Почему нефтеперерабатывающие заводы

Вчера сразу на двух нефтеперерабатывающих заводах произошли пожары. Ночью, в 3.30 мск, дежурному МЧС по Самарской области поступило сообщение о том, что на Куйбышевском НПЗ (принадлежит «Роснефти», в 2013 г. переработал 6,9 млн т нефти, произвел 998 000 т бензина) загорелась установка по переработке топлива, сообщило региональное управление ведомства. Пожар удалось ликвидировать в 4.57. Производственный процесс на Куйбышевском НПЗ не нарушен, сообщило управление. Процесс не останавливался, заявил представитель «Роснефти».

А уже в 10.30 мск произошел инцидент на заводе «Омский каучук» (входит в нефтехимический холдинг «Титан»). Дежурная смена управления МЧС по Омской области получила сообщение о том, что на предприятии произошел пожар, говорится в сообщении ведомства. В 10.35 из-за возгорания «произошел хлопок в колонне для переработки нефтепродуктов» в цехе производства фенола-ацетона, сообщили управление и пресс-служба «Титана». Пострадали 12 человек. В 12.41 мск открытое горение было локализовано, сообщает управление МЧС. Возбуждено уголовное дело по ч. 1 ст. 217 Уголовного кодекса (нарушение правил безопасности на взрывоопасных объектах).

«Омский каучук» — крупный производитель синтетического каучука. Из-за пожара завод остановил производство фенола и ацетона (побочные продукты в процессе переработки сырья, востребованы в медицине, промышленности). Цены на эту продукцию уже выросли в марте из-за падения курса рубля, вероятно, в апреле поставщики тоже могут заявить о росте цен, говорит руководитель редакции «Углеводородное сырье и нефтехимия» журнала «Хим-курьер» Иван Марченков. Но, добавляет он, этого может и не произойти: в последние несколько месяцев производство фенола превышало потребности внутреннего рынка.

Это не первые инциденты на нефтеперерабатывающих и химических предприятиях в этом году. 3 марта на заводе бензинов «Таиф-НК» загорелась насосная установка — на время работы комиссии Ростехнадзора остановлено производство. 26 февраля начался пожар в цехе этиленохранилища на «Ставролене» (входит в «Лукойл») — пожар был ликвидирован несколько дней спустя, но производство остановлено. 12 февраля на территории Рязанского НПЗ «Роснефти» загорелись цистерны (13 февраля отгрузка нефтепродуктов возобновилась). Представители Минэнерго и Ростехнадзора не ответили, будут ли они в связи с происшедшими инцидентами предпринимать какие-либо действия по контролю над промышленной безопасностью на предприятиях.

В основном большое число аварий связано с деградированием производственной культуры и эксплуатационной дисциплины, считает руководитель центра Rupec Андрей Костин.

Http://na-atr. ru/news/view/622

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. slavic-europe. eu/index. php/comments/66-comments-russia/3107-2015-09-14-02-20-55

Отправимся в воображаемую экскурсию на НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) и для простоты будем считать, что он производит лишь бензин, керосин, дизельное и другие топлива, смазочные масла и кокс.

Этого, уверяем вас, для первого раза более чем достаточно. Ведь только в стандартах на бензины не менее десятка обязательных показателей. Их разброс по отдельным компонентам очень широк. Всего же на современном нефтеперерабатывающем заводе выделяют до 15—20 компонентов. И количества их разные—от десятков тысяч до миллионов тонн в год. Да добавьте к этому разную себестоимость компонентов и разные цены на различные марки бензина… В общем, только компьютеры на основе соответствующих экономико-математических моделей позволяют получать оптимальные решения производственных задач, обеспечивают получение всех заданных марок топлива при условии получения максимальной прибыли. Или при минимальных затратах нефти—что выгоднее в данный момент.

Всякий нефтеперерабатывающий завод состоит как бы из двух блоков: блока производства компонентов и блока смешения. В блок производства входят технологические установки; блок смешения—это, главным образом, резервуары и насосы.

Производственный цикл начинается с ЭЛОУ. Это сокращение означает “электрообессоливающая установка”. Для чего она нужна?

Как мы уже знаем в нефти есть минеральные примеси, в том числе и соли: хлориды, сульфаты и другие. В некоторых сортах нефти содержатся и минеральные кислоты. Все эти соединения необходимо выделить из нефти, так как они, во-первых, вызывают коррозию аппаратуры, а, во-вторых, являются каталитическими ядами, то есть ухудшают протекание многих химических процессов последующей переработки нефти. И наконец: в-третьих, соли не в лучшую сторону влияют на качество бензина, дизельного топлива и масел.

Обессоливание начинают с того, что нефть забирают из заводского резервуара, смешивают ее с промывной водой, деэмульгаторами, щелочью (если в сырой нефти есть кислоты)… Затем смесь нагревают до 80—120°С и подают в электродегидратор. Здесь под воздействием электрического поля и температуры вода и растворенные в ней неорганические соединения отделяются от нефти.

Требования к процессу обессоливания жесткие—в нефти должно остаться не более 3—4 мг/л солей и около 0,1% воды. Поэтому чаще всего в производстве применяют двухступенчатый процесс, и нефть после первого попадает во второй электродегидратор.

После этого нефть считается пригодной для дальнейшей переработки и поступает на первичную перегонку.

Как мы уже знаем, нефть представляет собой смесь тысяч различных веществ. Даже сегодня, при наличии самых изощренных средств анализа: хроматографии, ядерно-магнитного резонанса, электронных микроскопов—далеко не все эти вещества полностью определены. Что же говорить о делах столетней давности? Конечно, наши предшественники определяли состав нефти с достаточной мерой приближения.

Впрочем, надо отдать должное их практической сметке: довольно скоро они сообразили, что независимо от сложности состава переработку нефти все равно надо начинать с перегонки. Как можно убедится по схеме, первый нефтеперегонный завод в России был очень прост и весь процесс состоял только из прегонки.

Смысл этого процесса довольно прост. Как и все другие соединения, любой жидкий углеводород нефти имеет свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой он испаряется. (Температура кипения возрастает по мере увеличения числа атомов углерода в молекуле. Например, бензол С6Н6 кипит при 80,1 °С, а толуол С7Н8 при 110,6°С). И наоборот, если пары бензола охладить ниже температуры кипения, он снова превратится в жидкость. На этом свойстве и основана перегонка (к слову сказать, даже само название “нефть” происходит от арабского nafatha, что в переводе означает “кипеть”).

Предположим, мы поместили нефть в перегонный куб— огромный чан с крышкой, и начали ее нагревать. Как только температура жидкости перейдет за 80 °С, из нее испарится весь бензол, а с ним и другие углеводороды с близкими температурами кипения. Тем самым мы отделим от нефти фракцию от начала кипения до 80 °С, или н. к.—80 °С, как это принято писать в литературе по нефтепереработке.

Продолжим нагрев и поднимем температуру в кубе еще на 25 °С. При этом от нефти, отделится следующая фракция— углеводороды С7, которые кипят в диапазоне 80—105 °С. И так далее, вплоть до температуры 350 °С. Выше этого предела температуру поднимать нежелательно, так как в остающихся углеводородах содержатся нестабильные соединения, которые при нагреве осмоляют нефть, разлагаются до углерода и способны закоксовать, забить смолой всю аппаратуру.

Введем одно техническое новшество — вместо дробной перегонки в периодически работающих кубах, внедрим ректификационную колонну. Для этого над кубом, в котором нагревают нефть, водрузим высокий цилиндр, перегороженный множеством, ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары нефтепродуктов, могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства. В то же время парообразные продукты продолжают пробулькивать через слой жидкости на каждой тарелке.

Температура в ректификационной колонне снижается от куба к самой последней, верхней тарелке. Если в кубе она, скажем, 380 °С, то на верхней тарелке она должна быть не выше 35-40 °С, чтобы сконденсировать и не потерять все углеводороды C5, без которых товарный бензин не приготовить. Верхом колонны уходят несконденсировавшиеся углеводородные газы С1-С4. Все, что может конденсироваться, остается на тарелках.

Таким образом, достаточно сделать отводы на разной высоте, чтобы получать фракции перегонки нефти, каждая из которых кипит в заданных температурных пределах. Фракция имеет свое конкретное назначение и в зависимости от него может быть широкой или узкой, то есть выкипать в интервале двухсот или двадцати градусов.

С точки зрения затрат, чем грубее перегонка, чем более широкие фракции получаются в итоге, тем она дешевле. Ведь при всякой ректификации происходят достаточно сложные процессы тепло – и массообмена. На каждой тарелке происходят испарение и конденсация. Мы должны нагреть жидкость до температуры кипения, затем добавить еще энергию, чтобы ее испарить (с учетом скрытой теплоты парообразования). Потом, когда пары конденсируются, эта энергия выделяется. Но вот использовать ее удается далеко не полностью — слишком много энергии при таких переходах безвозвратно теряется.

И чем более узкие фракции мы хотим получить, тем выше должны быть колонны. Тем больше в них должно быть тарелок, тем больше раз одни и те же молекулы должны, поднимаясь вверх с тарелки на тарелку, перейти из газовой фазы в жидкую и обратно. Для этого нужна энергия. Ее подводят к кубу колонны в виде пара или топочных газов.

Как везде в технике, в нефтепереработке не любят лишних затрат. Поэтому нефть поначалу перегоняли на широкие фракции. Это прежде всего бензиновая фракция (прямогонный бензин); она кипит от 40-50 °С до 140-150 °С. Далее следует фракция реактивного топлива (140-240 °С), затем дизельная (240-350 °С).

Остатком перегонки нефти был мазут. Поначалу его практически целиком сжигали как котельное топливо. И только с изобретением крекинга, о котором речь дальше, появилась возможность использовать и, его.

В принципе нефть можно перегнать в одной колонне, отбирая фракции с расположенных на разной высоте тарелок. Но мы уже убедились, что это невыгодно как по затратам энергии, так и по затратам на оборудование. Поэтому на практике перегонку (или, как говорят специалисты, разгонку), проводят в нескольких колоннах. Обычно их пять. На первой колонне выделяется легкая бензиновая фракция, которая затем конденсируется в специальном холодильнике-конденсаторе и уже в жидком виде отправляется в стабилизационную колонну.

Зачем нужна стабилизация? Дело в том, что вместе с легкой бензиновой фракцией на первой колонне отгоняются и легкие углеводородные газы С3 — C5. Они легкокипящие, поэтому при обычной комнатной температуре 20-25 °С улетучиваются из жидкой углеводородной массы (содержание их в растворе обратно пропорционально температуре). Между жидкостью и газовой фазой устанавливается термодинамическое равновесие, соответствующее данной температуре.

Это означает, что строго определенное число молекул, например бутана С4Н10, переходит в единицу времени из жидкой фазы в газовую и обратно. Тем самым над поверхностью бензина создается как бы газовая подушка, от которой зависит такой важный показатель качества бензина, как давление насыщенных паров. Понятно, чем больше пропана С3Н8 и бутана С4Н10 осталось растворенными в бензине, тем выше давление паров, то есть тем выше концентрация пропана и бутана также над поверхностью бензина при данной температуре.

Практическое значение данного показателя очень велико. От него зависит испаряемость бензина в карбюраторе, сам процесс карбюрации и последующее сгорание топливно-воздушной смеси в цилиндрах двигателя. Легкие фракции бензина иногда называют пусковыми. Если их мало, то двигатель заводится с трудом, особенно зимой. Именно по этой причине в ГОСТе на бензин оговаривается, что давление насыщенных паров бензина для зимних сортов должно быть 66-92 кПа (500-700 мм рт. ст.), а для летних не более 66,5 кПа.

Почему же летом “не более”? По двум причинам. Во-первых, потому что повышенное содержание легких газов в бензине способно нарушить систему топливоподачи из-за образования локальных газовых пробок, а во-вторых, чтобы сократить потери бензина за счет испарения. Приходилось ли вам открывать в жаркий летний день канистру с бензином? Если да, то вспомните, как из-под крышки, стоит ее лишь приоткрыть, тотчас выплескивается бензин. Точно так же брызжет шампанское из плохо охлажденной бутылки.

А теперь представьте себе путь бензина от нефтеперерабатывающего завода до автомобильного бака. Его многократно перекачивают из резервуара в резервуар, затем в железнодорожные цистерны, лотом в автоцистерны и т. д. Все процессы транспортировки и хранения бензина ведутся под давлением, таковы требования техники безопасности. Но уплотнения оборудования не идеальны. Бензин то и дело непосредственно соприкасается с атмосферой, при этом происходит его испарение, а значит — потери. Они тем выше, чем больше давление насыщенных паров. Поэтому и нужна стабилизационная колонна, где в случае необходимости из бензина специально удаляют бутан, чтобы этот показатель укладывался в предусмотренные ГОСТом пределы.

Но мы несколько отвлеклись… Итак, на первой колонне выделяется только легкий бензин. Оставшаяся нефть поступает на вторую колонну, где с верха отбирают весь остальной, тяжелый бензин, а с боковых отводов — керосиновую и дизельную фракции. Снизу выделяется мазут.

Тяжелый бензин также стабилизуется на специальной колонне. Керосиновую и дизельную фракции на отдельной колонне освобождают дополнительно от примеси бензиновой фракции. Мазут же поступает в печь, нагревается до 400 °С и подается в куб вакуумной колонны. В зависимости от необходимости его здесь разделяют на вакуум-дистиллят (фракция 350 — 500 °С) и на гудрон, кипящий при температуре выше 500 °С. Иногда вакуум-дистиллят называют вакуум-газойлем.

Вакуум-дистиллят используют для получения котельных топлив. Гудрон же используют для производства асфальта, дорожных и строительных битумов.

Агрегаты первичной перегонки нефти получили название атмосферной или атмосферно-вакуумной трубчатки, поскольку они оборудованы трубчатыми печами для нагрева нефти. Иногда на нефтеперерабатывающих заводах, где переработка мазута не предусмотрена, вакуумная часть отсутствует.

И чтобы закончить с первичной перегонкой, несколько слов о том, как выглядят производственные установки. На современных нефтеперерабатывающих заводах обычно работают атмосферные трубчатки или атмосферно-вакуумные трубчатки мощностью 6 — 8 миллионов тонн перерабатываемой нефти в год. Обычно на заводе таких установок не одна, а две-три.

Первая атмосферная колонна представляет собой сооружение диаметром, например, 7 метров в нижней и 5 метров в верхней части. Высота колонны — 51 метр. По существу, это два цилиндра, поставленные один на другой. И это еще не самая большая подобная установка. Другие колонны, холодильники-конденсаторы, печи и теплообменники также выглядят достаточно внушительно и в то же время элегантно. Дизайнеры поработали и здесь.

Кроме обессоливания, обезвоживания и прямой перегонки на многих нефтезаводах есть еще одна операция переработки — вторичная перегонка. Ее еще называют зачастую четкой ректификацией. Задача этой технологии — получить узкие фракции нефти для последующей переработки. Продуктами вторичной, перегонки обычно являются бензиновые фракции, служащие для получения автомобильных и авиационных топлив, а также в качестве сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других.

Типовые установки вторичной перегонки и по своему виду, и по принципу действия в общем-то очень похожи на агрегаты атмосферной трубчатки, только они гораздо меньше, можно сказать даже миниатюрны.

Вторичная перегонка завершает первую стадию переработки нефти: от обессоливания до получения узких фракций. По современным понятиям, это даже не полпути. Наступает очередь деструктивных процессов.

В отличие от физических по существу процессов перегонки, здесь уже происходят глубокие химические преобразования. Из одной большой молекулы можно получить несколько малых; прямоцепочечные углеводороды будут превращены в циклические или в разветвленные…

Первый патент на промышленную технологию крекинга взял Дж. Юнг в 1866 году. Называлось это техническое решение так:

“Способ получения керосина из тяжелой нефти перегонкой под давлением”. Термин “крекинг” (от английского слова cracking — расщепление) был введен в обиход позднее.

Первые крекинг-аппараты по существу представляли собой периодически работающие кубы, подобные тем, в которых осуществлялась обычная перегонка. Лишь в 1891 году наши соотечественники, известные инженеры — В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов, предложили новое устройство для крекинг-процесса. Это был трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществлялась принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подавались нагретые топочные газы.

Что же происходит при термическом крекинге? Под воздействием высокой температуры длинные молекулы, например алканов С20, разлагаются на более короткие — от С2 до С18. Углеводороды С8 — С10 — это бензиновая фракция, С15 – дизельная… Вообще при термическом крекинге происходят сложные рекомбинации осколков разорванных молекул с образованием более легких углеводородов. При этом одновременно происходит перераспределение процентного содержания углерода и водорода в сырье и продуктах.

Таким образом, если, например, превращать мазут в легкие бензиновые фракции, содержащие повышенные количества водорода, то одновременно должен образоваться и остаток, богатый углеродом. И такой остаток, действительно, образуется. В нем концентрируются смолы, кокс, серосодержащие соединения и минеральная часть нефти, не отмытая на ЭЛОУ. Этот крекинг-остаток затем обычно используют как компонент котельного топлива, смешивая его с мазутом, оставшимся от прямой перегонки нефти.

С изобретением крекинга глубина переработки нефти увеличилась. Выход светлых составляющих, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо (соляр) повысился с 40-45 до 55-60%. Но главное даже не в этом. Новая технология позволила повнимательнее присмотреться к мазуту, использовать его в качестве сырья для производства масел.

Колесная мазь появилась, наверное, чуть позже, чем само колесо, но тоже достаточно давно. Прямой смысл известного афоризма: “Не подмажешь – не поедешь”, — указывает на один из самых древних способов борьбы с трением.

Сначала для этой цели использовали животные жиры. Затем появился деготь-продукт термической перегонки некоторых сортов древесины. Впоследствии этот же деготь стали гнать из каменного угля… Но промышленная революция, быстрое развитие техники выдвигали все новые задачи. Механизмы вращались все быстрее, транспортные средства все наращивали скорость, а значит, все возрастали требования к смазке. Требовались смазочные масла со все большим спектром свойств: сверхвязкие и сверхтекучие, термостойкие и неосмоляющиеся, противозадирные и противоизносные… А главное — их требовалось с каждым годом все больше. И в конце концов смазочные масла стали делать из нефти.

К тому времени химики выяснили, что углеводороды подходящей структуры имеются в тех фракциях нефти, которые выкипают при температуре выше 350 °С. Правда, эти масляные фракции есть не во всякой нефти, но подходящих сортов тоже набирается достаточно. Больше огорчало специалистов другое: углеводороды масляных фракций имеют сложную структуру, соседствуют по температурам кипения с парафинами, так что разделить их не так-то просто. В поисках наилучшей технологии пришли к перегонке мазута под вакуумом.

В основе такой перегонки лежит известный физический закон, согласно которому с понижением давления снижается и температура кипения жидкостей. Все ведь знают, что высоко в горах вода кипит при температуре ниже 100 °С, и сварить яйцо на Эвересте — проблема. Но то, что в обыденной жизни можно отнести к минусам, в нефтехимической технологии превратилось в плюс.

Если в ректификационной колонне создать вакуум, скажем 1 — 1,5 кПа, то мазут начинает испаряться при температуре ниже 350 °С. Значит, с меньшими затратами тепла и с большей точностью из него можно отогнать те узкие фракции, которые затем будут использованы для производства смазочных масел.

Это в теории. На практике же изготовление масел достаточно сложное, многостадийное производство. Сначала применяют серию очисток — в маслах очень нежелательно присутствие серы, ванадия и других минеральных примесей, имеющихся в исходной нефти. Затем надо очистить масляные фракции от парафинов — хорошее будет масло, если оно будет застывать уже при комнатной температуре.

Полученные парафины раньше использовались для производства свеч. В настоящее время их гораздо чаще используют в бумажной, пищевой и химической промышленности. Парафинированная бумага не боится влаги, хорошо воспринимает типографскую краску и потому применяется для производства высококачественных полиграфических изделий. В парафин также “замуровывают” сыр. А химической переработкой парафинов получают синтетические жирные кислоты, которые незаменимы при производстве моющих средств.

Иногда при переработке тяжелых сортов нефти остаток прямой перегонки нельзя использовать в качестве топочного мазута — это уже гудрон. Содержащиеся в нем смолы делают его настолько вязким, что перекачка, транспортировка и сжигание связаны с очень большими трудностями, особенно зимой, в морозы, когда котельное топливо больше всего и нужно. Чтобы слить его из цистерн, их приходится подогревать паром или прибегать к каким-то другим хитростям.

Так вот, чтобы избежать таких трудностей, для приготовления котельного топлива из гудрона используют не обычный термический крекинг, о котором мы только что говорили, а один из его вариантов — висбрекинг. Это название тоже произошло из английского языка и содержит в себе кусочки сразу трех английских слов: viscosity – вязкость, breack – ломать, разрушать и cracking-расщепление. Таким образом, висбрекинг — это крекинг, специально используемый для снижения вязкости. Проводят его при пониженных температурах и давлениях.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы нашего Века, когда заметили, что контакт с некоторыми природными алюмосиликатами меняет состав продуктов термического крекинга. Дополнительные исследования привели к двум важным результатам. Во-первых, удалось установить подробности каталитических превращений. Во-вторых, созрела убежденность в необходимости специально готовить катализаторы для таких химических превращений, а не искать их в природе, как это делали поначалу.

Каковы же задачи катализаторов крекинга, если формулировать их, исходя из современных представлений о механизме протекающих реакций? В самом общем виде картина следующая. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться, то есть отдавать водород. Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. По мере роста непредельности (ненасыщенности связей) происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы — предшественницы кокса, а затем и сам кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в других реакциях, в частности гидрокрекинга, изомеризации и др., в результате чего продукт крекинга обогащается углеводородами не просто легкими, но и высококачественными — изоалканами, аренами, алкиларенами с температурами кипения 80 — 195° С. Это и есть широкая бензиновая фракция, ради которой ведут каталитический крекинга тяжелого сырья. Конечно, образуются и более высококипящие углеводороды фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам.

Типичные параметры каталитического крекинга при работе на вакуум-дистилляте (фр. 350 — 500 °С): температура 450 — 480 °С и давление 0,14 — 0,18 МПа. В итоге получают углеводородные газы (20%), бензиновую фракцию (50%), дизельную фракцию (20%). Остальное приходится на тяжелый газойль или крекинг-остаток, кокс и потери.

Выход кокса может достигнуть 5%. Это накладывает особые требования на технологию крекинга, потому что по мере закоксовывания активных центров катализатор работает все хуже и в конце концов вообще прекращает выполнять свои функции. Теперь его надо регенерировать. Обычно для этого кокс с катализатора выжигают воздухом при 700 — 730 °С.

Каким требованиям должен отвечать катализатор для подобного процесса? Во-первых, он должен обладать специфическими хемосорбционными свойствами, то есть с разной активностью притягивать и сорбировать на себе различные молекулы нефтяного сырья. Во-вторых, необходима высокая пористость, причем желательно уметь регулировать диаметр и глубину пор. Это позволит упорядочить процесс адсорбции молекул на активных каталитических центрах, осуществить направленные превращения углеводородов, а затем десорбировать с контакта продукты превращения. В-третьих, структура и свойства катализатора должны способствовать организации наиболее эффективного тепло – и массообмена в реакционной зоне — ведь каталитический крекинг процесс термокаталитический, и роль температуры здесь особенно велика. Отсюда требования к механической прочности катализатора.

В целом же роль и задача катализаторов — повышать селективность протекающих химических реакций, увеличивая выход целевого продукта из единицы сырья. Однако применительно к каталитическому крекингу нужно сделать определенные уточнения. Целевым продуктом здесь является не просто бензин, а высокооктановый. Поэтому в самом общем виде селективность каталитического крекинга можно оценить выходом бензиновой фракции с заданным октановым числом.

Первым “рукотворным” катализатором крекинга стал алюмосиликатный формованный катализатор в виде шариков диаметром около 3 мм. В основе его был аморфный алюмосиликат, естественная пористость которого поначалу устраивала нефтепереработчиков. На смену ему пришел микросферический алюмосиликатный катализатор, частицы которого измерялись микронами. Этот пылевидный контакт положил начало использованию в каталитическом крекинге технологии взвешенного (его называют также кипящим или псевдоожиженным) слоя. Технологические усовершенствования позволили за короткий срок реализовать все преимущества, которые могли обеспечить алюмосиликатные катализаторы в части повышения селективности. А дальше дело стало из-за невозможности регулировать и определенньм образом упорядочить структуру алюмосиликата.

Выручили цеолиты. Их еще часто называют молекулярными ситами. Первоначально их применяли для разделения молекул различных углеводородов, используя различия в их пространственной структуре. Цеолиты — это практически те же алюмосиликаты, но при их изготовлении удается регулировать длину пор, их диаметр и количество на единицу объема или поверхности. Кроме того, в кристаллическую решетку алюмосиликатов можно вводить другие элементы (в основном, редкоземельные), которые модифицируют активные центры, находящиеся в определенных точках цеолита. От этого существенно зависят адсорбционные свойства цеолита — какие молекулы и с какой энергией он может адсорбировать в порах или на поверхности и какие деструктивные превращения с ними производить.

Цеолиты — это порядок и регулярность структуры, а значит и свойств. В нефтепереработке быстро оценили новые возможности. Но так как цеолиты значительно дороже алюмосиликатов, то их в чистом виде решили не применять. Это оказалось не только дорого, но и излишне. Достаточно определенным образом нанести цеолит на алюмосиликат, как мы получим нужный эффект в катализе. Так появилось целое семейство цеолитсодержащих катализаторов крекинга, причем в зависимости от назначения, вида сырья, применяемой технологии количество цеолита менялось в широких пределах, но не превышало 15 — 20%.

Вид применяемых катализаторов, способ их регенерации определяет технологию, а значит и аппаратуру каталитического крекинга.

Первые установки работали на таблетированном катализаторе в периодическом режиме. В них и реакция, и регенерация загруженного неподвижного катализатора осуществлялись попеременно в одних и тех же аппаратах. Затем появились более совершенные шариковые катализаторы и установки непрерывного действия. Здесь крекинг и регенерация катализатора осуществляются уже раздельно.

Реактор такой установки представляет собой аппарат колонного типа. Сверху в него через специальное устройство поступает катализатор в виде шариков диаметром 1 — 2 мм. Шарики плотным слоем спускаются вниз, проходя постепенно реакционную зону, зону отделения продуктов крекинга и зону отпарки. Отпарка необходима для удаления углеводородов, прилипших к катализатору. Обработку паром надо делать обязательно, так как затем катализатор поступает в другой аппарат — регенератор, где с него выжигается кокс. Неудаленные углеводороды при этом простони сгорели бы, выход полезных продуктов снизился.

После выжига катализатор ссыпается в загрузочное устройство пневмоподъемника и поднимается по специальному транспортеру в бункер-сепаратор. Дело в том, что при многочисленных перемещениях, выжигах, отпарках часть шариков повреждается, образуются крошка, пыль, и их надо удалить, иначе будут нарушены условия гидродинамики, тепло – и массообмена в реакторе. Это и делают в сепараторе. К регенерированному и отсеянному катализатору добавляют для восполнения потерь свежие шарики и весь цикл повторяется.

Следующий шаг совершенствования технологии — внедрение крекинга в кипящем слое пылевидного катализатора. Его применение стало возможньм благодаря появлению принципиально новых, микросферических катализаторов на основе специально синтезированных цеолитов. Эти катализаторы хороши не только высокой активностью и селективностью. Их отличают также хорошая регенерируемость и высокая механическая прочность.

Технология кипящего или псевдоожиженного слоя основана на физических законах витания микрочастицы в восходящем поток жидкости или газа.

Сырье нагревается в теплообменнике и в специальной печи затем в него добавляют водяной пар, и эту смесь подают катализаторопровод, туда же поступает регенерированный катали затор. Затем смесь попадает в реактор, где над распределительной решеткой образуется кипящий слой катализатора. Крекинг начинается еще в катализаторопроводе, поскольку там поддерживается достаточная температура, и заканчивается в нижней зоне реактора. Затем вся масса за счет давления газов поднимается вверх и попадает в отпарную зону.

В верхней части отпарной зоны имеется перелив для удаления катализатора из реактора, а над нею — отстойная зона. Она снабжена специальными циклонами для дополнительного отделения частиц катализатора.

Закоксованный катализатор тем временем подается на регенерацию. Регенератор представляет собой аппарат, также работающий в режиме кипящего слоя. Правда, здесь псевдоожижение производится воздухом, с помощью которого и происходит выжиг кокса. Основная забота здесь — уберечь катализатор от выноса иначе он попадет вместе с дымовыми газами в атмосферу.

Применение крекинга в кипящем слое позволило резко интенсифицировать процесс, сделать установки более компактными, увеличить их мощность. Так, стандартньми в России являются каталитические комплексы по переработке 2 миллионов тонн сырья в год. Существуют и более мощные установки — до 5 миллионов тонн вакуум-газойля в год, причем реактор такой установки не так уж велик: его диаметр составляет 18 метров.

Впервые гидрокрекинг появился в 50-х годах нашего века. Ему сразу предрекали широкое распространение. Однако с этим вышла задержка, поскольку при производстве бензина выгоднее оказался каталитический крекинг. И лишь с усилением дизелизации, с ростом пассажирской и грузовой реактивной авиации преимущества гидрокрекинга стали проявляться в полной мере.

Сырьем для гидрокрекинга могут быть тяжелые бензины, газойли, тяжелые нефтяные остатки.

Есть страны, полностью лишенные запасов природного газа. А когда возникает нужда в пропане и бутане, то выгоднее оказывается ввозить не их, а тяжелый бензин. И уже на месте его подвергают гидрокрекингу, получая сжиженный газ.

Если нужен бензин и по какой-либо причине нет возможности получить его при помощи каталитического крекинга, используют гидрокрекинг атмосферного газойля. Для этого достаточно одной стадии переработки при давлении 5 МПа и температуре 400 — 410 °С.

Если же переработке подвергается вакуум-дистиллят или другие тяжелые остатки, приходится применять двухступенчатый гидрокрекинг. На первой стадии используют сероустойчивый катализатор, удаляющий вредные примеси, в том числе и соли металлов. Затем уже, во второй ступени, используют активный крекирующий катализатор. А чтобы уберечь катализатор от закоксовывания, в системе циркулирует водород под давлением 15 МПа; благодаря этому смолы — предшественницы кокса переводятся в углеводородные газы.

С точки зрения детонационной стойкости прямогонные бензины тем хуже, чем больше в них линейных и малоразветвленных алканов.

Для получения более разветвленных углеводородов использовали процесс термического риформинга. По сути дела это тот же термический крекинг, только сырьем служат не мазут, а тяжелая фракция прямогонного бензина и температура процесса выше. В результате термической деструкции углеводородов бензин обогащается более высокооктановыми легкими компонентами. Кроме того, значительная часть алканов переходит в алкены, которые, как известно, отличаются неплохими детонационными свойствами.

Однако были у термического риформинга и недостатки. Много исходного сырья превращалось в газ, а продукт все равно имел не такое уж высокое октановое число (70—75 МОЧ). Кроме полезных алкенов в нем оказывалось и достаточное количество нестабильных диенов. Поэтому приходилось применять специальные антиокислители и стабилизаторы, иначе бензин при хранении мутнел, осмолялся.

В общем, термический риформинг не оправдал возлагавшихся на него надежд и был вытеснен каталитическим риформингом.

Реакции ароматизации, лежащие в его основе, были открыты еще в середине 30-х годов.

Эти каталитические превращения позволяют дегидрировать нафтеновые углеводороды в ароматические. Одновременно происходит дегидрирование алканов в соответствующие алкены, эти последние циклизуются тут же в циклоалканы, и с еще большей скоростью происходит дегидрирование циклоалканов в арены. Так, в процессе ароматизации типичное превращение следующее:

Одновременно с этими происходят и другие реакции, например, изомеризации. Это тоже полезное превращение, так как изосоединения повышают октановое число катализата. Побочной, вредной здесь считается реакция гидрокрекинга, когда исходные алканы крекируются в газ.

Перед второй мировой войной были построены и первые установки каталитической ароматизации бензинов. Они работали по принципу гидроформинга, осуществлявшегося с циркулирующим водородным газом под давлением. Вы спросите, что это такое. Вообще говоря, при ароматизации водород образуется постоянно, и его надо отводить. Но при низком давлении водорода катализатор быстро закоксовывается, теряет стабильность, активность и селективность. Бороться с этими неприятными явлениями легче всего, повысив давление водорода в реакционной зоне. Поэтому на первых установках гидроформинга применяли давление порядка 4,5—5 МПа, жертвуя глубиной ароматизации и, соответственно, октановым числом бензина.

Однако в начале 50-х годов было сделано очень важное открытие. Выяснилось, что платина, осажденная на оксид алюминия, является великолепным катализатором риформинга. Применение новых катализаторов позволило снизить рабочее давление повысить температуру, углубить процессы ароматизации и в итоге получить бензин с октановым числом выше 90 ИОЧ.

Первые установки модернизированного процесса, названного платформинг, работали при давлении 2—3 МПа. Затем начался процесс непрерывного совершенствования катализаторов и технологии риформирования прямогонных бензинов. В результате появились полиметаллические катализаторы. В них к платине добавляют рений, кадмий, галлий… Октановое число получающегося бензина приблизилось уже к 100. А кроме того, высокая селективность новых вариантов риформинга обеспечивает и очень высокий выход топлива.

Сырьем каталитического риформинга являются фракции бензина 85—180 °С. Более легкая часть “отрезается”, так как в условиях риформинга она не ароматизуется и в лучшем случае является балластом. Но в ней присутстствуют низкооктановые н-пентан С5Н12 и н-гексан С6Н14.

В наше время много машин используют дизельное топливо. Требуется все большее и большее количество дизельного топлива. Происходит широкое вовлечение в переработку средних (дизельных) фракций нефти. А это, в свою очередь, невозможно, без дальнейшего совершенствования процессов гидроочистки и гидрокрекинга.

Эти процессы имеют особую важность для России. Ведь мы вынуждены иметь дело преимущественно с сернистыми и высокосернистыми тяжелыми сортами нефти.

Известно, что все сераорганические соединения не выдерживают обработки под давлением водорода на катализаторах. Они распадаются с образованием углеводородов и сероводорода Н2S. Сероводород в обычных условиях находится в газообразном состоянии и при нагревании нефтепродукта выделяется из него. Его поглощают водой в колоннах орошения и затем превращают либо в элементарную серу, либо в концентрированную серную кислоту.

Такой процесс осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. При давлении 4 — 5 МПа и температуре 380 — 420 °C содержание серы, особенно в светлых нефтепродуктах, можно таким образом свести до тысячных долей.

Могут спросить, кому это нужно? Зачем доводить содержание примесей в бензине до такой жесткой нормы? Все дело в последующем использовании. Известно, например, что чем жестче режим каталитического риформинга, тем выше выход высокооктанового бензина при данном октановом числе или выше октановое число при данном выходе катализата. В результате увеличивается выход октан-тонн — так называется произведение количества катализата риформинга или любого другого компонента на его октановое число. Вот об увеличении октан-тонн продукта по сравнению с сырьем и заботятся нефтепереработчики в первую очередь. В этом смысле повышение жесткости любого вторичного процесса есть благо. В риформинге жесткость определяется снижением давления и повышением температуры. При этом полнее и быстрее идут реакции ароматизации. Но повышение жесткости лимитируется стабильностью катализатора и его активностью. Сера, будучи каталитическим ядом, отравляет катализатор по мере ее накопления на нем. Отсюда понятно: чем меньше ее в сырье, тем дольше катализатор будет активным при повышении жесткости. Как в правиле рычага: проиграешь на стадии очистки — выиграешь на стадии риформинга.

Обычно гидроочистке подвергают не всю, скажем, дизельную фракцию, а только ее часть. Ведь этот процесс не так уж дешев. Кроме того, у него есть еще один недостаток: эта операция практически не изменяет углеводородный состав фракций.

Как только в нефтепереработке появились термические процессы, возникла проблема кокса. Он выделялся в объеме реакторов, оседал на стенках оборудования, покрывал поверхности нагревательных печей и теплообменников. Долгое время его использовали в лучшем случае в качестве топлива.

Но вот настало время электрохимических и электротермических процессов. Для электролитных ванн алюминиевых заводов, для различных электрометаллургических печей потребовались электроды. Их делали, да и сейчас зачастую делают из графита. Но всех потребностей природным графитом не удовлетворить, а иногда графитовые электроды не вполне соответствуют требованиям технологии производства металлов. В связи с этим появились электроды из нефтяного кокса. Они быстро завоевали большую популярность, особенно в цветной металлургии.

Первые установки коксования представляли собой большие металлические кубы с внешним обогревом от специальной печи. В куб загружали сырье (тяжелые нефтяные остатки типа тяжелого крегинг-газойля), температуру поднимали до 500 °С, и в течение определенного времени происходило превращение нефтяного сырья в кокс, естественно, без доступа воздуха. Длительность операции определялась выделением летучих. Затем кокс из куба выгружали.

Есть и другие конструкции. Так называемые полупериодические установки замедленного коксования в необогреваемых камерах оборудованы двумя камерами. В одну подают нагретое примерно до 5000 °С сырье, которое выдерживают в течение 24 часов без доступа воздуха и без дополнительного подогрева. Кокс образуется из нагретого сырья, формируется в виде аморфной массы, и после “созревания” его выгружают. В это время начинают заполнять вторую камеру.

Нефтяной кокс, по какой бы технологии он ни был получен, нуждается в прокаливании, так как содержание летучих в нем строго лимитируется. Если их больше нормы, то при высоких рабочих температурах электроды начинают вспучиваться и растрескиваться. До последнего времени прокалка кокса осуществлялась на электродных заводах, но сейчас эту операцию взяли на себя нефтепеработчики. Они теперь отвечают за содержание не только летучих, но и влаги, серы, золы, а также за механическую прочность и гранулометрический состав выпускаемого кокса: с размером кусков свыше 25 мм, 6-25 мм и 0 – 6 мм, с учетом нужд различных потребителей.

Надо сказать, что при переработке нефти образуется достаточно много углеводородных газов от метана СH4 до бутанов С3Н8 включительно. Источник номер один — прямая перегонка. Выход газов здесь зависит исключительно от степени стабилизации нефти на промыслах или при транспорте. И еще подчеркнем, что в газах атмосферно-вакуумной трубчатки почти нет метана, мало, этана и на 80 — 85% они состоят из пропана и бутанов.

Совсем другую картину представляют газы вторичных процессов: крекинга, риформинга, гидроочистки, изомеризации. Во всех этих процессах молекулы углеводородов претерпевают термическую, каталитическую или термокаталитическую деструкцию. Поэтому в газах этих процессов неизбежно присутствует метан. Далее, если термокаталитические процессы проводятся не под давлением водорода, то в газах обязательно присутствуют алкены, а иногда и алкины С2 – С4. Именно поэтому на НПЗ непредельные газы термического и каталитического крекинга, термического риформинга, висбрекинга собирают и перерабатывают отдельно от газов каталитического риформинга, гидроочистки, изомеризации, гидрокрекинга. В этих последних кроме углеводеродов в большом количестве содержится водород.

Разделение газов значительно отличается от разделения нефти. Сначала весь газовый поток сжимают и охлаждают. В первом контуре охлаждения используют воздух и воду. Здесь при давлении 0,5 МПа и температуре 35 °С происходит конденсация части газов С3 – С4. Получившуюся газожидкостную смесь прокачивают через колонну с бензином. Сконденсировавшиеся молекулы пропана и бутана растворяются в нем (абсорбируются).

Насыщенный газом бензин из абсорбера затем поступает на десорбцию, то есть из него при соответствующих давлениях и температурах выделяют растворенные газы.

Оставшуюся же часть исходной газовой смеси продолжают сжимать и охлаждать. Сначала это делают в аммиачном или фреоновом цикле (температура до -40 °С), далее в этановом или этиленовом (-80 °С), а при необходимости идут и еще дальше, применяя метановый холодильный цикл с температурой ниже -100 °С и давлением порядка 4 МПа.

Так поступают с газами нефтепереработки. Подобные же циклы газофракционирования используют и для переработки попутного газа, выделяемого на промыслах. Не случайно первые газоперерабатывающие заводы очень часто назывались газобензиновыми. Они и в самом деле разделяли сырье на сухой газ (смесь метана и этана), сжиженные газы С3 — С4 и газовый бензин.

Такие маломощные заводики с простейшим оборудованием как ни странно, сохранились и поныне. Они давно сосуществую с мощными нефтеперерабатывающими заводами примерно так же, как сосуществуют крупные плавбазы и маленькие сейнера. Иногда газобензиновые заводы даже монтируют на большегрузных прицепах и баржах, и они по мере надобности кочуют с промысла на промысел.

Дело в том, что попутный газ кончается на месторождении, как правило, гораздо раньше, чем нефть. Так что его надо использовать сразу, пока он есть. И тут мобильные газобензиновые заводики как нельзя более кстати. А нефть уж можно перерабатывать на современном нефтеперерабатывающем предприятии, которое и строится и работает потом достаточно долго.

Ну, а как быть с чисто газовыми месторождениями? Для их использования тоже созданы специализированные предприятия. Чаще всего природный газ — это метан с незначительными добавками этана. Иногда природа делает подарки, добавляя в метан ценнейший гелий, так нужный многим отраслям техники. Но гораздо чаще встречаются неприятные сюрпризы — в виде примесей диоксида углерода и сероводорода.

Понятно, что такие кислые газы надо тотчас отделять от основного сырья. Иначе трубопроводы не спасут никакие антикоррозийные мероприятия. В многоступенчатой системе такой газ подвергается сорбционной отмывке водой, щелочью, специальными растворителями. Потом на основе выделенного сероводорода получают серную кислоту или чистую серу.

Иногда бывает, что в залежи находится не газ, а газожидкостная смесь метана и высших углеводородов, предшественников нефти. Иногда в качестве таковых присутствуют даже алканы, циклоалканы и арены… Представляете, дизельное топливо равномерно распределено в метановой залежи на глубине нескольких километров при давлении в десятки мегапаскалей и температуре в сотни градусов!

Но добыть это топливо не так уж просто. Газоконденсатные месторождения различаются содержанием и фракционным составом жидкой части. Когда пласт протыкают скважинами, давление в нем начинает падать. Физико-химические свойства смеси при этом меняются, она расслаивается, и жидкость скапливается на дне линзы. Если из залежи просто откачивать газ, то скорость расслаивания быстро возрастает, и жидкие углеводороды из смеси быстро растекаются, навсегда оставаясь в недрах. При сегодняшнем развитии техники поднять на поверхность их не удается.

Чтобы таких потерь не было, поступают следующим образом. Газ из конденсатных месторождений поступает в абсорберы. Из него под давлением вымывают тяжелые углеводороды. А затем часть сухого газа под давлением подают обратно в залежь. Этим путем давление в пласте регулируется так, чтобы предотвратить расслоение смеси.

Конечно, все это требует дополнительных расходов, но затраты окупаются сторицей. Месторождение одновременно дает и газ, и дизельное топливо.

Каким образом в дальнейшем используют природный газ, вы, наверное, уже знаете. Прежде всего это прекрасное топливо для промышленных котельных и обычных газовых плит. Кроме того, выделяемый из природного газа этан — прекрасное химическое сырье. Из него делают этилен, а из того, в свою очередь, сотни разнообразных вещей, нужных народному хозяйству.

… Вот так перерабатывают нефтезаводские, попутные и природные газы. Ресурсы их велики, однако используются до сих пор они не полностью. В целом из газов извлекается для дальнейшего использования около 65% бутанов, 35 — 40% пропана и менее 8% этана. Так что резервы тут есть, и немалые!

Http://www. ronl. ru/doklady/promyshlennost-proizvodstvo/180667/

Российская Федерация занимает значительные позиции в мире по запасам и добыче нефти. По экспертным оценкам, в России сосредоточено около 6% (реально этот процент значительно больше, так как не все месторождения разведаны) общемировых доказанных запасов нефти. Сегодня в России добывается около 12% общемировой добычи нефти. По итогам 2009 года Россия вышла на первое место в мире по добыче нефти и продолжает находиться в числе лидеров.

Несмотря на эти впечатляющие цифры, внутри страны наблюдается дефицит топлива и запредельные цены на него. Наверное, каждый житель нашей страны задавал вопрос, почему в нефтедобывающей стране цены на бензин порой выше, чем в странах, которые ее импортируют. Называется множество причин такого положения дел.

Динамичное развитие экономики требует значительного потребления топлива. Действительно, Россия, будучи ведущим производителем нефти, является еще и одним из ее основных потребителей, уступая только США, Китаю, Японии и Индии. В этой связи казалось бы логично придерживаться внутри страны соблюдения баланса спроса и предложения. Однако компаниям выгодно экспортировать сырую нефть: из всего объема добываемой нефти примерно половина экспортируется в виде сырой нефти.

Одной из основных причин такого положения дел является неэффективная работа нефтеперерабатывающих заводов (далее НПЗ). Очень важным показателем эффективности деятельности нефтеперерабатывающих заводов является показатель глубины переработки нефти. Так вот, средняя глубина переработки российских НПЗ составляет около 70%. В то время как глубина переработки в странах Европы и США достигает 95%. Отсталая технологическая база современной российской нефтепереработки приводит к выпуску большого количества темных нефтепродуктов, в первую очередь мазута. При этом значительные объемы, не имеющего внутреннего спроса мазута, экспортируются на внешний рынок как сырье для дальнейшей вторичной переработки. Их реализация по низким ценам приводит к недополучению доходов бюджета.

О какой эффективности может идти речь, если из 30 НПЗ, расположенных на территории России, 9 было пущено в эксплуатацию до Второй мировой войны, еще 5 заводов построены до 1950 г., еще 10 заводов – до 1960 г. включительно. Таким образом, половина нефтеперерабатывающих заводов функционируют более 60 лет. Это говорит о сильной изношенности нефтеперерабатывающих мощностей. Практически все действующие нефтеперерабатывающие заводы нуждаются в модернизации и переоснащении.

Значительной проблемой нефтеперерабатывающей промышленности России является высокая степень износа основных фондов, составляющая до 80%, а также использование устаревших энергоемких и экономически несовершенных технологий. В результате данная отрасль характеризуется высоким уровнем энергопотребления, что негативно отражается на экономической эффективности переработки нефти. Удельный расход энергоресурсов на действующих российских НПЗ в 2-3 раза превышает зарубежные аналоги.

В результате нефтеперерабатывающая промышленность имеет ряд специфических черт: устаревание НПЗ, низкая глубина переработки нефти, низкая загрузка производственных мощностей, дефицит мощностей по вторичной переработке нефти, слабое использование современных технологических процессов.

Помимо неэффективной работы заводов их количество явно недостаточно. Следует отметить, что в Центральной части России их практически нет. Построенные в советское время заводы остались в Литве, Белоруссии и Украине. К тому же самостоятельно торгуют топливом всего лишь 20% заводов. Остальные, включая инфраструктуру рынка – нефтехранилища, нефтебазы и терминалы принадлежат, как правило, вертикально интегрированным нефтяным компаниям (далее ВИНК).

В этой ситуации усилия государства должны быть направлены на решение проблем нефтеперерабатывающего комплекса. Президент Российской Федерации Д. А. Медведев на совещании по вопросам развития энергетики в числе ключевых задач, которые требуют особого внимания в части нефтеперерабатывающей промышленности, выделил необходимость ускорить модернизацию существующих и строительство новых нефтеперерабатывающих предприятий, а также наладить производство высококачественных и конкурентоспособных нефтепродуктов, которые соответствуют мировым стандартам.

Председатель Правительства Российской Федерации также неоднократно заявлял о продолжении реализации планов коренной модернизации отечественных НПЗ.

Несмотря на принимаемые Правительством меры, ситуация продолжает оставаться весьма сложной. Модернизация существующих НПЗ идет крайне медленно, отсутствуют видимые успехи по строительству новых. На Ямале открылся новый завод по производству моторного топлива компании «Пурнефтепродукт». Он ориентирован, прежде всего, на местный рынок. «Русснефть» только планирует строительство НПЗ в Брянской области, «Роснефть» – НПЗ на 20 млн. тонн в Приморском крае, «Татнефть» ведет строительство НПЗ в Нижнекамске. Одним из проектов, реализующихся при поддержке Правительства РФ и руководства Орловской области, является строительство НПЗ, на территории прохождения крупнейшего нефтепровода «Дружба». Новый завод сможет перерабатывать до 4 млн. тонн нефти в год, с предполагаемой глубиной переработки сырой нефти – 96,5%. Данный проект позволит обеспечить прилегающие области нефтепродуктами стандарта ЕВРО-4 и ЕВРО-5, что позволит сократить региональные бюджетные расходы на эксплуатацию муниципального транспорта и снабжение сельхозпредприятий топливом и моторными маслами. Областью уже выделены земельные участки, найдены инвесторы. Тем не менее, строительство пока тормозится из-за длительных бюрократических процедур согласования.

Недостаточное количество НПЗ и их неэффективность приводит к отсутствию конкуренции на рынке моторного топлива.

Региональные розничные рынки монополизированы. Несмотря на создание сетей независимых операторов рынка, они привязаны к инфраструктуре переработки нефти и хранения нефтепродуктов, принадлежащих ВИНК. По данным ФАС России сейчас более чем в 50 субъектах федерации доля ВИНК на розничном рынке превышает 35%, а в каждом третьем составляет 50-60%. «Роснефть» доминирует в 15 регионах, «ЛУКОЙЛ» — в 11 регионах, третье место у «Сургутнефтегаза» (четыре региона), четвертое делят «ТНК-ВР» и «Газпром нефть» (по три). И только в 20 регионах доминируют независимые от ВИНК игроки.

Согласно данным ММНС, в Московском регионе работает 2250 АЗС, из которых около 1000 принадлежат независимым операторам. В частности, в Москве из 850 АЗС около 350 являются независимыми.

Продолжающейся монополизации рынка моторного топлива способствуют также следующие причины:

Официальный демпинг со стороны крупнейших нефтяных компаний: постепенно повышая оптовые цены они могут себе позволить торговать по фиксированным розничным ценам, близким к оптовым, длительное время, поскольку их бизнес масштабен и продажа бензина – лишь небольшая доля их деятельности. Тем самым они наносят поражающий удар по независимым АЗС, число которых и так неуклонно сокращается. Так, в Свердловской области на конец 2004 года небольшим сетям АЗС принадлежало 36% рынка, в 2007 году – уже 32%. В Ханты-Мансийском автономном округе до 2008 года были только независимые АЗС, в 2011 уже менее 70% рынка региона принадлежит независимым заправочным станциям;

Дефицит высококачественных видов топлива на рынке. По оценкам МАДИ потребление бензина вырастет к 2015 г. до 38 млн. т. Спрос будет предъявляться на высокооктановые марки бензина. Структура производства сегодня – всего 15% АИ 95 и АИ 98. Эксперты и ранее предрекали, что к 2010 г. Россия столкнется с дефицитом высокооктанового моторного топлива, что на самом деле и произошло. Дополнительным фактором топливного кризиса является увеличение экспорта бензина;

Анализ динамики производства моторного топлива показывает, что ВИНКи не уделяют достаточного внимания нефтепереработке. В основном они пошли по пути модернизации старых заводов. Действительно, строительство нового НПЗ – это чрезвычайно ресурсозатратное мероприятие даже для крупнейших компаний. Без государственной поддержки, например путем обнуления импортных пошлин на ввоз технологического оборудования для НПЗ, мало кто решается на строительство;

Отсутствие реальной конкуренции со стороны альтернативных видов топлива. Причина – отсутствие законодательной базы, регулирующей и стимулирующей использование альтернативных видов моторного топлива;

Далекое от цивилизованного функционирование внутренних товарных бирж нефтепродуктов. Зачастую имеет место предварительный сговор крупных участников торгов. Недобросовестное поведение демонстрируют крупные компании к чужим АЗС. Недавно ФАС выпустила предписание крупным игрокам «ТНК-BP», «Лукойлу», «Газпромнефти», «Сургутнефтегазу» с требованием обеспечить равные условия поставок топлива на свои и чужие станции. Однако контролировать выполнение этих требований очень сложно. В редких случаях антимонопольщиики могут доказать ценовой сговор, но чаще всего они ограничиваются рекомендациями, которые можно выполнять, а можно и не выполнять.

С существующим положением дел нельзя мириться. Необходимо сконцентрировать усилия государства на решении проблем нефтеперерабатывающей промышленности. Особое внимание следует уделить государственной поддержке строительству нефтеперерабатывающих комплексов на базе современных технологий.

Дальнейшее развитие отрасли требует создания сбалансированной системы стимулов и ограничений, способствующей оптимальному сочетанию частных и государственных интересов развития сектора. Активнее совершенствовать и применять антимонопольное законодательство. Кроме того, необходимо более гибко использовать меры налогового, таможенно-тарифного и технического регулирования.

Http://orelneft. ru/2011/11/27/o-problemax-i-perspektivax-neftepererabatyvayushhej-promyshlennosti/

Чтобы повысить её на 1-2 процентных пункта, нужно ежегодно вводить в строй по всей стране десятки новых установок.

Глубина переработки нефти в России составляет 74%, в то время как в Европе этот показатель равен 85%, а в США — 96%. С чем это связано, и какие шаги делаются для исправления ситуации?

России от бывшего СССР достались 26 морально и физически стареющих НПЗ. Из них восемь было пущено в эксплуатацию до Второй мировой войны, пять — построены до 1950 г., еще девять — до 1960 г. Таким образом, 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40-70 лет.

Практически все новые заводы, построенные СССР в 70-80 годы, располагались в союзных республиках. За 1966—1991 годах в СССР было построено 7 новых НПЗ, из них 6 — вне РСФСР (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре). Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 года на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введённый в эксплуатацию в 1982 году. Кроме того, в 1979 году была организована переработка нефти в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства.

Таким образом, глубина переработки нефти на российских НПЗ к началу 90-х составляла 64%. РФ на 80% досталось изношенное морально отсталое оборудование.

Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4%, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5%, приблизившись к западноевропейским стандартам.

В последующие годы в нефтепереработке наметилась обнадёживающая тенденция. За период 2002—2007 годов наблюдался устойчивый рост объёмов переработки нефти со среднегодовым приростом порядка 3% в 2002—2004 годах и 5,5% в 2005—2007 годах. Средняя загрузка действующих НПЗ по первичной переработке в 2005 году составила 80%, объём переработки увеличился со 179 в 2000 году до 220 млн тонн в 2006 году.

На ряде НПЗ было проведено строительство комплексов глубокой переработки нефти. В 2004 году вступил в строй комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля на Пермском НПЗ («ЛУКОЙЛ»), в 2005 году запущена установка каталитического риформинга мощностью 600 тыс. тонн в год на Ярославнефтеоргсинтезе («Славнефть»), комплекс мягкого гидрокрекинга вакуумного газойля и каталитического крекинга на Рязанском НПЗ (ТНК-BP).

В конце октября 2010 года Группа «Татнефть» ввела в строй установку первичной переработки нефти мощностью 7 млн тонн в год — часть строящегося в Нижнекамске комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». В конце 2010 года Нижегородский нефтеперерабатывающий завод начал выпуск автомобильного бензина стандарта Евро-4.

Программа модернизации нефтеперерабатывающих заводов на 2011 год была полностью выполнена нефтяными компаниями. Компанией «Роснефть» было реконструировано пять установок по вторичной переработке нефти: одна установка гидрокрекинга, одна установка гидроочистки дизельного топлива на Куйбышевском НПЗ и три установки каталитического риформинга на Куйбышевском, Сызранском и Комсомольском НПЗ. Кроме того, раньше срока в 2011 году введена в эксплуатацию установка изомеризации на НПЗ ОАО «Славнефть-ЯНОС» мощностью 718 тыс. тонн в год.

В результате к 2013 году в России действовало 50 заводов, включая 23 крупных НПЗ в структуре ВИНК, восемь независимых НПЗ с объемом переработки более 1 млн тонн в год, а также 15 заводов с объемом переработки менее 1 млн тонн в год. Объем переработки в 2013 году достиг 275,2 млн тонн со средневзвешенным уровнем загрузки по России 92,9% и глубиной переработки — 72%.

В 2015 г в России было введено в эксплуатацию 11 установок вторичной переработки нефти. В 2015 г. общий объем переработки нефти составил 282,4 млн тонн. Глубина переработки составила 74,2%.

1) При общем объеме выпуска нефтепродуктов в 220-280 миллионов тонн для того, чтобы повысить глубину переработки нефти на 1-2 процентных пункта, нужно ежегодно вводить в строй по всей стране десятки новых установок. Ежегодные расходы нефтяных компаний на модернизацию, реконструкцию и строительство новых НПЗ составляют миллиарды долларов. Так, в 2006 году инвестиции в переработку составили 40 млрд рублей, что на 12% больше, чем в 2005 году. В 2008—2010 годах в модернизацию НПЗ нефтяными компаниями было инвестировано 177 млрд рублей. За этот период было построено шесть новых и реконструировано десять действующих установок по производству качественных моторных топлив на нефтеперерабатывающих заводах вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК).

За период с 2005 по 2013 год капитальные вложения ключевых ВИНК выросли более чем в шесть раз — с 1,4 млрд до 10 млрд долларов США.

2) Заводы не появятся в мгновение ока — реальная жизнь это не компьютерная стратежка, где здание вырастает само собой из-под земли. Только на разработку проекта модернизации НПЗ порой уходят годы. Само строительство/модернизация завода также занимает несколько лет. Причем зачастую разработка проекта ведется в одних условиях, а его реализация — совсем в других.

Простой пример: комплекс глубокой переработки вакуумного газойля Волгоградского нефтеперерабатывающего завода. Комплекс включает одну из самых мощных в мире установок мягкого гидрокрекинга мощностью 3,5 млн тонн в год, а также установки по производству серы и водорода. Ввод комплекса в строй позволит увеличить производство дизельного топлива класса 5 на 1,8 млн тонн в год, компонентов автомобильного бензина — на 600 тыс. тонн в год и сжиженных газов — на 100 тыс. тонн в год. Проект реализовывался с февраля 2013 года и был запущен в работу 31 мая 2016 года. Как видим, проект разрабатывался при высоких ценах на нефть, а реализовывать его пришлось во время экономического (падение цен на нефть) + политического (санкции запада) кризиса.

Модернизация Киришского НПЗ велась с 2005 по 2013 год. Этот проект тоже пережил кризис 2008-2009 года.

Http://nangs. org/news/business/pochemu-v-rossii-takaya-nizkaya-glubina-pererabotki-nefti

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 [1] 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 [2] ? . 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 [3] . 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 [4] , 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 [5] . 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 четырехстороннее 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 [6] ", 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 [7] (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 [8] 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 [9] , 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 [10] . 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" [11] . Впрочем, приватизация госкомпании [12] 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. [13] , 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 [14] .

"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. [15]

"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 [16] 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 [17] , 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. assoneft. ru/activities/press-centre/tek/2208/

Мировые цены на нефть падают второй год подряд, на рынке фиксируется перепроизводство "черного золота". Однако Украина, имея шесть нефтеперерабатывающих заводов, по-прежнему на 85% зависит от импорта нефтепродуктов. Оставшуюся часть покрывает приватовский Кременчугский НПЗ ("Укртатнафта") и государственный Шебелинский газоперерабатывающий завод.

Правда, в конце 2015 года звучали заявления о желании запустить некоторые заводы. Например, компания WOG ищет инвестора для Херсонского НПЗ, а ГП "Укртранснафтопродукт" (ГП УТНП) в декабре 2015 года сообщил, что уже готовит Одесский НПЗ к запуску на полную мощность – 2,8 млн тонн в год. Контроль над последним ГП УТНП получило в результате странных судебных решений, которые вызывают много вопросов. В результате, уже в январе 2016 года завод попал в новую череду судебных исков от кредиторов, и о запуске больше не говорят.

Есть такая отраслевая истина: на высоких ценах на нефть зарабатывают нефтедобытчики, на низких – нефтепереработчики. Пример тому – литовский НПЗ в г. Мажейкяе: в 2015 году его владелец, польский концерн "Орлен", чуть ли не впервые с момента покупки получил прибыль. Причем ежеквартально радовал своих акционеров отчетами о рекордных финпоказателях.

Стоимость нефтепродуктов определяет реальный спрос, который пока что относительно стабилен. Вместе с ним стабильна и цена. А нефть – товар биржевой, который сильно подвержен спекулятивным факторам, поэтому цена на нее просто рухнула. И сейчас мы видим, как закрывается целый ряд проектов – "из нефти", в той или иной форме, выходят многие игроки, еще более усугубляя ситуацию на рынке.

Однако этот праздник маржи для мировой нефтепереработки никоим образом не влияет на нефтеперерабатывающую отрасль Украины в силу того, что она давно исключена из глобальной рыночной системы. Все предыдущие годы она была разменной монетой различных бизнес-групп, и сегодня буквально доживает свои последние дни.

В Украине есть шесть НПЗ и один крупный газоперерабатывающий завод госкомпании "Укргаздобыча". Пять НПЗ сегодня стоят и не имеют шансов на реанимацию. Надворянский, Дрогобычский и Херсонский заводы вряд ли стоит даже рассматривать. Эти предприятия были остановлены еще в 2005-2007 годах, поскольку ни экономическая эффективность, ни качество выпускаемого ими топлива уже тогда не отвечали минимальным требованиям времени. В данном случае речь может идти только о строительстве на их месте новых НПЗ, что маловероятно. Достаточно сказать, что для этого необходимо минимум $1 млрд инвестиций. Каждому.

Все это применимо и к Одесскому НПЗ. Отличие лишь в том, что он был остановлен сравнительно недавно, в начале 2014 года, и в прессу последнее время попадают новости о каких-то перспективах его скорого запуска. Однако при профессиональном анализе перспектив и там нет. ОНПЗ всегда был самым низкоэффективным среди украинских заводов: выход светлых нефтепродуктов ниже 50%. А все современные НПЗ имеют не менее 75%, или в полтора раза эффективнее. Этот недостаток бывший владелец, российский "Лукойл", отчасти нивелировал, отправляя выпускаемые неликвиды на углубленную переработку на свои НПЗ в Болгарии и Румынии. Сегодня эта схема не работает.

Кроме того, для работы завода нет сырья. Поставки из России в нынешних условиях выглядят, мягко говоря, неправдоподобно, а поставки сырья морем невыгодны из-за дороговизны. Казалось бы, выход в модернизации, но и тут без перспектив. С одной стороны, завод арестован властями Украины в рамках уголовного дела, расследуемого МВД. С другой, завод находится в залоге у российского банка ВТБ. Наверное, банк не против его продать, но кто купит этот слабый во всех отношениях актив?

Ходят слухи, что завод могут национализировать. Но у государства сегодня нет денег даже на самое необходимое, какая уж тут переработка. И чтобы поставить точку в "одесской" теме, отмечу, что заводы мощностью 2,5 млн т в современной нефтеперерабатывающей индустрии вообще не рассматриваются – они не имеют шансов выжить в конкуренции с более мощными внутренними и внешними конкурентами.

Одним из таких "мощных" заводов в свое время считался лисичанский ЛИНИК. Его проектная мощность была 24 млн т – это был один из крупнейших НПЗ в Европе. Однако 16 млн т мощностей завод потерял еще к моменту приватизации в конце 1990-х, когда его приобрели россияне из ТНК. Но вкладывать инвестиции никто не хотел, а государство и не настаивало. В результате завод остановился весной 2012 года из-за неэффективности.

Реанимировать НПЗ в 2014 году обещала "Роснефть", поглотившая ТНК. Вообще-то, тогда на завод было аж два претендента – Сергей Курченко и Дмитрий Фирташ. Но "Роснефть" решила работать сама, и быстро пожалела об этом. Летом 2014 года завод захватили ополченцы ЛНР, позже в резервуарный парк попала пара снарядов, прилетевших неизвестно откуда, полностью выведя завод из строя.

Недавно стало известно, что "Роснефть" готова продать швейцарскому трейдеру Glusco Energy сеть своих заправок в Украине. Я считаю, что это конец надежд в отношении Лисичанского НПЗ. Ни по политическим, ни по экономическим причинам завод на линии фронта больше никогда запущен не будет. Между тем, основной проблемой "Роснефти" при продаже украинского бизнеса было нежелание потенциальных покупателей включить в сделку НПЗ, перспектив у которого уже нет.

Какова же ситуация с Кременчугским НПЗ "Укртатнафта". Расположенный в самом центре страны этот завод, даже утративший 40% своей проектной мощности, до сих пор способен самостоятельно обеспечить страну нефтепродуктами. Однако это только теория. В 2007 году завод был захвачен группой "Приват". Позже о своей доле в предприятии заявил и Александр Ярославский. Владея изначально 1% акций, перечисленные партнеры быстро "отжали" у российской "Татнефти" 56% акций "Укртатнафты". Еще 43% находится в собственности НАК "Нафтогаз Украины".

К сожалению, за все эти годы никто так и не услышал об инвестиционных успехах акционеров. Между тем только капвложения, все тот же миллиард долларов, могут спасти завод от скорой остановки. Это нужно для увеличения эффективности при переработке "морской" нефти, без которой наращивание производства в Кременчуге невозможно. Сегодня "Приват" фактически держит его на минимальной загрузке за счет украинской нефти, добыча которой ежегодно снижается на 5%. Высокая маржа НПЗ в последнее время позволила возобновить импорт сырья через Одессу, но радикально это ситуацию с загрузкой не исправит.

Жизнь некогда крупнейшего НПЗ Украины поддерживается, так как он играет важнейшую роль в снабжении розничной сети "Привата", а также помогает "крутить схемы" с нефть и нефтепродуктами вокруг подконтрольной "Укрнафты". Но запас прочности НПЗ подходит к концу, делая все более актуальными вопросы модернизации "Укртатнафты".

И в руках у "Привата" – последняя ниточка надежды на сохранение в Украине собственной нефтепереработки в лице Кременчугского НПЗ. Однако сегодня даже у самой Группы нет уверенности в своем будущем, все бизнесы они готовы свернуть в любой момент. А значит, ни о каких инвестициях не может идти речи.

Http://uaenergy. com. ua/post/24685

Независимым владельцам автозаправок и ряду малых и средних НПЗ грозит разорение из-за последствий налогового маневра, который вступил в силу с 1 января 2015 года. Об этом РБК рассказала председатель подкомитета по моторному топливу Торгово-промышленной палаты РФ, генеральный директор консалтинговой компании «Инфотэк-консалт» Наталья Шуляр. Владельцы АЗС из различных регионов России жалуются на рост банковских процентных ставок по кредитам для бизнеса с 15–20% до 28–50% и трудности с получением займов.

По расчетам «Инфотэк-консалт», озвученных Шуляр, из-за последствий налогового маневра, подразумевающего рост НДПИ и снижение экспортных пошлин, в 2015 и отчасти в 2016 году в зоне риска в результате маневра окажутся 12 НПЗ. В это число входят и заводы крупных компаний, не успевших пройти вовремя цикл модернизации, например заводы «Роснефти» самарской группы, но особенно – средние и малые НПЗ, принадлежащие компаниям, не имеющим собственной нефтедобычи. На экспертном совете «Транснефти» 29 декабря Шуляр заявила, что под угрозой закрытия находятся два независимых НПЗ: Ильский и «Краснодарэконефть», подчеркнув, что информация носит пока неофициальный характер. В приемной гендиректора Ильского НПЗ в конце декабря 2014 года от комментариев отказались, представитель «Краснодарэконефти» сообщил РБК, что завод продолжает работать.

Из-за новой налоговой политики маржа нефтепереработки упадет с $50 до $20 с тонны, прогнозировал ранее последствия налогового маневра заместитель министра финансов Сергей Шаталов. А снижение пошлин на экспорт сырой нефти делает вывоз сырья выгодней его переработки. Шуляр прогнозирует снижение уровня прокачки нефти на НПЗ внутри страны и падение доходов «Транснефти» от оказания этих услуг. В то же время она полагает, что к закрытию многочисленных малых заводов, производящих топливо низкого качества, маневр не приведет, так как в условиях кризиса будет востребована недорогая продукция.

Владельцы независимых АЗС отмечают, что по их бизнесу пока ударили не столько налоговый маневр, который еще предстоит ощутить, но в первую очередь падение курса рубля к основным мировым валютам и резкий рост процентных ставок по кредитам. Алексей Данильченко, директор трейдинговой компании TransOil (филиал в Санкт-Петербурге) отмечает, что банки закрывают действующие кредитные линии буквально в один день, не соблюдая правила договоров о предупреждении клиентов минимум за 10 дней до предполагаемого изменения условий кредитования. «В среднем по Москве и Санкт-Петербургу новая ставка кредитов для бизнеса, в том числе для топливных компаний, составляет 26–28%, в Казани (там работают наши контрагенты) – до 50%. Причем компания, которая недавно работает на рынке, практически не имеет шансов получить кредит», – говорит он.

Татьяна Верещак, руководитель сектора нефтепродуктов трейдинговой компании «Картли» (Казань) утверждает, что участники топливного рынка вынуждены брать кредиты под самые жесткие условия, потому что количество свободных денег на рынке резко сократилось. В результате этим пользуются не только банки, но и оптовые продавцы топлива: «Я знаю, что есть кредиты под 40%, знаю трейдерские компании, которые кредитуют своих же конечных потребителей топлива. Клиенты идут на эти условия от безысходности. Разорения на рынке независимых АЗС в столице уже наблюдались в декабре 2014 года, сейчас ситуация успокоилась», – рассказывает Верещак.

В выигрышной ситуации оказались лишь компании, не первый год работающие на рынке и кредитовавшиеся в крупных известных банках. «Сбербанк и Райффайзенбанк не меняли кредитные ставки по ранее выданным длинным кредитам. Хотя и у них овердрафты без залога теперь закрыты. Нас предупредили заранее, что через месяц ставка кредита изменится, так что компания успела приготовиться к новым ставкам», – рассказала РБК Анжела Братковская, начальник отдела маркетинга Европейской трейдинговой компании (ЕТК) (ведет оптовую торговлю нефтепродуктами белорусского производства в РФ). Она подчеркнула, что их компания, как и большинство крупных участников рынка, включая нефтяные компании, работают со своими покупателями по 100% предоплате. «Кризис условия работы не изменил. Однако многие независимые владельцы АЗС ссылаются на нехватку денег из-за закрытия банками действующих кредитных линий. Мелкие игроки жалуются на трудности: берут очень маленькие партии товара в мелком опте, приобретают часто, но по чуть-чуть», – отмечает Братковская.

Президент Российского топливного союза Евгений Аркуша подтвердил РБК информацию о росте ставок по кредитам для трейдеров и АЗС, однако волны массовых разорений в отрасли не ждет: «Мы работаем в ситуации кризиса и сокращения маржи в секторе розничной торговли бензином с 2011 года. Те компании, которые выжили за эти четыре года, выживут и сегодня. Это бизнес: слабые уйдут с рынка», – замечает он. По его словам, доля независимых владельцев АЗС в России составляет сегодня две трети, еще одна треть приходится на сети крупных нефтяных компаний.

После удивления президента Владимира Путина 8 декабря, почему бензин на АЗС России дорожает несмотря на падение мировых цен на нефть, цены на заправках основных сетей пошли вниз. По данным Московской топливной ассоциации, за период с 8 по 29 декабря цены на 92-й и 95-й снизились на 56 и 53 коп. соответственно. Однако падение не будет длиться вечно, признают все основные участники рынка. Так, компания «Лукойл-Центрнефтепродукт» с начала года на всех своих основных заправках, кроме Татарстана, подняла цены на топливо от 42 до 49 коп. за литр по сравнению с концом декабря прошлого года. Об этом сообщил РБК источник в ЛУКОЙЛе. Другие сети крупных компаний не спешат повышать цены, некоторые продолжают даже снижать стоимость бензина. По данным автолюбителей, на АЗС «Газпром нефти» и ТНК цены на бензин с конца прошлого года не росли, а кое-где даже упали из-за праздничных акций и скидок.

Http://www. rbc. ru/business/11/01/2015/54b277459a794743e16bab84

МОСКВА, 10 нояб. – ПРАЙМ, Андрей Карабьянц. К началу XXI века созданный во времена СССР нефтеперерабатывающий комплекс России поделили между собой крупные игроки, превратившиеся благодаря этому в полноценные вертикально-интегрированные компании (ВИНК). В результате, на рынке возникла олигополия: восемь компаний контролировали более 90% объема переработки и внутреннего рынка нефтепродуктов. При этом, ВИНК в первую очередь ориентировались на международный рынок и не были заинтересованы в поставках своей продукции потребителям внутри страны, которые снабжались по остаточному принципу.

Малые и средние НПЗ, не вошедшие в состав ВИНК, не могли с ними конкурировать на равных из-за плохой технической оснащенности, низкого качества продукции и логистических проблем. Тем не менее, за последние 10 лет в России появилось крупные независимые НПЗ, которые производственным и финансовым показателям не уступают завода ВИНК. Секреты успеха – современное производство и гарантированный рынок сбыта.

Первым крупным проектом по созданию независимого нефтепереработчика стал Антипинский НПЗ, решение о строительстве которого было принято в 2004 г. Инвесторами проекта выступила группы предпринимателей из Тюменской области. Хотя проект получил всестороннюю поддержку властей региона, но даже благодаря наличию “административного ресурса”, отношение к нему было крайне скептическим.

Тем не менее, акционеры сумели договориться о кредитах, обеспечить финансирование и построить современный НПЗ. Если на старте в 2006 г. мощность завода составляла 400 тыс. т/г. переработки, то уже через четыре года она выросла в 10 раз до 4 млн т/г. В результате, Антипинский завод превратился в лидера на рынке Тюменской области и крупного игрока в соседних регионах.

Завод продолжает активно наращивать производственные мощности, которые с 2010 г. по 2014 г. удвоились, достигнув 8 млн т/г. В прошлом году объем производства разных видов нефтепродуктов превысил 6,2 млн т.

При этом, маркетинговая стратегия завода с самого начала была сориентирована на выпуск нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью. Сейчас завод способен выпускать дизельное топливо стандарта Евро-5, в следующем году начнется производства бензина, отвечающего самым высоким международным требованиям. До конца 2015 г. глубина переработки нефти должна достичь 94%. Этот показатель в среднем по России не превышал 74% в 2014 г. Выпуск дизельного топлива составит до 50% продукции завода. По этим параметрам Антипинский НПЗ можно сравнить с лучшими европейскими нефтеперерабатывающими предприятиями.

На этом процесс развития завода не будет завершен. После окончания строительства современного нефтеперерабатывающего блока на базе НПЗ предполагается создать нефтехимический комплекс с целью производства ароматических углеводородов – бензола, толуола и ксилола.

Успех проекта признают эксперты и руководители многих ВИНК, которые рассматривают Антипинский НПЗ как серьезного соперника на внутреннем рынке. Со стороны нефтяных компаний, в частности бывшей ТНК-BP, неоднократно предпринимались попытки купить НПЗ в Тюмени, но на все предложения о продаже владельцы завода отвечали отказом.

Антипинский НПЗ стал примером для других. В Кузбассе компания “Нефтехимсервис” при поддержке и личном контроле губернатора Кемеровской области Амана Тулеева в 2008 г. начала строительство НПЗ у поселка Яя, недалеко от Анжеро-Судженска. В третьем квартале 2013 г. была запущена первая очередь завода мощностью 3 млн тонн и глубиной переработки 60%.

Как и в случае с Антипинским “протатипом”, многие эксперты также критиковали проект и не верили в возможность его реализации. По примеру Антипинского НПЗ завод был построен вблизи от магистрального нефтепровода Транснефти, что позволило существенно снизить расходы на транспортировку сырья.

Еще одним фактором, предопределяющим успех проекта, стало наличие гарантированного рынка сбыта. Кузбасс – промышленно развитый регион, где расположено большое количество угольных предприятий, которым необходимо дизельное топливо. Когда Яйский НПЗ выйдет на запланированные показатели, то он станет серьезным конкурентом для доминирующего в регионе Омского НПЗ.

«Нефтехимсервис» планирует увеличить мощности Яйского НПЗ до 6 млн т/г., а глубину переработки – до 93% к концу 2017 г.

Еще один крупный проект в сфере нефтепереработки ранее запустила группа «Юг Руси» Сергея Кислова. Крупный сельскохозяйственный холдинг решил выйти на новый для себя рынок и в 2009 г. запустил первую очередь построенного с нуля Новошахтинского завода нефтепродуктов в Ростовской области.

Фактически, сама сельскохозяйственная компания и стала основным потребителем продукции завода. НПЗ выпускает топливо невысокого качества и ориентируется в первую очередь на запросы аграрной компании. Однако, для успеха проекта этого недостаточно. С целью расширения рынка сбыта на заводе сейчас проводится масштабная программа модернизации. которая предполагает увеличение глубины переработки до 85% и начало производства моторного топлива стандарта Евро-5. Мощность завода должна достигнуть 6 млн т/г. Модернизация осуществляется при полной поддержке региональных властей.

Что касается логистики, то завод получает сырье по магистральному нефтепроводу Суходольная – Родионовская и по железной дороге. Также НПЗ имеет возможность отгружать продукцию потребителям не только автомобильным и железнодорожным, но и речным транспортом, для чего на берегу Дона простроена грузовая эстакада.

Строительство независимой переработки возможно не только с чистого листа, но и на базе существующих активов. Примером может служить расположенный в Краснодарском крае Афипский НПЗ, подконтрольный группе «Нефтегазиндустрия» Владимира Когана.

В 2010 г. компания выкупила завод у структур Олега Дерипаски, и взялась за масштабную реорганизацию. В достаточно короткие сроки был решен вопрос с подключением к системе магистральных нефтепроводов «Транснефти», что позволило резко сократить транспортные издержки и улучшить экономические показатели.

Мощность завода за последние три года выросла с 3,7 млн т/г в 2011 г. до 6 млн т/г в 2014 г. Цель на 2020 год – увеличить мощность до 15 млн т/г и довести глубину переработки с нынешних 51% до 93%. Если компания сможет реализовать свои планы, то завод превратится в крупнейшее нефтеперерабатывающее предприятие Юга России.

Помимо четырех перечисленных заводов в России есть еще ряд других независимых НПЗ, неподконтрольных крупным компаниям – Марийский, Ильский, Краснодарский и другие. Однако все они находятся в весьма сложном положении, испытывают серьезные, порой непреодолимые, финансовые трудности. В чем их слабые места по сравнению с другими перечисленными активами?

Во-первых, в географическом положении. Большинство независимых ныне заводов были построены еще в СССР, когда не было четкой ориентации на конкретные локальные рынки. В результате, многие заводы расположены на большом удалении от основных нефтетранспортных артерий и вынуждены нести повышенные логистические издержки на получение сырья и дальнейшую реализацию продукции.

Спроектированные с нуля Антипинский, Яйский и Новошахтинский заводы с самого начала ориентировались на работу с конкретными рынками и место под их строительство выбиралось вблизи от магистральных трубопроводов «Транснефти».

Под это требование, на первый взгляд, не попадает Афипский НПЗ, поскольку инвестор не выбирал место для завода. В Краснодарском крае наблюдается избыток нефтеперерабатывающих мощностей. В регионе также действуют Туапсинский НПЗ «Роснефти», Краснодарский НПЗ, аффилированный со структурами Михаила Гуцериева, независимый Ильский НПЗ. Чтобы избежать ценовых войн Афипский НПЗ сейчас ведет стройку собственного экспортного терминала на берегу Черного моря, в 100 км от основной производственной площадки. Таким образом владельцы Афипского НПЗ хотят решить проблему сбыта, получив возможность экспортировать продукцию за рубеж, а не ограничиваться внутренним рынком.

Второй фактор успеха, являющийся прямым следствием первого – возможность экономить на транспортных издержках и за счет этого инвестировать в модернизацию производства. Все успешные независимые переработчики заявляют о необходимости модернизации для увеличения выпуска товарной продукции с высокой добавленной стоимостью. Если производить только прямогонный бензин, топочный мазут и печное топливо, то можно «вылететь в трубу». По данным Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой биржи 6 ноября цена на мазут составила 8015 руб./т, а на летнее дизельное топливо с отгрузкой во Владимире 35739 руб./т. Цифры говорят сами за себя.

После девальвации рубля и введения налогового маневра, который подразумевает снижение экспортной пошлины на нефть и повышение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), у российских НПЗ резко снизилась рентабельность производства. Добывающим компаниям стало выгоднее поставлять нефть за рубеж, чем продавать ее на внутреннем рынке. Переработчики, особенно те, которые ориентированы на внутренний рынок, оказались в трудном положении. Они вынуждены платить за нефть более высокую цену, чтобы обеспечить свои заводы сырьем. И здесь показателен пример Антипинского НПЗ. Несмотря на ухудшение конъюнктуры, завод в первом полугодии показал хорошие финансовые результаты. В январе-июне его выручка выросла на 34%, до 83,6 млрд руб., а операционная прибыль составила 2,5 млрд руб. Для сравнения, операционная прибыль завода за весь 2014 г. составила 2,56 млрд руб.

Третье слагаемое успеха, каким бы оно не было банальным – наличие «административного ресурса», связей на региональном, а лучше на федеральном уровне. Именно этот фактор в значительной степени позволяет снять целый ряд административных проблем, возникающих при реализации проекта, и довести его до той стадии, когда он уже способен приносить прибыль.

Таким образом, если инвестор смог грамотно “сложить” все три этих слагаемых, то успех новому НПЗ гарантирован. В появлении таких проектов заинтересованы потребители: независимые переработчики позволяют повысить конкуренцию, препятствуют созданию олигополии. Совсем недавно нефтепереработка была пасынком нефтяной отрасли, рассматривалась как малорентабельный бизнес. Ситуация изменилась кардинально, после падения цен на нефть. В этом году в топ-10 ведущих энергетических компаний мира по версии агентства Platt’s впервые вошли Phillips 66 и Valero Energy – американские независимые переработчики, занявшие шестое и восьмое места соответственно. Для сравнения, лучший результат российской компании – “Роснефть” – 10 позиция рейтинга.

Http://1prime. ru/articles/20151110/821768697.html

Несмотря на ряд мер, которые предприняло в последний месяц правительство, в некоторых регионах России по-прежнему наблюдается дефицит бензина и авиационного керосина. О том, где находятся истоки дефицита топлива и как исправить ситуацию, наш корреспондент беседовал с генеральным директором ВНИПИнефть, академиком РАЕН Владимиром Капустиным.

– Почему у нас все время возникают перебои с поставками бензина, авиационного керосина, а если не перебои, то угрозы дефицита?

– Есть несколько причин. Первая причина – это регламент с повышенными требованиями к топливу, который приняли в 2008 году. А компаниям особенно неинтересно было их модернизировать НПЗ, потому что прибыль они получали не за счет светлых, а за счет темных нефтепродуктов. Этому способствовало постановление от 2004 года, которое снижало пошлины на темные нефтепродукты больше, чем на бензин, дизельное топливо или авиационный керосин. Вторая причина – технологическое отставание отрасли. А так как у нас все-таки транспорт меняется и использование 80-го бензина неуклонно падает, а потребление высокооктанового бензина возрастает, то появилась диспропорция, которая медленно устранялась. Ну и ценовая политика сыграла свою отрицательную роль. Экономически необоснованное замораживание цены на бензин привело к тому, что для нефтяных компаний стало более выгодно выпускать не высокооктановый бензин, а его компоненты, например алкилат, и продавать их за границу для дальнейшей переработки. Это привело к тому, что высокооктановый бензин стал вымываться с рынка. Если рынок стоит по цене, а цена на нефть растет, то для компании выгодно продавать ее за границу, а не перерабатывать. Вот совмещение всех этих факторов и привело к тому, что на рынке создалась неконтролируемая ситуация, чреватая перебоями в снабжении. Рынок все расставил по местам так, как выгодно производителю, а не потребителю.

– В каком состоянии находится наша нефтеперерабатывающая промышленность? Говорят, что у нас еще действуют заводы, которые поставлены по ленд-лизу.

– Заводы по ленд-лизу были первыми ласточками в тех районах, где не было нефтепереработки. Потом на базе этих заводов выросли новые предприятия. Затем к существующим построили целый ряд установок, но все равно, конечно, нефтепереработка на этих заводах не соответствует мировому уровню. Причина в том, что для модернизации или строительства новых установок надо привлекать крупные инвестиции, которые будут окупаться долго, а продать нефть и сразу получить прибыль можно очень быстро. Таким образом, нефтяным компаниям модернизировать нефтепереработку невыгодно. Пожалуй, только "ЛУКОЙЛ" в какой-то степени и ТНК-BP занимались модернизацией своей нефтепереработки. Остальные компании ее уничтожали, особенно это расцвело во времена правления Ходорковского в "ЮКОСе". Ну, например, на Новокуйбышевском заводе было уничтожено 132 установки. Система "60-66" тоже может создать для модернизации нефтепереработки определенные барьеры. Ставки пошлин на светлые и темные нефтепродукты унифицируются на уровне 66% от пошлины на нефть, при этом сохраняется повышенный уровень пошлины на экспорт бензина – 90% от пошлины на нефть. Нужны дополнительные усилия правительства, и они предпринимаются. Итогом "разноса" компаний стало предложение премьер-министра зафиксировать программы модернизации в трехсторонних соглашениях компаний с Федеральной антимонопольной службой и Ростехнадзором. В случае срыва обязательств по техническому перевооружению государство оставляет за собой право применить санкции, включая изъятие необоснованно полученной прибыли. Может быть, это принесет результаты, но пока наша нефтепереработка находится не в лучшем состоянии. Если ее оценивать за последние 20 лет, то в глубине переработки нефти она не прибавила. Сегодня глубина переработки и выход светлых продуктов у нас значительно отстают от Европы. Заводы расположены в основном в центре России, продукты доставляются до остальных потребителей с большими затратами, потому что для этого в основном задействован железнодорожный транспорт. Коэффициент Нельсона, который характеризует сложность нефтепереработки, у нас сегодня значительно ниже, чем в мире. И плюс ко всему мы создали льготы для так называемых "керосинок" – мини-заводов.

Их сейчас уже 211. И борьба министерства с этими заводами пока не в его пользу. Но вот сейчас введут систему "60-66", и это будет, конечно, сильный удар по мини-заводам, а до этого они процветали. Было выгодно из нефти делать мазут. Вот это и привело к тому, что практически идет незначительное увеличение глубины переработки.

– Я этот вопрос тоже задал недавно в Киришах. Вот совсем не нефтедобывающая страна Индия в короткий срок построила самый крупный завод в мире – 52 млн тонн переработки. Нефть доставляется танкерами из арабских стран, перерабатывается, а продукты переработки продаются в Европу, где они вытесняют продукцию местных заводов, использующих нашу нефть. Если мы ничего не будем делать, то скоро и наша нефть Европе будет не нужна, а сегодня 70% нашей нефти идет в Европу. Нефтяным компаниям строить заводы не нужно, им выгодно продавать сырую нефть. Нужна жесткая воля правительства, потому что совершенно ясно: если поставить заводы в портах или на конце трубы, то мы будем иметь в два раза больше прибыли от продажи нефтепродуктов в Европу.

Крупные заводы – это благо, но пробить проекты очень трудно. Вот мы с проектом Кингисеппского завода мощностью всего 10 млн тонн возимся уже четыре года. Не дают добро на строительство независимого завода, потому что очень сильны позиции нефтяных компаний. Им не нужен независимый нефтеперерабатывающий завод, который бы конкурировал с их предприятиями. Такая же ситуация и с продажами бензина. В каждом регионе нефтяная компания имеет монопольное количество АЗС. Это одна из причин, почему у нас возникают ценовые кризисы. Сейчас ФАС приняла решение – не больше 35%. Хотелось бы, чтобы появились независимые нефтеперерабатывающие заводы, но нефтяное лобби успешно этому противодействует.

– Наверно, нужны очень мощные инвесторы, которые могли бы разорвать этот порочный круг. Иностранные компании охотно вкладывают в добычу, а вот в нефтепереработку идут неохотно, почему это происходит?

– На Западе нефтеперерабатывающие заводы стоят, как правило, на побережье. Нефть покупается на рынке и доставляется танкерами. А попробуйте у нас купить на рынке нефть. У нас в России нет рынка нефти. Наши нефтяные компании гонят нефть на экспорт. Они не хотят отдавать ее в чужие руки у себя дома. А без нефти перерабатывающие мощности обречены на гибель. Если завод не имеет нефти хотя бы год, коррозия уничтожает его на 20%. Где купить нефть? Это главный вопрос, который не удается решить инвесторам. Они хотят строить заводы, но с одним условием: чтобы были гарантии правительства, дающие возможность бесперебойно получать нефть из трубы. Но нефтяное лобби всячески этому препятствует. Даже на поставки по мировой цене они не соглашаются, они не хотят конкурентов на рынке. Им невыгодны независимые заводы.

– Что, по вашему мнению, нужно изменить, чтобы рыночные механизмы заработали в пользу потребителя?

– Рыночный механизм трудно сразу переналадить. Необходимы последовательные шаги, прежде всего налоговые изменения. Нужно создать аналитическую группу, которая бы определяла, сколько нужно бензина, дизельного топлива, авиационного керосина для страны, и формировала бы государственный заказ, выполняющийся в первую очередь. И, конечно, нужно срочно провести модернизацию отрасли.

Http://rg. ru/2011/11/08/neftepererabotka. html

Добавить комментарий