянии 1 км от ЛПДС Торгили, имеющей резервуарный парк, входящий в систему трубопроводного транспорта ОАО “АК “Транснефть”, два магистральных нефтепровода которой осуществляют прокачку Западно-Сибирской нефти в данный резервуарный парк.

Поступающая нефть – ГОСТ-51858-2002, имеет следующую характеристику:

В районе площадки Торгилинского НПЗ проходит три линии ЛЭП со свободными мощностями.

Стратегическая ориентация Торгилинского НХК, предусматривает увеличение производительности переработки до 4,0 млн тонн нефти в год с развитием нефтехимического направления переработки нефти с целью достижения максимальной эффективности в части получения продукции при одновременном должном учете стандартов качества и природоохраны, соответствующих требованиям РФ.

• Строительство с целью превращения Торгилинского НХК в нефтехимический комплекс с максимально возможным (более 75% масс) выпуском автомобильного дизельного топлива соответствующего ЕВРО 4 (5) и использованием нафты (прямогонного бензина) в качестве сырья для производства нефтехимической продукции.

• Высокая эффективность переработки нефти путем внедрения Блока глубокой переработки нефти ЭЛОУ – Крекинг – Гидрирование – АР, с получением не менее 90% дистиллятных фракций из которых не менее 75% масс составляет автомобильное топливо ЕВРО 4 (5), и не менее 15% масс нафты (прямогонного бензина) – сырья для производства нефтехимической продукции.

Оборудование ЭЛОУ – Крекинг – Гидрирование – АР производительностью 1,0 млн тонн в год планируется разместить на территории НПЗ-1000 Торгили (Тюменская область).

Краткая характеристика планируемого к вводу блока глубокой переработки нефти ЭЛОУ – Крекинг – Гидрирование – АР:

Плановая производительность составляет 1,0 млн. тонн в год по нефти.

На сегодняшний день востребована поставка нефтепродуктов по Урало-Сибирскому региону около восьми миллионов тонн, а битумной продукции до 600 тысячи тонн. Планируемый завод будет выпускать 90% продукции моторного топлива стандарта Евро-5, а также 9% дорожного битума. Глубина переработки НПЗ составит 99%. После расчёта с кредитными организациями (инвесторами), чистая прибыль предприятия составит 14 миллиардов рублей. Поставка нефти планируется по договорам с нефтедобывающими предприятиями Западно – Сибирского региона, с возможным в дальнейшем приобретении и разработки собственных месторождений.

Подробная информация о проекте доступна инвесторам после авторизации.

Подробная информация о проекте доступна инвесторам после авторизации.

Http://business-platform. ru/projects/p13226.html

Врио губернатора Приморья Андрей ТАРАСЕНКО, по его словам, нашел выход из сложной ситуации с ожидаемым ростом цен на топливо после мартовских выборов. Снизить цены на топливо для автомобилей и котельных ЖКХ в Приморье, по мнению губернатора, поможет запуск собственного нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). При этом глава региона оставил «за кадром» возможного инвестора проекта, но откровенно удивил заявлением, что в качестве сырья может быть использована некая местная нефть, пишет Деловая газета "Золотой Рог".

«У нас в Приморье нет своего НПЗ, нет альтернативы, покупаем продукт, который производят в Амуре (Комсомольске-на-Амуре – «ЗР»), Хабаровске. Поэтому мы пошли по такому сценарию – мы будем строить НПЗ у себя, в районе с. Яковлевка Яковлевского района. Там есть труба, близость подходов, есть договоренность, кто этот НПЗ будет строить», – сказал Андрей Тарасенко на встрече с журналистами.

Андрей Владимирович, вероятно, сильно забегает вперед – Деловая газета «Золотой Рог» неоднократно заверяла – построить «с нуля» полноценный нефтеперерабатывающий завод в ближайшей перспективе НЕВОЗМОЖНО. Во-первых, банально нет денег – примерная стоимость современного НПЗ оценивается в периметре $1,5-2 млрд. Во-вторых, под его загрузку нефть днем с огнем не сыщешь, так как все свободное «черное золото» сегодня перекачивается за границу. Таким образом, глава региона скорее говорит о так называемом «самоваре», который можно соорудить за несколько лет, тогда как полноценный НПЗ строится не менее 6-7 лет. Похожий заводик уже давно пыхтит у наших соседей в Хабаровском крае – его эксплуатирует компания «Трансбункер» в Советской Гавани, где ведется бункеровка морских судов. А с учетом опыта работы Андрея Тарасенко в Росморпорте можно сделать вывод, что нынешний глава Приморья очень хорошо изучил этот опыт соседей.

Эксперты отмечают, что запустить подобный завод, в принципе, возможно и в сжатые сроки. Но использоваться на нем будут технологии еще 70-годов прошлого века! «Атмосферно-вакуумная перегонка – она не изменилась с 40-х годов никак, какая была – такая и была: кастрюля стоит на костре и греется», – говорит один из участников рынка. Только вот выпускать на этом «самоваре» качественный бензин не получится – на выходе получится обычная нафта (легкий низкооктановый прямогонный бензин).

Прямогонным бензином называют легкие бензиновые фракции, которые были получены в результате переработки сырой нефти, газового конденсата, природного газа, попутного нефтегаза, горючих сланцев, угля и другого сырья. Данный термин характеризует вид топлива по способу получения. Если говорить о нефти, как об источнике получения прямогонного бензина, то это фракции ее прямой перегонки с интервалом кипения 35-180 градусов по Цельсию. Прямогонный бензин применяется как сырье пиролиза для получения на нефтехимических объектах и предприятиях этилена, для блендинга и как продукт на экспорт.

Полученный путем перегонки нефти, прямогонный бензин не обладает детонационной стойкостью, так необходимой для работы двигателя, поэтому и места его использования – это не карбюраторные и инжекторные двигатели внутреннего сгорания, а химическая и нефтехимическая промышленность, где нафта используется для производства олефинов в паровом крекинг-оборудовании. Помимо использования прямогонного бензина в качестве сырья для производства этилена, пропилена, бутадиена, изобутилена и аммония, он нередко является компонентом товарных «неполуфабрикатных» бензинов, реактивных топлив и осветительных керосинов.

По словам врио губернатора, в качестве сырья планируется использовать нефтяные запасы Приморья. «Будем проводить доразведку нефтезапасов в Приморье. У нас их (запасов нефти – «ЗР») – около 60 млн тонн. Нам как раз 1 млн тонн будет достаточно, чтобы контролировать в регионе и сдерживать цены на топливо. Выходить на посевную и уборочную с определенной ценой дизельного топлива», – сказал Андрей Тарасенко.

Глава региона почему-то обошел вниманием возможность задействования в технологической цепочке нефти, поставляемой на экспорт по ВСТО. В принципе, можно было бы выйти на правительство с просьбой дать преференции по доступу к этой трубе независимым нефтедобытчикам в обмен на гарантированные поставки энного числа черного золота на завод в Приморье.

В качестве альтернативы продуктам нефтепереработки Андрей Тарасенко видит использование газа.

«Чтобы была альтернатива, мы переходим на газомоторное топливо. Я подписал соглашение с газовщиками о строительстве завода в районе Уссурийска. Он где-то в течение восьми месяцев будет построен. Проект уже разрабатывается. Он позволит использовать сжиженный газ в машинах, попробуем на него перевести автобусное сообщение, чтобы удешевить затраты. Появится такая альтернатива. И автомобилисты смогут переводить на газ машины. Соответственно, поэтому я вчера (11 января – «ЗР») сходил на «Соллерс» – узнать, возможно ли установить сборку газовых двигателей и сервисы. Получил положительный ответ. Есть такая программа, и готовность такая есть», – сказал глава региона.

Досье "Золотой Рог": Врио губернатора Приморья Андрей Тарасенко во время посещения автозавода во Владивостоке предложил руководству ООО «Мазда Соллерс Мануфэкчуринг Рус» (МСМР, СП японской Mazda Motor Corporation и российского ПАО «Соллерс» рассмотреть в перспективе возможность производства на своей базе судовых двигателей. Кроме того, на территории индустриального парка SmartPoint, где находится автосборочное производство, есть свободные площадки, которые можно задействовать для организации сборочного производства сельхозтехники, сказал глава региона. В октябре 2017 года ООО «МСМР» приступило к строительству во Владивостоке завода двигателей. На новом предприятии на территории опережающего развития «Надеждинская» будет организовано промышленное производство моторных транспортных средств и двигателей Mazda семейства SkyActiv-G, включая их сборку и механообработку базового компонента. Объем инвестиций в проект превышает 3 млрд рублей. В рамках проекта МСМР планирует выйти на производственную мощность по выпуску 50 тыс. двигателей в год. К производству намечено приступить в конце 2018 года, основная часть продукции предприятия будет экспортироваться.

Властям Приморья также стоит помнить, что в крае в ближайшее время может быть реализован другой амбициозный проект – строительство Восточного нефтехимического комплекса (ВНХК).

В настоящее время «Роснефть» ведет переговоры с рядом партнеров по проекту и в ближайшие год-два определится с выбором.

«ВНХК – комплексный проект, непростой. Мы ведем обсуждения с «Газпромом», который должен помочь с газообеспечением. Есть вопрос энергообеспечения завода. Есть вопрос развития необходимой инфраструктуры. Есть отдельный вопрос фискального влияния для поддержки проекта. При успешном решении всех этих вопросов компания будет двигаться вперед в реализации проекта. Есть технологическая синергия в проекте, есть синергия в части доступа к целевым рынкам. Мы («Роснефть» – «ЗР») ведем разговоры – я бы не хотел называть конкретные имена – с целым рядом потенциальных партнеров. Они на этот проект смотрят. Я бы ориентировался, что в ближайшие год-два мы определимся с выбором стратегических партнеров для реализации этого проекта», – сообщил первый вице-президент «Роснефти» Павел ФЕДОРОВ в конце прошлого года.

Досье "Золотого Рога": Проект ВНХК предполагает строительство нефтехимического комплекса в районе пади Елизарова Партизанского муниципального района Приморского края. Общая площадь территории составляет 1,3 тыс. гектаров. Обеспечение нефтью планируется за счет поставок по отводу от трубопроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО). «Роснефть» уже договорилась с Китайской национальной химической корпорацией (ChemChina) о создании совместного предприятия для реализации проекта. Предполагалось, что в СП «Роснефти» будет принадлежать 60%, ChemChina – 40%. Предварительная оценка суммы средств, необходимых для реализации проекта ВНХК, включая инвестиции в строительство инфраструктурных объектов, – около 1,5 трлн рублей. Проект планируется реализовать в две очереди: нефтепереработка мощностью 12 млн тонн в год по нефти и нефтехимия мощностью 3,4 млн тонн в год по сырью.

В ноябре прошлого года генеральный директор АО «Восточная нефтехимическая компания» Виктор ГРЕБЕНЮКОВ на встрече с Андреем Тарасенко отчитался, что строительство нефтехимического комплекса в Приморье стартует со дня на день.

«Проведена работа с экспертами, учтены все пожелания, сейчас ждем решения от директора «Роснефти» Игоря СЕЧИНА. К строительству комплекса намерены приступить через месяц – 20 декабря», – сказал г-н Гребенюков.

Строительство объектов инфраструктуры в рамках проекта профинансирует АО «Корпорация развития Дальнего Востока». Только на прокладку линий электропередачи будет направлено более 3,5 млрд рублей. Также планируется реконструкция Находкинского водозабора и строительство более 30 км водовода до нефтеперерабатывающего комплекса.

«По строительству комплекса создана рабочая группа, сейчас ей будет руководить новый первый вице-губернатор Александр КОСТЕНКО», – сказал глава региона.

Ранее неоднократно заявлялось, что в рамках проекта ВНХК также можно будет наладить выпуск топлива. А это значит, что нужды в строительства еще одного НПЗ попросту нет.

Глава «Роснефти» Игорь Сечин отмечал, что проект ВНХК благодаря нефтеперерабатывающим мощностям полностью обеспечит спрос на бензин в ДФО в долгосрочной перспективе, а его нефтехимический комплекс станет центром формирующегося нефтехимического кластера ДФО.

«Производство бензина в Дальневосточном федеральном округе недостаточно удовлетворяет региональный спрос, бензин производится на двух крупных НПЗ – в Комсомольске и Хабаровске – в объеме около 1,1 млн тонн в год. Уже сегодня превышение спроса над производством бензина в ДФО составляет порядка 400 тыс. тонн в год, а в перспективе до 2030 года может вырасти до одного и полутора миллиона тонн в год. В условиях недостаточного производства бензин поставляется из других удаленных регионов России – из Красноярского края, Омской области, что приводит к росту цен на бензин в регионе. Формируются ценовые маркеры с учетом транспортных расходов, которые определяют цену нефтепродуктов на рынке Дальнего Востока. Проект ВНХК, включающий крупные НПЗ, полностью обеспечит спрос на бензин в ДФО в долгосрочной перспективе, а нефтехимический комплекс ВНХК станет центром формирующегося нефтехимического кластера ДФО. В целом проект станет катализатором социально-экономического развития региона», – пояснял г-н Сечин на совещании у президента России Владимира ПУТИНА.

Напомним, что на долю от нефтеперерерабатывающего «пирога» уже давно покушаются соседи из Китая. Уже несколько лет представители ООО «Амурская энергетическая компания» активно презентуют на всевозможных форумах и совещаниях идею строительства в Приамурье Амурского нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Основным инвестором проекта (90%) выступает частный китайский капитал в лице зарегистрированной в городе Хэйхэ компании «Мэн Лань Син Хэ» (Menglan Galaxy Energy Corporation), владеющей 40%, и ее 100-процентной «дочки» ООО «Амурнефтехим» (Благовещенск). Еще 10% владеет ООО «Интеррусойл» (Москва), принадлежащее на паритетных началах гендиректору этой компании Александру КОПЫЛЬЦОВУ и Геннадию ШУКЛИНУ.

Досье "Золотого Рога": Амурский НПЗ заявлен к реализации на территории опережающего развития (ТОР) «Приамурская». Проект планировалось реализовать в три этапа. С 2015 года по 2017 год инвестор намеревался провести проектно-изыскательские работы и начать строительство, с 2018 года по 2019 год – смонтировать и ввести в эксплуатацию основное технологическое оборудование, начать выпуск продукции, а с 2021 года по 2022 год – установить дополнительное оборудование и расширить перечень выпускаемой продукции.

Но, похоже, что на этом прожекте можно поставить «крест». «Наш проект, сразу хочу сказать, воспринимается неоднозначно. Особенно на фоне того, что собираются строить в Приморье и «Роснефть», и другие компании. Которые не очень-то хотят иметь наш проект конкурентом на Дальнем Востоке. В чем его «изюминка»: во-первых, он транснациональный, так как осуществляется на берегах реки Амур с китайской и российской стороны. Основная переработка осуществляется на российской стороне. Мощность производственного комплекса составляет 4 млн тонн нефти и 2 млн тонн нефтегазового конденсата в год. 80% продукции планируется поставлять по продуктопроводу по дну Амура в Китай, 20%, в том числе 10% дизтоплива, – остается на российской территории. Это сразу ответ на вопрос конкуренции с «Роснефтью» и заявлениям на тот счет, что мы завалим дешевым бензином и дизтопливом весь российский Дальний Восток. Ничего подобного – процент топлива, который планирует производить наш завод, составляет всего 13% от рынка региона. То есть это экспортно-ориентированное предприятие», – говорил на III Восточном экономическом форуме гендиректор ООО «Амурская энергетическая компания» Александр ГОРДЕЕВ.

Досье "Золотого Рога": В настоящее время на Дальнем Востоке России работают два нефтеперерабатывающих завода – ООО «РН-Комсомольский НПЗ» и АО «ННК-Хабаровский НПЗ». Оба предприятия находятся в Хабаровском крае. Мощность Комсомольского НПЗ составляет 8 млн тонн нефти в год, мощность переработки Хабаровского НПЗ – 5 млн тонн нефти в год. Продукция реализуется сбытовыми предприятиями потребителям Хабаровского, Приморского и Камчатского краев, Амурской и Магаданской областей, Бурятии, экспортируется в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Http://www. ap7.ru/na_zlobu_dnja/%D0%B2%D0%BB%D0%B0%D1%81%D1%82%D0%B8-%D0%BF%D1%80%D0%B8%D0%BC%D0%BE%D1%80%D1%8C%D1%8F-%D0%BF%D0%BE%D1%81%D0%BF%D0%B5%D1%88%D0%B8%D0%BB%D0%B8-%D0%BF%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%80%D0%BE%D0%B8%D1%82%D1%8C. html

В России успешно функционирует около 30 крупных нефтеперерабатывающих завода, которые перерабатывают более миллиона тонн этого продукта в год. Кроме крупных в стране работает также более 300 небольших НПЗ. Крупные предприятия экономично более эффективны нежели мелкие, но срок из окупаемости более длительный. Поэтому строительство мелких НПЗ востребовано, так как в любом случае эти предприятия рентабельны и выгодны.

Большой опыт в строительстве нефтеперерабатывающих заводов имеет наша компания, которая реализовала за время своей деятельности несколько таких проектов под ключ.

После постановки задачи по строительству НПЗ необходимо тщательно проанализировать проект, чтобы получить технико-экономическое обоснование. Кроме того, нужно разработать проект по охране окружающей среды. Все расчеты должны вестись исходя из оптимальной мощности запланированного НПЗ, которая зависит от объема сырья и сосредоточения в данном регионе предприятий, занимающихся переработкой нефти.

Специалисты нашей компании осуществляют все необходимые расчеты для разработки проекта строительства исходя из заданных заказчиком параметров в зависимости от профиля НПЗ:

топливного; топливно-маслянного; нефтехимического; топливно-масляно-нефтехимического.

варианта, выбранного для переработки нефти; запланированного объема производства; глубина переработки.

Ввиду высокого спроса на топливо, значительно превышающего спрос на остальные продукты переработки нефти, и его дальнейший рост, значительное распространение получили нефтехимзаводы топливного направления. В случае комплексной переработки нефти предприятием ее экономическая эффективность более высокая, чем заводов с узкой специализацией.

Ввиду высокой изношенности основных фондов существующих нефтеперерабатывающих предприятий их негативное влияние на окружающую среду заставляет собственников таких предприятий модернизировать их, переоснащать, строить новые заводы с учетом требований экологии. Наша компания осуществляет инжиниринг будущего предприятия, проектирует, оснащает современным высокотехнологичным оборудованием, способным существенно снизить вред, наносимый окружающей среде.

Группа наших проектировщиков создает не только экологичные проекты, но и просчитывает наиболее оптимальные варианты строительства НПЗ, имеющие высокую максимальную производительность. Наши клиенты получают в результате сотрудничества с нами современный нефтеперерабатывающий завод, укомплектованный европейским оборудованием.

Мы предлагаем нашим клиентам снять с себя груз забот о строительстве, поиске подрядчиков и предоставить возможность специалистам нашей компании выполнить все работы качественно, профессионально. Наша компания сертифицирована на строительство предприятий различного назначения, в том числе и нефтеперерабатывающих.

Http://phct-synthesis. ru/kompleksnye-uslugi/stroitelstvo/stroitelstvo-neftepererabatyvayushhego-zavoda/

1 Строительство нефтеперерабатывающего завода в г. Нижневартовск с производством высококачественного дорожного битума информационный обзор 2010 год.

2 В рамках проекта планируется создать нефтеперерабатывающий завод мощностью 1 млн. т/год по сырью, на территории ХМАО-ЮГРЫ, который будет производить: – Прямогонный бензин (Фр нк С) – сырьё для нефтехимической промышленности; – Дизельное топливо (с содержание серы 10 ppm) – топливо высокого качества, соответствующее требованиям европейского ствандарта ЕВРО-5; – Авиационный керосин; – Вакуумный газойль; – Высококачественный дорожный битум; – Сера. Высококачественный дорожный битум, позволит увеличить межремонтные сроки службы дорожного полотна с 8 лет до 18 лет, это в 2 раза снизит финансовую нагрузку бюджета ХМАО-ЮГРЫ на проведение ремонтных работ. Описание проекта

3 Технологические характеристики проекта В состав завода будут входить следующие установки: Электрообессоливающая; Атмосферной перегонки нефти; Вакуумной перегонки нефти; Производства битума; Гидроочистки дизельного топлива; Производства серы. В составе общезаводского хозяйства будут: Энергоблок, вырабатывающий из газа электроэнергию для нужд НПЗ; Товарно-сырьевые резервуарные парки с насосными; Ж/Д тупики с площадками слива-налива; административно – производственные здания и ремонтный цех; и ряд других объектов в соответствие с проетком.

4 прямогонный бензин керосин дизельное топливо Нефть из системы ОАО «АК «Транснефть» Приемо – сдаточный пункт нефти Склад расфасовки и упаковки битумов битум Блок добавления полимеров Блок получения битума гудрон на получение битума Блок ЭЛОУ – АТ Блок ЭЛОУ – АВТ Блок ВТ ГО Вакуумный газойль Технологическая схема НПЗ с получаемыми нефтепродуктами. Дизельно е топливо ЕВРО-5

5 Местоположение проекта Строительство НПЗ предполагается осуществить в производственной зоне г. Нижневартовск, ХМАО-ЮГРА, Тюменской области, это обусловлено следующими причинами: 1.Близкое расположение магистрального нефтепровода; 2.Наличие железной дороги, железнодорожного тупика и автомагистрали; 3. Наличие вблизи точки размещения НПЗ газопровода; 4.Вблизи площадки строительства расположены сети электроснабжения и артезианские скважины. 5.Площадка строительства 51 га находиться на расстоянии 7 км от города.

6 Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) относиться к наиболее динамично развивающимся регионам России. Основу экономики региона составляет добыча нефти, объем которой превышает 50% от общероссийской нефтедобычи. Согласно статистическим данным : валовой региональный продукт за 2006г составил,8 млн. руб.; среднедушевой денежный доход (в месяц) 27109,6 руб.; численность населения региона на 2007г чел.; высшее образование имеют 27,3% от всех занятых; численность экономически активного населения на 2007г чел.; уровень безработицы 1,3%. Нижневартовск столица нефтеносной провинции – Самотлора, является молодым городом, развивающимся с каждым годом. Вокруг города существует развитая инфраструктура: железная дорога, нефтепроводы, газопроводы, автомагистрали, линии электропередач, промышленные предприятия. На заводе будет создано более 570 постоянных рабочих мест, что очень важно для такого моногорода как Нижневартовск, улучшиться социальная обстановка, увеличиться занятость населения. По примеру промышленных городов Омск, Пермь в которых существуют подобные производства, на каждого работающего на НПЗ в городе появляется до 8 рабочих мест из сферы услуг и сервиса. К ним относятся объекты соцкультбыта, общепита, автосервисы, медучреждения и т. д. Дальнейшее развитие получит инфраструктура региона. Наличие собственного производства битума позволит закрыть потребности региона при строительстве дорог, которые необходимы для реализации государственной программы «Урал промышленный – Урал полярный». Социально-экономическое положение региона/города

7 Дебаланс 218,9 – 60, , ,2 Потребление Автобензинов 976,8 Авиакеросин 340,0 Дизтопливо 2322,5 Битум 164,2 Производство 1195,7 280,0 1317,5 20,0 Баланс производства и потребления нефтепродуктов по Тюменской области в 2008г., тыс. т Дебаланс – количество нефтепродуктов ввозимых из других регионов Рынки сбыта и основные потребители По реализации нефтепродуктов подписаны ряд соглашений о намерениях на заключение договоров на приобретение продукции НПЗ: ООО «Технофорс», ОАО «Нижневартовскавиа», ООО «Нижневартовсктрансстрой», ООО «НУТТ-1». Подписаны соглашения о поставке нефти и перевозке нефти и нефтепродуктов. Лидером поставок в регион дизельного топлива является Нижневартовское НПО по цене руб./т. Цена с проектируемого НПЗ составит руб./т. Самым крупным поставщиком авиакеросина является ОАО «ЛУКОЙЛ-ПермНОС» по цене руб./т, на втором месте Сургутский ЗСК по цене руб./т. Проектируемый НПЗ сможет поставлять керосин по цене руб./т, таким образом он будет иметь ценовое преимущество перед многими поставщиками. Самым крупным поставщиком битума является ОАО «ЛУКОЙЛ – ПермНОС» по цене руб./т. Проектируемый НПЗ сможет предложить битумы в регионе по цене руб./т.

8 Строительство завода планируется в три этапа. Первый этап – производство моторных топлив, включает в себя строительство: установки ЭЛОУ-АТ-1000, энергоблока, сооружения общезаводского хозяйства с резервуарными парками. Объем капиталовложений,9 млн. руб. Второй этап – производство высококачественных битумов, строительство установки вакуумной перегонки и производства битума. Объем капиталовложений 4 127,0 млн. руб. Третий этап – строительство установок гидроочистки дизельных топлив, производства водорода, производства серы. Объем капиталовложений 5 897,1 млн. руб. Предварительная полная стоимость проекта,0 млн. руб. Объем и структура требуемых инвестиций Объекты инвестирования Стоимость объектов млн. руб. Стоимость проектных работ млн. руб. Технологические установки6648,3411,6 Основные объекты ОЗХ (Резервуары, здания, ограждения, инженерные сети) 11306,7668,7 Инфраструктурные объекты ОЗХ (энергоблок, автодорога, ж/д тупик, нефтепровод, газопровод,) 3805,0223,0 Итого:21760,01337,5

9 Распределение инвестиционных затрат по годам строительства, млн. руб. Года1 год2год3год4годИтого Очереди строительства 1 П2 П1 П2 П1 П2 П1 П2 П Первая очередь 437,3 6518, ,9 Вторая очередь 118,1 1296,9 4127,0 Третья очередь 180,1 1384,2 5897,1 Итого: 874,713633,85362,24065,323936,0 Финансовый план и график финансирования Инвестору предлагается на правах соучредителя предоставлять инвестиции (состоящие из собственных средств не менее чем на 30%), поэтапно на протяжении 4-х лет, в размере млн. руб., это 70% от стоимости проекта, в новое предприятие (СП) для проекта строительства НПЗ. Ещё млн. руб. это 25% от стоимости проекта вноситься в пользу инициатора проекта (как соучредителя) на условиях выкупа этой доли в собственность. Поступление инвестиционных средств будет в виде траншей, по определенному графику финансирования. Возврат инвестиций начнётся через 5 лет.

10 Финансовые показатели проекта были рассмотрены по схеме: 50% – собственный капитал, 50% – заемные средства. Ставка кредитования составляет 10% годовых. Возврат заемных средств планируется осуществлять в течение 5 лет с отсрочкой 1,5 года после пуска проекта. Для собственного капитала норма дисконта принята в размере 7,75% годовых, т. е. коэффициент дисконтирования 0,0775. Норма дисконта соответствует действующей ставке рефинансирования ЦБ РФ. Срок жизни проекта 15 лет. ПоказательЕд. изм. Значение Дисконтированный срок окупаемостигод 12,8 Чистый дисконтированный доходмлн. руб.2227,7 Доходность инвестиций 0,2 Внутренняя норма доходности% 12,1 Финансово-экономические показатели проекта

11 Риски проекта Экономическая эффективность строительства НПЗ обусловлена наряду с технологическими показателями экономическими условиями эксплуатации. Прежде всего к ним относятся следующие факторы: капитальные вложения; стоимость перерабатываемой нефти; стоимость товарных нефтепродуктов; ставка дисконтирования; ставка кредитования. Все перечисленные факторы риска оказывают значительное влияние на изменение показателей эффективности проекта. Так повышение цены на сырьё, увеличение капитальных вложений, ставки дисконтирования и кредитования на 10% делают проект неэффективным. В наибольшей степени на показатели эффективности проекта влияет изменение цены на товарные нефтепродукты.

12 Риски проекта В качестве основных рисков реализации проекта можно выделить следующие: Внешние риски проекта политические и административные – изменения ситуации на рынке в связи с изменением экономической политики страны. Меры по минимизации – долевое участие государства в проекте в размере 5% от общей стоимости проекта. Отсутствие сырья для предприятия, меры по минимизации – приобретены лицензионные участки, организовано дочернее нефтедобывающее предприятие которое в будущем обеспечит полностью потребность завода в сырье. Риск увеличения сроков реализации проекта, меры по минимизации – рассматривается реализация проекта по этапам. после первого этапа начало производственной деятельности, создание действующего предприятия.

13 ЗАО «Нефтемонтажспецстрой» Закрытое акционерное общество «Нефтемонтажспецстрой» (образовано 1998 году.) сегодня – это одна из крупнейших строительных организаций в Среднем Приобъе. Предприятие динамично развивающееся. За время своего существования были построены ряд УПН, НПС, БКНС, ПС, ОБП, ГПЭС на ЮЛТ Приобского, Северо-Варьеганского, Верхне-Колик – Еганского, Бахиловского, Сусликовского месторождений и другие значимые объекты. Проведена реконструкция Южно-Балыкского газоперерабатывающего комплекса. В 2008г было выполнено строительно-монтажных работ на сумму 2 330,1 млн. руб. Собственный парк машин, механизмов и автотранспортных средств составляет более 450 единиц, имеется ряд производственных баз с ж/д тупиками, складскими и производственными помещениями. Коллектив предприятия насчитывает более 1600 человек. Информация о компании – инициаторе

14 Команда Скориков Петр Васильевич – Генеральный директор ЗАО «Нефтемонтажспецстрой» Родился в 1943 году. Образование высшее. В 1966 году окончил Уральский Политехнический Институт имени С. М.Кирова, полупроводниковое и электровакуумное машиностроение, инженер-механик. Загайнов Виктор Александрович – Исполнительный директор ЗАО «Нефтемонтажспецстрой». Родился в 1952 году. Образование высшее. В 1975году окончил Тюменский Индустриальный Институт, сооружение газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз, инженер-механик. Имеет сертификат соответствия эксперта ГОСТ Р ИСО Нилов Данил Сергеевич – Главный инженер ЗАО «Нефтемонтажспецстрой». Родился в 1976 году. Образование высшее. В 1998 году окончил Оренбурский Государственный Университет, промышленное и гражданское строительство. Имеет сертификат соответствия эксперта ГОСТ Р ИСО

15 Дополнительная информация На сегодняшний день заключен договор и ведется работа фирмой «ПрайсвотерхаусКуперс Раша Б. В.» по проведению международного аудита бизнес-плана. Проводиться тендер среди проектных институтов ОАО «НИПИнефть», ОАО «Томскнефтегазпроект», ГУП «ИНСТИТУТ НЕФТЕХИМПЕРЕРАБОТКИ» на разработку проектной документации. Получено письмо от нового состава Правительства ХМАО-ЮГРЫ о продолжении сотрудничества по проекту и организации встречи. Инициатором проекта выступают Правительство ХМАО-ЮГРЫ в содружестве с ЗАО «Нефтемонтажспецстрой» в рамках заключенного соглашения от 16 октября 2008года. Постановлением 54-п от 01 марта 2007г. Проект внесен в реестр приоритетных инвестиционных проектов ХМАО-ЮГРЫ.

Http://www. myshared. ru/slide/656655/

Дано описание капитальных и операционных затрат нефтеперерабатывающих предприятий. Описано понятие « крэк спрэд » нефтеперерабатывающих заводов. Дана классификация нефтеперерабатывающих заводов. Проведен анализ условно-постоянных расходов. Описана методика оценки сложности нефтеперерабатывающих заводов с помощью индекса Нельсона.

The description of capital and operational expenditure of the oil processing enterprises is given. The concept « crack spread » of oil refineries is described. Classification of oil refineries is given. The analysis of conditional and constant expenses is carried out. The technique of assessment of complexity of oil refineries by means of Nelson index is described.

СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ. ПОНЯТИЯ ПРИБЫЛЬНОСТИ И СЛОЖНОСТИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

Аннотация. Дано описание капитальных и операционных затрат нефтеперерабатывающих предприятий. Описано понятие «крэк спрэд» нефтеперерабатывающих заводов. Дана классификация нефтеперерабатывающих заводов. Проведен анализ условно-постоянных расходов. Описана методика оценки сложности нефтеперерабатывающих заводов с помощью индекса Нельсона.

Ключевые слова: капитальные затраты, операционные затраты, крэк спрэд, индекс сложности Нельсона, стоимость строительства предприятий нефтепереработки.

OF CONSTRUCTION AND OPERATION OF THE OIL PROCESSING ENTERPRISES. CONCEPTS OF PROFITABILITY AND COMPLEXITY OF OIL REFINERY

Annotation. The description of capital and operational expenditure of the oil processing enterprises is given. The concept «crack spread» of oil refineries is described. Classification of oil refineries is given. The analysis of conditional and constant expenses is carried out. The technique of assessment of complexity of oil refineries by means of Nelson index is described.

Keywords: capital expenditures, operational expenditures, crack spread, Nelson complexity index, cost of construction of oil refineries.

Целью данной статьи является описание методики определения стоимости строительства и эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий, понятий прибыльности и сложности нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Капитальные затраты на строительство нового нефтеперерабатывающего завода зависят от его мощности, сложности и расположения. Они включают в себя стоимость установок переработки, производства и распределения утилит, природоохраны объектов, резервуаров и терминалов, приема и отгрузки, административно-бытовых сооружений и инфраструктуры. Необходимо отметить, что стоимость одной установки НПЗ может варьироваться от нескольких десятков до нескольких сотен млн долл. Типовая структура капитальных затрат на строительство нового НПЗ: установки переработки – 45 %, утилиты – 15 %, природоохранные объекты – 7 %, емкости и резервуары – 25 %, административно-бытовые сооружения и инфраструктура – 8 %.

Наиболее распространенный показатель, используемый для оценки рентабельности строительства нового завода или установки, – окупаемость инвестиций. Однако данная работа не затрагивает анализ строительства новых объектов, а направлена преимущественно на исследование статичной модели уже существующих конфигураций нефтеперерабатывающих заводов [6].

Операционные затраты нефтеперерабатывающего предприятия принято разделять на переменные и условно-постоянные. Переменные затраты прямо пропорциональны загрузке НПЗ на сырую нефть и включают в себя реагенты и катализаторы, химикаты для предотвращения коррозии, присадки для повышения октанового числа бензинов и цетанового числа дизелей и др. Например, катализаторы применяются во многих процессах нефтепереработки, таких как гидроочистка, каталитический крекинг, риформинг и др.; некоторые из этих катализаторов могут быть весьма дорогостоящими, в частности, из-за содержания драгоценных металлов. У катализаторов есть определенный

Жизненный цикл, после которого они уже не могут быть регенерированы, т. е. установку необходимо периодически загружать свежим катализатором. Средняя цена катализатора составляет несколько долларов США на тонну переработанной нефти.

Важнейшей статьей расходов любого нефтеперерабатывающего предприятия является покупка и потребление собственного топлива. НПЗ используют топочный мазут, природный газ и газ собственного производства в качестве топлива. Потребление топлива и другие затраты в части энергетики НПЗ, приведенные к энергетическому эквиваленту с сырой нефтью, в зависимости от мощности и сложности завода достигают 6-8 % загрузки на сырую нефть. Топливо необходимо для работы технологических печей и бойлеров для производства пара. Природный газ, кроме того, необходим для производства водорода, потребляемого рядом процессов, таких как гидроочистки и гидрокрекинги. Для собственного производства электроэнергии также необходимо топливо, однако чаще всего, электроэнергия приобретается у сторонних предприятий [3]. Также для поддержания уровня загрузки завода и требуемого качества нефтепродуктов нефтеперерабатывающие заводы должны обеспечивать необходимый запас сырой нефти. Данная статья расходов поглощает еще порядка 2-3 долл. на тонну переработанного сырья.

Условно-постоянные затраты включают в себя расходы на персонал, капитальный и текущий ремонт, накладные расходы, стоимость капитала. Численность рабочего, инженерно-технического и административного персонала, необходимого для поддержания работоспособности нефтеперерабатывающего предприятия зависит от сложности завода, его расположения и уровня автоматизации процессов. Стоимость текущего и капитального ремонта пропорциональна капитальным затратам на строительство нефтеперерабатывающего завода. Она зависит от нескольких факторов, включая дизайн установок, количество и надежность оборудования, практики эксплуатации и превентивного ремонта. Стоимость ремонтов может достигать 3-4 % от первоначальных капитальных расходов [1].

Накладные расходы включают в себя административные расходы, налоги, страхование, расходы на оценку качества, рекламу и др.

Финансирование строительства нового НПЗ происходит за счет привлеченного стороннего капитала, как правило – кредитов. Таким образом, кредиты ежегодно выплачиваются в соответствии с планами погашения кредитов. Даже в том случае, если завод построен на собственные средства владельца, капитал с процентной ставкой должны быть извлечены. Это представляет собой возврат инвестиций, который должен быть выше, чем процент, выплачиваемый банками, иначе инвестиция собственных денег компании будет неоправдана.

Типовая структура ОПЕКС НПЗ с глубокой переработкой: переменные затраты – 4 долл. на тонну переработанной нефти, условно-постоянные затраты – 15 долл. на тонну переработанной нефти, стоимость капитала – 25 долл. на тонну переработанной нефти, итого – 44 долл. на тонну сырья. Стоимость переработки нефти зависит от нескольких факторов, таких как сложность завода, загрузка завода или использование производственных мощностей, размер НПЗ, качество нефти, расположение и экологические ограничения. Нефтеперерабатывающие заводы могут иметь простую конфигурацию, состоящую, например, только из атмосферной дистилляции, риформинга и установок гидроочистки или сложную, с гораздо большим числом установок и высокой глубиной переработки. Сложные НПЗ требуют больших капитальных расходов, однако и генерируют большую прибыль.

Для достижения максимальной прибыльности НПЗ должны работать на уровне установленной мощности. Однако в зависимости от спроса и цен на нефтепродукты, а также из-за появления узких мест, НПЗ могут работать на производительностях меньше установленной мощности. Снижение спроса на нефтепродукты оказывает давление на загрузку завода. Однако закрытие устаревших и простых заводов способствует повышению загрузок существующих НПЗ. В будущем потребуются

Дополнительные мощности по переработке, в особенности в развивающихся странах, таких как Китай и Индия [4].

Очевидно, что капитальные затраты на строительство нефтеперерабатывающего завода прямо пропорциональны его размеру. Тем не менее операционные затраты на единицу переработанного сырья снижаются с увеличением размера НПЗ. Более того, капитальные расходы и расходы на ремонт не растут прямо пропорционально размеру завода. Таким образом, наблюдается уменьшение расходов на единицу переработанной нефти, т. е. эффект масштаба.

Нефть, перерабатываемая на заводах, становится со временем тяжелее и содержит все больше серы. По мере ухудшения качества сырья переработки, НПЗ вынуждены инвестировать все больше в дополнительные процессы очистки и облагораживания, а также в увеличение мощностей по переработке тяжелых остатков. Тем не менее без этих дополнительных расходов простые и малые НПЗ могут стать убыточными.

Стоимость строительства нефтеперерабатывающего завода также от его расположения. Обычно НПЗ строят поблизости от водных артерий для удобства транспортировки сырья, продуктов и оборудования. Климатические условия также влияют на капитальные затраты. Начиная с 1970-х гг., страны, добывающие нефть, развили стратегию строительства экспортных НПЗ с целью получить часть рынка готовой продукции в странах-потребителях. Однако прибыльность подобных нефтеперерабатывающих предприятий ограничена тем, что цена строительства как правило бывает выше, а транспортировка продуктов нефтепереработки дороже транспортировки сырой нефти. Наиболее дешевые способы транспортировки – баржи и трубопроводы. Тем не менее, большинство новых НПЗ в последнее время строят нефтедобывающие страны, такие как Саудовская Аравия, Иран и Венесуэла [2].

Со временем, из-за ужесточающихся экологических требований относительно чистоты окружающей среды, нефтеперерабатывающие заводы вынуждены все больше инвестировать в строительство различных установок по очитке воды и уменьшению выбросов вредных веществ. Это так же касается и отработанных катализаторов, коксовой пыли и других твердых веществ. Кроме того, новые требования к качеству топлив требуют строительства и модернизации углубляющих процессов и установок гидроочистки. Это приводит к формированию и развитию гэпа между качеством сырой нефти и требованиями к продуктам нефтепереработки.

Прибыльность нефтеперерабатывающего предприятия определяется маржой переработки. Для предприятий нефтепереработки выделяют три ключевых типа прибыли: валовая прибыль, маржинальная прибыль и чистая операционная прибыль. Оценка экономической эффективности нефтеперерабатывающего предприятия начинается с расчета валовой прибыли. Валовая прибыль вычисляется как разность суммы произведений выходов товарных продуктов на их цену и цены покупки сырой нефти. Маржинальная прибыль определяется как разница валовой прибыли и переменных операционных затрат. Для прибыльности нефтеперерабатывающего завода необходимо, чтобы маржинальная прибыль была выше, чем сумма условно-постоянных затрат НПЗ, и разница этих двух величин называется чистая операционная прибыль. Кроме того, каждый из данных показателей может приведен к маржинальности на единицу переработанной нефти – на тонну или баррель. Для наглядного сравнения показателя с нефтеперерабатывающими заводами по всему миру необходимо привести показатели прибыли к маржинальности в долларах на баррель нефти, т. е. необходимо чистую операционную прибыль разделить на загрузку НПЗ и разделить на курс доллара к рублю [5].

Другой важный показатель, используемый экономистами нефтегазовой промышленности как индикатор прибыльности НПЗ, – это крэк спрэд (crack spread). Крэк спрэд представляет собой разницу цены на нефть и цены продуктов нефтепереработки, получаемой из данного сорта нефти в общем или данным НПЗ в частности. Иными словами, крэк спрэд – это маржа нефтеперерабатывающего

Предприятия, получаемая за счет крекинга – расщепления длинных низкоприбыльных молекул углеводорода на более короткие и более высокомаржинальные. Крэк спрэд может варьироваться от негативных значений до порядка 20 долл. за баррель и принимает негативное значение в том случае, если цена на нефть оказывается выше цен на нефтепродукты. Крэк спрэд описывается выражениями типа 3-2-1 или 6-3-2-1, что означает, что при переработке трех баррелей нефти можно получить два барреля бензина и один баррель дистиллята или при переработке 6 баррелей нефти произведено 3 барреля бензина, 2 барреля дистиллята и 1 баррель мазута. Поскольку крэк спрэд предполагает, что сырая нефть может быть целиком переработана в бензин, дистиллят (керосин, дизельное топливо, СМТ) и мазут и не учитывает производство других нефтепродуктов и операционные затраты, его применение ограничивается ролью индикатора эффективности НПЗ.

Другим важным показателем нефтеперерабатывающего завода является его сложность. В качестве укрупненной классификации по сложности, можно использовать следующие виды НПЗ: 1. Простые НПЗ или перегонные заводы. Такие заводы включают атмосферную дистилляцию, установку каталитического риформинга для производства высокооктановых бензинов и установки гидроочистки керосина и дизельного топлива. Для таких НПЗ свойственно производство 20 % бензинов, 30 % дистиллятов и 50 % тяжелых остатков на нефть. 2. Сложные НПЗ или крекинг заводы. Такие заводы, в дополнение к установкам простого НПЗ, включают в себя вакуумную дистилляцию и установки переработки вакуумного газойля, такие как установка каталитического крекинга и гидрокрекинг. 3. Ультра-сложные НПЗ или кокинг заводы. Такие заводы, кроме всех вышеперечисленных процессов, имеют установки, позволяющие переработать гудрон с целью получения более светлых нефтепродуктов, такие как установка замедленного коксования и гидрокрекинг гудрона. Такие НПЗ могут производить до 60 % бензинов, 35 % дистиллятов и 5 % тяжелых остатков на нефть. Преимуществом сложных и ультра-сложных нефтеперерабатывающих заводов является то, что они могут закупать более дешевую тяжелую нефть при производстве более легких высокомаржинальных продуктов. Кроме того, такие заводы могут легче адаптироваться к рыночным и экологическим требованиям.

Кроме того, широко распространен такой показатель уровня сложности нефтеперерабатывающего завода, как индекс сложности Нельсона. Он описывает сложность НПЗ с точки зрения капитального строительства каждой установки. Индекс Нельсона присваивает фактор сложности каждому типовому процессу нефтепереработки относительно установки атмосферной дистилляции, которой присвоен фактор сложности 1. Далее фактор сложности каждой установки умножается на отношение ее мощности к мощности АВТ (или загрузки на нефть). Сумма сложностей всех установок завода, включая АВТ, будет являться показателем сложности НПЗ по Нельсону.

1. Колодко, Г. В. Глобализация, трансформация, кризис – что дальше? / Г. В. Колодко. – М. : Магистр, 2012. -176 с.

2. Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела : учеб. пособ. / А. А. Коршак, А. М. Шаммазов – 2-е изд., доп. и испр. – Уфа : ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. – 544 с.

3. Мейерс, Р. А. Основные процессы нефтепереработки / Р. А. Мейерс. – СПб. : ЦОП «Профессия», 2011. -944 с.

4. Нортон, Д. Система сбалансированных показателей. От стратегии к действию / Д. Нортон, Р. Каплан. – М. : Олимп-Бизнес, 2003. – 304 с. – ISBN 5-901028-55-4.

5. Фейгин, В. И. Исследование состояния и перспектив направлений переработки нефти и газа, нефте – и газохимии в РФ / В. И. Фейгин, О. Б. Брагинский, С. А. Заболотский [и др.]. – М. : Экон-информ, 2011. – 806 с.

6. Щенин, Р. К. Мировая экономика и международные экономические отношения : учебн. пособ. / Р. К. Ще-нин, В. В. Поляков; под ред. Р. К. Щенина, В. В. Полякова. – М. : Юрайт, 2015. – 51 с.

Http://cyberleninka. ru/article/n/metodika-opredeleniya-stoimosti-stroitelstva-i-ekspluatatsii-neftepererabatyvayuschih-predpriyatiy-ponyatiya-pribylnosti-i

Первое в регионе предприятие по переработке нефти, асфальтобетонный завод, а также перинатальный и геронтологический центры в довесок. Такой инвестпроект совместно с компанией «Роснефтегазстрой» планируют реализовать власти Брянской области. Общая сумма контрактов — 280 млрд рублей.

Завод по переработке нефти вместе с асфальтобетонным заводом и рядом соцобъектов построят в Брянске. Администрация региона подписала соглашение о сотрудничестве с компанией «Роснефтегазстрой». Пока в области нефтеперерабатывающих заводов нет вообще. Поэтому проект обещает большие перспективы для региона и в целом для страны. Об этом рассказали на встрече президента «Роснефтегазстроя» Ивана Мазура с руководителем постоянного представительства администрации Брянской области в Москве Федором Костюченко. Сотрудничество будет осуществляться сразу по нескольким крупным проектам. Общая сумма контрактов составит порядка 280 млрд рублей.

Стороны определяют друг друга как стратегические партнеры в реализации сразу нескольких проектов, таких как строительство современного нефтеперерабатывающего завода глубокой переработки производительностью 6 млн т нефтепродуктов в год, развитие дорожно-транспортной инфраструктуры, включая строительство автомагистрали Брянск — Гомель, и постройку нового асфальтобетонного завода со штатной дорожно-строительной техникой.

По информации специалистов, в Центральной России нефтеперерабатывающие заводы не строят уже два десятка лет. Всего по стране таких заводов 32, из них три — в ЦФО. Московский построен в 30-х годах, Ярославский запущен в эксплуатацию в 1961 году, Рязанский начал производственную деятельность в 1960 году.

И если подобное строительство осуществится в Брянской области, оно обещает быть весьма перспективным как для региона, так и в целом для страны. Тем более что Брянская область, имеющая границы с Белоруссией и Украиной, очень удобна для экспорта.

Вместе с заводом планируется построить и сопутствующие социальные объекты: перинатальный и геронтологический центр. Обещают, что оснащены они будут медицинской техникой мирового стандарта.

Брянское интернет-сообщество после сообщений о строительстве в Брянске небоскреба-гиганта и иных крупных проектах, казалось бы, сложно удивить. Однако озвученные суммы инвестиций дают горожанам повод усомниться в реальности этих перспектив.

Ну завод построят нефтеперегонный, а все остальное… оно ему надо, инвестору? Может быть и асфальтовый тоже, чтоб отходы от переработки нефти туда свозить, все же не утилизация, а прибыль. Были разговоры, что после постройки Линии-3 в Бежице инвестор и набережную прилегающую благоустроит. Что-то не заметно.

Однако, по заверениям представителей региональной администрации, у них нет никаких сомнений в том, что эти планы будут реализованы.

Договор о сотрудничестве с «Роснефтегазстроем» подписан на прошлой неделе. Пока не могу сказать о сроках и порядке реализации этих планов, но фактически на 100% всё это будет воплощено в жизнь. Радуйтесь, в Брянскую область придут инвестиции. Будет построен и нефтеперерабатывающий завод, и дорога, а также перинатальный и геронтологический центр. Для этого строительства уже всё созрело, тем более у Брянской области такое удачное геополитическое положение — на границе трех республик.

Помимо всего прочего, у многих жителей региона в связи с этим сообщением появились опасения на счет экологической безопасности этого проекта.

Есть Смоленская атомная электростанция (Десногорск): по прессе и отчетам в том числе, скурпулезных и честных (как все думают), выбросы в разы меньше нормы (нормы, чтобы не помереть сразу)! На деле станция одноконтурная, а выбросы в Десну, в атмосферу повседневно превышены, а в моменты сбросов смертельные. В районе пиковые значения онкозаболеваний… А это мирный атом.

Тем не менее специалисты уверяют, что строительство нефтеперерабатывающего предприятия в современных условиях не несет никакой опасности. Новые технологии позволяют контролировать малейшие изменения в состоянии окружающей среды.

Те новые технологии, которые сейчас используют, не вызывают особых опасений. Тем более, завод будет построен не в городе. А те строительные площадки, которые предлагались ранее по ходу движения нефтепровода, в том же Унечском районе, вполне могли бы быть приемлемы для этого строительства. Плюс ко всему, если бы это строительство состоялось, это дало бы дополнительное финансирование регионов, дополнительные рабочие места. Я думаю, что опасаться именно этого не нужно. Другое дело, придут ли они. На моей памяти это десять лет уже длится.

«Роснефтегазстрой» — уже третья компания, высказавшая намерение построить НПЗ в Брянской области. Еще в 2005 году компания «Русснефть» сообщила властям о намерениях инвестировать в строительство нефтеперерабатывающего завода в Брянской области более 50 млрд рублей. Построить завод предполагалось в Унечском районе на станции Жеча, где расположен принадлежащий компании нефтеналивной терминал.

Во второй раз о строительстве завода заговорили в 2011 году на Брянском экономическом форуме. Тогда гендиректор «Славнефтегаза» Вячеслав Дубинников подписал соглашение о строительстве НПЗ стоимостью 1,9 млрд долларов с губернатором региона Николаем Дениным.

Но ни одна из этих затей не увенчалась успехом, конкретных действий так и не было предпринято. Остается надеяться, что третья попытка будет удачной.

Это дорогой проект. Очень дорогой. Та же «Русснефть» строить его не хотела, а хотела купить готовый — где угодно. Но не сложилось. Тогда они и решили строить около своей эстакады в Жече. «Славнефтегаз» надеялся на площадку старого проекта «Русснефти» подтянуть кого-то из крупных игроков, но тоже не сложилось. Сейчас та же идея возникает еще у одной конторы. Иван Мазур — это, конечно, бренд, экс-замминистра Миннефтегазстроя СССР.

Http://smartnews. ru/regions/bryansk/4697.html

В России, по данным на август-2013, проектируются 22 новых нефтеперерабатывающих завода, по данным реестра Минэнерго РФСогласно подготовленному Минэнерго РФ реестру российских НПЗ, в РФ проектируются 22 новых нефтеперерабатывающих завода. На сегодняшний день согласно представленным данным в «Реестр проектируемых, строящихся и введенных в эксплуатацию нефтеперерабатывающих заводов в РФ» включены 58 действующих, строящихся и проектируемых заводов.

Новые заводы планируется построить в Ульяновской, Омской, Иркутской, Ленинградской, Тверской, Орловской, Новосибирской, Амурской, Волгоградской Ярославской, Томской, Кемеровской областях, а также в Республике Адыгея, Приморском, Краснодарском, Хабаровском, Красноярском, Алтайском краях. При этом в Кемеровской области проектируются четыре НПЗ, а в Томской — два. В стадии строительства находится НПЗ в Туапсе.

Наибольшее количество новых проектов заявлено в Кемеровской области: это проекты ООО «Итатский НПЗ» (производство автобензинов, дизтоплива, мазута), ООО «Анжерская нефтегазовая компания» и ООО «Нефтеперерабатывающий завод «Северный Кузбасс» (проекты «Кем-Ойл групп», общая мощность 2 млн тонн). Также в регионе реализуется проект по увеличению мощности Черниговского НПЗ (входит в ЗАО «ХК «Сибирский деловой союз») со 100 до 200 тыс. тонн в год.

НК «Роснефть» строит в Приморье Восточный нефтехимический комплекс мощностью до 30 млн тонн углеводородного сырья в год.

В Омске реализуется проект строительства Кругогорского НПЗ (мощность — 200 тыс. тонн), однако «Транснефть» несколько раз отказывала предприятию в подключении к системе магистральных трубопроводов.

В Томской области ООО «Томскнефтепереработка» ведет строительство НПЗ в с. Семилужки мощностью до 3 млн тонн нефти в год. Планируется, что с 2015 года, с вводом в эксплуатацию вторичных процессов переработки, предприятие сможет производить автобензины и дизтопливо. Также в ООО «Западно-Сибирский НПЗ» реализует проект по строительству в регионе НПЗ мощностью 3 млн тонн в год, запуск завода планируется в 2015 году.

ГК «Трансбункер» строит в порту Ванино (Хабаровский край) вторую очередь НПЗ с увеличением общей мощности завода до 1,5 млн тонн в год для производства мазута, прямогонного бензина, дизельного топлива, авиационного керосина и судового маловязкого топлива.

В Адыгее ЗАО «Антей» планирует к 2018 году ввести в эксплуатацию НПЗ мощностью 6 млн тонн в год.

Также проекты строительства нефтеперерабатывающих мощностей заявлены в Иркутской (инвестор – ЗАО «ПК «ДИТЭКО»), Ленинградской (ЗАО «СибРосьПереработка»), Тверской (ЗАО «Торжокский топливно-энергетический комплекс»), Орловской (инвестор — ЗАО «Корпорация Орелнефть», мощность до 4 млн тонн нефти в год, проект предполагает производство нефтепродуктов и полипропилена), Новосибирской (ООО «ВПК-Ойл», расширение мощностей с 200 до 380 тыс. тонн), Амурской (ООО «Амурская энергетическая компания», мощность 6 млн тонн), Волгоградской (ООО «Южнорусский НПЗ») и Ярославской областях (ЗАО «Парк Интех»), а также Краснодарском (ООО «Славянск ЭКО»), Красноярском (Химзавод-филиал ОАО «Красмаш») и Алтайском краях (ООО «Сибирский Баррель»).

Http://businesslkm. ru/v-rossii-proektiruyut-i-stroyat-22-novyx-neftepererabatyvayushhix-zavoda/

Поделиться ссылкой: