» сдвинула завершение программы модернизации нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) с 2020 г. на 2027 г., другие крупные нефтяники практически выполнили план, сообщает «Коммерсантъ» со ссылкой на апрельскую презентацию Минэнерго. В «Роснефти» информацию опровергают.
Как следует из презентации, «Роснефть » пока лишь наполовину выполнила свои обязательства по модернизации НПЗ в рамках четырехсторонних соглашений между правительством и нефтяными компаниями от 2011 г. К 2020 г. «Роснефть » (владеет 13 крупными НПЗ, 36% в первичной переработке нефти в стране) должна была построить 42 установки на своих заводах, но пока построила только 20, а от двух отказалась. Остальные 20 установок компания теперь рассчитывает построить в период до 2027 г.
«Информация о переносе сроков программы модернизации НПЗ компании на срок до семи лет не соответствует действительности. "Роснефть " реализует программу модернизации согласно утвержденному бизнес-плану и графику работ», – сообщили изданию в госкомпании, не уточнив плановый срок завершения модернизации.
«Газпром нефть », владеющая двумя НПЗ в России, завершит модернизацию в 2018 г., указано в презентации: построено восемь из девяти установок, от изначально запланированной десятой установки компания отказалась. «Лукойл », оперирующий четырьмя НПЗ, построил 10 из 11 установок, четыре установки компания решила не строить.
В 2011-2027 гг. запланирован запуск 128 установок, по состоянию на май 2018 г. введено 78 установок, сообщили газете в Минэнерго. В ведомстве подтвердили, что темпы инвестирования в модернизацию замедлились из-за изменившихся макроэкономических, ценовых и налоговых условий. В Минэнерго также отметили, что в отрасли нет «понимания долгосрочной системы налогового и таможенного регулирования», а рентабельность инвестиций низкая. Сейчас правительство обсуждает меры поддержки НПЗ, в качестве основного варианта рассматривается обратный акциз, напомнили в Минэнерго.
Заключенные в 2011 г. четырехсторонние соглашения между ФАС, нефтяниками, Ростехнадзором и Росстандартом накладывают на нефтекомпании обязательства по модернизации НПЗ и объемам поставляемых нефтепродуктов на внутренний рынок. ФАС «крайне отрицательно» относится к невыполнению соглашений и «недавно ряду компаний были направлены напоминания о необходимости отгрузки на внутренний рынок 20% от произведенных светлых нефтепродуктов», сказал «Коммерсанту» начальник управления ТЭКа службы Дмитрий Махонин. Позже ФАС сообщила, что такое предупреждение выдано «Роснефти».
«Роснефть » сокращает инвестиции в модернизацию НПЗ уже несколько лет – со 195 млрд руб. в 2013 г. до 65 млрд руб. в 2016 и в 2017 гг. По оценке аналитика АКРА Василия Тануркова, на завершение модернизации госкомпании может потребоваться еще 400 млрд руб. Ранее «Коммерсантъ» сообщал, что 8 февраля главный исполнительный директор «Роснефти» Игорь Сечин направил письмо президенту Владимиру Путину с просьбой о бюджетной поддержке НПЗ компании на 145 млрд руб.
Вызовы современной нефтепереработки – это модернизация НПЗ и цифровая трансформация. Наиболее значимым событием, определяющим сроки проведения модернизации заводов, является заключение в 2011 г. четырёхсторонних соглашений между ФАС, Ростехнадзором, Росстандартом и 12 нефтяными компаниями. Эти соглашения предусматривали увеличение производственных мощностей, поэтапный переход на выпуск нефтепродуктов, соответствующих европейским стандартам (Евро-4 и Евро-5), а также повышение глубины переработки нефти. Они включают в себя конкретные этапы ввода в эксплуатацию новых объёктов и сроки перехода на производство топлива уровня Евро-5.
Тамара Сафонова, к.э.н., доцент кафедры международной коммерции факультета ВШКУ РАНХиГС при Президенте РФ, исполнительный директор ООО "Независимое аналитическое агентство нефтегазового сектора"
© "Газпром нефть"
Следствием заключения этих соглашений стало установление государственного контроля над инвестициями вертикально интегрированных нефтяных компаний и независимых НПЗ, направляемыми в сектор нефтепереработки.
Ключевое влияние на поэтапное улучшение качества производимых в России нефтепродуктов, устранение с рынка суррогатов оказал технический регламент Таможенного Союза. Если в 2011 г. на бензины 4-го и 5-го классов в совокупности приходилось лишь 28% от выпуска данного вида топлива, то с 1 июля 2016 г. в Российской Федерации была запрещена реализация топлива ниже 5-го экологического класса.
Основными бенефициарами модернизации нефтепереработки в нашей стране являются вертикально интегрированные нефтяные компании. Так, к концу 2017 г. 88% отечественной переработки осуществлялось на предприятиях, входящих в структуру ВИНК. На долю независимых НПЗ (с мощностью более 1 млн т) приходится 8%, мини-НПЗ – 4%.
Исторический максимум объёмов нефтепереработки был достигнут в 1988 г. (310,5 млн т). В 1990-е годы в отрасли началась стагнация, обусловленная экономическим кризисом в стране. В результате в 1998 г. переработка сократилась до своего исторического минимума –164 млн т. С начала 2000-х годов, на фоне интенсивного повышения мировых цен на энергоресурсы и быстрого роста российской экономики, объёмы первичной переработки в РФ стабильно увеличивались. В итоге к 2010 г. она достигла 250 млн т, продемонстрировав увеличение на 81,4 млн т по сравнению с 1999 г.
Данная тенденция сменилась на противоположную лишь в 2015 г. Это было обусловлено как падением мировых цен на нефть, так и изменениями в российской налоговой системе, сделавшими экспорт сырой нефти более привлекательным, нежели поставки за рубеж нефтепродуктов.
Анализируя этапы восстановления российской нефтепереработки и эффективность программы модернизации, важно провести сравнение показателей производства нефтепродуктов за весь постсоветский период.
Производство бензина в 2017 г. (39,2 млн т) оказалось на 1,7 млн т ниже уровня 1990 г. Однако в ходе реализации программы модернизации НПЗ неуклонно улучшалось качество моторного топлива в соответствии требованиям Технического регламента Таможенного союза.
Тренд производства дизельного топлива в целом повторяет динамику выпуска автобензинов. Оно увеличилось с 76,2 млн т в 1990 г. до 76,9 млн т в 2017-м. Минимальный объём пришелся на 1998 год – 45,2 млн т. Прирост производства с 1998 по 2010 г. составил 25,1 млн т.
Наибольшие изменения в нефтепереработке за постсоветский период коснулись тёмных нефтепродуктов. Начиная с 1990 г. производство мазута сократилось в два раза, а с момента утверждения программы модернизации его выпуск снизился с 73,2 млн т (в 2011 г.) до 51,2 млн т (в 2017 г.).
В числе основных итогов 2017 г. министр энергетики РФ Александр Новак отметил продолжившуюся модернизацию нефтеперерабатывающих заводов. Так, за год было введено в эксплуатацию восемь установок. Глубина переработки повысилась до 81,3%. В целом в рамках четырёхсторонних соглашений уже построено или модернизировано 78 установок, осталось ещё 49.
По мнению министра, "у нас не очень простая ситуация с нефтепереработкой с точки зрения того, что значительное падение цен в рамках налогового манёвра, который был принят в 2014 г., действительно снизило стимулы для привлечения инвестиций". По его словам, если раньше инвестиции в нефтепереработку в РФ составляли примерно 250 млрд рублей в год, то теперь они сократились до 150 млрд.
Потенциал увеличения отечественной нефтепереработки можно определить исходя из резерва неиспользуемых технических возможностей. Как правило, для НПЗ оптимальной является такая структура вторичных процессов, которая при заданной мощности первичной переработки нефти и её полной загрузке обеспечивает максимально возможную маржу. При этом должно соблюдаться условие – окупаемость инвестиций в развитие вторичных процессов при действующей налоговой системе.
Согласно нашим расчётам, по состоянию на конец 2017 г. резерв мощности по переработке составил 56,4 млн т. Правда, согласно данным опроса НААНС-МЕДИА, существующая загрузка является оптимальной для ряда НПЗ, несмотря на то, что их установленная мощность выше фактической.
Наибольшим потенциалом для наращивания переработки располагает "Роснефть" – 20,3 млн т (включая предприятия, ранее входившие в состав "Башнефти" – 4,3 млн т).
Потенциал "ЛУКОЙЛа" – 6,6 млн т. При этом компания в настоящее время поддерживает уровень переработки на оптимальном уровне, с учётом потребительского спроса. В то же время при планировании перспективной загрузки необходимо учитывать инвестиционное решение о строительстве комплекса замедленного коксования на Нижегородском НПЗ. Кроме того, в связи с реализацией проекта "Юг" возможно увеличение производительности Волгоградского НПЗ на 1,7 млн т (до максимальной мощности).
Резерв ООО "Киришинефтеоргсинтез", входящего в группу ОАО "Сургутнефтегаз", составляет более 2,0 млн т. Сегодня загрузка этого предприятия находится на уровне 18,2 млн т в год. Однако анонсирован и внедряется проект строительства комплекса по производству высокооктановых компонентов бензинов мощностью 2 млн т в год. Уже в текущем 2018 г. происходит прирост производства бензина. "Сургутнефтегаз" реализует инвестиционную программу на фоне политики сдерживания цен на моторное топливо.
Несмотря на падение общих производства бензинов в Российской Федерации в 2017 г.у и сокращение внутреннего потребления, "Сургутнефтегаз" переориентирует растущие объёмы выпускаемого топлива, соответствующего требованиям европейских стандартов, на экспорт.
Пожалуй, "Сургутнефтегаз" – это одна из немногих российских компаний, развивающих экспорт бензинов, традиционно занимающих значимую позицию на внутреннем рынке, создавая при этом добавленную стоимость в цепочке развития производственного потенциала нефтеперерабатывающей индустрии в отличие от традиционного экспорта первичных энергоресурсов.
"Газпром нефть" имеет потенциал для наращивания переработки на 5,2 млн т. В связи с продолжающейся модернизацией мощностей этот резерв может быть задействован к 2020-2022 годам, при наличии соответствующего спроса.
ОАО "Славнефть-ЯНОС", входящее в группу "Славнефть", в настоящее время обеспечивает переработку на уровне максимальной производительности.
Пуск установки замедленного коксования на заводе "ТАНЕКО", входящем в состав "Татнефти", позволил увеличить глубину переработки до 99,2% – максимального показателя по России. При этом потенциал прироста производства на данном заводе составляет 6,2 млн т (до 14 млн.тонн). Комплекс "ТАИФ-НК" (Татарстан) завершил реконструкцию и работает на пике своей производительности.
На нефтеперерабатывающих предприятиях, входящих в группу "Новый поток" (New Stream), возможности увеличения переработки следующие: на Афипском НПЗ – на 3,3 млн т, на Антипинском НПЗ – на 1,7 млн т, на Марийском НПЗ – на 0,5 млн т. Также возможно наращивание объёмов переработки на независимых НПЗ – на 3,9 млн т.
Полный текст читайте в №5 "Нефти России"
Program of the Russian refineries modernization and innovative development of oil refining
E. CHERNYSHEVA,
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (NIU)
Современное состояние и проблемы развития нефтеперерабатывающей промышленности в России. Состояние модернизации российских НПЗ. Внедрение инновационных технологий на НПЗ России.
Current state and problems of development of oil refining industry in Russia. State of modernization of Russian refineries. Introduction of innovative technologies at Russian refineries.
Нефтеперерабатывающая промышленность во всем мире в последние годы претерпевает значительные изменения, связанные с изменением структуры отрасли и перераспределением основных игроков на нефтяном рынке. Кроме изменения мировых цен на нефть и газ, увеличения количества вовлечения в переработку новых видов сырьевых ресурсов, таких как сланцевая нефть из низкопроницаемых пород, матричные нефти, высоковязкие и битуминозные нефти, альтернативное и возобновляемое сырье, наблюдается постоянное ужесточение требований и норм по качеству сырья и продуктов.
Направления развития и функционирования нефтепереработки в России обусловлены структурными и технологическими изменениями, произошедшими в связи с модернизацией отрасли. Большое влияние на изменение структуры производства нефтепродуктов оказывают технологические изменения, связанные с постоянным развитием и обновлением оборудования и техники, что приводит к необходимости опережающего развития целых направлений, как в науке, так и в индустрии.
Сегодня это, прежде всего, разработка и производство двигателей нового поколения, создание новых материалов и композитов. Вместе с тем на период до 2030 г. не прогнозируется серьезных сдвигов в сторону распространения электромобилей и гибридных двигателей. Прогнозируется к 2035 г. существенное увеличение количества автомобилей с традиционными двигателями с 1000 млн до 1800 млн штук, а электромобилей незначительное – с 10,0 млн до 80,0 – 140,0 млн штук. Несмотря на отсутствие в процессе эксплуатации электромобилей вредных выбросов, следует обратить внимание на экологические проблемы при производстве самих электрокаров (при производстве электромобиля мощностью 22 кВт*час выбрасывается 3 т углекислого газа, что эквивалентно выбросам бензинового двигателя при пробеге в 16 тыс. км при среднем расходе 8 л на 100 км пути), при их эксплуатации (парниковые газы вырабатываются при производстве электроэнергии, необходимой для зарядки автомобилей) и при утилизации отработанных батарей (в настоящий момент утилизация батарей неэффективна, так как стоимость извлекаемого лития и кобальта меньше стоимости утилизации в три раза). Максимальные стимулы и экономические преференции для внедрения электромобилей были введены в Норвегии и Дании, что привело, с одной стороны, к распространению этого вида транспорта в данных странах, с другой стороны – к снижению налоговых сборов и уменьшению внутренних доходов.
Российская нефтепереработка сегодня представлена 34 заводами, перерабатывающими более 1 млн т нефтяного сырья, суммарной установленной мощностью 310,4 млн т/год. Из них 26 заводов принадлежит ВИНК и 8 независимых НПЗ. В 2017 г. НПЗ, принадлежащие ВИНК, переработали 234,9 млн т нефтяного сырья, независимые заводы – 34,6 млн т, а за переработку 10,5 млн т отчитались 43 мини–НПЗ из 230 зарегистрированных предприятий.
Несмотря на опасения экономистов, поставщики нефти и автопроизводители уверены, что полностью отказаться от обычных машин не получится, поэтому спрос на нефть не упадет, по крайней мере, в ближайшие 10 – 20 лет. По данным ОПЕК, предполагается рост спроса на нефть с 95,4 млн бар/сут до 111,0 млн бар/сут к 2035 г., при этом будет наблюдаться сохранение сложившейся в мире тенденции замещения автомобильного бензина дизельным топливом при некотором суммарном увеличении потребления бензина . Для России, по целому ряду причин, целесообразнее использовать газомоторное топливо. В период среднесрочной и долгосрочной перспективы в мировой экономике не предполагается также серьезных изменений в структуре топливопотребления на воздушном и железнодорожном транспорте. К 2020 г. значительные изменения ожидаются на водном транспорте, в основном за счет ужесточения требования по содержанию серы в судовом топливе в соответствии с Международной конвенцией по предотвращению загрязнения с судов (MARPOL). По ориентировочным оценкам, потребление флотского мазута снизится с 80 % до 40 – 45 % за счет увеличения потребления дизельного топлива.
Сегодня мир вступает в эпоху шестого технологического уклада, который направлен на использование наукоемких технологий и позволит за счет организации непрерывного инновационного процесса обеспечить выход на новый цифровой уровень в системах управления государством, обществом, экономикой и производством. 
В США доля производительных сил 5-го технологического уклада составляет около 60 %, а в России – только порядка 12 %. При этом у нас постоянно сокращается финансирование на научные исследования. Компании тратят на НИР минимально возможные средства, предпочитая покупать западные готовые технологии. А инжиниринг и техноструктуры отсутствуют. Такая ситуация приводит к разрушению материально-технической базы российских институтов, социальным проблемам, оттоку кадров и реализации российских разработок за рубежом. Техническое развитие прогрессивно только в том случае, если оно связано с инновациями. Это комплексная проблема, которая не может быть решена только за счет увеличения финансирования, необходимо понимание и правительственными структурами, и бизнесом, что такая ситуация с наукой и инженерией связана в первую очередь с неправильной расстановкой приоритетов и приведет к необратимой технологической зависимости от высокотехнологичного мира новой формации.
Сегодня в России ситуация в нефтепереработке и нефтехимии осложняется целым рядом факторов, связанных с введением санкций, оттоком инвестиций, падением рубля и реализацией налогового маневра, что приводит к необходимости корректировки программы модернизации, изменению направления развития инновационных технологий и замедлению темпов решения вопросов импортонезависимости.
Динамика изменения добычи и распределения нефтяного сырья в 2015 – 2017 гг., по данным Минэнерго РФ характеризуется снижением добычи и поставки нефти на внутренний рынок при некотором увеличении экспорта (рис. 1) .
Снижение объема поставляемого (включая все мини-НПЗ) и перерабатываемого сырья происходит на фоне достаточно высокого экспорта не только нефти, но и нефтепродуктов (табл. 1) . При этом экспорт нефтепродуктов за 2017 г. составил 148,413 млн т против 156,016 млн годом ранее – снизился на 4,9 %. Показатель в денежном выражении составил 58,244 млрд долл. против 45,952 млрд за 2016 г. (рост на 26,8 %). Это наименьший показатель с 2013 г., максимум пришелся на 2015 г. – 172 млн т. Налоговый маневр сделал невыгодной работу заводов с низкой глубиной переработки, а на мировом рынке уменьшился спрос на сернистые мазуты из-за ограничений по выбросам, в результате чего часть низкокачественных нефтепродуктов в экспорте заместилась нефтью. Так, по сравнению с пиковым 2015 г., на 24,6 млн т, или на 35 %, уменьшился вывоз мазута с содержанием серы свыше 1 % до 46,7 млн т, на 3,7 млн т, или на 31 %, – прямогонного мазута, до 8,3 млн т, по сравнению с 2013 г., вывоз сократился вдвое, на 3 млн т, или на 21 %, – дизтоплива с содержанием серы свыше 0,2 %, до 11,3 млн т. Часть нефтепродуктов, такие как битумы, кокс, воски и т.п., классифицируются во внешнеторговой статистике отдельно от основной массы. Добавление их дает показатель экспорта всех нефтепродуктов в 2017 г. – 155 млн т, меньше на 3,3 %, чем в 2016 г. Это значение уступает только показателям 2014 – 2016 гг., где максимум 2015 г. равнялся 174 млн т. В последние годы вывоз вязких и твердых нефтепродуктов резко вырос, отчасти благодаря поставкам нефтяного кокса, которые ранее не превышали 150 тыс. т, а в 2017 г. составили 1,2 млн т. В мире Россия впервые с 2000 г. опустилась на второе место по экспорту обычных нефтепродуктов, пропустив вперед США, откуда экспорт продуктов составил ориентировочно в 2017 г. 155 млн т. Если же рассматривать всю совокупность нефтепродуктов, то Россия уступает США с 2011 г., при этом последние два года разрыв сильно вырос: в 2017 г. около 200 млн т у США против 155 млн т у России. Еще одна яркая иллюстрация того, что нефтепереработка наряду с добычей может являться серьезным источником прибыли .
Российская нефтепереработка сегодня представлена 34 заводами, перерабатывающими более 1 млн т нефтяного сырья, суммарной установленной мощностью 310,4 млн т/год. Из них 26 заводов принадлежит ВИНК и 8 независимых НПЗ. В 2017 г. НПЗ, принадлежащие ВИНК, переработали 234,9 млн т нефтяного сырья, независимые заводы – 34,6 млн т, а за переработку 10,5 млн т отчитались 43 мини-НПЗ из 230 зарегистрированных предприятий .
В мире Россия впервые с 2000 г. опустилась на второе место по экспорту обычных нефтепродуктов, пропустив вперед США, откуда экспорт продуктов составил ориентировочно в 2017 г. 155 млн т. Если же рассматривать всю совокупность нефтепродуктов, то Россия уступает США с 2011 г., при этом последние два года разрыв сильно вырос: в 2017 г. около 200 млн т у США против 155 млн т у России.
Анализ динамики изменения объемов перерабатываемого сырья и выпуска продукции показал, что значительного изменения количества основных нефтепродуктов, таких как бензин, авиакеросин и дизельное топливо, за период с 2014 г. не наблюдалось. Однако произошло существенное уменьшение количества выпускаемого в России котельного топлива. Производство мазута снизилось до 18,3 % масс. на нефть в 2017 г. (табл. 2). При этом наблюдается уменьшение загрузки предприятий, что снижает их рентабельность. На фоне уменьшения общего количества перерабатываемого сырья наблюдается увеличение объемов производства ДТ.
Изменения в структуре производства основных нефтепродуктов связано в первую очередь с результатами модернизации отрасли, которая проходит в сложных экономических условиях. С 2011 г. модернизация предприятий нефтепереработки реализуется в рамках четырехстороннего стороннего соглашения. До 2016 г. модернизация была направлена, в основном, на улучшение качества получаемой продукции – 1-й этап модернизации, а с 2016 г. начал свою реализацию второй этап, направленный на углубление переработки нефти. За весь период должно было быть построено и реконструировано 135 установок, из них 37 – реконструкция, 98 – новое строительство, 70 – установки, направленные на производство компонентов бензина, а 54 – на производство компонентов дизельного топлива. В рамках ВИНК должен быть реализован 101 проект, а 34 проекта выполнено для НПЗ независимых компаний. Данная программа модернизации, которая была инициирована в первую очередь для выполнения требований технического регламента на топлива, является очень важной для развития нефтеперерабатывающей отрасли России.
Темпы роста глубины переработки в 2017 г. несколько затормозились, что вполне закономерно, так как ввод углубляющих процессов откладывается до 2027 г. Самая высокая глубина переработки нефти наблюдается на заводах ПАО «ЛУКОЙЛ» и башкирской группы заводов ПАО «НК «Роснефть».
В 2017–м, по данным Минэнерго России, инвестировано компаниями в нефтеперерабатывающую промышленность – 190,4 млрд руб.
График выполнения четырехстороннего соглашения находится в постоянном режиме мониторинга со стороны
Минэнерго РФ и других ведомств. На начальном этапе модернизации, в 2011 – 2014 гг., график реализации проектов соблюдался очень четко. С наступлением кризиса и введением санкций скорость модернизации резко замедлилась, начались перенесения сроков, отказ от проектов. Корректировка планов модернизации в феврале 2018 г. привела к уменьшению проектов модернизации до 127 установок. На первом этапе модернизации доля реконструированных установок, по сравнению со строительством новых, значительна, а по мере реализации программы доля нового строительства возрастает. Количество вводимых и реконструируемых установок с учетом динамики изменения представлены на рис. 2. К 2017 г. было реализовано 78 проектов, направленных в основном на улучшение качества продуктов.Общая глубина переработки нефти в России тоже сдвинулась с уровня в 72 %, где находилась в течение практически пятнадцати лет, и достигла в 2016 г. 79 %, а в 2017 – 81,0 % , что является результатом накопленного уровня модернизации и свидетельствует о переходе российской нефтепереработки на новую ступень развития. Темпы роста глубины переработки в 2017 г. несколько затормозились, что вполне закономерно, так как ввод углубляющих процессов откладывается до 2027 г. Самая высокая глубина переработки нефти наблюдается на заводах ПАО «ЛУКОЙЛ» и башкирской группы заводов ПАО «НК «Роснефть». Как известно, ПАО «ЛУКОЙЛ» официально объявило о завершении основного этапа модернизации и не планирует масштабных проектов в ближайшее время.
Заметим, что изменение внешних и внутренних экономических факторов и вызовов постоянно заставляет совершенствоваться и искать новые направления повышения эффективности предприятий. Суммарные инвестиции в нефтепереработку в процессе модернизации составили около 1500 млрд руб. (рис. 3). При этом после 2015 г. мы имеем существенное снижение вложений и, как следствие, замедление темпов модернизации второго этапа. В 2017-м, по данным Минэнерго России, инвестировано компаниями в нефтеперерабатывающую промышленность – 190,4 млрд руб.
Вместе с тем, несмотря на сложную экономическую ситуацию и благодаря, в том числе, модернизации, на российских НПЗ произошли существенные структурные изменения. За 10 лет в 1,1 – 1,2 раза увеличились мощности процессов каталитического риформинга и гидроочистки топлив, почти в 3 раза увеличились мощности процессов гидрокрекинга и алкилирования, в 1,5 – 2 раза – мощности процессов переработки тяжелого сырья и появились мощности совершенно нового для российских НПЗ процесса – гидрооблагораживания бензина каталитического крекинга без потери октанового числа (табл. 3).В 2017 г., несмотря на то что темпы реализации программы модернизации резко снизились, были построены установки каталитического риформинга и изомеризации на ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез», установки гидроочистки бензина и изомеризации на АО «Газпромнефтехим Салават», а также проведены реконструкции установки каталитического крекинга на АО «Московский НПЗ» и установки гидроочистки дизельного топлива на АО «РНПК». Сроки ввода в эксплуатацию установки по производству бензина (КУПВБ) на АО «Антипинский НПЗ», в состав которой входит установка гидроочистки бензина, каталитического риформинга и изомеризации, перенесены на 2018 г. Однако данный комплекс не входит в перечень проектов программы модернизации четырехстороннего соглашения.
Многие проекты, заявленные компаниями к реализации во втором этапе программы модернизации, перенесены на 2021 – 2027 гг. Вместе с тем установка изомеризации и каталитического риформинга на АО «ТАНЕКО» предполагается к вводу не в 2020 г., в соответствии с программой модернизации, а в 2018 г. В стадии пуска-наладки находится комплекс глубокой переработки нефтяных остатков на АО «ТАИФ-НК».
Хотелось бы обратить внимание на планируемый ввод большого количества установок гидрокрекинга на предприятиях России, что при существенных затратах неминуемо вызовет, с одной стороны, переизбыток дизельного топлива, а с другой – позволит увеличить количество компонентов, которые могут быть использованы при приготовлении судового топлива с низким содержанием серы.
К основным проблемам модернизации нефтепереработки и внедрения современных технологий и инноваций в России можно отнести сокращение капитальных вложений в нефтепереработку и нефтехимию, замедление программы модернизации и перенос сроков ввода установок глубокой переработки углеводородного сырья, необходимость развития внутреннего рынка потребления нефтепродуктов и ориентирование нефтепереработки на производство сырья для нефтехимии.
Такие перекосы в сторону тех или иных процессов на НПЗ свидетельствуют о необходимости усиления четкости в управлении стратегией развития отрасли в целом и, несмотря на наличие различных комиссий и групп, создания структуры координации технологического и инновационного развития нефтяных компаний на государственном уровне. В настоящее время каждая компания преследует, прежде всего, свои коммерческие интересы, о чем свидетельствуют, например, планы существенного роста мощностей по гидрокрекингу и недостаточное увеличение мощностей по алкилированию, специализированному коксованию или производству сырья для нефтехимических процессов.
В России в последние годы наблюдается активное внедрение новых инновационных проектов, в том числе в рамках программы импортозамещения . К самым интересным российским и зарубежным технологиям, которые были недавно внедрены или находятся на стадии промышленной реализации, можно отнести следующие проекты:
– изомеризацию легких бензиновых фракций по технологии Изомалк 2 (ПАО «НК «Роснефть», ОАО «ТАИФ-НК», АО «Газпромнефть-ОНПЗ», ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез», ОАО «Славнефть–ЯНОС»; ОАО «Орскнефтеоргсинтез»);
– технологию каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора, разработки НПП «Нефтехим» (установка проектируется ООО «Ленгипронефтехим», предварительно предполагается внедрение на Ильском НПЗ);
– алкилирование изобутана олефинами на твердом катализаторе (разработка ИНХС РАН имени А.В. Топчиева, опытная установка построена при участии ПАО «Газпром Нефть»);
– гидроочистку бензина каталитического крекинга (зарубежные технологии: ООО «ЛУКОЙЛ – Нижегороднефтеоргсинтез», АО «Газпромнефть-–МНПЗ», АО «Славнефть–ЯНОС», АО «Газпромнефть–ОНПЗ», Филиал ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть – УНПЗ»; российская технология: ОАО «ТАИФ-НК»); 
– гидроочистку дизельного топлива с гидроизодепарафинизацией (технология ExxonMobil, АО «Ангарская НХК»);
– гидроочистку тяжелого газойля коксования (технология Axens, АО «ТАНЕКО);
– замедленное коксование (ООО «ЛУКОЙЛ–Пермнефтеоргсинтез», ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть–Новойл», ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть–Уфанефтехим», АО ТАНЕКО»);
– производство коксующей добавки (российская технология, ПАО АНК «Башнефть», ООО «ЛУКОЙЛ–Пермнефтеоргсинтез»);
– гидроконверсию тяжелых остатков на наноразмерных катализаторах (технология ИНХС РАН имени А.В. Топчиева, опытно-промышленная установка на АО «ТАНЕКО»);
– комплекс глубокой переработки тяжелых остатков VCC (технология KBR, ОАО «ТАИФ-НК»);
– производство катализаторов каталитического крекинга, гидроочистки и гидрокрекинга (разработка ИК СО РАН, ИППУ СО РАН, АО «Газпромнефть–Омский НПЗ»).
– комбинированная установка переработки нефти «Евро+» (зарубежные технологии, АО «Газпромнефть-МНПЗ»);
– гидрокрекинг для производства дизельного топлива и авиакеросина и масел III группы (ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез», ООО «ЛУКОЙЛ–Волгограднефтепереработка», АО «ННК-Хабаровский НПЗ», АО «ТАНЕКО»).
Такие установки и процессы никогда не были ранее внедрены на отечественных предприятиях, каждый из них характеризуется использованием определенных инноваций. Три из представленных здесь технологии получили статус «национальные проекты» – гидроконверсия, производство отечественных катализаторов и риформинг с непрерывной регенерацией. За последние годы созданы и внедрены в промышленность новые высокоэффективные катализаторы и технологии, отвечающие требованиям времени и пользующиеся спросом не только на российском рынке. Можно констатировать, что в настоящее время формируется отечественный рынок разработок катализаторов и каталитических процессов, характеризующихся высоким научно-техническим уровнем.
Таким образом, к основным проблемам модернизации нефтепереработки и внедрения современных технологий и инноваций в России можно отнести сокращение капитальных вложений в нефтепереработку и нефтехимию, замедление программы модернизации и перенос сроков ввода установок глубокой переработки углеводородного сырья, необходимость развития внутреннего рынка потребления нефтепродуктов и ориентирование нефтепереработки на производство сырья для нефтехимии.
Литература
1. В.М. Капустин, Е.А. Чернышева, О роли российских компаний в модернизации нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности // Химическая техника. 2015. № 8. С. 5–7.
2. [Электронный ресурс] https://minenergo.gov.ru/press/doklady (дата обращения: 10.04.2018).
3. [Электронный ресурс] http://tass.ru/ ekonomika/4855275 (дата обращения: 12.04.2018).
4. [Электронный ресурс] http://ac.gov.ru/files/publication/a/15796.pdf (дата обращения: 06.04.2018).
5. Е.А. Чернышева, Современное состояние и перспективы развития нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий России // Насосы и оборудование. 2017. № 1–2. С. 12–16.
1. V.M. Kapustin, E.A. Chernysheva, O roli rossijskih kompanij v modernizacii neftepererabatyvayushchej i neftekhimicheskoj promyshlennosti . Himicheskaya tekhnika , 2015, no. 8, pp. 5–7.
2. https://minenergo.gov.ru/press/doklady (accessed 10.04.2018).
3. http://tass.ru/ekonomika/4855275 (accessed 12.04.2018).
4. http://ac.gov.ru/files/publication/a/15796.pdf (accessed 06.04.2018).
5. E.A. Chernysheva Sovremennoe sostoyanie i perspektivy razvitiya neftepererabatyvayushchih i neftekhimicheskih predpriyatij Rossii . Nasosy i oborudovanie , 2017, no. 1–2, pp. 12–16.
В 2012 году российская нефтеперерабатывающая промышленность поставила рекорд по объемам переработки нефти за последние двадцать лет и впервые за последние пять-шесть лет избежала традиционного осеннего кризиса на рынке бензина - нефтяные компании наконец-то взяли на себя бремя модернизации советских НПЗ
Сейчас мало кто помнит, что на заре новой российской экономики одной из главных целей появления вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) вроде «ЛУКойла», «Сибнефти» и ТНК называлось привлечение инвестиций в модернизацию нефтеперерабатывающих заводов. Но прошло целое десятилетие, прежде чем началась модернизация хотя бы одного из российских НПЗ (первым стал Рязанский НПЗ, принадлежащий ТНК-ВР). Еще десять лет потребовалось, чтобы этот процесс захватил всю отрасль. Есть и первые результаты: у нас в стране наконец производится столько высокооктанового бензина, сколько примерно и нужно нашему рынку. А ведь еще два года назад мы были свидетелями традиционного осеннего бурного роста цен на моторные топлива, что неоднократно приводило к вмешательству властей в работу российских нефтяных компаний.
Всего с 2005 года в нефтепереработку инвестировано порядка 1 трлн рублей - такова цена решения проблемы «осенних обострений». При этом нефтяные компании с разной степенью успешности сумели лишь подтянуть свои НПЗ до низшей планки среднемирового уровня, и только некоторые достигли твердого среднеевропейского. Так что крупные инвестиции в отрасль потребуются и дальше - для повышения технологической сложности НПЗ, увеличения выхода светлых нефтепродуктов и уровня переработки, решения проблемы дисбаланса производства отдельных видов нефтепродуктов, роста конкуренции в отрасли.
Десять лет простоя
Российская нефтеперерабатывающая промышленность и сейчас одна из крупнейших в мире. По общему объему переработки нефти Россия входит в пятерку мировых лидеров, уступая лишь США и Китаю. Это место Россия напрямую унаследовала от бывшего СССР - все крупнейшие НПЗ были построены до 1991 года. Сейчас российская нефтепереработка объединяет более 30 крупных заводов с объемами переработки более 1 млн тонн нефти (см. таблицу 1) и несколько десятков мелких.
Если по объемам перерабатываемой нефти Россия в числе лидеров, то по структуре производства нефтепродуктов и технической оснащенности заводов наша страна до сих пор отстает от стран Запада. По данным компании «Альянс-Аналитика», выход мазута в российской нефтепереработке в 2012 году составил 29% объема переработанной нефти, автобензина - 14,3%, дизельного топлива - 27,8%. Для сравнения: в США выход бензина составляет более 46%, дизельного топлива - 27%, мазута - всего 4%. В странах ЕС выход бензина около 25%, дизельного топлива - 44%, мазута - 14%.
То, что российская нефтепереработка ориентируется в первую очередь на производство мазута и дизельного топлива при сравнительно небольшом выходе бензиновых фракций, во многом объясняется советским наследием: дешевая собственная нефть позволяла плодить самые примитивные НПЗ, без процессов вторичной и третичной переработки, которых особо и не требовалось, ведь основным потребителем моторных топлив в СССР был грузовой транспорт. Свою роль сыграло и территориальное распределение инвестиций в нефтепереработку в последние десятилетия советской власти: почти все новые НПЗ, за исключением разве что Ачинского завода в Красноярском крае, строились за пределами современной России - в Литве, Белоруссии, Казахстане.
После распада СССР и формирования первых ВИНК модернизацией НПЗ почти никто не занимался. В частности, в 1990‑е в основном завершались лишь те проекты, которые были начаты еще в 1980-х. Тогда была проведена модернизация Киришского завода, контролируемого «Сургутнефтегазом», группы уфимских и Московского НПЗ, оказавшихся под контролем региональных властей.
И лишь в начале 2000-х у российских нефтяников появилось как минимум два серьезных резона инвестировать в нефтепереработку - изменение структуры внутреннего спроса и введение государством дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов.
Бесконтрольная модернизация
Бурная автомобилизация страны в сочетании с постоянно растущим числом иномарок вызвала быстрый рост спроса на более качественные бензины с высоким октановым числом. Долгое время единственной компанией, откликнувшейся на этот рыночный вызов, была ТНК-ВР. С 2000-го по 2003 год она вложила около миллиарда долларов в реконструкцию и модернизацию принадлежащего ей Рязанского НПЗ. Он стал первым нефтеперерабатывающим заводом, который начал производить полноценное высокооктановое топливо, то есть не путем разгона прямогонного бензина присадками, а на основе крекингового бензина, дополненного алкилированными фракциями.
Большинство остальных компаний сосредоточилось на иных проблемах. Нефтедобыча становилась важнейшим источником доходов для бюджета, что привело к введению в 1999 году дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов. Наиболее низкими пошлины оказались для мазута, и этот продукт стал для нефтяников весьма интересным в качестве альтернативного экспортного товара. В дальнейшем соотношение пошлин на нефть и нефтепродукты менялось, но выгодность экспорта мазута оставалась неизменной. После 2005 года объемы первичной переработки стали расти быстрее, чем объемы добычи нефти, а экспорт нефти начал сокращаться. И этот период «большого мазутного экспорта» длится до сих пор.
Однако, несмотря на то, что «субсидия» обеспечивала достаточно высокий уровень операционной прибыли нефтепереработки, это не привело к инвестиционному буму в отрасли.
Выгодным экспортным товаром стало и дизельное топливо; его, как и мазут, начали использовать на европейских НПЗ в качестве сырья для дальнейшей переработки. Однако для того, чтобы экспортировать российскую солярку по нефтепродуктопроводам (см. карту), ее необходимо было предварительно очищать от вредных примесей, в первую очередь от серы. По этой причине нефтяники были вынуждены массово инвестировать в относительно простые и недорогие установки гидроочистки. Что касается бензина, то инвестиции ограничились относительно небольшими по мощности установками по производству присадок для повышения октанового числа прямогонного бензина. По числу реализованных инвестиционных проектов (см. таблицу 2) такие типы установок уверенно лидируют. Их строительством занималось большинство нефтеперерабатывающих компаний. Все это позволило сравнительно быстро начать выпуск более качественных типов бензина и дизельного топлива, но увеличить глубину переработки нефти все равно не смогло.
Дефицит инвестиций в полноценную модернизацию привел к парадоксальной ситуации: отрасль наращивала объемы переработки, заводы приближались к стопроцентной загрузке производственных мощностей, однако внутренний рынок все острее ощущал дефицит бензина.
Модернизация на ручном управлении
Главным толчком, приведшим к качественному росту инвестиций в российскую нефтепереработку, стало принятие в 2008 году нового технического регламента, в соответствии с которым в России должны вводиться европейские экологические стандарты на производство моторных топлив. В частности, за несколько лет на территории страны должно прекратиться производство топлив стандарта «Евро-2» и начаться переход к стандартам «Евро-4» и «Евро-5». В 2011 году для более точного следования графику модернизации НПЗ между органами власти и нефтяными компаниями были заключены так называемые четырехсторонние соглашения, регламентирующие объемы и сроки ввода нефтеперерабатывающих установок. Основной упор в соглашениях делался на класс топлива, но глубину переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов на НПЗ каждая нефтяная компания должна определить для себя сама. Несмотря на некоторую задержку с введением нормативов, поток инвестиций в нефтепереработку за несколько лет возрос кратно. К 2012 году на нефтеперерабатывающую промышленность пришлось почти 20% общего объема инвестиций в обрабатывающую промышленность России.
Одновременно в отрасли завершилась и консолидация нефтепереработки. Прежде де-факто имеющие несколько акционеров и покупающие нефть у независимых поставщиков уфимские НПЗ и Московский НПЗ вошли, соответственно, в состав «Башнефти» (после поглощения ее АФК «Система») и «Газпром нефти». Последним крупным событием на рынке стало приобретение «Роснефтью» ТНК-ВР, за счет которого компания вышла на первое место по объемам нефтепереработки в России и обеспечила себя несколькими крупными и уже модернизированными НПЗ в европейской части России.
Все основные компании - участники рынка заявили достаточно амбициозные программы модернизации НПЗ. В случае их реализации объем первичной переработки к 2020 году увеличится до 294 млн тонн, выход светлых нефтепродуктов вырастет с 55 до 72%, а глубина переработки - с 72 до 85%. Правда, при этом выход дизельного топлива возрастет сильно - с 27,8 до 38,1%, тогда как бензина - с 14,3 всего до 19,0. В результате изменения выхода и увеличения объема переработки произойдет двукратное снижение выпуска мазута, увеличение выпуска бензина на 50%, а дизельного топлива - на 57%.
При этом основная часть проектов, реализуемых российскими нефтеперерабатывающими компаниями, все еще направлена лишь на облагораживание топлив. Ввод крупных установок каталитического крекинга и гидрокрекинга, направленного на повышение выхода качественных дизельных и бензиновых фракций, начнется только с 2015 года.
Конкурентная среда и конкурентные стратегии
Как ни странно, несмотря на увеличение долей присутствия на рынке НПЗ крупнейших нефтяных компаний, конкурентные возможности не уменьшаются. На рынок нефтепереработки стали выходить небольшие локальные производители нефтепродуктов Юга России и Сибири, как правило начавшие бизнес в середине 1990-х в качестве производителей мазута на экспорт (первопроходцем здесь стал Марийский НПЗ, собственники которого смогли получить доступ к трубопроводной системе «Транснефти»). К началу 2000-х перерабатывать более 1 млн тонн нефти сумели Ильский, Новошахтинский и Антипинский НПЗ. В 2013 году был запущен первый НПЗ в Кемеровской области. Правда, в силу сложившейся специализации на производстве мазута, прямогонного бензина и дизтоплива оказать существенного влияния на рынок даже на локальном уровне эти предприятия пока не могут. Единственным новым крупным НПЗ, построенным нефтедобывающей компанией, стал завод «Татнефти» (прежде не имевший собственной переработки) «Танеко» в Нижнекамске. Однако в настоящее время на нем осуществляется только первичная переработка нефти, а строительство комплекса глубокой переработки нефти только намечается. Большинство мелких НПЗ тоже заявили о планах производства автомобильного бензина, но пока ни один проект не реализован. Так что на рынке автомобильных топлив влияние ВИНК пока абсолютно и нерушимо.
Что касается самих ВИНК, то они стали действовать более вариативно. Часть заводов, которые расположены в приморских районах и имеют выход на экспортные направления, как правило, увеличивают объем переработки и инвестиции в модернизацию со специализацией на дизельном топливе соответствующих евростандартов (гидроочистка и гидрокрекинг). И это логично, ведь экспортный бензиновый завод тут строить неоправданно дорого: по данным Энергетического центра «Сколково», средний российский нефтеперерабатывающий завод из-за худших возможностей выхода на экспортные каналы и более низкого качества продукции проигрывает в доходности среднему крекинговому (бензиновому) европейскому НПЗ около 83 долларов на тонну перерабатываемой продукции. Поэтому модернизация российских НПЗ под бензиновые нужды, то есть строительство установок каталитического крекинга, алкилирования и замедленного коксования, будет производиться только в глубине страны, с прицелом на внутренний рынок. Такую модернизацию на НПЗ в Нижнем Новгороде уже завершил «ЛУКойл», она запланирована на Куйбышевском и Сызранском НПЗ («Роснефть»), на Омском НПЗ («Газпром нефть»), Пермском и Волгоградском НПЗ («ЛУКойл»).
«Роснефть» до слияния с ТНК-ВР располагала относительно устаревшими НПЗ и позже других крупных нефтяных компаний начала заниматься их модернизацией. Сейчас компания реализует два крупных проекта. На базе Туапсинского НПЗ возводится фактически с нуля крупный современный завод. Это крупнейший проект по переработке нефти в России, сейчас на него приходится почти четверть всех инвестиций в отрасль. По набору основных производственных установок (гидрокрекинга, каталитического риформинга, гидроочистки топлива и изомеризации) это будет типичный проект, нацеленный на экспорт дизтоплива. Другой проект, тоже нацеленный на экспорт дизеля, «Роснефть» осуществляет на Дальнем Востоке, на Комсомольском НПЗ. В 2015 году, после ввода в строй крупных установок каталитического крекинга в Новокуйбышевске и Сызрани, компания станет абсолютным лидером в стране по производству высокооктанового бензина.
Цены не станут быстро расти, но и падать не будут
Модернизация российских НПЗ, даже в таком незаконченном виде, уже приносит свои плоды. Производство бензинов от Аи-95 и выше быстро растет, фактически вытеснив из легальной топливной торговли бензины более низких марок. Наконец, на внутреннем рынке произошло насыщение бензином стандарта «Евро-3» и выше. Интересно, что в случае реализации всех без исключения проектов строительства заявленных мощностей в стране образуется избыток бензина, который, в отличие от дизтоплива, не имеет экспортного потенциала, за исключением разве что Казахстана. Однако если это и произойдет, то только после 2020 года, так что радикального снижения цен на бензин можно не ждать.
Что касается дизельного топлива, то программы модернизации НПЗ повышают его качество, во многих случаях оно уже может поставляться на экспорт напрямую потребителям, то есть без предварительной обработки на местных НПЗ. В частности, по данным ИАЦ «Кортес», доля дизтоплива с содержанием серы 0,035% и ниже выросла с 35,5% в 2011 году до 50,2% в 2012-м. То есть все излишки дизтоплива неминуемо будут уходить на экспорт, не оказывая никакого давления на внутренние цены.
Кроме того, по мнению аналитиков ИАЦ «Кортес», нефтяным компаниям для покрытия издержек необходима более высокая маржа. Поэтому инвестиционные затраты, скорее всего, будут сдерживающим фактором для снижения цен на нефтепродукты. А с учетом роста акцизов с 1 июля этого года на автомобильные бензины и дизтопливо классов «Евро-4» и «Евро-5» цены будут удерживаться на достаточно высоком уровне до разворота мировых цен на нефть.
И эта ситуация продлится, видимо, вплоть до 2015 года, когда правительство собирается вывести экспортные пошлины на мазут на один уровень с пошлинами на сырую нефть. Только после этого привлекательность НПЗ лишь с первичной переработкой нефти, без производства качественного товарного автомобильного бензина и дизтоплива, снизится. Только тогда фронтальные инвестиции в нефтепереработку со стороны всех без исключения игроков рынка, включая «Газпром нефть», «Башнефть», «Сургутнефтегаз» и «Татнефть», резко снизят выход мазута и увеличат выход моторных топлив. И внутрироссийский рынок бензина и дизеля имеет шанс стать действительно конкурентным.
2) Крупнейшие текущие инвестиционные проекты в российской нефтепереработке
Газпромнефть » известен во всем мире в качестве одной из частей крупнейшей корпорации «Газпром». Сам завод является одним из наиболее крупных нефтеперерабатывающих предприятий в Российской Федерации по числу переработанной нефти. Завод полностью покрывает нужды целой трети топливного рынка столицы и области. Среди компаний, которые «питаются» с завода - Московский авиационный узел. Нефтеперерабатывающий завод , расположенный на территории Московского региона, является самым крупным налогоплательщиком в числе прочих промышленных предприятий столицы и Подмосковья.
Завод «Газпромнефть» активно производит современные марки дорожного битума, а еще занимается производством высококачественного дизельного топлива которое поставляет конечным потребителям посредством официальных перевозчиков. Вот одна из таких компаний с собственным автопарком и хорошими рекомендациями по доставке дизельного топлива
В 2011 году у руководства завода появилась возможность начать реконструкцию предприятия, которая осуществляется в комплексе для каждого подразделения. Всего на модернизацию было потрачено свыше 250 миллиардов рублей. Изменения происходят до сих пор. Компания работает над ликвидацией устаревших производственных мощностей и активно внедряет современные промышленные комплексы.
Именно с помощью использования инновационных разработок удалось снизить вредное воздействие на окружающую среду в два раза. Вообще, вся модернизационная политика завода направлена на ликвидацию негативного влияния на природу, обеспечение экологической безопасности и внедрение наилучших стандартов эффективного производства.
Основные этапы модернизации Московского нефтеперерабатывающего завода
Для всего комплекса «Газпромнефть» именно технологическая модернизация завода, находящегося в Москве, является ключевым инвестиционным направлением. Огромное внимание также уделяется снижению вреда нефтепереработки для экологии региона и планеты в целом.
Ключевая же задача модернизации, направленной на усовершенствование технологий, заключается в адаптации производства к новым требованиям рынка в отношении качества продукции, в увеличении глубины нефтяной разработки, а также повышении энергоэффективности.
Реконструкция завода происходила в два этапа:
- с 2011 по 2016;
- с 2016 по 2020.
Первый этап позволил подготовить производство к возможности создания самого современного на данный момент вида топлива. Речь идет о топливе экологического класса Евро-5 .
По нормативным требования для стран Европы, данный вид горючего каждое нефтеперерабатывающее предприятие должно было научиться изготавливать не позже 2016 года, но МНПЗ «Газпромнефть» опередил график на два года.
Первый этап реконструкции потребовал финансовых вложений в 74 миллиарда рублей.
Второй этап начался в 2016 году и продолжается до сих пор. Его окончание запланировано на 2020 год.
Здесь от предприятия требуется улучшить операционную и экологическую эффективность работы, а также незначительно увеличить объемы перерабатываемого сырья с непременным улучшением качества готового продукта. Среди ключевых направлений модернизации второго этапа производства выделяют следующие:
- оснащение производства комбинированной установкой «Евро+», предназначенной для нефтепереработки;
- модернизация установки ЭЛОУ-АВТ-6, которая сейчас действует на заводе и используется под первичную переработку нефти;
- работы по реконструкции Г-43–107 — комплекса каталитического крекинга;
- новая политика в системе отгрузки продукции, новый подход к работе топливозаправщиков .
К слову, именно с четвертого направления были начаты работы второго этапа модернизации Московского нефтеперерабатывающего завода «Газпромнефть».
Новое слово в доставке топлива конечному потребителю
Для того чтобы заказчики могли получить топливо в нужном объеме, организовывается строительство специализированной эстакады, предназначенной для налива светлых продуктов нефтепереработки, а также сооружение конструкции, позволяющей обеспечить налив нефтепродуктов в цистерны железнодорожного транспорта. Также уже завершена реконструкция газораздаточной станции.
Стандартный объем отгрузки топлива непосредственно с завода составляет 30 кубов. Это выгодно, если речь идет о значимой затрате продукта. В качестве заинтересованных могут выступать автозаправочные станции, промышленные предприятия и прочие крупные потребители. Но большинство заказчиков, которые заинтересованы в приобретении высококачественного топлива по низкой цене, могут воспользоваться услугами сторонних перевозчиков, среди которых на данный момент только проверенные компании. Дело в том, что завод относится к режимным объектам, где используются повышенные меры безопасности, а допуск на территорию могут получить исключительно водители, имеющие специальный аттестат, выданные аккредитованной организацией.
Сотрудничество с официальными поставщиками для доставки дизельного топлива столь же выгодно, как и с самим Московским НПЗ.
