.gif)
Президент Дмитрий Медведев в Омске на совещании по вопросам развития энергетики потребовал разобраться с деятельностью мини-нефтеперерабатывающих заводов (мини-НПЗ) в стране. Вице-премьеру Игорю Сечину поручено провести декриминализацию всей нефтяной отрасли. Кому выгодно гнобить мини-НПЗ? Неужели они рассадник криминала в отрасли?
Почему мини-НПЗ представляют рассадником криминала в нефтяном комплексе?
Ссылка #1 14 февраля 2010 - 19:33
Ссылка #2 14 февраля 2010 - 20:46
Претензии следующего характера.
1. Мини НПЗ создавались для оптимизации налогов и этим наносят ущерб бюджету.
2. В Минэнего считают, что мини НПЗ используются для фиктивной переработки нефти. Фактически нефть не перерабатывается, а вывозится под видом мазута за рубеж. Подобного рода операции наносят ущерб бюджету.
3. Мини НПЗ трудно контролирвать на предмет полноты уплаты акцизов.
4. Большие претензии к качеству продукции.
За большие НПЗ тоже возьмутся, но позже.
К ним есть тоже претензии
1. В основном это трансферное ценообразование внутри ВИНК, Юкос уже за это поплатился.
2. Все НПЗ привязаны к конкретным добывающим компаниям и давят мелких производителей и препятствуют созданию рыночной торговли нефтью и нефтепродуктами внутри страны. Это не дает Правительству объективно определять себестоимость продукции НПЗ и эффективно контролировать цены на нефтепродукты.
3. Кроме того крупные НПЗ так же используются для оптимизации таможенных пошлин, что наносит ущерб бюджету.
4. Из-за отсутствия рынка сырья и продуктов невозможно привлечь средства на строительство новых передовых независимых НПЗ и между НПЗ отсутствует конкуренция, что так же не способствует снижению издержек на НПЗ и применению новаций.
итд. и тп.
1. Мини НПЗ создавались для оптимизации налогов и этим наносят ущерб бюджету.
2. В Минэнего считают, что мини НПЗ используются для фиктивной переработки нефти. Фактически нефть не перерабатывается, а вывозится под видом мазута за рубеж. Подобного рода операции наносят ущерб бюджету.
3. Мини НПЗ трудно контролирвать на предмет полноты уплаты акцизов.
4. Большие претензии к качеству продукции.
За большие НПЗ тоже возьмутся, но позже.
К ним есть тоже претензии
1. В основном это трансферное ценообразование внутри ВИНК, Юкос уже за это поплатился.
2. Все НПЗ привязаны к конкретным добывающим компаниям и давят мелких производителей и препятствуют созданию рыночной торговли нефтью и нефтепродуктами внутри страны. Это не дает Правительству объективно определять себестоимость продукции НПЗ и эффективно контролировать цены на нефтепродукты.
3. Кроме того крупные НПЗ так же используются для оптимизации таможенных пошлин, что наносит ущерб бюджету.
4. Из-за отсутствия рынка сырья и продуктов невозможно привлечь средства на строительство новых передовых независимых НПЗ и между НПЗ отсутствует конкуренция, что так же не способствует снижению издержек на НПЗ и применению новаций.
итд. и тп.
Ссылка #3 14 февраля 2010 - 21:21
Мини-НПЗ - единственный способ борьбы с монополией ВИНК. Кто понимает что такое доступ к трубе не нуждается в комментариях.
Ссылка #4 15 февраля 2010 - 00:36
На мини НПЗ нет реальной возможности создавать комплекс переработки нефти, позволяющей получать нефтепродукты высокого качества по ЕВРО-стандартам!
Но они и не отправляют нефть просто по трубе за рубеж!!!Так работало большинство заводов бывшего СССР!
Но они и не отправляют нефть просто по трубе за рубеж!!!Так работало большинство заводов бывшего СССР!
Ссылка #5 15 февраля 2010 - 18:57
Что такое "монополия ВИНК"? В стране более 150 небольших предприятий, и все они доступ к трубе имеют. Кто мешает зайти трубой на узел учета Транснефти? Никто не мешает, но дорого. Сам узел учета тянет на $3-5 млн., да трубой приходится тянуться иногда на 100 км....Да подготовку нефти нужно до товарных кондиций, а это для малого предприятия тоже затраты.
Потому все малые предприятия идут с протянутой рукой к ближайшей ВИНК, у которой все это есть, и просят взять в долю. И берут, хотя цену за свою помощь ломят тоже приличную.
У малого нефтяного бизнеса есть только одно место: подрядчик у крупных компаний, оператор, арендатор...Но эти отношения еще не везде сложились, вот и пытается малый бизнес заполучить маржу нефтепереработки, уйти от продажи сырья к продаже продукта. За счет качества, безопасности. Он никак не может конкурировать с более крупными игроками, поэтому и строит на коленке китайские домны....
Потому все малые предприятия идут с протянутой рукой к ближайшей ВИНК, у которой все это есть, и просят взять в долю. И берут, хотя цену за свою помощь ломят тоже приличную.
У малого нефтяного бизнеса есть только одно место: подрядчик у крупных компаний, оператор, арендатор...Но эти отношения еще не везде сложились, вот и пытается малый бизнес заполучить маржу нефтепереработки, уйти от продажи сырья к продаже продукта. За счет качества, безопасности. Он никак не может конкурировать с более крупными игроками, поэтому и строит на коленке китайские домны....
Ссылка #6 28 февраля 2010 - 19:50
Если нет трубы так надо добытое тут же и перерабатывать. Ведь месторождения так или иначе обустраиваются, считай гототвый блок подготовки сырья. Ставте переработку и реализуйте готовый продукт, а не сырьё. Иметь для МНПЗ своё сырьё, о чём ещё мечтать. Конечно, такой вариант более затратный, но и быстрее окупаемый.
Ссылка #7 28 февраля 2010 - 23:11
Господа, вы хотя бы имеете представление, что такое малое нефтедобывающае предприятие? О какой переработке может идти речь, если у них суммарная добыча не дотягивает ни на один микро НПЗ? Если компания может себе позволить какую-никакую переработку, то это уже не "малыш".
Отсюда проблема: куда деть добытое. В трубу на прямую можно сдать всегда, если товар соответствует нормам и труба не заполнена (начало 2009 г.). Но нефть для трубы тоже необходимо подготовить. Для этого нужны товарные парки. Если НПЗ как-то можно поставить после соответствующих согласований - утверждений, то строительство товарных парков - это уже проблема в степени. И опять же, для этого объема добычи нет смысла строить. Значит сдавать необходимо в уже имеющиеся ТП, т.е. какой-нибудь крупной нефтяной компании - соседке.
Нефть, добываемая ОАО Татнефть в чистом виде на продажу не идет. Она добовляется в каком-то мизерном проценте к Зап.сибирской. А Татнефть большая или малая компания?
А малышей и за забором-то не видно. И нефть у них - не кондиция по определению. И объемы микроскопические.
Отсюда проблема: куда деть добытое. В трубу на прямую можно сдать всегда, если товар соответствует нормам и труба не заполнена (начало 2009 г.). Но нефть для трубы тоже необходимо подготовить. Для этого нужны товарные парки. Если НПЗ как-то можно поставить после соответствующих согласований - утверждений, то строительство товарных парков - это уже проблема в степени. И опять же, для этого объема добычи нет смысла строить. Значит сдавать необходимо в уже имеющиеся ТП, т.е. какой-нибудь крупной нефтяной компании - соседке.
Нефть, добываемая ОАО Татнефть в чистом виде на продажу не идет. Она добовляется в каком-то мизерном проценте к Зап.сибирской. А Татнефть большая или малая компания?
А малышей и за забором-то не видно. И нефть у них - не кондиция по определению. И объемы микроскопические.
Ссылка #8 01 марта 2010 - 00:11
В Советском Союзе нефтеперерабатывающая промышленность создавалась в основном в Европейской части страны. При этом предпочтение отдавалось строительству крупных НПЗ. Так, если в России имеется всего несколько заводов с мощностью переработки нефти менее 3 млн. тонн в год, то в США 116 таких заводов. В тех же США около 60% сырья перерабатывается на предприятиях мощностью до 10 млн. тонн в год и они рассредоточены по всей стране. А у нас примерно 70% нефти перерабатывает с десяток заводов мощностью от 15 млн. тонн в год и больше. Такая концентрация производства вредна не только с точки зрения дороговизны перевозок топлив и увеличения степени загрязнения окружающей среды вблизи крупных заводов. Дело еще и в том, что сейчас, когда НПЗ загружены в среднем за год на 65%, существенно возросли удельные затраты на производство тонны нефтепродуктов.
Создание малотоннажных установок по производству высокооктановых бензинов оказалось экономически целесообразным лишь с появлением новой каталитической технологии «Цеоформинг». Ее разработала еще в 1984 г. группа новосибирских ученых из Института катализа СО АН СССР под руководством доктора химических наук, профессора Казимиры Ионе. Сейчас она возглавляет специально организованный для развития этой технологии, а также проектирования и внедрения соответствующих установок научно-инженерный центр «Цеосит».
Технология основана на новом искусственно синтезированном той же группой ученых минерале цеолите, используемом в качестве катализатора. Благодаря цеолиту превращение низкооктановых нефтяных фракций в высокооктановый бензин происходит при более низких, чем в «Риформинге», давлении (5—15 против 3,3—35 атм.) и температуре (340—460 против 480—550°С). При этом не требуется водород и соответствующее оборудование для его получения. Сырье подается без гидроочистки, и содержание в нем серы может достигать 1,5%. А на выходе соответствующей установки выделяется готовый к употреблению неэтилированный бензин, не требующий дополнительной технологической обработки. Все эти преимущества позволяют на треть в сравнении с традиционной технологией при сопоставимых объемах производства снизить капитальные затраты и эксплуатационные расходы и создавать рентабельные мини-производства моторных топлив с производительностью переработки от 5 тысяч до 500 тысяч тонн сырья в год. От 0,5 до 1 млн. тонн это экономически целесообразно при подвижности катализатора, например, по технологии «кипящего слоя». А свыше 1 млн. тонн сырья процесс теряет экономическую привлекательность из-за увеличения затрат.
Полный комплект такого производства (мини-НПЗ) состоит из двух установок. Первая из них — установка традиционной первичной переработки нефти или газового конденсата позволяет получать (соотношения зависят от сырья) дизельное топливо (30—40%), прямогонный бензин — малооктановые фракции (25—40%) и мазут. Вторая установка предназначена для каталитической по технологии «Цеоформинг», переработки низкооктановых бензиновых фракций в высокооктановые неэтилированные бензины А-76, Аи-80, Аи-91, Аи-93, а также «Евросупер-95». В зависимости от сырья, параметров процесса и модификации цеолитных катализаторов выход бензинов составляет от 65 до 92%. Остальная часть готовой продукции — сжиженный газ, содержащий пропан, бутан и изобутан, что позволяет его использовать в качестве автомобильного топлива и для бытовых нужд.
Таким образом, новая технология оказывается практически без-отходной и экологически безвредной. Ее эффективность была подтверждена на нескольких пилотных установках, действующих на севере Сибири, а также 10-летней, с 1992 г., эксплуатацией на Нижневартовском газоперерабатывающем заводе промышленной установки производительностью 5 тысяч тонн сырья в год. Одновременно было создано и промышленное производство цеолитосодержащих катализаторов, которые много дешевле платиновых — 16—18 тысяч против 67—150 тысяч долларов за тонну соответственно.
В феврале 1997 года на НПЗ в Горличе (Польша) ввели в эксплуатацию установку «Цеоформинг», перерабатывающую 40 тысяч тонн сырья в год, на которой из прямогонного бензина производится неэтилированный автобензин «Евросупер-95» и сжиженный газ. Суммарный выход готовых продуктов составляет не менее 92—95% от массы сырья. Установка спроектирована и изготовлена одной немецкой фирмой по лицензии и базовому проекту научно-инженерного центра «Цеосит». Строительство обошлось в 7 млн. долларов, инвестиции окупились за 1,5 года. Дело в том, что себестоимость бензина всего лишь на треть превышает стоимость сырья, затрачиваемого на его производство, и поэтому прибыль при оптовой продаже оказывается значительной.
Подобная установка пущена также в марте 2002 г. в промышленную эксплуатацию в Рустави (Грузия) и подготовлена к запуску в Бишкеке. Стоимость строительства каждой не превысила 4,5 млн. долларов. А в ноябре 2001 г. в Южной Корее (г. Дайджон) начала работать опытная демонстрационная установка по технологии «Цеоформинг» с движущимся слоем катализатора, что позволяет увеличить производительность переработки сырья до 1 млн. тонн в год. Установка, построенная компанией «Самсунг» по проекту НИЦ «Цеосит», вырабатывает 2 т бензина в сутки и предназначена для проведения исследований спроса на подобные НПЗ.
Сырьем для технологии «Цеоформинг» помимо прямогонного бензина и газоконденсата могут служить вторичные углеводородные продукты и отходы предприятий химии и нефтехимии, в частности летучие бензиновые фракции, образующиеся при крекинге нефти. Поэтому установки «Цеоформинг» могут монтироваться непосредственно на этих предприятиях.
На Западно-Сибирском металлургическом комбинате несколько лет действовала пилотная установка, перерабатывавшая в высокооктановый бензин доменные газы, содержащие углекислый газ. С появлением нынешних хозяев комбината ее отключили. На Кузбасском металлургическом комбинате строилась такая промышленная установка производительностью 10 тысяч тонн сырья в год. Строили ее, но так и не достроили.
Окупаются мини-НПЗ в зависимости от вида сырья, производительности, стоимости оборудования и строительства необходимой инфраструктуры в течение 1,5—3 лет. Для сравнения, срок окупаемости традиционных НПЗ достигает 8—10 лет.Монополия гигантов
Казалось бы, относительная простота, сравнительная дешевизна строительства и обслуживания мини-НПЗ, а также скорая окупаемость делают их весьма привлекательными для получения моторных топлив при соответствующем спросе как в удаленных неосвоенных местах добычи нефти и газоконденсата, так и в освоенных промышленных районах при наличии в них малодебитных нефтяных и газоконденсатных месторождений или нефтяной «трубы». Учитывая к тому же существенно возросшую стоимость перевозок топлива, а также значительный износ действующих НПЗ — по разным оценкам, от 65 до 80%.
Следует заметить: из 16,4 млрд. тонн извлекаемых запасов нефти, переданных на 1 января 2000 г. по лицензиям для добычи, в разработку вовлечено 12,8 млрд. тонн. Остальные 3,6 млрд. находятся в месторождениях, к разработке которых даже не приступали. Причем в то время как крупные вертикально-интегрированные нефтяные компании вовлекли в разработку свыше 87% выделенных им запасов, эта доля у небольших компаний, лишенных выхода к магистральным нефтепроводам, не превышает 48%. И если бы отечественная промышленность освоила производство мини-НПЗ по технологии «Цеоформинг», то во многом выравнялись бы условия хозяйствования для нефтяных компаний всех размеров. Тогда число предприятий, вовлеченных в разработку запасов нефти и газоконденсата, существенно возросло бы, так как небольшие компании превратились бы в вертикально интегрированные и смогли бы производить и реализовывать нефтепродукты в регионах добычи своего сырья.
Малотоннажные установки для первичной переработки нефти и газоконденсата выпускают несколько отечественных заводов, в частности белгородский «Энергомаш». Что же касается установок «Цеоформинг», их промышленного производства в стране как не было, так и нет. К слову, первую промышленную установку для Нижневартовского газоперерабатывающего завода, пущенную в 1992 г., проектировали и собирали в полукустарных мастерских... 8 (!) лет. Зато не без усилий отдельных высокопоставленных чиновников, очевидно, лоббирующих интересы западных компаний, за рубежом закуплены (сколько — никто не знает толком) малогабаритные установки для первичной переработки нефти и газоконденсата, не позволяющие, однако, непосредственно получать высокооктановые бензины. Все они уже эксплуатировались прежними хозяевами по несколько лет, а их стоимость превышает цену отечественных аналогов. К тому же импортные установки не имеют сертификатов, т. е. их безопасная работа не гарантируется. А некоторые вообще противоречат нашим нормам исполнения и эксплуатации.
Как известно, длительное время в Чечне действовали многочисленные подпольные мини-заводы, производившие прямогонный бензин, в который для повышения октанового числа добавлялись экологически вредные присадки. Подключались установки прямо к нефтяной «трубе». Да и сейчас там действуют подпольные производства «самопального» бензина, приносящие немалые барыши их хозяевам.
Производством комплексов мини-НПЗ согласно специальной конверсионной программе давным-давно должны были заняться несколько предприятий ВПК. Но обещанных для этого еще в 1992 году госкредитов они не получили. Непонятно почему к этой так и не осуществленной программе не привлекли заводы химического машиностроения, уже выпускающие каталитические реакторы для крупных НПЗ, а также предприятия, производящие трубопроводную арматуру, составляющую основу подобных технологий. Ведь в этом случае можно было бы обеспечить разумную кооперацию и специализацию производства на основе унификации и стандартизации самих мини-НПЗ. Включая создание оптимального по технико-экономическим критериям типового параметрического ряда установок различной производительности.
А пока «Цеосит», обладающий более чем 40 отечественными и зарубежными патентами на свои технологии и катализаторы для производства моторных топлив, продает разовые лицензии. К 1996 г. было заключено 8 лицензионных контрактов на строительство мини-НПЗ разной производительности, в том числе в Сургуте, Новокузнецке, Новосибирской области, Польше. Генподрядчиками выступили иностранные фирмы. Их интерес к технологиям «Цеосита» объясняется тем, что они прошли тщательную экспертизу авторитетных зарубежных компаний. И лишь для новосибирского проекта привлекли Миасский машиностроительный завод. Это конверсионное предприятие. Но средств на его реконструкцию выделялось крайне мало. В результате в России после 1992 г. ни одной установки по технологии «Цеоформинг» так и не построили. Хотя в те же Тюменскую и Новосибирскую области бензин, как отмечалось, завозится издалека. Причина видится в разделе региональных российских рынков моторных топлив между 11 крупными вертикально интегрированными нефтяными компаниями. Они заинтересованы в максимальной загрузке собственных громадных мощностей нефтепереработки, которая в последние годы в среднем не превышает 65%. Эти компании стремятся сохранить и расширить свои сферы влияния на рынках. Для этого они, в частности, активно внедряются в розничную торговлю бензином, нередко захватывая независимые АЗС, что позволяет им согласованно повышать цены на моторные топлива с увеличением объемов экспорта нефти.
Непременное и повсеместное удорожание моторных топлив с каждым увеличением экспорта нефти свидетельствует о фактической монополизации топливных рынков компаниями, владеющими НПЗ, и о консолидированном злоупотреблении ими своим коллективным монопольным положением на рынках. Речь идет, по сути, о негласном (или гласном?) сговоре, хотя внешне все условия антимонопольного законодательства соблюдаются. В той же Москве и Московской области можно видеть АЗС примерно десятка нефтяных компаний. Недавно вновь, после снятия в мае-июне текущего года согласованных с ОПЕК ограничений на экспорт нефти, розничные цены на моторные топлива, по данным Минэнерго, возросли в среднем на 30%. Следует заметить, если среднегодовая цена тонны нефти у добывающих компаний с 1991 г. возросла в 18 раз, то тонны бензина — в 55 раз. Тем не менее руководство министерства ратует вообще за отмену нефтяных экспортных квот. Хотя квотирование на сегодня — единственный инструмент для снижения диктата нефтяных компаний на топливных рынках. далее
Создание малотоннажных установок по производству высокооктановых бензинов оказалось экономически целесообразным лишь с появлением новой каталитической технологии «Цеоформинг». Ее разработала еще в 1984 г. группа новосибирских ученых из Института катализа СО АН СССР под руководством доктора химических наук, профессора Казимиры Ионе. Сейчас она возглавляет специально организованный для развития этой технологии, а также проектирования и внедрения соответствующих установок научно-инженерный центр «Цеосит».
Технология основана на новом искусственно синтезированном той же группой ученых минерале цеолите, используемом в качестве катализатора. Благодаря цеолиту превращение низкооктановых нефтяных фракций в высокооктановый бензин происходит при более низких, чем в «Риформинге», давлении (5—15 против 3,3—35 атм.) и температуре (340—460 против 480—550°С). При этом не требуется водород и соответствующее оборудование для его получения. Сырье подается без гидроочистки, и содержание в нем серы может достигать 1,5%. А на выходе соответствующей установки выделяется готовый к употреблению неэтилированный бензин, не требующий дополнительной технологической обработки. Все эти преимущества позволяют на треть в сравнении с традиционной технологией при сопоставимых объемах производства снизить капитальные затраты и эксплуатационные расходы и создавать рентабельные мини-производства моторных топлив с производительностью переработки от 5 тысяч до 500 тысяч тонн сырья в год. От 0,5 до 1 млн. тонн это экономически целесообразно при подвижности катализатора, например, по технологии «кипящего слоя». А свыше 1 млн. тонн сырья процесс теряет экономическую привлекательность из-за увеличения затрат.
Полный комплект такого производства (мини-НПЗ) состоит из двух установок. Первая из них — установка традиционной первичной переработки нефти или газового конденсата позволяет получать (соотношения зависят от сырья) дизельное топливо (30—40%), прямогонный бензин — малооктановые фракции (25—40%) и мазут. Вторая установка предназначена для каталитической по технологии «Цеоформинг», переработки низкооктановых бензиновых фракций в высокооктановые неэтилированные бензины А-76, Аи-80, Аи-91, Аи-93, а также «Евросупер-95». В зависимости от сырья, параметров процесса и модификации цеолитных катализаторов выход бензинов составляет от 65 до 92%. Остальная часть готовой продукции — сжиженный газ, содержащий пропан, бутан и изобутан, что позволяет его использовать в качестве автомобильного топлива и для бытовых нужд.
Таким образом, новая технология оказывается практически без-отходной и экологически безвредной. Ее эффективность была подтверждена на нескольких пилотных установках, действующих на севере Сибири, а также 10-летней, с 1992 г., эксплуатацией на Нижневартовском газоперерабатывающем заводе промышленной установки производительностью 5 тысяч тонн сырья в год. Одновременно было создано и промышленное производство цеолитосодержащих катализаторов, которые много дешевле платиновых — 16—18 тысяч против 67—150 тысяч долларов за тонну соответственно.
В феврале 1997 года на НПЗ в Горличе (Польша) ввели в эксплуатацию установку «Цеоформинг», перерабатывающую 40 тысяч тонн сырья в год, на которой из прямогонного бензина производится неэтилированный автобензин «Евросупер-95» и сжиженный газ. Суммарный выход готовых продуктов составляет не менее 92—95% от массы сырья. Установка спроектирована и изготовлена одной немецкой фирмой по лицензии и базовому проекту научно-инженерного центра «Цеосит». Строительство обошлось в 7 млн. долларов, инвестиции окупились за 1,5 года. Дело в том, что себестоимость бензина всего лишь на треть превышает стоимость сырья, затрачиваемого на его производство, и поэтому прибыль при оптовой продаже оказывается значительной.
Подобная установка пущена также в марте 2002 г. в промышленную эксплуатацию в Рустави (Грузия) и подготовлена к запуску в Бишкеке. Стоимость строительства каждой не превысила 4,5 млн. долларов. А в ноябре 2001 г. в Южной Корее (г. Дайджон) начала работать опытная демонстрационная установка по технологии «Цеоформинг» с движущимся слоем катализатора, что позволяет увеличить производительность переработки сырья до 1 млн. тонн в год. Установка, построенная компанией «Самсунг» по проекту НИЦ «Цеосит», вырабатывает 2 т бензина в сутки и предназначена для проведения исследований спроса на подобные НПЗ.
Сырьем для технологии «Цеоформинг» помимо прямогонного бензина и газоконденсата могут служить вторичные углеводородные продукты и отходы предприятий химии и нефтехимии, в частности летучие бензиновые фракции, образующиеся при крекинге нефти. Поэтому установки «Цеоформинг» могут монтироваться непосредственно на этих предприятиях.
На Западно-Сибирском металлургическом комбинате несколько лет действовала пилотная установка, перерабатывавшая в высокооктановый бензин доменные газы, содержащие углекислый газ. С появлением нынешних хозяев комбината ее отключили. На Кузбасском металлургическом комбинате строилась такая промышленная установка производительностью 10 тысяч тонн сырья в год. Строили ее, но так и не достроили.
Окупаются мини-НПЗ в зависимости от вида сырья, производительности, стоимости оборудования и строительства необходимой инфраструктуры в течение 1,5—3 лет. Для сравнения, срок окупаемости традиционных НПЗ достигает 8—10 лет.Монополия гигантов
Казалось бы, относительная простота, сравнительная дешевизна строительства и обслуживания мини-НПЗ, а также скорая окупаемость делают их весьма привлекательными для получения моторных топлив при соответствующем спросе как в удаленных неосвоенных местах добычи нефти и газоконденсата, так и в освоенных промышленных районах при наличии в них малодебитных нефтяных и газоконденсатных месторождений или нефтяной «трубы». Учитывая к тому же существенно возросшую стоимость перевозок топлива, а также значительный износ действующих НПЗ — по разным оценкам, от 65 до 80%.
Следует заметить: из 16,4 млрд. тонн извлекаемых запасов нефти, переданных на 1 января 2000 г. по лицензиям для добычи, в разработку вовлечено 12,8 млрд. тонн. Остальные 3,6 млрд. находятся в месторождениях, к разработке которых даже не приступали. Причем в то время как крупные вертикально-интегрированные нефтяные компании вовлекли в разработку свыше 87% выделенных им запасов, эта доля у небольших компаний, лишенных выхода к магистральным нефтепроводам, не превышает 48%. И если бы отечественная промышленность освоила производство мини-НПЗ по технологии «Цеоформинг», то во многом выравнялись бы условия хозяйствования для нефтяных компаний всех размеров. Тогда число предприятий, вовлеченных в разработку запасов нефти и газоконденсата, существенно возросло бы, так как небольшие компании превратились бы в вертикально интегрированные и смогли бы производить и реализовывать нефтепродукты в регионах добычи своего сырья.
Малотоннажные установки для первичной переработки нефти и газоконденсата выпускают несколько отечественных заводов, в частности белгородский «Энергомаш». Что же касается установок «Цеоформинг», их промышленного производства в стране как не было, так и нет. К слову, первую промышленную установку для Нижневартовского газоперерабатывающего завода, пущенную в 1992 г., проектировали и собирали в полукустарных мастерских... 8 (!) лет. Зато не без усилий отдельных высокопоставленных чиновников, очевидно, лоббирующих интересы западных компаний, за рубежом закуплены (сколько — никто не знает толком) малогабаритные установки для первичной переработки нефти и газоконденсата, не позволяющие, однако, непосредственно получать высокооктановые бензины. Все они уже эксплуатировались прежними хозяевами по несколько лет, а их стоимость превышает цену отечественных аналогов. К тому же импортные установки не имеют сертификатов, т. е. их безопасная работа не гарантируется. А некоторые вообще противоречат нашим нормам исполнения и эксплуатации.
Как известно, длительное время в Чечне действовали многочисленные подпольные мини-заводы, производившие прямогонный бензин, в который для повышения октанового числа добавлялись экологически вредные присадки. Подключались установки прямо к нефтяной «трубе». Да и сейчас там действуют подпольные производства «самопального» бензина, приносящие немалые барыши их хозяевам.
Производством комплексов мини-НПЗ согласно специальной конверсионной программе давным-давно должны были заняться несколько предприятий ВПК. Но обещанных для этого еще в 1992 году госкредитов они не получили. Непонятно почему к этой так и не осуществленной программе не привлекли заводы химического машиностроения, уже выпускающие каталитические реакторы для крупных НПЗ, а также предприятия, производящие трубопроводную арматуру, составляющую основу подобных технологий. Ведь в этом случае можно было бы обеспечить разумную кооперацию и специализацию производства на основе унификации и стандартизации самих мини-НПЗ. Включая создание оптимального по технико-экономическим критериям типового параметрического ряда установок различной производительности.
А пока «Цеосит», обладающий более чем 40 отечественными и зарубежными патентами на свои технологии и катализаторы для производства моторных топлив, продает разовые лицензии. К 1996 г. было заключено 8 лицензионных контрактов на строительство мини-НПЗ разной производительности, в том числе в Сургуте, Новокузнецке, Новосибирской области, Польше. Генподрядчиками выступили иностранные фирмы. Их интерес к технологиям «Цеосита» объясняется тем, что они прошли тщательную экспертизу авторитетных зарубежных компаний. И лишь для новосибирского проекта привлекли Миасский машиностроительный завод. Это конверсионное предприятие. Но средств на его реконструкцию выделялось крайне мало. В результате в России после 1992 г. ни одной установки по технологии «Цеоформинг» так и не построили. Хотя в те же Тюменскую и Новосибирскую области бензин, как отмечалось, завозится издалека. Причина видится в разделе региональных российских рынков моторных топлив между 11 крупными вертикально интегрированными нефтяными компаниями. Они заинтересованы в максимальной загрузке собственных громадных мощностей нефтепереработки, которая в последние годы в среднем не превышает 65%. Эти компании стремятся сохранить и расширить свои сферы влияния на рынках. Для этого они, в частности, активно внедряются в розничную торговлю бензином, нередко захватывая независимые АЗС, что позволяет им согласованно повышать цены на моторные топлива с увеличением объемов экспорта нефти.
Непременное и повсеместное удорожание моторных топлив с каждым увеличением экспорта нефти свидетельствует о фактической монополизации топливных рынков компаниями, владеющими НПЗ, и о консолидированном злоупотреблении ими своим коллективным монопольным положением на рынках. Речь идет, по сути, о негласном (или гласном?) сговоре, хотя внешне все условия антимонопольного законодательства соблюдаются. В той же Москве и Московской области можно видеть АЗС примерно десятка нефтяных компаний. Недавно вновь, после снятия в мае-июне текущего года согласованных с ОПЕК ограничений на экспорт нефти, розничные цены на моторные топлива, по данным Минэнерго, возросли в среднем на 30%. Следует заметить, если среднегодовая цена тонны нефти у добывающих компаний с 1991 г. возросла в 18 раз, то тонны бензина — в 55 раз. Тем не менее руководство министерства ратует вообще за отмену нефтяных экспортных квот. Хотя квотирование на сегодня — единственный инструмент для снижения диктата нефтяных компаний на топливных рынках. далее
Ссылка #9 01 марта 2010 - 11:44
С 1 января 2011 г. требования к характеристикам автомобильного бензина и дизельного топлива будут определяться именно в соответствии с техническим регламентом. Налоговая ставка на бензин, не соответствующий классам (ЕВРО) 3, 4 и 5, будет составлять 4290 руб. за тонну, на «Евро-3» – 3630 руб. за тонну, на «Евро-4» и «Евро-5» – 3500 руб. за тонну. Ставка на прямогонный бензин составит 4720 руб. за тонну. Дизельное топливо, не соответствующее классам 3, 4 или 5, будет облагаться пошлиной в 1430 руб. за тонну, класса 3 – 1210 руб. за тонну, класса 4 и 5 – 990 руб. за тонну.
У нас в стране производится около 9 млн тонн Аи-80. А реальная потребность – не более 4 млн. То есть 5 млн тонн уходит на бодяжный бензин.
Соответственно планируется и на мазут.Точных цифр у меня нет.
У нас в стране производится около 9 млн тонн Аи-80. А реальная потребность – не более 4 млн. То есть 5 млн тонн уходит на бодяжный бензин.
Соответственно планируется и на мазут.Точных цифр у меня нет.
Ссылка #10 01 марта 2010 - 12:19
Опять поднялся шум из-за МНПЗ. Сами подумайте, как может сделать погоду порядка 5% перерабатываемого сырья на МНПЗ? Эта цифра где-то около пределов статистической погрешности.
За рубеж мазут гонят "без уплаты экспортной пошлины", так первый вопрос - сколько? Пусть 2,5% получается мазута на МНПЗ. Пусть 50% есть не добросовестные переработчики (хотя эта цифра 100% от "фонарная" и явно завышеннная) имеем около 1% продают без уплаты налога, так это точно в пределах статистической погрешности. Как эти цифры могут на что-то повлиять?
Второй вопрос, а как гонят по трубе или по ж/д? Так это проблема г.Сечина или местных чиновников? Опять же, достут к трубе у монополистов и что они позволяют "левый" мазут закачивать? Так кто тогда виноват?
Загрузка наших и НПЗ может и близка к оптимальной, а вот износ основных фондов также неуклонно с каждым проработанным годом приближается к критическому. А это не есть хорошо, надеюсь с этим никто спорить не будет.
То что занимаются модернизацией хорошо, но не забывайте модернизация касается в основном вторичных методов переработки, а что устаноки АТ вечные? А ведь любой НПЗ с АТ начинается. Что-то не попадалось нигде, что на каком-то НПЗ заменили АТшку. Это к тому, что хочешь не хочешь, а в строительство новых НПЗ нужно вкладываться.
Под Москвой их строить не нужно, там и Московкого НПЗ хватит. А вот максимально приблизить к тем же низкодебитным месторождениям надо, это что касается мини НПЗ.
Любава ГДИС
"Малое нефтедобывающае предприятие" - о каких объёмах добычи речь идёт? А то "объемы микроскопические" - ни о чём не говорит.
За рубеж мазут гонят "без уплаты экспортной пошлины", так первый вопрос - сколько? Пусть 2,5% получается мазута на МНПЗ. Пусть 50% есть не добросовестные переработчики (хотя эта цифра 100% от "фонарная" и явно завышеннная) имеем около 1% продают без уплаты налога, так это точно в пределах статистической погрешности. Как эти цифры могут на что-то повлиять?
Второй вопрос, а как гонят по трубе или по ж/д? Так это проблема г.Сечина или местных чиновников? Опять же, достут к трубе у монополистов и что они позволяют "левый" мазут закачивать? Так кто тогда виноват?
Загрузка наших и НПЗ может и близка к оптимальной, а вот износ основных фондов также неуклонно с каждым проработанным годом приближается к критическому. А это не есть хорошо, надеюсь с этим никто спорить не будет.
То что занимаются модернизацией хорошо, но не забывайте модернизация касается в основном вторичных методов переработки, а что устаноки АТ вечные? А ведь любой НПЗ с АТ начинается. Что-то не попадалось нигде, что на каком-то НПЗ заменили АТшку. Это к тому, что хочешь не хочешь, а в строительство новых НПЗ нужно вкладываться.
Под Москвой их строить не нужно, там и Московкого НПЗ хватит. А вот максимально приблизить к тем же низкодебитным месторождениям надо, это что касается мини НПЗ.
Любава ГДИС
"Малое нефтедобывающае предприятие" - о каких объёмах добычи речь идёт? А то "объемы микроскопические" - ни о чём не говорит.
Ссылка #11 02 марта 2010 - 00:10
Эксперт (1 марта 2010 в 12:34) писал:
Промелькнула по ТВ цифра об экспорте 5 млн. т мазута, это, как раз 1 % от добычи нефти. При ставке экспортной пошлины $ 250 за тонну получается 1,25 млрд долларов, сумма чувствительная. К тому же транспортировка его идет по железной дороге, это недешево, так что предприятие тоже не получает весь выигрыш от беспошлинной торговли, делится с железной дорогой.
Принято считать малым предприятие с годовым оборотом менее $ 1 млн. Соответственно, численность его 15-30 человек. Нефтяных предприятий таких нет. Это сервисники.
Для нефтяных предприятий я встречал деление по объему годовой добычи нефти. До 1 млн. т/год - малые, 1-3 млн. т/год - средние, свыше 3 млн. т/год - крупные. Мне кажется, что планку для малых надо понизить: до 0,5 млн. т/год.
Принято считать малым предприятие с годовым оборотом менее $ 1 млн. Соответственно, численность его 15-30 человек. Нефтяных предприятий таких нет. Это сервисники.
Для нефтяных предприятий я встречал деление по объему годовой добычи нефти. До 1 млн. т/год - малые, 1-3 млн. т/год - средние, свыше 3 млн. т/год - крупные. Мне кажется, что планку для малых надо понизить: до 0,5 млн. т/год.
Ссылка #12 02 марта 2010 - 20:34
Любава ГДИС (2 марта 2010 в 0:05) писал:
Говорит о том, что добыча малых нефтедобывающих предприятий несравнимо мала по сравнению с большими нефтедобывающими компаниями. В пределах допустимой погрешности.
Ссылка #13 02 марта 2010 - 21:04
Зря ведетесь на гонения на НПЗ. Децентрализация во всем для страны благо. Практически нигде нет рынка, конкуренции и много коррупции.
Ссылка #14 02 марта 2010 - 22:09
А.Москаленко Нефтепереработка (2 марта 2010 в 20:34) писал:
Я же спрашивал "объемы микроскопические" - это сколько в цифровом выражении. Впрочем это не столь важно. В своё время делали расчёты с какой производительности МНПЗ рентабельные, как модно сейчас говорить. Так вот у нас вышло, что минимальная производительность МНПЗ, которая рано или поздно окупится, начинается с 10тыс.твг или где-то 30 тн/сутки. Это касается МНПЗ только первичной переработки. Или как модно говорить на данном форуме "самоваров". Хотя между этими терминами большая разница. Если же есть желание, а куда в нынешних экономических условиях от этого денешься, иметь МНПЗ со вторичной переработкой с целью получения моторных топлив начиная хотя бы с ЕВРО-3, само собой и выше, то производительность надо брать начиная от 100тыс.твг, т.е 300тн/сутки. Вот исходя из этих данных можно считать, надо ли связываться с тем или иным месторождением, если хотите иметь свою переработку.
А для того, чтобы построить себе НПЗ, пусть даже маленький, надо еще на это заработать деньги.
Успокойтесь, не нервничайте. Если бы была возможность, каждая малая компания обязательно бы построила себе НПЗ. Все дело в деньгах, вернее в их отсутствии.
Естественно, такие компании не заслуживают вашего внимания. Но они и без этого работают.
Ссылка #15 03 марта 2010 - 12:50
Да как-то и не нервничаю. Работают малые предприятия, ну и ради бога, кто против. Разговор зашёл о добыче совместно с переработкой, вот и поделился знаниями, что бы на "грабли" не наступали.
В любом случае, коль добываете, то надо куда-то девать, что добыли, не альтруисты же Вы. И воду наверняка отделяете, хотя бы путём элементарного отстоя, не с водой же нефть продаёте. А если продаёте, значит есть кому. Надумаете переработкой занятся, обращайтесь, даже при Ваших объёмах добычи можно что-то придумать.
В любом случае, коль добываете, то надо куда-то девать, что добыли, не альтруисты же Вы. И воду наверняка отделяете, хотя бы путём элементарного отстоя, не с водой же нефть продаёте. А если продаёте, значит есть кому. Надумаете переработкой занятся, обращайтесь, даже при Ваших объёмах добычи можно что-то придумать.
Ссылка #16 03 марта 2010 - 12:57
Спасибо. Конечно же, думаем. Пока продукция сдается в Татнефть. В нашем регионе только Дюдеевнефть имеет собственную переработку. Но, не смотря на стирильную чистоту на территории и в окрестностяхи и отсутствие какого бы ни было смока, дышать там очень тяжело. Сероводород. Глаза невольно ищут завалы тухлых яиц.
Ссылка #17 03 марта 2010 - 12:59
Эксперт (2 марта 2010 в 20:47) писал:
С месторождением связываться можно, но расчитывать на полную переработку нефти нельзя. потому что есть пик добычи, потом падение. Можно пустить на переработку часть добычи, но все рано труба нужна.
Ссылка #18 03 марта 2010 - 13:11
Любава ГДИС (3 марта 2010 в 12:57) писал:
Спасибо. Конечно же, думаем. Пока продукция сдается в Татнефть. В нашем регионе только Дюдеевнефть имеет собственную переработку. Но, не смотря на стирильную чистоту на территории и в окрестностяхи и отсутствие какого бы ни было смока, дышать там очень тяжело. Сероводород. Глаза невольно ищут завалы тухлых яиц.
Ссылка #19 03 марта 2010 - 13:20
Чего-то я как-то не понимаю, как это "не допускают до трубы"? Есть факты?
Транспортникам выгодно, чтобы труба была заполнена под завязку. Специально заключаются договора с нефтедобытчиками на прием товара по строгофиксированным расценкам, определенным, исходя из средней стоимости за год. Ежегодно цены корректируются. Если труба заполнена, загружаются товарные парки, танкеры, наконец (начало 2009г.).
Вот на местных товарных парках, принадлежащих крупным нефтяным компаниям, бываю проблемы, это я знаю. Но они тоже связаны только с затавариванием. Но, как правило, они имеют сезонный характер.
Или я чего-то пропустила?
Транспортникам выгодно, чтобы труба была заполнена под завязку. Специально заключаются договора с нефтедобытчиками на прием товара по строгофиксированным расценкам, определенным, исходя из средней стоимости за год. Ежегодно цены корректируются. Если труба заполнена, загружаются товарные парки, танкеры, наконец (начало 2009г.).
Вот на местных товарных парках, принадлежащих крупным нефтяным компаниям, бываю проблемы, это я знаю. Но они тоже связаны только с затавариванием. Но, как правило, они имеют сезонный характер.
Или я чего-то пропустила?
Ссылка #20 08 октября 2010 - 11:04
Государство продолжает борьбу с малыми нефтяниками. Минэнерго подготовило проект поправки к постановлению о порядке подключения НПЗ к нефтепроводам. Согласно ему со следующего года к трубопроводам смогут подключаться только заводы с мощностью не менее 1 млн тонн и глубиной переработки не менее 70%. В первую очередь новые требования осложнят работу мини-НПЗ, но ограничение глубины переработки может повлиять и на крупных участников рынка — у "Роснефти", например, этот показатель составляет в среднем всего 63,4%.
Минэнерго подготовило проект поправки к постановлению о порядке подключения новых нефтеперерабатывающих заводов (в том числе НПЗ после реконструкции) к магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам, сообщил "Ъ" источник в правительстве. По его словам, после внесения соответствующих изменений к трубопроводам смогут подключаться только НПЗ с мощностью переработки не менее 1 млн тонн и глубиной переработки не менее 70%. Эту информацию подтвердил "Ъ" и высокопоставленный источник в Минэнерго, он добавил, что поправки планируется внести до конца года.
Впервые порядок подключения НПЗ к системе трубопроводов был регламентирован в конце 2009 года в рамках борьбы с увеличением количества мини-НПЗ с низкой глубиной переработки на уровне 45%. Продукция малых НПЗ сильно снижала качество нефти на выходе из нефтепровода и, соответственно, ее ценность. Однако в постановлении не были зафиксированы конкретные требования к подключающимся НПЗ, а лишь указан порядок подключения к трубопроводной системе и перечень документов, которые должны быть предоставлены.
Целенаправленная борьба правительства с мини-НПЗ началась в феврале. Тогда глава "Газпром нефти" Александр Дюков, обосновывая президенту Дмитрию Медведеву необходимость выравнивания пошлин на темные и светлые нефтепродукты, заявил, что "116 мини-НПЗ из 196 не сданы по правилам, не сертифицированы и не зарегистрированы, но отгружают на экспорт". Президент потребовал, чтобы нелегальные предприятия "тряхнули" правоохранительные органы, и поручил вице-премьеру Игорю Сечину разобраться с деятельностью мини-НПЗ "в рамках декриминализации всей нефтяной отрасли". В марте-апреле Ростехнадзор провел внеплановые проверки ряда мини-НПЗ на предмет соблюдения ими обязательных требований промышленной безопасности.
Требование о мощности переработки сильнее всего отразится на бизнесе мини-НПЗ, который сейчас и так переживает не лучшие времена, отмечает Виталий Крюков из "ИФД Капиталъ". В целом требования министерства соответствуют тенденции рынка. Рентабельность мини-НПЗ быстро снижается из-за повышения пошлин на темные нефтепродукты и активной модернизации НПЗ крупными нефтяниками, добавляет аналитик. К тому же, уточняет он, увеличивать глубину переработки до 70% при мощностях менее 1-2 млн тонн просто невыгодно. По его мнению, низкая рентабельность мини-НПЗ вскоре приведет к исчезновению такого бизнеса.
Зато требование об обеспечении глубины переработки может создать трудности для большинства российских НПЗ. По данным ИАЦ "Кортес", среднеотраслевой показатель глубины переработки в январе—августе текущего года незначительно превышает требования министерства и составляет всего 71,3%. В августе показатель был чуть выше — 72,1%. Хотя в бизнес-планах всех крупных российских нефтекомпаний предусмотрены инвестиции в модернизацию НПЗ, уточняет Виталий Крюков.
В конце прошлого года Минэнерго прогнозировало глубину переработки в 2010 году на уровне 74,1%, а к 2015 году по планам министерства она должна вырасти до 83%. Глава Минэнерго Сергей Шматко отмечал, что добиться таких показателей министерство планирует за счет стимулирующих мер. Эти планы нашли отражение в проекте нового закона о нефти, который до начала ноября должен быть внесен на рассмотрение в правительство. Там говорится, что российские НПЗ должны будут обеспечивать глубину переработки нефти не менее 83% уже к 2013 году и 87% к 2015-му. Также заводы, глубина переработки на которых более 92% и выход светлых нефтепродуктов свыше 77%, получат льготы.
По данным ИАЦ "Кортес", требованию Минэнерго соответствуют менее половины российских заводов. Из крупнейших нефтяников больше всех отстает "Роснефть": по статистике, средняя глубина переработки на ее заводах составляет 63,4%. Глубину выше 70% показывает только Ангарская НХК (с начала года — 76,4%). Но в компании утверждают, что активно ведут модернизацию своих НПЗ. Например, глубина переработки на Комсомольском НПЗ, который "Роснефть" планирует подключить к ВСТО, после завершения его реконструкции в 2013 году должна составить 95% (сейчас 60,1%).
У предприятий "Сургутнефтегаза" и ТНК-ВР тоже есть проблемы с глубиной переработки. Представитель ТНК-ВР вчера отказался от комментариев, с представителем "Сургутнефтегаза" связаться не удалось. Среди НПЗ ЛУКОЙЛа глубина переработки ниже 70% только у "Нижегороднефтеоргсинтеза", но в компании "Ъ" заявили, что после модернизации он станет одним из лидеров по выходу светлых нефтепродуктов в России (глубина переработки составит выше 80%). Cамые низкие показатели у независимых Афипского и Новошахтинского НПЗ — 52,1% и 52,4% соответственно. Лидером рынка по глубине переработки является "Башнефть" — в среднем 86,2%. Также среди лидеров — Омский НПЗ "Газпром нефти" с показателем 85,3%.
Алексей Кокин из "Уралсиба" считает, что дополнительные стимулирующие меры государства по увеличению производства светлых нефтепродуктов излишни, когда оно и так стимулируется постепенным выравниванием пошлин. Такая политика, поясняет аналитик, приводит к излишним инвестициям нефтекомпаний в дорогостоящую модернизацию НПЗ
http://kommersant.ru...?DocsID=1517792
Минэнерго подготовило проект поправки к постановлению о порядке подключения новых нефтеперерабатывающих заводов (в том числе НПЗ после реконструкции) к магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам, сообщил "Ъ" источник в правительстве. По его словам, после внесения соответствующих изменений к трубопроводам смогут подключаться только НПЗ с мощностью переработки не менее 1 млн тонн и глубиной переработки не менее 70%. Эту информацию подтвердил "Ъ" и высокопоставленный источник в Минэнерго, он добавил, что поправки планируется внести до конца года.
Впервые порядок подключения НПЗ к системе трубопроводов был регламентирован в конце 2009 года в рамках борьбы с увеличением количества мини-НПЗ с низкой глубиной переработки на уровне 45%. Продукция малых НПЗ сильно снижала качество нефти на выходе из нефтепровода и, соответственно, ее ценность. Однако в постановлении не были зафиксированы конкретные требования к подключающимся НПЗ, а лишь указан порядок подключения к трубопроводной системе и перечень документов, которые должны быть предоставлены.
Целенаправленная борьба правительства с мини-НПЗ началась в феврале. Тогда глава "Газпром нефти" Александр Дюков, обосновывая президенту Дмитрию Медведеву необходимость выравнивания пошлин на темные и светлые нефтепродукты, заявил, что "116 мини-НПЗ из 196 не сданы по правилам, не сертифицированы и не зарегистрированы, но отгружают на экспорт". Президент потребовал, чтобы нелегальные предприятия "тряхнули" правоохранительные органы, и поручил вице-премьеру Игорю Сечину разобраться с деятельностью мини-НПЗ "в рамках декриминализации всей нефтяной отрасли". В марте-апреле Ростехнадзор провел внеплановые проверки ряда мини-НПЗ на предмет соблюдения ими обязательных требований промышленной безопасности.
Требование о мощности переработки сильнее всего отразится на бизнесе мини-НПЗ, который сейчас и так переживает не лучшие времена, отмечает Виталий Крюков из "ИФД Капиталъ". В целом требования министерства соответствуют тенденции рынка. Рентабельность мини-НПЗ быстро снижается из-за повышения пошлин на темные нефтепродукты и активной модернизации НПЗ крупными нефтяниками, добавляет аналитик. К тому же, уточняет он, увеличивать глубину переработки до 70% при мощностях менее 1-2 млн тонн просто невыгодно. По его мнению, низкая рентабельность мини-НПЗ вскоре приведет к исчезновению такого бизнеса.
Зато требование об обеспечении глубины переработки может создать трудности для большинства российских НПЗ. По данным ИАЦ "Кортес", среднеотраслевой показатель глубины переработки в январе—августе текущего года незначительно превышает требования министерства и составляет всего 71,3%. В августе показатель был чуть выше — 72,1%. Хотя в бизнес-планах всех крупных российских нефтекомпаний предусмотрены инвестиции в модернизацию НПЗ, уточняет Виталий Крюков.
В конце прошлого года Минэнерго прогнозировало глубину переработки в 2010 году на уровне 74,1%, а к 2015 году по планам министерства она должна вырасти до 83%. Глава Минэнерго Сергей Шматко отмечал, что добиться таких показателей министерство планирует за счет стимулирующих мер. Эти планы нашли отражение в проекте нового закона о нефти, который до начала ноября должен быть внесен на рассмотрение в правительство. Там говорится, что российские НПЗ должны будут обеспечивать глубину переработки нефти не менее 83% уже к 2013 году и 87% к 2015-му. Также заводы, глубина переработки на которых более 92% и выход светлых нефтепродуктов свыше 77%, получат льготы.
По данным ИАЦ "Кортес", требованию Минэнерго соответствуют менее половины российских заводов. Из крупнейших нефтяников больше всех отстает "Роснефть": по статистике, средняя глубина переработки на ее заводах составляет 63,4%. Глубину выше 70% показывает только Ангарская НХК (с начала года — 76,4%). Но в компании утверждают, что активно ведут модернизацию своих НПЗ. Например, глубина переработки на Комсомольском НПЗ, который "Роснефть" планирует подключить к ВСТО, после завершения его реконструкции в 2013 году должна составить 95% (сейчас 60,1%).
У предприятий "Сургутнефтегаза" и ТНК-ВР тоже есть проблемы с глубиной переработки. Представитель ТНК-ВР вчера отказался от комментариев, с представителем "Сургутнефтегаза" связаться не удалось. Среди НПЗ ЛУКОЙЛа глубина переработки ниже 70% только у "Нижегороднефтеоргсинтеза", но в компании "Ъ" заявили, что после модернизации он станет одним из лидеров по выходу светлых нефтепродуктов в России (глубина переработки составит выше 80%). Cамые низкие показатели у независимых Афипского и Новошахтинского НПЗ — 52,1% и 52,4% соответственно. Лидером рынка по глубине переработки является "Башнефть" — в среднем 86,2%. Также среди лидеров — Омский НПЗ "Газпром нефти" с показателем 85,3%.
Алексей Кокин из "Уралсиба" считает, что дополнительные стимулирующие меры государства по увеличению производства светлых нефтепродуктов излишни, когда оно и так стимулируется постепенным выравниванием пошлин. Такая политика, поясняет аналитик, приводит к излишним инвестициям нефтекомпаний в дорогостоящую модернизацию НПЗ
http://kommersant.ru...?DocsID=1517792
Ссылка #21 10 октября 2010 - 20:22
"Согласно ему со следующего года к трубопроводам смогут подключаться только заводы с мощностью не менее 1 млн тонн и глубиной переработки не менее 70%. В первую очередь новые требования осложнят работу мини-НПЗ, но ограничение глубины переработки может повлиять и на крупных участников рынка — у "Роснефти", например, этот показатель составляет в среднем всего 63,4%." Надо понимать, что Роснефть окажется "вне закона", если не повсят глубину переработки.
"Продукция малых НПЗ сильно снижала качество нефти на выходе из нефтепровода и, соответственно, ее ценность." По данным того же "Кортес" на МНПЗ перерабатывается всего 5 % УВ. Подавлющее большинство МНПЗ к трубе никакого отношения не имеют. И как эти пусть 5% могут ухудшить качество перекачиваемой нефти? В своё время Аликперов совершил аналогичный "накат" на МНПЗ, видать дурной пример заразителен.
"Требование о мощности переработки сильнее всего отразится на бизнесе мини-НПЗ, который сейчас и так переживает не лучшие времена, отмечает Виталий Крюков из "ИФД Капиталъ"... К тому же, уточняет он, увеличивать глубину переработки до 70% при мощностях менее 1-2 млн тонн просто невыгодно. По его мнению, низкая рентабельность мини-НПЗ вскоре приведет к исчезновению такого бизнеса." Хорошо, что мнение Виталия Крюкова не есть истина в последней инстанции
"Продукция малых НПЗ сильно снижала качество нефти на выходе из нефтепровода и, соответственно, ее ценность." По данным того же "Кортес" на МНПЗ перерабатывается всего 5 % УВ. Подавлющее большинство МНПЗ к трубе никакого отношения не имеют. И как эти пусть 5% могут ухудшить качество перекачиваемой нефти? В своё время Аликперов совершил аналогичный "накат" на МНПЗ, видать дурной пример заразителен.
"Требование о мощности переработки сильнее всего отразится на бизнесе мини-НПЗ, который сейчас и так переживает не лучшие времена, отмечает Виталий Крюков из "ИФД Капиталъ"... К тому же, уточняет он, увеличивать глубину переработки до 70% при мощностях менее 1-2 млн тонн просто невыгодно. По его мнению, низкая рентабельность мини-НПЗ вскоре приведет к исчезновению такого бизнеса." Хорошо, что мнение Виталия Крюкова не есть истина в последней инстанции
Ссылка #22 12 ноября 2010 - 01:12
Имшенецкий В.В. (8 октября 2010 в 11:04) писал:
Государство продолжает борьбу с малыми нефтяниками. Минэнерго подготовило проект поправки к постановлению о порядке подключения НПЗ к нефтепроводам. Согласно ему со следующего года к трубопроводам смогут подключаться только заводы с мощностью не менее 1 млн тонн и глубиной переработки не менее 70%. В первую очередь новые требования осложнят работу мини-НПЗ, но ограничение глубины переработки может повлиять и на крупных участников рынка — у "Роснефти", например, этот показатель составляет в среднем всего 63,4%.
Минэнерго подготовило проект поправки к постановлению о порядке подключения новых нефтеперерабатывающих заводов (в том числе НПЗ после реконструкции) к магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам, сообщил "Ъ" источник в правительстве. По его словам, после внесения соответствующих изменений к трубопроводам смогут подключаться только НПЗ с мощностью переработки не менее 1 млн тонн и глубиной переработки не менее 70%. Эту информацию подтвердил "Ъ" и высокопоставленный источник в Минэнерго, он добавил, что поправки планируется внести до конца года.
Впервые порядок подключения НПЗ к системе трубопроводов был регламентирован в конце 2009 года в рамках борьбы с увеличением количества мини-НПЗ с низкой глубиной переработки на уровне 45%. Продукция малых НПЗ сильно снижала качество нефти на выходе из нефтепровода и, соответственно, ее ценность. Однако в постановлении не были зафиксированы конкретные требования к подключающимся НПЗ, а лишь указан порядок подключения к трубопроводной системе и перечень документов, которые должны быть предоставлены.
Целенаправленная борьба правительства с мини-НПЗ началась в феврале. Тогда глава "Газпром нефти" Александр Дюков, обосновывая президенту Дмитрию Медведеву необходимость выравнивания пошлин на темные и светлые нефтепродукты, заявил, что "116 мини-НПЗ из 196 не сданы по правилам, не сертифицированы и не зарегистрированы, но отгружают на экспорт". Президент потребовал, чтобы нелегальные предприятия "тряхнули" правоохранительные органы, и поручил вице-премьеру Игорю Сечину разобраться с деятельностью мини-НПЗ "в рамках декриминализации всей нефтяной отрасли". В марте-апреле Ростехнадзор провел внеплановые проверки ряда мини-НПЗ на предмет соблюдения ими обязательных требований промышленной безопасности.
Требование о мощности переработки сильнее всего отразится на бизнесе мини-НПЗ, который сейчас и так переживает не лучшие времена, отмечает Виталий Крюков из "ИФД Капиталъ". В целом требования министерства соответствуют тенденции рынка. Рентабельность мини-НПЗ быстро снижается из-за повышения пошлин на темные нефтепродукты и активной модернизации НПЗ крупными нефтяниками, добавляет аналитик. К тому же, уточняет он, увеличивать глубину переработки до 70% при мощностях менее 1-2 млн тонн просто невыгодно. По его мнению, низкая рентабельность мини-НПЗ вскоре приведет к исчезновению такого бизнеса.
Зато требование об обеспечении глубины переработки может создать трудности для большинства российских НПЗ. По данным ИАЦ "Кортес", среднеотраслевой показатель глубины переработки в январе—августе текущего года незначительно превышает требования министерства и составляет всего 71,3%. В августе показатель был чуть выше — 72,1%. Хотя в бизнес-планах всех крупных российских нефтекомпаний предусмотрены инвестиции в модернизацию НПЗ, уточняет Виталий Крюков.
В конце прошлого года Минэнерго прогнозировало глубину переработки в 2010 году на уровне 74,1%, а к 2015 году по планам министерства она должна вырасти до 83%. Глава Минэнерго Сергей Шматко отмечал, что добиться таких показателей министерство планирует за счет стимулирующих мер. Эти планы нашли отражение в проекте нового закона о нефти, который до начала ноября должен быть внесен на рассмотрение в правительство. Там говорится, что российские НПЗ должны будут обеспечивать глубину переработки нефти не менее 83% уже к 2013 году и 87% к 2015-му. Также заводы, глубина переработки на которых более 92% и выход светлых нефтепродуктов свыше 77%, получат льготы.
По данным ИАЦ "Кортес", требованию Минэнерго соответствуют менее половины российских заводов. Из крупнейших нефтяников больше всех отстает "Роснефть": по статистике, средняя глубина переработки на ее заводах составляет 63,4%. Глубину выше 70% показывает только Ангарская НХК (с начала года — 76,4%). Но в компании утверждают, что активно ведут модернизацию своих НПЗ. Например, глубина переработки на Комсомольском НПЗ, который "Роснефть" планирует подключить к ВСТО, после завершения его реконструкции в 2013 году должна составить 95% (сейчас 60,1%).
У предприятий "Сургутнефтегаза" и ТНК-ВР тоже есть проблемы с глубиной переработки. Представитель ТНК-ВР вчера отказался от комментариев, с представителем "Сургутнефтегаза" связаться не удалось. Среди НПЗ ЛУКОЙЛа глубина переработки ниже 70% только у "Нижегороднефтеоргсинтеза", но в компании "Ъ" заявили, что после модернизации он станет одним из лидеров по выходу светлых нефтепродуктов в России (глубина переработки составит выше 80%). Cамые низкие показатели у независимых Афипского и Новошахтинского НПЗ — 52,1% и 52,4% соответственно. Лидером рынка по глубине переработки является "Башнефть" — в среднем 86,2%. Также среди лидеров — Омский НПЗ "Газпром нефти" с показателем 85,3%.
Алексей Кокин из "Уралсиба" считает, что дополнительные стимулирующие меры государства по увеличению производства светлых нефтепродуктов излишни, когда оно и так стимулируется постепенным выравниванием пошлин. Такая политика, поясняет аналитик, приводит к излишним инвестициям нефтекомпаний в дорогостоящую модернизацию НПЗ
http://kommersant.ru...?DocsID=1517792
Минэнерго подготовило проект поправки к постановлению о порядке подключения новых нефтеперерабатывающих заводов (в том числе НПЗ после реконструкции) к магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам, сообщил "Ъ" источник в правительстве. По его словам, после внесения соответствующих изменений к трубопроводам смогут подключаться только НПЗ с мощностью переработки не менее 1 млн тонн и глубиной переработки не менее 70%. Эту информацию подтвердил "Ъ" и высокопоставленный источник в Минэнерго, он добавил, что поправки планируется внести до конца года.
Впервые порядок подключения НПЗ к системе трубопроводов был регламентирован в конце 2009 года в рамках борьбы с увеличением количества мини-НПЗ с низкой глубиной переработки на уровне 45%. Продукция малых НПЗ сильно снижала качество нефти на выходе из нефтепровода и, соответственно, ее ценность. Однако в постановлении не были зафиксированы конкретные требования к подключающимся НПЗ, а лишь указан порядок подключения к трубопроводной системе и перечень документов, которые должны быть предоставлены.
Целенаправленная борьба правительства с мини-НПЗ началась в феврале. Тогда глава "Газпром нефти" Александр Дюков, обосновывая президенту Дмитрию Медведеву необходимость выравнивания пошлин на темные и светлые нефтепродукты, заявил, что "116 мини-НПЗ из 196 не сданы по правилам, не сертифицированы и не зарегистрированы, но отгружают на экспорт". Президент потребовал, чтобы нелегальные предприятия "тряхнули" правоохранительные органы, и поручил вице-премьеру Игорю Сечину разобраться с деятельностью мини-НПЗ "в рамках декриминализации всей нефтяной отрасли". В марте-апреле Ростехнадзор провел внеплановые проверки ряда мини-НПЗ на предмет соблюдения ими обязательных требований промышленной безопасности.
Требование о мощности переработки сильнее всего отразится на бизнесе мини-НПЗ, который сейчас и так переживает не лучшие времена, отмечает Виталий Крюков из "ИФД Капиталъ". В целом требования министерства соответствуют тенденции рынка. Рентабельность мини-НПЗ быстро снижается из-за повышения пошлин на темные нефтепродукты и активной модернизации НПЗ крупными нефтяниками, добавляет аналитик. К тому же, уточняет он, увеличивать глубину переработки до 70% при мощностях менее 1-2 млн тонн просто невыгодно. По его мнению, низкая рентабельность мини-НПЗ вскоре приведет к исчезновению такого бизнеса.
Зато требование об обеспечении глубины переработки может создать трудности для большинства российских НПЗ. По данным ИАЦ "Кортес", среднеотраслевой показатель глубины переработки в январе—августе текущего года незначительно превышает требования министерства и составляет всего 71,3%. В августе показатель был чуть выше — 72,1%. Хотя в бизнес-планах всех крупных российских нефтекомпаний предусмотрены инвестиции в модернизацию НПЗ, уточняет Виталий Крюков.
В конце прошлого года Минэнерго прогнозировало глубину переработки в 2010 году на уровне 74,1%, а к 2015 году по планам министерства она должна вырасти до 83%. Глава Минэнерго Сергей Шматко отмечал, что добиться таких показателей министерство планирует за счет стимулирующих мер. Эти планы нашли отражение в проекте нового закона о нефти, который до начала ноября должен быть внесен на рассмотрение в правительство. Там говорится, что российские НПЗ должны будут обеспечивать глубину переработки нефти не менее 83% уже к 2013 году и 87% к 2015-му. Также заводы, глубина переработки на которых более 92% и выход светлых нефтепродуктов свыше 77%, получат льготы.
По данным ИАЦ "Кортес", требованию Минэнерго соответствуют менее половины российских заводов. Из крупнейших нефтяников больше всех отстает "Роснефть": по статистике, средняя глубина переработки на ее заводах составляет 63,4%. Глубину выше 70% показывает только Ангарская НХК (с начала года — 76,4%). Но в компании утверждают, что активно ведут модернизацию своих НПЗ. Например, глубина переработки на Комсомольском НПЗ, который "Роснефть" планирует подключить к ВСТО, после завершения его реконструкции в 2013 году должна составить 95% (сейчас 60,1%).
У предприятий "Сургутнефтегаза" и ТНК-ВР тоже есть проблемы с глубиной переработки. Представитель ТНК-ВР вчера отказался от комментариев, с представителем "Сургутнефтегаза" связаться не удалось. Среди НПЗ ЛУКОЙЛа глубина переработки ниже 70% только у "Нижегороднефтеоргсинтеза", но в компании "Ъ" заявили, что после модернизации он станет одним из лидеров по выходу светлых нефтепродуктов в России (глубина переработки составит выше 80%). Cамые низкие показатели у независимых Афипского и Новошахтинского НПЗ — 52,1% и 52,4% соответственно. Лидером рынка по глубине переработки является "Башнефть" — в среднем 86,2%. Также среди лидеров — Омский НПЗ "Газпром нефти" с показателем 85,3%.
Алексей Кокин из "Уралсиба" считает, что дополнительные стимулирующие меры государства по увеличению производства светлых нефтепродуктов излишни, когда оно и так стимулируется постепенным выравниванием пошлин. Такая политика, поясняет аналитик, приводит к излишним инвестициям нефтекомпаний в дорогостоящую модернизацию НПЗ
http://kommersant.ru...?DocsID=1517792
Прикрепленные файлы
-
Форум_по_мини_НПЗ_на_базе_ГДТМОА.doc (27,5К)
Количество загрузок:: 61
Ссылка #23 12 ноября 2010 - 01:14
То, что к мини-НПЗ и к крупным НПЗ нельзя предъявлять одинаковые требования, это очевидно – у них разные зоны функционирования. Понятно, что под Москвой мини-НПЗ делать нечего. Другое дело в тундре на нефтяных скважинах, за тысячи км от ближайших НПЗ.
Основной причиной высокой доли сжигания ПНГ являлось отсутствие компактной, эффективной тепло- и массообменной аппаратуры (ТМОА) для подготовки и глубокой переработки ПНГ на месте с получением синтетического жидкого топлива (СЖТ), а также товарного газа для местных нужд, что обеспечило бы сохранение уже добытых ценных углеводородов, а при возврате СЖТ в трубу, увеличило бы содержание светлых нефтепродуктов в нефти.
Разработанные нами горизонтальные дисковые ТМОА сочетают в себе все достоинства вертикальных тарельчатых, насадочных и пленочных тепломассообменных аппаратов (ТМОА), не наследуя их недостатков при меньшей длине в 5-10 раз, массе в 10 - 20(40) раз, и существенно меньшем гидравлическом сопротивлении по рабочему тракту (всего 50-150 мм. вод. ст.), низкой чувствительности к изменению нагрузки и возможности организации 10-100 кратного рецикла по каждой секции!
Высокая компактность абсорбционных и ректификационных ГДТМОА, позволяет комплектовать сейсмостойкие мини-ГПЗ контейнерного типа (в 7-12 контейнерах) на производительность по СЖТ в 35-150 тысяч тонн в год. Высокорентабельная подготовка и переработка ПНГ в синтетическое жидкое топливо непосредственно в местах добычи нефти создаст материальную заинтересованность для нефтяных компаний более эффективно использовать ПНГ, позволит сократить затраты на доставку топлива в удаленные регионы.
Для примера, ректификационный блок на производительность до 8т/час будет иметь габариты (дл.´шир.´выс.): 4500´1400´1700мм. В 12 метровом контейнере можно разместить 4 таких блока на суммарную производительность до 32 т/час!
Складывается, что жизнь мини-НПЗ только начинается.
mail: ecogeosistems@yandex.ru
Основной причиной высокой доли сжигания ПНГ являлось отсутствие компактной, эффективной тепло- и массообменной аппаратуры (ТМОА) для подготовки и глубокой переработки ПНГ на месте с получением синтетического жидкого топлива (СЖТ), а также товарного газа для местных нужд, что обеспечило бы сохранение уже добытых ценных углеводородов, а при возврате СЖТ в трубу, увеличило бы содержание светлых нефтепродуктов в нефти.
Разработанные нами горизонтальные дисковые ТМОА сочетают в себе все достоинства вертикальных тарельчатых, насадочных и пленочных тепломассообменных аппаратов (ТМОА), не наследуя их недостатков при меньшей длине в 5-10 раз, массе в 10 - 20(40) раз, и существенно меньшем гидравлическом сопротивлении по рабочему тракту (всего 50-150 мм. вод. ст.), низкой чувствительности к изменению нагрузки и возможности организации 10-100 кратного рецикла по каждой секции!
Высокая компактность абсорбционных и ректификационных ГДТМОА, позволяет комплектовать сейсмостойкие мини-ГПЗ контейнерного типа (в 7-12 контейнерах) на производительность по СЖТ в 35-150 тысяч тонн в год. Высокорентабельная подготовка и переработка ПНГ в синтетическое жидкое топливо непосредственно в местах добычи нефти создаст материальную заинтересованность для нефтяных компаний более эффективно использовать ПНГ, позволит сократить затраты на доставку топлива в удаленные регионы.
Для примера, ректификационный блок на производительность до 8т/час будет иметь габариты (дл.´шир.´выс.): 4500´1400´1700мм. В 12 метровом контейнере можно разместить 4 таких блока на суммарную производительность до 32 т/час!
Складывается, что жизнь мини-НПЗ только начинается.
mail: ecogeosistems@yandex.ru
Ссылка #24 25 ноября 2010 - 01:39
Мини-НПЗ в России ждет незавидная судьба, считает аналитик ФК «Открытие» Вадим Митрошин. «В связи с введением нового техрегламента владельцы встанут перед тяжелым выбором: либо инвестировать значительные средства в увеличение и модернизацию мощностей заводов, либо их продавать», — поясняет г-н Митрошин. Но в первом случае вопрос будет ограничен доступностью капитала, а во втором сбыть активы будет тяжело из-за отсутствия спроса. Кроме того, рентабельность продаж продукции мини-НПЗ существенно пострадает из-за роста акцизов на бензин, не соответствующий стандартам Евро-3. Сама идея прижать «самовары» вполне вписывается в концепцию энергобезопасности и энергоэффективности, когда, например, применение печного топлива будет искореняться за счет газификации страны, считает эксперт.
Читать полностью: http://www.rbcdaily.ru/2010/11/25/tek/562949979211459
Читать полностью: http://www.rbcdaily.ru/2010/11/25/tek/562949979211459
Ссылка #25 27 ноября 2010 - 10:04
Кулиев Р.К. (25 ноября 2010 в 1:39) писал:
Мини-НПЗ в России ждет незавидная судьба, считает аналитик ФК «Открытие» Вадим Митрошин. «В связи с введением нового техрегламента владельцы встанут перед тяжелым выбором: либо инвестировать значительные средства в увеличение и модернизацию мощностей заводов, либо их продавать», — поясняет г-н Митрошин. Но в первом случае вопрос будет ограничен доступностью капитала, а во втором сбыть активы будет тяжело из-за отсутствия спроса. Кроме того, рентабельность продаж продукции мини-НПЗ существенно пострадает из-за роста акцизов на бензин, не соответствующий стандартам Евро-3. Сама идея прижать «самовары» вполне вписывается в концепцию энергобезопасности и энергоэффективности, когда, например, применение печного топлива будет искореняться за счет газификации страны, считает эксперт.
Читать полностью: http://www.rbcdaily.ru/2010/11/25/tek/562949979211459
Читать полностью: http://www.rbcdaily.ru/2010/11/25/tek/562949979211459
"Сама идея прижать «самовары» вполне вписывается в концепцию энергобезопасности и энергоэффективности", интересно автор сам понял, что написал. Как могут те, где-то 5% переработки на МНПЗ, отразиться на энергобезопасности? Что же это за экономика такая когда цифра на уровне статистической погрешности угрожает энергобезопаснсти?
Ссылка #26 27 ноября 2010 - 16:20
В масштабном строительстве мини-НПЗ не заинтересованы крупные НК- монополисты
См. Российский клондайк моторных топлив
Отсюда и все препятствия, в том числе в нормативно-правовой сфере.
См. Российский клондайк моторных топлив
Отсюда и все препятствия, в том числе в нормативно-правовой сфере.
Ссылка #27 27 ноября 2010 - 21:34
Гельман М.М. (27 ноября 2010 в 16:20) писал:
В масштабном строительстве мини-НПЗ не заинтересованы крупные НК- монополисты
См. Российский клондайк моторных топлив
Отсюда и все препятствия, в том числе в нормативно-правовой сфере.
См. Российский клондайк моторных топлив
Отсюда и все препятствия, в том числе в нормативно-правовой сфере.
Ссылка #28 22 декабря 2010 - 19:12
Правильно представляют. И качество продукта у них плохое.
Ссылка #29 23 декабря 2010 - 13:49
Интересно, а какой прибор "измеряет" глубину переработки ? Как правительство собирается это контролировать ?
Ссылка #30 23 декабря 2010 - 13:53
Горлашкин А.А. (23 декабря 2010 в 12:49) писал:
Интересно, а какой прибор "измеряет" глубину переработки ? Как правительство собирается это контролировать ?
- документы на прием сырья
- документы на отгрузку светлых
- документы на отгрузку темных
А потом поделить одно на другое, если не пользоваться ворованой нефтью и не продавать без документов полученые продукты - сходимость идеальная.
Ссылка #31 23 декабря 2010 - 14:14
А как из тяжёлой нефти, скажем 890, "получить" 70% светлых ?
Ссылка #32 23 декабря 2010 - 14:18
Горлашкин А.А. (23 декабря 2010 в 13:14) писал:
А как из тяжёлой нефти, скажем 890, "получить" 70% светлых ?
Ссылка #33 22 февраля 2011 - 22:17
Кулиев Р.К. (14 февраля 2010 - 19:33) писал:
Президент Дмитрий Медведев в Омске на совещании по вопросам развития энергетики потребовал разобраться с деятельностью мини-нефтеперерабатывающих заводов (мини-НПЗ) в стране. Вице-премьеру Игорю Сечину поручено провести декриминализацию всей нефтяной отрасли. Кому выгодно гнобить мини-НПЗ? Неужели они рассадник криминала в отрасли?
А вот поэтому.
Ссылка #34 07 апреля 2011 - 19:06
зря идут гонения на МНПЗ, они ведь создают конкуренция, а это в любом случае благо для рынка. Они позволяют нормально создавать ценообразование, а не по прихоти монопольных игроков.
Ссылка #36 23 мая 2011 - 15:30
Гельман М.М. (23 мая 2011 - 14:12) писал:
"...Технология основана на новом искусственно синтезированном той же группой ученых минерале цеолите, используемом в качестве катализатора. Благодаря цеолиту превращение низкооктановых нефтяных фракций в высокооктановый бензин происходит при более низких, чем в «Риформинге», давлении (5—15 против 3,3—35 атм.) и температуре (340—460 против 480—550°С). При этом не требуется водород и соответствующее оборудование для его получения. Сырье подается без гидроочистки, и содержание в нем серы может достигать 1,5%. А на выходе установки выделяется не требующий дополнительной технологической обработки годный к применению неэтилированный бензин."
Что бы всем, а также Вам было понятно о чем идет речь - приведите пож. выход и качество получаемого продукта (октановое число, содержание ароматики, в том числе бензола, а также серы) и межрегенерационный период работы катализатора...
Ссылка #37 23 мая 2011 - 18:50
Гельман М.М. (23 мая 2011 - 14:12) писал:
Там неправильно про риформинг написано, для него не "нужен водород", а всё вообще-то с точностью до наоборот - риформинг является источником водорода на заводе, если этот процесс на заводе исключить и заменить на цеоформинг или БИМТ от тех же разработчиков, то значит надо будет дополнительные водородные установки ставить, а это весьма серьёзные деньги. Иначе откуда водород для гидроочисток брать.
Ссылка #38 23 мая 2011 - 19:14
Гельман М.М. (23 мая 2011 - 14:12) писал:
Побочный продукт цеоформинга это СУГ - 25-26% получается . Он далеко не всегда нужен потребителям.
Ссылка #39 23 мая 2011 - 19:50
Имшенецкий В.В. (23 мая 2011 - 19:14) писал:
Побочный продукт цеоформинга это СУГ - 25-26% получается . Он далеко не всегда нужен потребителям.
Не СУГ, а вообще газы, т.е. С1-С2 тоже получаются само собой, а их нужно отделять. Обратите внимание, что перечисленные опытно-промышленные установки строились на полноценных НПЗ и ГПЗ, где этот вопрос решается. А если сие внедрять на мини-НПЗ, то получается, что нужно строить мини-ГФУ в их составе, т.к. иначе СПБТ соответствующую требованием не получится делать.
Ссылка #40 23 мая 2011 - 19:55
Пронин С.В. (23 мая 2011 - 19:50) писал:
Не СУГ, а вообще газы, т.е. С1-С2 тоже получаются само собой, а их нужно отделять. Обратите внимание, что перечисленные опытно-промышленные установки строились на полноценных НПЗ и ГПЗ, где этот вопрос решается. А если сие внедрять на мини-НПЗ, то получается, что нужно строить мини-ГФУ в их составе, т.к. иначе СПБТ соответствующую требованием не получится делать.
нет все правильно по их балансу пропан-бутаны - 25-26%, топливный газ 3% и т.д.
Ссылка #41 23 мая 2011 - 20:17
Имшенецкий В.В. (23 мая 2011 - 19:55) писал:
нет все правильно по их балансу пропан-бутаны - 25-26%, топливный газ 3% и т.д.
Так эти 3% (хотя их там конечно не 3) всё равно надо извлечь.
Ну и тут по экономике считать всё надо. С учётом того, что треть уходит в газ, а нафта не так уж и дешева.
Ссылка #42 23 мая 2011 - 21:47
Лет 10 назад я прорабатывал этот процесс применительно к бензину вторичного происхождения (бензин коксования). Ничего приличного, кроме октанового числа, от лицензиаров не получил. Больше всего меня озадачил межрегенерационный пробег - 10-12 суток...
Ссылка #43 03 июня 2011 - 12:48
На Омском нефтеперерабатывающем заводе переработана миллиардная тонна нефти с момента его основания в 1955 году. Это первое из российских предприятий, достигшее такого показателя.
Юбилейная тонна нефти завода была переработана на производственной установке АВТ-7, сообщает пресс-служба компании.
Юбилейная тонна нефти завода была переработана на производственной установке АВТ-7, сообщает пресс-служба компании.
Ссылка #45 10 октября 2011 - 19:10
Куда и в каком виде реализуется выпускаемая продукция малых или мини-НПЗ, как дизельное топливо с содержанием серы 0,2% и 0,5%?
Очень просто: сейчас это дизельное топливо называется топливо печное бытовое и поступает на малые независимые АЗС.
Очень просто: сейчас это дизельное топливо называется топливо печное бытовое и поступает на малые независимые АЗС.
Ссылка #46 25 ноября 2011 - 21:50
Большинство мини-НПЗ в России занимается производством низкосортных нефтепродуктов, основная масса это: судовое, печное и котельное топливо с высоким содержанием серы. Эти нефтепродукты занимают свою нишу на внутреннем рынке страны, и поэтому заниматься модернизацией своего производства для мини-НПЗ нет резона, пока рентабельность их производства устраивает. Газойль (атмосферный, вакуумный) как и прямогонный бензин экспортируется за границу, на дальнейшую переработку. Считаю необходимым поднять ставку вывозных пошлин на эти нефтепродукты до 120% от пошлины на нефть.
Ссылка #47 04 декабря 2011 - 17:30
Региональные (республиканские) нефтеперерабатывающие заводы используют свой административный ресурс для отмены распространения на них ставки вывозных пошлин "60/66" и "90"на нефтепродукты. Как говорится: "хотели как лучше - получилось как всегда".
Ссылка #48 04 декабря 2011 - 19:30
Иванов А.С. (10 октября 2011 - 19:10) писал:
Куда и в каком виде реализуется выпускаемая продукция малых или мини-НПЗ, как дизельное топливо с содержанием серы 0,2% и 0,5%?
Очень просто: сейчас это дизельное топливо называется топливо печное бытовое и поступает на малые независимые АЗС.
Очень просто: сейчас это дизельное топливо называется топливо печное бытовое и поступает на малые независимые АЗС.
Реализация через АЗС редкость, чаще закупают напрямую транспортные компании, сельское хозяйство, коммунальные службы.
А если и поставляют нефтебазы на АЗС, то обычно смесь гостовской солярки и мини-нпзшной.
У миников, работающих на конденсате, проблема серы не стоит, может и в евро-3 вписываться, обычно температура вспышки слегка ниже (35-40) и цетан 48-49 вместо 51. Зимой с руками отрывают.
Прямогон или на экспорт идёт или сдаётся на нефтебазы (сейчас выгодно делать из Аи-92 - Аи-80).
Есть нпз вроде Богандинского мини-нпз - они производят Аи-80 (точный состав не знаю, но в паспорте прописаны МТБЭ и ММА).
Но он хорошо сбывается, если октан 60-65, если ниже, то проблемно.
Ссылка #49 16 декабря 2011 - 09:56
Если производство мини-НПЗ ориентировано на обеспечение потребности крупных транспортных компаний, сельского хозяйства или малых регионов, имеющих свою нефтедобычу, то почему они занимаются внешнеэкономической деятельностью -экспортом нефтепродуктов, точнее полусырья за рубеж.
Ведь большинство этих заводов просто не имеют финансовой возможности модернизировать свою производство и не смогут это сделать.
Ведь большинство этих заводов просто не имеют финансовой возможности модернизировать свою производство и не смогут это сделать.
Ссылка #50 16 декабря 2011 - 18:51
Мини-нпз - это бизнес, а бизнес ориентирован на получение прибыли, а не на какую-либо благотворительность.
И это очень большое допущение, что все мини-нпз занимаются экспортом, но если это выгоднее заводику и сбыт есть стабильный, то почему не продавать за границу?
У меня вот экономика под экспорт не проходит. Прямогон и дизельку сейчас выгоднее и быстрее на внутреннем рынке реализовывать.
Мазут тоже в сезон хорошо расходится.
Я не понял связи между первым предложением и последним, поясните мысль.
В стране много богатых людей, которые ищут куда вложить свои деньги. Если бы капитал был единственным ограничивающим фактором на пути в нефтепереработку, страна была бы уже усеяна современными крупными заводами.
Кстати, информация к размышлению: основной "хит сезона" на рынке печного топлива в этом году - ТАНЕКО - нижнекамск весь залили своим продуктом, аж в Москву и Питер возят. 26900 автоналив, 26500 ж/д. Я не сильно погрешу против истины, если скажу, что столько печки производят в сумме ВСЕ мини-нпз ЦФО и Поволжья.
http://www.nge.ru/pr..._image_2256.htm - очень высокотехнологичное и экологичное топливо? Серы до 1%.
У нас печка для сравнения 0,06%
И это очень большое допущение, что все мини-нпз занимаются экспортом, но если это выгоднее заводику и сбыт есть стабильный, то почему не продавать за границу?
У меня вот экономика под экспорт не проходит. Прямогон и дизельку сейчас выгоднее и быстрее на внутреннем рынке реализовывать.
Мазут тоже в сезон хорошо расходится.
Я не понял связи между первым предложением и последним, поясните мысль.
В стране много богатых людей, которые ищут куда вложить свои деньги. Если бы капитал был единственным ограничивающим фактором на пути в нефтепереработку, страна была бы уже усеяна современными крупными заводами.
Кстати, информация к размышлению: основной "хит сезона" на рынке печного топлива в этом году - ТАНЕКО - нижнекамск весь залили своим продуктом, аж в Москву и Питер возят. 26900 автоналив, 26500 ж/д. Я не сильно погрешу против истины, если скажу, что столько печки производят в сумме ВСЕ мини-нпз ЦФО и Поволжья.
http://www.nge.ru/pr..._image_2256.htm - очень высокотехнологичное и экологичное топливо? Серы до 1%.
У нас печка для сравнения 0,06%
