проект чаплыгинский мини нпз

Обладминистрация нашла инвестора для строительства НПЗ

Как рассказал начальник областного управления инвестиций Владимир Подгорный, московские бизнесмены, специально учредившие под проект строительства мини-НПЗ ООО «ТЭК-Раненбург», заинтересовались Чаплыгинским районом в связи с тем, что он наряду с Тербунским претендует на создание региональной ОЭЗ промышленного типа. Участие в ОЭЗ предполагает, в частности, освобождение от части транспортного налога и налога на имущество, субсидирование процентной ставки по кредитам.

Обладминистрация, по словам господина Подгорного, одобрила проект «ТЭК-Раненбург», посчитав НПЗ основным потенциальным резидентом чаплыгинской зоны. Компания уже арендовала 33 га земли и получит дополнительно 291 га. На мини-НПЗ намерены выпускать бензин по стандарту «Евро-4» с добавками биоэтанола и биодизеля, а также нефтехимию (пенобетон, полистирол) – сырье для выпуска белой техники.

По словам председателя совета директоров ООО «ТЭК-Раненбург» Владимира Переляева, мини-НПЗ мощностью 700 тыс. т в год планируется построить к 2008 году. Объем вложений составит 1,28 млрд рублей. Предварительное согласие о выделении кредитов под строительство дали Сбербанк РФ (70% вложений) и Eximbank USA (США, 30% вложений). По словам господина Переляева, годовой доход от продажи нефтепродуктов при выходе НПЗ на проектную мощность, как ожидается, превысит 8,8 млрд рублей. Переработка сырья будет вестись беспиролизным способом, что делает производство более экологичным. Как уточнила главный инженер «ТЭК-Раненбург» Валентина Вьюнковская, мини-НПЗ собирается выпускать бензин всех марок, а рынком сбыта станет не только Липецкая область, но и другие регионы Центрального Черноземья.

Директор департамента экономики ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (входит в структуру ТНК-ВР, доля отечественного рынка – 8%, мощность – 15 млн т в год) Дмитрий Бедарев весьма скептически отнесся к проекту. Он отметил, что действующих в стране НПЗ более чем достаточно, а дефицит ГСМ исключен даже на пике потребления. По мнению господина Бедарева, какие бы современные технологии ни использовались в производстве, мини-заводу не удастся значительно уменьшить себестоимость, чтобы конкурировать с крупными нефтяными компаниями, в том числе и на местном рынке. Несмотря на то, что компания заявляет о возможности производить топливо по стандарту «Евро-4», скорее всего, такой бензин не вполне будет соответствовать марке. «Евро-4» предполагает дорогостоящее производство, которое мини-заводу не потянуть.

Аналогичного мнения придерживается аналитик исследовательской группы «Петромаркет» Александра Зубачева. По ее заверению, сегодня более актуальным является улучшение качества производимых нефтепродуктов, а не расширение перерабатывающих мощностей. Аналитик инвесткомпании «Проспект» Дмитрий Мангилев, в свою очередь, усомнился, что бизнесменам хватит заявленных инвестиций. По его расчетам, минимальная сумма, необходимая для осуществления подобного проекта, – 3 млрд рублей. Он заметил, что успех начинания во многом будет зависеть от того, сможет ли компания наладить бесперебойную поставку сырья на НПЗ – весьма удаленный от мест добычи нефти, а также от развитости инфраструктуры участка.

Аналитик инвесткомпании «Атон» Артем Кончин считает, что заявленная мощность предприятия с трудом позволит охватить областной рынок, не говоря уже о выходе в Черноземье. Тем не менее он настроен оптимистично: подобное производство привлекательно своей высокой отдачей, к тому же выпуск топлива по стандарту «Евро-4» – работа на перспективу, поскольку программа по его использованию в России заработает с 2008 года, а значит у анонимных москвичей есть время занять место на рынке.

Проектирование нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) – это процесс создания проектно-сметных документов (ПСД). Проектная и сметная документация – это комплект: чертежи в графике и текстовая информация (пояснительные записки, технические указания, общие данные, спецификации, локальные сметы). ПСД описывает и отображает планируемое предприятие: архитектуру, конструктив, технологию производства и инженерные коммуникации.

Она предназначается для реализации объекта капитального строительства нефтеперерабатывающего завода или реконструкции существующего. На основании проектных решений и разработок демонстрируется и выявляется наилучший вариант будущего, планируемого завода. Натурной, фактической реализации строительства предприятия предшествует его строительство на бумажном носителе.

Проектирование нефтеперерабатывающего завода. Ключевые задачи

Задачи проектирования нефтехимических предприятий кратко формулируются таким образом: «Выполнить проектирование нефтеперерабатывающего завода по выпуску определенной марки или номенклатуры, с требуемым качеством, при оптимальных (минимальных) затратах на строительство с учётом требований по пожарной и промышленной безопасности и охраны труда».

Они содержатся в техническом задании от заказчика на проектирование НПЗ и включают:

Задачи по технологии:

• оптимизация технологических схем;
• выбор номенклатуры установок НПЗ;
• определение мощности процессов;
• основные технические и экономические показатели.

Задачи по экономике:

• определение мощности в натуральном выражении по выпуску сырья и вырабатываемой продукции;
• определение стоимости продукции;
• затраты на капитальное строительство или реконструкцию.

Задачи по организации производства:

• выбор и формирование функциональности производственных цехов и подразделений;
• разработка и логистика структуры управления;
• организация труда с учетом последних достижений передовых технологий, науки и техники.

Проектирование нефтехимических заводов ( НПЗ). Этапы и состав работ

Проектирование НПЗ – последовательное. Состоит из этапов:

• формирование основных задач и целей НПЗ;
• инвестиционный и экономический анализ будущего завода;
• выбор земельного участка, с учетом региональной специфики;
• создание эскизных вариантов НПЗ. Выбор и утверждение заказчиком оптимального варианта;
• получение технических условий от ресурсосодержащих организаций и муниципальных органов;
• создание проекта НПЗ в стадии «П». Получение заключения государственной экспертизы, экспертизы промышленной безопасности на проект – положительного;
• разработка разделов рабочего проекта НПЗ, которая включает генплан, транспорт, архитектуру, конструктив, технологию производства, отопление, вентиляцию и кондиционирование, водоснабжение и водоотведение; автоматику, электрику, газоснабжение, пожаротушение, общезаводское хозяйство, очистные сооружения, ИТМ, ГО и ЧС и другие необходимые и заданные в ТЗ разделы.

Краткое описание проекта:

Предлагаю Вашему вниманию ректификационную установку нового поколения для строительства мининефтеперерабатывающего завода МНПЗ по новой технологии переработки нефти (ноу–хау) разработанная, российской компанией НПП – Техно и успешно зарекомендовавшая себя как в России, так и за рубежом. Новая технология имеет ряд экономических и технических преимуществ по сравнению с традиционными технологиями. Переход с традиционной технологии на новую технологию ректификации можно сравнить с переходом от ламповых устройств на транзисторы. Ни одна традиционная ректификационная колонна не обладает таким привлекательным набором экономических и технологических свойств, которые присущи промышленным колоннам НПП – Техно в любой области ректификации. А полученные реальные промышленные результаты позволяют отнести технологию НПП – Техно к технологии именно XXI века.

Цель проекта – строительство МНПЗ для выпуска конкурентоспособного как по цене, так и по качеству топлива для потребителей. Это достигается за счет новой технологии (См. файл техническое описание).
Многие производители углеводородного топлива работают на устаревших установках (50-60 годов) и поэтому качество топлива низкое, а себестоимость высокая. Требования к качеству топлива (EURO – 4-5) обусловлены требованием сегодняшнего дня. Благодаря технологии нового поколения, экономически выгодно строительство мини НПЗ с ноля, модернизация и замена устаревших установок действующих НПЗ.

Логическое обоснование проекта – высокая рентабельность выпускаемой продукции – 45 – 50% для трубной нефти и 60 – 65 % для нефти с плотностью 0,793 г/см3 (см. файл расчеты); скорая окупаемость 2-2,5 года; стабильно высокое качество получаемых продуктов; высокая степень разделения при небольшой высоте колонны; выход дизельной фракции увеличивается на 5-20%; низкие энергозатраты (экономия энергии до 30%); уникальная применимость в вакуумных процессах; резкое снижение пожаро – и взрывоопасности; повышенная эксплуатационная надежность оборудования и устойчивость к образованию загрязнений; автоматизированная система управления (АСУТП). Благодаря новой технологии, нет необходимости в предварительной подготовке сырья и поэтому нет необходимости в использовании дополнительного оборудования. Что позволяет экономить средства на закупку дополнительного оборудования, экономить на площади для установки, и на эксплуатационные расходы (электроэнергия, вода, тепло и т.д.). Соответственно, себестоимость получаемых продуктов будет ниже.
Потребность в качественном углеводородном топливе в России ежегодно увеличивается на 20-25%.

Размер инвестиций – строительство МНПЗ мощностью 50 тыс. тонн в год с ноля – составляет приблизительно 5500 тыс. EURO (см. ниже основные статьи затрат) и плюс оборотные средства 250 – 300 тыс. EURO. Стоимость поставки установок НПУ-50 с повышенным выходом дизельной фракции и повышенным выходом светлых нефтепродуктов, «под ключ», в России: составляет 71 млн. руб.

В настоящий момент компания может поставлять два варианта нефтеперегонных установок:
1. Первый вариант, для получения трех основных продуктов с повышенным выходом дизельной фракции – прямогонного бензина, дизельное топливо (зимнее, летнее и арктика) и мазута.
2. Второй вариант, для получения четырех основных продуктов – прямогонного бензина, керосина, дизельного топлива и мазута.

Сроки строительства – 10-12 месяцев.

Срок окупаемости – 2-2,5 года
Если установить оборудование на готовой нефтебазе (купить нефтебазу или арендовать на длительный срок) то стоимость проекта, сроки строительства, срок окупаемости будут меньше.

Местоположение проекта – Учитывая то, что в европейской части России нет мини НПЗ по новой технологии (в основном построены в центральной и восточной части Урала и Сибири), целесообразно построить МНПЗ в Европейской части России – где находятся основные потребители продукции из углеводородного сырья. Учитывая высокие цены и низкое качество выпускаемой продукции устаревшими НПЗ, работающие по традиционным технологиям, продукция мини НПЗ по новой технологии будет конкурентно-способной как по цене, так и по качеству (хотя 50 тыс. тонн в год – капля ….).

Сырье – предпочтенье по нефти дал бы месторождениям юга России – Калмыкскому, Дагестанскому, Грозненскому, Ставропольскому, а также Сибирскому. Нефть с южных месторождений имеют низкую плотность (0,793 г/см3), т.е. легкая и поэтому выход светлых фракций – прямогонного бензина и дизтоплива – выше, а также низкое содержание серы и хлористых солей. Соответственно выход мазута меньше (стоимость мазута ниже цены нефти). Используя нефть с южных месторождений, рентабельность по сырью будет еще выше – более 60 – 65 %
См. тех. описание и расчет.
Предлагаю Вашему вниманию паспорт качества Калмыкской нефти, (см. файл).

Реализация готовой продукции – буклет, содержащий полную информацию для всей клиентской базы. Создание интернет сайта, рассылок уже на стадии осуществления проекта, реклама. Участие на независимой торговой площадки по нефтепродуктам России и СНГ (nge.ru), Московская товарная биржа (МТБ), международная товарно-сырьевая биржа в Санкт-Петербурге и т.д.

Дополнительно представляю Вашему вниманию данные, сравнение установки НПП-Техно с современными установками американской компании Петрофак, что еще раз подтверждает высокую рентабельность и коммерческую привлекательность установки от компании НПП-Техно ( См. файл).

Основные статьи затрат в EURO – при строительстве мини НПЗ на 50 тыс. тонн в год:

1. Проектирование НПЗ – 150 000
2. Стоимость установки первичной переработки нефти – 1 780 000
3. Товарно-сырьевой резервуарный парк
с системой трубопроводов и запорной арматурой – 1 650 000
4. Сливо-наливные автомобильные и железнодорожные эстакады – 300 000
5. Вспомогательные сооружения: здания, сооружения и дороги – 600 000
6. Система пожаротушения – 100 000
7. Энергетическое хозяйство – 140 000
8. Сооружения экологического назначения
(факельная система, азотная станция и т.д.). – 90 000
9. Земля под застройку 4 000 кв.м – 300 000
10. Зарплата – 120 000
11. Прочие расходы – 300 000
———————
Итого: 5 500 000

В настоящий момент в производственную программу входят следующие установки:
НПУ- 50 с вариантами годовой мощностью от 50 до 65 тысяч тонн в год.
НПУ-150 с вариантами годовой мощностью от 150 до 200 тысяч тонн в год
НПУ-300 с вариантами годовой мощностью от 300 до 400 тысяч тонн в год.

Готов представить Вашему вниманию дополнительную информацию:

1. Техническое описание новой технологии НПП-Техно – технологическую схему, анализ, технические характеристики, преимущество, описание технологии, особенности работы установки, материальный баланс установки и т.д.
2. Расчет рентабельности по сырью и заработной плате.
3. Сравнение установки НПП-Техно с современными установками американской компании Петрофак, что еще раз подтверждает высокую рентабельность и коммерческую привлекательность установки от компании НПП-Техно.

• 

За последние пять лет южнороссийский топливно-энергетический комплекс сформировал небывалый инвестпортфель, который на пике превышал 35 млрд долларов. За последние два года этот задел был скорректирован, но совсем не кардинально — в том числе благодаря присоединению Крыма

За последние несколько лет, согласно ежегодному исследованию крупнейших инвестпроектов, реализуемых в ЮФО, доля ТЭКа в инвестиционном портфеле добралась почти до 50%. Это много — вес следующей по значимости отрасли, которой является инженерно-транспортная инфраструктура, более чем вдвое меньше (подробнее см. «Эксперт ЮГ», № 39–42 за 2015 год). Но кризис, выраженный прежде всего падением цен на нефть и санкциями, сильно ударил по этим планам — по стоимости проектов, срокам их реализации и их общему количеству. В 2014 году у нас в базе насчитывалось 20 инвестпроектов в сфере нефтегаза, сегодня их уже 11. Однако общая стоимость проектов сократилась не настолько кардинально — по нашим оценкам, лишь на 23%.

Падение мировых цен на нефть марки Brent с января 2015 по январь 2016 года с 52 до 37 долларов за баррель и введение Западом санкций в отношении знаковых компаний топливно-энергетического комплекса привели к значительному сокращению доходов российских ВИНКов и сжатию как минимум на четверть их инвестпрограмм. Под запрет попали не только поставки оборудования для глубоководного бурения на континентальном шельфе, которое компании долгие годы импортировали, но и деятельность зарубежных сервисных операторов, обеспечивавших ВИНКи сервисными, буровыми и геологоразведочными работами.

Частично за минувший год удалось импортозаместить лишь незначительное оборудование, аналоги которого производились и в России. В первую очередь это некоторые виды насосов, компрессоры, трубы большого диаметра, морские буровые платформы и пр. Это продукция, которая во многом производится на предприятиях ЮФО, получивших дополнительный импульс к собственному развитию («Тагмет», «Волгограднефтемаш», Краснодарский компрессорный завод, астраханские судоверфи, «АЭМ-технологии» и пр.). Однако более сложное оборудование, к примеру, для реконструкции нефтегазоперерабатывающих предприятий, или мощные насосы, в России не производится. А с резким ростом курса доллара импорт подобных, даже не подпадающих под секторальные санкции комплектующих, влетит ВИНКам в копеечку.

В 2008 году доля инвестиционных инициатив в нефтегазовой сфере в нашей базе «реальных» южнороссийских проектов — то есть проектов, находящихся уже на определённой стадии реализации — составляла лишь 11%. Вклад инфраструктурного строительства, энергетики и даже туризма в портфель инвестиций был гораздо больше. Прошло три года — и эта доля увеличилась до более чем 30%, за это время было заявлено 12 проектов общей стоимостью свыше 30 млрд долларов. В этот период оформились и сильно выросли в масштабе проекты «ЛУКойла». К примеру, ранее фигурировали его планы строительства газохимического комплекса на ставропольском «Ставролене» за 5 млрд долларов и проект по добыче нефти и газа на месторождениях Северного Каспия на сумму 2,8 млрд долларов. А в 2011 году мы уже имели общий проект компании стоимостью 21,3 млрд долларов до 2040 года. Проект развивается, он и сегодня возглавляет список крупнейших отраслевых инициатив в регионе (см. таблицу). За этот же период инвестпрограмма «Роснефти» по Туапсинскому НПЗ выросла с 1,8 до 4 млрд долларов. Кардинально увеличились в масштабах тогда планы «Газпрома» — если в 2009 году речь шла о вложениях 105 млн долларов в разведку и добычу газа в Калмыкии, то в 2011-м уже — о расширении производства по переработке газового конденсата на Астраханском заводе стоимостью 1,3 млрд долларов. Уже по приведённым данным можно увидеть, что вертикально интегрированные нефтяные компании стали главными героями в формировании отраслевого инвестиционного портфеля в регионе. Наконец, у нас появился целый ряд проектов по реконструкции и строительству мини-НПЗ — Ильского, Новошахтинского, завода «Славянск-Эко», завода в Ахтубинском районе Астраханской области. К 2014 году мы насчитывали на Юге около 20 крупных многолетних инвестпроектов общей стоимостью 36,6 млрд долларов — и это был пик, за которым последовали существенные коррективы инвестиционных намерений. Сегодня мы можем говорить, что за последующие два года инвестпортфель отрасли на Юге сократился по количеству вдвое, а по объёму ожидаемых вложений — примерно до 28,2 млрд долларов, если считать по сегодняшнему курсу в 69 рублей за доллар. Падение смягчило появление в инвестпортфеле крупного проекта по освоению крымского шельфа, доставшегося России вместе с полуостровом весной 2014 года.

Причин для столь заметного наращивания вложений в отрасль было две. Главная — появление в конце нулевых техрегламента, который оговаривал существенное повышение минимальных требований к нефтепродуктам в ближайшие годы. В результате все основные структуры бросились модернизировать НПЗ. Потенциал этой темы будет скоро исчерпан — большинство компаний в стране стремились закончить программы модернизации к 2016 году или в 2016 году.

Вторая тема более масштабна — это освоение шельфовых месторождений, которые долгое время считались недостаточно привлекательными для добычи. На шельф до наступления второй волны кризиса успел выйти только «ЛУКойл» — он начал активные работы в 2011 году, и с наступлением кризиса, с падением цен на нефть никаких планов сворачивать не стал. Но на Юге имеются ещё и крупные нефтеносные районы в районе Туапсе (Туапсинский прогиб), побережья Азовского моря, а также букет месторождений, который относится к Причерноморско-Крымской нефтегазовой области. Второй игрок, который ведёт сегодня добычу на шельфе — крымское ГУП «Черноморнефтегаз» (ЧМНГ). Но большинство проектов, связанных с шельфами, так и не успели воплотиться в жизнь. Более всего сдерживала госкомпании необходимость вкладывать огромные деньги в геологоразведку. С целью минимизации этих расходов до определённого момента компании старались привлекать западных партнёров, которые были готовы брать на себя эти затраты в обмен на долю в проекте. Но после обострения отношений России с Западом большинство таких договорённостей было разорвано. В самом тяжёлом положении оказалась НК «Роснефть», которая вынуждена была заморозить инвестпроекты с зарубежным участием на шельфе Чёрного моря, поскольку после введения западных санкций приостановили своё участие в проектах по освоению шельфа итальянская Eni (на месторождении Вал Шатского неподалёку от Новороссийска) и американская ExxonMobil (Туапсинский прогиб). В результате шельфовая добывающая активность госхолдинга на юге России сегодня сведена к нулю.

На собственные ресурсы приходится рассчитывать перешедшему под управление правительства Республики Крым ЧМНГ — в результате юг России получил второй сегодня по масштабу инвестиций проект в нефтегазовой сфере. В 2014 году англо-голландская Royal Dutch Shell и румынская OMV отказались от участия в совместном с угодившим под санкции ЧМНГ проекте по разработке глубоководной Скифской площади на шельфе Крыма. Тем не менее, руководство компании изыскало ресурсы, и сегодня в одиночку пытается решить задачу освоения крымского шельфа. В конце прошлого года на Одесском газовом месторождении на шельфе Чёрного моря в ходе бурения скважины №13 специалистами компании был получен мощный приток углеводородов. По расчётам руководства ЧМНГ, это позволит уже в нынешнем году нарастить добычу на 7–10%.

Инвесторы в кризисный период предпочли завершать объекты, которые находятся в высокой степени готовности, заморозив ещё не начатые проекты. К первым относятся главным образом проекты добычи углеводородов в Прикаспийском регионе.

Проект разработки НК «ЛУКойл» крупнейшего на северном Каспии месторождения имени Владимира Филановского, возможно, останется крупнейшим инвестпроектом юга России в этом десятилетии. По информации вице-президента холдинга, начальника главного управления по геологии и разработке «ЛУКойла» Ильи Мандрика, в 2016–45 годах холдинг намерен вложить в этот амбициозный проект не менее 882 млрд рублей (почти 15 млрд долларов по нынешнему курсу). Столь капиталоёмкий проект должен легко окупиться, ибо даже по нынешним рыночным ценам на нефть в 38-40 долларов за «бочонок» при запасах месторождения по категориям С1+С2 в 153,1 млн тонн (1,14 млрд баррелей) «ЛУКойл» может выручить за них порядка 46 млрд долларов. К этому следует прибавить 32,2 млрд кубометров газа (2,2 млрд долларов при нынешней цене в 69,3 доллара за тысячу кубометров) и 40 млн тонн конденсата. Так что есть ради чего решиться на столь весомые траты.

Интересно, что проект запуска месторождения уже почти год (первоначально сдача намечалась на 2015 год) буксует по причинам, далёким от санкций и курса доллара.

В конце прошлого года глава «ЛУКойл-Нижневолжскнефти» Николай Ляшко написал письмо президенту Объединённой судостроительной компании Алексею Рахманову, в котором жёстко раскритиковал работу корпорации по достройке буровой платформы для месторождения имени Филановского на шельфе Каспия (астраханские судоверфи входят в сферу ОСК). А уже в марте 2016 года руководство «ЛУКойла» расторгло договор о строительстве платформы жилого модуля (ПМЖ) на месторождении имени Филановского с другой астраханской судоверфью, «Красные баррикады». В нефтехолдинге объяснили это неудовлетворительными темпами строительства объектов второй очереди обустройства месторождения. Достраивать ПЖМ-2 будет Каспийская гидротехническая компания, с которой уже заключён соответствующий контракт на постройку жилого модуля и ледостойкой стационарной платформы (ЛСП). Ранее «ЛУКойл» ожидал сдачи ЛСП осенью 2016 года. Теперь начало промышленной добычи на Филановском намечено на нынешний август. Получается, что нефтяникам сегодня куда больше проблем доставляют собственные судостроители, чем западные политики.

При этом к середине года «ЛУКойл» полностью завершит программу модернизации своих НПЗ. Холдинг станет первой российской нефтяной компанией, которая полностью реализует проект реконструкции своей нефтепереработки с переходом на выпуск топлива стандарта «Евро-5». В числе прочего речь идёт о завершении модернизации Волгоградского НПЗ с запуском установки гидрокрекинга, которая позволит полностью прекратить выпуск тёмных нефтепродуктов — вакуумного газойля и мазута, доля которых в структуре продукции ВНПЗ сегодня превышает 26%. Инвестиции «ЛУКойла» в этот проект превысили 150 млрд рублей. В итоге на заводе будет создан комплекс глубокой переработки нефти, который, по замыслу руководства нефтехолдинга, должен сделать его лучшим в России с глубиной переработки, близкой к 100%.

Ещё один долгоиграющий прикаспийский проект и регулярный участник рейтинга «Эксперт ЮГ» — разработка Левобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ), рассчитанная аж до 2222 года и предусматривающая развитие перерабатывающих мощностей Астраханского ГПЗ. По данным НИИ «Газпром ВНИИГАЗ», запасы АГКМ оцениваются в 2,5 трлн кубометров газа и 400 млн тонн конденсата. Разработку месторождения ведёт основной газодобывающий и перерабатывающий оператор региона ООО «Газпром добыча Астрахань» (входит в ПАО «Газпром»), мощности которого позволяют ежегодно добывать и перерабатывать до 12 млрд кубометров газа.

В ноябре прошлого года АГПЗ досрочно приступил к выпуску дизельного топлива стандарта «Евро-5» с содержанием серы не более 10 ppm (запрет на выпуск «Евро-4» правительство РФ наложило с 1 января 2016 года). А весной этого года компания затеяла длительный процесс реформирования. Его итогом должно стать разделение с 1 июля добывающих и перерабатывающих активов с переподчинением последних сургутскому ООО «Газпром переработка». Реформация накладывается на многолетнюю реструктуризацию АГПЗ, из-за чего в этом году объёмы переработки на предприятии, по утверждению его генерального директораСергея Михайленко, сохранятся на прошлогоднем уровне (10,2 млрд кубометров газа и 3,57 млн тонн конденсата), а в 2017 году — снизятся из-за ремонтных работ.

Руководство компании «Славянск-Эко» ещё в прошлом году предполагало ввести в эксплуатацию ещё одну установку переработки нефти, что позволило бы нарастить годовой объём переработки на 1,5 млн тонн и довести совокупные мощности до 3 млн тонн как малосернистой, так и смесей нефти Urals. Однако кризис внёс коррективы в планы инвесторов, которые отложили ввод установки в эксплуатацию на 2018 год.

Проект ООО «Успенский перерабатывающий комплекс» (УПК), предполагающий строительство комплекса по переработке нефти и нестандартных тёмных нефтепродуктов в Матвеево-Курганском районе Ростовской области, пока так и остаётся на бумаге. Собственники УПК находятся в поиске соинвесторов, предлагая различные варианты участия в проекте.

Непонятна пока судьба заявленного проекта строительства в Ахтубинском районе Астраханской области компанией ООО «Астрахань-Рефайнинг» мини-НПЗ по производству битума мощностью 300 тысяч тонн в год (инвестор — холдинг Astrakhan Oil Corp., подконтрольный бизнесменуЛеониду Орлову). По итогам проведения оценки проект был признан рентабельным, а его технический директор Эльдар Султан-Заде рассказывал, что завод будет перерабатывать сырьё с месторождений холдинга в Астраханской области и нефть из других регионов. Планируется производство до 100 тысяч тонн судового топлива, до 100 тысяч тонн битума и порядка 20 тысяч тонн нефтяных растворителей. Интересно, что ещё в 2014 году речь шла о мощности предприятия до 500 тысяч тонн в год. Но, судя по данным «СПАРК-Интерфакс», «Астрахань-Рефайнинг» за 2013-14 годы (более свежих данных нет) сдаёт нулевой баланс и показывает годовые убытки (8,675 млн рублей в 2014 году). Хотя от реализации проекта в «Астрахань-Рефайнинг» не отказываются, мы пока вычеркнули проект из своей таблицы.

За минувший год из рэнкинга выпал амбициозный проект группы инвесторов, возглавляемой бывшим заместителем экс-владельца НК «РуссНефть» Михаила Гуцериева Абукаром Бековым, по строительству в Тахтамукайском районе Адыгеи нефтеперерабатывающего завода мощностью 6 млн тонн в год. Несколько лет назад инвесторы выкупили участок в 558 гектаров и перевели его в земли промназначения. Общая стоимость проекта оценивалась в 2012 году в 2,7 млрд евро. Первая очередь НПЗ должна была вступить в строй уже в 2016 году. Однако дальше инженерных изысканий и предварительной договорённости с правительством республики дело не пошло. Глава Адыгеи Аслан Тхакушинов, выступая в конце марта 2016 года с отчётом о деятельности за прошлый год, даже не упомянул проект в числе основных инвестпроектов республики. Не был он выставлен и на прошлогоднем Международном инвестиционном форуме в Сочи.

В 2016 году должен завершиться очередной этап модернизации ООО «Афипский НПЗ» (входит в компанию «Нефтегазиндустрия»). Здесь будет введён в эксплуатацию комплекс по переработке мазута мощностью 3,36 млн тонн, включающий в себя вакуумный блок, висбрекинг и установку получения серы. По данным директора по производству компании Сергея Сюткина, сегодня АНПЗ перерабатывает 6 млн тонн нефти марки Siberian Lights. К 2018 году эта цифра должна возрасти в полтора раза за счёт ввода ещё одной установки ЭЛОУ АВТ-3, комплекса гидрокрекинга вакуумного газойля, установок гидроочистки дизтоплива, получения серы и водорода.

Второй этап модернизации должно завершить ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов» (НЗНП, входит в ООО «Юг Энерго», близкую к группе Сергея Кислова «Юг Руси»). Предполагалось, что ещё до конца 2015 года НЗНП должен был запустить третью по счёту установку электрообессоливания нефти, нарастив мощность переработки с 2,5 до 5 млн тонн в год и увеличив глубину переработки нефти с 74 до 94 процентов. Кроме того, завод наконец к 2019 году планирует получить доступ к трубопроводу «Транснефти», обеспечив себя сырьём. Сегодня нефть поставляется на завод по железной дороге.

Однако у надзорных ведомств есть своё мнение по этому вопросу. В середине марта глава Ростехнадзора Алексей Алёшин выступил с заявлением о том, что ряд нефтеперерабатывающих предприятий имеют проблемы с вводом в эксплуатацию установок вторичной переработки нефти. Среди таковых были названы как раз АНПЗ и НЗНП. Согласно данным на официальном сайте надзорного ведомства, по итогам внеплановой выездной проверки Ростехнадзором новошахтинского завода его руководству даже выписан крупный штраф за 39 нарушений, материалы административных дел в отношении юридических лиц направлены в судебные органы для принятия решения об административной приостановке деятельности сроком до 90 суток, а в отношении генерального директора НЗНП материалы административных дел направлены в судебные органы для принятия решения о его дисквалификации. Претензии Ростехнадзора к НЗНП возникают периодически, но ранее руководству предприятия удавалось находить общий язык с ведомством и своевременно устранять недостатки.

Зато нет претензий у надзорной структуры к другому мини-НПЗ, находящемуся в Краснодарском крае. Руководство ООО «Ильский НПЗ» (входит в инвестиционно-инжиниринговый холдинг «КНГК-Групп») согласовало новую программу развития предприятия с ФАС, Росстандартом и Ростехнадзором. Программа предусматривает до 2022 года наращивание мощности переработки завода с 3 до 6 млн тонн малосернистой нефти в год и увеличение её глубины с 70 до 95%. Это позволит ИНПЗ перейти от выпуска тёмных нефтепродуктов к производству светлых с выпуском автобензина и дизельного топлива, соответствующего стандарту «Евро-5».

Таким образом, в ближайшем будущем стоит ожидать реальной инвестиционной активности тех компаний, которые продлили сроки модернизации своих НПЗ, а также двух компаний, реализующих крупные проекты на шельфах. Основные объёмы от общих 28,3 млрд долларов будут вложены в срок до 2022 года, то есть фактически в ближайшую пятилетку.

Поделиться ссылкой: