На глубину (нефтепереработка в "Газпром нефти")

(5 июня 2014 12:13 ) Через пять лет российская нефтепереработка будет одной из наиболее технологически оснащенных отраслей в мире. Этого позволит добиться реализации масштабных проектов модернизации НПЗ практически всех крупных российских нефтяных компаний. Преимущества в конкурентной борьбе получит тот, кто завершит этот процесс раньше
КАЧЕСТВЕННОЕ ПРОГРАММИРОВАНИЕ
Основные задачи, которые необходимо решить нефтяным компаниям в сфере нефтепереработки в течение десятилетия, определены «Генеральной схемой развития нефтяной отрасли до 2020 года». Это снижение нагрузки на окружающую среду за счет повышения качества моторных топлив, повышение глубины переработки нефти и операционной эффективности отрасли.
В ходе решения этих задач с 2011 до 2020 года на российских НПЗ должно появиться 126 новых и реконструированных установок вторичной переработки нефти, производственные мощности по вторичным процессам должны вырасти на 128 млн тонн, глубина переработки нефти — до 90%. Стоимость модернизации до 2015 года — 569 млрд рублей, до 2020 го — 1,5 трлн рублей.
Для контроля над процессом модернизации и его стимулирования было создано несколько административно-рыночных инструментов. Процесс повышения качества регулируется техническим регламентом «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», согласно которому с 2015 года в обороте на российском рынке должно остаться только топливо 4 класса, с массовой долей серы 50 ррм, а с 2016 го — 5 класса (10 ррм).
В целом процесс модернизации отрасли контролируется государством с помощью четырехстороннего соглашения между нефтяными компаниями, ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом, подписанного в 2011 году. Пока вопросов к нефтяникам не возникает — свои инвестпрограммы компании выполняют, и к началу 2014 года завершено строительство 25 установок. Это позволило лидерам рынка досрочно выполнить требования техрегламента и уже сейчас отказаться от реализации на внутреннем рынке топлива ниже четвертого класса.
«Газпром нефть» вошла в число лидеров и в 2013 году практически завершила реализацию программы качества. На всех трех заводах компании были построены установки изомеризации, позволившие значительно увеличить объем производства высокооктановых бензинов, а также комплексы гидрооблагораживания топлива, собственно, и позволяющие уложиться в рамки жестких экологических стандартов. Всего в программу качества вошло 16 проектов строительства и реконструкции. Переход на выпуск топлива высших классов дает компании в 2011–2014 годах эффект в 89 млрд рублей — за счет экономии на акцизах.
2014 год становится во многом определяющим для следующего этапа модернизации НПЗ «Газпром нефти» — направленной на повышение глубины переработки и эффективности производств. До конца года должны быть приняты финальные инвестиционные решения практически по всем проектам этапа. А инвестиции «в глубину» гораздо более серьезные, чем «в качество». Проектов стоимостью менее $1 млрд в инвестиционной программе практически нет. Однако и экономический смысл «движения в глубину» очевиден.
ГЛУБИНА РАДИ ЭФФЕКТИВНОСТИ
Как и в случае с качеством, правительство нашло административные стимулы, делающие дальнейшую модернизацию нефтеперерабатывающих заводов жизненной необходимостью. Основным рычагом стало изменение системы налогообложения. Для сравнения: в 2004 году экспортные пошлины на бензины и светлые нефтепродукты составляли 72% от пошлин на нефть, а на темные — лишь 38%. Сегодня за экспортную поставку и светлых, и темных нефтепродуктов надо заплатить 66% ную пошлину, и лишь на бензин установлена заградительная 90% ная. Но со следующего года ситуация изменится коренным образом: пошлина на темные нефтепродукты будет приравнена к нефтяной, в то время как на светлые и бензин сохранится на сегодняшнем уровне.
Соответственно, НПЗ с низкой глубиной переработки станут неэффективны.
При цене нефти $90–95 за баррель EBITDA нефтеперерабатывающего завода, расположенного в европейской части России, показатель выхода светлых которого превышает 80%, составляет $17/барр. У НПЗ с 60% ным выходом светлых при прочих равных EBITDA — $8/барр. Разница, конечно, заметная, но если учесть инвестиционный фактор, при соответствующей философии бизнеса уровень эффективности приемлемый. Однако при росте пошлин на темные до 100% EBITDA высокотехнологичного производства снизится лишь на $1/барр. (до $16/барр.), в то время как операционная прибыль менее современного завода вплотную приблизится к границе рентабельности, снизившись до $2/барр. Если же будет принято решение о доведении пошлин на все светлые нефтепродукты до уровня бензиновых (а вероятность такого развития событий за чертой 2020 года аналитики рассматривают как весьма высокую — после завершения программ модернизации), заводы, сохранившие значительный объем производства мазута, станут убыточными. EBITDA технологических лидеров российского рынка, конечно, тоже сократится — вдвое. Но в таких условиях сегодня живет вся западноевропейская переработка.
Впрочем, дело, конечно, не только в административном стимулировании. Рост потребления светлых нефтепродуктов — устойчивая российская тенденция: бензина в среднем на 2% в год, дизельного топлива — на 2,5%, авиакеросина — на 4%. По прогнозам аналитиков, никаких оснований для изменения этого тренда до 2020 года нет. А вот потребление мазута, наоборот, сокращается на 0,7% в год. Это во многом связано с ростом энергоэффективности экономики России и сокращением в последние годы потребления мазута на крупных ТЭЦ и промышленных предприятиях — в качестве основного топлива все больше используется газ. Еще одна сфера активного потребления темных нефтепродуктов — водный транспорт, но и здесь из-за ужесточения экологических норм мазут постепенно замещается дизельным топливом и СПГ.
Если ситуация в нефтепереработке останется на сегодняшнем уровне, то уже после 2016 года бензина и керосина внутреннему рынку может не хватить. Однако если инвестиционные программы глубокой модернизации будут выполнены на всех российских НПЗ, дефицита можно не опасаться. В условиях такой поголовной модернизации основная задача — завершение реализации проектов быстрее конкурентов, что позволит занять рыночные ниши на премиальных рынках бензина и авиакеросина и улучшить показатели окупаемости инвестпроектов.
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЙ НАБОР
«Газпром нефть» вошла в активную фазу реализации крупных проектов в 2013 году. На двух нефтеперерабатывающих заводах, полностью принадлежащих компании, — Московском и Омском, — таких проектов шесть. Сложность используемых в них технологий переработки обуславливает высокую стоимость — общий бюджет программы около $6 млрд. Финальные инвестиционные решения по пяти проектам должны быть приняты уже в нынешнем году, и лишь по самому сложному — строительство комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) на МНПЗ — в 2016 м. Однако именно с реализации другого московского проекта — строительства комбинированной установки переработки нефти (КУПН) — и стартует программа.
По сути, КУПН — полноценное производство: на одной площадке разместятся 6 миллионная ЭЛОУ-АВТ, установки гидроочистки дизельного топлива и каталитического риформинга (СCR). Но если набор технологических процессов КУПН современен, но уже хорошо отработан и в мире, и в России, то флексикокинг для глубокой переработки гудрона в России еще не применялся. В рамках строительства КГПН в Москве появится такая установка.
На выбор именно этой технологии повлияло, в первую очередь, расположение МНПЗ. Для завода, находящегося в черте мегаполиса, ставшая уже стандартной технология переработки тяжелых нефтяных остатков — замедленного коксования — слишком неэкологична: она предполагает выход огромного количества кокса, который потребует разработки дополнительных схем складирования, отгрузки, транспортировки. В ходе процесса флексикокинга выход кокса не превышает 1%, а флексигаз, являющийся одним из основных продуктов процесса, будет использоваться в качестве топлива для собственного энергоблока завода, строительство которого также предусмотрено проектом. Еще один продукт флексикокинга — тяжелый газойль — подвергнут вторичной переработке на комплексе гидрокрекинга вакуумного газойля, который станет сердцем КГПН МНПЗ.
На омском заводе «Газпром нефти» непреодолимых препятствий для применения процесса замедленного коксования нет, более того, он используется уже сегодня. Кокс из Омска успешно реализуется металлургическим предприятиям, которые применяют его в качестве топлива. Кроме того, нефтяной кокс — основа производства электродов, графита и карбида кальция, так что рост объемов производства лишь укрепит позиции ОНПЗ на этом рынке.
Как и в Москве, в Омске будет коренным образом модернизирована схема первичной переработки — на ОНПЗ построят новую электрообессоливающую установку атмосферно-вакуумной перегонки (ЭЛОУ-АВТ). А ключевым объектом нового омского комплекса глубокой переработки нефти также станет установка гидрокрекинга вакуумного газойля. Введение этого же процесса в технологический набор ЯНОСа в рамках строительства комплекса глубокой переработки вакуумного газойля, остатков и облагораживания бензинов позволит ярославскому предприятию, которым «Газпром нефть» на паритетных началах владеет с «Роснефтью», повысить глубину переработки с сегодняшних 66% до 90% в 2020 м. Для МНПЗ модернизация столь же важна — показатель глубины переработки завода вырастет с 72% до 94%. ОНПЗ уже сегодня работает практически на европейском уровне — 90%, второй этап модернизации позволит повысить показатель до гроссмейстерских 96%, которыми пока могут похвастаться далеко не все американские и европейские НПЗ. В целом программы повышения глубины переработки нефтеперерабатывающих заводов создадут для компании дополнительную стоимость в 88 млрд рублей.
Уже завершено базовое проектирование всех проектов второго этапа модернизации заводов компании, кроме проекта строительства комплекса глубокой переработки нефти на Московском НПЗ. А вот проект создания комплексной установки переработки на московском заводе уже прошел стадию предварительного концептуального проектирования (FEED*). И здесь тоже не обошлось без нововведений. Точнее, стоит говорить о переходе к новым для компании, да и для всей российской нефтянки принципам управления проектами.
* FEED — front-end engineering design, пакет документов, описывающий предстоящий проект. Его разработка включает процедуры базового моделирования, разработки проекта, оценки затрат и времени реализации проекта
Сергей Орлов, журнал «Сибирская нефть»

Поделиться этой новостью у себя в соцсетях