Карта сайта
Антипинский нефтеперерабатывающий завод
   Новости - Пресса (2014 год)
ПРЕССА (2014 ГОД)
     АРХИВ ПРЕССЫ
     2014 год
     IV квартал   III квартал
     II квартал   I квартал
29 мая 2014
Все ближе к финишу
Нефть и капитал
28 мая 2014
Технологии на благо экологии
Технадзор
28 мая 2014
Проект, обращенный в будущее
Технадзор
28 мая 2014
Сделка года
tmn
     2013 год
     2012 год
     2011 год
     2010 год
     2009 год
     2008 год
     2007 год
     2006 год
     2005 год


29 мая 2014

Все ближе к финишу

«ТАНЕКО» и Антипинский НПЗ реализуют последние этапы строительства

В 2016 ГОДУ НА ТОПЛИВНОМ РЫНКЕ РОССИИ В ПОЛНУЮ СИЛУ ЗАЯВЯТ О СЕБЕ ДВА НОВЫХ, СОЗДАВАЕМЫХ С НУЛЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ КОМПЛЕКСА МОЩНОСТЬЮ БОЛЕЕ 7 МЛН ТВГ КАЖДЫЙ - «ТАНЕКО» (НИЖНЕКАМСК) И АНТИПИНСКИЙ НПЗ (ТЮМЕНЬ). ПЕРВЫЙ СТРОИТ «ТАТНЕФТЬ», КРУПНЫМ АКЦИОНЕРОМ КОТОРОЙ ЯВЛЯЕТСЯ ПРАВИТЕЛЬСТВО ТАТАРСТАНА, ВТОРОЙ - ЧАСТНАЯ КОМПАНИЯ NEW STREAM, КОТОРАЯ СОЗДАЕТ НА БАЗЕ СТРОЯЩЕГОСЯ ЗАВОДА ВИНК: ПРИОБРЕТЕТ ДОБЫВАЮЩИЕ АКТИВЫ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ОБЕСПЕЧИВАЯ СЫРЬЕВУЮ САМОДОСТАТОЧНОСТЬ, И СОЗДАСТ РОЗНИЧНУЮ СБЫТОВУЮ СЕТЬ. ТЕМ И ДРУГИМ СТРОЙКА ДАВАЛАСЬ ТРУДНО, ОДНАКО ЦЕЛЬ ПОЧТИ ДОСТИГНУТА. ТАК, «ТАНЕКО» НАЧАЛА ТЕКУЩИЙ ГОД С ВВОДА В ПРОМЫШЛЕННУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ УСТАНОВОК, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВО ДИЗТОПЛИВА «ЕВРО-5», А АНТИПИНСКИЙ НПЗ НАМЕРЕН СДЕЛАТЬ ЭТО В КОНЦЕ ГОДА. В 2016 ГОДУ ОБЕ КОМПАНИИ ПЛАНИРУЮТ НАЧАТЬ ПРОИЗВОДСТВО БЕНЗИНА «ЕВРО-5». К ЭТОМУ ВРЕМЕНИ ГЛУБИНА ПЕРЕРАБОТКИ НА «ТАНЕКО» СОСТАВИТ 97%, НА АНТИПИНСКОМ НПЗ - БОЛЕЕ 94%, А ВЫПУСК ТЯЖЕЛЫХ ФРАКЦИЙ БУДЕТ ПОЛНОСТЬЮ ПРЕКРАЩЕН. ЗАМЕТИМ, СТОИМОСТЬ ЭТИХ ОДИНАКОВЫХ ПО МОЩНОСТИ ПРОЕКТОВ ОТЛИЧАЕТСЯ ПОЧТИ ВДВОЕ: В НИЖНЕКАМСКИЙ ЗАВОД УЖЕ ВЛОЖЕНО 250 МЛРД РУБЛЕЙ (ОКОЛО $7 МЛРД), СТОИМОСТЬ ТЮМЕНСКОГО ОЦЕНИВАЕТСЯ В $3,8 МЛРД.

Первая очередь нефтеперерабатывающего комплекса «ТАНЕКО» мощностью 7 млн твг была введена в промышленную эксплуатацию в конце 2011 года. До последнего времени НПЗ выпускал продукцию первого передела (высокосернистую нафту, печное и котельное топливо, мазут, вакуумный газойль, керосиновую и дизельную фракции). При этом глубина переработки не превышала 50%. Чтобы стать полноценным переработчиком, «ТАНЕКО» необходимо было ввести в эксплуатацию ряд важнейших технологических объектов.

«ТАНЕКО» вписалась в график
В марте 2014 года компания получила положительное заключение Ростехнадзора на ввод в промышленную эксплуатацию одного из них — комбинированной установки гидрокрекинга вакуумного газойля. Запуск гидрокрекинга (по лицензии Chevron) обеспечил «ТАНЕКО» возможность перерабатывать до 2,9 млн твг вакуумного газойля и получать при этом 1,16 млн твг дизельного топлива стандарта «Евро-4» и «Евро-5», 380 тыс. твг авиационного керосина марки Jet, более 600 тыс. твг прямогонного бензина, а также гидроочищенный вакуумный газойль (часть которого будет направляться на производство базовых масел (250 тыс. твг); запуск этого производства запланирован на конец 2014 года). Выход светлых нефтепродуктов вырос с 48,16 до 67,37%, а глубина переработки составила 73,54%. Так что теперь уже нет оснований называть комплекс «ТАНЕКО» «большим самоваром».

Ранее «Татнефть» (инвестор и оператор строительства комплекса «ТАНЕКО») сообщала о планах поставить на российский рынок в 2014 году более 1 млн тонн дизельного топлива класса «Евро-5». По словам гендиректора «Татнефти» Наиля Маганова, это горючее будет реализовываться преимущественно через розничную сеть «Татнефти», включающую 524 АЗС. Маганов сообщил также, что создание установки гидрокрекинга обошлось в 40 млрд рублей, всего же с начала строительства компания вложила в проект «ТАНЕКО» около 250 млрд. Столь высокую цену здесь объясняют технологическими особенностями комплекса, который ориентирован на переработку высокосернистой нефти.

Следующим этапом строительства на «ТАНЕКО» станет завод глубокой переработки нефти, в состав которого войдут установка замедленного коксования (ее конечный продукт планируется использовать на принадлежащей «Татнефти» Нижнекамской ТЭЦ, что обеспечит замкнутый цикл производства), установки каталитического крекинга, каталитического риформинга и изомеризации. Эти комплексы позволят увеличить глубину переработки нефти до 97% и начать производство бензина «Евро-5». Заявленный срок завершения строительства комплекса глубокой переработки — 2016 год.

В 2013 году на «ТАНЕКО» было переработано 7,6 млн тонн нефти. При этом доля товарного мазута в объеме выпускаемой продукции составила около 25%. В текущем году планируется переработать 8,5 млн тонн сырья, а уже в следующем году, по словам Наиля Маганова, «ТАНЕКО» должна полностью прекратить выпуск мазута.

Объем переработки на «ТАНЕКО» в перспективе предполагается довести до 9 млн твг. Правда, для этого роста требуется одобрение «Транснефти». Переговоры ведутся, но их, видимо, осложняют имеющиеся разногласия сторон. Напомним, что в начале 2013 года между «Транснефтью» и «Татнефтью» возник конфликт, связанный со срывом последней сроков ввода установки гидрокрекинга и соответственно перехода «ТАНЕКО» (в соответствии с его специализацией) на переработку нефти с содержанием серы 2,2-2,3%. Компания продолжала переработку сырья с содержанием серы 1,8%. «Транснефти» в связи с этим пришлось перенаправить потоки сернистого сырья в своей трубопроводной системе в Казахстан, а «Татнефти» — дать отсрочку до 2016 года (см. «Татнефти» дали три года» в «НиК» № 3, 2013 г.), И сегодня, несмотря на ввод гидрокрекинга, «ТАНЕКО» не спешит переходить на высокосернистую нефть. Как сообщил «Агентству нефтяной информации» советник президента «Транснефти» Игорь Демин, «ТАНЕКО» в настоящее время не ведет с трубопроводной компанией переговоров по вопросу начала поставок на завод нефти с более высоким содержанием серы. Видимо, здесь намерены использовать выгоды отсрочки в полной мере. Тем не менее руководство «Татнефти» рассчитывает, что договориться о наращивании объемов переработки (и соответственно трубопроводных поставок) до 9 млн тонн все-таки удастся.

Нефть для НПЗ
1 ноября 2010 года New Stream вместе с партнерами (которые не называются) приобрела у ТНК-ВР ООО «Тарховское», имеющее лицензии на поиск, разведку и добычу нефти на шести лицензионных участках Уральского ФО, в пределах которых расположены шесть разрабатываемых месторождений (Ершовое, Сороминское, Северо-Сороминское, Северо-Тарховское, Никольское, Туль-Еганское) и одно находящееся в стадии разведки (Западно-Тарховское).

Их общие геологические запасы по категории АВС1+С2 на начало 2012 года составляли 75 млн тонн, извлекаемые — 8,5 млн тонн. Добыча в 2011 году — 336 тыс. тонн. В 2012 году были пробурены две горизонтальные скважины, обеспечившие увеличение добычи на 10% и преодоление планки суточной добычи в 1 тыс. тонн. В 2013 году «Тар- ховским» было добыто 330 тыс. тонн. План на 2014-й — 342 тыс. Намечено бурение трех эксплуатационных наклонно-направленных скважин на Туль-Еганском месторождении, а всего до 2016 года — бурение и ввод в эксплуатацию 11 таких скважин. В текущем году также предусмотрено бурение боковых стволов на скважинах Сороминского, Ершового и Северо-Тарховского месторождений и проведение трех операций ГРП. К 2015 году добыча на месторождениях «Тарховского» за счет вышеназванных мероприятий должна вырасти до 400 тыс. тонн.

В 2012 году нефть «Тарховского» (поставляется по магистральному трубопроводу) покрывала 10% потребности Антипинского НПЗ в сырье. Остальное закупалось. В 2013 и 2014 годах доля этой компании составляет 5% трубопроводных поставок на НПЗ. Долгосрочные договоры о поставках подписаны с «ЛУКОЙЛом» и «Сургутнефтегазом».

Ранее New Stream заявляла о планах полностью обеспечить НПЗ собственным сырьем. Если учесть, что в 2014 году его мощности были увеличены до 7,7 млн твг, то, стало быть, требуются и соответствующие объемы нефти. Если планы не изменились, следует ожидать новых, солидных покупок upstream. Два года назад в компании сообщили «НиК», что переговоры ведутся с хозяевами сразу нескольких компаний. Однако сегодня от комментариев на эту тему здесь воздерживаются.


Добавим, что на площадке «ТАНЕ-КО» предусмотрено строительство еще одной ЭЛОУ на 7 млн твг. После чего суммарная переработка нефти в Татарстане (с учетом возможностей «ТАИФ-НК») превысит 21 млн твг при планируемой добыче «Татнефти» и малых нефтяных компаний Татарстана на уровне 32 млн твг.



Запрос региона
Руководство Тюменской области горячо поддержало идею создания Антипинского НПЗ. И это понятно. Регион, в котором сосредоточена основная часть российских запасов нефти и природного газа, вынужден завозить светлые нефтепродукты — около 1,2 млн твг — с других территорий. В частности, с Омского НПЗ, с уфимских НПЗ, с «Пермнефтеоргсинтеза», расположенных на расстоянии соответственно 550, 800 и 600 км. Естественно, это отражается на стоимости реализуемого в Тюменской области горючего. После начала выпуска высококачественного топлива на Антипинском НПЗ именно Тюменская область станет крупнейшим потребителем его продукции.

В силу экономической значимости проекта для региона НПЗ предоставляется серьезная государственная поддержка. В 2011 году он был включен в концепцию развития Тюменской области до 2030 года, а также в перечень инвестпроектов стратегии развития Уральского федерального округа. Компания получает поддержку и в виде налоговых льгот и административного сопровождения. Сообщалось, что сумма полученных Антипинским НПЗ налоговых льгот за 2009-2012 годы — 306,5 млн рублей, в 2013-2014 годах составит 454,5 млн.


Антипинский НПЗ набирает вес

Принадлежащее группе New Stream ЗАО «Антипинский НПЗ», которому, в свою очередь, принадлежит одноименный завод, расположенный в промышленной зоне Тюмени, зарегистрировано в 2004 году. Его учредителями стали московские бизнесмены Дмитрий Мазуров (ныне председатель совета директоров НПЗ и владелец контрольного пакета) и Михаил Берещанский (член совета директоров, председатель комитета по коммерческой деятельности) (см. «Тюменский New Stream» в «НиК» № 6, 2012 г.) Первый производственный комплекс Антипинского НПЗ мощностью по сырью до 400 тыс. твг был введен в промышленную эксплуатацию в 2006 году. Его основными объектами стали установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-1 и товарно-сырьевой парк на 52 тыс. м3. Глубина переработки сырья составляла до 57%. Акционеры поставили цель превратить этот объект в крупный нефтеперерабатывающий комплекс. Для этого в наличии имелось главное — огромные запасы нефти Тюменского региона и большой спрос на высококачественное топливо (см. «Запрос региона»).

Проведенная к 2008 году модернизация обеспечила увеличение мощности НПЗ до 740 тыс. твг. Однако дальнейшее ее наращивание было невозможно без подключения к системе магистральных нефтепроводов «Транснефти». Весной 2010-го эту проблему удалось решить — НПЗ был подключен к системе магистральных нефтепроводов (см. также «Свой человек в проекте»). Подписанный договор с «дочкой» «Транснефти» «Сибнефтепроводом» обеспечил НПЗ получение по трубе до 6 млн твг нефти. Это позволило в мае 2010 года ввести в эксплуатацию его вторую очередь (почти на 2,8 млн твг), включающую установку ЭЛОУ-АТ-2, блок стабилизации бензинов и товарно-сырьевой парк на 120 тыс. м3. Таким образом, общая мощность комплекса выросла до 3,6 млн твг. Капвложения к этому времени составили $500 млн.

После завершения модернизации второй ЭЛОУ-АТ ее производител¬ность по нефти возросла до 3,5 млн твг, а суммарная мощность завода — до 4,2 млн твг. Далее началась активная фаза строительства третьей очереди.

Третья очередь предполагала наращивание мощности по переработке до более чем 7,7 млн твг, выпуск дизтоплива стандарта «Евро-5» (с конца 2014 года), достижение уровня глубины переработки 94% (с конца 2015-го), начало производства бензина «Евро-5» (с первого квартала 2016-го), а также ввод в эксплуатацию установки гидрокрекинга газойля. Кроме того, на этом этапе планировалось приобретение нефтедобывающих активов и мощностей по перевалке продуктов на экспорт, создание собственной логистики и розничной сети АЗС. То есть, по сути, было заявлено создание ВИНК (см. «Нефть для НПЗ»). В январе 2014 года в строй была введена новая ЭЛОУ-АТ-3 производительностью 3,7 млн твг, что обеспечило увеличение мощности НПЗ до более чем 7,7 млн твг. Одновременно были введены в эксплуатацию резервуарный парк товарного дизельного топлива объемом 80 тыс. м3 и резервуарный парк сырой нефти на 60 тыс. м3. В церемонии ввода ЭЛОУ-АТ-3 принял участие председатель Госдумы Сергей Нарышкин.

До конца текущего года на заводе будет запущена установка гидроочистки дизтоплива, блоки по производству водорода и элементарной серы. Они и позволят довести качество дизельного топлива до требований стандарта «Евро-5».

В компании особо подчеркивают, что ввод новых мощностей происходит в точном соответствии с графиком модернизации, установленным четырехсторонним соглашением, подписанным ФАС, Ростехнадзором, Госстандартом и Антипинским НПЗ.

Свой человек в проекте
В начале 2010 года акционером Антипинского НПЗ стал Николай Егоров, однокурсник Владимира Путина, ныне — профессор Санкт-Петербургского государственного университета и практикующий адвокат (соучредитель адвокатского бюро «Егоров, Пугинский, Афанасьев и партнеры»).

На сайте НПЗ указано, что он является заместителем председателя совета директоров и председателем юридического комитета НПЗ.

Так, по всей видимости, совпало, что с приходом Егорова проект получил мощное ускорение. Практически сразу разрешилась главная проблема завода — он был подключен к магистральному нефтепроводу.


Следующим этапом станет ввод в эксплуатацию в 2015 году комбинированной установки замедленного коксования гудрона с блоком вакуумной перегонки мазута. Он должен повысить глубину переработки до 94%. Выход дизтоплива в результате увеличится до 50% общего объема переработки.

Перейти к выпуску высокооктановых бензинов стандарта «Евро-5» Антипинский НПЗ планирует в первом квартале 2016 года за счет ввода в эксплуатацию установки риформинга с блокохм изомеризации. На 2017-2018 годы намечено строительство установки гидрокрекинга вакуумного газойля. Итогом завершения всех этапов развития станет выпуск широкого спектра высококачественных нефтепродуктов. В частности, бензинов А-92 и А-95 стан¬дарта «Евро-5», дизельного топлива «D-Евро-5» (летнего, зимнего, аркти¬ческого), нефтяного кокса и гранулированной серы.

Общая сумма капитальных вложений в третью очередь НПЗ в 2011-2015 годах оценивается в $1,7-1,8 млрд. А всего инвестиции в данный проект составят S3,8 млрд. Деньги для финансирования строительства третьей очереди и рефинансирования существующих кредитных обязательств New Stream заняла на внутреннем рынке. В январе текущего года компания привлекла крупный кредит Сбербанка — $1,75 млрд на 10 лет.

Естественно возникает вопрос, будет ли Антипинский НПЗ развиваться дальше, а если будет, то в каком направлении. Как рассказали «НиК» в пресс-службе New Stream, мощности в ближайшие годы останутся в пределах проектных. В то же время рассматриваются варианты создания нефтехимического направления бизнеса.

Рынки есть

Произведенные Антипинским НПЗ нефтепродукты реализуются как в России, так и на экспорт. В группу New Stream входит зарегистрированная в Швейцарии New Stream Trading AG (NST), созданная специально для эффективного продвижения продукции Антипинского НПЗ на международные рынки и привлечения там в будущем необходимого финансирования для развития группы.

Сегодня NST экспортирует антипинские мазут, нафту и дизельное топливо. В 2013 году объем продаж мазута составил 1,3 млн тонн, нафты — 620 тыс. тонн, дизтоплива — 540 тыс. тонн. Параллельно с развитием НПЗ набор нефтепродуктов, реализуемых NST, будет расширяться. Например, уже с конца 2014 года — за счет дизтоплива стандарта «Евро- 5», с конца 2015-го — за счет вакуумного газойля. Партнерами NST и покупателями антипинских нефтепродуктов являются ведущие мировые компании, в числе которых ВР, Mercuria, Litasco, Sibur International.

Если говорить о сбыте нефтепродуктов на внутреннем рынке, то в 2014 году завод сможег покрыть спрос на дизельное топливо стандарта «Евро- 5», а в 2016-м — на бензин «Евро-5» на территории всего Уральского федерального округа. В настоящее время идет подключение НПЗ к продуктопроводу Тюмень-Курган. входящему в систему «Транснефтепродукта».

Формируется также розничная сеть. К настоящему времени она насчитывает 26 собственных АЗС, базирующихся в Тюмени и области. В планах New Stream довести их число к 2016 году до 40-50 и перевести на единый бренд.

Нефть и капитал

625047, г. Тюмень, 6 км Старого Тобольского тракта, 20
тел.: (495) 755-83-59, (495) 719-61-07, (3452) 53-23-99
факс: (495) 755-83-49, (3452) 28-41-80
e-mail: