1. Все ближе к финишу. «ТАНЕКО» и Антипинский НПЗ реализуют последние этапы строительства

Все ближе к финишу. «ТАНЕКО» и Антипинский НПЗ реализуют последние этапы строительства

29.05.2014

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.

вернуться в список