Малые и средние НПЗ – построение эффективной схемы производства и сбыта - III Ежегодный Форум 04 - 05 июня 2009, Москва, Россия

• Информация
• Прайс-Лист
• Статьи на тему малой и средней нефтепереработки
• Приветственные письма партнеров форума
• Место проведения/ Проживание
• Фотогалерея
• Купить материалы

Возможные сценарии модернизации НПЗ с получением высококачественных топлив

В Западной Европе с 2005 г. введены в действие нормы Euro-4 на моторные топлива, а в некоторых странах и нормы Euro-5. В России лишь некоторые НПЗ приступили к выпуску топлив в соответствии с требованиями Euro-3. Основной объем топлив производится по спецификациям, соответствующим требованиям Euro 2. Перевод НПЗ России на выпуск топлив в соответствии с Euro-4 планируется с 2010 г.

Состояние отечественной нефтепереработки характеризуется: глубиной переработки нефти ~ 70% против не менее 85% в странах ЕЭС; изношенностью основной части оборудования НПЗ; отсутствием на большинстве НПЗ требуемого набора вторичных процессов; отсутствием необходимой законодательной базы. Требуются серьезные усилия и значительные капвложения. Решение проблемы может быть только комплексным.

При выборе сценария модернизации НПЗ следует учитывать целый комплекс факторов, включая мощность по сырью, его качество, набор установок, характеристики и состояние оборудования, наличие производственных площадей, состояние инфраструктуры, вопросы хранения, транспорта и сбыта продуктов.

Мировой опыт по модернизации НПЗ ведущих стран показывает, что независимо от конкретных условий технологическая схема, как правило, использует ряд известных технологий, таких как первичная перегонка сырья, гидроочистка бензиновой и дизельной фракций, изомеризация легкой и катриформинг тяжелой частей бензина. В период модернизации НПЗ указанные установки чаще всего подвергаются реконструкции, а в отдельных случаях осуществляется строительство новых установок.

Существующие на ряде НПЗ установки изомеризации по однопроходной технологии могут быть реконструированы с дооборудованием блоками извлечения и рециркуляции слаборазветвленных углеводородов С5, С6 и заменой катализаторов на более эффективные. На большинстве же НПЗ потребуется строительство новых установок изомеризации.

Каталитический риформинг в схемах модернизации НПЗ используют как по варианту с непрерывной циркуляцией катализатора, так и путем реконструкции установок с переводом на частичную непрерывную регенерацию катализатора, или, чаще всего, путем реконструкции установок традиционного (со стационарным катализатором) риформинга со снижением рабочего давления.

Проблема получения дизельных топлив в соответствии с новыми требованиями решается или путем строительства новых современных, или, чаще всего, путем реконструкции действующих установок с реализацией того или иного набора мероприятий.

Многие действующие на российских НПЗ установки гидроочистки, учитывая состояние их оборудования и расчетные параметры работы, подлежат замене на новые более современные. В отдельных случаях реконструкции могут быть подвержены установки типа Л-24/2000.

Включение в схемы НПЗ указанного выше набора технологий представляется обязательным, но недостаточным для получения топлив (кроме среднедестиллятных) качества в соответствии с перспективными требованиями и не решает задачи достижения требуемого (не менее 85%) уровня глубины переработки сырья.

Для переработки тяжелого сырья на НПЗ ведущих стран применяется широкий спектр технологий. Наиболее популярными для переработки ВГ остаются усовершенствованные технологии КК и ГК. При использовании высокосернистого сырья установки КК дооборудуются блоками предварительной гидроочистки или легкого ГК.

Однако без квалифицированной переработки вакуумного остатка не может быть решена задача по углублению переработки большинства нефтей до уровня 85% и выше. Использование висбрекинга решает проблему лишь частично. В отдельных случаях при переработке высокококсуемого сырья могут применяться технологии коксования.

Как показывает мировой опыт, проблема решается на многих НПЗ путем использования ГК. При этом все чаще остатки используют на НПЗ в качестве сырья установок газификации, а с помощью получаемого синтез-газа одновременно вырабатывают электроэнергию на парогазотурбинных установках и попутно получают водород. Получаемые с установок переработки остаточных фракций дестилляты и газы требуют глубокой доочистки от серы. Чаще дестилляты направляют в сырье установок глубокой гидроочистки дизельных фракций и ГК ВГ. Для доведения получаемых бензинов до требований Euro-4 необходимы высокооктановые компоненты с низкими содержаниями ароматики и серы.

Таким требованиям в значительной степени удовлетворяют алкилаты (и олигомеризаты), в меньшей степени оксигенаты.

В последние годы усилия нефтепереработчиков направлены на разработку и реализацию технологий алкилирования на твердых катализаторах, свободных от недостатков, присущих процессам на жидких кислотах. Для процесса алкилирования требуются в качестве сырья легкие изопарафины и олефины (С3-С5). Таким требованиям отвечает газы С3, С4 с установок КК.

Снижение содержаний в бензинах наиболее токсичного бензола достигается путем использования различных технических и технологических приемов, включая выделение, гидрирование и, прежде всего, оптимизацию состава сырья риформинга.

Еще одной проблемой является удаление серы до требований норм из бензина КК. Традиционная гидроочистка не приемлема. В результате реализованы процессы селективной гидроочистки.

Вышеперечисленный набор технологий в целом представляется достаточно определенным. Однако в каждом конкретном случае требуется выбор оптимального набора технологий.

При этом многие технологии подлежат реализации в условиях России путем строительства новых установок. Рассмотрено несколько из возможных сценариев модернизации НПЗ, отличающихся мощностью по сырью и его качеством.

Рекомендуемые для каждого из сценариев наборы технологии обеспечивают решение задач по получению топлив в соответствии с требованиями Euro-4 и по достижению глубины переработки на уровне не ниже 85%. При этом набор технологий по двум первым сценариям моделирует НПЗ относительно большой мощности по сырью (12 млн.т/год), три последующих сценария – НПЗ малой мощности (6 млн.т/год). В качестве сырья для первых четырех сценариев выбрана сернистая нефть, а для последнего сценария –малосернистая.

Сценарий 1 может быть предложен для крупных (проектная мощность по сырью более 10-12 млн.т/год) НПЗ при использовании сернистого сырья.

Блок-схема сценария 1 включает набор установок: ЭЛОУ-АВТ-6(2), гидроочистка смеси прямогонного и вторичных бензинов, установки изомеризации, риформинга, блоки разделения риформата, компаундирования бензинов, установки гидроочистки смеси прямогонного и вторичных средних дестиллятов (2), ГК ВГ, КК ВГ, КК остаточного сырья, очистки и разделения газов, алкилирования и селективной очистки бензинов КК.

При этом предлагаются конкретные высокоэффективные технологии известных фирм, решающие поставленные задачи.

Анализ результатов по сценарию 1 показывает, что предлагаемая для переработки сернистой нефти схема обеспечивает выполнение задач.

По предлагаемой схеме НПЗ, получаемый на установке КК остаточного сырья тяжелый газойль направляется на газификацию.

Обязательно включение в схему НПЗ установок по утилизации сероводорода и глубокой доочистки хвостовых газов до требований экологических норм, а также является использование технологий глубокого обезвреживания и очистки жидких и твердых отходов и выбросов с доведением до требований новых жестких норм.

Основным достоинством сценария 1 является высокая гибкость схемы, позволяющая управлять объемами выпускаемых топлив отдельных марок.

С целью увеличения доли вырабатываемого дизтоплива в общем объеме топлив вместо установки КК может быть включена установка ГК остаточного сырья (сценарий 2).

В отличие от сценария 1 по сценарию 2 наблюдается перераспределение выработки продуктов в пользу среднедестиллятных топлив.

Изменение качества сырья может привести к некоторым коррективам в сценарии модернизации. Так, повышение серы в исходной нефти потребует ужесточения режима работы установок и повышения расходов водорода, увеличения выработки элементарной серы. В этой связи при выборе сценария необходимо учитывать и предусмотреть определенный запас мощностей ряда установок. То же касается и других возможных изменений, в том числе утяжеление или облегчение сырья.

Для НПЗ малой мощности по сырью, с учетом рентабельности работы установок, возникают сложности с выбором оптимального набора технологий. Гораздо труднее обеспечить гибкость схемы по выпускаемым продуктам в зависимости от изменения качества сырья.

В этом случае одновременное строительство установок КК и ГК по соображениям высоких кап.затрат и достижения рентабельности их работы при ограниченном потенциале сырья может исключаться. По этой причине возможны два подварианта: каткрекинг или гидрокрекинг. Преимущество первого из них (сценарий 3) заключается в возможности обеспечения сырьем установки алкилирования (или получения оксигенатов). Недостатком является значительный сдвиг в общем объеме продукции в сторону преимущественного выпуска автобензинов. Этих недостатков лишен сценарий 4, предусматривающий строительство установки гидрокрекинга. Однако в этом случае необходимо решение проблемы обеспечения установки алкилирования сырьем. Проблема решается путем включения в схему установки дегидрирования предельных с получением сырья алкилирования.

Схемы по сценариям 3, 4 включают тот же набор установок по переработке бензиновых и дизельных фракций, что и по сценариям 1 и 2. Отличия заключаются в наборе технологий по переработке тяжелого сырья. Бензин КК подвергается селективной гидроочистке с получением малосернистого компонента, как и в случае сценариев 1, 2. Кроме того, схема по сценарию 3 включает блок получения и короткоцикловой адсорбции для очистки и концентрирования сбросного ВСГ с установок гидроочистки, изомеризации и КК. По сценарию 4 вакуумный газойль и гудрон подвергаются переработке на установках ГК. Из-за увеличения потребления водорода по сравнению со сценарием 3 схема включает водородную установку с блоком КЦА.

В отсутствии в схеме НПЗ установки КК предлагается сбор газов С3, С4 с большинства установок на блоке очистки и разделения с получением бутановой фракции и изобутана.

Безусловно, реализация схемы по сценарию 4 обойдется дороже, чем по сценарию 3. Однако вариант по сценарию 4 может представляться более перспективным (с учетом дальнейшей дизелизации транспорта) из-за более высокого выхода среднедестиллятных топлив. Следует отметить более высокий выход ценных продуктов по сценарию 4. Оба сценария обеспечивают решение задач по выпуску топлив требуемого качества и повышению глубины переработки.

В случае переработки на НПЗ малой мощности малосернистой нефти технологическая схема (по сценарию 5) может быть несколько упрощена. При этом могут быть исключены блоки предгидроочистки установок изомеризации и риформинга. Первичная переработка может быть оформлена без блока вакуумной перегонки. Малосернистый мазут в этом случае направляется на установку КК. Схема включает также установку алкилирования и блок КЦА. Однако, схема не отличается гибкостью по вырабатываемым продуктам и чувствительна к изменениям качества сырья.

Источник: Двинин В.А. ЗАО «Краснодарнефтехим», г.Краснодар

Как стало известно RBC daily, небольшой нефтеперерабатывающий завод в Республике Марий Эл – Марийский НПЗ – в скором времени может приобрести одно из нефтяных месторождений в Западной Сибири. Не входящий в крупные нефтяные холдинги НПЗ в последнее время стал заложником высоких цен на нефть, а его независимость от крупных нефтяных компаний ставит под угрозу бесперебойность поставок сырья.

Аналитики отмечают, что покупка месторождения – разумное решение проблемы, но для НПЗ она может оказаться непосильной задачей. По мнению экспертов, выходом из ситуации может стать слияние с небольшой нефтедобывающей компанией. В состав группы компаний «Марийский НПЗ» входят одноименный нефтеперерабатывающий завод, торговый дом, бункерные компании под маркой «БК Флагман» и ряд других активов. Группа специализируется на выпуске прямогонного бензина, идущего на экспорт, а также дизельного топлива и судового мазута, половина из которых поставляется на внутренний рынок по госзаказам. Валовая выручка группы в первом полугодии 2005 г. составила 2,1 млрд руб., чистая прибыль – около 50 млн руб., рентабельность по EBITDA – 13%. Собственником группы является ООО «Самташ», подконтрольное совладельцам Русской вино-водочной компании. Марийский НПЗ планирует увеличить мощности по переработке нефти с текущих 580 тыс. т до 1,2-1,3 млн т в год, для чего в ближайшее время намерен выйти на долговой рынок с дебютным выпуском облигаций на сумму 800 млн руб. Как рассказал RBC daily председатель совета директоров Марийского НПЗ Алексей Милеев, его компания в скором времени планирует купить нефтяное месторождение в Западной Сибири или вступить в альянс с его собственником. По его словам, НПЗ уже 2-3 года ищет подходящее предложение и в последние 3-4 месяца начал более активные действия. «Сейчас мы ведем переговоры с разными компаниями, но они не завершены», – говорит он. По словам г-на Милеева, как только поступит интересное предложение, компания готова вступить в переговоры моментально. «Нам предлагали в основном три региона: Коми, Поволжье и Западную Сибирь. Мы остановили свой выбор на месторождениях Западной Сибири в силу ряда причин. Коми – это вотчина «ЛУКОЙЛа», и там нам бы пришлось столкнуться с жесткой конкуренцией с его стороны. Интересными представляются поволжские месторождения, но при прочих равных условиях западносибирские более интересны, поскольку находятся на одной «трубе» с нами, и нам не придется решать проблемы с замещением транспортных потоков», – поясняет Алексей Милеев.

Для небольших независимых нефтеперерабатывающих компаний покупка своего месторождения – разумное решение проблемы поставок сырья, говорит аналитик FIM Securities Дмитрий Царегородцев. Не имея собственных источников сырья, Марийский НПЗ в последнее время стал заложником высоких цен на него, а независимость завода от крупных нефтяных компаний может поставить под угрозу бесперебойность поставок нефти на НПЗ. «Свободной нефти на рынке постепенно становится меньше: во-первых, мелких производителей скупают более крупные игроки, во-вторых, по мере развития мощностей «Транснефти» появляется больше возможностей для экспорта. Другой риск – большая волатильность внутренних цен на нефть, – утверждает Дмитрий Царегородцев. – Наличие собственной сырьевой базы позволяет контролировать эту компоненту и сглаживать колебания». «Наличие своего месторождения сделало бы Марийский НПЗ менее зависимым от очень волатильных цен на сырье и значительно снизило его операционные риски», – соглашается аналитик «МДМ-Банка» Андрей Громадин.

Впрочем, как отмечают эксперты, компании будет затруднительно купить месторождение такого размера, чтобы полностью загрузить НПЗ собственным сырьем. «Для того чтобы обеспечить полностью своим сырьем НПЗ мощностью 1,2-1,5 млн т в год, добыча на месторождении должна быть на уровне 20-25 тыс. барр. нефти в день, а объем извлекаемых запасов – 30-35 млн т нефти, – говорит Андрей Громадин. – Стоимость такого месторождения может составить от 100 млн долл.». В свою очередь Дмитрий Царегородцев указывает на то, что покупка готовой нефтяной компании обойдется еще дороже. «Возможные оценки стоимости компании, которая удовлетворяла бы потребности НПЗ в сырье, лежат в диапазоне от 550 до 900 млн долл. Это достаточно дорого для небольшого независимого НПЗ», – считает он.

Выходом для Марийского НПЗ мог бы стать альянс с уже существующими нефтедобывающими предприятиями. Однако эксперты отмечают, что крупные нефтяные компании вряд ли заинтересуются альянсом с небольшим производителем. «Газпрому», «Роснефти», «Сургутнефтегазу», «ЛУКОЙЛу» – основным игрокам в Западной Сибири – невыгодно сотрудничать с небольшими производителями в силу ограниченности производственных и финансовых ресурсов последних, и они предпочтут скорее купить такую компанию. При этом в нераспределенном фонде недр осталось очень мало свободных месторождений», – говорит Андрей Громадин. Поэтому эксперты считают, что наиболее выгодным для НПЗ было бы сотрудничество или покупка небольшой добывающей компании. Приобретение небольшой компании в доле или целиком была бы взаимовыгодной: НПЗ получает сырье, а нефтедобытчики обеспечивают себе рынок сбыта, соответственно, снижаются риски для обеих компаний, считает Андрей Громадин. Однако наблюдатели отмечают, что Марийский НПЗ ранее занимался только переработкой нефти, но не ее добычей. «А ведь это совершенно другой вид бизнеса. Войдя в него, компания может столкнуться с рядом управленческих проблем», – полагает г-н Громадин. Впрочем, по мнению Дмитрия Царегородцева, в случае слияния двух компаний или полной продажи проблем с управлением нефтедобычей не должно возникнуть, так как мощности обычно продаются вместе с управленческой командой.

Источник: PБК Daily

Проблема качества бензина: необходимо ли российским автомобилистам топливо стандарта "Евро-4"

Историй о мучениях автомобилистов с бензином главный технолог Всероссийского НИИ по переработке нефти Владимир Булатников знает едва ли не больше, чем анекдотов. «Попадают» даже сотрудники родного института. Заведующая одной из лабораторий как-то рекомендовала зятю заправляться новым топливом ЛУКОЙЛа под маркой «ЭКТО»: компания утверждает, что в него добавлены моющие присадки. Только вот джип зятя к тому времени пробежал уже под 70000 км, на стенках бензобака образовались смолистые отложения, и когда «продвинутая» присадка их смыла, они осели на фильтре, забив его. В итоге в семье мощный бензиновый конфликт, зять в ярости, теща - враг народа.

История вполне в духе времени. Ведь еще пару лет назад, вспоминает Булатников, из-за массовой торговли «бодяжным» бензином в столице неудачная заправка приводила к куда более печальным последствиям, и отнюдь не только для фильтра и семейных отношений, - доходило и до переборки двигателя. Сейчас даже на захудалых АЗС бензин соответствует нормам «Евро-2», то есть вреда автомобилю он не нанесет. А продавцы начинают соревноваться в области маркетинга, а не в ловкости впаривания контрафакта - «бодяга» же стала уделом села и придорожных городков. «Сработали рыночные механизмы: выросла культура потребления, автомобилисты методом проб и ошибок выявили “безопасные” АЗС, которые, в свою очередь, держатся за клиентов, обеспечивая себе гарантированный сбыт», - полагает Булатников. А культура эта появилась вслед за ростом числа иномарок, которым нужен качественный бензин. Неудивительно, что перелом на бензиновом рынке происходит именно сейчас, когда в стране иномарок продается уже больше, чем отечественных авто, довольствующихся псевдо-92-м.

Наступление пошло с Дальнего Востока, где иностранные авто давно захватили рынок. Под них, как говорит представитель НК «Альянс» Ольга Сергеева, ее компания и запустила новое производство на Хабаровском НПЗ - он уже третий год производит бензины класса «Евро-4». Хотя для подержанных японских машин это явное излишество: «Все, что выше “Евро-2”, ограничивает содержание в топливе веществ, влияющих на экологию, а не на безопасность для двигателя автомобиля», - объясняет Булатников. Сергеева парирует это утверждение тем, что в компании уже тогда поняли, что рано или поздно все перейдут на «Евро-4». Пока что стимулов для покупателя переплачивать за мифические индексы никакого нет. «Нужно быть уж совсем патриотом страны, чтобы специально выискивать “Евро-4”», - признает Сергеева.

Зато более низкую планку - «Евро-2» - уже взяли почти повсеместно. А в столице развернулось соревнование на куда больших высотах. В Москве «улучшенным» бензином с апреля торгует ЛУКОЙЛ («ЭКТО», аббревиатура от «экологическое топливо»), с сентября - ТНК-ВР (Ultimate). Причем пошли они на это по тем же причинам, что и дальневосточные поставщики. «Парк машин растет в основном за счет импортных машин и за счет наших с современными двигателями. Для них нужно покупать качественный бензин. И наша задача, чтобы как можно больше автолюбителей делало это на наших заправках», - говорит пресс-секретарь ЛУКОЙЛа Владимир Семаков. Вслед за пионерами, уверен Булатников, подтянутся и остальные: «иномарки все равно нас задавят». Даже «Татнефть»,
разрабатывающая старые месторождения и не имеющая своего НПЗ, собирается строить новый завод в Нижнекамске. «Первая очередь появится в 2007–2008 году, - предполагает замначальника управления реализации нефтепродуктов Айдар Шамсутдинов. - Этот завод будет сразу производить бензин стандартов “Евро-4” и “Евро-5”». А к 2010 г., предполагает главный технолог нефтяного ВНИИ, при нынешних темпах нормам «Евро-4» будет соответствовать 60–70% продаваемого в стране топлива.

Пока же у автомобилистов есть более насущные проблемы, чем соответствие европейским экологическим стандартам. Широкое распространение в богатых городах капризных иномарок вступило в противоречие со столь же широкой продажей знаменитой «бодяги», уже убившей не одну сотню двигателей в стране. Автомобильные «отравления», накрывшие целые регионы в последние годы, были схожи с нынешним «алкогольным мором». И причины похожие: из вполне легального сырья умельцы производили смесь, часто несовместимую с жизнью машины.

Из 30 с лишним миллионов тонн бензина, которые ежегодно производятся в России (автопарк съедает из них около 20 млн т), почти половина по-прежнему приходится на низкооктановый. Собственно, наши НПЗ под него и заточены - таков был заказ партии и правительства в СССР. Теперь же конечные потребители - а нужен АИ-80 главным образом селу, армии и коммунальным службам, - покупают не более половины от произведенного. Остальное становится основой для бодяги.

На нефтеперерабатывающих заводах 80-й бензин сертифицируется на соответствие ГОСТу. Прибыв на нефтебазу, он же проходит повторную сертификацию, а на заправках мы имеем то, что имеем, говорит Владимир Булатников. По его словам, между АЗС и нефтебазой «вырастает компания», живущая несколько месяцев и арендующая на той же нефтебазе или в каком-нибудь маленьком аэропорту резервуары, в которые заливает купленный «честный» 80-й бензин. «Добавьте в него каменноугольного бензольчика или еще чего-нибудь, чего бог послал, - и 92-й готов, - объясняет специалист. - АЗС вам только и обещает, что бензин будет соответствовать по октановому числу - никто не гарантирует, что в нем будет 5 мг смол на литр, а не 100 мг, или бензола будет 1%, а не 10%». Так что за «бодягу» в тюрьму не отправишь - как не отправишь туда продавцов суррогатного спирта, реализующих свою продукцию алкоголикам для их «технических нужд».

Однако пришествие дорогих иномарок повысило требование их владельцев к качеству топлива. И «бодяга» стала отступать под натиском автомобилей. Особенно это заметно в столице. В 2005 г. московский Департамент природопользования и охраны окружающей среды начал составлять черный список заправок, торгующих суррогатом и нарушающих прочие нормы. За год выявили нарушения на 22% АЗС. Тогда казалось, что это катастрофа, но вдруг количество нарушителей начало снижаться само собой: в первом полугодии 2006 г. в черный список внесли только 14,5% из заправок, проверенных экспертами мэрии. Торговля контрафактным бензином сокращается уже два года, говорит пресс-секретарь департамента Инна Флусова. Хотя «говорить о том, что левый бензин в Москве исчез, нельзя: только в начале ноября проба, взятая на одной из АЗС, показала, что октановое число бензина, который продавался под маркой 80, составляло 73,4 - разве это не откровенный фальсификат?» «Бодяжники» действительно не сдались - они просто отступили за пределы столицы и других крупных городов. Теперь уничтожить двигатели своих иномарок и новых «жигулей» рискуют жители села и путешественники, заправляющиеся на трассе.

Полностью одолеть «бодягу» можно, только заставив НПЗ снизить производство низкооктанового бензина. Почти все нефтяные компании по примеру ЛУКОЙЛа и ТНК-ВР планируют сконцентрироваться на производстве дорогих и качественных бензинов к 2010 г. Не имеет четких планов только лидер нефтепереработки - ЮКОС. В последние годы его заводам было не до модернизации, да и новые владельцы тоже не спешат соответствовать последним евростандартам.

Чиновники, видимо, не очень поверили в то, что НПЗ сами под давлением спроса сплошь перейдут на производство высокооктанового бензина, а потому хотели их к этому подтолкнуть законодательно. Они уже давно планировали ввести повышенные акцизы на 80-й бензин и пониженные - на высококлассное топливо, но так пока и не собрались - помешало осознание того, что часть избирателей все еще ездят на авто советского производства, которые кушают АИ-80 за милую душу. Эти малообеспеченные граждане будут вовсе не рады подорожанию «своего» топлива.

Булатников предлагает дополнить изменение акцизов введением ответственности каждой АЗС за продаваемое топливо, чтобы на заправках не могли отмахнуться от пострадавших клиентов - мол, какой бензин нам привезли с нефтебазы, такой и продаем. «Тогда, если нефтебаза надурила АЗС и ее поймали, то все свои убытки владелец АЗС может компенсировать, выставив регрессный иск этой нефтебазе. Очень быстро окажется, что все АЗС будут иметь дело только с надежными поставщиками», - надеется он. Правда, закон с новыми требованиями к безопасности бензина, в котором есть это предложение и который писал институт Булатникова, уже больше года «гуляет» между разными ведомствами. В Минпромэнерго надеются, что до конца ноября он все-таки будет внесен в правительство, говорит советник департамента ТЭК Андрей Егоркин.

Но еще сложнее, чем победить «бодягу», будет убедить автовладельцев, что бензин в России может быть действительно качественным. Многие настолько уверились в том, что кругом сплошной обман, что не верят ни чиновникам с их черными списками и обещаниями, ни крупнейшим нефтяным компаниям.

Newsweek при подготовке этой статьи выслушал длинный список подозрений автовладельцев относительно новых прогрессивных марок бензина. Даже заправщик ВР на Черкизовской улице напротив стадиона «Локомотив» на прошлой неделе вел агитацию против собственной АЗС. «Не заливайте этот новый [Ultimate], потом только им и придется пользоваться, и вообще пока непонятно, насколько он полезен для машины», - шепнул он корреспонденту.

Чтобы подтвердить или развеять подозрения, мы заказали в лаборатории ВНИИ по переработке нефти специальное исследование. Для этого купили пять образцов разного топлива на АЗС ВР и ЛУКОЙЛа и один - в спальном районе на севере Москвы. Последняя принадлежит компании, заправки которой в первом полугодии 2006 г. попали в черный список мэрии.

Все наши образцы с запасом уложились в нормы «Евро-2» и российские ГОСТы (см. таблицу). «Все можно смело лить в современную иномарку», - констатировал Булатников. Исследовались только обязательные параметры - содержание серы, смол и бензола. Но, на взгляд эксперта, по дополнительным свойствам (содержание органических соединений, имеющих в составе бензольное кольцо), бензины с ЛУКОЙЛа и ТНК-BP могут соответствовать «Евро-3», а то и «Евро-4». Впрочем, в том же ЛУКОЙЛе в этом сильно сомневаются: пока оборудование не позволяет производить бензин столь высокого уровня, говорит пресс-секретарь ЛУКОЙЛа Семаков. Хотя компания замахивается уже на «Евро-5» - его должны выпускать с 2016 г.

А претензии автовладельцев - они от незнания и излишней подозрительности. «Любая присадка - как лекарство, перепил лишнего - можно и помереть», - образно описывает действие нового топлива Владимир Булатников. Например, заправляться бензином с моющими присадками нужно только после прочистки топливной системы, иначе будет, как с тем зятем сотрудницы НИИ по переработке нефти. А часть опасений автомобилистов - и вовсе мифы. «Многих смущает, что присадки в бензин льют непосредственно в бензовоз, - приводит он пример. - Но это как раз абсолютно правильно, более того, перед тем как залить присадку, заправщик обязан сунуть голову в цистерну, посветить фонариком и убедиться, что стенки чистенькие».

И все же, несмотря на врожденную подозрительность, большая часть потребителей поверила рекламе нефтяных передовиков бензинового производства. По словам пресс-секретарь ТНК-BP Александра Шадрина, за первые две недели продаж Ultimate доля покупателей, выбравших этот бензин, достигла 40%. Правда, потом маркетинговый заряд иссяк: спустя два месяца Ultimate берут лишь около полвины покупателей.

Потенциальные клиенты - вполне, кстати, состоятельные - кажется, быстро разобрались, что им все эти европейские прелести вроде экологичного бензина ни к чему. Литр «улучшенного» 95-го стоит на рубль дороже, чем литр обычного, а выгода от него не очевидна. Одна из постоянных клиенток заправок ВР, сотрудница московского офиса Procter&Gamble Виктория Шадура отказалась от «продвинутого» топлива как раз из-за несоответствия цены и результата. «Приехала в первый день [продажи Ultimate], сказали, что обычный 95-й закончился, и “ненавязчиво” предложили заправиться новым, - вспоминает она. - Принципиальной разницы я не увидела, зато заметила другое - расход увеличился с 10,3 л [на 100 км] до 11,4 л».

В итоге Шадура «раза четыре поэкспериментировала» и стала опять покупать привычный 95-й, без наворотов. «Если [положительной] разницы нет, зачем платить больше?» - недоумевает Виктория, твердо считающая себя представительницей среднего класса. Если ее логике будет следовать большинство автовладельцев, то и нефтяники могут решить, что бензиновая революция им ни к чему.

Источник: Русский Newsweek

Н.Назарбаев озвучил идею казахстанских инвесторов построить НПЗ на Черноморском берегу Турции

Казахстанские инвесторы намерены построить нефтеперерабатывающий завод на берегу Черного моря в Турции, сообщил президент Казахстана Нурсултан Назарбаев.

По словам президента, соответствующая договоренность достигнута в ходе его переговоров с премьер-министром Турции Реджепом Тайипом Эрдоганом, состоявшихся на минувшей неделе.
"Очень важной является достигнутая договоренность о строительстве казахстанскими инвесторами нефтеперерабатывающего завода на берегу Черного моря в Турции. То есть мы сможем транспортировать сырую нефть из Новороссийска в Турцию и там же продавать уже переработанный продукт", - отметил Н.Назарбаев в интервью казахстанским СМИ. Текст интервью опубликован в понедельник на официальном сайте президента Казахстана.

Данный проект связан с планами расширения Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).
"Если мы увеличим поставки нефти в Новороссийск до 67 млн. тонн, дополнительные 30-40 млн. тонн могут не пройти из-за ограниченных возможностей Босфора. Мы вели очень серьезные переговоры на эту тему (с премьер-министром Турции. - "ИФ-К"). Выйти из ситуации можно, либо проложив новый нефтепровод через материковую часть Турции напрямую от Черного моря к Средиземному, либо построить нефтепровод от Болгарии в сторону Греции. Ну и, конечно, третий путь - Баку-Джейхан", - сказал глава государства.

Н.Назарбаев отметил, что вопрос расширения КТК также обсуждался в ходе его переговоров с президентом РФ Владимиром Путиным в минувшие выходные в Сочи.
"Сейчас мы транспортируем 23 млн. тонн, расширение КТК увеличит эту цифру до 35, а в дальнейшем - до 60 млн. тонн. Этот вопрос был предметом переговоров несколько лет, сейчас же позиции Казахстана и России по нему едины. Я думаю, нас поддержат и зарубежные инвесторы", - подчеркнул он.

Нефтепровод КТК Тенгиз-Новороссийск общей протяженностью 1580 км соединяет месторождения запада Казахстана с российским побережьем Черного моря.

В начале апреля этого года в ходе визита в Москву президента Казахстана Н.Назарбаева было достигнуто соглашение о доведении мощности КТК до 67 млн. тонн нефти, то есть до проектной мощности.

Проект расширения КТК включает проектировку и строительство 10 новых перекачивающих станций, увеличение существующих резервуаров для хранения дополнительных 480 тыс. тонн нефти, а также сооружение третьего выносного причального устройства на Черном море.

Доли участия правительств-основателей КТК распределяются следующим образом: Россия - 24%, Казахстан - 19%, Султанат Оман - 7%. Среди частных нефтяных компаний-участников консорциума у Chevron Caspian Pipeline Consortium Company - 15%, LUKARCO B.V. - 12,5%, Rosneft-Shell Caspian Ventures Limited - 7,5%, Mobil Caspian Pipeline Company - 7,5%, Agip International (N.A.) N.V. - 2%, BG Overseas Holding Limited - 2%, Kazakhstan Pipeline Ventures LLC - 1,75% и Oryx Caspian Pipeline LLC - 1,75%.

Источник: Интерфакс-Казахстан

ЕБРР выразил готовность финансировать создание третьего НПЗ в Татарстане

Европейский банк реконструкции и развития (ЕБРР) предварительно выразил готовность финансировать 30% расходов на создание третьего НПЗ в Татарстане мощностью 7 млн т нефти. Об этом корреспонденту АК&М сообщил руководитель рабочей группы по подготовке проекта НПЗ гендиректор ЗАО "Татойлгаз" (Альметьевск) Роберт Фассахов.

Компания Technip, по его словам, на годовом собрании ЕБРР, которое состоится 20-21 мая в Казани, представит доклад по технико-экономическому обоснованию инвестиционной эффективности проекта строительства и сделает презентацию проекта.

Один из рассматриваемых вариантов конфигурации завода с топливно-нефтехимическим направлением оценивается примерно в .4 млрд (вместе с общезаводским хозяйством). Предполагается получение чистой прибыли порядка млрд руб. в год.

Заемные средства, привлеченные по схеме проектного финансирования, должны составить .9 млрд. Остальные средства обеспечат инициаторы проекта и стратегические инвесторы. Координатором финансирования определен банк "Зенит" Подробнее с Агентство AK&M

Аналитики Банка Москвы: инвестиции ЛУКОЙЛа в модернизацию НПЗ в Бургасе повысят рентабельность бизнеса "Согласно данным Reuters, ЛУКОЙЛ планирует вложить ,2 млрд. в свой НПЗ в Бургасе до 2014 г. и увеличить объем переработки до 10 млн. т в год. Мы позитивно оцениваем инвестиции компании в модернизацию НПЗ, благодаря которой увеличится переработка нефти и повысится рентабельность бизнеса", - пишут аналитики Банка Москвы в обзоре, поступившем в ИА "РосФинКом" сегодня, 13 октября.

Как отмечается в обзоре, ЛУКОЙЛ будет вкладывать около 0 млн. ежегодно до 2014 г. В 2008 г. на НПЗ планируется переработать 7,2-7,3 млн. т нефти (в прошлом году переработка составила 7,06 млн. т при мощности завода в 8,8 млн. т).

"Большая часть инвестиций будет направлена на строительство нового комплекса, включающего две новые установки гидрокрекинга, которые позволят НПЗ улучшить качество выпускаемой продукции в соответствии с ужесточающимися требованиями Евросоюза относительно снижения уровня загрязнения окружающей среды", - пишут аналитики.

НПЗ в Бургасе является единственным функционирующим на Балканах и обеспечивает примерно 80% потребности Болгарии в топливе. Примерно треть производимого топлива экспортируется. ЛУКОЙЛ за рубежом также владеет заводами в Румынии, на Украине и недавно приобрел долю в НПЗ на Сицилии. Суммарная переработка компании в 2007 г. составила 52,16 млн. т, из них на зарубежных НПЗ - 9,61 млн. т при совокупной мощности 58,5 млн. т и 14 млн. т соответственно. Производство нефтепродуктов на НПЗ ЛУКОЙЛа за рубежом в 2007 г. составило 8,4 млн. т.

Инвестиции в строительство НПЗ в Кемеровской области составят 20 млрд руб.

В 2010 году в Кемеровской области планируется ввести в эксплуатацию Яйский нефтеперерабатывающий завод. Об этом заявил на сессии областного Совета народных депутатов губернатор Кемеровской области Аман Тулеев. "Это прорывной проект - в развитии одной из самых молодых в Кузбассе отраслей - нефтеперерабатывающей промышленности. Пуск Яйского НПЗ позволит на 80% от сегодняшней потребности обеспечить Кузбасс дизельным топливом собственного производства, а не завозить его из соседних регионов", - сказал он.

Общий объем инвестиций в проект составит более 20 млрд. рублей. По подсчетам экономистов правительства области, после выхода завода на проектную мощность в бюджет области будет поступать дополнительно примерно 1,5 млрд рублей налоговых платежей. Новое предприятие - это более 1 тыс рабочих мест для жителей Яйского района и расположенного рядом города Анжеро-Судженск.

Как отметил А.Тулеев, Яйский НПЗ будет соответствовать самым жестким современным экологическим нормам и стандартам. Выбросы вредных веществ в атмосферу будут здесь в разы меньше, чем у ныне действующих предприятий, за счет безотходных технологий и высокоэффективного фильтровального оборудования. При этом качество продукции здесь будет на уровне европейских стандартов.

По словам председателя Совета директоров ЗАО "НефтеХимСервис" Юрия Кушнерова, "Яйский НПЗ - это не только высокотехнологичный бизнес-проект, это еще и мощный социально-экономический инструмент. Сегодня на стройке предприятия задействованы уже десятки кузбасских предприятий и десятки тысяч человек. По сути, в условиях мирового финансового кризиса наша промышленность получила целевые заказы на ближайшие годы".

"Мы рассчитываем, что к 2012 году завод выйдет на углубленную переработку с получением высокооктанового бензина и авиационного керосина. Кроме моторного топлива на заводе будет освоено производство нового, уникального для Кузбасса продукта - нефтяного кокса, в котором остро нуждаются предприятия алюминевой промышленности. Обеспечить безотходность производства - наша приоритетная задача. Причем уже сейчас ясно, что это не узко региональный проект. Завод уникален в масштабах страны, первый в России проект такого уровня за последние годы. Новое предприятие поможет небольшим нефтедобывающим компаниям в Томской области решить проблему со сбытом сырья. Поэтому наше предприятие - это не только Кузбасс, Сибирь, это основа для появления в стране нового направления в нефтяной индустрии", - рассказал он.

На данный момент Кемеровская область потребляет 1,5 млн т дизельного топлива и 500 тыс. т бензина в год. Почти все горючее завозится по железной дороге и автомобильным транспортом из Омска, Ачинска, Уфы.

Мозырский НПЗ ищет инвестора

Объявленная премьером Сергеем Сидорским готовность южнокорейского бизнеса выступить в роли инвестора строительства комплекса по производству параксилола на Мозырском нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) не прекратила поиски мозырян других желающих профинансировать «параксилольный» проект. Как сообщил начальник главного управления перспективного развития и инвестиций концерна «Белнефтехим» Бронислав Сивый, совершенно необязательно, что этим инвестором будет южнокорейская компания. «Это новая технология для нашей страны. Комплекс мощностью 120 тыс. тонн в год будет строиться цельным вариантом, «под ключ». На сегодня идет работа по поиску варианта финансирования проекта», — рассказал Б.Сивый, отметив, что речь не идет о создании совместного предприятия. По его словам, «для создания СП мы должны провести соответствующее решение через наблюдательный совет НПЗ. Вы знаете, там есть российская сторона, и в первую очередь мы должны с ними провести эти работы и консультации. Сегодня на этот счет решений нет. Мы сейчас просто ищем инвесторов для финансирования этого проекта». Что до интереса корейских компаний, то, как подчеркнул представитель «Белнефтехима», инвестором может выступить представитель иного государства. В ходе визита в Корею, напомним, глава белорусского правительства Сергей Сидорский заявил о готовности южнокорейских предприятий участвовать в реконструкции нефтехимического комплекса Беларуси. «Проведены переговоры с некоторыми компаниями, которые намерены участвовать в реконструкции нефтехимического производства, в частности, в проекте по производству параксилола», — сообщил он, оценив примерную стоимость проекта в 126 млн. долларов. До того, в средине октября, руководство мозырского предприятия само побывало в Сеуле, где предложило корейским партнерам сопричастность к модернизации завода, причем речь также вели о строительстве комплекса «под ключ», то есть корейская компания разрабатывает техническую документацию и архитектурный проект, поставляет оборудование, выполняет его монтаж и наладку. Напомним также неоднократные предупреждения руководства Беларуси о том, что при всей заинтересованности экономики во внешних ресурсах, привлекаться они будут только на выгодных для страны условиях. Одно из последних заявлений из этого ряда принадлежит вице-премьеру Андрею Кобякову, который на вопрос российского издания «Время новостей» «Как белорусские власти собираются привлекать средства на продолжение модернизации предприятий?», ответил: «Сегодня у нас хорошая ситуация, инвестиции в основной капитал достигли более 25% от ВВП. Удельный вес иностранных инвестиций составляет примерно 3,5% от их общего объема. Нам удается находить внутренние источники для развития и модернизации предприятий. Эффективность избранного пути очевидна. … Мы можем привлекать внешние инвестиции, если они действительно выгодны и эффективны. Но проведение приватизации не является самоцелью». Что касается возможности приватизации предприятий нефтехимического комплекса, то от такой возможности, по словам А.Кобякова, «никто не отказывается. Если потенциальный инвестор предложит нам действительно хорошие, выгодные предложения, то мы готовы их рассмотреть». Но коль предприятия пока не проданы, значит «действительно хороших, выгодных предложений» не поступило. «Но я хотел бы напомнить, что более 42% Мозырского нефтеперерабатывающего завода давно принадлежит российскому капиталу», — заметил вице-премьер. Не исключено, что скоро российскому капиталу будет принадлежать и больше, ведь «Белнефтехим» давно прорабатывает вариант первичного публичного размещения акций (IPO) завода для привлечения дополнительных средств. Реализация замысла зависит, в том числе, от того, как скоро предприятие вновь станет прибыльным. В первом квартале этого года чистая прибыль НПЗ составила всего 2,5 млн. долларов (чистая прибыль за весь 2006 год — 164 млн. долларов). Основные причины резкого снижения рентабельности и внезапной бедности — снижение объемов российских давальческих поставок, увеличение таможенных пошлин на импортируемую нефть, рост отчислений в инновационный фонд «Белнефтехима». План спасения завода от банкротства, по данным РБК daily, — разработка сотрудников банка ABN Amro, прежде выгодно для Минска оценившего стоимость «Белтрансгаза». Конечной целью улучшения финансового состояния НПЗ и может стать его IPO, в ходе которого предполагается либо найти стратегического инвестора для предприятия, либо заработать средства на его дальнейшее развитие. В августе, когда Беларусь получила суверенный кредитный рейтинг, зампредседателя концерна «Белнефтехим» Владимир Волков сообщил о проработке графика выставления на фондовый рынок акций нефтехимических заводов. «Я не могу сказать, что есть четкий план графика выставления акций предприятий на фондовые биржи. Поэтому на сегодняшний момент назвать предприятия и показать на них пальцем я не могу», — сказал он. По словам Волкова, кредитный рейтинг IPO, дающий Беларуси право на первичное публичное размещение акций, — не единственный, но вероятный способ оценки рыночной стоимости предприятия и инструмент привлечения внешних инвестиций. Известна одна из потенциальных площадок для размещения акций — Варшавская фондовая биржа, там стоимость размещения на 15% ниже, чем у других европейских бирж. Кроме того, Польша предъявляет меньше требований к прозрачности эмитентов. На помощь же одного из основных акционеров мозырского завода — «Славнефти» — в деле модернизации руководство НПЗ не рассчитывает: российская компания предлагала финансирование, но в обмен на акции «МНПЗ плюс». Программа технического развития мозырского предприятия на 2007 год включает три проекта: строительство установки гидроочистки дизельного топлива стоимостью 29,4 млрд. рублей, строительство комплекса по производству параксилола, строительство комплекса алкилирования (12 млрд. рублей). Для возведения установки гидроочистки дизтоплива почти половина оборудования уже заказана, заключено более 20 контрактов на его поставку. Расчет делается на то, что после модернизации НПЗ сможет получать топливо, соответствующее стандарту Евро-5, и существенно нарастить поставки на европейский рынок. Уставной капитал ОАО «Мозырский НПЗ» распределен между правительством Беларуси в лице концерна «Белнефтехим», владеющим 42,7% акций предприятия, АО НГК «Славнефть», которому принадлежит 42,58% капитала, и ООО «Мозырский НПЗ плюс» — 14,72% (98,94% его доли также принадлежит государству).

Источник: Елена НОВОЖИЛОВА, "Белорусские новости"

Нефтепереработка: кнуты и пряники

В конце 2004 года правительство ввело дифференцированную экспортную пошлину на нефтепродукты, в результате чего поставка мазута за рубеж вошла в зону рентабельности. И чудесным образом объем первичной переработки нефти в стране к 2007 году подскочил до 229 млн тонн. Казалось бы, это можно воспринимать как признак управляемости ситуации в нефтепереработке и реалистичность разного рода ФЦП и стратегий. Но, помимо повышения объемов переработки, с тех пор реализовано менее половины задуманного. Разрешить нефтяникам "гнать" астрономические объемы мазута за рубеж - дело нехитрое. Намного сложнее предложить ВИНК убедительные стимулы для повышения выхода светлых нефтепродуктов, а также качества и экологических характеристик вырабатываемых топлив, не разорив компании непомерными штрафами в виде возросших акцизов и экспортных пошлин.

Теперь эту задачу существенно осложняет мировой финансово-экономический кризис и падение цен на нефть и нефтепродукты.

Но правительство РФ, не унывающее даже от цены на нефть за баррель, добросовестно пытается "помочь" нефтепереработке. Поддержка обещана в двух направлениях: льготные акцизы на нефтепродукты высокого качества и унифицированные экспортные пошлины. В случае с экспортом нефтепродуктов вопросов к предложенной Минэнерго единой ставке пошлины практически нет - она в целом адекватна и полезна для отрасли.

Однако твердая уверенность Минфина, что годовая акцизная скидка 21 млрд рублей адекватна капвложениям в повышение качества вырабатываемого автобензина до требований класса 4 в размере млрд, вызывает недоумение. И, как минимум, один вопрос: такая уверенность основана на непонимании проблем нефтеперерабатывающей отрасли или на желании перенести почти 900 млрд рублей капвложений на плечи "рядовых" россиян?

Источник: Михаил Турукалов, Нефтегазовая вертикаль

Автотранспорт – главный стимулятор нефтепереработки
Стратегические приоритеты развития и модернизации топливного производства отечественных НПЗ на перспективу 2015–2020 годов 2008-09-09 / Леонид Ефимович Злотников - инженер, генеральный директор ООО "Международный консорциум "РИФИН"; Вадим Идидович Потемкин - инженер, заместитель генерального директора ООО "Международный консорциум "РИФИН".

Благоприятная, особенно в последние годы, конъюнктура цен на нефть на мировом рынке в немалой степени стимулировала нефтяные компании в наращивании объемов добычи и экспорта нефти, а также позволила создать значительные финансовые ресурсы для дальнейшего развития отрасли. Около 50% всей добываемой в России нефти в настоящее время экспортируется, остальная часть перерабатывается на НПЗ, которые, как правило, принадлежат тем же нефтяным компаниям (ВИНК). Большая часть добываемой в мире нефти (около 80%) используется для производства моторных топлив (автобензин, дизельное топливо, топливо для различных ТК ВРД и газотурбинных двигателей). Современное топливное производство промышленно развитых стран (США, Германия, Великобритания, Канада и многие другие) обеспечивает выход моторных топлив высокого качества на уровне в среднем 65–75%. На НПЗ России этот показатель существенно ниже и составляет в среднем около 48–49%. В результате этого российские НПЗ потребляют для производства каждой тонны моторных топлив примерно на 45–50% больше нефти, чем, к примеру, НПЗ Германии, США или Канады, со всеми вытекающими из этого прежде всего экономическими последствиями. Исключительного, приоритетного внимания требует проблема повышения качества моторных топлив, вырабатываемых российскими НПЗ. Повышение топливной экономичности и снижение уровня негативного воздействия ДВС на окружающую среду нашли отражение в ужесточении экологического законодательства и радикальном повышении требований к качеству ГСМ, их эксплуатационным и экологическим характеристикам.

Требования к автобензинам

В современных автобензинах для обеспечения эффективной работы бензиновых двигателей в условиях городского движения особое внимание уделяется октановым характеристикам легких фракций бензина (фракций, выкипающих до 100–105?С). Выравнивание октановых характеристик по всей массе бензина требуется для снижения детонации при работе двигателя на малых и средних оборотах.

Ароматические соединения в автобензине являются носителями высоких октановых характеристик, однако они же, особенно бензол, при сгорании в двигателе приводят к выбросам тяжелых конденсированных канцерогенных соединений и способствуют нагарообразования в двигателях. Олефины являются причиной образования смога и разрушению тропосферного азона. Высокое содержание олефинов в бензинах каталитического крекинга, полимербензинах и продуктах пиролиза определяет ограничения их доли в товарных автобензинах.

Требования к автомобильным дизельным топливам.

Для обеспечения эффективной работы современных быстроходных дизельных двигателей с полным сгоранием рабочей смеси и бездымным чистым выхлопом, оказывающим минимальное воздействие на окружающую среду, необходимы высококачественные топлива определенного фракционного и химического состава, имеющие хорошие эксплуатационные свойства и минимальное содержание вредных примесей, прежде всего это относится к соединениям серы и азота. Важнейшая эксплуатационная характеристика дизельного топлива – цетановое число (цетановый индекс) обеспечивается прежде всего его углеводородным составом и наличием специальных цетанповышающих присадок. Антидымные свойства дизельных топлив связаны с наличием в их составе высококипящих азотистых соединений и конденсированной ароматики.

Наибольшее ограничение за последние годы предусматривается в отношении содержания сернистых соединений. В настоящее время европейские стандарты устанавливают предельно допустимое содержание сернистых соединений – не более 50 ppm. Прогнозируется дальнейшее ужесточение этих ограничений до 10 и даже до 5 ppm.

Важной характеристикой дизельных топлив являются их низкотемпературные свойства (температура фильтруемости и температура застывания). Уровень ограничений низкотемпературных свойств дизельных топлив зависит от района его применения и изменяется от соответственно –5; –15; –18?С для стран Западной Европы; до –28; –38 и –41?С для Скандинавских стран и Швейцарии. Низкотемпературные свойства топлив обеспечиваются их углеводородным свойством (зависит главным образом от технологии производства), фракционным составом и наличием специальных присадок (антидымных, моющих, депрессионных, противоизносных и др.).

Технологическую основу современного производства дизельных топлив, отвечающих в том числе и перспективным требованиям, составляют гидрогенизационные процессы (гидроочистка, гидрокрекинг, гидродепарафинизация (изомеризация), гидродеароматизация и др.).

В российской нефтепереработке дизельное топливо, соответствующее европейским нормам («Евро-4»), производят лишь ОАО «Славнефть-Ярославнефтеноргсинтез», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез», ОАО «Ангарская НХК», ОАО «Комсомольский НПЗ», ЗАО «Рязанская НПК», Уфимский НПЗ, ОАО «Куйбышевский» НПЗ и Сургутский завод стабилизации конденсата. Однако в настоящее время доля такого топлива не превышает 17–19% от объема его производства в стране.

Прогнозируется, что и в среднесрочной, и в более отдаленной перспективе Россия сохранит статус страны – экспортера нефти и нефтепродуктов. В настоящее время в совокупности около 75% добываемой в России нефти и продуктов ее переработки экспортируется. В большинстве случаев качество экспортируемых нефтепродуктов не соответствует действующим европейским стандартом и за рубежом используются как сырье или полуфабрикаты для дальнейшей переработки, что в значительной степени является причиной нерентабельности экспорта нефтепродуктов для российских НПЗ и нефтяных компаний.

Основными стратегическими приоритетами развития и модернизации топливного производства российских НПЗ на перспективу 2015–2020 годов являются: повышение качества вырабатываемых моторных топлив до уровня требований действующих международных стандартов и прогнозируемых на перспективу спецификации экспортного и внутреннего рынков при опережающем росте экологических характеристик топлив; обеспечение конкурентоспособности и высокой эффективности топливной нефтепереработки, обеспечивающих рост рентабельности нефтяной отрасли в целом, повышение доли нефти, перерабатываемой на отечественных НПЗ, и доли высококачественных нефтепродуктов в общем объеме экспорта нефти и продуктов ее переработки. Технологической основой глубокой переработки нефти являются процессы конверсии и деструкции тяжелых и остаточных продуктов переработки, в том числе продуктов вторичного происхождения. В современной нефтепереработке это прежде всего процессы коксования, каталитического крекинга и гидрокрекинга. Принимая во внимание основные тенденции изменения требований к качеству моторных топлив и других нефтепродуктов, роль и масштабы использования гидропроцессов в схемах переработки нефти в перспективе будут возрастать.

Ново-Уфимский НПЗ (Новойл): дивидендная привлекательность
Главным фактором инвестиционной привлекательности акций "Ново-Уфимского НПЗ" являются ожидаемые к выплате дивиденды и снижение корпоративных рисков предприятия в результате перехода под управление АФК "Система". Исходя из текущей рыночной стоимости акций, прогноза прибыли компании по итогам года и практики выплат предыдущих лет, дивидендная доходность по обыкновенным акциям может превысить 30%, по привилегированным – 70%.

Начиная с 2006 года, все предприятия башкирского ТЭК, в том числе и "Ново-Уфимский НПЗ", начали выплачивать достаточно высокие дивиденды. Причиной этого, скорее всего, стал судебный процесс по возвращению контроля от республиканского правительства к государству. Власти Башкирии, как основной акционер, вполне резонно хотят получить заработанную предприятиями прибыль перед тем, как они перейдут в федеральную собственность. В настоящее время в суде проходят разбирательства в отношении владельцев данных активов, однако все они в будущем могут завершиться в связи с возможным переходом предприятий под контроль АФК "Система", что повышает вероятность выплаты дивидендов по итогам 2008 года.

Исходя из текущей рыночной стоимости акций, прогноза прибыли компании по итогам года и практики выплат предыдущих лет, дивидендная доходность по обыкновенным акциям может превысить 30%, по привилегированным – 70%. В этом свете особенно привлекательно выглядят привилегированные акции. По нашему мнению, невыплата дивидендов возможна лишь по решению нового собственника (в случае скорого окончания судебных разбирательств и передачи пакетов акций предприятий башкирского ТЭК в собственность АФК "Система"), но данный сценарий представляется маловероятным.

Благодаря переходу предприятий башкирского ТЭК в управление АФК "Система" должны повыситься качество управления "Ново-Уфимским НПЗ", его информационная прозрачность, увеличиться загрузка мощностей, снизиться значительная часть рисков, что в итоге будет способствовать росту его денежных потоков и инвестиционной привлекательности.

"Ново-Уфимский НПЗ" - наиболее современный нефтеперерабатывающий завод в Башкирии. Благодаря высокому качеству производимой продукции, увеличивающимся объемам переработки и постепенно растущим тарифам на процессинг компания характеризуется стабильными денежными потоками.

В настоящее время акции компании торгуются, по нашему мнению, на неоправданно низких уровнях, что делает их весьма привлекательным объектом для инвестирования. По результатам проведенной нами оценки, справедливая стоимость обыкновенных акций "Ново-Уфимского НПЗ" составляет ,74, что подразумевает потенциал роста 118% и соответствует рекомендации "Покупать".

Согласно нашим расчетам, справедливая стоимость привилегированных акций "Ново-Уфимского НПЗ" составляет ,44, что подразумевает потенциал роста 238% и соответствует рекомендации "Покупать".

НПЗ заработают на государстве

Частных инвестиций в переработку не хватает Покупка российского нефтеперерабатывающего завода госкомпанией может дать премию к справедливой цене его акций 20%, оценили аналитики инвесткомпании «Брокеркредитсервис». Такая сделка повлечет за собой рост загрузки мощностей, а также инвестиции в модернизацию. Впрочем, есть опасность, что предстоящие покупки будут проведены ниже рыночной цены, а это даст неправильный ориентир и не позволит реализовать потенциал роста.

По словам аналитиков, рост инвестиций в НПЗ совпал с общей тенденцией по переключению внимания российских инвесторов с добывающих отраслей на обрабатывающие, в том числе машиностроение, нефтехимию, трубопрокатную промышленность. Среди последних заметных сделок по нефтеперерабатывающим активам аналитики называют покупку «Русснефтью» предприятия «Орскнефтеоргсинтез» у ТНК-BP и приобретение АФК «Система» блокирующих пакетов в башкирских НПЗ.

В ближайшее время тенденция смены собственников нефтеперерабатывающих предприятий продолжится, и активную роль в этом процессе сыграют государственные компании, считают в «Брокеркредитсервисе», аналитики которого опубликовали исследование российских нефтеперерабатывающих заводов. Так, «Роснефть» может приобрести предприятия в Башкирии — «Новойл» (Новоуфимский НПЗ), Уфимский НПЗ и «Уфанефтехим», а также нефтеперерабатывающий завод в Хабаровске, который сейчас принадлежит НК «Альянс».

Впрочем, аналитик ФК «Уралсиб» Алексей Кормщиков полагает, что указанные сделки вряд ли будут заключены быстро, поскольку сегодня первоочередной задачей для «Роснефти» является приобретение активов ЮКОСа. Г-н Кормщиков напоминает, что поставлять нефть в Башкирию для «Роснефти» не очень удобно с точки зрения логистики. Кроме того, на сделки по башкирским НПЗ оказывают влияние политические факторы, отмечает эксперт.

«Газпром» также проявляет интерес к нефтеперерабатывающим активам. Недавно газовый монополист вознамерился купить 100% акций «Салаватнефтеоргсинтеза». Переход ряда российских нефтеперерабатывающих предприятий под управление госкомпаний может повысить котировки акций этих НПЗ на рынке, считают аналитики. По оценкам ИК «Брокеркредитсервис», дополнительная премия к справедливой цене может составить около 20%. «Впрочем, есть риск, что активы будут приобретены ниже рыночной цены, а это даст неправильный ориентир и не позволит реализовать потенциал роста даже тем НПЗ, у которых он есть», — говорится в отчете. Эксперты «Брокеркредитсервиса» считают, что покупка НПЗ госкомпаниями повлечет за собой рост загрузки их мощностей, а также инвестиции в модернизацию. По их оценкам, сегодня общий потенциал имеющихся в России НПЗ позволяет увеличить ежегодную переработку нефти на 20—30 млн т. Как напоминает аналитик МДМ-Банка Андрей Громадин, «Роснефть» уже проводит модернизацию принадлежащего ей Туапсинского завода, в результате которой к 2010 году ежегодная производительность завода возрастет до 12 млн т, а глубина очистки нефтепродуктов увеличится с 56 до 90%.

Еще одним важным направлением инвестиций в нефтеперерабатывающую отрасль России может стать строительство новых НПЗ, отмечает Андрей Громадин. Большинство из действующих в России НПЗ построены еще в советское время. В 2006 году общий объем переработки нефти на российских заводах составил 219,5 млн т, что на 5,9% больше аналогичного показателя 2005 года, но этого будет явно недостаточно к 2010 году. Новые заводы могут появиться в Ленинградской области и на Дальнем Востоке (в конце нефтепровода ВСТО). Аналитики «Брокеркредитсервис» также считают, что новые НПЗ будут строиться в приграничных зонах, что позволит уменьшить затраты на транспортировку экспортируемой нефти.