Наш Самарский регион является опорной нефтеперерабатывающей базой компании “ЮКОС”. Здесь находятся все три нефтеперерабатывающих предприятия компании: Новокуйбышевский, Куйбышевский, Сызранский НПЗ. В 1997 г. “ЮКОС” вышел на первое место в России по переработке нефти и производству нефтепродуктов.
Именно с Самарским регионом и нефтеперерабатывающими предприятиями связаны крупные инвестиционные проекты компании. Можно сказать, что Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод - является главным нефтеперерабатывающим предприятием НК “ЮКОС”.
“Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод” - открытое акционерное общество (в дальнейшем именуемое “Общество”) учреждено в соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 17 ноября 1992 года №1403 “Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения.” Учредитель - Государственный комитет Российской Федерации по управлению государственным имуществом. Общество учреждено на неограниченный срок деятельности.
Полное фирменное наименование Общества - Открытое акционерное общество “Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод”. Сокращенное фирменное наименование Общества - ОАО “НК НПЗ”. Фирменное наименование на английском языке - “Novokuibyshevsk Refinery Stock Company.”
Юридический адрес Общества: 446207, Самарская обл., г. Новокуйбышевск.
Основные виды деятельности НПЗ:
1) получение, переработка и реализация нефти, нефтепродуктов, иных полезных ископаемых;
2) производство и реализация товаров народного потребления, иной продукции, товаров и услуг;
|
|
3) разработка, производство и реализация продукции научно-технического назначения;
4) инвестиционная, снабженческая, сбытовая, внешнеэкономическая деятельность, изучение конъюнктуры рынка товаров и услуг,
5) проведение исследовательских, социологических и иных работ в соответствии с основной целью деятельности Общества;
6) осуществление операций по экспорту, импорту товаров и услуг, развитию новых форм взаимовыгодных внешнеэкономических связей, торгово-экономического и научно-технического сотрудничества с зарубежными фирмами;
7) посредническая, консалтинговая, учебная, маркетинговая, торговая, строительная, научно-производственная, кредитно-финансовая деятельность в соответствии с основной целью деятельности;
8) предоставление услуг ведомственной телефонной связи;
9) осуществление деятельности по купле-продаже жилья.
10) осуществление любых видов деятельности, не запрещенных законодательством Российской Федерации.
Открытое акционерное общество “Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод” является юридическим лицом. Права и обязанности юридического лица Общество приобретает с даты его государственной регистрации. Общество имеет обособленное имущество, учитываемое на его самостоятельном балансе, может от своего имени приобретать и осуществлять имущественные и личные неимущественные права и нести обязанности, быть истцом и ответчиком в суде.
Общество вправе открывать банковские счета на территории Российской Федерации и за ее пределами. НК НПЗ имеет круглую печать с полным фирменным наименованием с указанием на место его нахождения, а также он вправе иметь штампы и бланки со своим наименованием, собственную эмблему, а также зарегистрированный в установленном порядке товарный знак и иные средства визуальной идентификации.
|
|
Общество является правопреемником государственного предприятия “Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод”. Это дочернее общество Нефтяной Компании “ЮКОС” (в дальнейшем именуемой “Компания”).
Компания вправе давать Обществу обязательные для исполнения указания по любым вопросам его деятельности. Указания Компании имеют приоритет перед решениями органов управления Общества и подлежат непосредственному исполнению без согласования с такими органами.
Компания несет солидарную с Обществом ответственность по сделкам, заключенным во исполнение ее указаний, несет субсидиарную с Обществом ответственность по его долгам при несостоятельности (банкротстве), вызванном исполнением ее указания.
Общество несет ответственность по своим обязательствам всем принадлежащим ему имуществом. Общество не отвечает по обязательствам своих акционеров и Компании.
Акционеры не отвечают по обязательствам Общества и несут риск убытков, связанных с его деятельностью, в пределах стоимости принадлежащих им акций.
Общество не отвечает по обязательствам государства, равно как государство не отвечает по обязательствам Общества.
Открытое акционерное общество “Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод” имеет следующие филиалы и представительства:
|
|
1) “Представительство АО “НК НПЗ” по Северо-Западному региону”.
Местонахождение представительства:
191011 г. Санкт-Петербург, ул. Ломоносова,1.
2) “Филиал АО “НК НПЗ”.
Местонахождение представительства:
113093 г. Москва, Шиповский пер., д. 32/16, корп. 1
Филиалы и представительства не являются юридическими лицами, они действуют на основании Положений о филиалах (представительствах), утверждаемых советом директоров Общества. Общество наделяет филиалы и представительства имуществом, которое учитывается как на их отдельном балансе, так и на балансе Общества. Общество несет ответственность за деятельность своих филиалов и представительств. Руководители представительств и филиалов назначаются и отстраняются от должности генеральным директором Общества и действуют от имени Общества на основании доверенности.
Уставный капитал Общества составляет 897 935 тысяч рублей (Восемьсот девяносто семь миллионов девятьсот тридцать пять тысяч рублей). Уставный капитал Общества разделен на:
- 26 938 040 (Двадцать шесть миллионов девятьсот тридцать восемь тысяч сорок) обыкновенных именных акций номинальной стоимостью 25 рублей каждая, что составляет 75 % от уставного капитала Общества;
- 8 979 360 (Восемь миллионов девятьсот семьдесят девять тысяч триста шестьдесят) привилегированных именных акций номинальной стоимостью 25 рублей каждая, что составляет 25 % от уставного капитала Общества.
Общество вправе:
· увеличивать уставный капитал путем размещения дополнительных акций или увеличения номинальной стоимости акций;
· уменьшить уставный капитал путем уменьшения номинальной стоимости акций или сокращения их общего количества, в том числе путем погашения путем погашения части приобретенных или выкупленных акций.
Решения об увеличении или уменьшении уставного капитала принимается общим собранием акционеров.
Количество акционеров, зарегистрированных в реестре: 13259 человек, в том числе количество акционеров, внесенных в список акционеров, имеющих право на участие в годовом общем собрании: 13259 человек.
Таблица 2.
Информация о составе акционеров с указанием доли каждого из них в уставном капитале ОАО “Новокуйбышевский НПЗ”.
| Наименование зарегистрированного лица | Доля в уставном капитале (%) |
| ЗАО Держательская Компания “Петроленбург” | 2,897 |
| ООО КБ “Солидарность” | 2,5118 |
| ОАО НК “ЮКОС” | 62,3999 |
| ОАО “Русские инвесторы” | 6,139 |
| Прочие: физические лица | 2,5509 |
| Юридические лица | 3,57093 |
Из этой таблицы видно, что контрольный пакет акций принадлежит Компании “ЮКОС”, а значит Открытое Акционерное Общество “НК НПЗ” признается зависимым от другого общества, потому как НК “ЮКОС” имеет более 20% голосующих акций или 20% уставного капитала ОАО “НК НПЗ”. НК “ЮКОС” является холдингом в соответствии с Указом Президента №1392 от 16 ноября 1992 г. “О мерах по реализации промышленной политики при приватизации госпредприятий” “холдингом признается предприятие, независимо от его организационно-правовой формы, в состав которого входят контрольные пакеты акций других предприятий. Механизм контрольного пакета акций дает НК “ЮКОС” право голоса, благодаря чему она получает возможность проводить единую политику и осуществлять полный контроль. Внешне деятельность холдингов заключается только в управлении пакетом акций и сборе дивидендов и доходов от биржевых операций. В действительности же холдинги, захватывая контрольный пакет акций какой-либо компании, получают возможность назначать своих людей в правление, совет директоров и другие органы подконтрольной компании.
Органами управления “НК НПЗ” являются:
- общее собрание акционеров;
- совет директоров;
- генеральный директор.
Органом контроля “НК НПЗ” является ревизионная комиссия.
Реорганизация Общества может происходить путем слияния, присоединения, разделения, выделения и преобразования в порядке, установленном Гражданским кодексом РФ и Федеральным законом РФ “Об акционерных обществах”.
Общество может быть ликвидировано в следующих случаях:
- по решению общего собрания акционеров;
- по решению суда, в случаях предусмотренных Гражданским кодексом РФ.
“Новокуйбышевский НПЗ” начал свое строительство в 1948 г. Были заложены фундаменты 13 установок. Пуск первых установок осуществлен в 1951 г. После этого завод строился в три очереди:
1. - 1951 г.
2. - 1954 г.
3. - 1963 г.
Каждая очередь определяла увеличение переработки и ввод новых установок. Максимальный объем переработки составил 18 миллионов тонн, в настоящее время эта цифра составляет 10,5 млн. тонн. В структуру завода включаются следующие технологические процессы:
· Электрообессоливание и первичная переработка нефти
· (ЭЛОУ-4, ЭЛОУ-АВТ-11, АВТ-2,7,8,9,11).
· Вторичная перегонка бензиновых фракций
· (установка 2/4, установка стабилизации бензинов, 22-3,4).
· Каталитическое реформирование бензиновых фракций
· (установки 35-6, 35-8, 35-11/300).
· Каталитическое крекирование
· (установка 43-102/1, 2)
· Гидроочистка реактивного и дизельного топлива
· (установка 24/6-2,3; Парекс).
· Замедленное коксование (УЗК).
· Производство нефтебитумов
· (установка 19/2).
· Производство серной кислоты методом мокрого катализа
· (установка 59/20)
· Производство масел и присадок
1. деасфальтизация гудрона пропаном (установки 36/3,4)
2. установка селективной очистки масляных дистиллятов.
3. депарафинизация рафинитов с использованием растворителей (установки 39/4,5; 39/8).
Весь набор процессов, кроме электрообессоливания является вторичным. Доля вторичных процессов на заводе составляет 30%. Важной характеристикой является, что вторичные процессы позволяют увеличивать глубину переработки нефти. В настоящее время глубина переработки на заводе составляет 72%. Все существующие установки (около 40) поделены по производствам:
· Топливное производство №2
(установки ЭЛОУ; АВТ-2,7,8,9; УЗК)
· Топливное производство №3
(установки ЭЛОУ-АВТ-11; Товарно-сырьевая база; 19/2; 59/20).
· Газокаталитическое производство №2
(установки 24/6-3; Парекс; 24/6-2; 35/8; 35/11-300).
Производство масел и присадок выделилось в самостоятельную не зависящую от НПЗ структуру. Кроме непосредственно технологического производства различают производство товарной продукции. Оно состоит из резервуаров и эстакад налива. Выделяют также вспомогательные производства:
· Паросиловое хозяйство;
· Ремонтное производство;
· Энергослужба;
· Цех энергообеспечения №15;
· Лаборатории (лаборатория №1 - светлые нефтепродукты; лаборатория №2 - масла; лаборатория №3 приладки);
· Складское хозяйство;
· Служба безопасности;
· Цех программного обеспечения №62;
· Цех по обслуживанию водоснабжения, канализации и биологической очистки.
Принципиальная схема “НК НПЗ” (см. Приложение 1).
За 1997 год работа коллектива завода отличалась большим напряжением из-за постоянного дефицита оборотных средств. Это означает, что на приобретение нефти, присадок, реагентов, энергоресурсов, материалов для проведения ремонта оборудования не было необходимых средств.
За 1997 г. объем товарной продукции к плану выполнен на 106,2%. Объем реализации - на 116,7%. К уровню 1996г. объем выпуска продукции в ценах 1997 г. и единой методики учета переработки упал до 77,1%. Такое падение объясняется снижением объема переработки нефти на 20,9% и ростом переработки в общем объеме давальческих нефтей.
Таблица 3.
Социальные показатели НК “НПЗ” (в сравнении 1996 и 1997гг.)
| 1996 год | 1997 год | |
| Отчисления на соц.нужды, (тыс.руб) | 46 185 781 | 63 639 530 |
| в том числе: в фонд соц. страхования | 6 100 034 | 8 571 897 |
| в пенсионный фонд | 34 113 532 | 46 886 564 |
| на медицинское страхование | 4 207 773 | 5 772 546 |
| в фонд занятости | 1 764 442 | 2 408 523 |
| Сумма вознаграждения,выплаченных Членам совета директоров | Вознаграждение | не выплачивалось |
Баланс на 1 января 1998 года закончен с валютой баланса 2 163 915 875 тыс. руб. Основные средства предприятия составляют 3 032 607 041 тыс. руб. при 2 829 092 733 тыс. руб. на 1.01.1997 года.
По сравнению с прошлым годом произошло незначительное увеличение основных средств - на 7,1%. Это объясняется тем, что в 1997 году был введен 1 и 2 этапы энергоблока.
За 1997 год введено основных средств на 259 317 587 тыс. руб., что в 3,9 раза больше, чем за 1996 год (65 935 082 тыс. руб.) в том числе: приобретено на 19 334 832 тыс. руб., выбыло основных средств на 75 345 536 тыс. руб. Предприятием приобретено оборудования на сумму 170 859 562 тыс. руб., строительных материалов на 37 143 383 тыс. руб.
За 1997г. проводились и внедрялись мероприятия, связанные с реконструкцией завода и освоением новых видов продукции.
Это вывод из эксплуатации морально и физически устаревших установок деасфальтизации 36/1,2, фенольных 37/2,3, депарафинизаций 39/1,2,6, контактной 42/1. Заменялись также отдельные виды морально и физически устаревшего оборудования.
За 1997 год выполнены работы по строительству и переоборудованию ряда установок для получения пара и подогрева воды (АВТ-1,10, крекинг-парафина).
Реализация этих мероприятий позволило отказаться от услуг ТЭЦ-1 по обеспечению теплофикационной водой и сократить потребление покупного пара с ТЭЦ.
1.3 ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ РАЗВИТИЯ
НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ.
Я хочу рассказать в этом параграфе как развивается нефтяная промышленность за рубежом. Рассмотрю развитие нефтепереработки стран региона Ближнего и Среднего Востока, расскажу об опыте Канады и японских нефтеперерабатывающих заводах.
Страны Ближнего и Среднего Востока.
Нефтеперерабатывающая промышленность стран региона Ближнего и Среднего Востока развивалась в последние годы достаточно энергично (табл.4). В перечень стран региона входят: Саудовская Аравия, Кувейт, Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), Бахрейн, Катар, Оман, Иран, Ирак, Сирия, Турция, Иордания, Йемен.
Таблица 4.
Характеристика нефтеперерабатывающей промышленности
региона Ближнего и Среднего Востока.
на 01.01. каждого года.
| Показатель | |||||
| Число НПЗ | |||||
| Мощность НПЗ, млн. т | 252.6 | 263.6 | 265.9 | 271.1 | 283.1 |
| Средняя мощность НПЗ, млн. т | 6.01 | 6.28 | 6.33 | 6.45 | 6.43 |
| Доля в мировых мощностях, % | 6.90 | 7.11 | 7.14 | 7.13 | 7.23 |
Мощность арабских НПЗ к 2000 году должна возрасти до 3000 млн. т/год, если будут реализованы все намечаемые проекты.
Нефтепереработка стран Ближнего и Среднего Востока является неглубокой: суммарная доля вторичных процессов по отношению к мощностям первичной перегонки составила на 1.01.98г. 32% (в среднем по миру – 36,9%). Степень сложности и комплексности НПЗ региона Ближнего и Среднего Востока также невысокая. Страны региона Ближнего Востока при численности населения, составляющей 1,5% населения мира, контролируют 43% мировых запасов нефти, добывают 22% всей нефти в мире, перерабатывают 8,3% от всей переработанной нефти. Мощности НПЗ региона составляют 4,1% от мировых мощностей, причем по каталитическому крекингу всего 2,1%, каталитическому риформингу – 2,9%, по процессу гидрокрекинга – 9,1%, гидроочистки – 12,1%.
Таблица 5.
Мощности НПЗ в странах Ближнего Востока, (млн. т).
на 01.01.98 г.
| Страна | Чис-ло | Мощ-ность | Мощность вторичных процессов | |||||
| КК | КР | ГК | Кокс | ГО | ГОБ | |||
| Саудовская Аравия Кувейт ОАЭ Бахрейн Катар Оман | 82,5 44,3 14,3 12,4 2,9 4,3 | 5,2 1,9 - 2,1 - - | 9,7 2,4 1,5 0,8 0,6 0,8 | 4,4 8,0 1,3 2,4 - - | - 0,9 - - - - | 25,2 13,5 5,8 1,8 2,0 1,0 | 2,5 11,0 13,5 - - - | |
| Итого | 160,7 | 9,2 | 15,8 | 16,1 | 0,9 | 49,3 | 27,0 |
КК - каталитический крекинг; КР – каталитический риформинг; ГК – гидрокрекинг; Кокс – коксование;
ГО – гидроочистка; ГОБ – гидрооблагораживание;
Конверсионные мощности НПЗ стран региона составляют 29,2% от мощностей по прямой перегонке нефти. Индекс комплексности (Нельсона) НПЗ составляет 5,19, причем на заводах Кувейта он достигает 8,19. Средняя мощность НПЗ региона составляет 9,4 млн. т, средний выход бензина составляет 11,8%, нафты – 10,2%, керосина и реактивных топлив – 12,3%, газойля – 27,9%, мазута – 28,8%.
В перечень 25 самых крупных в 1997 г. нефтегазовых компаний мира входят: Saudi Aramco, Kuweit National Petroleum Co. Их активы составили соответственно 88,1 и 56,9 млрд. долл. Среди самых крупных в мире НПЗ
12-е место занимает завод компании Kuweit National Petroleum Co. В Мина Эль Ахмади – 21,8 млн. т/год. За период с 1980 г. мощность НПЗ региона возросла с 86,5 млн. т/год до 160,7 млн. т. в 1997 г., и по расчетам увеличится к 2010 г. до 200 млн. т.
Старейшим заводом по переработке нефти в Саудовской Аравии является НПЗ в г. Рас-Таннура, расположенном на побережье Персидского залива. Завод, принадлежащий государственной компании Saudi Aramco, был построен в 1945 г., имел мощность 2,5 млн. т/год. Модернизация завода была проведена в 80-е годы. В 1990 г. на заводе был грандиозный пожар. К настоящему времени мощность НПЗ достигла 15 млн. т/год. Имеются установки вакуумной перегонки 6,8 млн. т/год, каталитического риформинга 2,7 млн. т/год и т.д. Выход автобензина на переработанную нефть составляет 11,3%, нафты – 6,6%, газойля – 30,2%, мазута – 35,8%. Разработана обширная программа модернизации, оцениваемая в 1 млрд. долл.
Вторым по срокам ввода заводом компании Saudi Aramco в Саудовской Аравии – НПЗ в г. Джидда, расположенный на побережье Красного моря. Пуск состоялся в 1968 г. Первоначальная мощность – 3 млн. т/год, в 1978 г. была увеличена до 5 млн. т/год. В настоящее время мощность НПЗ в г. Джидда составляет 4,2 млн. т/год. В состав завода входят установки вакуумной перегонки мощностью 1,7 млн. т/год, каталитического риформинга – 0,15 млн. т/год. Выход бензина на переработанную нефть составляет 11,1%, нафты – 10,1%, газойля - 27,8%, мазута – 27,7%. Программой модернизации завода предусмотрено расширение установки гидроочистки до 1,0 млн. т/год с целью получения низкосернистых среднедистиллятных фракций.
Завод компании Saudi Aramco, расположенный недалеко от столицы королевства Эль-Рияда, был пущен в 1975 г. и имеет в настоящее время мощность 7,0 млн. т/год. Нефть на НПЗ поступает с месторождения Хураис по нефтепроводу длиной 140 км. На НПЗ имеются установки вакуумной дистиляции мощностью 2,6 млн. т/год, риформинга 1,8 млн. т/год. Выход бензина на переработанную нефть составляет 28,9%, газойля – 35,3%. В настоящее время на заводе начинается подготовка к реконструкции, которая должна завершиться к 2000 г. Основная цель реконструкции – улучшение качества автобензина.
Крупный НПЗ компании Saudi Aramco в г. Рабиг на побережье Красного моря пущен в 1985 г., однако начал работать в 1990 г. Его мощность сейчас составляет 16,3 млн. т/год. Имеет установку гидроочистки мощностью 2,35 млн. т/год и производит 3,75 млн. т. нафты, 7,8 млн. т. котельного топлива. Программа обновления НПЗ должна начаться в 1999 г. и продлиться до 2000 г. – это сооружение установок вакуумной дистиляции мощностью 8,6 млн. т, каталитического риформинга – 2,75 млн. т/год. Суммарная стоимость намечаемого расширения – 1,8 млрд. долл.
Все три НПЗ в Кувейте принадлежат государственной компании Kuweit National Petroleum Co. До войны с Ираком считались одними из современных в мире. В их сооружение были вложены огромные средства.
Первым из построенных в Кувейте НПЗ является завод в г. Мина-Эль-Ахмади (пуск в 1949 г.). Первоначальная мощность – 2,25 млн. т/год. К 1989г мощность достигла 18,5 млн. т/год. Во время войны с Ираком завод был разрушен, в настоящее время полностью восстановлен. Программой реконструкции завода предусмотрено увеличение мощности каталитического крекинга до 5 млн. т/год, строительство новой установки алкирования мощностью 0,225 млн. т/год.
С 1958 г. работает НПЗ в г. Мина-Абдулла. Первоначальная мощность завода, перерабатывающего тяжелую высокосернистую кувейтскую нефть, составляла 1,5 млн. т/год. После войны в Персидском заливе завод перерабатывал 5 млн. т. нефти в год, к настоящему времени мощность увеличена до 12,7 млн. т/год. В состав НПЗ входят установки гидрокрекинга мощностью 1,9 млн. т/год, замедленного коксования 3 млн. т/год. Выход нафты составляет 22% от переработанной нефти, газойля – 32%, мазута – 6%.
Модернизация НПЗ в Мина-Абдулла направлена, в основном, на возможность получения низкосернистого котельного топлива для электростанций, предприятий тяжелой промышленности и непосредственно как топлива на НПЗ Кувейта с целью улучшения экологических условий при сжигании мазута.
Завод в г. Эш-Шуайба, построенный в 1968 г., имел в свое время самую большую в мире установку гидроочистки. Завод был разрушен во время войны с Ираком, но в настоящее время восстановлен. Сегодняшняя мощность НПЗ – 8,7 млн. т/год. Здесь имеется крупная установка гидрокрекинга 2 млн. т/год, облагораживания высокосернистого газойля 2,1 млн. т/год. НПЗ Кувейта связаны между собой продуктопроводами и образуют интегрированный комплекс для обеспечения рынка.
В Объединенных Арабских Эмиратах имеется 3 НПЗ. Завод в г. Рувайс государственной компании Abu Dhabi National Oil Co., построенный в 1981., имеет мощность 6,6 млн. т/год. Выход бензина составляет 12,4% на перерабатываемую нефть, нафты – 6,7%. Проектируется увеличение мощности НПЗ до 8 млн. т/год, гидрокрекинга до 2,8 млн. т/год. Вторым этапом реконструкции НПЗ в г. Рувайс является сооружение двух линий по переработке газового конденсата суммарной мощностью около 7 млн. т/год. Программа создания мощностей по переработке газового конденсата на НПЗ в г. Рувайс оценивается в 1,3 млрд. долл.
Старейшим в регионе является НПЗ в г. Ситра (Бахрейн), построенный еще до Второй мировой войны (1936 г.). В настоящее время 60% акций завода принадлежат государственной компании Bahrain Petroleum Co. и 40% - Caltex (США). Однако Caltex заявляет о прекращении своей деятельности на этом заводе, поэтому он полностью перешел в государственную собственность Бахрейна. В настоящее время мощность НПЗ в г. Ситра составляет 12,5 млн. т/год. Поскольку внутренняя потребность нефтепродуктов в Бахрейне незначительна (0,5 млн. т/год), то основная продукция НПЗ (~12 млн. т/год) отправляется на экспорт в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. План реконструкции НПЗ в г. Ситра стал осуществляться в 1986 г. Основная идея реконструкции заключалась в снижении выпуска мазута и увеличении выхода высококачественного бензина. С этой целью планируется ввести новую установку риформинга мощностью 0,9 млн. т/год.
В Катаре (г. Умм-Сайд) имеется НПЗ фирмы National Oil Distribution Co. Завод был построен в 60-е годы и имел первоначальную мощность 0,65 млн. т/год. В 1983 г. здесь была пущена вторая очередь завода мощностью 2,9 млн. т/год, которая включает в себя установку каталитического риформинга мощностью 0,55 млн. т/год. Выход бензина составляет 21,9% на переработанную нефть, газойля – 33%, мазута – 28%.
В программе модернизации завода предусмотрено увеличение мощности по прямой перегонке нефти на 25%, сооружение установки каталитического крекинга мощностью 1,0 млн. т/год. Государственная компания Qatar General Petroleum Corp. Собирается организовать на заводе в Умм-Сайде переработку газового конденсата с гигантского месторождения Норт Филд (вместо того, чтобы экспортировать газовый конденсат). Предполагаемая мощность первой линии по переработке конденсата – 1.35 млн. т/год.
В Омане имеется завод государственной компании Ministry of Petroleum and Minerals. Завод, расположенный в г. Мина-Эль-Фахал, был пущен в 1982 г., в настоящее время имеет мощность 4,2 млн. т/год. Оператором завода является американская фирма Ashland Petroleum. В составе завода имеется установка каталитического риформинга мощностью 0,8 млн. т/год, на которой получают неэтилированный бензин. Дальнейшее расширение завода задерживается из-за ограниченности промышленной площадки, однако намечен ввод небольшой установки изомеризации. В перспективе в Омане проектируется создание еще одного НПЗ мощностью 2,5 млн. т/год, сырьем для которого будет мазут с завода в Мина-Эль-Фахал. Ориентировочная стоимость нового НПЗ – 500 млн. долл.
Кроме указанных мной заводов в плане расширения мощностей по переработке нефти в регионе фигурирует НПЗ в Дубае в г. Джебель-Али мощностью 3 млн. т/год. Этот проект был разработан 5 лет назад, но только сейчас начинает осуществляться.
Я считаю, что из всех перечисленных проектов реконструкции и расширения мощностей НПЗ наибольшее впечатление производит программа модернизации нефтеперерабатывающей отрасли Саудовской Аравии. Рассчитанная на 10-12 лет, эта программа суммарно оценивается в 16 млрд. долл. и в результате ее реализации предполагается, что Саудовская Аравия станет одной из крупных нефтеперерабатывающих стран мира. Но ряд проектов по финансовым соображениям были отложены или реализуются с задержками. Тем не менее нефтегазовые компании ближневосточных стран готовы вкладывать деньги как в реализацию программы модернизации НПЗ на собственной территории, приобретение активов нефтяных компаний других стран, так и в строительство НПЗ в регионе, куда в небольших размерах экспортируется их продукция – в странах юго-восточной Азии. В частности Kuweit National Petroleum Co. собирается инвестировать средства в строительство НПЗ в Индии. Компания Saudi Aramco инвестирует увеличение мощностей НПЗ на Филиппинах и в перспективе намечает создать СП по переработке нефти с Китаем, Индонезией и Японией.
В структуре экспорта нефтепродуктов также намечаются изменения (рис. 5). Из стран Ближнего Востока намечается в перспективе увеличение доли бензинов, реактивного и дизельного топлива и заметное снижение доли мазута. Отмечаемые тенденции являются откликом на намечаемый в перспективе рост потребления моторных топлив в Азиатско-Тихоокеанском регионе (основном регионе импорта) и подтверждают направление на углубление переработки в странах Ближнего Востока с целью увеличения выхода светлых нефтепродуктов за счет тяжелых остатков. Нефтеперерабатывающая промышленность региона является экспортно ориентированной. Это видно по масштабам производства, потребления и экспорта нефтепродуктов (табл. 6).
Важнейшей проблемой для нефтепереработки региона, продиктованной соображениями экологии, является улучшение качества нефтепродуктов. Актуальнейшее значение имеет переход на выпуск неэтилированного бензина. До сравнительно недавнего времени практически весь бензин в странах Ближнего Востока выпускался в виде этилированного бензина.
Рис. 5 График структуры экспорта нефтепродуктов из региона
Ближнего Востока (%).
Таблица 6.
Производство, потребление и экспорт нефтепродуктов
в странах Ближнего Востока, млн. т.
| Страна | Производство | Потребление | Экспорт | |||
| 1995г. | 2005г. | 1995г. | 2005г. | 1995г. | 2005г. | |
| Саудовская Аравия Кувейт Бахрейн ОАЭ Катар Оман | 75,8 32,0 12,4 9,7 2,6 3,8 | 102,5 43,3 12,5 19,7 4,2 4,.2 | 47,7 5,6 1,7 7,9 0,8 2,1 | 57,7 6,0 1,9 8,0 1,0 2,6 | 28,1 26,4 10,7 1,7 1,8 1,7 | 44,8 37,3 10,6 10,2 3,2 1,5 |
| Итого | 136,3 | 186,4 | 65,8 | 77,2 | 70,4 | 107,6 |
Хотя со временем степень содержания тетраэтилсвинца (ТЭС) в автобензине, выпускаемом НПЗ ближневосточных стран, снижалась, но отставание от требований времени было заметным. Стремление улучшить экологическую ситуацию вынуждает принимать меры по модернизации НПЗ, и мне кажется, что опыт НПЗ Саудовской Аравии должны использовать и другие страны.
Канада.
Канадский нефтяной комплекс, на мой взгляд, тесно связан с американским. Значительная часть добываемой в Канаде нефти экспортируется в США. Данные о канадском балансе нефти приведены в табл. 7.
Таблица 7.
Баланс добычи, потребления и экспорта нефти в Канаде (млн. т)[1]
| Показатель | 1986 г. | 1995 г. | 2005 г. |
| Добыча Внутреннее потребление Возможности для экспорта Реэкспорт Итого чистый экспорт | 78,7 68,2 10,5 13,2 23,7 | 98,3 75,9 22,4 29,7 52,1 | 117,7 80,3 37,4 29,5 66,9 |
В 1995 и 1996 гг. Канада экспортировала 11,3 и 17,6 млн. т. нефтепродуктов, а ввозила, соответственно, 6,7 и 6,8 млн. т. Я отмечу, что, экспортируя нефтепродукты, в первую очередь, автобензин, соответствующий американским стандартам, Канада ввозит из США так называемые “чистые” автомобили, т.е. автомобили, снабженные устройствами, уменьшающие вредные выбросы в окружающую среду.
Нефтеперерабатывающая промышленность Канады за последнее время активизировалась: мощности снижались, объемы переработки стабилизировались (рис.6).
Технологическая структура нефтеперерабатывающей промышленности Канады в последние годы изменилась незначительно. Наблюдается некоторое увеличение средней мощности канадских НПЗ, а также значительный рост мощностей по производству масел и битума (табл.8).
Таблица 8.
Изменение мощностей технологических процессов переработки нефти в Канаде в 1994-1997 гг.
| Процесс | Мощность на 01.01, млн. т/год | |||
| Прямая перегонка Число НПЗ (единиц) Средняя мощность НПЗ Каталитический крекинг Каталитический риформинг Каталитический гидрокрекинг Каталитическая гидроочистка Каталитическая гидрообработка Производство масел Производство битума | 94,0 3,8 19,6 18,0 10,5 3,2 37,0 0,9 6,3 | 95,4 3,8 20,0 18,2 10,9 1,4 40,1 0,9 4,4 | 92,4 4,0 19,0 17,4 10,8 1,4 38,0 0,8 4,4 | 92,6 4,2 19,3 17,4 10,9 1,9 38,4 2,1 7,0 |
Структура потребления нефтепродуктов в Канаде отличается от американской за счет большего удельного веса дизельных и котельных топлив.
По расчетам экспертов, спрос на нефтепродукты в Канаде на период до 2010 г. будет расти на 1,3% в год. Однако имеются мнения, что темп роста потребителя нефтепродуктов не превысит 0,4% в год до 2000 года.
Рис. 6 График Показатели развития нефтеперерабатывающей
промышленности Канады.
Среди новостроек и новых проектов в Канадской нефтеперерабатывающей промышленности следует отметить: установку гидрокрекинга мощностью 0,5 млн. т/год на заводе в Ньюфаундленде и установку гидродепарафинизации на заводе PetroCanada Lubricants в Миссисауга, провинция Онтарио. Канадский и американский нефтяные комплексы тесно связаны между собой. Когда американское агенство по защите окружающей среды провозгласило требование к качеству моторных топлив, многие канадские нефтяные фирмы стали искать пути удовлетворения этих требований. Поэтому часть канадских НПЗ выпускает реформулированный бензин, иначе говоря, эти заводы действуют в русле стратегии, разработанной их более могущественным соседом по континенту.
На мероприятия по улучшению качества моторных топлив и другую природоохранную деятельность нефтепереработки Канады затратили, по оценкам экспертов, от 1до 3 млрд. долл.
Столь значительные капиталовложения были израсходованы, несмотря на то, что, во-первых, состояние окружающей среды в Канаде, особенно в урбанизированных районах, не столь драматично, как в США; во-вторых, дополнительные затраты на природоохранные мероприятия для канадских нефтепереработчиков более чувствительны, так как они имеют менее совершенную и гибкую переработку, чем в США; в-третьих, канадские нефтепереработчики испытывают постоянный ценовой пресс конкурентов из США.
Тем не менее, в Канаде разработали и реализовали собственную схему производства реформулированного бензина. Автобензин получают смешением прогидрированных фракций прямогонного бензина, катализата платформинга и бутана. Такой бензин соответствует стандартам канадского рынка.
На НПЗ фирмы NARL в состав технологической схемы ввели установку гидрирования катализата риформинга мощностью 0,375 млн. т/год и стали добавлять в бензин покупной МТБЭ.
В результате указанных мероприятий выпуск автобензина увеличился, улучшились его экологические характеристики. Автобензин является реформулированным, отвечает американским стандартам и может продаваться на американском рынке.
Оксигенаты канадские производители могут как производить, так и экспортировать в США.
Япония.
Японская нефтеперерабатывающая промышленность по объему перерабатываемой нефти занимает третье место в мире после США и России, а по техническому уровню входит в число наиболее развитых отраслей этого профиля.
В период 1993-1996 гг. в нефтеперерабатывающей промышленности Японии наблюдается небольшой, но устойчивый рост мощностей по прямой перегонке нефти, каталитическому крекингу, риформингу и т.д.
В Японии постоянно функционируют 40 НПЗ. За последние 4 года число НПЗ уменьшилось всего на одну единицу. Средняя мощность японских НПЗ относительно невысока, порядка 6 млн. т/год, что уступает средней мощности российских НПЗ, но близко к уровню средней мощности американских и западноевропейских НПЗ.
Японская нефтеперерабатывающая промышленность, несмотря на свои масштабы и достаточно разветвленную технологическую структуру, не в состоянии полностью удовлетворить собственные потребности в ряде нефтепродуктов, что вызывает необходимость, помимо импорта нефти, ввозить дополнительно значительные объемы топлив, нефтехимического сырья и сжиженных газов.
Таблица 9.
Баланс производства и продаж нефтепродуктов в Японии.
| Показатель | |||||
| Сжиженные газы, млн. т/год Производство Продажа Разница Автобензин, млн. кл/год Производство Продажа Разница | 4,7 20,0 -15,3 46,5 47,2 - 0,7 | 4,5 19,7 -15,2 48,6 48,3 +0,3 | 4,5 19,5 -14,8 50,2 50,4 +0,2 | 4,9 19,0 -15 51,4 51,6 +0,2 | 4,8 20,0 -15,2 52,2 52,2 |
В течение последних лет цены на автобензин на японском рынке снижались. Если в 1994 финансовом году они составляли 122 иены/л (около 1 долл./л), то к маю 1997г. снизились до 102 иены/л, а в перспективе ожидается снижение цены автобензина до 90 иен/л. В целом японская нефтеперерабатывающая промышленность уменьшила суммарную валовую прибыль с 221 млрд. иен в 1994г. до 68 млрд. иен в 1996г., а рентабельность снизилась с 1,94 до 0,55%.