…Но пока уступает американским заводам.

ЛУКОЙЛ в третьем квартале этого года повысил глубину нефтепереработки на своих НПЗ в России до 89,2%. Это на 4,1 п.п. больше по сравнению с аналогичным периодом 2016 года. Средняя глубина переработки на заводах ЛУКОЙЛа превысила аналогичный европейский показатель, но пока уступает американским НПЗ, сообщает «Прайм».

В России у компании есть нефтеперерабатывающие заводы в Ухте, Перми, Волгограде и Нижнем Новгороде. Их общая мощность -48,6 млн тонн в год.

РЕКОРД ПЕРМСКОГО НПЗ

ЛУКОЙЛ инвестировал значительные средства в модернизацию производства, что позволило начать выпуск автомобильного топлива стандарта Евро–5 уже в 2012 году – раньше, чем этот стандарт стал обязательным в России.

В декабре прошлого года глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов во время встречи с председателем правительства РФ Дмитрием Медведевым сообщил о завершении программы модернизации. Волгоградский НПЗ стал первым в России, где стало возможным выпускать бензин, соответствующий стандарту Евро-6.

На "Пермьнефтеоргсинтезе" глубина переработки достигла рекордного для России значения 99%. С ним могут сравниться только принадлежащий "Татнефти" комплекс ТАНЕКО в Нижнекамске и Антипинский НПЗ – основной актив группы New Stream. Эти два завода были построены "с нуля" относительно недавно, что позволило использовать последние достижения в области переработки нефти.

На всех предприятиях ЛУКОЙЛ наращивал производство светлых нефтепродуктов – прежде всего бензина и дизельного топлива. По этому показателю, который сейчас составляет 71,3%, компания также находится среди лидеров отрасли. За июль-сентябрь самый высокий результат был достигнут на Волгоградском НПЗ, где выход светлых нефтепродуктов увеличился до 73%. Это на 14 процентных пункта больше, чем годом ранее.

УХТИНСКИЙ НПЗ

В этом году больше всего глубина переработки увеличилась на Ухтинском НПЗ – на 7%, достигнув 76%. Этот завод, построенный в 1934 году в Коми, вошел в состав ЛУКОЙЛа в 1999 году в ужасном состоянии, пишет издание. Компания модернизировала предприятие. Несмотря на то, что Ухтинский НПЗ отстает по оснащению от других нефтеперерабатывающих предприятий компании, даже на нем можно выпускать бензин Евро-5. Однако в прошлом году глубина переработки завода не превышала 63%, выход остаточного топлива – мазута – был очень большим.

Кроме того, на Ухтинский НПЗ поступала преимущественно высоковязкая нефть с Ярегского месторождения. Когда из-за налогового маневра экспортная пошлина на мазут и нефть сравнялась, экспорт мазута стал невыгодным. При этом на внутреннем рынке цены на этот нефтепродукт обвалились из-за избытка предложения. В СМИ появились сообщения о скорой продаже завода, поскольку переработка нефти стала нерентабельной. Налоговый маневр – поэтапное снижение экспортной пошлины на нефть и одновременное повышение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) – стал ударом по отечественной нефтепереработке. В таких условиях могли выжить только НПЗ с высокой глубиной переработки, где выпуск мазута сведен до минимума.

Руководство ЛУКОЙЛА отказалось от продажи и сделало ставку на оптимизацию производства. В прошлом году инвестиции в Ухтинский НПЗ выросли вдвое – до 1 млрд руб. Кроме того, на завод начались поставки легкой нефти с Западно-Тэбукского месторождения в Коми.

Глубина нефтепереработки в итоге значительно повысилась, хотя еще уступает среднему показателю по России, который сейчас оценивается в 81%. Ухтинский НПЗ в прошлом квартале значительно увеличил выпуск светлых нефтепродуктов – до 55%, что на 10 п. п больше показателя третьего квартала 2016 года.

ЛУКОЙЛ продолжит модернизацию своих НПЗ в России. Ранее Информ-Девон сообщал, что компания решила построить комплекс замедленного коксования на Нижегородском НПЗ (НОРСИ, «Нижегороднефтеоргсинтез»). Это позволит увеличить производство светлых нефтепродуктов более чем на 10%. При этом, выпуск мазута должен сократиться на 2,7 млн т.

НОРСИ – крупнейший российский НПЗ компании, мощность переработки которого составляет 17 млн т/г, а глубина переработки – 80%.

Модернизация нефтеперерабатывающих заводов стагнирует из-за падения маржи. В правительстве обсуждают меры поддержки отрасли, перспективы которой зависят от увеличения глубины переработки.

Торможение перевооружения

Программа технического переоснащения российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) запущена в 2011 году. Тогда были подписаны четырехсторонние соглашения между 12 нефтяными компаниями, Федеральной антимонопольной службой (ФАC), Ростехнадзором и Росстандартом.

Нефтяники обязались модернизировать свои НПЗ для выполнения давно назревшей задачи — перехода на производство более качественных видов нефтепродуктов, прежде всего для обеспечения их поставок на внутренний рынок. Первоначально сроком исполнения обязательств был установлен 2015 год. Однако, хотя с 2012 года нефтяники уже вложили в модернизацию более 900 млрд руб., процесс модернизации все еще далек от завершения.

Планы ввести в 2011-2015 годах 126 установок вторичной переработки сырья разрабатывались в период самых высоких цен на нефть и нефтепродукты. Тогда производители были щедры на инвестиции в сектор downstream, и программа по обновлению нефтеперерабатывающих мощностей была одной из самых масштабных в российском ТЭКе. Затем план был скорректирован — поставлена задача выпустить 115 установок вторичной переработки нефти за период 2011-2020 годов.

Сейчас модернизация НПЗ продолжается, но ее темп, взятый на старте, потерян. Такая ситуация характерна и для независимых заводов, и для крупных предприятий, принадлежащих вертикально интегрированным нефтяным компаниям.

Участники рынка и эксперты объясняют такое положение дел падением маржи нефтепереработки в течение нескольких последних лет. Особенно повлиял на доходность производства налоговый маневр, который вступил в силу в январе 2015 года. Он предусматривает снижение экспортных пошлин на нефть до 30% к 2017 году (с 42% на момент введения этой меры госрегулирования) с параллельным ростом ставки налога на добычу полезных ископаемых до 919 руб. за тонну в 2017 году (с 857 руб.). В результате выросла цена на нефть на внутреннем рынке, по которой ее закупают НПЗ. Уровень рентабельности производства нефтепродуктов, привел данные Росстата ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов, в январе—июне 2017 года немного подрос и составил 3,04%. А в прошлом году для некоторых НПЗ рентабельность была даже отрицательной, говорит эксперт энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Екатерина Грушевенко.

«Снижение цены нефти и изменение ставки экспортной пошлины, несомненно, оказали влияние на всю нефтепереработку, в том числе привели к изменению сроков реализации нескольких проектов в рамках четырехсторонних соглашений», — считает Дмитрий Баранов.

Модернизация как вызов

Одна из главных задач технического перевооружения российских НПЗ — повышение глубины переработки нефти. «Сейчас в России она составляет в среднем примерно 70-75%. Если планы модернизации НПЗ будут более или менее реализованы, то можно ожидать, что к 2025-2030 годам глубина переработки увеличится до 80-85%», — подсчитала Екатерина Грушевенко. В Европе этот показатель равен 85%, в США — 96%. Еще одной проблемой российской переработки можно назвать значительную долю дизельного топлива в топливной корзине российских НПЗ, объясняет Екатерина Грушевенко. «Столь значительный выпуск дизеля ориентирован на падающий по спросу и растущий по количеству игроков европейский рынок. Это создает неопределенность в будущем», — говорит она.

Переоборудование нефтеперерабатывающих заводов крайне актуально еще и по причине ухудшения сырьевой базы — нефть на разрабатываемых сейчас в России месторождениях становится более вязкой. При этом новых крупных НПЗ строится очень мало. «За последние годы можно вспомнить ввод в строй компанией «Танеко» (входит в группу компаний «Татнефть». — РБК +) Яйского НПЗ и некоторых других», — рассказывает аналитик компании IFC Markets Дмитрий Лукашов. По его мнению, низкие темпы роста строительства новых мощностей по переработке нефти обусловлены в том числе и тем, что на внешних рынках российская нефть гораздо более востребована, чем нефтепродукты.

Заместитель директора аналитического департамента компании «Альпари» Анна Кокорева обращает внимание также на влияние санкций на российскую нефтепереработку. По ее мнению, есть опасения того, что сроки реализации программы модернизации НПЗ будут и в дальнейшем отодвигаться, поскольку техническое перевооружение предприятий требует импортного оборудования. Тем не менее ситуация все же будет поэтапно развиваться, отмечает Анна Кокорева, ведь «обновление НПЗ позволит российским компаниям удерживать свои позиции на внешних рынках и поддерживать конкурентоспособность, а также увеличить объемы переработки». По итогам 2017 года эти объемы вряд ли вырастут, но «уже в 2018 году прирост будет ощутимый», предсказывает аналитик. А роста рентабельности переработки Анна Кокорева ожидает уже в 2017 году — в связи с ростом цен на нефть.

Новая поддержка

Правительство признает, что требующая высоких затрат модернизация крупнейших НПЗ в сочетании с увеличением налогового бремени сделала многие предприятия убыточными — об этом говорил, в частности, в мае замминистра энергетики Кирилл Молодцов. В связи с этим вопрос о финансовой поддержке отрасли со стороны государства за последний год поднимался уже несколько раз. Чтобы не останавливать техническое перевооружение и не допустить закрытия ряда заводов, которое грозило бы резким ростом цен на моторное топливо, летом текущего года Минэнерго направило в правительство предложения по предоставлению льгот переработчикам нефти. Например, это может быть снижение перекрестного субсидирования отрасли при перевозке нефти и нефтепродуктов по железной дороге. Кроме того, предлагается разработать специальную методику по снижению расходов на работу НПЗ. Методика, в частности, будет содержать ряд рекомендаций, которые позволят оптимизировать маршруты доставки нефти и готовой продукции с заводов. Кроме того, предполагается дать возможность модернизируемым НПЗ заключать с федеральными органами исполнительной власти инвестсоглашения с отсрочкой по уплате акцизов.

По оценке Минэнерго, продолжающееся переоснащение предприятий требует значительных вложений, поэтому нужно облегчить им налоговое бремя. ФАС раскритиковала это предложение министерства, и решение пока не принято. В частности, о том, что субсидировать переработчиков ради выполнения соглашений о модернизации — неверное решение, говорил начальник управления контроля ТЭК ФАС Дмитрий Махонин. «Спрашивается, а где было министерство, когда перекраивали параметры уже действующего налогового маневра?» — возмутился чиновник.

Впрочем, эксперты уверены, что государство должно так или иначе пойти навстречу нефтяникам и независимым НПЗ и помочь отрасли, благополучие которой имеет принципиальное значение для пополнения казны.

Установки на переработку

За 2011-2016 годы, по данным Минэнерго, введены в эксплуатацию 70 установок вторичной переработки нефти (в 2016-м — 12 установок).

В числе наиболее крупных проектов, завершенных в 2016 году, в Минэнерго называют строительство комплекса гидрокрекинга мощностью 3,5 млн т в год на «Волгограднефтепереработке» (ЛУКОЙЛ), строительство комплекса каталитического крекинга мощностью 1,2 млн т в год на Куйбышевском НПЗ («Роснефть»), строительство установок замедленного коксования мощностью 1,2 млн т на Антипинском НПЗ и мощностью 2 млн т на предприятии «Танеко» («Татнефть»).

В 2011-2020 годах должно быть введено в эксплуатацию 115 установок вторичной переработки нефти, к 2027 году — 131 установка.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Созданный фактически с нуля группой компаний «Новый Поток» (New Stream Group) Антипинский НПЗ за 10 лет нарастил перерабатывающие мощности до 9 млн тонн в год, обеспечил рекордную для России глубину переработки (98%), полностью прекратив выпуск темных нефтепродуктов, запустил производство дизтоплива «Евро-5» и теперь готовится к выпуску бензинов аналогичного качества, который намечен на первое полугодие 2017 года.

Созданный фактически с нуля группой компаний «Новый Поток» (New Stream Group) Антипинский НПЗ за 10 лет нарастил перерабатывающие мощности до 9 млн тонн в год, обеспечил рекордную для России глубину переработки (98%), полностью прекратив выпуск темных нефтепродуктов, запустил производство дизтоплива «Евро-5» и теперь готовится к выпуску бензинов аналогичного качества, который намечен на первое полугодие 2017 года.

Кроме Антипинского НПЗ, New Stream контролирует еще ряд активов (Марийский НПЗ, Кстовский битумный завод, нефтяные месторождения в Оренбургской области с общим объемом запасов более 40 млн тонн, логистические и сбытовые компании, а также одноименную фирму-трейдера, зарегистрированную в Швейцарии) с общей годовой выручкой порядка $6 млрд и стоимостью, по оценке самой компании, $2,6 млрд.

Как отметил президент New Stream Дмитрий Мазуров, пример Антипинского НПЗ доказывает, что создание в России эффективного нефтеперерабатывающего производства «с нуля» - абсолютно реально. В числе основных достоинств завода он назвал использование передовых технологий, позволяющих полностью уйти от выпуска промежуточных продуктов и запуск вторичных процессов переработки, обеспечивающих получение продуктов с высокой добавленной стоимостью.

Почти у финиша

Первый производственный комплекс Антипинского НПЗ мощностью по сырью до 400 тыс. твг был введен в промышленную эксплуатацию в 2006 году. Его основными объектами стали установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-1 и товарно-сырьевой парк на 52 тыс. куб. м. Глубина переработки сырья на этой стадии не превышала 57%. Однако акционеры поставили цель превратить завод в полноценный крупный нефтеперерабатывающий комплекс. Для этого в наличии имелось главное - огромные запасы нефти тюменского региона и высокий спрос на высококачественное топливо. Сегодня можно говорить о том, что эта цель достигнута.

В 2016 году заводские мощности уже составляли 9 млн тонн в год по нефти, а глубина переработки - 98%. Последний показатель обеспечен вводом в промышленную эксплуатацию на Антипинском НПЗ комбинированной двухсекционной установки глубокой переработки мазута (УГПМ) мощностью 4,2 млн тонн в год.

Первая секция УГПМ (цех вакуумной переработки мазута) предназначена для получения вакуумного газойля и гудрона. Вторая (установка замедленного коксования) осуществляет переработку полученного в первой секции гудрона, являющегося тяжелым остатком технологического процесса получения нефтепродуктов. Запуск УГПМ позволил заводу полностью отказаться от производства мазута и всех его производных.

Установка построена по проекту американской Foster Wheeler. В конце июля 2016 года на ней был получен кондиционный кокс. Одновременно завод начал производить и другие новые для него продукты - газойль, нафту и дизель коксования, которые перерабатываются на установке гидроочистки в товарное дизтопливо «Евро-5». Выход дизтоплива на заводе вырос с 33% до 50%.

В сентябре 2016-го была запущена установка депарафинизации дистиллятов и дизельных фракций, благодаря чему появилась возможность освоить выпуск зимних видов дизтоплива, в том числе арктического. На объекте применены технологии Shell и Haldor Topsoe. Установка может работать в режиме гидроочистки. Ее производительность по сырью - 1,01 млн тонн в год. Таким образом, суммарная мощность гидроочистки дизтоплива на Антипинском НПЗ выросла до 4 млн тонн в год.

С вводом УГПМ Антипинский НПЗ выполнил обязательства по модернизации, предусмотренные четырехсторонним соглашением, заключенным в сентябре 2011 года между заводом, Федеральной антимонопольной службой, Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

Теперь на первый план вышла еще одна важнейшая цель - запуск производства бензинов «Евро-5». Весной 2017 года на Антипинском НПЗ должны быть запущены цеха изомеризации и риформинга нафты, что позволит решить эту задачу. По оценке экспертов, выпуск бензина «Евро-5» выведет завод на 500 млн долл. EBITDA, а капитализация Антипинского НПЗ достигнет $2 млрд.

На 2018-2019 годы запланировано строительство установки гидрокрекинга вакуумного газойля мощностью 2,7 млн тонн в год (сырьем для него станут вакуумный газойль и тяжелый газойль коксования с установки глубокой переработки мазута) и второй установки по производству водорода.

Итогом завершения всех технологических этапов станет выпуск широко спектра высококачественных нефтепродуктов. В частности: бензина А-92 и А-95 стандарта «Евро-5», дизельного топлива «Евро-5» (летнего, зимнего, арктического), нефтяного кокса и гранулированной серы.

Общая сумма инвестиций в проект создания НПЗ в компании оценивают в $3,8 млрд. Деньги для финансирования строительства третьей очереди и рефинансирования существующих кредитных обязательств New Stream заняла на внутреннем рынке. Так в январе 2016 года был привлечен крупный кредит Сбербанка - $1,75 млрд на 10 лет.
Естественно, возникает вопрос, в каком направлении будет развиваться Антипинский НПЗ.

Как рассказали «НиК» в пресс-службе Группы компаний «Новый Поток», мощности в ближайшие годы останутся в пределах проектных. В то же время рассматриваются варианты создания нефтехимического направления бизнеса, развитие сбытовой сети (розницы и мелкого опта) и сектора нефтедобычи.

Нефть для НПЗ

В 2010 году New Stream объявила о планах обеспечить потребность Антипинского НПЗ в сырье за счет собственных ресурсов. В 2015 году в качестве оператора-недропользователя на лицензионных участках Могутовского, части Воронцовского и Гремячевского месторождений, находящихся на территории Бузулукского района Оренбургской области и частично Борского района Самарской области была создана Нефтяная компания «Новый Поток». Право пользования недрами сроком на 20 лет было получено в ходе конкурса.

Рынки ждут

Наращивание объемов переработки потребовало от компании развития сбытовой сети. Произведенные на Антипинском НПЗ нефтепродукты реализуются как в России, так и на экспорт. В группу компаний «Новый Поток» входит компания NEW STREAM TRADING AG (NST) (Швейцария), созданная специально для продвижения продукции Антипинского НПЗ на экспортные рынки и привлечения в будущем на международных рынках необходимого финансирования для развития группы. На сегодня NST экспортирует антипинские нафту, вакуумный газойль и дизельное топливо. Покупателями выступают ведущие мировые компании, в числе которых BP, Mercuria, Litasco, Sibur International.

Что касается сбыта нефтепродуктов на внутреннем рынке, то завод уже может покрыть спрос на дизтопливо «Евро-5» (а с 2017 покроет и потребность в бензине «Евро-5») на территории всего Уральского федерального округа. Подается оно по продуктопроводу Тюмень-Курган, входящему в систему «Транснефтепродукта».

Сегодня идет активное формирование розничной сети. К настоящему времени она насчитывает 26 собственных АЗС, базирующихся в Тюмени и области. В планах довести их число до 90 и перевести на единый бренд.

Тянет на нефтехимию

«Антипинский НПЗ рассматривает возможность строительства мощностей по производству нефтехимической продукции», - заявил «Интерфаксу» член совета директоров завода Александр Горбачев еще в марте 2015 года. Одним из рассматриваемых вариантов он назвал создание производства «ароматики» (параксилол, бензол) и, на их базе, - ПЭТФ. «Мы рассматриваем проекты по нефтехимии, но, конечно, нас беспокоит рыночная ситуация и стоимость денег, поскольку проекты очень капиталоемкие. Думаю, к концу года у нас будет понимание», - сказал Горбачев. Однако понимания нет до сих пор. Возможно, что прежде чем затевать новые дорогостоящие проекты, компания намерена начать генерировать прибыль и выплачивать долги кредиторам. Скорее всего, это произойдет по итогам 2016 года.

Впрочем, финансовая ситуация не помешала ГК «Новый Поток» в текущем году приобрести Марийский НПЗ и Кстовское битумное производство, которые вписались в схему создаваемой ВИНК и теперь будут активно развиваться.

Три очереди

Первый производственный комплекс Антипинского НПЗ мощностью по сырью до 400 тыс. тонн в год был введен в промышленную эксплуатацию в 2006 году.

Проведенная к 2008 году модернизация обеспечила увеличение мощности НПЗ до 740 тыс. тонн в год. Однако дальнейшее ее наращивание было невозможно без подключения к системе магистральных нефтепроводов «Транснефти». Доставка более крупных объемов сырья по железной дороге делала предприятие нерентабельным. Весной 2010 года эту проблему удалось решить - НПЗ был подключен к системе магистральных нефтепроводов (на НПС «Тюмень-3»). Подписанный тогда договор с «дочкой» «Транснефти» «Сибнефтепроводом» обеспечил НПЗ получение по трубе до 6 млн тонн в год нефти с перспективой увеличения до 7,7 млн тонн в год. Это позволило в мае 2010 года ввести в эксплуатацию вторую очередь (почти на 2,8 млн тонн в год), включающую в себя установку ЭЛОУ-АТ-2, блок стабилизации бензинов и товарно-сырьевой парк на 120 тыс. куб. м. Таким образом общая мощность комплекса выросла до 3,6 млн тонн в год. Капвложения к этому времени составили $500 млн.

После завершения модернизации второй ЭЛОУ-АТ ее производительность по нефти составила 3,5 млн тонн в год, а суммарная мощность завода достигла 4,2 млн тонн в год. После чего началась активная фаза строительства третьей очереди.
Третья очередь предполагала наращивание мощности переработки до более чем 7,7 млн твг с одновременным строительством многоступенчатых очистных сооружений, выпуск дизтоплива стандарта «Евро-5» (с конца 2014 г.), достижение глубины переработки сырья в 94% (с конца 2015 года), начало производства бензина «Евро-5» (с первого квартала 2016-го), а так же ввод в эксплуатацию установки гидрокрекинга газойля. Забегая вперед, скажем, что сроки пришлось сдвинуть на год.

Кроме того, на этом этапе планировалось приобретение нефтедобывающих активов и мощностей по перевалке нефтепродуктов на экспорт, создание собственной логистики и розничной сети АЗС. То есть, по сути, создание ВИНК.
В январе 2014 г. в строй была введена новая ЭЛОУ-АТ-3 производительностью 3,7 млн твг, что обеспечило увеличение мощности НПЗ до более чем 7,7 млн тонн в год. Одновременно введены в эксплуатацию резервуарный парк товарного дизельного топлива объемом 80 тыс. куб. м и резервуарный парк сырой нефти на 60 тыс. куб. м.

В церемонии ввода ЭЛОУ-АТ-3 принял участие тогдашний председатель Государственной Думы Российской Федерации Сергей Нарышкин, что подчеркнуло особую значимость этого проекта для региона и страны.

В 2015 году на заводе была введена установка гидроочистки дизтоплива проектной мощностью по сырью 3,6 млн тонн в год, а так же блоки по производству водорода и элементарной серы, что позволило довести качество дизельного топлива до требований «Евро-5» (в объеме 3 млн тонн в год), обеспечить необходимую температуру застывания, с возможностью последующего выпуска зимнего и арктического горючего.

В октябре того же года предприятие увеличило производительность ЭЛОУ-АТ с 3,7 млн тонн в год до 5 млн тонн в год. В результате совокупная мощность завода по нефтепереработке выросла до 9 млн тонн в год.

Растущие мощности Антипинского завода потребовали увеличения поставок нефти по магистральному нефтепроводу. 6 июля 2016 года «Транснефть» удовлетворила запрос на увеличение пропускной способности магистрального нефтепровода, к которому подключен НПЗ, с 7,2 млн тонн в год до 9 млн тонн в год.

Была также решена проблема эффективного и надежного (по высшей категории) энергообеспечения предприятия: введена в эксплуатацию подстанция «Губернская».

По итогам 2015 года рейтинговое агентство RAEX («Эксперт РА») признало Группу компаний New Stream победителем в номинации «Инновационное развитие» («За строительство Антипинского НПЗ с максимальной глубиной переработки нефти по безмазутной схеме»).

Запрос региона

Руководство Тюменской области горячо поддержало идею создания Антипинского НПЗ. И это понятно: регион в котором сосредоточена основная часть российских запасов нефти и природного газа, был вынужден завозить светлые нефтепродукты (в объеме 1,2 млн тонн в год) с других территорий. В частности, с Омского, уфимских НПЗ и «Пермнефтеоргсинтеза», расположенных на расстоянии соответственно в 550, 800 и 600 км. Что, естественно, отражается на стоимости реализуемого на этой территории горючего.

После начала выпуска высококачественного топлива на Антипинском НПЗ, именно Тюменская область станет крупнейшим потребителем его горючего (в принципе завод способен покрыть всю ее потребность). Порядка 2 млн тонн в год возьмет Уральский ФО. Рассматривается и возможность поставок в другие регионы.

В силу экономической значимости проекта для региона НПЗ предоставляется серьезная государственная поддержка. В 2011 году он был включен в концепцию развития Тюменской области до 2030 года, а так же в перечень инвестпроектов стратегии развития Уральского федерального округа. Компания получает поддержку в виде налоговых льгот и административного сопровождения.

Синергетический эффект

В октябре на Антипинском НПЗ был реализован проект по приему остаточных продуктов переработки с Марийского НПЗ. В его рамках была запущена в промышленную эксплуатацию и переведена на автоматизированный режим эстакада разогрева и слива высоковязких нефтепродуктов. В результате завод может принимать до 720 тыс. тонн мазута и гудрона в год с Марийского НПЗ для дальнейшей переработки на комбинированной установке глубокой переработки мазута. Кроме того, логическим продолжением переработки гудрона с Марийского НПЗ является ООО «Битумное производство» в Кстово.

В самом деле, глубина переработки нефти в россии составляет 74%, в то время как в европе этот показатель равен 85%, а в США — 96%. С чем это связано, и какие шаги делаются для исправления ситуации?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

UPD: Заводы уже давно можно было бы модернизировать, если бы друзья Путина вкладывались в свою страну, а не в яхты-виллы.

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

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

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

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

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