Сколько мини нпз в казахстане

Проблема качества моторного топлива уже многие годы не решается в Казахстане. Сам то я не автолюбитель. Автомобиля собственного с 25-ти лет нет. Но, не об этом речь пойдет в посте, а о причинах низкого качества бензина.

Рассмотрим проблему по этапам доставки бензина конечным потребителям:

Их всего три: – Атырауский нефтеперерабатывающий завод (далее АНПЗ), Павлодарский нефтехимический завод (далее ПНХЗ) и ПетроКазахстанОйлПродактс (далее ПКОП). Кроме них в Казахстане еще около 32 мини НПЗ. Но вся продукция мини НПЗ является полуфабрикатами (сырьем) и уходит на дальнейшую переработку. Поэтому существующие мини НПЗ никаким образом не влияют на рынок топлива моторного.

Для нашего исследования возьмем производство бензина за последние 10 лет: 2003-2012 гг (рис.1).

Рисунок 1 Производство бензина (в том числе авиационный) за 2003-2012 годы, тыс. тонн

Как показывает рисунок 1 динамика роста производства бензина не впечатляет: 2003 год — 1 841,4 тыс. тонн, в 2007 году — 2 633,3 тыс. тонн, в 2012 году 2 874 тыс. тонн. В 2006, 2008 и 2011 году даже наблюдается падение объемов производства бензина в стране.

– поломки устаревшего оборудования или ремонт (текущий, капительный). Действительно все НПЗ построены еще в советское время;

Причины, можно сказать, уважительные. И все было бы нормально, если бы казахстанцы не покупали автомобили, наша экономика оставалась на уровне 2003 года. Но ведь экономика страны то развивается, количество автомобилей (не только легковых, но и грузовых, спецтехники) растет. Поэтому закономерен дефицит. По некоторым данным 30% ГСМ импортируется из России и других зарубежных стран. Некоторое представление уровня дефицита дают следующие цифры: прирост ВВП РК за 10 лет составил 527%, а прирост производства бензина — около 57%. Даже если брать во внимание, что ВВП обеспечен экспортом природных ресурсов, все равно за 10 лет количество автомобилей в Казахстане увеличилось раза в три. То есть дефицит покрывается за счет либо подпольного производства бензина, либо его контрабанды, либо и того и другого вместе взятых.

Далее отметим, что производство нефтепродуктов в Казахстане характеризуется следующим:

– АНПЗ и ПНХЗ принадлежит АО «КазМунайГаз» (ФНБ «Самрук-Казына»). В ПКОП, по моему, АО «КазМунайГаз» имеет ключевую долю в уставном капитале. То есть производство бензина практически на 100% контролирует государство.

– 50% сырья поставляемые на казахстанские НПЗ идет из сибирских месторождений нефти, то есть принадлежит Российской Федерации. При этом Россия не заключает долгосрочных контрактов поставок нефти на казахстанские НПЗ. И правильно делает — это ведь сильнейший козырь в ее политической игре.

– в сентябре 2012 года стартовало строительство комплекса глубокой переработки нефти в АНПЗ. Для этого был взят займ в 1,1 млрд. долларов США у Экспортно-импортного банка Китая, 252 млн. долларов у Банка Развития Казахстана. Не понятна ситуация — на сколько будет увеличено производство бензина.

Таким образом, в сфере производства бензина мы видим явные проблемы с объемами производства, с поставками сырья на два НПЗ и с запоздалыми проектами по строительству дополнительных мощностей. Все это создает высокую зависимость от внешних поставщиков нефти и топлива моторного. В то же время государственная монополия рынка не дает возможности частного инвестирования в данную отрасль.

2. Некоторые оптовики, на рынке нефтепродуктов, закреплены за нефтезаводами. Другие работают самостоятельно. Какой то определенной информации я не нашел.

По последним данным в Казахстане насчитывается примерно 4 300 АЗС, в 2000 году их насчитывалось более 5000.

В 2005-2006 количество начало сокращаться, это связано было с запретом использования контейнерных и передвижных заправок в населенных пунктах и укрупнение сетей АЗС под основными брендами (Гелиос, КазМунайГаз, Sinooil). Последние два года идет небольшой рост количества заправок. Основными тенденциями данного рынка в Казахстане, можно назвать:

1. Продажа одиночной АЗС или небольшой сети крупному игроку на рынке и их дальнейшее ребрендирование;

Одиночные АЗС или небольшие сети не могут «честно» выжить в сложившейся ситуации:

– с одной стороны государство с 2009 года ввело регулирование розничных цен на бензин марок Аи-80, Аи-92, Аи-93 и дизельное топливо (летнее и межсезонное). Заметьте, регулирование касается только розничных цен;

– с другой стороны монополист (АО «КазМунайГаз») производства топлива моторного диктует оптовые цены.

1. Если одиночное АЗС, мелкая сеть АЗС не будет добавлять присадки в топливо, то оно просто разорится. Возможно, эта проблема касается и других крупных сетей АЗС за исключением сети АЗС самого АО «КазМунайГаз» (около 280 АЗС и 37 нефтебаз). Для сравнения у «Гелиос» — 250 АЗС и 14 нефтебаз, у «Royal Petrol» около 36 АЗС. Можно было бы покопаться кому именно принадлежат крупные сети АЗС, но это не важно, в любом случае большая часть их них, так или иначе, зависят от поставок АО «КазМунайГаз».

Если провести опрос, предполагаю многие владельцы авто предпочитают заправляться в сети АЗС КазМунайГаз. Потому что там качество хорошее, потому что они сами себе его производят, сами себе продают, и у них нет необходимости его «разводить».

2. С помощью государственных проверок можно было бы позакрывать все АЗС, которые реализуют некачественный бензин. Но и здесь нефтяное лобби поработало. На сегодня, Комитет по техническому регулированию и метрологии Министерства индустрии и новых технологий РК (далее Госстандарт) имеет право проводить проверки:

Даже если им каким то чудом удалось выявить нарушения по качеству бензина, то в законе не прописано что дальше делать некачественным моторным топливом. Я так понял, оно может быть отправлено на реализацию в другие АЗС… или даже остаться на прежней.

Итак, вроде рассмотрели сложившуюся ситуацию и логичны два направления, которые повысят качество бензина в розничных сетях при сохранении низких цен:

– увеличение производства нефтепродуктов за счет строительства мини НПЗ глубокой переработки нефти. С объемом производства 500 тыс. тонн нефтепродуктов в год, для покрытия дефицита необходимо строительство 10 мини НПЗ. Стоимость одного мини НПЗ глубокой переработки нефти — 30 млн. долларов, 10-ти — 300 млн. долларов. Даже если построить 20 мини НПЗ — расходы составят 600 млн. долларов — это в два раза меньше чем строительство комплекса глубокой очистки нефти в АНПЗ. Проектные сроки строительства одного мини НПЗ — 18-24 месяца. Инвесторами мини НПЗ могут стать казахстанские крупные предприятия, те предприятия которые используют нефтепродукты в своем производственном процессе. Ну например, почему бы Air Astana не инвестировать 30-60 млн. долларов в строительство собственного мини НПЗ? Но здесь нужны гарантии государства, что монополист нефтяной трубы даст к ней доступ, что в первые 10-20 лет инвесторы мини НПЗ будут защищены от рейдерства и пр..

– Комитет по техническому регулированию и метрологии Министерства индустрии и новых технологий РК надо наделить более серьезными полномочиями — вплоть до отзыва лицензии АЗС при выявлении некачественного бензина. Надо организовать контроль качества бензина на всех этапах: производство, транспортировка, хранение, реализация. Тут нужна реальная сила, чтобы преодолеть лобби в законодательной ветви власти. Это как запретить реализацию табака в Казахстане — практически не возможно. На первый взгляд, монополистам лидирующей сети АЗС выгодно пролоббировать ужесточение контроля. Но тогда все конкуренты резко уйдут с рынка и в игру включится Антимонопольный комитет. Поэтому такая игра в «честное конкурентное преимущество» выгодна и политика монополиста в ближайшее время не изменится.

Таким образом, мы видим что ситуация очень и очень сложная, практически неразрешимая. Вероятнее всего казахстанским владельцам автомобилей еще лет 20-ть придется заливать Аи50, оплачивая Аи92. Еще лет 20-ть автовладельцы, скрепя зубами, будут отвозить на ремонт свои автомобили. Теперь, хоть знать будете кто виноват в этой ситуации.

PS: кстати, проблема то касается всех, ведь 20-30% себестоимости товара складывается из транспортных расходов

Http://studwood. ru/1729282/tovarovedenie/prichiny_nizkogo_kachestva_benzina_v_kazahstane

Проблема качества моторного топлива уже многие годы не решается в Казахстане. Сам то я не автолюбитель. Автомобиля собственного с 25-ти лет нет. Но, не об этом речь пойдет в посте, а о причинах низкого качества бензина.

Рассмотрим проблему по этапам доставки бензина конечным потребителям:

Их всего три: – Атырауский нефтеперерабатывающий завод (далее АНПЗ), Павлодарский нефтехимический завод (далее ПНХЗ) и ПетроКазахстанОйлПродактс (далее ПКОП). Кроме них в Казахстане еще около 32 мини НПЗ. Но вся продукция мини НПЗ является полуфабрикатами (сырьем) и уходит на дальнейшую переработку. Поэтому существующие мини НПЗ никаким образом не влияют на рынок топлива моторного.

Для нашего исследования возьмем производство бензина за последние 10 лет: 2003-2012 гг

Динамика роста производства бензина не впечатляет: 2003 год – 1 841,4 тыс. тонн, в 2007 году – 2 633,3 тыс. тонн, в 2012 году 2 874 тыс. тонн. В 2006, 2008 и 2011 году даже наблюдается падение объемов производства бензина в стране.

– поломки устаревшего оборудования или ремонт (текущий, капительный). Действительно все НПЗ построены еще в советское время;

Причины, можно сказать, уважительные. И все было бы нормально, если бы казахстанцы не покупали автомобили, наша экономика оставалась на уровне 2003 года. Но ведь экономика страны то развивается, количество автомобилей (не только легковых, но и грузовых, спецтехники) растет. Поэтому закономерен дефицит. По некоторым данным 30% ГСМ импортируется из России и других зарубежных стран. Некоторое представление уровня дефицита дают следующие цифры: прирост ВВП РК за 10 лет составил 527%, а прирост производства бензина – около 57%. Даже если брать во внимание, что ВВП обеспечен экспортом природных ресурсов, все равно за 10 лет количество автомобилей в Казахстане увеличилось раза в три. То есть дефицит покрывается за счет либо подпольного производства бензина, либо его контрабанды, либо и того и другого вместе взятых.

Далее отметим, что производство нефтепродуктов в Казахстане характеризуется следующим:

– АНПЗ и ПНХЗ принадлежит АО “КазМунайГаз” (ФНБ “Самрук-Казына”). В ПКОП, по моему, АО “КазМунайГаз” имеет ключевую долю в уставном капитале. То есть производство бензина практически на 100% контролирует государство.

– 50% сырья поставляемые на казахстанские НПЗ идет из сибирских месторождений нефти, то есть принадлежит Российской Федерации. При этом Россия не заключает долгосрочных контрактов поставок нефти на казахстанские НПЗ. И правильно делает – это ведь сильнейший козырь в ее политической игре.

– в сентябре 2012 года стартовало строительство комплекса глубокой переработки нефти в АНПЗ. Для этого был взят займ в 1,1 млрд. долларов США у Экспортно-импортного банка Китая, 252 млн. долларов у Банка Развития Казахстана. Не понятна ситуация – на сколько будет увеличено производство бензина.

Таким образом, в сфере производства бензина мы видим явные проблемы с объемами производства, с поставками сырья на два НПЗ и с запоздалыми проектами по строительству дополнительных мощностей. Все это создает высокую зависимость от внешних поставщиков нефти и топлива моторного. В то же время государственная монополия рынка не дает возможности частного инвестирования в данную отрасль.

2. Некоторые оптовики, на рынке нефтепродуктов, закреплены за нефтезаводами. Другие работают самостоятельно. Какой то определенной информации я не нашел. Оптовики реализуют топливо розничной сети АЗС и корпоративным клиентам (сельскохозяйственные и промышленные предприятия). Они также импортируют топливо.

По последним данным в Казахстане насчитывается примерно 4 300 АЗС, в 2000 году их насчитывалось более 5000.

В 2005-2006 количество начало сокращаться, это связано было с запретом использования контейнерных и передвижных заправок в населенных пунктах и укрупнение сетей АЗС под основными брендами (Гелиос, КазМунайГаз, Sinooil). Последние два года идет небольшой рост количества заправок. Основными тенденциями данного рынка в Казахстане, можно назвать:

1. Продажа одиночной АЗС или небольшой сети крупному игроку на рынке и их дальнейшее ребрендирование;

Одиночные АЗС или небольшие сети не могут “честно” выжить в сложившейся ситуации:

– с одной стороны государство с 2009 года ввело регулирование розничных цен на бензин марок Аи-80, Аи-92, Аи-93 и дизельное топливо (летнее и межсезонное). Заметьте, регулирование касается только розничных цен;

– с другой стороны монополист (АО “КазМунайГаз”) производства топлива моторного диктует оптовые цены.

1. Если одиночное АЗС, мелкая сеть АЗС не будет добавлять присадки в топливо, то оно просто разорится. Возможно, эта проблема касается и других крупных сетей АЗС за исключением сети АЗС самого АО “КазМунайГаз” (около 280 АЗС и 37 нефтебаз). Для сравнения у “Гелиос” – 250 АЗС и 14 нефтебаз, у “Royal Petrol” около 36 АЗС. Можно было бы покопаться кому именно принадлежат крупные сети АЗС, но это не важно, в любом случае большая часть их них, так или иначе, зависят от поставок АО “КазМунайГаз”.

Если провести опрос, предполагаю многие владельцы авто предпочитают заправляться в сети АЗС КазМунайГаз. Потому что там качество хорошее, потому что они сами себе его производят, сами себе продают, и у них нет необходимости его “разводить”.

2. С помощью государственных проверок можно было бы позакрывать все АЗС, которые реализуют некачественный бензин. Но и здесь нефтяное лобби поработало. На сегодня, Комитет по техническому регулированию и метрологии Министерства индустрии и новых технологий РК (далее Госстандарт) имеет право проводить проверки:

Даже если им каким то чудом удалось выявить нарушения по качеству бензина, то в законе не прописано что дальше делать некачественным моторным топливом. Я так понял, оно может быть отправлено на реализацию в другие АЗС. или даже остаться на прежней.

Итак, вроде рассмотрели сложившуюся ситуацию и логичны два направления, которые повысят качество бензина в розничных сетях при сохранении низких цен:

– увеличение производства нефтепродуктов за счет строительства мини НПЗ глубокой переработки нефти. С объемом производства 500 тыс. тонн нефтепродуктов в год, для покрытия дефицита необходимо строительство 10 мини НПЗ. Стоимость одного мини НПЗ глубокой переработки нефти – 30 млн. долларов, 10-ти – 300 млн. долларов. Даже если построить 20 мини НПЗ – расходы составят 600 млн. долларов – это в два раза меньше чем строительство комплекса глубокой очистки нефти в АНПЗ. Проектные сроки строительства одного мини НПЗ – 18-24 месяца. Инвесторами мини НПЗ могут стать казахстанские крупные предприятия, те предприятия которые используют нефтепродукты в своем производственном процессе. Ну например, почему бы Air Astana не инвестировать 30-60 млн. долларов в строительство собственного мини НПЗ? Но здесь нужны гарантии государства, что монополист нефтяной трубы даст к ней доступ, что в первые 10-20 лет инвесторы мини НПЗ будут защищены от рейдерства и пр..

– Комитет по техническому регулированию и метрологии Министерства индустрии и новых технологий РК надо наделить более серьезными полномочиями – вплоть до отзыва лицензии АЗС при выявлении некачественного бензина. Надо организовать контроль качества бензина на всех этапах: производство, транспортировка, хранение, реализация. Тут нужна реальная сила, чтобы преодолеть лобби в законодательной ветви власти. Это как запретить реализацию табака в Казахстане – практически не возможно. На первый взгляд, монополистам лидирующей сети АЗС выгодно пролоббировать ужесточение контроля. Но тогда все конкуренты резко уйдут с рынка и в игру включится Антимонопольный комитет. Поэтому такая игра в “честное конкурентное преимущество” выгодна и политика монополиста в ближайшее время не изменится.

Таким образом, мы видим что ситуация очень и очень сложная, практически неразрешимая. Вероятнее всего казахстанским владельцам автомобилей еще лет 20-ть придется заливать Аи50, оплачивая Аи92. Еще лет 20-ть автовладельцы, скрепя зубами, будут отвозить на ремонт свои автомобили. Теперь, хоть знать будете кто виноват в этой ситуации. )))

Http://kazbei. org/themes/209-vadecam-avtomobiey-o-kachestve-benzina. html? lang=ru

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Проблема качества моторного топлива уже многие годы не решается в Казахстане. Сам то я не автолюбитель. Автомобиля собственного с 25-ти лет нет. Но, не об этом речь пойдет в посте, а о причинах низкого качества бензина.

Рассмотрим проблему по этапам доставки бензина конечным потребителям:

Их всего три: – Атырауский нефтеперерабатывающий завод (далее АНПЗ), Павлодарский нефтехимический завод (далее ПНХЗ) и ПетроКазахстанОйлПродактс (далее ПКОП). Кроме них в Казахстане еще около 32 мини НПЗ. Но вся продукция мини НПЗ является полуфабрикатами (сырьем) и уходит на дальнейшую переработку. Поэтому существующие мини НПЗ никаким образом не влияют на рынок топлива моторного.

Для нашего исследования возьмем производство бензина за последние 10 лет: 2003-2012 гг (рис.1).

Рисунок 1 Производство бензина (в том числе авиационный) за 2003-2012 годы, тыс. тонн

Как показывает рисунок 1 динамика роста производства бензина не впечатляет: 2003 год — 1 841,4 тыс. тонн, в 2007 году — 2 633,3 тыс. тонн, в 2012 году 2 874 тыс. тонн. В 2006, 2008 и 2011 году даже наблюдается падение объемов производства бензина в стране.

– поломки устаревшего оборудования или ремонт (текущий, капительный). Действительно все НПЗ построены еще в советское время;

Причины, можно сказать, уважительные. И все было бы нормально, если бы казахстанцы не покупали автомобили, наша экономика оставалась на уровне 2003 года. Но ведь экономика страны то развивается, количество автомобилей (не только легковых, но и грузовых, спецтехники) растет. Поэтому закономерен дефицит. По некоторым данным 30% ГСМ импортируется из России и других зарубежных стран. Некоторое представление уровня дефицита дают следующие цифры: прирост ВВП РК за 10 лет составил 527%, а прирост производства бензина — около 57%. Даже если брать во внимание, что ВВП обеспечен экспортом природных ресурсов, все равно за 10 лет количество автомобилей в Казахстане увеличилось раза в три. То есть дефицит покрывается за счет либо подпольного производства бензина, либо его контрабанды, либо и того и другого вместе взятых.

Далее отметим, что производство нефтепродуктов в Казахстане характеризуется следующим:

– АНПЗ и ПНХЗ принадлежит АО «КазМунайГаз» (ФНБ «Самрук-Казына»). В ПКОП, по моему, АО «КазМунайГаз» имеет ключевую долю в уставном капитале. То есть производство бензина практически на 100% контролирует государство.

– 50% сырья поставляемые на казахстанские НПЗ идет из сибирских месторождений нефти, то есть принадлежит Российской Федерации. При этом Россия не заключает долгосрочных контрактов поставок нефти на казахстанские НПЗ. И правильно делает — это ведь сильнейший козырь в ее политической игре.

– в сентябре 2012 года стартовало строительство комплекса глубокой переработки нефти в АНПЗ. Для этого был взят займ в 1,1 млрд. долларов США у Экспортно-импортного банка Китая, 252 млн. долларов у Банка Развития Казахстана. Не понятна ситуация — на сколько будет увеличено производство бензина.

Таким образом, в сфере производства бензина мы видим явные проблемы с объемами производства, с поставками сырья на два НПЗ и с запоздалыми проектами по строительству дополнительных мощностей. Все это создает высокую зависимость от внешних поставщиков нефти и топлива моторного. В то же время государственная монополия рынка не дает возможности частного инвестирования в данную отрасль.

2. Некоторые оптовики, на рынке нефтепродуктов, закреплены за нефтезаводами. Другие работают самостоятельно. Какой то определенной информации я не нашел.

По последним данным в Казахстане насчитывается примерно 4 300 АЗС, в 2000 году их насчитывалось более 5000.

В 2005-2006 количество начало сокращаться, это связано было с запретом использования контейнерных и передвижных заправок в населенных пунктах и укрупнение сетей АЗС под основными брендами (Гелиос, КазМунайГаз, Sinooil). Последние два года идет небольшой рост количества заправок. Основными тенденциями данного рынка в Казахстане, можно назвать:

1. Продажа одиночной АЗС или небольшой сети крупному игроку на рынке и их дальнейшее ребрендирование;

Одиночные АЗС или небольшие сети не могут «честно» выжить в сложившейся ситуации:

– с одной стороны государство с 2009 года ввело регулирование розничных цен на бензин марок Аи-80, Аи-92, Аи-93 и дизельное топливо (летнее и межсезонное). Заметьте, регулирование касается только розничных цен;

– с другой стороны монополист (АО «КазМунайГаз») производства топлива моторного диктует оптовые цены.

1. Если одиночное АЗС, мелкая сеть АЗС не будет добавлять присадки в топливо, то оно просто разорится. Возможно, эта проблема касается и других крупных сетей АЗС за исключением сети АЗС самого АО «КазМунайГаз» (около 280 АЗС и 37 нефтебаз). Для сравнения у «Гелиос» — 250 АЗС и 14 нефтебаз, у «Royal Petrol» около 36 АЗС. Можно было бы покопаться кому именно принадлежат крупные сети АЗС, но это не важно, в любом случае большая часть их них, так или иначе, зависят от поставок АО «КазМунайГаз».

Если провести опрос, предполагаю многие владельцы авто предпочитают заправляться в сети АЗС КазМунайГаз. Потому что там качество хорошее, потому что они сами себе его производят, сами себе продают, и у них нет необходимости его «разводить».

2. С помощью государственных проверок можно было бы позакрывать все АЗС, которые реализуют некачественный бензин. Но и здесь нефтяное лобби поработало. На сегодня, Комитет по техническому регулированию и метрологии Министерства индустрии и новых технологий РК (далее Госстандарт) имеет право проводить проверки:

Даже если им каким то чудом удалось выявить нарушения по качеству бензина, то в законе не прописано что дальше делать некачественным моторным топливом. Я так понял, оно может быть отправлено на реализацию в другие АЗС… или даже остаться на прежней.

Итак, вроде рассмотрели сложившуюся ситуацию и логичны два направления, которые повысят качество бензина в розничных сетях при сохранении низких цен:

– увеличение производства нефтепродуктов за счет строительства мини НПЗ глубокой переработки нефти. С объемом производства 500 тыс. тонн нефтепродуктов в год, для покрытия дефицита необходимо строительство 10 мини НПЗ. Стоимость одного мини НПЗ глубокой переработки нефти — 30 млн. долларов, 10-ти — 300 млн. долларов. Даже если построить 20 мини НПЗ — расходы составят 600 млн. долларов — это в два раза меньше чем строительство комплекса глубокой очистки нефти в АНПЗ. Проектные сроки строительства одного мини НПЗ — 18-24 месяца. Инвесторами мини НПЗ могут стать казахстанские крупные предприятия, те предприятия которые используют нефтепродукты в своем производственном процессе. Ну например, почему бы Air Astana не инвестировать 30-60 млн. долларов в строительство собственного мини НПЗ? Но здесь нужны гарантии государства, что монополист нефтяной трубы даст к ней доступ, что в первые 10-20 лет инвесторы мини НПЗ будут защищены от рейдерства и пр..

– Комитет по техническому регулированию и метрологии Министерства индустрии и новых технологий РК надо наделить более серьезными полномочиями — вплоть до отзыва лицензии АЗС при выявлении некачественного бензина. Надо организовать контроль качества бензина на всех этапах: производство, транспортировка, хранение, реализация. Тут нужна реальная сила, чтобы преодолеть лобби в законодательной ветви власти. Это как запретить реализацию табака в Казахстане — практически не возможно. На первый взгляд, монополистам лидирующей сети АЗС выгодно пролоббировать ужесточение контроля. Но тогда все конкуренты резко уйдут с рынка и в игру включится Антимонопольный комитет. Поэтому такая игра в «честное конкурентное преимущество» выгодна и политика монополиста в ближайшее время не изменится.

Таким образом, мы видим что ситуация очень и очень сложная, практически неразрешимая. Вероятнее всего казахстанским владельцам автомобилей еще лет 20-ть придется заливать Аи50, оплачивая Аи92. Еще лет 20-ть автовладельцы, скрепя зубами, будут отвозить на ремонт свои автомобили. Теперь, хоть знать будете кто виноват в этой ситуации.

PS: кстати, проблема то касается всех, ведь 20-30% себестоимости товара складывается из транспортных расходов

Http://revolution. allbest. ru/manufacture/00543059_0.html

Более чем в 5,5 раза сократилось производство бензина на мини-НПЗ после запрета выпуска топлива классов ниже К4. Об этом LS сообщили в министерстве энергетики.

В ведомстве отметили, что если в декабре 2017 года 26 действующим мини-заводам удалось выпустить 12,3 тыс. бензина, то в январе этого года с них было получено 2,2 тыс. тонн этого вида топлива. С трех крупных НПЗ в этом же месяце было получено 284,9 тыс. тонн, что на 11,1% больше показателей декабря 2017 года (256,5 тыс. тонн). При этом если в прошлом году бензин выпускали пять мини-НПЗ, то в этом году их количество сократилось до двух – “Конденсат” (Западно-Казахстанская область), который выпускает топливо класса К5, и Кызылординский малотоннажный НПЗ.

Всего в 2017 году мини-НПЗ выпустили 106,3 тыс. тонн бензина. Крупные НПЗ в свою очередь выработали 3 млн тонн.

Производство дизельного топлива также уменьшилось почти в четыре раза до 5,3 тыс. тонн (по сравнению с 20,2 тыс. тонн месяцем ранее). При этом три крупных НПЗ в январе 2018 года произвели 333,6 тыс. тонн (289,3 тыс. тонн в декабре 2017 года). Всего в 2017 году мини-НПЗ произвели 114,4 тыс. тонн дизеля, в то время как на крупные НПЗ пришлось 3,99 млн тонн.

Между тем, согласно данным Минэнерго, только два предприятия соответствуют новым условиям производства: “НД Астана” выпускает дизтопливо класса К4, а “Конденсат” способен производить топливо класса К5.

В то же время объем переработки нефти снизился на 10,3% с 49,4 тыс. тонн в декабре 2017 года до 44,3 тыс. тонн. В целом объем переработки нефти составил 14,8 млн тонн.

Отметим, что сжиженный газ производится на 12 заводах страны. Объем сжиженного газа в 2017 году в целом составил 2,9 млн тонн. В январе 2018 года производство выросло на 3,7% с 254,1 тыс. тонн до 263,4 тыс. тонн. Наибольшая доля переработки приходится на “ТенгизШеврОйл” – 122,8 тыс. тонн в январе 2018 года (1,4 млн тонн в 2017 году). На втором месте – Жанажольский газоперерабатывающий завод – 55,1 тыс. тонн (632 тыс. тонн в 2017 году). Павлодарский нефтехимический завод занимает третье место – 29,2 тыс. тонн (256 тыс. тонн в 2017 году).

Что касается отгрузки казахстанского топлива по регионам, наибольшим потребителем бензина в январе 2018 года стал Алматы – 59,9 тыс. тонн. В тройку потребителей также вошли Алматинская область и Астана. На самовывоз пришлось 16,7 тыс. тонн. Экспорт бензина запрещен.

Крупнейшим потребителем отечественного авиакеросина также оказался Алматы. А наибольшее потребление дизтовлива приходится на Павлодарскую область. Тем временем большая часть сжиженного природного газа приходится на экспорт, которая более чем в 10 раз превышает потребление любого другого региона.

Напомним, ранее LS сообщал, что 1 января 2018 года Казахстан перешел на выпуск и продажу бензина и дизельного топлива классов К4 и К5. Выпуск топлива классами ниже запрещен. Между тем, в 2017 году после годового простоя были возобновлены производства на малых НПЗ. В апреле 2016 года Законом “О регулировании оборота нефтепродуктов” был введен запрет заводам мощностью менее 800 тыс. тонн год продавать так называемые “продукты переработки”, перечень которых был утвержден соответствующим приказом Минэнерго летом 2016 года.

Http://www. lsm. kz/vypusk-topliva-na-mini-npz-znachitel-no-snizilsya-v-kazahstane

Все страны Каспийского региона обладают значительными запасами нефти, однако в последние годы именно казахстанская нефть и маршруты ей поставок на внешние рынки являются главными катализаторами геополитического соперничества на Каспии. В связи с этим, читателям нашего портала, наверняка, будет интересен аналитический материал о состоянии нефтегазовой отрасли промышленности Казахстана, подготовленный порталом Neftegaz. RU:

Будущее Казахстана как нефтедобывающей страны зависит от развития и расширения 3 х его крупнейших проектов: Карачаганака, Кашагана и Тенгиза.

Об этом 10 мая 2017 г сообщает Управление энергетической информации Минэнерго США (EIA).

Тенгиз и Карачаганак составили 50% (Тенгиз 35%, Карачаганак 15%) добычи страны в 2016 г.

Когда добыча на Кашагане (которая началась в октябре 2016 г) выйдет на полку, совокупный объем производства всех 3 х проектов составит не менее 60% общего объема добычи в Казахстане.

Казахстан после России обладает 2 ми по величине запасами нефти и 2 й по величине нефтедобычей среди бывших республик СССР.

Доказанные запасы сырой нефти на 1 января 2017 г составляют 30 млрд баррелей ( 4,09 млрд т)

Общий объем добычи нефти в стране в 2016 г планировался на уровне 1,698 млн барр / сутки ( о,232 млн т/сутки) или около 620 млн барр/год ( 84,5 млн т/год).

Для продолжения роста добычи жидких углеводородов, кроме вышеуказанных месторождений, нужно развивать дополнительные экспортные мощности.

С 1911 г добыча в Казахстане не увеличилось до значимого уровня до 1970 х гг, когда полка добычи поднялась на уровень почти 0,5 млн барр / сутки (ок 70 тыс т/сутки).

С середины 1990 х гг с помощью мировых нефтяных мейджоров в 2003 г объем добычи в Казахстане превысил 1 млн барр / сутки.

В 2016 г случилось 2 важных этапа в развитии казахстанского нефтегаза:

— в октябре гигантское месторождение Кашаган возобновило добычу после нескольких лет задержек. Ожидается, что Кашаган даст 0,37 млн барр / сутки (более 50 тыс т/сутки) на полке,

— в июле 2016 г консорциум Тенгизшевройл принял решение о продолжении планов расширения, которые должны увеличить добычу нефти в проекте Тенгиз примерно на 0,26 млн барр / сутки, начиная с 2022 г.

Казахстан не имеет выхода к морю и находится далеко от международных нефтяных рынков.

Отсутствие доступа к открытому океану заставляет страну зависеть от магистральных нефтепроводов (МНП) и магистральных газопроводов (МГП) для транспортировки своей нефти и газа на мировые рынки. Казахстан также является транзитной страной для экспорта нефти и природного газа в Китай.

В 2014 г Казахстан потреблял 2,66 квадрлн британских тепловых единиц (Btu) или около 780 млрд кВт*час электроэнергии, в тч угля — 63% ( около 60,3 млн т/год), нефти — 18% ( около 12 млн т/год), природного газа — 16% ( около 11,7 млрд м 3 /год).

Казахстан является прибрежным государством Каспийского моря, правовой статус которого пока останется неурегулированным.

Министерство энергетики РК после реформы 2014 г взяло на себя функции Министерства нефти и газа, части функций Минпрома и Минприроды.

Государственная компания «КазМунайГаз» (КМГ) представляет интересы государства в нефтегазовой отрасли промышленности Казахстана. Создана в 2002 г и владеет долями участия в Карачаганаке (10%), Кашагане (16,88%) и Тенгизе (20%), а также во многих других производственных проектах от 33% до 100%.

Казахстан экспортирует в основном легкую малосернистую нефть CPC Blend. которая ценится за высокий выход бензина и легких дистиллятов.

Экспорт нефти и газового конденсата в 2016 г составил 1,3 млн барр/сутки (0,177 млн т/сутки).

Государственный КазТрансОйл, дочка КазМунайГаза, которое эксплуатирует около 5,5 тыс км трубопроводов.

Основные экспортные нефтепроводы : МНП Каспийского трубопроводного консорциума в черноморский порт Новороссийск, МНП Казахстан-Китай и МНП Узень-Атырау-Самара в Россию.

Казахстан также экспортирует сырую нефть через Каспийское море и по железной дороге.

Нефть загружается на нефтеналивные танкеры в портах Актау или меньшем Атырау, затем транспортируется через Каспийское море, для загрузки в МНП Баку-Тбилиси-Джейхан или МНП Северный маршрут (Баку-Новороссийск) для доставки в Европу ( в основном)в Европу.

Другой экспортный маршрут для каспийской нефти — обмен (своп) с Ираном: поставка нефти в иранский порт Каспийского моря в Неке с получением равных объемов нефти из портов Персидского залива. После введения санкций против Ирана нефтяной своп сошел на нет, и по состоянию на конец 2016 г — не возобновился.

По состоянию на 1 января 2017 г в Казахстане было 3 крупных нефтеперерабатывающих завода с мощностью перегонки нефти 340 тыс барр/ сутки (ок 46,4 тыс т/сутки):

— Павлодарский НПЗ находится в северо-центральном Казахстане и получает в основном по МНП российскую сырую нефть из Западной Сибири,

— Шымкентский НПЗ использует нефть с месторождений в Кумколе и близлежащем районе в центральном Казахстане.

В Актау также имеется более мелкий НПЗ, который перерабатывает тяжелую нефть, добываемую на близлежащем месторождении, для производства битума для дорожного строительства.

3 основных НПЗ удовлетворяют примерно 70% казахстанского спроса на бензин и дизельное топливо, при этом большая часть остающегося спроса удовлетворяется за счет импорта из России.

На всех 3 х НПЗ реализуются проекты модернизации, которые будут завершены в конце 2017 г или в начале 2018 г.

Крупнейшие нефтяные месторождения в Казахстане также содержат значительные объемы природного газа, большая часть которого повторно закачивается в нефтяные скважины для повышения коэффициента извлечения нефти (КИН).

Доказанные запасы природного газа в Казахстане составляют 85 трлн фт 3 (2,4 трлн м 3 ) по состоянию на 1 января 2017 г.

За последнее 1 — летие годовая валовая добыча природного газа увеличилась почти в 2 раза — с 22,6 млрд м 3 в 2005 г до 42,47 млрд м 3 в 2015 г.

Большая часть газа в Казахстане повторно закачана (более 30% в 2015 г) для увеличения добычи нефти.

Большая часть природного газа, добываемого на месторождениях Тенгиз и Кашаган, содержит большое количество серы и поэтому требует специальной обработки и требует больших затрат на переработку.

В 2016 г на месторождениях Карачаганак и Тенгиз в совокупности приходилось около 70% добычи природного газа в Казахстане.

В проекте Тенгиз имеется установка по переработке природного газа, на которой по информации Chevron получено 7,75 млрд м 3 товарного газа в 2016 г.

Проект Карачаганак имеет недостаточные мощности по переработке газа, поэтому большая часть добываемого на Карачаганакском месторождении газа экспортируется в Россию для переработки на Оренбургском ГПЗ.

На месторождении Кашаган ожидается получение около 100 млрд м 3 /год природного газа для внутреннего потребления, а добываемый сверх этого газ повторно закачивается в пласт для повышения нефтеотдачи.

Транспортируется газ по МГП Средняя Азия – Центр (САЦ), который проходит на западе Казахстана, МГП Туркменистан-Китай, который пересекает южную окраину страны, направляясь в Китай и МГП Бухара-Ташкент-Бишкек-Алматы, обслуживающий внутренний спрос в южном Казахстане. На этом газопроводе расположены 2 из 3 х подземных газохранилищ (ПХГ) Казахстана.

МГП САЦ также обслуживает местный спрос на природный газ в Западном Казахстане, в тч в северо-западном Казахстане, где со времен СССР сосредоточено большинство промышленных предприятий.

Добыча природного газа в Казахстане сосредоточена на северо-западе и до недавнего времени не была связана с населенными пунктами на юге, севере, в центре и на востоке.

До 2016 г потребители в южном Казахстане получали импортный природный газ из Туркменистана или Узбекистана.

В ноябре 2015 г КазТрансГаз завершила строительство МГП Бейну-Бозой-Шымкент, что позволило газифицировать населенные пункты вдоль маршрута и связать месторождения природного газа и инфраструктуру на северо-западе страны с населенными пунктами на юге страны, заменив импортируемый природный газ на этих рынках газом, производимым внутри страны.

Этот МГП также связал добывающие регионы Казахстана с МГП в Китай, что позволило экспортировать продукцию из северо-западного Казахстана в Китай.

Казахстан также обсудил возможность использования этой инфраструктуры для транзита российского природного газа в Китай.

Планы газификации других частей страны и подключения их к существующей инфраструктуре на западе и юге более неопределенны.

Огромные расстояния и относительно низкая плотность населения на севере, в центре и на востоке делают экономику сложной задачей для любых проектов потенциальных газопроводов, которые будут обслуживать эти регионы. Казахстан договорился импортировать из России 5 тыс тонн сжиженного природного газа (СПГ) в 2017 г для поставки в г Астану и другие города на севере страны.

Казахстанские угольные бассейны, расположенные на севере и в центре страны, также могут быть источником поставок природного газа в районы страны, которые далеки от существующей добычи природного газа и инфраструктуры. Казахстан изучает возможности добычи и сбыта метана угольных пластов.

Http://casp-geo. ru/2017/05/%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%B3%D0%B0%D0%B7%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D1%8F-%D0%BE%D1%82%D1%80%D0%B0%D1%81%D0%BB%D1%8C-%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%BC%D1%8B%D1%88%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D0%B8/

По данным Energyprom, НПЗ Казахстана произвели за 4 месяца 978 тыс тонн бензина – плюс 14,3% и 1,4 млн тонн дизтоплива – плюс 0,9% к прошлогодним показателям. В стоимостном выражении рост объемов производства продуктов нефтепереработки составил 43%, до 184,9 млрд тг

Объем производства нефтепродуктов достиг за январь-апрель 2016 года 184,9 млрд тг, против 129,3 млрд в аналогичном периоде годом ранее. Прирост составил 43%. Для сравнения, объем, произведенный за 4 месяца 2015, уступал показателям 2014 года на 14,9%.

За последние годы наибольший провал отмечался по итогам 2014 года, уступившего 2013 сразу на 29,4%. Кризисный 2015 год закрепил негативный тренд (минус 15,8% к 2014). Если тенденция роста первых месяцев 2016 сохранится, сектор может по итогам года выйти на устойчивую положительную динамику.

По итогам 1 кв. 2016 года, отечественные производители* обеспечили 73,9% спроса на бензин (включая авиационный), и 94,5% спроса на дизельное топливо.

Как Курс тенге к доллару Отреагировал на эту новость – вырос или упал? Узнайте в популярном и удобном сервисе Курсы Валют!

События: При утвержденном Министерством энергетики РК индикативном плане переработки нефти в апреле 2016 года 425 тыс. тонн, Атырауским НПЗ переработано 442 тыс. тонн, или на 4% больше. Доля отгрузки высокооктановых бензинов от общего объема бензина в апреле составила 95,6%, с начала года – 91,2%. Сжег топлива и технологические потери за апрель составили 5,6%, при плане 7%.

*учитываются оперативные данные балансов, расчет ведется по объемам производства в натуральном выражении.

В натуральном выражении в сегменте нефтяного и дизельного топлива отмечен значительный прирост в производстве бензина (сразу на 14,3%, до 978 тыс. тонн), и керосина (на 8,6%, до 80 тыс. тонн). Производство дизтоплива выросла на 0,9%, до 1,4 млн тонн. Снизился только выпуск топочного мазута – на 10,9%, до 858 тыс. тонн.

Выпуск продукции в сегменте сжиженных углеводородных газов вырос на 46,6%, до 224 тыс. тонн.

События: 23 мая на Атырауский нефтеперерабатывающий завод прибыли два сверхнегабаритных груза производства ТОО «Атыраунефтемаш»: бункер для отработанного катализатора и вспомогательный бункер катализатора объёмом 810 куб м каждый. Эти промышленные емкости казахстанского производства будут смонтированы на строительстве установки каталитического крекинга КГПН, и использованы при производстве высокооктанового бензина, авиационного и дизельного топлива.

КГПН – это проект строительства комплекса глубокой переработки нефти, завершающий этап полной модернизации АНПЗ.

В связи с успешной реализацией проекта можно говорить об образовании нового производственно-промышленного кластера двух отраслей экономики Казахстана – машиностроительной и нефтеперерабатывающей.

В региональном разрезе в стоимостном выражении лидирует Атырауская область, где расположен Атырауский нефтеперерабатывающий завод (АНПЗ) – по итогам 1К2016 90,6 млрд тг, плюс 48,8% к 1К2015. На втором месте Павдодарская область, где расположен Павлодарский нефтехимический завод (ПНХЗ) – 15,3 млдр тг, плюс 48,5% за год. Замыкает тройку лидеров ЮКО, где расположен завод «ПетроКазахстан Ойл Продактс» (ПКОП) – 13,8 млрд тг, плюс 12,9% за год.

События: Последние данные по дневнику модернизации казахстанских НПЗ предоставлены пресс-службой АО “КазМунайГаз – переработка и маркетинг” на 20 мая.

На площадках установки изомеризации и сплиттера нафты завода при устройстве фундаментов и выполнении других работ залито 5998 кубических метров бетона. Смонтировано 63 единицы оборудования (46,3%) и 2328 тонн металлоконструкций (62,3%). Выполняется сборка резервуаров для изомеризата, выполнено работ по 1-му резервуару – 75%, по 2-му резервуару – 58,5%. В строительно-монтажных работах задействовано 337 человек.

На строительных площадках Комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) Атырауского нефтеперерабатывающего завода при устройстве фундаментов и выполнении других работ залито 66145 кубических метров бетона. На строительных площадках установок забита 20661 свая (97,0%), смонтировано 29794 тонны металлоконструкций (84,2%) и 45897 метров подземных трубопроводов (76,3%). В строительно-монтажных работах задействовано 1625 человек.

На площадках установки изомеризации завода в рамках первого этапа модернизации залито 6645 кубических метров бетона (66%). На установке смонтировано 64 единицы оборудования (4,3%), 1330 метров подземных трубопроводов (17,3%), а также осуществлена сборка 1357 тонн металлоконструкций (38,2%). В строительно-монтажных работах по проекту задействовано 665 человек.

Http://www. nur. kz/1151936-proizvodstvo-nefteproduktov-v-rk-za-4-m. html

Стоимость модернизации и реконструкции трех казахстанских НПЗ оценивается в 6,2 миллиарда долларов. Из чего складывается эта сумма – объяснили в Министерстве энергетики РК, отвечая на официальный запрос Tengrinews. kz.

На Атырауском НПЗ идет строительство комплекса глубокой переработки нефти. Затраты на этот проект оцениваются в 2 050,1 миллиона долларов. Также указано, что в 2015 году было завершено строительство комплекса по производству ароматических углеводородов, однако стоимость этих работ не уточняется. По данным АО “КазМунайГаз”, она составляет 1 329 миллионов долларов.

В Минэнерго РК сообщили, что проект по строительству комплекса глубокой переработки нефти находится на стадии завершения. В предыдущие годы в рамках модернизации АНПЗ были завершены несколько проектов:

“Реконструкция вакуумного блока ЭЛОУ-АВТ и установки замедленного коксования (2009-2011), которая предусматривала увеличение мощности вакуумного блока ЭЛОУ-АВТ до 1 800 тысяч тонн в год и установки замедленного коксования до 1 000 тысячи тонн в год, увеличение объема производства вакуумного газойля на 378 тысяч тонн в год. Комплекс по производству ароматических углеводородов (2010-2015), который предусматривал производство сырья для нефтехимии (бензола – 120 тысяч тонн в год, параксилола – 446 тысяч тонн в год)”, – пояснили в Министерстве энергетики.

Запланированная остановка АНПЗ на планово-предупредительные работы в 2017 году уже состоялась, и сейчас завод вновь запущен.

Затраты на модернизацию Павлодарского НХЗ оцениваются в 831 миллион долларов. Запланированные на 2017 год работы завершатся 26 октября 2017 года.

Проект модернизации Шымкентского НПЗ поделен на два этапа. Стоимость – 2 043 миллиона долларов. Отметим, что “Казмунайгаз” приводит другие данные – 1 853,5 миллиона долларов.

Первый этап был завершен 30 июня 2017 года. Как сообщается, на заводе была введена в эксплуатацию установка изомеризации с блоком предварительной гидроочистки сырья, предназначенная для выработки высокооктанового автобензина, соответствующего стандартам экологических классов К-4, К-5.

“Механическое завершение второго этапа проекта модернизации завода запланировано на март 2018 года. Реализация второго этапа проекта модернизации позволит увеличить производительность завода и глубины переработки нефти путем дополнительной глубокой переработки остаточного мазута с дополнительным производством востребованных на рынке нефтепродуктов. Второй этап предусматривает установку и монтаж оборудования каталитического крекинга, гидроочистки бензина, производства серы, демеркаптанизаци СУГ и очистки водорода”, – пояснили в ведомстве.

После реализации проектов по модернизации всех трех НПЗ Казахстан будет полностью обеспечен светлыми нефтепродуктами (бензин, дизель, авиакеросин), соответствующими стандартам К-4, К-5, обещают в Министерстве энергетики.

Отмечается, что финансирование проектов проходит как за собственные, так и за заемные средства.

“График остановок заводов на 2018 год будет рассматриваться в четвертом квартале текущего года. Кроме того, в рамках завершения проектов модернизации заводов АО “НК “КазМунайГаз” прорабатывает вопрос увеличения межремонтного пробега НПЗ (ориентировочно раз в три года)”, – заключили в ведомстве.

Http://tengrinews. kz/kazakhstan_news/zatratyi-6-milliardov-dollarov-modernizatsiyu-npz-obyyasnili-328517/

Эти отрасли топливно-энергетического комплекса подразделяются на две подотрасли: нефте – и газодобыча, нефте – и газопереработка. Наибольшее развитие в Казахстане получили добывающие подотрасли.

Первый фонтан нефти на территории Казахстана ударил в 1899 г. на разведочной площадке Карашунгул, затем были введены в эксплуатацию два нефтепромысла – Доссор (1911г.) и Макат (1915 г.). Все три месторождения находятся на юго-западе республики в Атырауской области. ;

До 1965 г. добыча нефти велась только в Ембинском бассейне на многочисленных маломощных месторождениях, чему способствовало выгодное географическое положение Ембинского нефтеносного района и высокое качество нефти.

Несмотря на трудности в восстановительный период народного хозяйства после гражданской войны, в 20-е годы началось строительство железной дороги Александров-Гай-Емба, в 1935г. была сдана в эксплуатацию линия Атырау – Орск, в 1935 г. – Атырау – Кандыагаш, что позволило связать Ембинский район с промышленными центрами. Особенно возросла роль Ембинского бассейна в годы Отечественной войны в связи с временным выходом из строя нефтеперерабатывающих районов Северного Кавказа. Так, за 1941-1945 гг. в Ембинском бассейне было добыть столько нефти, сколько за 10 предыдущих лет.

Однако после войны резко снизился темп роста добычи нефти в результате маломощности месторождений. Между тем рост автомобилестроения самолетостроения, морского и речного транспорта, парка тракторов хозяйственных машин, необходимость экспорта требовали непрерывное добычи и переработки нефти.

Ввод в промышленную разработку крупных нефтяных месторожде­ний на Мангышлаке привел к существенным сдвигам в темпах развития и размещения нефтедобывающей промышленности республики.

По запасам нефти Казахстан на 13 месте в мире, а по объему добычи сейчас на 26 месте, хотя может выйти на 6 место в мире.

Если в 1965г. на Мангышлаке добывалось только 32% нефти респуб­лики, то в 1975 г. доля Мангышлака в общереспубликанской добыче не­фти превысила 88%. Плотность нефти на Мангышлаке довольно высо­кая, что дает возможность увеличить фонтанную добычу при относитель­но низкой себестоимости добычи и низких удельных капитальных вло­жениях на прирост запасов нефти.

В настоящее время казахстанская нефть в основном вывозится за пре­делы республики в непереработанном виде, а в Казахстан завозится боль­шое количество нефтепродуктов. Это выдвигает проблему обоснования выбора рациональной схемы транспортировки и переработки нефти.

Большие запасы и благоприятные технико-экономические показатели добычи нефти в Республике позволяют резко увеличить объем ее добычи при этом нужно решить и обосновать две проблемы: первая, если начать развивать Развитие Мангышлака как сырьевого района, то нужно сформировать строительство мощного нефтепровода в регионы переработки — нужно изменить схему размещения переработки Мангышлак – переработки сырой нефти на месте добычи, что практически выгоднее, чем вывоз сырой нефти и завоз нефтепродуктов.

Решение второго варианта развития нефтяной промышленности Казах­стана требует огромных инвестиций с привлечением иностранного капита­ла. В связи с этим были созданы Атырауская и Мангыстауская свободные экономические зоны (СЭЗ), а также крупные совместные предприятия (СП) по добыче и переработке углеводородного сырья совместно с иностранны­ми компаниями, такие как Карашаганакская нефтяная компания и «Тенгиз – шевройл». Последний имеет многопрофильный характер деятельности.

Важными проблемами нефтедобычи являются: совершенствование эксплуатации нефтяных скважин и внедрение прогрессивной техноло­гии нефтедобычи; ускорение освоения новых месторождений на полуос­трове Бузачи и другие.

По результатам космических съемок и проведенных наземных иссле­дований, запасы нефти на северном шельфе Каспийского моря состав­ляют 3-3,5 млрд. т, газа 2-2,5 трлн. куб. м. Ныне в республике функциони­руют следующие крупнейшие нефтегазовые месторождения: Тенгизское, Карашаганакское, Узенское и др.

Месторождение Карашаганак открыто в 1979г. в Западно-Казахстанс­кой области на площади в 450 кв. км и является одним из крупнейших в мире. Запасы Карашаганака составляют 21,3 трлн. куб. м газа, 644 млн. т газового конденсата и 189 млн. т нефти. Переработка углеводородного сырья Карашаганака осуществляется в Оренбурге. Главная проблема раз­вития этого месторождения – это транспортировка и переработка сырья, а также конкуренция за потребителя со стороны более обустроенных мес­торождений Туркмении, России и Узбекистана.

В разработке Карашаганакского месторождения принимает участие со стороны Казахстана государственная холдинговая компания «Казахгаз», ан­глийская компания « BRITISH GAS », итальянская « AGIP » и российское ак­ционерное общество «Газпром». Инвестиции составляют 320 млн долл. США.

Казахстанская доля прибыли от реализации сырья составляет по согла­шению от 2.03.1995 г. в г. Алматы 85%. «Казахгаз», являющийся заказчиком, обязан рассчитываться со своим подрядчиком « BRITISH GAS », « AGIP » и «Газпром» в размере 70-80 млн. долл. США ежегодно после продажи сырья за возмещение издержек производства, понесенных подрядчиками.

В 1959г. в Мангыстауской области открыто Озеньское месторождение, где с 1965 г. началась добыча нефти, запасы которой оцениваются в 1,1 млрд, т. В 300 км севернее г. Актау на побережье Каспийского моря находится месторождение «Арман». В настоящее время создано СП «Арман», куда вошли АО «Мангыстау – мунайгаз», «Жаркын» и американская компания « ORIX ENERGY ». Сферой их деятельности является морская раз­ведка и добыча нефти и газа. Инвестиции составляют 110 млн. долл. США.

В месторождении Алибекмола работает 5 скважин и к 2007 г. нефтя­ники этого месторождения планируют добыть до 3 млн. т. нефти в год. По расчетам запасы в недрах месторождения достигают 54 млн. т. нефти и конденсата, а по прогнозам они могут быть и больше. Общая сумма инвестиции составляет 856 млн. долларов. Разработка месторождения началась с 2001 г. и за 2001-2003гг. было выложено 167,5 млн. долларов. По мнению нефтяников, качество нефти высокое, но содержится значи­тельное количество вредных веществ, что создает экологическую про­блему, поэтому в общем объеме инвестиций – 32% выделено на обеспе­чение экологической безопасности. В будущем присоединение месторож­дения Алибекмола к нефтепроводу Кенкияк-Атырау дает возможность включиться в систему КТК, а это значит что Актобинская нефть выйдет на мировые рынки. В будущем на территории Актобинской области со­вместно с ННК «Казмунайгаз» предусматривается строительство завода мощностью переработки 1 млн. т. нефти в год и по предварительным дан­ным в проект будет вложено 50 млн. долларов.

По оценкам специалистов Каспийский регион в будущем веке может стать круп­нейшим поставщиком нефти и газа в мире. В связи с этим возникает проблема:

-увеличения пропускной способности внутренних и экспортных тру­бопроводов;

– увеличения мощности отечественных нефтеперерабатывающих заводов. В отраслевой структуре промышленности доля топливно-энергетичес – к°го комплекса составляет – 27,1%, в том числе нефтегазовой – 17,7% и нефтепереработки – 4,1%.

Казахстан среди стран СНГ по данным Агентства РК по статистике, является вторым после России производителем нефти, а среди 90 стран мирового сообщества входит в первую тридцатку. Республика располагает Уникальными по запасам нефти и газа месторождениями. 0П мнение создания на территории СНГ своего рода мини – .р куда входили бы Казахстан, Россия, Азербайджан, Узбекистан Для Казахстана создание так называемого мини-ОПЕК выгодно тем ЧТО возникает возможность более эффективного использова – Российской инфраструктуры для продвижения своей продукции на иностранные рынки. Ибо Казахстан лежит в стороне от мировых транспортных коридоров и не имеет прямого выхода на море и развитые экономические рынки.

Сейчас Казахстан добывает около 50 млн. т. нефти в год и легко может довести добычу нефти до 150 млн. т. Внутреннее потребление нефти со – ставляет 20-25 млн. т. Однако добычу нефти сдерживает недостаточность трубопроводов. По этой причине на Тенгизском месторождении закон – сервировано более сотен скважин.

Но в перспективе при благоприятных комплексных условиях в связи с открытием Каспийской трубопроводной системы, куда в 2002 г. было вло­жено около 1 млрд. долларов на строительство ветки от КТК произойдет реанимация части скважин. Будут созданы и другие магистральные и местные нефте и газопроводы.

Началом развития нефтепереработки в Казахстане является 1945 г., когда был сдан в эксплуатацию Атырауский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), который до 1959 г. работал только на привозном сырье. Сырьем для него служили нефть Туркмении и Азербайджана.

В настоящее время в Казахстане функционирует три нефтеперераба­тывающих завода. Атырауский, Павлодарский, Шымкентский, их суммар­ная мощность составляет 19,4 млн. т. нефти в год.

Атырауский НПЗ – мощностью 5,2 млн. т. нефти в год является един­ственным, полностью независимым от российского сырья. Он связан тру­бопроводами с месторождениями Мангышлака и Тенгиза. Строительство завода начато в 1943 г. по проекту фирмы «Баджер» (США), а в сентябре 1945 г. была выпущена первая продукция. Это единственный завод гео­графически идеально подходящий для расширения и модернизации, ибо он расположен вблизи от главных месторождений нефти в Западном Ка­захстане, является узловым пунктом трубопроводов поставки нефти в регионы, имеет квалифицированный персонал и инфраструктуру и мо­жет использоваться как основа высокопроизводительного современного комплекса по переработке нефти. На заводе выпускается широкий ассор­тимент товарной продукции, которая может поставляться на экспорт. Это бензин марок А-76, А-93, дизтопливо (зимний и летний), печное топли­во, мазут, бытовой газ и другие. На Атырауском НПЗ глубина переработ­ки нефти – 50%. Это очень низкая глубина.

Павлодарский НПЗ мощностью 8 млн. т. нефти в год работает по перерабатывающей схеме с высоким уровнем конверсии. Сырье посту­пает из Западной Сибири по трубопроводу Омск-Павлодар-Шымкент – Завод построен по проекту, учитывающему последние научные достижения в нефтепереработке конца 70-х годов.

Самопотребление и потери заводов больше, чем у аналогичных за­падных заводов и составляют – 7%;

Высокое содержание парафина в Мангышлакском сырье обуславли­вает, то что Атырауский НПЗ не может производить реактивное и дизель­ное зимнее топливо.

Ныне Казахстан более чем на 50% зависит от России в отношении поставок сырой нефти на свои нефтеперерабатывающие предприятия. Так Шымкентский завод на 75%, Павлодарский завод – на 100% работают на западносибирской нефти. Добыча нефти в Западной Сибири составляет 300 млн. т. в год, а потребность Павлодарского и Шымкентского НПЗ-ов составляет 5-7% этого объема. Известно всем, что России выгоднее транс­портировать сырую нефть в Казахстан, чем в Эстонию и Новороссийск.

Поэтому самый простой и дешевый способ заставить работать наши два првода это достижение разумного соглашения с Россией на поставку нефти что оправдано с экономической и технико-технологической стороны.

Однако, при этом следует учесть то, что резко возрастет потребность региона в инвестициях, трудовых и водных ресурсах, в которых Западный Казахстан испытывает дефицит. Поэтому необходимы глубокие на­учно-обоснованные расчеты количественного и качественного парамет­ров развития нефтегазохимического комплекса.

В стратегии индустриально-инновационного развития РК на 2003- 2015гг. должное внимание уделяется развитию нефтегазовой промыш­ленности. Отмечается что одним из основных движущих «локомотивов» развития индустрии в Казахстане является освоение Казахстанского сек­тора Каспийского моря (КСКМ) в котором, по предварительным оцен­кам, общие запасы углеводородов составляют 8 млрд. т., которые мргут обеспечить наиболее значительный прирост добычи углеводородов в стра­не. В перспективе добыча нефти из месторождений шельфа может дос­тичь 150-200 млн. т. в год и держаться на этом уровне в течение 25-30 лет.

Каспийский регион будет переживать мощный рост инвестиционной и производственной активности, в значительной мере влияющий на об­щую экономическую динамику Казахстана, в связи с ростом добычи уг­леводородов, строительством магистральных, в том числе экспортных, нефте – и газопроводов, морских портов и портовых сооружений для хра­нения и перевозки грузов, железнодорожных нефтеналивных и газона­полнительных терминалов, введением новых мощностей в электроэнер­гетике и телекоммуникационной инфраструктуре.

Развитие добычи углеводородов на Каспии будет способствовать ста­новлению отечественной сырьевой базы для нефтехимической индуст­рии. Вблизи промышленной зоны Кашаганского месторождения с при­влечением крупных инвесторов планируется строительство нефтехими­ческого комплекса по переработке попутного природного газа. Комплекс позволит получать широкую гамму жидких компонентов и первичных нефтехимических продуктов: этана, пропана, бутана, гексана, этилена, пропилена, ацетилена, бензола и др., и на их основе пластические массы-

В ближайшие 15 лет в развитие добычи Казахстанской нефти инвес­торы намерены вложить более 80 млрд. долл. США, которые будут затрачены-на создание производственных, инфраструктурных и социальных обеспечивающих работу вводимых предприятий.

Важным топливно-энергетическим ресурсом является газ. В мировой энергетике конца XX и начала XXI века прослеживается тенденция не­прерывного роста абсолютных масштабов потребления природного газа и увеличения его доли в мировом топливно-энергетическом балансе.

Казахстан по запасам природного газа занимает пятнадцатое место в мире. По оценке специалистов прогнозная добыча природного газа в раз­резе основных месторождений к 2015 г. составит 53,7 – 58,6 млрд. м3.

Несмотря на наличие огромных запасов природного газа республика на сегодняшний день не может обеспечить свои внутренние потребнос­ти. Главная причина в том, что имеющаяся магистрально газопроводная система не приспособлена для газоснабжения всех областей Казахстана. Это выдвигает проблему модернизации газопроводной системы РК.

Перед республикой стоят две основные проблемы по эффективному использованию природного газа. Это увеличение экспорта газа и стабиль­ное обеспечение газом казахстанских потребителей. Что касается разви­тия экспорта природного газа из-за географической удаленности от ос­новных газовых рынков и отсутствия необходимой газопроводной систе – мы ВЬ1)<од на мировой рынок затруднен. И второе в завоевании позиций На экспортных рынках газа Казахстану придется конкурировать с Узбе­кистаном, Туркменией, Азербайджаном и Россией, которые в настоящее вРемя эффективно контролируют доступ к европейским рынкам.

В связи с ростом объема добычи газа возникла необходимость скон­центрировать все управление газовой промышленностью Казахстана; в руках государства. Сейчас ежегодно добывается до 10 млрд. мз газа л перспективе объем добычи достигнет 75 млрд. м з.

По прогнозам специалистов запросы индустрии Казахстана на при­родный газ к 2010 году могут возрасти до 15-16 млрд. мз.

Поэтому функции национального оператора, оптового покупатели продавца газа были переданы компании «КазТрансГаз» в целях улучши ния газоснабжения во всех региона страны и упорядочения импорт» экспортных потоков.

Http://ibrain. kz/ekonomika-kazahstana/neftyanaya-i-gazovaya-promyshlennost

Общий объем переработки нефти на трех казахстанских НПЗ — Атырауский НПЗ, Шымкентский НПЗ (ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс») и «Павлодарский нефтехимический завод» в январе-декабре 2015 года по сравнению с аналогичным периодом прошлого года снизился на 2,4% — до 14 млн 546 тыс. тонн, отмечается в справке об итогах деятельности министерства энергетики за прошлый год.

По данным ведомства, производство автобензина в 2015 году снизилось на 4,7% и составило 2,837 млн тонн, авиакеросина снизилось на 26% и составило 306,6 тыс. тонн, дизтоплива снизилось на 6,6% и составило 3,892 млн тонн, мазута увеличилось на 2,5% и составило 3,499 млн тонн.

Как отмечается в документе, снижение переработки нефти и выработки нефтепродуктов вызвано рядом объективных причин.

«Вследствие геополитических и макроэкономических причин курс российского рубля по отношению к казахстанскому тенге претерпел значительные изменения, что привело к снижению цен на нефтепродукты производства российских НПЗ и, как следствие, затовариванию заводских резервуарных парков, а также баз хранения нефтепродуктами. По авиакеросину снижение вызвано ухудшением физико – химических свойств нефти, поставляемой на ПНХЗ», — отмечается в справке ведомства.

В 2016 году планируется переработать 14,3 млн тонн нефти. В Казахстане с населением свыше 17,3 млн человек действуют три НПЗ, которые находятся в управлении АО «КазМунайГаз — Переработка и Маркетинг» (предприятие входит в структуру нацкомпании «КазМунайГаз»). Основными направлениями деятельности этой компании является управление нефтеперерабатывающими активами, экспорт нефти и нефтепродуктов, развитие розничной сети реализации нефтепродуктов. В активе компании — Атырауский НПЗ (99,5%), Шымкентский НПЗ (49,7%), Павлодарский НХЗ (58%).

Http://rfcaratings. kz/1841

Каждый год миллионы баррелей казахстанской нефти «утекают» в неизвестном направлении. Салафиты на заводе в Актобе — только верхушка айсберга.

В вопросе потерянной нефти никто не хочет разбираться, а тем более искать виновных. Это и опасно, и невыгодно — для некоторых. Но как показал захват салафитской группы в Актобе, вопрос этот по-настоящему взрывоопасный — организованный криминал в Казахстане, похоже, активно использует потерянную нефть.

Статистика минэнерго РК отслеживает данные экспорта, переработки и добычи нефти. По итогам 2015 года, в Казахстане было добыто 79,46 млн тонн нефти, объем переработки составил 14,54 млн тонн, на экспорт ушло 63,6 млн тонн.

Путем нехитрых арифметических действий можно посчитать, что более миллиона тонн нефти было произведено, а впоследствии «потерялось».

9,6 млн баррелей – цифра приличная, но… Для сравнения: страны ОПЕК и не-ОПЕК после долгих и сложных переговоров решили снизить добычу всего на 1,75 млн баррелей в сутки. А Казахстан ежегодно просто так теряет без малого 10 млн баррелей.

При этом в Министерстве энергетики даже не могут внятно объяснить, почему не сходится баланс. Куда делись неучтенные миллионы сырья?

Впрочем, есть еще большая странность: говоря о планах по нефти, в минэнерго заранее допускают огромные потери.

— Мы планируем на 2016 год, с учетом, что растет обводненность месторождений и они, естественно, истощаются, добыть 77 млн тонн, — сообщил журналистам в начале текущего года теперь уже экс-министр энергетики Владимир Школьник. Чуть позже в ведомстве уточнили, что из них 14,3 млн тонн планируется отправить на переработку, а 60 млн тонн на экспорт.

19,7 млн баррелей – значительное число, его не так-то просто спрятать в статистических данных. Никто и не прячет.

Сколько нефти утекает за рубеж, известно благодаря открытым данным Комитета госдоходов Минфина. Так, в 2015 году Казахстан экспортировал 61,2 млн т сырой нефти на $26,1 млрд (это без учета поставок в страны ЕАЭС, — прим.).

Лидером нефтяного экспорта из Казахстана является Италия. В прошлом году эта страна купила 17,8 млн тонн сырой нефти на $7,8 млрд.

На втором месте Нидерланды. В страну тюльпанов в прошлом году утекло 8,8 млн тонн черного золота на $3,7 млрд.

На третьем месте Швейцария. По итогам 2015 года, в страну надежных банков было отгружено 5,9 млн тонн на $2,3 млрд.

Средняя стоимость купленного барреля черного золота в 2015 году колебалась в диапазоне от $54 до $60.

Статистику товарооборота со странами ЕАЭС можно посмотреть на сайте Комитета по статистике Министерства национальной экономики РК. Согласно опубликованным данным, в страны-союзники в прошлом году ушло порядка 2,4 млн тонн нефти. Если сложить все данные, то получится как раз нужная цифра: 61,2 +2,4 = 63,6 млн тонн.

Кроме экспорта, нефть еще идет на переработку. Мощности отечественных нефтеперерабатывающих заводов небезграничны:

    Атырауский нефтеперерабатывающий завод может переработать 4,9 млн тонн нефти в год. Павлодарский завод является одним из крупнейших и современных по технологии нефтеперерабатывающих предприятий Казахстана. Его мощность по переработке нефти составляет 5,1 млн тонн в год. Нефтеперерабатывающий завод ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» (ПКОП), бывший ШНОС, перерабатывает порядка 5,25 млн тонн нефти в год.

Если все три завода будут работать в полную силу, то смогут переработать не более 15 млн тонн сырой нефти.

Впрочем, кроме трех крупных нефтеперерабатывающих предприятий в Казахстане есть еще около 32 мини НПЗ, и узнать, какова их доля в переработке нефти, невозможно. По крайней мере, в открытых источниках ответа на этот вопрос найти не удалось.

— Минэнерго может даже не знать про эти мини-заводики и о том, чем они там занимаются, — прокомментировал ситуацию с частными мини НПЗ главный научный сотрудник Института экономики Комитета науки Министерства науки и образования РК Олег Егоров. – Вот что это за завод в Актобе, который недавно прославился на всю страну? Это частный мини-заводик. Откуда он берет нефть?

Вся нефть, которая добывается в этой области – это китайская нефть, она идет напрямую в трубу, а оттуда в Китай или на Шымкентский нефтеперерабатывающий завод. Но где-то руководство этого завода все же нашло поставщика… А потом на наших АЗС появляется некачественный бензин.

— Получается, «неучтенная» нефть Казахстана – это сырье для таких мини-НПЗ?

— На этот вопрос я не могу ответить. Нефть — это очень специфический род деятельности. Если глубоко копнете — или пристрелят, или еще что-нибудь сделают.

Между тем, нефтяным ведомствам и компаниям дискомфортно, когда журналисты в вопросах черного золота излишне любопытны. А про «неучтенку», как и про кражу нефти, говорить вообще не хотят.

Год назад в анонимном неофициальном разговоре с корреспондентом 365info сотрудник Информационно-аналитического центра нефти и газа объяснил огромную «неучтенку» особенностями стабилизации газовых конденсатов на Карачаганакском перерабатывающем комплексе. По его словам, в данных по добыче нефти «сидит» объем карачаганакского нестабильного жидкого углеводорода, часть которого при стабилизации теряется. Ежемесячно потери составляют примерно 100 тыс. тонн, что в годовом исчислении должно соответствовать не менее 1,2 млн тонн.

Однако официально эту теорию никто из экспертов не подтвердил. В основном этот вопрос комментировать все отказываются.

Кража нефти тоже похожа на тему-табу. Освещается в основном в криминальных новостях, когда правоохранительные органы рапортуют об успешном задержании нелегальных структур, занимающихся откачкой или продажей черного золота.

Найти данные, сколько в Казахстане ежегодно воруют нефти и какой ущерб при этом наносится окружающей среде — задача архисложная.

— Ущерб окружающей среде? Такие сведения статистика не отражает, — говорит Олег Егоров.

— Почему? Ведь в данном случае статистика — это важный инструмент, который позволяет провести сравнительный анализ уровня экологических проблем из-за нефтегазового сектора.

— Раз такие сведения не освещаются, значит их предпочитают скрывать.

О наличии нелегальных нефтеперерабатывающих заводов и о незаконных врезках в напорные нефтепроводы эксперты говорят, но назвать конкретные цифры и привести исчерпывающие доказательства не могут.

— Помните, несколько лет назад на Атырауском НПЗ была раскрыта криминальная группировка? — говорит другой эксперт в нефтегазовой сфере, экономист Сергей Смирнов. — Такие случаи время от времени в прессе освещаются.

— Нефть воруют, можно сказать, в промышленных масштабах на протяжении длительного периода времени. Как такое возможно?

— Возьмем для примера Актюбинский завод — это предприятие частное, ориентированное на получение прибыли, и вдруг допускают плохой контроль?

— Добыча и переработка нефти по-прежнему в числе самых рентабельных видов деятельности, несмотря на падение мировых цен.

Если нефть не добывать, а попросту воровать, то бизнес можно назвать сверхрентабельным. И обойти любые современные системы контроля проблем не составляет. В качестве примера можно вспомнить историю с Coca-Cola, когда счетчики преднамеренно выводились из строя.

Как утверждают в пресс-службе нефтетранспортной компании «КазТрансОйл», им удалось победить одну из самых распространенных и опасных криминальных тенденций последних десятилетий — хищение черного золота путем незаконных врезок в нефтепроводы.

— У нас все четко исполняется, — сообщили в пресс-службе. — Ни разу не было такого, чтобы грузоотправитель заявил столько-то, а грузополучатель получил меньше, а мы бы лапки подняли и сказали: «Ой! Не знаем, куда нефть делась». Не бывает такого, чтобы мы не довезли нефть из-за того, что в процессе транспортировки ее украли.

— Бывают врезки в трубопровод, но в этом году проблема практически решена. Если 10-15 лет назад незаконных врезок было действительно много, то сейчас практически нет таких случаев. Статистика буквально нулевая. Если за 9 месяцев 2015 года было зарегистрировано 12 незаконных врезок в трубопроводы компании, то за аналогичный период 2016 года было выявлено лишь 2 факта хищения нефти из магистрального нефтепровода.

Http://www. russianskz. info/economy/8327-samyy-temnyy-biznes-kazahstana-poteryannaya-neft. html

Добавить комментарий