Магистральный нефтепродуктопровод "Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск (I очередь)"

В долгосрочной перспективе объем экспорта нефти и нефтепродуктов зависит от объема добычи нефти и среднего уровня цен на нее. В связи с этим за основу долгосрочного экспорта нефти и нефтепродуктов следует принять несколько откорректированный оптимистический прогноз экспорта нефти и нефтепродуктов, представленный в энергетической стратегии России.

В соответствии с энергетической стратегией РФ экспорт нефти и нефтепродуктов составит:

* в 2010 г. 305-340 млн. т.

* в 2015 г. 310-345 млн. т.

Принимая во внимание благоприятную макроэкономическую обстановку и стратегические планы нефтяных и транспортирующих компаний о расширении экспортных мощностей можно говорить об увеличении доли экспорта нефти и нефтепродуктов на уровне 315 млн. т. в 2010 г. и 340 млн. т. в 2015 г.

Объёмы переработки нефтяного сырья объективно зависят, во-первых, от объёмов добычи, во-вторых, от прогнозируемого распределения добытого нефтяного сырья на внешний и внутренний рынки.

Можно сделать предположение об увеличении (в абсолютном выражении) поставок нефти на внутренний рынок, в том числе на нефтеперерабатывающие предприятия.

Прогноз объемов переработки первичного сырья на период 2005 - 2015 гг.. сделан на основе ретроспективных данных об объемах фактически выпущенной продукции российскими нефтеперерабатывающими предприятиями. В таблицах 2-3 - 2-6 представлены фактические объемы выработки различных светлых нефтепродуктов (2000-2003 гг.), а так же общий объем светлых нефтепродуктов по всем отечественным НПЗ. На рисунке 2-3 проиллюстрирована структура продукции НПЗ России 2005 г.

Объёмы переработки нефти на российских НПЗ к 2010 г. должны вырасти по сравнению с уровнем 2003 года на 12-12 % и, как минимум, удержаться на достигнутом уровне в 2015 г.

Такой сценарий обосновывается двумя ключевыми моментами.

Первый момент характеризуется тем обстоятельством, что, в связи с низким качеством российских нефтепродуктов, перспективы их экспорта в ближайшее время, неблагоприятны. Соответственно, российские НПЗ будут ориентироваться, главным образом, на удовлетворение потребностей внутреннего рынка.

Второй момент - необходимость перехода количества в качество: следует увеличивать глубину переработки нефтяного сырья и производить больше светлых нефтепродуктов без расширения ресурсной базы.

Таблица 2-3. Производство автомобильного бензина на НПЗ РФ за 2000-2005 гг. (тыс. т./год)

Нефтяная компания, НПЗ	Годы
	2000	2001	2002	2003	2004	2005
1. «ЛУКОЙЛ»
-Волгограднефтепереработка	946,8	1056,3	1144,7	1027,5	1092.7	854.0
-Пермнефтеоргсинтез	1570,5	1745,5	1847,1	1701.6	1670.7	1559.0
Ухтанефтепереработка	297,2	268,9	335,6	327,2	341,3	335,0
- Н ижегороднефтеоргсинтез	1078,7	554,9	548,9	818,5	1252,1	1271,0
Итого «ЛУКОЙЛ»	3893,2	3625,6	3876,3	3874,8	4356,8	4019,0
2 «Юкос»
-Куйбышевский НПЗ	1070,6	1083,2	1034,3	1023,9	1139,3	978,6
-Новокуйбышевский НПЗ	1285,4	0,0	1106,7	867,4	780,1	846,5
Итого Самарские НПЗ	2356,0	1083,2	2141,0	1891,3	1919,4	1825,1
-Сызранский НПЗ	819,3	793,1	656,3	701,1	846,5	840,2
-Ангарская НКХ	1320,5	1381,6	1249,4	1107,3	1254,5	1115,8
-Ачинский НПЗ	966,0	1156,7	984,9	952,3	984,7	986,5
Итого «Юкос»	5461,8	4414,6	5031,6	4652,0	5005,1	4767,6
3. «Сургутнефтегаз»
-Киришинефтеоргсинтез	1778,3	1865,8	1735,8	1705,2	1640,7	1681,4
4. «Тюменская НК»
-Рязанский НПЗ/Рязанская НПК	1084,5	1736,4	2094,8	1836,1	2075,8	2188,2
-Орскнефтеоргсинтез	740,8	673,3	648,4	637,7	501,1	343,0
Итого «ТНК»	1825,3	2409,7	2743,2	2473,8	2576,9	2531,2
5. «Славнефть»
-Ярославнефтеоргсинтез	192,5	1639,9	1541,5	1806,6	1718,5	1874,2
-Ярославский НПЗ им. Менделеева	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого «Славнефть»	192,5	1639,9	1541,5	1806,6	1718,5	1874,2
6. «СИДАНКО»
-КРЕКИНГ (Саратовский НПЗ)	439,1	486,1	633,1	544,0	590,0	575,5
7. «Башнефтехим»
-Уфимский НПЗ	1171,9	1446,2	1527,9	1796,0	1702,7	1577,4^
-Ново-Уфимский НПЗ	1204,3	968,6	1217,3	1665,7	1650,3	1293,1
-Уфанефтехим	931,1	^_409,3	952,0	1122,9	1299,2	1457,4
Итого «Башнефтехим»	3307,3	2824,1	3697,2	4584,6	4652,2	4327,9
8. «Салаватнефтеоргсинтез»	987,5	1052,7	1068,5	944,3	1038,5	1259,2
Всего Башкирские НПЗ	4294,8	3876,8	4765,7	5528,9	5690,7	5587,1
9. «Татнефть»
-Нижнекамский НПЗ	0,0	0,0	45,8	17,3	0,0	0,00
10. «Сибнефть», «ЦТК» и др.
-Московский НПЗ	1991,8	1996,5	586,9	696,1	1949,9	2036,4
11. «Сибнефть»
-Омский НПЗ	3400,4	2698,8	2942,3	3018,2	3149,2	3143,0
12. «Роснефть»
-Туапсинский НПЗ	178.6	246,3	222,2	225,0	186,0	244,6
-Комсомольский НПЗ	118.2	101,0	17,6	103,8	176,2	489,3
Итого «Роснефть»	296,8	347,3	239,8	328,8	362,2	733,9
13. Прочие НПЗ РФ	294,5	317,2	350,7	289,8	303,5	463,1
ВСЕГО	23868,5	23678,3	24492,7	24935,5	27343,5	27412,4

Таблица 2-4. Производство дизельного топлива на НПЗ РФ за 2000-2005 гг.. (тыс т. в год)

Нефтяная компания. НПЗ	Годы
	2000	2001	2002	2003	2004	2005
1. «ЛУКОЙЛ»
-Волгограднефтепереработка	2057,1	2338,0	2487,3	2399.4	2328.2	2058.0
-Пермнефтеоргсинтез	2589,1	2958,3	3088,9	2611,6	2821.9	2835.0
-Ухтанефтепереработка	502,7	431,1	600,8	777,1	919.3	930,0
-Нижегороднефтеоргсинтез	2174,5	1037,9	955,7	1598,9	2875,2	3125,0
Итого «ЛУКОЙЛ»	7323,4	6765,3	7132,7	7387,1	8944,6	8948,0
2. «ЮКОС»
-Куйбышевский НПЗ	1954,6	1926,8	1783,6	1767,4	2097,0	1849,6
-Новокуйбышевский НПЗ	2433,1	2692,9	2231,6	2012,7	2001,1	1945,0
Итого Самарские НПЗ	4387,7	4619,7	4015,2	3780,1	4098,1	3794,6
-Сызранский НПЗ	1439,4	1391,7	1122,5	1199,7	1162,6	1113,4
-Ангарская НКХ	1966,8	2223,1	2218,5	2177,9	2330,5	2351,5
-Ачинский НПЗ	1442,6	1633,2	1607,1	1532,0	1561,8	1563,2
Итого «Юкос»	9236,5	9867,7	8963,3	8689,7	9153,0	8822,7
3. «Сургутнефтегаз»
-Киришинефтеоргсинтез	3424,6	3645,2	3603,1	3569,5	3603,2	3661,7
4. «Тюменская НК»
-Рязанский НПЗ/Рязанская НПК	1876,0	2672,4	2901,4	2610,3	2530,2	2854,6
-Орскнефтеоргсинтез	1251,0	1112,4	1159,3	1040,2	962,7	711,2
Итого «ТНК»	3127,0	3784,8	4060,7	3650,5	3492,9	3565,8
5. «Славнефть»
-Ярославнефтеоргсинтез	2102,5	2588,5	2929,5	3099,1	3168,5	3155,8
-Ярославский НПЗ им. Менделеева	42,8	58,0	64,3	47,2	13,0	4,8
Итого «Славнефть»	2145,3	2646,5	2993,8	3146,3	3181,5	3160,6
6. «СИДАНКО»
-КРЕКИНЦСаратовский НПЗ)	952,8	1029,2	1204,7	1045,8	1168,3	1145,2
7. «Башнефтехим»
-Уфимский НПЗ	1610,9	2089,6	2602,3	2976,1	2871,2	3055,5
-Ново-Уфимский НПЗ	1822,7	1278,1	1990,6	2331,2	1916,1	1846,4
-Уфанефтехим	2332,1	1931,1	1808,5	1798,4	2276,9	2196,3
Итого «Башнефтехим»	5765,7	5298,8	6401,4	7105,7	7064,2	7098,2
8. «Салаватнефтеоргсинтез»	1519,0	1682,4	1757,7	1765,7	1835,8	2117,2
Всего Башкирские НПЗ	7284,7	6981,2	8159,1	8871,4	8900,0	9215,4
9. «Татнефть»
-Нижнекамский НПЗ	860,8	1083,9	1123,3	1240,0	1371,2	1265,9
10. «Сибнефть», «ЦТК» и др.
-Московский НПЗ	2261,7	2244,6	2512,3	2566,2	2518,3	2598,6
11. «Сибнефть»
-Омский НПЗ	4658,9	4308,3	4277,4	4525,2	4611,4	4601,2
12. «Роснефть»
-Т\ апсинский НПЗ	517,9	1047,5	1142,6	1201,6	1309,1	1337,8
-Комсомольский НПЗ	534,9	638,4	662,9	728,3	815,7	1329,0
Итого «Роснефть»	1052,8	1685,9	1805,5	1929,9	2124,8	2666,8
13. Прочие НПЗ РФ	342,6	504,9	663,5	858,6	809,9	911,9
ВСЕГО	42671,1	44547,5	46499,4	47480,2	49879,1	50563,8

Таблица 2-5. Производство авиационного керосина на НПЗ РФ за 2000-2005 гг.(тыс. т./год)

Нефтяная компания, НПЗ	Годы
	2000	2001	2002	2003	2004	2005
1. «ЛУКОЙЛ»
-Волгограднефтепереработка	488,9	607,3	619,0	661,7	665,0	586,2
-Пермнефтеоргсинтез	576,5	562,7	452,3	514,9	495,2	547,3
-Ухтанефтепереработка	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	17,3
-Нижегороднефтеоргсинтез	613,9	251,8	141,4	496,1	432,0	442,0
Итого «ЛУКОЙЛ»	1679,3	1421,8	1212,7	1672,7	1592,2	1592,8
2. «ЮКОС»
-Куйбышевский НПЗ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	63,5
-Новокуйбышевский НПЗ	628,0	458,9	393,1	330,2	350,9	359,3
Итого Самарские НПЗ	628,0	458,9	393,1	330,2	350,9	422,8
-Сызранский НПЗ	111,9	152,0	114,1	132,4	105,7	188,4
-Ангарская НКХ	521,3	613,4	455,6	438,3	551,3	653,6
-Ачинский НПЗ	270,5	284,4	220,8	223,0	237,8	230,4
Итого «Юкос»	1531,7	1508,7	1183,6	1123,9	1245,7	1495,2
3. «Сургутнефтегаз»
-Киришинефтеоргсинтез	1026,5	1104,7	846,1	991,1	894,6	883,1
4. «Тюменская НК»
-Рязанский НПЗ/Рязанская НПК	620,0	725,8	685,1	632,9	634,5	722,6
-Орскнефтеоргсинтез	340,0	311,3	346,4	245,8	240,6	200,6
Итого «ТНК»	960,0	1037,1	1031,5	878,7	875,1	923,2
5. «Славнефть»
-Ярославнефтеоргсинтез	435,0	494,9	459,1	488,8	484,6	519,9
-Ярославский НПЗ им, Менделеева	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого «Славнефть»	435,0	494,9	459,1	488,8	484,6	519,9
6. «СИДАНКО»
-КРЕКИНЦСаратовский НПЗ)	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
7. «Башнефтехим»
-Уфимский НПЗ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
-Ново-Уфимский НПЗ	182,1	152,4	215,8	198,0	67,3	25,5
-Уфанефтехим	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого «Башнефтехим»	182,1	152,4	215,8	198,0	67,3	25,5
8. «Салаватнефтеоргсинтез»	0,0	0,0	0,0	0,0	L 0,0	0,0
Всего Башкирские НПЗ	182,1	152,4	215,8	198,0	67,3	25,5
9. «Татнефть»
-Нижнекамский НПЗ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
10. «Сибнефть», «ЦТК» и др.
-Московский НПЗ	513,2	503,0	508,9	491,8	482,1	507,4
П. «Сибнефть»
-Омский НПЗ	563,4	690,3	628,3	615,0	552,6	602,2
12. «Роснефть»
-Туапсинский НПЗ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
-Комсомольский НПЗ	80,7	99,0	153,8	186,4	233,0	240,1
Итого «Роснефть»	80,7	99,0	153,8	186,4	233,0	240,1
13. Прочие НПЗ РФ	148,3	158,0	186,9	274,0	246,9	207,6
ВСЕГО	7120,2	7169,9	6426,7	6920,4	6674,1	6997,0

Таблица 2-6. Суммарное производство светлых нефтепродуктов на НПЗ РФ за 2000-2005 гг.. (тыс. т./год)

1 Нефтяная компания, НПЗ	Годы
	2000	2001	2002	2003	2004	2005
1. «ЛУКОЙЛ»
-Волгограднефтепереработка	3492,8	4001,6	4251,0	4088,6	4085,9	3498,2
-Пермнефтеоргсинтез	4736,1	5266,5	5388,3	4828,1	4987,8	4941,3
-Ухтанефтепереработка	799,9	700,0	936,4	1104,3	1260,6	1282,3
-Нижегороднефтеоргсинтез	3867,1	1844,6	1646,0	2913,6	4559,3	4838,0
Итого «ЛУКОЙЛ»	12895,9	11812,7	12221,7	12934,6	14893,6	14559,8
2. «ЮКОС»
-Куйбышевский НПЗ	3025,2	3010,0	2817,9	2791,3	3236,3	2891,7
-Новокуйбышевский НПЗ	4346,5	3151,8	3731,4	3210,3	3132,1	3150,8
Итого Самарские НПЗ	7371,7	6161,8	6549,3	6001,6	6368,4	6042,5
-Сызранский НПЗ	2370,6	2336,8	1892,9	2033,2	2114,8	2142,0
-Ангарская НКХ	2679,1	3074,3	2812,8	2707,3	2784,3	4120,9
-Ачинский НПЗ	3808,6	4218,1	3923,5	3723,5	4136,3	2780,1
Итого «Юкос»	16230,0	15791,0	15178,5	14465,6	15403,8	15085,5
3. «Сургутнефтегаз»
-Киришинефтеоргсинтез	6229,4	6615,7	6185,0	6265,8	6138,5	6226,2
4. «Тюменская НК»
-Рязанский НПЗ/Рязанская НПК	3580,5	5134,6	5681,3	5079,3	5240,5	5765,4
-Орскнефтеоргсинтез	2331,8	2097,0	2154,1	1923,7	1704,4	1254,7
Итого «ТНК»	5912,3	7231,6	7835,4	7003,0	6944,9	7020,1
5. «Славнефть»
-Ярославнефтеоргсинтез	2730,0	4723,3	4930,1	5394,5	5371,6	5549,9
-Ярославский НПЗ им. Менделеева	42,8	58,0	64,3	47,2	13,0	4,8
Итого «Славнефть»	2772,8	4781,3	4994,4	5441,7	5384,6	5554,7
6. «СИДАНКО»
-КРЕКИНЦСаратовский НПЗ)	1391,9	1515,3	1837,8	1589,8	1758,3	1720,7
7. «Башнефтехим»
-Уфимский НПЗ	2782,8	3535,8	4130,2	4772,1	4573,9	4632,9
-Ново-Уфимский НПЗ	3209,1	2399,1	3423,7	4194,9	3633,7	3165,0
-Уфанефтехим	3263,2	2340,4	2760,5	2921,3	3576,1	3653,7
Итого «Башнефтехим»	9255,1	8275,3	10314,4	11888,3	11783,7	11451,6
8. «Салаватнефтеоргсинтез»	2506,5	2735,1	2826,2	2710,0	2874,3	3376,4
Всего Башкирские НПЗ	11761,6	11010,4	13140,6	14598,3	14658,0	14828,0
9. «Татнефть»
-Нижнекамский НПЗ	860,8	1083,9	1169,1	1257,3	1371,2	1265,9
10. «Сибнефть», «ЦТК» и др.
-Московский НПЗ	4766,7	4744,1	3608,1	3754,1	4950,3	5142,4
11. «Сибнефть»
-Омский НПЗ	8622,7	7697,4	7848,0	8158,4	8313,2	8346,9
12. «Роснефть»
-Туапсинский НПЗ	696,5	1293,8	1364,8	1426,6	1495,1	1582,4
-Комсомольский НПЗ	733,8	838,4	834,3	1018,5	1224,9	2058,4
Итого «Роснефть»	1430,3	2132,2	2199,1	2445,1	2720,0	3640,8
13. Прочие НПЗ РФ	785,4	980,1	1201,1	1422,4	1360,3	1582,6
ВСЕГО	73659,8	75395,7	77418,8	79336,1	83896,7	84973,2

Рисунок 2-3. Структура продукции НПЗ России в 2005 г.

Основные объёмы экспорта нефтепродуктов из России идут на рынки Европы. На экспортные потоки нефтепродуктов в Европу оказывают влияние, в первую очередь, два основных фактора -- объёмы спроса (потребления) и жёсткие требования Евросоюза к качеству. По объёму потребления нефтепродуктов европейский рынок достаточно стабильный. Вместе с тем, за последние два-три года структура потребления существенно изменилась.

Пик спроса на автобензин в Европе прошёл в 1992-1993 годах. Европа постепенно переходит на автомобили с дизельным двигателем. Если 10 лет назад количество дизельных автомобилей составляло около 10 %, то сейчас - 43-45 %. При этом, спрос на дизельное топливо рос примерно на 3,5 % в год. Объём потребления рынков Западной и Восточной Европы составляет в настоящий момент около 290 млн. т дизельного топлива (в том числе около 35 млн. т импортного). Можно прогнозировать, что в ближайшие 10 лет спрос на дизельное топливо будет увеличиваться, а на бензин падать.

Вместе с тем, европейский рынок становится всё более конкурентным.

Суммарный уровень конверсии 120 суперсовременных европейских НПЗ составляет 25 %. Модернизация производства европейских заводов приводит к росту предложения. Возможности европейских НПЗ за два последних года превысили спрос. Некоторые НПЗ Северной Европы недавно завершили строительство установок каталитического крекинга для производства автобензина, но пик спроса на бензин миновал. Чтобы не прерывать технологический процесс, они вынуждены экспортировать свою продукцию, но рынок её сбыта весьма ограничен. Многие европейские заводы работают в убыток даже при незначительном снижении цен. Им предстоит или закрывать производство, или искать возможности для модернизации и снижения издержек. Как следствие, российским компаниям, стремящимся закрепиться в Европе, открываются некоторые возможности. Правда, придётся учитывать, что после реконструкции европейских НПЗ конкуренция между ними ещё более ужесточится. Для того, чтобы российским компаниям иметь возможность «играть» на европейском рынке, придётся нести дополнительные расходы для повышения качества своей продукции в соответствии с требованиями, установленным в данной конкретной стране.

В Евросоюзе четыре года назад содержание серы в бензине не должно было превышать 350 ррт. В 2000 году требования ужесточились до 150 ррт, а начиная с 2005 года, содержание серы не должно будет превышать 50 ррт. В то же время Швеция, Финляндия, Дания вводят новые стандарты опережающими темпами. Заводам этих стран приходилось инвестировать в соответствующие проекты, не дожидаясь 2005 года. Чтобы не лишать себя части доходов и сохранить ассортимент продукции, европейские НПЗ уже приступили к строительству новых установок для обессеривания. Аналогичная ситуация и по дизельному топливу.

Таким образом, жесткие ограничения содержания серы в дизтопливе и автобензине, действующие в странах ЕС, уже сегодня приводят к значительному дисконту на российские нефтепродукты по сравнению с европейскими аналогами. Дальнейшее ужесточение требований по сере в странах Евросоюза приведёт к дальнейшему понижению экспортной цены на российские нефтепродукты.

Новые тенденции рынка нефтепродуктов вынуждают российские нефтяные компании пересмотреть своё отношение к техническому и технологическому состоянию принадлежащих им НПЗ.

Потребление мазута в перспективе будет снижаться, поэтому о намерении увеличить глубину переработки нефти заявили практически уже все. Модернизация и коренная реконструкция предприятий нефтеперерабатывающей промышленности является приоритетным направлением «Энергетической стратегии». Глубина переработки нефти должна достигнуть 75 % к 2010 году и за следующее десятилетие выйти на уровень 80-85 %. При этом, объём производства моторных топлив может увеличиться до 110 млн. т в 2010 году и до 115 млн. т в следующее десятилетие (таблица 2-2).

Благодаря росту спроса на дизельное топливо в России и Европе следует ожидать увеличения объёмов его производства и приближения качества к европейским стандартам. Предполагается полное прекращение производства дизельного топлива с содержанием серы выше 0,2 % и рост потребления малосернистого дизельного топлива на 9 млн.т/год уже в 2005 году. К концу этого же периода производство мазута должно сократиться примерно на 40 %.

Задачи по реконструкции и модернизации НПЗ должны реализовываться за счёт опережающего строительства и модернизации таких технологических комплексов по углубленной переработке нефти и повышению качества продукции, как каталитический крекинг, гидрокрекинг, висбрекинг, коксование остатков и др., внедрения современных технологий по каталитическому риформированию бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, изомеризации, алкилированию, гидродепарафинизации и деароматизации, получению кислородосодержащих высокооктановых добавок.

Ниже представлены: основные технико-технологические характеристики нефтеперерабатывающих заводов подключенных и предполагаемых к подключению к сети магистральных НПП; мероприятия, осуществляемые нефтяными компаниями по реконструкции и модернизации заводов; прогнозные данные на перспективу до 2010-2015 гг.

ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез» (НК «Сургутнефтегаз»).

Завод введён в эксплуатацию в 1966 г. Является одним из крупнейших в России: установленная мощность - 17,3 млн. т/год. Глубина переработки - 59,4 % (2003 г.).

Заводом производится более 50 % производимого в России автомобильного бензина АИ-98 и более 70 % высококачественного дизельного топлива с содержанием серы 0,05 %. Структура производства типична для большинства российских НПЗ, которые выпускают мазута намного больше, чем бензина.

В 2005 году произведено: автобензина - 1,7 млн. т; дизтоплива - 3,7 млн. т; авиакеросина - 0,9 млн. т; мазута - 7,6 млн. т.

НК «Сургутнефтегаз» не удовлетворена нынешним состоянием своих мощностей по переработке нефти. Несмотря на сложное экономическое положение, завод постоянно занимается вопросами расширения производства, совершенствования процессов, модернизации оборудования и установок. Главной целью ближайших лет на «Киришинефтеоргсинтезе» является строительство комплекса глубокой переработки нефти на базе гидрокрекинга мазута, который планируется построить к 2004 г., что позволит увеличить мощность предприятия на 22,2 %. Для «Сургутнефтегаза» развитие «Киришинефтеоргсинтез» - приоритетное направление, поэтому делаются миллионные инвестиции в строительство гидрокрекинга. Глубина переработки достигнет 67-72 %. В дальнейшем возможна реализация ещё одного проекта по строительству каталитического крекинга, а также второй очереди глубокой переработки нефти.

Общая стоимость проекта (совместно со строительством наливного терминала нефтепродуктов в бухте «Батарейная») составляет около 800 MnH.USD.

На перспективу «Сургутнефтегаз» придерживается стратегии наращивания объёмов производства нефтепродуктов с улучшенной структурой. По мнению аналитиков «НИКойла» реконструкция «Киришинефтеоргсинтеза» приведёт к тому, что к 2005 г. доля светлых нефтепродуктов в общем объёме составит не менее 75 % против нынешних 50 %, а к 2015 году- 90%.

Предполагаемая структура производства, %:

Автобензин Дизтопливо Авиакеросин

2010 г. 23 40 12

2015 г. 27 45 18

«Сургутнефтегаз» в своей сбытовой политике ориентирован, главным образом, на экспорт нефти и нефтепродуктов. Поэтому эффект от строительства комплекса глубокой переработки нефти на Киришинефтеоргсинтезе не окажет существенного влияния на расстановку сил на розничном рынке, так как основной объём продукции будет поставляться на экспорт.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2002 г. не опускался ниже 6,1 млн.т/год и составлял от 6,1 до 6,6 млн.т/год (таблица 2-6).

Сводный рейтинг завода среди всех НПЗ России достаточно высокий -- 6 («ИнфоТЭК-- Консалтинг», 2002 г.). Обобщая оценки из различных независимых источников («Petroleum Argus», «ИнфоТЭК», «КОРТЕС», «НВ», «ЦНИИТЭнефтехим», «ВНИПИНефть» и других), прозвучавшие в разное время можно констатировать, что объём выпуска светлых нефтепродуктов (моторных топлив) в долгосрочной перспективе (2010-2015 гг.), с учётом осуществления мероприятий по модернизации завода, может составить около 7,0 млн.т/год. Заявленный «Сургутнефтегазом» прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Киришинефтеоргсинтеза на 2010-2015 годы (с учётом всех выше описанных мероприятий по модернизации и совершенствованию производства, а так же ориентации в сбытовой политике) в 10,7 млн.т/год имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез».

Завод введён в эксплуатацию в 1958 году. Установленная мощность по первичной переработке нефтяного сырья - 12,0 млн.т/год.

В настоящее время «Пермнефтеоргсинтез» находится в самом выгодном положении по сравнению с другими НПЗ. Глубина переработки достигла 86,0 % (2002 г.).

В 2005 году произведено: автобензина - 1,6 млн.т; дизтоплива - 2,8 млн.т; авиакеросина - 0,5 млн.т; мазута - 2,2 млн.т.

На «Пермнефтеоргсинтезе» постоянно проводится модернизация производства.

Построена и введена в эксплуатацию установка вакуумной перегонки мазута, проведена реконструкция установок АВТ-1, 2, 4, установка замедленного коксования, установки каталитического крекинга КК-1.

В 2001 году на «Пермнефтеоргсинтезе» построен комплекс гидрокрекинга «Т--Стар». Установка гидроочистки дизельного топлива ЛГ-24-7 дооборудована блоком гидрирования, загружены современные катализаторы гидроочистки и гидрирования.

Проведённая реконструкция позволила наладить производство моторных топлив, отвечающих повышенным экологическим требовниям: предприятие перешло на выпуск только неэтилированных бензинов, начат выпуск дизельного топлива с содержанием серы 0,035 %. Увеличен выпуск дизельного арктического топлива.

В программу модернизации производства на ближайшие годы входит:

окончание строительства комплекса лёгкого гидрокрекинга «Т-Стар» мощностью по сырью - 3,4 млн.т/год, что позволит увеличить выпуск автомобильных бензинов на 0,2 млн.т/год, дизельного топлива -- на 0,6 млн.т/год;

реконструкция установки каталитического риформинга Л-35-6 с увеличением мощности до 450 тыс.т/год;

реконструкция каталитического крекинга КК-2;

строительство установки ДИПЭ мощностью 80 тыс.т/год;

строительство установки алкилирования мощность 230 тыс.т/год.

В результате реконструкции глубина переработки возрастёт до 94 %, выпуск бензинов увеличится на 60 % и составит 3,0 млн.т/год. Завод сможет выпускать топлива, соответствующие требованиям EURO-4.

Для «Пермнефтеоргсинтеза» экспортными товарами являются дизтопливо и мазут, на долю которых в 2001 году пришлось 41 % и 38 %, соответственно. В меньших количествах экспортировали автомобильный бензин.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. составлял от 4,7 до 5,4 млн.т/год (таблица 2-6).

Сводный рейтинг «Пермнефтеоргсинтеза» среди всех НПЗ России высокий - 3 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в 2010-2015 гг., с учётом выполнения мероприятий по модернизации завода, может составить около 5,7 млн.т/год. Заявленный «ЛУКОЙЛом» на тот же период прогноз объёма производства «Пермнефтеоргсинтезом» светлых нефтепродуктов в 7,1 млн.т/год имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе -- для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез».

В октябре 2001 г. ОАО «НОРСИ-ОЙЛ» вошёл в состав НК «ЛУКОЙЛ» и был переименован в ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез».

Завод введён в эксплуатацию в 1958 году. Установленная мощность по первичной переработке нефти - 15,0 млн.т/год. Глубина переработки - 61,2 % (2003 г.).

В 2001 г. мощности НПЗ были загружены на 44,7 %, в 2004 г. - на 71,2 %.

В 2005 году произведено: автобензина -- 1,3 млн.т; дизтоплива -- 3,1 млн.т; авиакеросина - 0,4 млн.т; мазута - 4,6 млн.т.

В 2001 году завод завершил модернизацию установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора мощностью 1,0 млн.т/год. Ввод в эксплуатацию модернизированной установки каталитического риформинга позволит предприятию увеличить производство высокооктановых автомобильных бензинов марок АИ-92 и АИ-95 до 600 тыс.т/год, а также наладить на установках гидроочистки выпуск малосернистого дизельного топлива с содержанием серы менее 0,035 %. На предприятии работают ещё пять установок каталитического риформинга, однако, эта установка является самой мощной.

Модернизация установки - первый шаг в реализации программы реконструкции «Нижегороднефтеоргсинтеза», принятой в начале 2002 г. после вхождения предприятия в состав НК «ЛУКОЙЛ». Реконструкция на заводе идёт с 2001 г., в том числе - с целью доведения качества выпускаемой продукции до европейских стандартов.

В настоящее время «ЛУКОЙЛом» разрабатывается комплексная программа модернизации «Нижегороднефтеоргсинтеза» на период до 2010 г. (приобретая «НОРСИ-ОЙЛ», «ЛУКОЙЛ» обязался вложить значительные инвестиции в его модернизацию). Предусмотрены модернизация и реконструкция действующих мощностей, увеличение мощностей товарно-сырьевой базы по хранению нефти и нефтепродуктов, увеличение производства топлива, масел и присадок, ввод в эксплуатацию комплекса глубокой переработки мазута.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2002 г. составлял от 1,6 до 4,8 млн.т/год (таблица 2-6). Причём, после минимального в 2000 г. объёма -1,6 млн.т/год, последующие два года прошли со значительным приростом объёма производства (в среднем, более чем на 1,4 млн.т ежегодно).

Сводный рейтинг «Нижегороднефтеоргсинтеза» среди всех НПЗ России -- 10 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010--2015 гг. может составить около 5,2 млн.т/год. Заявленный «ЛУКОЙЛом» на тот же период прогноз объёма производства «Нижегороднефтеоргсинтезом» светлых нефтепродуктов в 6,1 млн.т/год имеет, как представляется, пока среднюю степень вероятности, поскольку кроме продекларированных компанией планов модернизации завода до 2010 года, на настоящий момент нет конкретных мероприятий, подтверждающих этот объём. Тем не менее, приняв во внимание проводимую на предприятии реконструкцию и фактические темпы роста производства за последние три года возможно принять 5,5 млн.т/год за базовое значение при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Рязанский НПЗ» («Тюменская нефтяная компания»).

Завод введён в эксплуатацию в 1960 году. Установленная мощность по первичной переработке нефти- 18,0 млн.т/год. Глубина переработки - 59,2 % (2003 г.).

В 20055 году произведено: автобензина -- 2,2 млн.т; дизтоплива -- 2,9 млн.т; авиакеросина - 0,7 млн.т; мазута - 3,6 млн.т.

По итогам 2001 года Рязанский НПЗ вошёл в тройку крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России по объёму нефтепереработки. В настоящее время завод ежемесячно перерабатывает около миллиона тонн нефти. Среднегодовой коэффициент загрузки мощностей вырос до 68--70 %. Рост объёма переработки был обеспечен за счёт ввода в эксплуатацию ряда ранее законсервированных мощностей.

С 2001 года, без остановки основного производства, на заводе реализуется масштабная программа реконструкции и модернизации с привлечением кредитов под гарантии «Эксимбанка» США на сумму 217 млн.USD. Программа состоит из нескольких последовательных этапов (включая реконструкцию установки каталитического крекинга, строительство комплекса гидроочистки вакуумного газойля) и рассчитана до 2006 г.

В конце февраля 2000 года была введена в действие установка изомеризации лёгких бензиновых фракций, позволяющая существенно улучшить октановую базу и пусковые свойства бензинов. В начале 2000 года был освоен выпуск дизельного топлива, соответствующего европейскому стандарту качества EN 590.

Реконструкция установки каталитического крекинга (1А-1М), проведённая в 2001 году, -- это наиболее важная часть всей программы модернизации завода. Установка была введена в строй ещё в 1967 году, проектной мощностью 750 тыс.т/год. За счёт частичной модернизации и перехода на современные катализаторы, мощность установки была доведена до 940 тыс.т/год, с одновременным увеличением отбора бензина. Одновременно с эксплуатацией установки каталитического крекинга начались работы по его реконструкции для увеличения производительности и отбора целевых продуктов.

В ноябре 2001 г. была введена в эксплуатацию новая установка каталитического крекинга мощностью 2,5 млн.т/год. Процесс крекинга теперь будет вестись по прогрессивной технологии, разработанной компанией «TEXACO». Процесс такого класса впервые вводится на территории СНГ и обеспечит Рязанскому НПЗ выход на уровень передовых европейских заводов. Использование установки, согласно планам компании, позволит увеличить глубину переработки нефти до 75 %. На установке каталитического крекинга работает новая распределительная система управления технологическим процессом.

Предполагается в 2008 г. увеличить объём переработки нефти до 14,0 млн.т/год. Основные мероприятия по реконструкции завода планируется завершить в 2009 году с вводом в эксплуатацию комплекса гидроочистки вакуумного газойля. В результате реконструкции ожидается увеличение выхода светлых нефтепродуктов до 66 %, а глубины переработки нефти -- до 82 %.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. составлял от 3,6 до 5,8 млн.т/год (таблица 2-6). Причём, начиная с 2001 года объём производства моторных топлив не опускался ниже 5,0 млн.т/год.

Сводный рейтинг Рязанского НПЗ среди всех НПЗ России - 13 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010--2015 гг., с учётом выполнения мероприятий по программе реконструкции и модернизации завода, может составить около 6,0 млн.т/год. Заявленный «ТНК» на тот же период прогноз объёма производства Рязанским НПЗ светлых нефтепродуктов в 6,9 млн.т/год имеет высокую степень вероятности (учитывая сказанное выше, можно сделать вывод о том, что объёмы производства могут быть и выше -- до 7,8 млн.т/год) и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «ЦТК-Московский НПЗ».

Московский НПЗ построен в 1938 г. Установленная мощность - 12,1 млн.т/год. Глубина переработки нефти - 62,9 % (2003 г.).

В 2006 году произведено: автобензина -- 2,0 млн.т; дизтоплива -- 2,6 млн.т; авиакеросина - 0,5 млн.т; мазута- 2,8 млн.т.

В 70-е годы осуществлена коренная реконструкция завода, введены новые технологии и оборудование, позволяющие углубить переработку нефти и повысить качество моторных топлив. В 1983 году была пущена установка каталитического крекинга Г--43-107 мощностью 2,0 млн.т/год.

В 2002 году на Московском НПЗ намечен пуск установки изомеризации бензина, а на базе ОАО «Коримое» - производство высокооктановой добавки ТАМЭ.

С 1996 года контрольный пакет акций Московского НПЗ (51 % голосующих) принадлежит «Центральной топливной компании», которой владеет правительство Москвы. В 2001 году основные фонды «ЦТК», включая Московский НПЗ, переданы, в уплату доли московского правительства в уставном фонде «Московской нефтяной компании», которую власти создали на паритетных началах с британской «Sibir Energy».

В конце 2001 г. «Sibir Energy» и НК «Сибнефть» создали совместное нефтедобывающее предприятие, затем «Сибнефть» выкупила у «ЛУКОЙЛа» крупный пакет акций Московского НПЗ. В результате, НК «Сибнефть» стала главным претендентом на роль инвестора и оператора московских нефтяных активов.

В апреле 2002 г. на нефтяном рынке Московского региона начали активную деятельность НК «Татнефть» и её стратегический инвестор холдинг «Корус». В прессе сообщалось о предполагаемой продаже «Sibir Energy» «Татнефти». Альянс в составе компаний «Татнефть» и трейдинговой компании «Корус» собирался приобрести 33,33 % компании «Sibir Energy». Однако, в конце июля 2002 г. поступило сообщение о том, что договоренность будет расторгнута. По сообщению СМИ московскому правительству и «Sibir Energy» не по душе отдавать управление над заводом в руки «Татнефти».

В июне 2002 г. избран новый совет директоров Московского НПЗ, куда вошли по четыре представителя «Московской НК» и НК «Сибнефть», один представитель НК «Татнефть».

Уставный капитал ОАО Московский НПЗ составляет 78,833 млн.руб. Основные акционеры Московского НПЗ: ОАО «ЦТК» - 38,0 % акций; НК «Сибнефть» - 36,0 %; ООО«Тардес»- 8,18%.

В 2002 году поставки сырья на Московский НПЗ осуществляли: НК «Сибирь» - 43 %; компания «БрокТрейдОйл» - 33 %; «МНК» - 24 %.

На 2008 год были запланированы следующие объёмы вторичных процессов:

каталитический риформинг -- 976,3 тыс.т/год;

каталитический крекинг -- 1571,3 тыс.т/год;

гидроочистка дизтоплива -- 2253,3 тыс.т/год;

гидроочистка керосина - 340,9 тыс.т/год.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2004 г. составлял от 3,6 до 4,9 млн.т/год (таблица 2-6). Причём, после минимального в 2000 г. объёма -- 3,6 млн.т/год, последующие два года прошли со значительным приростом объёмов производства (за два года прирост составил 1,3 млн.т).

Сводный рейтинг Московского НПЗ среди всех НПЗ России очень высокий - 2 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска моторных топлив в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг., с учётом проведения необходимых мероприятий по модернизации завода, может составить около 5,2 млн.т/год. Заявленный «ЦТК» на тот же период прогноз объёма производства Московским НПЗ светлых нефтепродуктов в 4,4 млн.т/год представляется заниженным. Учитывая что после альянса НК «ЮКОС» и НК «Сибнефть» поставки нефти на завод может осуществлять и НК «ЮКОС», можно сделать вывод о том, что объёмы производства светлых нефтепродуктов могут быть не ниже 5,0 млн.т/год (существующий уровень). Вероятность такого сценария высока и, следовательно, данный объём может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе -- для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Татнефть-Нижнекамский НПЗ».

Установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ мощностью 7,0 млн.т/год была введена в эксплуатацию в 1979 году с целью обеспечения прямогонным бензином «Нижнекамскнефтехима». С 2001 года АВТ принадлежит компании «Татнефть», которая осуществляет на её базе строительство самостоятельного Нижнекамского НПЗ.

В конце 2002 года была пущена первая очередь Нижнекамского НПЗ. Пуск первой очереди установок позволил начать выпуск современного дизтоплива, авиа керосина. Бензин же будет получен после строительства «с чистого листа» базового комплекса глубокой переработки. В 2001 году началось проектирование и строительство комплекса глубокой переработки нефти. Предстоит наладить производство всего спектра бензинов объёмом в 1,0 млн.т/год. О сроках завершения проекта ни на НПЗ, ни в Татарии предпочитают не говорить. Татария сама будет потреблять 500 тыс.т и остальные 500 тыс.т реализовывать за пределами региона.

В 2006 году первичная переработка нефти составила 6,1 млн.т. Было произведено: дизельного топлива- 1265,9 тыс.т; мазута- 2629,8 тыс.т.

В перспективе глубину переработки нефти предполагается довести до 84 %. Нижнекамский НПЗ будет четвёртым заводом в мире, ориентированным только на переработку «тяжёлой» сернистой нефти. Если глубина переработки будет 84 %, то выход светлых нефтепродуктов возможен в объёме 4,3 млн.т (при 5,2-5,6 млн.т первичной переработки нефти в год (2003-2002 гг.)). В этом случае, заявленный компанией объём производства светлых нефтепродуктов -- 3,7 млн.т/год будет реален.

По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в 2010-2015 гг., с учётом выполнения необходимых мероприятий по развитию производства, может составить около 1,2 млн.т/год (что представляется заниженным). Заявленный «Татнефтью» прогноз объёма производства Нижнекамским НПЗ светлых нефтепродуктов в 3,7 млн.т/год имеет, на настоящий момент, среднюю степень вероятности, поскольку представители компании о сроках завершения проекта развития всего комплекса производств светлых нефтепродуктов предпочитают не говорить. Поскольку уже сейчас заводом производится около 1,5 млн.т светлых нефтепродуктов в год, то данный объём может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе -- для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Сибнефть-Омский НПЗ».

Омский НПЗ -- потенциально самый крупный нефтеперерабатывающий завод России. Максимальный объём нефти, который был переработан на Омском НПЗ, составил 29,0 млн.т/год.

Эксплуатация завода началась в 1955 году. Установленная мощность по первичной переработке нефти -- 19,5 млн.т/год. Глубина переработки нефти в настоящее время доведена до 83,2 % (один из лучших показателей в России).

В 2006 году Омский НПЗ произвел: автомобильных бензинов - 3,1 млн. т, дизельных топлив - 4,6 млн. т, авиа керосина - 0,6 млн. т, мазута - 2,2 млн. т. «Сибнефть» -единственная в России компания, производящая бензина больше, чем мазута.

Завод сильно преобразился с пуском установки каталитического риформинга (мощностью 1,0 млн. т/год), гидроочистки дизельного топлива Л-24--9 (мощностью 2,0 млн. т/год) и реконструкции установок замедленного коксования и каталитического крекинга 43-103 (модернизация установки 43-103 и реконструкция установки каталитического риформинга Л--35/12-1000 закончены в 2001 году).

В 2001 г. завершено строительство и введён в эксплуатацию комплекс сернокислотного алкилирования 25/12 проектной мощностью 300 тыс. т/год компонента высокооктанового бензина с улучшенными экологическими свойствами.

«Сибнефть» запланировано завершить реконструкцию ещё одной установки каталитического риформинга (монтажные работы ведут специалисты итальянской фирмы «Eurotecnica»), что позволит производить высокооктановые бензины европейского качества.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. составлял от 7,7 до 8,6 млн. т/год (таблица 2-6). Причём, после минимального за этот период объёма 7,7 млн. т/год (в 2001 г.), последующие три года прошли с приростом объёмов производства (в среднем, на 205 тыс. т ежегодно).

В 2008 году планируется довести объём переработки нефти до 14,7 млн. т/год.

Сводный рейтинг Омского НПЗ среди всех НПЗ РФ один из самых высоких - 5 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг. может составить около 8,7 млн. т/год. Учитывая стратегические планы НК «Сибнефть» о галопирующем росте добычи нефти и переработки, можно сделать вывод о том, что заявленный «Сибнефтью» на тот же период прогноз объёма производства Омским НПЗ светлых нефтепродуктов в 9,8 млн. т/год имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Уфимский НПЗ» (ОАО «Башнефтехим»).

Уфимский НПЗ сдан в эксплуатацию в 1938 г. Является старейшим из уфимских нефтеперерабатывающих заводов.

Мощность по первичной переработке нефти - 9,4 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 73,1 % (2003 г.).

В 2006 году Уфимский НПЗ произвел: автомобильных бензинов - 1,6 млн. т, дизельных топлив -- 3,1 млн. т, мазута -- 1,6 млн. т.

В 1995 году на заводе завершена широкомасштабная программа реконструкции, длившаяся семь лет. Реконструкция включила в себя строительство 52 крупных и около 100 мелких объектов. Центральным объектом программы стал комплекс каталитического крекинга Г-43-107М/1 мощностью по переработке вакуумного газойля 2,0 млн. т/год. Газойль для комплекса получают непосредственно на заводе и частично закупают на других НПЗ. Разработчики проекта комплекса -- Французский институт нефти (IFP) и его проектное отделение -- фирма «Technip».

В единой технологической цепочке с новым комплексом находятся комбинированная установка по висбрекингу гудрона и вторичной разгонке бензина. На установке риформинга Л-35-5 совместно с французской фирмой «Manuar» заменён змеевик первой печи, отечественные катализаторы заменены на катализаторы риформинга R-56 и очистки S-12 фирмы «UOP» (США), позволяющие производить неэтилированный бензин. Была произведена реконструкция вакуумного блока установки АВТ-6 и выполнены крупные работы по модернизации действующего производства висбрекинга.

В целом, в результате завершения этой программы, технологическое оборудование завода обновлено на 60 %, и завод стал самым современным в Башкортостане.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. составлял от 2,8 (2000 г.) до 4,8 (2003 г.) млн. т/год (таблица 2-6).

Сводный рейтинг Уфимского НПЗ среди всех НПЗ России самый высокий - 1 («ИнфоТЭК--Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг. может составить около 4,8 млн. т/год. Заявленный «Башнефтехимом» прогноз объёма производства Уфимским НПЗ светлых нефтепродуктов на 2010-2015 гг. почти аналогичен - 4,9 млн. т/год. С учётом проведённых на заводе мероприятий по модернизации и совершенствованию производства, заявленный объём имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Ново--Уфимский НПЗ» (ОАО «Башнефтехим»). Ново-Уфимский НПЗ («НОВОЙЛ») введён в эксплуатацию в 1950 г. Установленная мощность по первичной переработке нефти - 13,1 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 88,0 % (2003 г.).

В составе завода 13 установок первичной переработки нефти; комбинированная установка на импортном оборудовании «Жекса» по каталитическому риформингу бензина с гидроочисткой; установки сернокислотного алкилирования, каталитического риформинга, термокрекинга. Три установки каталитического крекинга 43-102 списаны с 2000 года.

В 2006 году Ново-Уфимский НПЗ произвел: автобензинов - 1,3 млн. т, дизельных топлив - 1,9 млн. т, авиакеросина - 0,03 млн. т; мазута - 1,5 млн. т.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2002 г. составлял от 2,4 (2003 г.) до 4,2 (2003 г.) млн. т/год (таблица 2-6).

Сводный рейтинг Ново-Уфимского НПЗ среди всех НПЗ России - 10 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010--2015 гг. может составить около 3,8 млн. т/год. Такой же прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Ново-Уфимским НПЗ на 2010-2015 гг. заявлен «Башнефтехимом». С учётом того, что в настоящее время завод может произвести более 4,0 млн. т/год светлых нефтепродуктов заявленный объём весьма вероятен и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам). ОАО «Уфанефтехим» (ОАО «Башнефтехим»). Завод введён в эксплуатацию в 1957 г.

Установленная мощность - 9,5 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 84,2 % (2003 г.).

В схеме завода функционируют практически все существующие процессы отечественной нефтепереработки. За время эксплуатации объекты технологических производств и общезаводского хозяйства подвергались значительным реконструкциям и модернизации. Работы по технологическому перевооружению и обновлению оборудования проводятся постоянно. В части модернизации действующих технологических установок и объектов общезаводского значения, не требующих больших капитальных вложений, работы выполняются за счёт собственных средств завода.

За последние годы выполнены следующие мероприятия:

· на четырёх установках первичной переработки (АВТ) произведена замена устаревших контактных устройств вакуумных колонн на высокоэффективные насадки фирмы «Глитч»;

· реконструирован комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля с увеличением мощности до 1,0 млн. т/год; в составе комплекса гидрокрекинга введена в эксплуатацию установка регенерации катализаторов гидроочистки и гидрокрекинга;

· модернизирована установка висбрекинга с наращиванием мощности от 0,8 до 1,2 млн. т/год; планируется довести её мощность до 2,0 млн. т/год. 2007 году на «Уфанефтехиме» произведено: автобензинов - 1,5 млн. т, дизельных топлив - 2,2 млн. т, мазута - 1,6 млн. т.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2002 г. составлял от 2,3 (2003 г.) до 3,7 (2005 г.) млн. т/год (таблица 2-6). Причём, после минимального за этот период объёма - 2,3 млн. т/год (2003 г.), последующие три года прошли с приростом объёмов производства (в среднем, на 412 тыс. т ежегодно).

Сводный рейтинг «Уфанефтехим» среди всех НПЗ России - 12 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в 2010-2015 гг. может составить около 3,8 млн. т/год. Такой же прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов заводом на 2010-2015 годы заявлен «Башнефтехимом». С учётом того, что в настоящее время завод может произвести аналогичный объём светлых нефтепродуктов, а так же с учётом того, что работы по перевооружению и обновлению технологических процессов проводятся постоянно, заявленный компанией объём имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Салаватнефтеоргсинтез».

Завод был введён в эксплуатацию в 1955 г.

Установленная мощность -11,7 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 61,9 % (2003 г.).

До начала 2000 года контрольный пакет акций ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» принадлежал правительству Башкортостана и находился в доверительном управлении компании «Башнефть». В феврале 2000 г. правительство Башкортостана передало ОАО «Газпром» в доверительное управление контрольный пакет акций «Салаватнефтеоргсинтез» в счёт погашения долгов за поставленный конденсат. Однако, в середине ноября 2001 года ОАО «Газпром» передал в доверительное управление компании «Сибур» контрольный пакет акций (53,92 %) ОАО «Салаватнефтеоргсинтез».

В настоящее время, в связи с неопределённостью положения «Сибура» и введением внешнего управления в «Сибуре», контрольный пакет акций ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» вновь находится в доверительном управлении ОАО «Газпром».

2007 году на «Салаватнефтеоргсинтезе» произведено: автомобильных бензинов -1,3 млн. т, дизельных топлив - 2,1 млн. т, мазута - 1,5 млн. т.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. составлял от 2,5 до 3,4 млн. т/год (таблица 2-6). Причём, начиная с 2001 года, объём производства не снижается ниже 2,7 млн. т/год.

Сводный рейтинг «Салаватнефтеоргсинтеза» среди всех НПЗ России - 12 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010--2015 гг. может составить около 3,0 млн.т/год. Заявленный прогноз объёма производства самим «Салаватнефтеоргсинтезом» -- 1,7 млн. т/год. Очевидно, это вызвано тем, что говорить о перспективном развитии предприятия при постоянной смене владельцев завода не приходится. Поэтому, снижение объёма производства светлых нефтепродуктов возможно. Кроме того, на заводе развито нефтехимическое производство и, возможно, его развитие в перспективе является для завода более привлекательным. Таким образом, заявленный «Салаватнефтеоргсинтезом» объём производства светлых нефтепродуктов имеет среднюю степень вероятности, принимается в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Куйбышевский НПЗ» (НК «ЮКОС»).

Введён в эксплуатацию в 1945 г.

Установленная мощность по первичной переработке нефти - 7,0 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 60,6 % (2003 г.).

В 2006 году на Куйбышевском НПЗ произведено: автобензинов - 1,0 млн. т, дизельных топлив -- 1,8 млн. т, мазута -- 2,0 млн. т.

Завод обладает самыми высокими среди самарских НПЗ мощностями по каталитическому крекингу и риформингу.

В 1995 году работа установки каталитического крекинга 43-102/№ 2 была переведена с отечественного катализатора ЦЕОКАР на более эффективный импортный катализатор ЭМКАТ фирмы «Энгельхард» (США). На такой же катализатор в 1997 году была переведена установка 43-102/№ 3. Расход импортного катализатора в два раза меньше отечественного при одновременном увеличении отбора суммы светлых нефтепродуктов от сырья на 1,5-2,0 % и повышении октанового числа получаемого бензина на два пункта.

В том же 1995 году осуществлена реконструкция вакуумного блока на установке АВТ--4 с монтажом в вакуумной колонне К-5 насадки Зульцер. Данное мероприятие позволило увеличить на 4--5 % отбор вакуумного газойля -- сырья для установок каталитического крекинга.

Ключевым событием для завода явилось строительство и ввод в эксплуатацию в 1997 году нового комплекса ЭЛОУ-АВТ-3, 5 (АВТ-5). Пуск этого комплекса позволил вывести из эксплуатации девять морально и физически устаревших установок ЭЛОУ--2, 4, 5, АВТ-1, 2, 3, 22/4, ГКУ, изношенность фондов которых составляла 95-97 %.

В 2001 г. на заводе выполнен ряд работ по реконструкции существующих мощностей. На катализатор R-56 переведена работа установок Л-35/11--1000 и Л-35/11--300 № 2. В этот же период проводились работы по перепрофилированию установки Л--35/11--300 № 1 на процесс изоселектоформинга с целью получения не ароматизированного высокооктанового компонента автомобильного бензина.

В ближайшие годы предусматривается реконструкция установок каталитического крекинга 43-103 № 1, 2, 3; перевод установок гидроочистки на процесс лёгкого гидрокрекинга.

Проводимая на Куйбышевском НПЗ модернизация излишних мощностей по гидроочистке на процесс лёгкого гидрокрекинга позволяет выпускать экологически чистое дизтопливо с содержанием серы 0,03 %, соответствующее европейскому стандарту качества.