Мини нпз в россии

Мини-НПЗ

ООО ЗАВКОМ-ИНЖИНИРИНГ поставляет блочно-модульные решения для создания установок по переработке нефти и газового конденсата.

Мини-НПЗ — это установки по первичной переработке углеводородного сырья мощностью до 1 млн тонн нефти в год.

Такие установки целесообразны в отдаленных регионах, а также в условиях использования специфического сырья и в первую очередь нацелены на производство:

• Бензина
• Дизельного топлива
• Мазута

В случае отдаленных регионов мини НПЗ могут отдельно комплектоваться блоками доведения качественных показателей продуктов первичной переработки до уровня качества товарных продуктов.

Автоматизированные системы управления

Все установки комплектуются автоматизированными системами управления технологическим процессом, что позволяет минимизировать количество обслуживающего персонала. Технологическое оборудование установок проектируется и изготавливается в соответствии с действующими нормами и правилами с учетом климатических условий района строительства.

Индивидуальный подход

Состав установки определяется совместно с Заказчиком и зависит в первую очередь от качества исходного сырья, предполагаемой мощности и требуемой конечной продукции. Специалисты готовы разработать несколько вариантов для дальнейшего выбора наиболее экономически выгодных с соблюдением необходимой экологической безопасности.

Мини НПЗ в России

Сегодня в России насчитывается около 30 крупных нефтеперерабатывающих заводов и еще 80 мини-НПЗ. В 2022 году на них переработали 276 млн тонн нефти. Несмотря на кризис, на предприятиях продолжаются масштабные программы модернизации. Информагентство Девон составило ренкинг первой десятки крупнейших предприятий нефтепереработки России: от омского гиганта Газпром нефти — до старейшего НПЗ на Черноморском побережье.

От омского гиганта Газпром нефти до старейшего НПЗ России на Черноморском побережье.

(20 марта 2023 06:04 , ИА Девон )

Сегодня в России насчитывается порядка 30 крупных нефтеперерабатывающих заводов и еще 80 мини-НПЗ. В 2022 году на них переработано 276 млн тонн нефти. Это на 3,5% меньше, чем годом ранее. Выпуск автомобильного бензина вырос на 3,6% – до 42,3 млн тонн. Производство дизельного топлива также показало рост – на 5,4% до 84,7 млн тонн. Противоположная динамика наблюдается при производстве мазута – 41,3 млн тонн (-6,9%).

Ведущие НПЗ, несмотря на кризис, продолжают масштабные программы модернизации. Однако из-за санкций некоторые компании скрыли данные за прошлый год.

Информагентство Девон составило ренкинг первой десятки крупнейших предприятий нефтепереработки России. Приводятся также актуальные инвестпроекты этих НПЗ по увеличению и углублению переработки нефтесырья.

Омский нефтеперерабатывающий завод мощностью 22 млн тонн нефти в год является крупнейшим в России. На предприятии Газпром нефти недавно завершили строительство комплекса глубокой переработки нефти. В состав КГПН входят секции гидрокрекинга, замедленного коксования и производства водорода. Это позволило объединить сразу несколько технологических процессов.

Новые нефтеперерабатывающие заводы в России

Общая мощность нового комплекса составит 2 млн тонн в год по сырью. С запуском объекта глубина переработки нефти на Омском НПЗ возрастет до 97%, что соответствует лучшим мировым показателям. Производство дизтоплива вырастет на 34%; автобензина – на 8%; авиакеросина – на 10% (к уровню 2019 года). Запуск комплекса позволяет также снизить нагрузку на окружающую среду и повысить промышленную безопасность. Компания инвестировала в этот проект порядка 160 млрд рублей.

Омский НПЗ

В 2023 году планируется запустить комплекс первичной переработки мощностью 8,4 млн т в год. Это позволит вывести из эксплуатации шесть установок прошлого экологического поколения. Также на заводе модернизируют установку АВТ-10. Это даст возможность увеличить выход светлых нефтепродуктов и отказаться от выпуска мазута.

НПЗ Киришинефтеоргсинтез

Следом идет НПЗ Киришинефтеоргсинтез компании Сургутнефтегаз. Завод КИНЕФ годовой мощностью 21 млн тонн расположен в Ленинградской области. Предприятие построено в 1966 году. В 2022 году на предприятии модернизировали установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6. Запланированы работы на установке риформинга бензиновых фракций. А после реконструкции установки бензольного риформинга ЛГ-35-8/300 Б объект вышел на проектную мощность. Это позволило увеличить выпуск бензола и повысить экологичность производства.

Рязанская нефтеперерабатывающая компания

На третьем месте расположилась Рязанская нефтеперерабатывающая компания. Проектная мощность предприятия Роснефти составляет 17,1 млн тонн нефти. В 2021 году Информ-Девон сообщал, что РНПК перевела каталитический риформинг на катализатор производства Ангарского завода катализаторов и органического синтеза (входит в Роснефть). Катализатор нужен для выпуска бензинов Евро-5, АИ-100 и Евро-6.

Рязанская нефтеперерабатывающая компания также начала промышленное применение российского катализатора гидроочистки дизельного топлива. С помощью него получают дизтопливо Евро-5 с ультранизким содержанием серы. Также Рязанская НПК реализует проект цифровой завод. Управление технологическими процессами будет вестись в автоматическом режиме из единого центра. А в марте 2022 года на заводе загорелась насосная перекачивающаяся станция на дизельной установке. Пламя охватило 100 кв. м. Авария не повлекла за собой серьезных последствий.

ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез

Конкуренцию РНПК по объему переработки (17 млн тонн) может составить ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез. Кстовский (он же Нижегородский) НПЗ – крупнейшее нефтеперерабатывающее предприятие ЛУКОЙЛа. В конце 2022 года на заводе ввели комплекс переработки нефтяных остатков. 7 февраля 2023 года на ней произошел пожар. Из-за этого работу установки временно приостанавливали. Погибших и пострадавших в результате возгорания не было. В состав комплекса входят установки замедленного коксования (УЗК), гидроочистки дизельного топлива и бензина, газофракционирования, производства водорода и серы.

Нефтеперерабатывающие заводы в России

Годом ранее на Кстовском НПЗ запустили установку изомеризации ПЕНЕКС. Она предназначена для переработки легкой бензиновой фракции в высокооктановый компонент товарного бензина по технологии низкотемпературной изомеризации. С вводом установки производительность комплекса достигла 800 тыс. тонн в год. Это дало возможность нарастить производство бензинов на 400 тыс. тонн в год. Тогда же начал работу блок производства полимерно-битумных вяжущих (ПБВ) на территории Нижегородского НПЗ мощностью 150 тыс. тонн.

По итогам 2022 года на пятое место поднялся ТАНЕКО – единственный построенный с нуля в постсоветской России НПЗ. На нижнекамском комплексе Группы Татнефть переработали 16,2 млн тонн нефтесырья. Годом ранее этот показатель составлял 12,5 млн тонн. Между тем, переработка на соседнем ТАИФ-НК сократилось с 7,3 до 6 млн тонн.

ТАНЕКО

Запуск на ТАНЕКО 15 установок за последние два года позволил увеличить нефтепереработку на треть. При этом уровень выхода светлых нефтепродуктов вырос до 82%, а глубина переработки – до 99,2%.

В декабре 2022 года в режиме комплексного опробования был запущен комплекс ароматики. Он состоит из 8 установок, которые вводились поэтапно с 2018 года. Новые объекты позволят увеличить выработку бензола до 60 тыс. тонн в год, а также ежегодно выпускать 150 тыс. тонн параксилола. Эти продукты станут сырьем для новых нефтехимических производств Татнефти.

В 2022 году АО ТАНЕКО освоено 52,7 млрд рублей инвестиций.

Ярославнефтеоргсинтез

Ярославнефтеоргсинтез также является одним из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России. Его установленная мощность – 15 млн тонн в год. ПАО Славнефть-ЯНОС входит в Славнефть (СП Роснефти и Газпром нефти).

Ново-Ярославский нефтеперерабатывающий завод начал работать в 1961 году. В 2021 году на комплексе освоили выпуск сотого бензина. По итогам прошлого года На ЯНОСе выпустили 8,2 млн тонн светлых нефтепродуктов, в том числе 2,3 млн тонн бензинов и 3,8 млн тонн ДТ.

На ЯНОСе предполагается строительство установки замедленного коксования (УЗК) мощностью 3,43 млн тонн нефти в год и гидроочистки дизельного топлива 2,1 млн тонн в год. Проектом предусмотрен ввод производства водорода на 196,65 тыс. тонн и жидкой серы – на 96,73 тыс. т. В результате глубина переработки достигнет 99%. Это позволит Славнефть-ЯНОС отказаться от производства мазута.

Планы на будущее

В 2021 году стало известно о планах по возведению комплекса глубокой переработки нефти. В состав УЗК войдут блок продувки и факельных сепараторов, блоки коксования, газораспределения и печей, конвейеры и т.д. Планируется масштабное строительство объектов общезаводского хозяйства и железнодорожной инфраструктуры.

ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка

В ТОП-10 также входит ООО ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка. Он может перерабатывать порядка 14,8 млн тонн в год. На Волгоградском НПЗ достигнута глубина переработки нефти 96,7%.

Все эти заводы играют ключевую роль в нефтепереработке в России и способствуют увеличению производства различных нефтепродуктов.

Нефтеперерабатывающие заводы в России

С 1957 года завод пропустил через себя 400-миллионов тонн нефти.

Волгоградский НПЗ

В 2023 году началось техперевооружение установок гидрокрекинга и ЭЛОУ АВТ-1. В результате мощность ЭЛОУ АВТ-1 увеличится на 21%. Модернизация установки гидрокрекинга, входящей в состав комплекса глубокой переработки вакуумного газойля, позволит повысить мощность и надежность всего комплекса.

На Волгоградском НПЗ также начали монтировать новый узел фильтрации сырья и ввода присадок в керосиновую фракцию. В 2023 году проведут также техперевооружение установки № 61 комплекса гидропроцессов.

За последние 10 лет на ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработке были введены установка ЭЛОУ АВТ-1, крупнейший в России комплекс глубокой переработки вакуумного газойля и завод высокоиндексных масел. В 2022 году завершена масштабная реконструкция ЭЛОУ АВТ-5. Также на Волгоградском НПЗ открыли две солнечные электростанции.

Пермский НПЗ

В данный рейтинг вошел еще один гигант, входящий в структуру ЛУКОЙЛа – Пермнефтеоргсинтез с переработкой свыше 14 млн тонн сырья в год. НПЗ построили в 1958 году.

В январе 2022 года, накануне масштабных санкций против РФ, ЛУКОЙЛ подписал с американской компанией Honeywell UOP контракт на поставку технологий. С их помощью планировалось перерабатывать малоценный вакуумный газойль в бензин и пропилен.

Пермский НПЗ будет выпускать пропилен в огромном количестве, заявляло в 2021 году руководство предприятия. Для этого инвестиции в будущую установку каткрекинга к 2026 году должны превысить 100 млрд рублей. Уровень отбора светлых нефтепродуктов вырастет до 82%. Мощность комплекса по сырью составит 1,8 млн т в год. В состав каткрекинга ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтеза войдут установки водорода, гидроочистки дизтоплива и алкилирования. Это позволит создать в Перми новый центр нефтепереработки, заявлял экс-глава ЛУКОЙЛа Вагит АЛЕКПЕРОВ.

Московский НПЗ

Далее идет Московский НПЗ с объемом переработки в 12 млн тонн. Завод Газпром нефти обеспечивает более трети рынка топлива столичного региона, снабжая, в том числе московский авиаузел. Московский НПЗ (Капотня) — ведущий отечественный производитель современного дорожного битума.

С 2011 года Газпром нефть ведет комплексную модернизацию Московского НПЗ стоимостью более 350 млрд рублей. Завод последовательно обновляет промышленные комплексы. Благодаря этому, предприятие уже на 75% снизило воздействие на окружающую среду.

В феврале 2023 года Московский нефтеперерабатывающий завод начал обновление резервуарного парка для хранения сырья и готовой продукции. Планируется усовершенствовать инфраструктуру всей системы хранения и заменить более 40 технологических объектов. К 2025 году МНПЗ перейдет на глубокую переработку нефти. Это позволит отказаться от производства мазута и увеличить выработку моторного топлива из нефтяных остатков.

Замыкает десятку РН-ТУАПСИНСКИЙ НПЗ – единственный НПЗ на черноморском побережье России. При проектной мощности в 12 млн тонн фактически на заводе «Роснефти» перерабатывается 8,6 млн тонн сырья. Старейший нефтеперерабатывающий завод в России построен в 1929 году. В 1942 году оборудование было демонтировано и эвакуировано в город Красноводск. Послевоенное восстановление завода было начато в 1948 году. Первая установка введена в эксплуатацию в 1949 году.

28 февраля 2023 года нефтебазу Туапсинского НПЗ атаковали два украинских беспилотника со взрывчаткой. По данным СМИ, дроны взорвались в 100 метрах от нефтехранилища. В результате было повреждено здание бойлерной и начался сильный пожар в хозяйственном строении.

Несмотря на это, на «РН-Туапсинский НПЗ» идет модернизация производства. В частности, планируется реконструкция установок гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроочистки дизельного топлива, производства серы, водорода. Затем будут модернизированы установки гидроочистки бензина, риформинга, изомеризации и флексикокинга. Последний объединяет в себе термический крекинг гудрона в кипящем слое циркулирующего кокса и газификацию коксообразных частиц с образованием топливного газа. После реконструкции глубина переработки нефти увеличится до 98,5%.

Поделиться этой новостью у себя в соцсетях

Поиск по теме: рейтинги, ТАНЕКО, Газпром нефть, модернизация НПЗ, ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка, ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез, ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез, моторное топливо, бензин автомобильный, дизтопливо, глубокая нефтепереработка, Сургутнефтегаз, Славнефть, Мазут, ЭЛОУ-АВТ, Пропилен, Роснефть НПЗ

Бизнес попросил освободить малые НПЗ от заградительной пошлины

Минэнерго анализирует ситуацию и может изменить критерии

Бизнес попросил освободить малые и средние нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) мощностью менее 1 млн т в год от уплаты заградительной пошлины на вывоз нефтепродуктов в 50 000 руб./т. Эти предприятия ориентированы исключительно на экспорт, а новый сбор ограничивает или полностью закрывает для них возможность работы на внешних рынках. Об этом говорится в письме председателя «Деловой России» Алексея Репика вице-премьеру Александру Новаку. Документ есть у «Ведомостей», он был направлен в правительство 30 ноября.

Прошлогоднее постановление правительства № 2403 об установлении размера заградительной пошлины предполагало освобождение от ее уплаты всех производителей нефтепродуктов – сбор вводился только для тех, кто покупает топливо на рынке для последующей продажи за рубеж. Но в октябрьском документе (постановление № 1637), которым размер пошлины увеличен с 20 000 до 50 000 руб./т, кабмин изменил подход – от этого обязательства избавили только крупные НПЗ, пояснил «Ведомостям» представитель «Деловой России» (ДР). Небольшие заводы, занимающиеся переработкой нефтяного сырья или прямогонного бензина (сырья для химической промышленности) в количестве менее 1 млн т или 0,5 млн т соответственно, остались в перечне плательщиков сбора. Как отмечалось в пресс-релизе правительства, мера введена для предотвращения возможного серого экспорта после снятия действующих ограничений на вывоз топлива за пределы страны.

Одной из причин введения заградительной пошлины для малых и средних НПЗ является подозрение правительства, что под видом нетоварных продуктов они вывозят за рубеж классовое топливо, указано в письме. Но таможенные органы располагают всеми необходимыми ресурсами для проверки экспортируемых нефтепродуктов и исключения подобных фактов и такое предположение несправедливо, утверждает Репик в письме. Добросовестные предприятия «могут отчитаться о каждой закупленной тонне нефти», равно как и о полученных из нее нефтепродуктах, и в случае необходимости готовы к дополнительному контролю.

Между тем малые и средние НПЗ в силу недостаточности мощностей не получают демпфера, а потому лишены возможности конкурировать за внутреннего потребителя с более крупными предприятиями, указано в письме. Такое положение заставляет их работать исключительно на экспорт – они производят так называемые нетоварные нефтепродукты для вывоза в дружественные страны. Поскольку небольшие НПЗ не продают свою продукцию на внутреннем рынке, их деятельность не оказывает влияния на цены «товарных» бензинов и дизеля в России, говорится в документе.

Ущерб для бюджета

Принятые октябрьским постановлением меры исключили для небольших заводов возможность экспорта и реализации инвестпроектов по переработке нефтяного сырья, говорится в письме. По предварительной оценке, потенциальный ущерб для бюджета от приостановки или сокращения ими своей деятельности превысит 90 млрд руб. в год, считают в объединении. Речь идет о недополученных налоговых отчислениях на всех этапах – от производителя сырья до переработчика. «Полагаем, что проблема носит системный характер и количество пострадавших предприятий, а также сфер хозяйственной деятельности, которых введенные пошлины коснулись, значительно больше», – отметил представитель ДР. На сегодняшний день известно о пяти предприятиях, которые столкнулись с такими проблемами, их суммарная мощность составляет около 2 млн т, пояснил представитель объединения.

Дополнительные трудности для НПЗ создает тот факт, что заградительные пошлины были введены без переходного периода, указано в письме. Из-за этого под новый сбор попали уже отгруженные нефтепродукты, помещенные под процедуру экспорта по временным таможенным декларациям, но еще не вывезенные с территории ЕАЭС. Предприятия были вынуждены возвращать такие партии в хранилища и нести связанные с этим убытки, поскольку они оказались меньше, чем потери от уплаты пошлины, пишет Репик. Кроме этого на складах таких экспортеров остались нефтепродукты на десятки миллиардов рублей – часть из них производилась из сырья, купленного на кредитные средства. Эти деньги предприятия обязаны будут в ближайшее время вернуть, хотя продукцию так и не удалось продать за рубеж ввиду новых таможенных правил.

Минэнерго прорабатывает все предложения организаций по совершенствованию критериев по заградительной пошлине, сообщил «Ведомостям» представитель пресс-службы Минэнерго. После проведения всестороннего анализа при необходимости министерство выйдет с инициативой по изменению постановления, указал собеседник, добавив, что приоритетом остается насыщение внутреннего рынка моторным топливом.

«Ведомости» направили запрос в Минфин и правительство.

Попали под раздачу

Мини-НПЗ действительно играют невысокую роль в производстве автомобильного топлива и нефтепродуктов в целом, рассказал независимый эксперт в сфере ТЭК Кирилл Родионов. По данным Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса (ЦДУ ТЭК), за девять месяцев 2023 г. на их долю пришлось 2,2% производства бензина (210 000 т), 1,4% выпуска дизеля (903 000 т) и 3,5% производства прямогонного бензина (71 000 т), уточнил эксперт. «Это не те объемы, которые при перенаправлении на экспорт могут всерьез привести к дефициту на внутреннем рынке», – сказал он.

В октябре малые и средние переработчики просто попали под раздачу, считает Родионов. При возвращении к старым параметрам демпфера – с сентября выплаты уполовинили, но уже с октября их вернули в прежнем объеме – и смягчении барьеров на вывоз дизеля регуляторам «для баланса» требовалось оставить в силе хоть какие-то ограничения на экспорт. При этом у небольших НПЗ в отличие от трейдеров есть собственные производственные мощности, поэтому отследить их деятельность проще, уточнил эксперт.

Как власти боролись с серым экспортом нефтепродуктов

Весной 2023 г. в РФ начали расти оптовые цены на моторное топливо – все лето стоимость бензина и дизеля на СПбМТСБ обновляла рекорды. Главную причину такой динамики власти усмотрели в так называемом сером экспорте. Его механизм заключается в том, что участники рынка покупают на внутреннем рынке нефтепродукты, производителям которых был уплачен демпфер, и продают за рубеж по более высоким ценам. Меры по борьбе с серым экспортом и снижению цен на топливо обсуждались все летние месяцы. Среди возможных ограничений обсуждались создание списка экспортеров нефтепродуктов, лицензирование вывоза топлива и введение заградительной пошлины на экспорт в $250/т. В итоге правительство выбрало крайние меры: 21 сентября экспорт бензина и дизеля был полностью запрещен. Когда цены на бирже стабилизировались, запрет был снят, но ограничения остались в виде заградительной пошлины в 50 000 руб/т.

Заградительные пошлины для заводов мощностью менее 1 млн т носят преимущественно фискальный характер и являются одним из источников компенсации выпадающих доходов бюджета от возврата к выплате демпфера в полном объеме, отметила директор департамента налогового и юридического консультирования Kept Олеся Никифорова. Кроме того, такая мера может быть одним из инструментов переориентирования НПЗ на реализацию на внутренний рынок. Но этот процесс требует привлечения значительных вложений в модернизацию производственных мощностей и невозможен без расширения мер господдержки.

Пошлины как для мини-НПЗ, так и для трейдеров следует отменить, уверен Родионов. Рост цен, происходивший на рынке в августе – сентябре 2023 г., был связан не с нехваткой выпускаемого топлива, а с проблемами с его доставкой железнодорожным транспортом (из-за резкого роста нагрузки на сеть РЖД) и низкой конкуренцией среди производителей, полагает эксперт. По его словам, решить их можно только за счет резкого повышения нормативов биржевых продаж – например, с 15% для бензина и с 12,5% для дизеля до 50% и 33% соответственно. Это усилит конкуренцию на бирже и, как следствие, приведет к снижению цен сначала в опте, а затем в рознице.

В подготовке статьи участвовала Дарья Савенкова

Нефтеперерабатывающая промышленность России

Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 8 марта 2022 года; проверки требуют 66 правок.

Нефтеперераба́тывающая промы́шленность Росси́и — отрасль российской промышленности, часть нефтяной промышленности России.

Динамика производства бензина в России в 1992—2008 годах, в млн тонн

Динамика первичной переработки нефти в России в 1992—2008 годах, в млн тонн

Добыча нефти с конденсатом выросла более чем на 14 %.

Объём первичной переработки нефти по РФ с 2008 года по 2019 год увеличился на 21,2 %. В 2008 году по России объём первичной переработки нефти составлял 235 634,2 тыс. т, в 2019 году 285 315,6 тыс. тонн, в 2020 году он снизился до 270 000 тыс.тонн.

Глубина переработки нефти по итогам 2020 года увеличилась на 13,5 %, до 84 %. Глубина переработки нефти на НПЗ России до 2008 года в среднем находилась на уровне 74 %, в евро­пейских странах — на уровне 85 %, в США — 95-96 %.

Выход светлых нефтепродуктов по итогам 2020 года увеличился на 8,2 %, до 61,7 %. В 2008 году выход светлых нефтепродуктов на НПЗ России составлял около 57 %, для сравнения в Западной Европе — 72 % и в США — 82 %.

Объёмы производства и потребления по основным товарным группам

Товарные группы Крупнейшие предприятия

Первич. переработка нефти, тыс. т Омский НПЗ, Московский НПЗ, Новоуфимский НПЗ, Рязанский НПЗ, Ангарский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Киришский НПЗ

Бензин автомобильный, тыс. т Новоуфимский НПЗ, Омский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ

Дизельное топливо, тыс. т Омский НПЗ, Киришский НПЗ, Хабаровский НПЗ

Мазут топочный, тыс. т Ярославнефтеоргсинтез, Киришский НПЗ, Рязанский НПЗ

Список нефтеперерабатывающих предприятий России

НПЗ Контролирующий акционер Мощностипо переработке(млн.тонн) Глубина переработки, (д.ед.) Федеральный округ Субъект РФ Год ввода в эксплуатацию

Астраханский ГПЗ Газпром 3.3 н.д. Южный ФО Астраханская область 1986

Коченёвский НПЗ ООО "ВПК-Ойл" 0.72 0.96 Сибирский ФО Новосибирская область 2007

Владельцы нефтеперерабатывающих предприятий

Нефтеперерабатывающая промышленность в России в большой степени консолидирована. Около 90 % мощностей по переработке нефти находится под контролем 9 вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК).

Контролирующийакционер Числопредприятий Мощности по переработке(млн.тонн)

Кубанская нефтегазовая компания 1 6.6

Распределение нефтеперерабатывающих предприятий по регионам

Ввод нефтеперерабатывающих мощностей в России по годам

В советское время, когда были введены в действие основные нефтеперерабатывающие мощности России, при выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались двумя факторами: близостью к районам потребления нефтепродуктов и сокращением общих затрат на транспортировку нефти. В связи с этим ряд НПЗ был построен в районах добычи нефти.

НПЗ в Рязанской, Ярославской и Нижегородской областях были ориентированы на Центральный экономический район (СССР); в Ленинградской области — на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае — на густозаселенный Северо-Кавказский район, в Омской области и Ангарске — на потребности Сибири. Остальные НПЗ были построены в районах добычи нефти. До конца 60-х годов главным нефтедобывающим районом СССР было Урало-Поволжье, поэтому с целью переработки добываемой нефти в Башкирии, Самарской (ранее Куйбышевской) и Пермской областях был построено несколько НПЗ, обеспечивавших потребление как в данных регионах, так и в других районах России, а также в союзных республиках бывшего СССР.

Федеральный округ Регион Мощности по переработке(млн. тонн)/кол-во НПЗ

Приволжский ФО Республика Башкортостан 34.1/4

Республика Марий Эл 1.44/1

Центральный ФО Рязанская область 17.1/1

Сибирский ФО Омская область 21/1

Южный ФО Краснодарский край 29.74/5

Северо-Западный ФО Ленинградская область 20.1/1

Дальневосточный ФО Хабаровский край 13.3/2

Уральский ФО Тюменская область 7.5/1

Летний сезон для нефтеперерабатывающей отрасли Казахстана стал напряжённым: Павлодарский нефтехимический завод – на капитальном ремонте, на Шымкентском НПЗ сломалась установка, позволяющая производить бензин Аи-95. А в Мангистауской области произошла авария, в результате чего Атыраускому НПЗ тоже пришлось остановиться. И как итог – приобретение дефицитного бензина в России. Orda.kz разбиралась, как особенности законодательства и межправительственные соглашения с РФ сыграли злую шутку с ГСМ Казахстана.

В РК функционируют около 20 мини-НПЗ, чья переработка нефти не настолько глубокая, как у трёх «китов», но маломощные заводы могут помочь решить вопрос с дефицитом бензина и дизельного топлива.

Как Россия перекрыла мини-НПЗ экспорт нефтепродукта

На мини-НПЗ производят печное топливо, мазут, дизель и нафту (прямогонный бензин). Из-за крупных игроков на внутреннем рынке им приходится экспортировать большую часть своей продукции. В то время как подакцизный товар уходит на внутренний рынок. Дизель местного производства покрывает региональный дефицит в весенний и осенний сельскохозяйственные периоды.

С 8 апреля этого года владельцы мини-НПЗ столкнулись с серьёзной проблемой – нафта попала под запрет экспорта за пределы ЕАЭС. Этого потребовала Россия в рамках договорённостей по беспошлинному импорту дизельного топлива в Казахстан. Только в этом году Казахстан закупает у соседней страны 830 тысяч тонн солярки по цене около 800 долларов за тонну. Северный сосед объяснил своё требование тем, что под видом нафты могут перепродавать дизель.

При этом в пределах ЕАЭС прямогонный бензин не востребован. В Кыргызстане проинформированы об этой проблеме, в результате чего они демпингуют цены на нефтепродукт. В России хватает своей нафты, в стране нет необходимых объёмов для потребления в том числе и казахстанского продукта. Поэтому мини-НПЗ в РК оказались в затруднительном положении.

Нафта по факту является промежуточным продуктом, который неизбежно получают мини-НПЗ при переработке нефти. Крупные игроки не сталкиваются с её производством, потому что сразу переходят на более дорогостоящий товар – бензин. А маломощные заводы при отсутствии нужной глубины переработки вынуждены в нынешних реалиях либо хранить нафту в резервуарах и затовариваются ею, либо сворачивать производство и увольнять сотрудников.

Чтобы решить вопрос, представители мини-заводов обсудили возможность продажи нафты Атыраускому НПЗ.

«Сейчас у нас в разных ёмкостях хранится чуть больше 20 тысяч тонн нафты. По примерным оценкам, это около 8 млн долларов. Часть продукта – на терминале ТОО "Тениз-Сервис", который расконсервировали недавно, а часть – в вагонах, которые мы арендуем. В среднем платим 45 долларов в сутки за одну ж/д ёмкость. Мы ищем рынки сбыта. У нас была встреча с представителями Атырауского НПЗ. Мы предложили им разрешить нам зайти на переработку с нафтой, полученной после переработки. Бензин марки Аи-95 мы готовы реализовать в полном объёме на местном рынке. Тем самым покрыли бы дефицит. Нам сказали, что это запрещено на законодательном уровне, потому что мы не попадаем под категорию поставщика нефти (Статья 11-1 Закона «О государственном регулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов» – Прим. ред.). АНПЗ предложил купить нафту за 71 тысячу тенге без учёта НДС за тонну, при себестоимости её производства 190 тысяч тенге за тонну. Для нас это очень нерентабельно. Отметим, что при переработке нафты, в зависимости от технологий, они могут получить до 70-80% бензина марки АИ-95. Его они продают по цене приблизительно 250 тысяч тенге за тонну. Однако, наше государство импортирует АИ-95 из России по цене почти в два раза выше. Где логика? Не лучше ли для конечного потребителя позволить мини-НПЗ зайти на переработку со своей нафтой и получить в конечном счете готовый нефтепродукт в виде АИ-95 и продать его на местном рынке по более демократичной цене для потребителя?», рассказал представитель ТОО Mangystau Oil Refining Абдыманап Исабаев.

Завод по переработке нефти Mangystau Oil Refining находится в пригороде Актау. Его запустили в 2017 году. Сырьё получают ежедневно от нескольких месторождений, зачастую по цене выше экспортной – 130-150 тысяч тенге за тонну. При наличии резервуаров компания может без подпитки продержаться 3-4 дня. Это сыграло большую роль во время аварии на МАЭК, когда вся нефтегазовая отрасль остановила свою работу.

Общая мощность переработки на сегодня составляет 300 тысяч тонн в год. На заводе работают 220 человек, с учётом транспортировки товара выходит около 600 рабочих мест. Кроме непосредственной переработки мелкосернистой нефти, предприятие оказывает услуги помывки вагонов и перевалки нефтепродуктов. Одновременно в одном из цехов можно помыть восемь вагонов.

«Сюда можно привезти сырьё на вагонах и перевалкой отгрузить на автомобили или наоборот. На эстакаде приходит нефть на нефтевозах, её здесь сливают и дальше подготавливают. Помимо слива происходит и отгрузка готовой продукции. Здесь мы заливаем мазут, дизель, нафту и печное топливо. Можем сливать разово восемь вагонов», сообщил начальник цеха ТОО Mangystau Oil Refining Алексей Райгородский.

Как комитет госдоходов удалённо следит за нефтепродуктами на каждом этапе

В среднем на заводе перерабатывают до 800 тонн нефти в день. Чтобы уменьшить количество нафты, завод внёс коррективы в переработку. Если в прошлом году на этот нефтепродукт приходилось 25% от всего объёма, то в этом – 20%. В то время как производство подакцизного товара – дизельного топлива увеличили с 13% в 2022 году до 25% в этом году.

«В резервуары мы заливаем отдельно летний дизель и межсезонный, один резервуар под мазут, ещё один под нафту и отдельно под печное топливо. От запроса потребителей зависит, какую солярку мы производим. За первое полугодие мы выпустили 34 тысячи тонн дизеля. Информация о сырье, которое попало в резервуарные баки, сразу уходит в КГД. Они в режиме онлайн мониторят, как заполнение резервуаров, так и отгрузку. В своё время внесли изменения в закон, теперь у нас установлены контрольные приборы учёта (КПУ) Emerson стоимостью в 2,5 млн долларов. Сколько поступило нефти, сколько и что мы из неё переработали и кому продали. Всё видно», объяснил Райгородский.

В минэнерго о проблеме с затовариванием нафты знают. Правительство уверяет, что поможет представителям мини-НПЗ. Возможно, ведомство внесёт попровки в законодательство, чтобы решить вопрос.

«Касательно переработки нафты на отечественных НПЗ. 19 мая, 20-21 июня министерством энергетики провели рабочие совещания с участием АО НК «КазМунайГаз» и представителями ТОО Mangystau Oil Refining. В настоящее время ведётся работа по вопросам переработки нафты на отечественных нефтеперерабатывающих заводах с учётом законодательных, технических и экономических аспектов», сообщил минэнерго 29 июня на запрос Mangystau Oil Refining.

Появится ли четвёртый кит нефтепереработки в Казахстане?

До запрета на экспорт, компания решила одновременно пойти на увеличение мощностей переработки до 800-830 тысяч тонн в год и увеличить её глубину, чтобы производить всю линейку ГСМ. По плану конец 2024 года должен был стать эрой рассвета четвёртого НПЗ. Но нынешние финансовые трудности сильно застопорили реализацию идеи.

«Нафта она всегда экспортировалась, мы получали выручку, которую направляли на увеличение мощностей завода. При увеличении глубины переработки, она уже не производится, расщепляется на другие фракции – чистый бензин класса К-5, иначе говоря, Евро-5. Тот факт, что мы не можем продать нафту, ставит под вопрос оба этапа. Скопление продукции бьёт нас самих по карману. При реализации третьего и четвёртого этапов мы смогли бы производить 360 тысяч тонн дизеля в год, АИ-92 и АИ-95 – 150 тысяч тонн суммарно», объяснил представитель ТОО Mangystau Oil Refining Абдыманап Исабаев.

За весь период в завод инвестировали более 70 млн долларов, преимущественно из заёмных средств. Сюда также вошли расходы по покупке завода на юге Казахстана. Под расширение мощностей и увеличение глубины переработки ТОО оформило кредит на 15 млрд тенге.

«Под эти средства мы заложили всё имущество, которое имеем: заводы, офисы. Банк может поставить вопрос о ликвидности займа. Если раньше они видели динамику роста, то сейчас это не так. Выплаты по кредиту идут с перебоями, завод может остановиться. И тогда нам нечем будет закрыть кредит и банк поставит вопрос ребром. Мы уже ездили в Китай, чтобы увидеть объекты и технику. На их изготовление уйдёт 1,5 – 2 года. Мы уже обо всём договорились. Та сторона уже ждёт оплату. Сумма контракта для увеличения мощности составляет 20 млн долларов. Чтобы получить всю линейку ГСМ марки Евро-5 мощностью до 1 млн тонн понадобиться 200 млн долларов. Реально нам до финиша – 2-2,5 года. Учитывая нынешнюю ситуацию, хоть о чём-то можно будет говорить только через пару месяцев. Пока ведутся переговоры с регулятором», поведал заместитель директора ТОО Mangystau Oil Refining Куаныш Тайгуков.

Куаныш Тайгуков/Фото Orda.kz

Представители завода обсуждают с «КазМунайГазом» насчёт трубопровода с месторождения. Таким образом нефть будет стабильно поступать на завод для поддержания необходимых объёмов производства. Но для этого нужно сначала увеличить мощность переработки. От качества нефти зависит и техника для производства линейки ГСМ. Вот такой замкнутый круг.