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

В 2001 году на заводе организовано производство авиационного керосина ТС-1. Построена система очистки авиакеросина от меркаптановой серы с применением катализаторов. Проведена наладка установки первичной переработки нефти для получения необходимой для авиационного керосина фракции.

Крупнейшим перспективным проектом является строительство установки каталитического крекинга по технологии FCC, что позволит резко увеличить производство высокооктановых бензинов. Проект разрабатывается по технологии и при содействии фирмы «UOP» (США). После того, как установка будет введена в эксплуатацию, в 2006 году доля высокооктановых марок в объёме производства автомобильных бензинов возрастёт до 35-50 %.

В июне 2001 г. на Куйбышевском НПЗ была введена в эксплуатацию установка по первичной переработке нефти мощностью 6,0 млн. т/год. Пуск такой установки позволил заменить пять технически устаревших установок по первичной переработке нефти, построенных ещё в 1953-1967 гг.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2002 г. стабильно находился в диапазоне от 2,8 до 3,2 млн. т/год (таблица 2-6).

Сводный рейтинг Куйбышевского НПЗ среди всех НПЗ России - 9 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг. может составить около 3,7 млн. т/год (с учётом проводимых мероприятий по модернизации и реконструкции завода). Заявленный «ЮКОСом» прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Куйбышевским заводом примерно на 0,5 млн. т меньше - 3,2 млн. т/год (существующий уровень). Очевидно, это объясняется тем, что при стабильном на протяжении ряда лет объёме первичной переработки нефти (5,2-5,8 млн. т/год) упор в перспективе будет делаться на производство более качественных нефтепродуктов (высооктановых автобензинов, низкосернистых и экологически чистых дизтоплив) при сохранении суммарных объёмов выпуска. Таким образом, заявленный компанией объём производства светлых нефтепродуктов 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 «Новокуйбышевский НПЗ» (НК «ЮКОС»).

Введён в эксплуатацию в 1951 г.

Установленная мощность по первичной переработке нефти - 9,5 млн. т/год. Глубина переработки нефти -- 57,7 % (2003 г.).

В 2006 году на Новокуйбышевском НПЗ произведено: автобензинов - 0,8 млн. т, дизельных топлив - 2,0 млн. т, авиакеросина - 0,4 млн. т, мазута - 2,0 млн. т.

Завод отличается большой мощностью процессов первичной переработки нефти, технологически связан с Куйбышевским НПЗ.

В 2000--2000 гг. на заводе была осуществлена модернизация установок каталитического риформинга. На двух установках выполнена замена теплообменников на аппаратуру фирмы «Пакинокс» и начался перевод процесса риформинга на распределительную систему управления. В 2000 году была осуществлена замена отечественного катализатора КР--110 на катализатор R-56 фирмы «UOP».

В 2006 году планируется ввод в эксплуатацию новой установки лёгкого гидрокрекинга мощностью 700,0 тыс. т/год, что даст возможность увеличить выпуск экологически чистого дизтоплива на НПЗ до 6 % от общего объёма производства дизтоплива.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. находился в диапазоне от 3,1 до 4,3 млн. т/год (таблица 2-6). Причём, за последние три года (2000-2002 гг.), объём производства моторных топлив постоянно снижался (с 3,7 до 3,1 млн. т/год).

Сводный рейтинг Новокуйбышевского НПЗ среди всех НПЗ России - 14 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг. может составить около 3,6 млн. т/год (с учётом мероприятий по модернизации и реконструкции завода). Заявленный «ЮКОСом» прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Новокуйбышевским НПЗ несколько меньше - 3,2 млн. т/год (существующий уровень). Как и на Куйбышевском НПЗ, в долгосрочной перспективе на Новокуйбышевском НПЗ акцент будет делаться на производстве более качественных высооктановых автобензинов, низкосернистых и экологически чистых дизтоплив (при сохранении суммарных объёмов выпуска и наметившейся тенденции снижения объёмов первичной переработки нефти с 9,4 млн. т в 2000 году до 6,9 млн. т в 2002 году). Таким образом, можно отметить, что заявленный компанией объём производства светлых нефтепродуктов 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 «Сызранский НПЗ» (НК «ЮКОС»).

Ведён в эксплуатацию в 1942 г.

Установленная мощность по первичной переработке нефти - 10,6 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 71,1 % (2003 г.).

2007 году на Сызранском НПЗ произведено: автобензинов - 0,8 млн. т, дизельных топлив - 1,1 млн. т, авиакеросина - 0,2 млн. т, мазута - 1,2 млн. т.

Около 50 % высокооктановых бензинов самарских заводов производится на Сызранском НПЗ, так как завод располагает более гибкой схемой технологических процессов по риформированию. Увеличение производства бензинов марок АИ-92, АИ-95 и начало выпуска бензина Супер-98 (по 300-500 т в месяц) было осуществлено за счёт замены катализаторов на установке каталитического риформинга. Завод планирует улучшить качество выпускаемых бензинов в 2001--2005 гг. за счёт перевода установки каталитического риформинга Л-35/5 на процесс изомеризации.

В 2001 году Сызранский НПЗ ввёл в строй реконструированную установку под процесс лёгкого гидрокрекинга - Л-24/8. Проведённая реконструкция установки позволяет выпускать экологически чистое дизтопливо с содержанием серы 0,03 %, соответствующее европейскому стандарту качества.

В 2006 году Сызранский НПЗ работал вполсилы, в связи с проводимой реконструкцией. Он перепрофилируется на преимущественный выпуск высокооктановых бензинов.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. находился в диапазоне от 1,9 до 2,4 млн. т/год (таблица 2-6). Причём, за последние три года (2000-2002 гг.), объём производства моторных топлив постоянно, с небольшим приростом, увеличивался (с 1,9 до 2,1 млн. т/год).

Сводный рейтинг Сызранского НПЗ среди всех НПЗ России - 14 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в 2010-2015 гг. может составить около 2,4 млн. т/год (с учётом проводимой в настоящее время реконструкции завода). Заявленный «ЮКОСом» прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Сызранским НПЗ -- на существующем уровне -- 2,2 млн. т/год. Как уже было сказано выше реконструкция завода направлена на его перепрофилирование под выпуск высокооктановых бензинов (при сохранении суммарных объёмов выпуска и наметившейся тенденции снижения объёмов первичной переработки нефти с 5,6 млн. т в 2000 году до 4,6 млн. т в 2002 году). Таким образом, можно отметить, что заявленный компанией объём производства светлых нефтепродуктов Сызранским НПЗ 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 «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез».

«Ярославнефтеоргсинтез» введён в эксплуатацию в 1961 г.

Максимальная мощность по первичной переработке нефти - 14,0 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 61,2 % (2003 г.).

В 2006 году на «Ярославнефтеоргсинтезе» произведено: автомобильных бензинов -1,9 млн. т, дизтоплив - 3,2 млн. т, авиакеросина - 0,5 млн. т, мазута- 4,2 млн. т.

По составу технологических установок завод является одним из самых старых. Износ технологических установок от 40 до 99 %. Мощности используются на 82 %.

В 2000 г. завершена полная реконструкция установки каталитического крекинга.

В начале октября 2000 г. началось крупнотоннажное производство авиационного турбинного керосина (АТК). Это высококачественное топливо, используемое для самолётов любого класса, как военного, так и гражданского профиля. АТК - основной компонент топлива «Джет А-1», которое используется за рубежом для заправки авиационных реактивных двигателей. Планируется довести объёмы производства до 10 тыс. т в месяц. Весь объём топлива будет реализовываться за рубежом.

В декабре 2000 года завершены масштабные работы по замене изношенного оборудования и модернизации реакторного блока установки каталитического риформинга Л-35/12-300.

Ведётся строительство комплексов глубокой переработки. Увеличение глубины переработки нефти связано с реконструкцией и проведением планового ремонта установки каталитического крекинга.

Общая стоимость программы реконструкции завода оценивается в 415,8 млн. USD. Для финансирования первого этапа реконструкции американский «Ex-ImBank» открыл «Славнефти» кредитную линию на 56,5 млн. USD. Финансирование второго этапа будет осуществляться по линии кредита японского «Ex-ImBank» на сумму 220,0 млн. USD. По расчетам специалистов «Славнефти», в течение срока возврата кредита (8-12 лет) ежегодный объём переработки нефти заводом должен составлять от 9 до 10 млн.т.

После окончания реконструкции глубина переработки нефти на НПЗ составит не менее 68,0 %. Производство высокооктановых бензинов увеличится на 1,3 млн.т, дизельного топлива с содержанием серы 0,05 % - на 1,0 млн.т и реактивного топлива - на 0,7 млн.т.

Инвестиционной программой развития предприятия, осуществляемой с участием ведущих зарубежных фирм, предусматривается техническое перевооружение установки каталитического крекинга, строительства комплекса каталитического риформинга и ряда других объектов. В рамках программы реконструкции завода до 2007 г. планируется завершить строительство комплекса гидрокрекинга мощностью 2,0 млн.т/год, построить новые установки висбкрекинга мощностью 1,5 млн.т/год и каталитического риформинга мощностью 0,6 млн.т/год.

Для реализации проекта планируется использовать как средства самого завода и компании «Славнефть», так и заёмные -- кредит Японского банка международного сотрудничества в размере 200,0 млн. USD.

Выполнение намеченных работ позволит достичь глубины переработки нефти до 73-74 % и обеспечить рынок малосернистым (до 0,05 %) бензином марок АИ-92, АИ-95 и АИ-98, а также наладить массовое производство дизельного топлива с содержанием серы 0,035 % и 0,05 %.

В декабре 2002 г. российско-белорусская компания «Славнефть» перешла под контроль «Сибнефти» и «ТНК». Госпакет акций «Славнефти» купили в складчину за 1,86 млрд-USD «Сибнефть» и «ТНК». Плюс к этому, накануне российского аукциона, «Сибнефть» приобрела у белорусского правительства за 207,5 млн-USD ещё 10,83 % акций «Славнефти».

До сих пор не ясно, как сложится дальнейшая судьба «Славнефти», активы которой поделят между собой «Сибнефть» и «ТНК».

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) «Ярославнефтеоргсинтезом» за период 2000-2005 гг. находился в диапазоне от 2,7 до 5,5 млн.т/год (таблица 2-6). Причём, начиная с 2003 года, ниже 4,7 млн.т/год объём производства не опускался.

Сводный рейтинг «Ярославнефтеоргсинтеза» среди всех НПЗ России достаточно высокий - 7 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг. может составить около 5,7 млн.т/год (без учёта мероприятий по модернизации и реконструкции завода). Заявленный «Славнефтью» прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Ярославским заводом - 6,0 млн.т/год. С учётом того, что активы

Основываясь на информации о мероприятиях, предполагаемых и осуществляемых нефтяными компаниями в рамках реконструкции и модернизации заводов, на прогнозных данных компаний и независимых источников о производстве нефтеперерабатывающими заводами моторных топлив на долгосрочную перспективу (2010--2015 годы), в таблицах 2-7 и 1 -8 приведена сводная прогнозная оценка объёмов производства светлых нефтепродуктов на НПЗ РФ.

Таблица 2-7. Прогнозная оценка объемов производства на НПЗ РФ

Нефтяная компания, НПЗ	Факт	Прогноз независимого источника	Прогноз нефтяной компании	Вероятность прогноза нефтяной компании	2010 г. Приня тое значен ие в качест ве базово го, млн. т/г од
	2005 г.	2010 г.	2010	2015
	Объем переработки нефти, млн.т/год	Производство светлых нефте-продук-тов-всего, тыс.т/год	Объем переработки нефти, млн.т/г од	Производство светлых нефте-про-дуктов-всего, млн.т/г од	Произв од-ство светлых нефтеп ро-дуктов-всего,с учетом модерн изации	Произв одство светлых нефтепродуктов всего, млн.т/г од	Произв одство светлых нефтепродуктов всего, млн.т/г од
1. «ЛУКОЙЛ»
-Волгограднефтепереработка	7,6	3498,2	8,9	4,3	-	5,5	5,5	Высокая	5,5
-Пермнефтеоргсинтез	11,0	4941,3	11,6	5,2	5,7	7,1	7,1	Высокая	7,1
-Ухтанефтепереработка	3,6	1282,3	3,8	1,3	-	-	-	-	-
-Нижегороднефтеоргсинтез	11,7	4838,0	11,2	4,8	5,2	6,1	6,1	Средняя	5,5
Итого «ЛУКОЙЛ»	33,9	14559,8	35,5	15,6	-	-	-	-	-
2. «ЮКОС»
-Куйбышевский НПЗ	5,4	2891,7	6,1	3,4	3,7	3,2	-	-	-
-Новокуйбышевский НПЗ	6,8	3150,8	7,3	3,3	3,6	3,2	-	-	-
Итого Самарские НПЗ	12,2	6042,5	13,4	6,7	7,3	6,4	7,0	Высокая	6,4
-Сызранский НПЗ	4,9	2142,0	4,9	2,2	2,4	2,2	2,4	Высокая	2,2
-Ангарская НКХ	8,3	4120,9	5,4	3,0	-	-	-	-	-
-Ачинский НПЗ	5,0	2780,1	8,7	4,3	-	-		-	-
Итого «Юкос»	30,4	15085,5	32,4	16,2	-	-	-	-	-
3. «Сургутнефтегаз»
-Киришинефтеоргсинтез	15,2	6226,2	15,5	6,4	7,0	10,7	12,1	Высокая	10,7
4. «Тюменская НК»
-Рязанский НПЗ/Рязанская НПК	10,6	5765,4	10,7	5,5	6,0	6,9	6,9	Высокая	6,9
-Орскнефтеоргсинтез	3,6	1254,7	4,1	1,8	-	-	-	-
Итого «ТНК»	14,2	7020,1	14,8	7,3	-	-	-	-	-
5. «Славнефть»
-Ярославнефтеоргсинтез	11,5	5549,9	12,2	5,7	-	6,0	6,6	Высокая	6,0
-Ярославский НПЗ им. Менделеева	1,8	4,8	0,2	0,01	-	-	-	-
Итого «Славнефть»	13,3	5554,7	12,4	5,7	-		-	-	-
6. «СИДАНКО»
-КРЕКИНЦСаратовский НПЗ)	4,6	1720,7	4,9	1,9	-	2,5	3,4	-	-
7. «Башнефтехим»
-Уфимский НПЗ	7,4	4632,9	7,9	4,8	-	4,9	4,9		-
-Ново-Уфимский НПЗ	5,7	3165,0	5,7	3,8	-	3,8	3,8	-	-
-Уфанефтехим	6,0	3653,7	6,8	3,8	-	3,8	3,8	-	-
Итого «Башнефтехим»	19,1	11451,6	20,4	12,4	-	12,5	12,5	Высокая	12,5
8. «Салаватнефтеоргсинтез»	6,2	3376,4	6,1	3,0	-	1,7	1,7	Средняя	1,7
Всего Башкирские НПЗ	25,3	14828,0	26,5	15,4	-	14,2	14,2	-	14,2
9. «Татнефть»
-Нижнекамский НПЗ	6,0	1265,9	5,6	1,1	1,2	3,7	-	Средняя	2,5
10. «Сибнефть», «ЦТК» и др.
-Московский НПЗ	9,4	5142,4	9,6	5,2	-	4,4	-	Высокая	5,0
11. «Сибнефть»
-Омский НПЗ	13,8	8346,9	13,9	8,7	-	9,8	10,1	Высокая	9,8
12. «Роснефть»
-Туапсинский НПЗ	4,0	1582,4	4,2	1,6	-	-	-	-	-
-Комсомольский НПЗ	5,5	2058,4	4,6	1,3	-	-	-	-	-
Итого «Роснефть»	9,5	3640,8	8,8	2,9	-	-	-	-	-
13. Прочие НПЗ РФ	14,4	6797,4	14,5	6,2	-	-	-	-	-
ВСЕГО	190,0	90188,4	194,4	92,6	-	-	-	-	-

Таблица 2-8. Прогноз производства светлых нефтепродуктов на НПЗ РФ (2010-2015 гг.)

Наименование НПЗ	2006 г.	2007 г.	2010 г.	2015 г.
	Авто бен ЗИН	Диз-топ-ливо	Авиа керо син	Итого	Авто бен ЗИН	Диз-топ-ливо	Авиа керо син	Итого	Авто бен ЗИН	Диз-топ-ливо	Авиа керо син	Итого	Авто бен ЗИН	Диз-топ-ливо	Авиа керо син	Итого
Омский НПЗ	3,2	4,7	0,6	8,5	3,5	4,8	0,7	9,0	3,6	5,5	0,7	9,8	3,5	5,8	0,8	10,1
Уфимские НПЗ	4,8	7,3	0,1	12,2	5,0	7,4	0,1	12,5	5,0	7,4	0,1	12,5	5,0	7,4	0,1	12,5
Салаватнефтеоргсинтез	1,0	1,7	0,0	2,7	0,8	1,4	0,0	2,2	0,4	1,3	0,0	1,7	0,4	1,3	0,0	1,7
Пермнефтеоргсинтез	1,7	3,5	0,4	5,6	1,8	4,3	0,4	6,5	2,3	4,4	0,4	7,1	2,3	4,4	0,4	7,1
Самарские НПЗ	1,8	3,8	0,3	5,9	2,0	3,9	0,2	6Д	2,2	4,0	0,2	6,4	2,3	4,5	0,2	7,0
Сызранский НПЗ	0,8	1,1	0,2	2Д	0,9	1Д	0,1	2,1	0,9	1,2	0,1	2,2	0,9	1,4	0,1	2,4
Нижнекамский НПЗ	0,0	1,5	0,3	1,8	0,2	1,8	0,3	2,3	0,2	2,0	0,3	2,5	0,2	2,0	0,3	2,5
Нижегороднефтеоргсинтез	1,2	3,3	0,5	5,0	1,2	3,4	0,5	5,1	1,3	3,6	0,6	5,5	1,3	3,6	0,6	5,5
Рязанский НПЗ	2,1	3,2	0,7	6,0	2,2	3,5	0,8	6,5	2,2	3,8	0,9	6,9	2,2	3,8	0,9	6,9
Московский НПЗ	1,9	2,8	0,4	5,1	1,9	2,8	0,4	5,1	1,8	2,8	0,4	5,0	1,8	2,8	0,4	5,0
Киришинефтеоргсинтез	2,0	4,0	1,0	7,0	2,5	4,5	1,4	8,4	2,7	5,5	2,5	10,7	3,6	6,0	2,5	12,1
Ярославнефтеоргсинтез	1,9	3,4	0,4	5,7	2,0	3,4	0,4	5,8	2Д	3,5	0,4	6,0	2,3	3,9	0,4	6,6
Итого НПЗ подключаемые к НПП	22,4	40,3	4,9	67,6	24,0	42,3	5,3	71,6	24,7	45,0	6,6	76,3	25,8	46,9	6,7	79,4
Волгограднефтепереработка	1,0	2,5	0,7	4,2	1,3	2,9	0,7	4,9	1,3	3,2	1,0	5,5	1,3	3,2	1,0	5,5
КРЕКИНГ (Саратов)	0,7	1,0	0,0	1,7	0,9	1,5	0,0	2,4	1,1	1,8	0,0	2,9	1,3	2,1	0,0	3,4
Прочие НПЗ РФ	3,9	10,2	0,4	14,5	3,8	10,3	1,0	15,1	5,9	20,0	0,4	26,3	7,6	23,8	3,3	34,7
ВСЕГО	28,0	54,0	6,0	88,0	30,0	57,0	7,0	94,0	33,0	70,0	8,0	111,0	36,0	76,0	11,0	123,0

Таким образом, прогнозные оценки производства светлых нефтепродуктов по всем нефтеперерабатывающим предприятиям РФ составляют:

2010 г. - 90-94 млн. т/год (в том числе: автобензин - 30,0 млн. т/год; дизтопливо - 57,0 млн. т/год; авиакеросин - 7,0 млн. т/год); 2010 г. -- 108--111 млн. т/год (в том числе: автобензин -- 33,0 млн. т/год; дизтопливо - 70,0 млн. т/год; авиакеросин - 8,0 млн. т/год);

2015 г. - 120-123 млн. т/год (в том числе: автобензин - 36,0 млн. т/год; дизтопливо - 76,0 млн. т/год; авиакеросин -- 11,0 млн. т/год).

Прогнозные значения по нефтеперерабатывающим предприятиям РФ, подключенным (в том числе предполагаемым к подключению) к сети нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт»:

2010 г. - 71,6 млн. т/год (в том числе: автобензин - 24,0 млн. т/год; дизтопливо - 42,3 млн. т/год; авиакеросин - 5,3 млн. т/год); l 2010 г. - 76,3 млн. т/год (в том числе: автобензин - 24,7 млн. т/год; дизтопливо - 45,0 млн. т/год; авиакеросин - 6,6 млн. т/год);

2015 г. -- 79,4 млн. т/год (в том числе: автобензин -- 25,8 млн. т/год; дизтопливо -- 46,9 млн. т/год; авиакеросин -- 6,7 млн. т/год).

Прогноз объемов транспорта светлых нефтепродуктов (произведённых всеми нефтеперерабатывающими заводами РФ) различными видами транспорта, то есть прогноз спроса на транспортировку нефтепродуктов базируется на прогнозе внутреннего потребления нефтепродуктов субъектами Российской Федерации и прогнозе возможного и экономически эффективного объёма экспорта.

Общая потребность в транспортировке светлых нефтепродуктов на внутренний рынок обусловлена, в значительной степени, сложившимися транспортно-экономическими связями между субъектами (регионами) РФ и нефтеперерабатывающими заводами (т.е. нефтяными компаниями), а также совокупностью всех факторов, обуславливающих и влияющих на потребление моторных топлив в стране (количественные и качественные характеристики и параметры автомобильного парка, тенденции в преимущественном предпочтении и соотношении потребления того или иного вида топлива (по маркам и ассортименту), рост или снижение объёмов промышленного и сельскохозяйственного производства и, следовательно, изменение объёмов транспортного грузооборота и т.д.).

Общая потребность в транспортировке на экспорт определяется, в значительной степени, экономической целесообразностью и эффективностью экспорта по приоритетным направлениям (ключевым точкам выхода). При этом, как уже отмечалось выше, основные объёмы экспорта нефтепродуктов идут на рынки Европы. На экспортные потоки нефтепродуктов из России в европейские страны оказывают влияние, в основном, два фактора - объёмы потребления и жёсткие требования по спецификациям качества в этих странах. Если в части объёмов потребления на европейский рынок можно поставить до 35 млн.т нефтепродуктов, то жёсткие ограничения по содержанию серы в моторных топливах, действующие в странах Евросоюза, приводят к тому, что российские автобензин и дизтопливо экспортируются и реализуются как «полуфабрикаты».

При прогнозировании объёмов транспортировки светлых нефтепродуктов нефтепродуктопроводным транспортом на внутренний рынок (субъектам РФ) за основу берутся ретроспективные тенденции поставок, сформировавшиеся (исторически сложившиеся) направления грузопотоков от нефтеперерабатывающих заводов (подключенных к сети нефтепродуктопроводов) в регионы РФ, а также тенденции в изменении доли поставок нефтепродуктов в общем объёме поставок всеми видами транспорта (в том числе при использовании смешанных «трубопроводно-железнодорожных» схем снабжения через железнодорожные наливные пункты ОАО «АК «Транснефтепродукт»).

В настоящее время, в качестве одного из определяющих факторов, влияющих на направление потоков нефтепродуктов от НПЗ, является вертикально-интегрированная структура большинства российских нефтяных компаний. В этой связи, чётко прослеживается определяющая приоритетность перекачки нефтепродуктов тем субъектам (регионам) РФ, в которых нефтяные компании имеют собственные предприятия нефтепродуктообеспечения со сбытовыми сетями (подключенными к нефтепродуктопроводам нефтебазами, АЗС). Поэтому, не редки ситуации, когда большие объёмы нефтепродуктов перекачиваются на расстояния более значительные, чем это экономически оправдано и целесообразно. Продавать нефтепродукты выгодно в эффективном радиусе. В Европе он составляет около 50 км, в России - порядка 300 км. Далее добавленную стоимость может «съесть» транспорт (за пределами эффективного радиуса, заводская стоимость переработки убывает или полностью исчезает).

Другим определяющим фактором, опосредованно связанным с предыдущим, является потенциально доступная доля нефтепродуктопроводного транспорта (в том числе в смешанных «трубопроводно-железнодорожных» схемах) в общем объёме снабжения субъекта РФ, определяемая количеством подключенных к нефтепродуктопроводам объектов топливопроводящей сети нефтяной компании и их мощностями.

При прогнозировании экспортных объёмов транспортировки светлых нефтепродуктов трубопроводным транспортом (по прямым и смешанным «трубопроводно-железнодорожным» схемам) приоритетные направления (точки выхода) останутся теми же, традиционными. Прежде всего, это Прибалтийское направление -- порты бывших республик СССР (Вентспилс, Клайпеда, Таллинн и др.) и России (Санкт-Петербург и вновь строящиеся терминалы на российском побережье); Западное направление - Украина, Белоруссия, Венгрия; Южное направление -- Черноморские порты России (Новороссийск, Туапсе) и Украины; Юго-восточное направление -- Казахстан.

При этом, необходимо отметить следующее. Долевое соотношение экспортных объёмов Прибалтийского направления и суммы трёх других направлений (Западного, Южного и Юго-восточного) в перспективе значительно не изменится. Доля экспорта российских светлых нефтепродуктов в Казахстан, на Украину, Белоруссию, отчасти в Венгрию останется, примерно, на существующем уровне. Текущее распределение экспортных грузопотоков в Южном направлении обусловлено ограниченными пропускными способностями российских Черноморских портов. После 2007 года пропускные возможности портов в Новороссийске и Туапсе будут увеличены. Одновременно с этим будет расширена пропускная способность железнодорожных магистралей и подъездных путей к портам Черноморского побережья. Тем не менее, это не окажет значительного влияния на структуру экспортных поставок в совокупности по всем выше перечисленным направлениям.

Кардинальных изменений следует ожидать только внутри Прибалтийского направления, где основные потоки светлых нефтепродуктов переместятся от портов стран Балтии к российским существующим и вновь строящимся нефтяным терминалам на балтийском побережье. Обусловлено это, во-первых (и главным образом), политикой властных структур РФ в области стратегической безопасности страны; во-вторых, необходимостью достижения экономической эффективности от экспортной деятельности (максимизацией доходов от экспорта нефтепродуктов за счёт снижения транспортных затрат от НПЗ до порта, затрат на портовую перевалку и т.д.).

Приняв во внимание всё выше сказанное и проанализировав прогнозные данные нефтяных компаний об объёмах сдачи нефтепродуктов нефтеперерабатывающими заводами на трубопроводный транспорт, а так же на основе ретроспективных объемов сдачи нефтепродуктов на НПП за 2000-2002 гг. (таблица 2-9), объёмов потребления и поставок нефтепродуктов на внутренний рынок и экспорт, выполнен прогноз сдачи светлых нефтепродуктов заводами РФ (подключенными и предполагаемыми к подключению к сети НПП) на среднесрочную (до 2007 г.) и долгосрочную (до 2015 г.) перспективу. Прогнозные данные приведены в таблице 2-10.

Итоговые значения таблицы 2-10 сформированы по трём группам нефтеперерабатывающих заводов. Первая группа охватывает все НПЗ, подключенные и потенциально возможные к подключению к нефтепродуктопроводной сети (то есть все заводы, осуществляющие транспортировку нефтепродуктов по НПП, вне зависимости от экспортных направлений). Во второй группе отсутствуют Саратовский и Волгоградский заводы (в экспортных трубопроводных направлениях предполагаемые к работе в Южном направлении НПП «Сызрань - Саратов - Волгоград - Туапсе»). В третьей группе отсутствуют Саратовский, Волгоградский и Самарские НПЗ (последние в Прибалтийском экспортном направлении не предполагаются к прямым трубопроводным поставкам на российские терминалы).

Таблица 2-9. Объем сдачи светлых нефтепродуктов нефтеперерабатывающими заводами РФ на нефтепродуктопроводный транспорт за 2000-2004 гг.. (тыс.т/год)

Нефтеперерабатывающий завод	2000 г.	2001 г.	2000 г.	2003 г.	2004 г.
1. Омский НПЗ	1934,1	1762,0	2721,2	2745,4	2900
2. Башкирские НПЗ (4НПЗ)	6653,1	6447,1	7577,7	7747,2	7919,2
3. Самарские НПЗ (3 НПЗ)	4648,1	5423,2	4672,8	4598,6	4927,8
4. Нижнекамскнефтехим (Нижнекамский НПЗ)	205,5	182,9	591,2	555,0	364,2
5. Нижегороднефтеоргсинтез	1171,4	413,2	695,4	1134,8	1774,6
6. Рязанский НПЗ (Рязанская НПК)	1325,0	1817,5	1808,2	1871,8	2001,1
7. Московский НПЗ	2238,5	2795,4	3090,9	3130,7	2704,9
8. Киришинефтеоргсинтез	2178,8	2019,9	1887,3	2721,8	2903,2
9. Пермнефтеоргсинтез	-	-	-	-	92,5
Всего	20354,5	20861,2	23044,7	24505,3	25588,0

Таблица 2-10. Прогноз производства и сдачи на НПП светлых нефтепродуктов нефтеперерабатывающими заводами РФ

Наименование НПЗ	2008 г.	2009 г.	2010 г.			2015 г
	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к
	бен	топ-	керо	го	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г
	ЗИН	ливо	син		ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син
Омский НПЗ
Производство	3,2	4,7	0,6	8,5	3,5	4,8	0,7	9,0	105,8	3,6	5,5	0,7	9,8	115,3	3,5	5,8	0,8	10,1	118,8
Сдача на НПП - всего	0,5	2,7	0,0	3,2	0,5	2,7	0,0	3,2	100,0	0,5	3,3	0,0	3,8	118,7	0,6	3,4	0,0	4,0	125,0
-внутренний рынок	0,5	0,6	0,0	1,1	0,5	0,6	0,0	1,1	100,0	0,5	0,7	0,0	1,2	109,0	0,6	0,7	0,0	1,3	118,2
-экспорт	0,0	2,1	0,0	2Д	0,0	2,1	0,0	2,1	100,0	0,0	2,6	0,0	2,6	123,8	0,0	2,7	0,0	2,7	128,5
% сдачи	15,6	57,4	0,0	37,6	14,3	56,3	0,0	35,6	-	13,9	60,0	0,0	38,8	-	17,1	58,6	0,0	39,6	-
Уфимские НПЗ
Производство	4,8	7,3	0,1	12,2	5,0	7,4	0,1	12,5	102,4	5,0	7,4	0,1	12,5	102,4	5,0	7,4	0,1	12,5	102,4
Сдача на НПП - всего	1,3	5,1	0,0	6,4	1,3	5,3	0,0	6,6	103,1	1,3	5,3	0,0	6,6	103,1	1,3	5,3	0,0	6,6	103,1
-внутренний рынок	1,0	1,7	0,0	2,7	1,0	1,7	0,0	2,7	100,0	1,0	1,7	0,0	2,7	100,0	1,0	1,7	0,0	2,7	100,0
-экспорт	0,3	3,4	0,0	3,7	0,3	3,6	0,0	3,9	105,4	0,3	3,6	0,0	3,9	105,4	0,3	3,6	0,0	3,9	105,4
% сдачи	27,1	69,9	0,0	52,5	26,0	71,6	0,0	52,8	-	26,0	71,6	0,0	52,8	-	26,0	71,6	0,0	52,8	-
Салаватнефтеоргсинтез
Производство	1,0	1,7	0,0	1,0	0,8	1,4	0,0	2,2	45,5	0,4	1,3	0,0	1,7	170,0	0,4	1,3	0,0	1,7	170,0
Сдача на НПП - всего	0,4	1,2	0,0	1,6	0,3	1,1	0,0	1,4	87,5	0,3	1,1	0,0	1,4	87,5	0,3	1,1	0,0	1,4	87,5
-внутренний рынок	0,1	0,1	0,0	0,2	0,1	0,1	0,0	0,2	100,0	0,1	0,1	0,0	0,2	100,0	0,1	ОД	0,0	0,2	100,0
-экспорт	0,3	1,1	0,0	1,4	0,2	1,0	0,0	1,2	85,8	0,2	1,0	0,0	1,2	85,8	0,2	1,0	0,0	1,2	85,8
% сдачи	40,0	70,6	-	59,3	37,5	78,6	-	63,6	-	75,0	84,6	-	82,4	-	75,0	84,6	-	82,4
Пермнефтеоргсинтез
Производство	1J	3,5	0,4	5,6	1,8	4,3	0,4	6,5	116,0	2,3	4,4	0,4	7Д	109,2	2,3	4,4	0,4	7,1	109,2
Сдача на НПП - всего	0,2	1,0	0,0	1,2	0,2	1,0	0,0	1,2	100,0	0,2	2,9	0,0	3,1	258,3	0,2	2,9	0,0	3,1	258,3
-внутренний рынок	0,2	0,3	0,0	0,5	0,2	0,3	0,0	0,5	100,0	0,2	0,3	0,0	0,5	100,0	0,2	0,3	0,0	0,5	100,0
-экспорт	0,0	0,7	0,0	0,7	0,0	0,7	0,0	0,7	-	0,0	2,6	0,0	2,6	-	0,0	2,6	0,0	2,6	-
% сдачи	11,8	28,6	0,0	21,4	11,1	23,3	0,0	18,5	-	8,7	65,9	0,0	43,7	-	8,7	65,9	0,0	43,7	-
Самарские НПЗ
Производство	1,8	3,8	0,3	5,9	2,0	3,9	0,2	6,1	103,4	2,2	4,0	0,2	6,4	108,4	2,3	4,5	0,2	7,0	118,7
Сдача на НПП - всего	0,8	3,3	0,0	4,1	0,8	3,5	0,0	4,3	104,8	1,2	3,5	0,0	4,7	114,6	1,2	4,2	0,0	5,4	131,7
-внутренний рынок	0,7	0,9	0,0	1,6	0,7	1,1	0,0	1,8	112,5	0,8	1,1	0,0	1,9	118,7	0,8	1,4	0,0	2,2	137,5
-экспорт	0,1	2,4	0,0	2,5	0,1	2,4	0,0	2,5	100,0	0,4	2,4	0,0	2,8	112,0	0,4	2,8	0,0	3,2	128,0
% сдачи	44,4	86,8	0,0	69,5	40,0	89,7	0,0	70,5	-	54,5	87,5	0,0	73,4	-	52,2	93,3	0,0	77,1	-
Наименование НПЗ	2006 г.	2007 г,	2010 г.			2015 г
	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к
	бен	топ-	керо	го	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г
	ЗИН	ливо	син		ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син
Сызранский НПЗ
Производство	0,8	1,1	0,2	2,1	0,9	1,1	0,1	2,1	100,0	0,9	1,2	0,1	2,2	104,8	0,9	1,4	0,1	2,4	114,3
Сдача на НПП -- всего	0,1	0,9	0,0	1,0	0,1	1,0	0,0	1,1	110,0	0,3	1,0	0,0	1,3	130,0	0,3	1,3	0,0	1,6	160,0
-внутренний рынок	0,1	0,4	0,0	0,5	0,1	0,5	0,0	0,6	120,0	0,2	0,5	0,0	0,7	140,0	0,2	0,6	0,0	0,8	160,0
-экспорт	0,0	0,5	0,0	0,5	0,0	0,5	0,0	0,5	100,0	0,1	0,5	0,0	0,6	120,0	0,1	0,7	0,0	0,8	160,0
% сдачи	12,5	81,8	0,0	47,6	11,1	90,9	0,0	52,4	-	33,3	83,3	0,0	59,1	-	33,3	92,9	0,0	66,7	-
КРЕКИНГ (Саратов)
Производство	0,7	1,0	0,0	1,7	0,9	1,5	0,0	2,4	141,2	1,1	1,8	0,0	2,9	170,5	1,3	2,1	0,0	3,4	200,0
Сдача на НПП - всего	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,7	1,5	0,0	2,2	-	1,1	1,9	0,0	3,0	-
-внутренний рынок	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,7	0,6	0,0	1,3	-	1,1	0,9	0,0	2,0	-
-экспорт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	0,9	0,0	0,9	-	0,0	1,0	0,0	1,0	-
% сдачи	0,0	0,0	-	0,0	0,0	0,0	-	0,0	-	63,6	83,3	-	75,9	-	84,6	90,5	-	88,2	-
Волгограднефтеперера-
ботка
Производство	1,0	2,5	0,7	4,2	1,3	2,9	0,7	4,9	116,6	1,3	3,2	1,0	5,5	131,0	1,3	3,2	1,0	5,5	131,0
Сдача на НПП - всего	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,5	2,6	0,3	3,4	-	0,5	2,6	0,3	3,4	-
-внутренний рынок	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,5	0,7	0,3	1,5	-	0,5	0,7	0,3	1,5	-
-экспорт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	1,9	0,0	1,9	-	0,0	1,9	0,0	1,9	-
% сдачи	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	38,5	81,3	30,0	61,8	-	38,5	81,3	30,0	61,8	-
Нижнекамский НПЗ
Производство	0,0	1,5	0,3	1,8	0,2	1,8	0,3	2,3	127,7	0,2	2,0	0,3	2,5	138,8	0,2	2,0	0,3	2,5	138,8
Сдача на НПП - всего	0,0	1,4	0,0	1,4	0,2	1,5	0,0	1,7	121,5	0,2	2,0	0,0	2,2	157,2	0,2	2,0	0,0	2,2	157,2
-внутренний рынок	0,0	0,5	0,0	0,5	0,2	0,6	0,0	0,8	160,0	0,2	0,6	0,0	0,8	160,0	0,2	0,6	0,0	0,8	160,0
-экспорт	0,0	0,9	0,0	0,9	0,0	0,9	0,0	0,9	100,0	0,0	1,4	0,0	1,4	73,7	0,0	1,4	0,0	1,4	73,7
% сдачи	-	93,3	0,0	77,8	100	83,3	0,0	73,9	-	100, 0	100, 0	0,0	88,0	-	100	100	0,0	88,0	-
Нижегороднефтеоргсин
тез
Производство	1,2	3,3	0,5	5,0	1,2	3,4	0,5	5,1	102,0	1,3	3,6	0,6	5,5	110,0	1,30	3,6	0,6	5,5	110,0
Сдача на НПП -- всего	0,2	1,8	0,5	2,5	0,2	1,8	0,5	2,5	100,0	0,2	3,1	0,6	3,9	156,0	0,2	3,1	0,6	3,9	156,0
-внутренний рынок	0,2	0,1	0,5	0,8	0,2	ОД	0,5	0,8	100,0	0,2	0,1	0,6	0,9	112,5	0,2	0,1	0,6	0,9	112,5
-экспорт	0,0	1,7	0,0	1,7	0,0	1,7	0,0	1,7	100,0	0,0	3,0	0,0	3,0	176,5	0,0	3,0	0,0	3,0	176,5
% сдачи	16,7	54,5	100	50,0	16,7	52,9	100	49,0	-	15,4	86,1	100	70,9	-	15,4	86,1	100	70,9	-
Наименование НПЗ	2006 г.	2007 г.	2010 г.			2015 г
	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к
	бен	топ-	керо	го	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г
	ЗИН	ливо	син		ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син
Рязанский НПЗ
Производство	2,1	3,2	0,7	6,0	2,2	3,5	0,8	6,5	108,3	2,2	3,8	0,9	6,9	115,0	2,2	3,8	0,9	6,9	115,0
Сдача на НПП - всего	0,2	2,0	0,7	2,9	0,2	2,0	0,7	2,9	100,0	0,2	2,5	0,9	3,6	124,2	0,2	2,5	0,9	3,6	124,2
-внутренний рынок	0,2	0,2	0,7	1Д	0,2	0,2	0,7	1,1	100,0	0,2	0,2	0,9	1,3	118,2	0,2	0,2	0,9	1,3	118,2
-экспорт	0,0	1,8	0,0	1,8	0,0	1,8	0,0	1,8	100,0	0,0	2,3	0,0	2,3	127,7	0,0	2,3	0,0	2,3	127,7
% сдачи	9,5	62,5	100	48,3	9,1	57,1	87,5	44,6	-	9,1	65,8	100	52,2	-	9,1	65,8	100	52,2	-
Московский НПЗ
Производство	1,9	2,8	0,4	5,1	1,9	2,8	0,4	5,1	100,0	1,8	2,8	0,4	5,0	98,1	1,8	2,8	0,4	5,0	98,1
Сдача на НПП - всего	0,8	1,5	0,4	2,7	0,8	1,5	0,4	2,7	100,0	0,8	1,5	0,4	2,7	100.0	0,8	1,5	0,4	2,7	100,0
-внутренний рынок	0,6	0,4	0,4	1,4	0,6	0,4	0,4	1,4	100,0	0,6	0,4	0,4	1,4	100,0	0,6	0,4	0,4	1,4	100,0
-экспорт	0,2	1,1	0,0	1,3	0,2	1,1	0,0	1,3	100,0	0,2	1,1	0,0	1,3	100,0	0,2	1,1	0,0	1,3	100,0
% сдачи	42,1	53,6	100	52,9	42,1	53,6	100	52,9	-	44,4	53,6	100	54,0	-	44,4	53,6	100	54,0	-
Киришинефтеоргсинтез
Производство	2,0	4,0	1,0	7,0	2,5	4,5	1,4	8,4	120,0	2,7	5,5	2,5	10,7	152,9	3,6	6,0	2,5	12,1	172,9
Сдача на НПП - всего	0,2	2,4	0,2	2,8	0,2	3,1	0,2	3,5	125,0	1,3	4,3	1,6	7,2	257,2	2,2	4,8	1,6	8,6	307,2
-внутренний рынок	0,2	0,2	0,2	0,6	0,2	0,2	0,2	0,6	100,0	0,2	0,3	0,2	0,7	116,7	0,2	0,3	0,2	0,7	116,7
-экспорт	0,0	2,2	0,0	2,2	0,0	2,9	0,0	2,9	131,9	1Д	4,0	1,4	6,5	295,5	2,0	4,5	1,4	7,9	121,6
% сдачи	10,0	60,0	20,0	40,0	8,0	68,9	14,3	41,7	-	48,1	78,2	64,0	67,3	-	61,1	80,0	64,0	71,1	-
Ярославнефтеоргсинтез
Производство	1,9	3,4	0,4	5,7	2,0	3,4	0,4	5,8	101,8	2,1	3,5	0,4	6,0	105,3	2,3	3,9	0,4	6,6	115,8
Сдача на НПП - всего	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	2,0	0,0	2,0	-	0,0	2,1	0,0	2Д	-
-внутренний рынок	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	0,1	0,0	0,1	-
-экспорт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	2,0	0,0	2,0	-	0,0	2,0	0,0	2,0	-
% сдачи	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	57,1	0,0	33,3	-	0,0	53,8	0,0	31,8	-
ВСЕГО
Производство	24,1	43,8	5,6	73,5	26,2	46,7	6,0	78,9	107,4	27,1	50,0	7,6	84,7	115,3	28,4	52,2	7,7	88,3	120,2
Сдача на НПП - всего	4,7	23,3	1,8	29,8	4,8	24,5	1,8	31,1	104,4	7,7	36,6	3,8	48,1	181,5	9,1	38,7	3,8	51,6	173,2
-внутренний рынок	3,8	5,4	1,8	11,0	4,0	5,8	1,8	11,6	105,5	5,4	7,3	2,4	15,1	137,3	5,9	8,1	2,4	16,4	149,1
-экспорт	0,9	17,9	0,0	18,8	0,8	18,7	0,0	19,5	103,8	2,3	29,3	1,4	33,0	175,5	3,2	30,6	1,4	35,2	187,3
% сдачи	19,5	53,2	32,1	40,5	18,3	52,5	30,0	39,4	-	28,4	73,2	50,0	56,8	-	32,0	74,1	49,4	58,4	-
Наименование НПЗ	2006 г.	2007 г.	2010 г.			2015 г
	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к
	бен	топ-	керо	го	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г
	ЗИН	ливо	син		ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син
ВСЕГО без
Волгоградского и
Саратовского НПЗ											я
Производство	22,4	40,3	4,9	67,6	24,0	42,3	5,3	71,6	106,4	24,7	45,0	6,6	76,3	112,9	25,8	46,9	6,7	79,4	117,5
Сдача на НПП -- всего	4,7	23,3	1,8	29,8	4,8	24,5	1,8	31,1	104,4	6,5	32,5	3,5	42,5	142,7	7,5	34,2	3,5	45,2	151,7
-внутренний рынок	3,8	5,4	1,8	11,0	4,0	5,8	1,8	11,6	105,5	4,2	6,0	2,1	12,3	111,9	4,3	6,5	2,1	12,9	117,3
-экспорт	0,9	17,9	0,0	18,8	0,8	18,7	0,0	19,5	103,8	2,3	26,5	1,4	30,2	160,7	3,2	27,7	1,4	32,3	171,9
% сдачи	21,0	57,8	36,7	44,1	20,0	57,9	34,0	43,4	-	26,3	72,2	53,0	55,7	-	29,1	72,9	52,2	56,9	-
ВСЕГО без
Волгоградского,
Саратовского и
Самарских НПЗ
Производство	19,8	35,4	4,4	59,6	21,1	37,3	5,0	63,4	106,4	21,6	39,8	6,3	67,7	113,6	22,6	41,0	6,4	70,0	117,5
Сдача на НПП - всего	3,8	19,1	1,8	24,7	3,9	20,0	1,8	25,7	104,1	5,0	28,0	3,5	36,5	147,8	6,0	28,7	3,5	38,2	154,7
-внутренний рынок	3,0	4,1	1,8	8,9	3,2	4,2	1,8	9,2	103,4	3,2	4,4	2,1	9,7	109,0	3,3	4,5	2,1	9,9	111,3
-экспорт	0,8	15,0	0,0	15,8	0,7	15,8	0,0	16,5	104,5	1,8	23,6	1,4	26,8	169,7	2,7	24,2	1,4	28,3	179,2
% сдачи	19,2	54,0	40,9	41,4	18,5	53,6	36,0	40,5	-	23,1	70,4	55,6	53,9	-	26,5	70,0	54,7	54,6	-

Анализ прогнозных данных таблицы 2-10 позволяет сделать следующие выводы в части освоения грузопотоков светлых нефтепродуктов по основным экспортным направлениям (в том числе, по преобладающему-Прибалтийскому).

При прогнозе экспортных поставок всех видов нефтепродуктов (таблица 2-2) в объёме: 2010 г. - 95,0 млн.т/год; 2015 г. - 95,5 млн.т/год; светлые нефтепродукты (моторные топлива), предполагаемые к транспортировке по системе нефтепродуктопроводов, составляют, соответственно, - 19,5 млн.т/год (или 21,9 %); 33,0 млн.т/год (34,7 %); 35,2 млн.т/год (36,9 %). Из чего следует, во-первых, возрастающая роль системы нефтепродуктопроводов и, соответственно, снижение доли железной дороги на рынке транспорта нефтепродуктов; во-вторых, уменьшение объёма экспорта мазута и прочих нефтепродуктов.

Если принимать во внимание только нефтеперерабатывающие заводы, имеющие возможность (в том числе - потенциальную, в рамках проекта «Север») осуществлять прямые трубопроводные поставки светлых нефтепродуктов к российским терминалам на Балтике, то объёмы экспорта составляют по годам перспективы, соответственно:

2010 г. - 26,8 млн.т/год (в том числе: автобензин - 1,8 млн.т/год; дизельное топливо - 23,6 млн.т/год; авиакеросин - 1,4 млн.т/год);

2015 г. - 28,3 млн.т/год (в том числе: автобензин - 2,7 млн.т/год; дизельное топливо - 24,2 млн.т/год; авиакеросин - 1,4 млн.т/год).

Таким образом, можно с определенной долей уверенности говорить о том, что пропускная способность первой очереди МНПП (8,5 млн. т/год), определенная техническим заданием на проектирование, будет с высокой степенью вероятности обеспечена соответствующими объемами нефтепродуктов, начиная с 2007 г.

Также можно сделать вывод о том, что потенциально существует возможность загрузки на максимальную пропускную способность в 24,6 млн.т/год светлых нефтепродуктов МНПП «Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск» (на 2010 г.), предусмотренную техническим заданием на проектирование. Реальное достижение данного объёма перекачки и выход на проектную мощность в перспективе будет зависеть от многих факторов, основными среди которых можно назвать следующие:

реализация проектов строительства новых и развития существующих нефтеперевалочных терминалов на Балтийском побережье России, создающих конкуренцию проекту «Север» (в части отвлечения объёмов как транспортировки по нефтепродуктопроводу, так и перевалки на морском терминале «Приморск»);

возможность использования нефтяными компаниями в любой момент прямых железнодорожных и смешанных «трубопроводно-железнодорожных» схем транспортировки через железнодорожные наливные пункты

ОАО «АК «Транснефтепродукт» (используя другие трубопроводные маршруты и минуя МНПП «Кстово -- Ярославль -- Кириши -- Приморск»); природные (замерзание акватории порта), политические и прочие факторы.

В настоящее время большинство из крупных вертикально-интегрированных нефтяных компаний РФ, портовые, транспортные и прочие предприятия и компании (в том числе зарубежные) осуществляют проекты строительства новых и развития существующих объектов транспортной и припортовой (нефтеперевалочной) инфраструктуры на Балтийском побережье РФ, с целью уменьшения традиционной зависимости в этом вопросе от стран Балтии (Литвы, Латвии, Эстонии, Финляндии, Польши) и снижения транспортных и перевалочных затрат при поставках нефтеналивных грузов на экспорт.

В качестве основных проектов строительства новых и развития существующих нефтеперевалочных объектов, образующих конкурентную среду проекту «Север» (в части осуществления максимальной проектной загрузки нефтепродуктопровода «Кстово -- Ярославль -- Кириши --Приморск»), являются следующие (таблица 2-11): проект ОАО НК «ЛУКОЙЛ» - строительство нефтепродуктового терминала на острове Высоцкий (суммарной мощностью 10,9 млн.т/год); проект ЗАО «Петербургский нефтяной порт» - строительство и развитие берегового перегрузочного комплекса и береговой инфраструктуры (суммарная мощность терминала по перевалке нефтеналивных грузов 10,5 млн.т/год); проект ОАО НК «Сургутнефтегаз» -- строительство нефтепродуктового терминала в бухте Батарейная (суммарной мощностью 7,5 млн.т/год); l проект ФПГ «ИНФО групп» или ОАО НК «Сургутнефтегаз» совместно с ОАО «Роснефть» - строительство в Приморске нефтеперерабатывающего завода (мощностью 7-8 млн.т/год); проект ТНК - ВР - строительство в Приморске морского терминала по перевалке нефти и нефтепродуктов (суммарной мощностью 18 млн.т.); проект (объявлен конкурс) - строительство морского терминала в Вистино (Усть-Луга) по перевалке нефтепродуктов и бункеровке судов (суммарной мощностью 5 млн.т.).

Кроме того, проекты строительства нефтепродуктовых терминалов развивают на станции Бронка -- финская компания «Fortum». Следует отметить, что одновременно с реализацией новых проектов строительства на российском побережье Балтики нефтепродуктовых терминалов, перепрофилирование и развитие существующих нефтеперевалочных мощностей осуществляют традиционные Балтийские партнёры российских компаний, в частности - латвийская компания «Ventspils nafta».

В декабре 2002 года президент ОАО НК «ЛУКОЙЛ» В. Алекперов и министр транспорта РФ С. Франк подписали «Соглашение о сотрудничестве» по строительству распределительно--перевалочного комплекса нефтепродуктов со специализированным морским терминалом на острове Высоцкий Ленинградской области. В «Соглашении» отмечается, что распределительно-перевалочный комплекс нефтепродуктов будет соответствовать современным международным стандартам, вредное воздействие на окружающую среду острова Высоцкий и акваторию Финского залива будет исключено. ОАО «ЛУКОЙЛ» обеспечивает проектирование, строительство и дальнейшую эксплуатацию комплекса, представляя в Минтранс РФ необходимые для согласования строительства материалы. Министерство будет оказывать содействие компании в реализации проекта и решении организационных вопросов как в период проектирования и строительства, так и ввода комплекса в эксплуатацию. Достигнута также договорённость совместного рассмотрения вопросов по созданию системы управления движением судов, проведения дноуглубительных работ, а также защиты окружающей среды, системы ликвидации последствий аварийных разливов нефтепродуктов на акватории и территории комплекса. Подписание «Соглашения» будет способствовать привлечению инвестиций в развитие транспортной инфраструктуры Ленинградской области со стороны компаний, заинтересованных в осуществлении экспорта нефти и нефтепродуктов через российские порты на Балтике.

В течение 2008 года в Высоцком появятся подъездные пути, портовые сооружения, резервуарные ёмкости для единовременного хранения 600 тыс.т нефти и нефтепродуктов.

«ЛУКОЙЛ» намерен использовать строящийся нефтепродуктовый терминал также и для экспорта нефти. Железнодорожные поставки сырья на терминал начались в ноябре 2005 года и составят: нефти -- около 1,0 млн.т/год; мазута -- 1,5 млн.т/год. «ЛУКОЙЛ» планирует поставлять нефтепродукты в Высоцкий, в основном, со своего Нижегородского завода.

Мощность первой очереди терминала (2006 г.) составит 2,5 млн.т/год (в том числе: по нефти -- 1,0 млн.т/год; по мазуту -- 1,5 млн.т/год). В 2006 году планируется начать строительство следующей очереди, предназначенной для перевалки светлых нефтепродуктов. Пропускная способность комплекса (в соответствие с пропускной способностью железной дороги) увеличится до 6,8 млн.т/год (в том числе -- 2,5 млн.т/год по светлым нефтепродуктам). Компания намерена переваливать в Высоцке 10,9 млн.т/год нефти и нефтепродуктов (в том числе светлых нефтепродуктов: дизтопливо и газойль -4,3 млн.т/год, автобензин -- 1,3 млн.т/год; реактивное топливо -- 1,0 млн.т/год).

Одним из назначений нового терминала станет обеспечение бензином сети принадлежащих «ЛУКОЙЛу» на восточном побережье США автозаправочных станций. Годовая потребность заправок -- около 4,0 млн.т. Когда терминал заработает на полную мощность, компания получит возможность снабжать их своим бензином, тогда как сегодня она пользуется ещё и услугами других поставщиков. На терминал в Высоцке будут ориентированы три завода «ЛУКОЙЛа»: Ухтинский, Нижегородский и Пермский. Первоначально для доставки их продукции к терминалу предполагается использовать железнодорожный транспорт и суда типа «река-море». В дальнейшем, возможно, появятся другие способы транспортировки. Из Высоцка продукция «ЛУКОЙЛа» будет поставляться на зарубежные рынки танкерами дедвейтом до 80 тыс.т.

Недостаточная пропускная способность железных дорог на северо-западе России может затормозить наращивание мощности терминала в соответствии с экспортными требованиями. Чтобы увеличить экспорт «ЛУКОЙЛу» необходимо построить отдельную железнодорожную ветку длиной 1,2 км от железнодорожной станции Выборг до Высоцка.

Обеспечить строительство терминала согласилось американское правительственное агентство Overseas Private Investment Corporation (OPIC). Стоимость первого этапа проекта оценивается в 150 млн.иЗО. Эта сумма может вырасти до 300 млн.USD, когда в 2007 г. компания начнёт расширять мощность терминала до 6,8 млн.т/год.

Таблица 2-11. Существующие и предполагаемые к реализации объекты по перевалке нефтепродуктов конкурирующие с МНПП «Кстово - Ярославль - Кириши -Приморск»

Владелец	Район	Мощность, млн.т/год	Специализация
ЛУКОЙЛ	Высоцк	2,5 (проект-10,75)	Перевалка нефти и нефтепродуктов
Сургутнефтегаз	Бухта Батарейная	проект - 7,5	Перевалка нефтепродуктов
Сургутнефтегаз, Роснефть	Приморск	проект - 7-8	Перевалка нефтепродуктов
Транснефтепродукт	Приморск	проект - 24	Перевалка нефтепродуктов
Петербургский нефтяной терминал	Петербург	7,5 (проект- 15)	Перевалка нефтепродуктов, бункеровка судов
ТНК-ВР	Приморск	проект - 18	Перевалка нефти и нефтепродуктов
Конкурс	Вистино (Усть-Луга)	проект - 5	Перевалка нефтепродуктов, бункеровка судов

Петербургский нефтяной порт (ранее Петербургский нефтяной терминал) является самым крупным коммерческим проектом на северо-западе РФ.

С 1996 года ЗАО «Петербургский нефтяной терминал» реализует программу развития, рассчитанную до 2007 года, общей стоимостью 160 млн. USD (из которых уже инвестировано 70 млн. USD). Для минимизации коммерческих и финансовых рисков программа модернизации предусматривает поэтапное строительство и осуществление производственной деятельности одновременно со строительными работами, используя старые и вновь введённые производственные мощности, что даёт возможность реинвестировать полученный доход в последующее строительство.

После завершения третьего этапа строительства (2002 г.) пропускная способность ПНП была увеличена до 7,5 млн.т/год, что способствовало переориентации грузопотоков с терминалов Эстонии. Объём грузооборота (перевалки) ПНП в 2002 г. составил 6,7 млн.т (в том числе светлых нефтепродуктов 2,8 млн.т). Доля ПНП в общем объёме перевалки нефтепродуктов прибалтийских стран достигла 15 % (что позволило сместить направленность транзитных грузопотоков в пользу России).

Проект развития ПНП входит в Федеральную целевую программу модернизации транспортного комплекса России и осуществляется при поддержке Минтранса РФ. В этой программе ПНП отвечает за строительство берегового перегрузочного комплекса (резервуары, железнодорожные сливные эстакады, насосные станции, очистные сооружения, береговая инфраструктура). Администрация Морского порта С.-Петербурга оказывает содействие в работах по углублению дна, строительству гидротехнических сооружений-причалов.

В настоящее время ПНП обеспечивает высокотехнологичный процесс по приёмке нефтепродуктов, поступающих по железной дороге, реке и нефтепродуктопроводу. Ёмкость резервуарного парка ПНП составляет 214 тыс.м.

Более 46 % годового объёма нефтепродуктов поступает на терминал по железной дороге от нефтеперерабатывающих заводов европейской части РФ, 35 % - по нефтепродуктопроводу из Киришей, 19% -- речными судами.

Реализация программы строительства нефтепродуктового терминала позволит перегружать к 2010 г. до 15,0 млн.т/год нефтепродуктов. Начаты работы по строительству четвёртой очереди ПНП, завершение которых (2006 г.) доведёт мощность порта до 10,5 млн.т/год. ПНП будет осуществлять услуги по перевалке дизельного топлива, бензинов, авиакеросинов, мазутов, вакуумного газойля, сырой нефти. Освоить перевалку сырой нефти ПНП намерен в 2006 году, когда к причалу смогут подойти танкеры дедвейтом до 35 тыс.т. Объёмы перевалки сырой нефти будут около 2,0 млн.т/год.

ПНП развивает взаимовыгодное сотрудничество со многими нефтяными компаниями, в том числе со своим стратегическим партнёром - «Сургутнефтегазом». Объёмы перевалки нефтепродуктов с «Киришинефтеоргсинтеза» (КИНЕФ) в 2002 году составили почти 4,0 млн.т. Кроме того, перевалку нефтепродуктов осуществляют «ЛУКОЙЛ», «Сибнефть», «Татнефть», «ТНК».

По прогнозам руководства ЗАО «Петербургский нефтяной порт» рост экспорта нефтепродуктов из России ещё некоторое время будет продолжаться. Затем, вероятнее всего, произойдёт его сокращение. Нефтяные компании заинтересованы, прежде всего, в экспорте сырой нефти, что эффективнее экспорта нефтепродуктов. Как только появятся дополнительные мощности по экспорту нефти (в том числе расширение БТС, реализация мурманского и дальневосточного нефтепроводов) объём экспорта нефтепродуктов сократится. В связи с этим, новые нефтепродуктовые терминалы на Балтике можно строить, но вряд ли они все будут полностью загружены.

Строительство транспортно-технологического портового комплекса (ТТПК) в бухте Батарейной остаётся одним из самых глобальных проектов «Сургутнефтегаза». С администрацией Ломоносовского района подписан договор аренды земли под портовый комплекс сроком на 50 лет. Общая стоимость проекта (строительство терминала и комплекса гидрокрекинга на ООО «Киришинефтеоргсинтез») составляет ориентировочно 800 млн.ШВ. Срок строительства ТТПК - около 40 месяцев.

По словам губернатора Ленинградской области В. Сердюкова для Киришского завода перевалка нефтепродуктов через терминал в бухте «Батарейная» является более перспективной, чем через порт «Приморск». «Сургутнефтегаз» планирует завершить строительство к 2006 году. Одновременно будет завершено строительство комплекса гидрокрекинга на «Киришинефтеоргсинтезе».

Проект предусматривает строительство самого терминала и нефтепродуктопровода к нему (протяжённостью 240-270 км). «Сургутнефтегаз» предполагал ориентировать терминал на перевалку мазута на экспорт, однако, впоследствии было решено сделать упор на дизельное топливо и бензин. Первая очередь проекта рассчитана на перевалку нефтепродуктов в объёме 7,5 млн.т/год.

В настоящее время по магистральному нефтепроводу в порт Вентспилс российская нефть больше не поступает. Однако при этом, по данным министерства сообщений Латвии, увеличилась перекачка нефтепродуктов по нефтепродуктопроводу из Полоцка (неподтвержденные данные за 2005 год -- 4,8 млн.т).

Чтобы компенсировать потери руководство компании «Ventspils nafta» оперативно переориентировалось на доставку нефти и нефтепродуктов по железной дороге.

Во-первых, одна из имеющихся железнодорожных эстакад была перестроена для приёма сырой нефти.

Во-вторых, компания начала переваливать на экспорт российское дизтопливо, соответствующее требованиям Евросоюза (с содержанием серы не более 0,035 %). В перспективе, по заявлениям представителей компании, объём поставок дизтоплива будет увеличиваться.

В-третьих, в компании сумели переключить из Риги и Таллинна часть грузопотоков с бензином, которые поступают туда по железной дороге.

В «Ventspils nafta» уверены, что услуги порта Вентспилс в России не будут игнорироваться, даже с учётом «раскручивания» услуг нефтеналивного порта в Приморске. Часть нефти и нефтепродуктов российские компании будут вынуждены отправлять по стальным магистралям. Из этой доли в Вентспилсе рассчитывают в 2008 году получить около 7 млн.т нефтеналивных грузов.

Сначала в «Ventspils nafta» на новой эстакаде начнут принимать сырую нефть, а в 2007 году (когда на полную мощность заработает Приморск) планируют переключиться на светлые нефтепродукты, доля которых к тому времени может составить около 5 млн.т. К концу 2008 года планируется построить третью эстакаду, чтобы в сумме принимать с железной дороги до 18 млн.т нефти и нефтепродуктов.

2.3 Прогнозная оценка загрузки МНПП «Кстово - Ярославль - Кириши -Приморск» на 2008-2010 гг. и на 2010-2015 гг.

Ниже выполнена наиболее вероятностная, как представляется, оценка возможной загрузки магистрального НПП «Кстово - Ярославль -Кириши - Приморск», которая находится в диапазоне от 8,6 до 12,5 млн. т/год экспортного объёма светлых нефтепродуктов в период 2007-2010 (таблица 2-12) и от 10,7 до 15,8 млн. т/год (таблица 2-13) в период 2010-2015 гг..

Сдача светлых нефтепродуктов в магистральный трубопроводный транспорт к 2010-2015 году, млн.т/год

Как уже было отмечено потенциально существует возможность загрузки на максимальную пропускную способность в 24,6 млн. т/год светлых нефтепродуктов МНПП «Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск», а также о том, что пропускная способность первой очереди МНПП (8,5 млн. т/год), определенная техническим заданием на проектирование, будет с высокой степенью вероятности обеспечена соответствующими объемами нефтепродуктов в период 2007-2010 гг.

При выполнении оценки вероятностной загрузки нефтепродуктопровода были рассмотрены две принципиальные ситуации - «без проекта» (т.е. проект строительства нефтепродуктопровода не осуществляется) и «с проектом» (при этом, в составе нефтеперерабатывающих заводов присутствуют только те из них, продукция которых будет перекачиваться по НПП).