Крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы россии. Почему в России такая низкая глубина переработки нефти
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.
…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%.
Г П.Н. = ((G H -M-П- G С.Г.) / G Н) *100
где Гп.н. - глубина переработки нефти, %;
Gн - объем переработанной нефти, %;
М - объем производства мазута (котельного топлива);
Gс.г. - количество сухого газа от переработанной нефти, используемого как топливо;
П - безвозвратные потери нефти.
В нашем проекте
П = 1,54+1,19 = 3,18
Глубина переработки соснинской нефти составляет
Гп.н. = 100 * (100 - 6,26 - 2,73 - 3,18) / 100 = 87,83 %.
То есть, при реализации данной схемы 87,83 % нефти будет превращено в светлые нефтепродукты.
Показатель глубины переработки нефти с точки зрения экономики несовершенен. Все процессы качественного совершенствования топлив, не затрагивающие количество произведенного мазута, не изменяют и показатель глубины переработки. Сюда относят каталитический риформинг, алкилирование, изомеризацию, гидроочистку и др. Таким образом, однозначной корреляции между глубиной переработки нефти и степенью прогрессивности технологической структуры НПЗ не существует. Это не уменьшает значения показателя глубины переработки нефти (Гп..н..) в обобщенной оценке технического прогресса нефтепереработки. У него свое назначение, отраженное в его названии, -- показать насколько полно превращается сырая нефть в моторное топливо, масла и сырье для нефтехимии. Углубление переработки нефти достигается с помощью капиталоемких и энергоемких процессов: каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования, висбрекинга, газификации тяжелых остатков и других. Вследствие этого в целом наблюдается снижение уровня рентабельности продукции при увеличении Гп..н... Тем не менее, дальнейшее увеличение показателя Гп..н.. необходимо, во -первых, потому, что оно обеспечивает некоторый прирост массы прибыли, а во - вторых, расширяет ресурсную базу промышленности технического углерода и нефтехимической промышленности. Причина низкой рентабельности продукции НПЗ с большой глубиной переработки нефти помимо прочего в том, что ее экономический эффект в значите льной части реализуется за пределами нефтеперерабатывающих заводов. Он достается специализированным нефтехимическим предприятиям, заводам технического углерода, электродным заводам и т. д.
Подобная "трансляция" эффекта углубления переработки нефти исключается на тех НПЗ, которые создают собственный нефтехимический блок и вовлекают во вторичную переработку большую долю светлых дистиллятов с установок АВТ. Примеры этому Московский НПЗ, "Салаватнефтеоргсинтез", "Орскнефтеоргсинтез". Таким образом, тенденция к снижению уровня рентабельности по мере увеличения глубины переработки нефти реализуется со значительными отклонениями в зависимости от других условий.
Технический уровень большинства НПЗ России не соответствует передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основными проблемами отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая глубина переработки нефти - (в России - 72%, в Европе - 85%, в США - 96%), отсталая структура производства - минимум вторичных процессов, и недостаточный уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Еще одна проблема - высокая степень износа основных фондов, и, как следствие, повышенный уровень энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют КПД 50 - 60% при среднем показателе на зарубежных заводах - 90%.
Рассматриваемый проектный НПЗ имеет достаточно высокий уровень технологической структуры (87,83%), что соответствует европейским показателям.
Занимая одно из первых мест в мире по запасам, добыче и экспорту нефти, Россия находится на 20-м месте по уровню ее глубокой переработки.
Комментирует экономист Алексей Чичкин:
Более того, перерабатывающие сырье мощности - почти не развиваются. Причем, около 80% из них, созданные еще в 1980-е, - давно изношены и устарели. Примерно из 500 млн. тонн, добываемых в РФ за год, перерабатывается, самое большее, 255-265 млн. тонн. То есть, чуть больше половины. Из этого сырья в РФ производятся в основном мазут и «среднекачественный» бензин.
Для сравнения: глубина переработки нефти в России составляет чуть более 70%, в США — 92-93%, в Западной Европе – 85-90%, в КНР – 85%. Даже в бывших республиках СССР этот показатель – не ниже 80%, а в странах-членах ОПЕК – не меньше 85%.
В результате, Россия с трудом экспортирует свои нефтепродукты, не только из-за все ужесточающихся экологических норм за рубежом, но и вследствие низкого спроса на эту российскую продукцию.
Представители нефтяных компаний и перерабатывающих заводов прямо говорят: нефтяной бизнес России всегда хочет быстрой сверхприбыли, достигаемой в основном за счет роста экспорта сырья. А капиталовложения в переработку – это «долгие» и, вдобавок, крупные вложения, которые едва ли окупятся столь же быстро и столь же значительно, как вывоз сырья. А чтобы прибыль в нефтепереработке была не ниже, чем при вывозе нефти, производители и продавцы регулярно повышают цены на бензин, дизтопливо, мазут, смазочные масла, керосин. Независимо от спроса и качества этих продуктов.
В то же время, из российской нефти высококачественные продукты выпускаются в Беларуси и Китае, Финляндии и Польше, Чехии и Турции, Швеции и Южной Корее, Японии и Венгрии, в Хорватии и на Тайване...
Однако в текущих условиях глубокая переработка нефти в России экономически бессмысленна. На мировом рынке тонна сырой нефти ныне стоит дороже, чем почти все продукты, вместе взятые, получаемые в России из российской же нефти.
Премьер-министр Владимир Путин не раз критиковал нефтяных королей России, подчеркивая, что они выплачивают дивиденды минимум втрое больше, чем тратят на развитие нефтепереработки. А сама она, как подчеркнул премьер, «по ассортименту выпускаемой продукции – стыдно сказать - откатилась на уровень середины прошлого века».
И тем не менее, государство, всё в большей мере зависящее от «сырьевых нефтедолларов», едва ли сможет в считанные годы изменить данную ситуацию. Даже директивными распоряжениями. Потому что, как показывает опыт стран той же ОПЕК, нужна долговременная, целенаправленная политика индустриализации – по комплексному развитию перерабатывающих отраслей. В том числе нефтепереработки.
Специально для Столетия
МОСКВА, 25 июля. /ТАСС/. Крупнейший в России нефтеперерабатывающий завод - Омский НПЗ (ОНПЗ, принадлежит "Газпром нефти") увеличит глубину переработки до 97% и выход светлых высокомаржинальных нефтепродуктов до 80%. Об этом сообщил заместитель генерального директора по логистике, переработке и сбыту «Газпром нефти» Анатолий Чернер , чьи слова приводятся в пресс-релизе компании.
В «Газпром нефти» отмечают, что достичь 97% глубины переработки Омский НПЗ сможет после завершения в 2020 году строительства установки замедленного коксования (УЗК) мощностью в 2 млн тонн сырья в год.
"Реализация проекта УЗК решает несколько важных задач в рамках технологического развития Омского НПЗ. Мы увеличим объем производства моторных топлив и обеспечим растущий рынок качественным нефтяным коксом. Кроме того, будет повышена энергоэффективность технологических процессов и оптимизированы эксплуатационные затраты за счет глубокой переработки нефтяных остатков. Строительство УЗК наряду с другими проектами второго этапа модернизации завода позволит добиться синергетического эффекта и приблизит Омский НПЗ «Газпром нефти» к достижению лучших мировых показателей: увеличению глубины переработки до 97% и выхода светлых до 80%", - отметил Чернер.
Глубина переработки является одним из основных показателей эффективности использования сырья. В 2016 году глубина переработки нефти на Омском НПЗ составила 90,6%.
По данным Министерства энергетики России, средняя глубина переработки нефти по стране составила в прошлом году порядка 79,2%, Минэнерго рассчитывает, что в этом 2017 году она вырастет еще на 1,7% - до 80,9%.
Модернизация ОНПЗ
Программа модернизации реализуется на Омском нефтезаводе с 2008 года. Результатом первого этапа программы стал полный переход НПЗ на производство бензина и дизельного топлива экологического стандарта «Евро-5». Суммарные инвестиции «Газпром нефти» в модернизацию ОНПЗ превысят 300 млрд рублей.
Проект строительства комплекса глубокой переработки нефти Омского НПЗ входит в периметр второго этапа модернизации, направленного на увеличение глубины переработки нефти и повышение показателя выхода светлых нефтепродуктов.
Омский НПЗ является крупнейшим по объему переработки и одним из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России. Предприятие выпускает порядка 50 видов нефтепродуктов. В 2016 году завод увеличил производство битумной продукции для строительства дорог на 9,9% - до 430 тыс. тонн, бензина на 6,6% - до 4,7 млн тонн, дизельного топлива на 3,2% - до 6,5 млн тонн и ароматических углеводородов на 5,6% - до 430 тыс. тонн. Всего в прошлом году было переработано 20,5 млн тонн нефтяного сырья. Доля выхода светлых нефтепродуктов была увеличена до 70,92%.
Россия в настоящий момент реализует программу технического переоснащения нефтеперерабатывающих заводов. Для этого в 2011 году были подписаны четырехсторонние соглашения между нефтяными компаниями, ФАС , Ростехнадзором и Росстандартом. Нефтяные компании обязались модернизировать свои НПЗ для перехода на производство более качественных видов нефтепродуктов и обеспечить необходимые объемы их производства и поставок на внутренний рынок. Первоначально окончательным сроком модернизации был установлен 2015 год, но затем он был перенесен на 2020 год, в том числе из-за резкого падения маржинальности переработки в России.