Винк нефтяные компании это

В 1990-е годы российский нефтяной сектор пережил невиданную по масштабам реструктуризацию: на базе принадлежавшего государству единого производственного комплекса были сформированы вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК), большинство из которых впоследствии перешло в руки частных собственников. Хотя реформаторы ельцинской эпохи пытаются приписать заслуги формирования ВИНК себе, на самом деле идеи образования таких компаний возникли еще в советские годы. Так, в 1988-1991 годах были созданы государственные концерны «Газпром», «Лангепас-Урал-Когалымнефть» (ЛУКОЙЛ) и ряд других.

Процесс формирования собственно ВИНК начался в 1992 году и получил новый импульс в 1994-1995 годах. Разумеется, сектор прошел и через этап приватизации, и через этап передела собственности (сначала — с использованием процедур банкротства и вывода активов, впоследствии — через более цивилизованные механизмы слияний и поглощений). Однако в целом можно утверждать, что история функционирования основных вертикально интегрированных нефтяных компаний в нынешнем их виде насчитывает примерно 10 лет.[7]

Как добывают нефть. Инфографика. Роснефть. How is oil produced?

Вертикальная интеграция нефтяного бизнеса началась в два этапа.

ВИНК «первой волны» (ЛУКОЙЛ, ЮКОС и «Сургутнефтегаз») были созданы в 1992 году. И это пример наиболее удачной компоновки активов, обеспечившей этим компаниям выигрышные стартовые условия. К тому же эти компании изначально были вовлечены в процессы либерализации экономики нефтяного рынка, в реформу нефтяного экспорта, раньше других прошли приватизацию.

ВИНК «второй волны» (СИДАНКО, «Славнефть», ТНК, «Сибнефть», ВНК, ОНАКО, «Коми ТЭК» и другие) были наспех скроены в 1994-1995 годах. Наследованные ими активы это в большей степени результат неких кабинетных компромиссов, нежели итог продуманной структурной политики. Наконец, единственная к настоящему времени государственная нефтяная компания «Роснефть» формировалась по остаточному принципу и по большому счету лишь к концу прошлого десятилетия начала функционировать как полноценная ВИНК. [8]

Нужно осознавать, что советское государство, начавшее реализацию идеи ВИНК было заинтересовано прежде всего в создании экономических агентов, ответственных за целевые сегменты территориально — производственной политики. Иными словами. ВИНК формировались как компании, «ответственные» за снабжение топливом определенных территорий.

При этом о таких понятиях, как структура рынка и создание конкурентной среды, в то время практически никто не задумывался. Собственно, и «пионерные» ВИНК – ЛУКОЙЛ, ЮКОС и «Сургутнефтегаз» — представляли собой достаточно эффективные примеры территориально-производственной политики в советском понимании. Впоследствии идея «размножения» ВИНК попала на крайне неудачную почву. В первой половине 1990-х годов решения о формировании дальнейшей структуры этих компаний принимались двумя группами чиновников, далеких от долгосрочных экономических стратегий. С одной стороны, это были традиционные «отраслевики» и «красные директора», рассматривавшие ВИНК, как перспективные «площадки захвата» в ходе вывода активов и «управляемой» приватизации. С другой — «либералы-реформаторы», которых волновали в первую очередь вопросы быстрого разгосударствления собственности и в последнюю вопросы экономической жизнеспособности новых компаний и структуры будущего рынка. [9]

ВИНК ВОЛШЕБНАЯ ПЫЫЫЛЬ

В результате ВИНК «второй волны», созданные в 1994-1995 годах, оказались сплошь и рядом мертворожденными, нежизнеспособными компаниями. Часть из них фактически прекратила существование (в первоначальном виде) естественным, рыночным путем (как, например, СИДАНКО, территориальная структура которой может считаться примером абсолютно случайной компоновки активов, лишенной какой либо экономической и производственной логики), а часть «засиделась» в виде госкомпаний («Коми ТЭК», ВНК, ОНАКО, «Славнефть») и была скуплена на приватизационных аукционах или иными способами в 1999-2002 годах окрепшими и значительно более крупными ВИНК «первой волны», ставшими уже к тому времени полноценными высококапитализированными компаниями со вполне рыночной системой экономической организации.

Впрочем, в целом крайне неудачный итог формирования ВИНК «второй волны» имеет два исключения. ТНК (которая получила крупнейшее западносибирское нефтедобывающее объединение «Нижневатовскнефтегаз») и «Сибнефть» (получившая также одно из крупнейших нефтедобывающих объединений в Западной Сибири «Ноябрьскнефтегаз») все-таки смогли не только сохранить, но и улучшить собственные рыночные позиции.[8]

За последние года вертикально интегрированные нефтяные компании добились существенных приростов добычи на своих месторождениях.

Плохие показатели по динамике добычи у компании «Башнефть», причиной чего является неудачное управление компанией. Но за последние годы темпы падения добычи существенно сократились. Необходимо учитывать, что «Башнефть» эксплуатирует наиболее истощенные и обводненные месторождения, поэтому в компании эффективно применяются прогрессивные методы повышения нефтеотдачи.

Постоянно плавно увеличивает добычу нефти такая компания, как «Сургутнефтегаз». С момента своего образования «Сургутнефтегаз» располагала небольшими, но насыщенными нефтеносными площадями в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО). Компания делает ставку исключительно на интенсивное развитие имеющихся в ее распоряжении бизнеса (месторождений, перерабатывающих мощностей и инфраструктуры) и не участвовала в захватах других компаний. Компания имеет один из самых высоких показателей использования эксплуатационного фонда скважин. В последнее время стратегия менеджмента компании изменилась, в результате чего «Сургутнефтегаз» приобрела ряд новых лицензий в ХМАО (за рекордно большие суммы) и на территории Темано-Печоры.[5]

В период после 2001 года нефтепереработка развивалась более динамично, чем нефтедобыча. Более энергичную динамику роста производства нефтепродуктов по сравнению с нефтедобычей можно прокомментировать двояким образом.

Во-первых, рост добычи нефти в последний период опережал рост экспорта сырой нефти из-за ограниченности пропускных экспортных возможностей России. Одновременно на Западе возрос спрос на нефтепродукты. Это стимулировало российские ВИНК к реализации новых проектов, связанных с нефтепереработкой.

Вторым важным фактором, подстегнувшим компании к увеличению объемов первичной переработки, является ситуация на внутреннем рынке. После финансового кризиса в 2001 году совокупный внутренний спрос на нефтепродукты сократился, однако изменился качественно. Резко возросла денежно составляющая спроса. В результате, если раньше внутренний рынок как бы навязывался российским ВИНК, то после кризиса они охотно работают на нем сами. Реализация нефтепродуктов на внутреннем рынке стала высокодоходным бизнесом. Таким образом, можно констатировать, что динамика первичной переработки является важным показателем качества нефтяных компаний.[1]

Компания «ЛУКойл» нарастила объемы первичной переработки за счет приобретения Ухтинского НПЗ. Компани «ЮКОС» реализовала несколько крупных проектов на НПЗ самарской группы. Кроме того, прирост производства был достигнут за счет включения в состав компании Ачинского НПЗ (вместе с ВНК) и использования мощностей Ангарского завода. ТНК за рассматриваемый период реализовала крупный проект реконструкции Рязанского НПЗ.[10]

Показатели глубины переработки нефти являются индикаторами настроенности нефтяных компаний на внутренний рынок, поскольку основными продуктами экспорта являются топочный мазут и дизельное топливо. Бензина экспортируется значительно меньше. Рентабильность продаж нефтепродуктов на внутреннем рынке напрямую зависит от глубины переработки.[21]

Безусловные достижение по увеличению глубины переработки достигла компания «Сургутнефтегаз». Хотя единственный НПЗ компании экспортоориентирован, рост глубины переработки на нем свидетельствует о том, что компания стала уделять большое внимание внутреннему рынку. Наличие у компании только одного завода облегчило задачу реконструкции нефтепереработки. Более сложную задачу в этой области решала компания «ЮКОС». Стабильную динамику глубины переработки компании «ЛУКойл» также можно считать достижением, поскольку в ее

состав вместе с КомиТЭК вошел Ухтинский НПЗ – один из самых старых в стране.[16]

Самое высокое соотношение экспорта и добычи нефти сохранялось у «Роснефти». Однако в 2002 году, в период смены руководства, наблюдалось падение экспорта. Динамика отношения экспорта нефти и объема добычи свидетельствует о типе отношений нефтяных компаний и власти. Так, например, ТНК и «ЛУКойл» за последние года в этих взаимоотношениях достигли серьезных успехов, но отношения эти нельзя назвать ровными – после 2001 года произошло некоторое осложнение.[13]

Уровень и динамика капитальных вложений в основные фонды по компаниям являются важнейшими показателями, характеризующими стратегию управления компанией. Компания может быть ориентирована на длительное развитие месторождений нефти, на которых она работает, на поглощение действующих компаний и на приобретение лицензий на новые месторождения. На инвестиционную активность компаний влияют налоговая система, система государственного регулирования в целом и мировая конъюнктура на энергоносители.[22]

Лидером по уровню инвестиций в основные производственные фонды является нефтяная компания «Сургутнефтегаз». Компания делает основной упор на получение наибольшей отдачи от своих дейсвующих предприятий. Для «ЛУКойла», «ЮКОСА», и ТНКа в целом характерна стратегия не только на инвестиции в действующие производства, но и на финансовые вложения в покупку новых бизнесов, приобретение лицензий, ценных бумаг. [10]

Глава 2. Деятельность вертикально интегрированных нефтяных компаний России

Источник: kazedu.com

ОСОБЕННОСТИ ВЕРТИКАЛЬНО-ИНТЕГРИРОВАННЫХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ

Понятия, виды и причины вертикальной интеграции. Степень вертикальной интеграции

Вертикальная интеграция возникает в первую очередь там, где существует технологическая взаимозависимость между последовательно происходящими производственными процессами. Она представляет собой кооперацию между несколькими, принадлежащими холдингу компаниями или дивизионами (филиалами) корпорации, обеспечивая, тем самым, достаточную гибкость при решении технологических и управленческих задач. При этом следует отличать вертикальную интеграцию, объединяющую несколько самостоятельных бизнесов, от последовательного производственного цикла в одной компании.

Вопросу вертикальной интеграции посвящено достаточно большое количество работ. Это объясняется тем большим значением, которая она играет в жизни многих компаний.

Выбор схемы реализации вертикальной интеграции в виде дочерних компаний или филиалов зависит, прежде всего, от действующих в стране законов, принятой деловой практики и определяется в рамках корпоративной стратегии.

Вертикальная интеграция играет важную роль в нефтегазовом бизнесе. Она представляет собой сочетание различных производственных процессов внутри одной компании или группы компаний, которые могут осуществляться в нескольких географических районах: от разведки нефтяных и газовых месторождений до добычи углеводородов, их дальнейшей переработки и реализации конечному потребителю («от скважины до бензоколонки»). Такие производственные процессы, как бурение скважин и их ремонт,

транспортировка углеводородов и другие, многими компаниями включаются в upstream или downstream. Компании, выполняющие подобные работы, называются сервисными компаниями. Они позволяют добиваться более эффективного выполнения coответствующих функций в основном бизнесе нефтяной компании. Вертикальная интеграция позволяет компаниям снижать бизнес-риски, увеличивая их рыночную и экономическую стоимость.

Классификация вертикальной интеграции:

— полная интеграции, при этом компания осуществляет весь цикл производственно-технологического процесса, возникает единая цепочка стоимости;

— неполная или частичная интеграция, при этом часть продукции производится компанией самостоятельно, а другая часть приобретается на рынке;

— квазиитеграция возникает вследствие взаимодействия с другими компаниями (через создание альянсов, ассоциаций) без осуществления расходов (за исключением организационных), но и без перехода прав собственности.

Классификация вертикальной интеграции представлена на рисунке 2.1.

По характеру направленности интеграции и положению компаний в технологической цепочке или цепочке создания ценности вертикальная интеграция может быть разделена на прямую и обратную интеграцию.

Компании могут интегрироваться «назад» к поставщикам сырья и полуфабрикат — восходящая интеграция, — обеспечивая гарантированными поставками выполнение своего производственного процесса. Другой целью такой интеграции может стать желание получить доступ к новой технологии, критичной для основного бизнеса.

Компании, интегрирующиеся «вперед», объединяют свои усилия с производителями полуфабрикатов, конечной продукции, розничными сетями в зависимости от местоположения интегрирующейся компании в операционной цепочке — нисходящая интеграция. Такой вид интеграции позволяет получить большее количество информации о своих потребителях и осуществлять контроль за состояние дел в последующих звеньях производственной цепочки.

В нефтегазовом бизнесе к upstream относятся разведка и добыча углеводородов, к downstream — переработка и маркетинг (реализация).

*Все без исключения нефтяные компании в России созданы на базе государственных приватизированных предприятий. К категории новых АО могут быть отнесены только дочерние предприятия, созданные самой нефтяной Группой.

Рисунок 2.1- Классификация вертикально интегрированных нефтяных компаний

Эффективность вертикальной интеграции особенно высока при создании полного производственного цикла с продажами и обслуживанием конечных потребителей продукции, исключая появление перепродавцов.

Одной из главных целей вертикальной интеграции является снижение издержек вследствие замены рыночного обмена внутренней организацией. Это достигается сокращением трансакционных издержек на рынках полуфабрикатов, при организации продаж готовой продукции, то есть с помощью интернализации, которая представляет собой замену рыночного обмена на внутреннюю организацию. В этом случае отдельные бизнесы могут быть включены в состав корпорации на правах дивизиона. Однако, начиная с определенного размера корпорации, стоимость административных и организационных расходов может превысить экономию от интернализации, поэтому более привлекательным становится рыночный обмен.

В тех случаях, когда бизнесы представлены дочерними компаниями или даже группами компаний, возможно использование механизма трансфертных цен для снижения налогов с оборота и НДС, увеличивая тем самым стоимость компаний.

С помощью вертикальной интеграции появляется возможность добиться снижения возникающих рисков:

— интеграция «назад» гарантирует обеспечение сырьем в момент его дефицита и защиту от ценового диктата со стороны независимых поставщиков;

— интеграция «вперед» позволяет влиять на рынки, обеспечивая продажу своей продукции и защиту от диктата цен со стороны перепродавцов.

В процессе подготовки вертикально интегрированной холдинговой компанией единой стратегии группы компаний появляется возможность лучшего понимания происходящих в каждом из бизнесов и изменений, согласовывать и координировать действия каждой компании в отдельности и всей группы в целом. Наличие собственного внутреннего производства и потребления, частично покрывающего потребности или обеспечивающего продажи, позволяет добиваться наилучших условий со стороны независимых поставщиков или потребителей, увеличивая прибыль и сохраняя гибкость.

Интенсивность вертикальной интеграции зависит как от отрасли, так и от тех возможностей, которыми обладает та или иная компания.

Вертикально интегрированный нефтяной концерн представляет собой группу компаний, принадлежащих холдингу и объединенных в несколько бизнесов: разведка и добыча нефти, ее переработка, нефтехимия и химия, заправочные сети, а также сервисные компании, которые могут быть также выделены в самостоятельные бизнесы.

Вертикальная интеграция позволяет компании снизить капитальные и эксплуатационные затраты за счет уменьшения суммы уплачиваемых налогов, стоимости затрат зa счет снижения рисков, экономии времени, затрачиваемом на подготовку контрактов, обеспечения стабильности цен и поставок. Последнее условие может быть выполнено с использованием таких мер, как отказ от консервации скважин, даже при существовании низких цен на нефть, а также с помощью максимальной загрузки скважин и снижения времени простоя.

Недостатки вертикальной интеграции проявляются при неудачно сложившейся рыночной конъюнктуре, когда компании необходимо покрывать постоянные затраты от убыточных бизнесов. Кроме того, низкорентабельные или ставшие малоперспективными бизнесы снижают рыночную стоимость вертикально интегрированной компании.

Измерение степени вертикальной интеграции. Вертикальная интеграция в нефтяном бизнесе существует более 100 лет, и на сегодняшний день практически все нефтегазовые компании являются вертикально интегрированными. Ведущие нефтяные компании являются владельцами значительных запасов нефти, нефтеперерабатывающих заводов, нефтепроводов и заправочных сетей.

Степень интеграции нефтяной отрасли — самая высокая из всех отраслей промышленности, согласно, этот показатель равен 0,67, для сравнения, в машиностроении — 0,305, пищевой промышленности — 0,303.

Тем не менее, в нефтяной промышленности еще остаются неинтегрированные или, по-другому, независимые компании, которые не могут или не хотят интегрироваться в силу разных причин. Несмотря на то, что их число сокращается, они занимают определенную нишу. Независимые компании могут выжить на рынке за счет уменьшения нормы прибыли, специализации, отказа от больших размеров бизнеса, используя в качестве своего преимущества не эффект масштаба, а гибкость и оперативность работы с покупателями, либо, занимая ниши, которые неинтересны крупным компаниям в силу таких причин как: географические особенности, небольшие рентабельность или размер рынка.

Принятие решения о степени вертикальной интеграции компании или группы компаний зависит от приобретаемых выгод и цены, которую необходимо за них заплатить. В этом случае возникает необходимость выбора, что лучше: создание небольшой вертикально интегрированной компании или достаточно крупной специализированной компании, например, нефтедобывающей? Увеличение капитала за счет привлечения новых акционеров или присоединение к крупному вертикально интегрированному холдингу?

При принятии решения необходимо учитывать не только возникающие прямые экономические эффекты, но и эффекты, создаваемые единой корпоративной стратегией и более эффективным оперативным управлением компаниями.

Получаемые от вертикальной интеграции выгоды должны превышать расходы на ее осуществление с учетом возможных изменений бизнес-среды, временной стоимости денег и возможных рисков. При определении степени вертикальной интеграции должно быть учтено условие сохранения финансовой устойчивости компании. Излишне приобретенные мощности могут создать отрицательный эффект в случае изменения конъюнктуры рынка, возникновения непредвиденных ситуаций (аварий, военных действий в районе и т.п.) или ошибок, которые могут быть совершены менеджерами при управлении компанией или отдельными бизнесами.

При ухудшении рыночной конъюнктуры может сложиться ситуация, когда продажи компании уменьшатся, что повлечет за собой рост постоянных издержек. Поэтому появляется необходимость учитывать возможные изменения среды и подбирать параметры структуры компании таким образом, чтобы не «разбалансировать» ее в подобных ситуациях. Ограничениями на степень интеграции «сверху» являются высокие риски и падение доходности вследствие возникающего отрицательного эффекта масштаба.

Для оценки степени интеграции между нефтедобычей и нефтепереработкой предложен коэффициент самообеспеченности нефтью [7] (КСН) (Refining Self Sufficiency Ratio), который делится на внутренний (КСНвнутр) (Domestic Self Sufficiency Ratio) и глобальный (КСНсумм) (World Wide Self Sufficiency Ratio):

КСН внутр= ВДН/ВПН; (2.1)

КСН сумм= (ВДН+ВнДН)/(ВПН+ВнПН). (2.2)

где ВДН — внутренняя добыча нефти;

ВнДН — внешняя добыча нефти;

ВПН — внутренняя переработка нефти на НПЗ;

ВнПН — внешняя переработка нефти на НПЗ.

Степень вертикальной интеграции измеряется с помощью показателя вертикальной интеграции, представляющего собой отношение годового объема добытых жидких углеводородов к годовому объему переработанных, что фактически совпадает с коэффициентом самообеспеченности.

Показатели вертикальной интеграции некоторых нефтяных компаний за период 2003-2005 гг. на основании исследования представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Изменение среднего значения показателей вертикальной интеграции нефтяных компании за период 2003-2005 гг.

Показатель вертикальной интеграции

Источник: studentopedia.ru

Нефтепереработка

В ЛУКОЙЛ входят четыре НПЗ в России (в Перми, Волгограде, Нижнем Новгороде и Ухте), два НПЗ в Европе (Румыния и Болгария), также ЛУКОЙЛу принадлежит 45%-я доля в НПЗ в Нидерландах. Суммарная мощность НПЗ составляет 66,2 млн т.

Заводы Компании располагают современными конверсионными и облагораживающими мощностями и выпускают широкий спектр качественных нефтепродуктов. Российские заводы по технологическому уровню мощностей и показателям эффективности превосходят среднероссийский уровень, а европейские заводы Компании не уступают конкурентам и расположены вблизи ключевых рынков сбыта.

Переработка нефти на собственных НПЗ в 2022 году

Модернизация

В 2016 году была завершена масштабная программа модернизации с суммарными инвестициями около 12 млрд долл., в результате которой построено 12 современных установок по вторичной переработке и облагораживанию сырья (11 в России и одна в Болгарии). Реализация программы позволила ЛУКОЙЛу стать первой компанией в России, повысившей экологический класс производимых моторных топлив до Евро-5. Также была повышена эффективность производства и существенно увеличена доля нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью в производимой корзине.

С 2017 года Компания реализует точечные проекты модернизации на российских заводах.

В 2022 году Группа завершила реализацию следующих проектов:

• На Нижегородском НПЗ завершен крупнейший точечный проект в рамках модернизации нефтеперерабатывающих активов Компании — запущен комплекс переработки нефтяных остатков мощностью по сырью 2,1 млн т в год. В состав Комплекса входят установки замедленного коксования, гидроочистки дизельного топлива и бензина, газофракционирования, производства водорода и серы. Реализация проекта позволит увеличить мощность производства дизельного топлива экологического класса Евро-5 на 1,1 млн т в год, сократить долю мазута в корзине продукции, обеспечив синергию с действующими технологическими объектами НПЗ. В результате запуска комплекса выход светлых нефтепродуктов на Нижегородском НПЗ увеличен до исторического максимума – с 63% в 2021 году до 70% в декабре 2022 года.
• На Волгоградском НПЗ завершен проект масштабной реконструкции технологической установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-5 мощностью 3,5 млн т в год и установки селективной очистки масел мощностью 300 тыс. т в год. Реализация проекта ЭЛОУ-АВТ-5 позволит увеличить объем переработки нефтяного сырья на 400 тыс. т в год, нарастить производство керосина и дизельных фракций. В результате внедрения современных технологических и цифровых решений повысится энергоэффективность производства и снизятся удельные показатели выбросов углекислого газа.

20182019202020212022

Переработка нефтеного сырья, млн т	67,316	68,746	58,608	62,959	70,056
Выпуск нефтепродуктов, млн т	63,774	65,081	54,964	60,015	65,766
Выход светлых, %	71	73	72	73	72
Глубина переработки, %	88	89	93	92	90
Индекс Нельсона	8,6	8,6	8,6	8,7	9,2

Российские НПЗ

20182019202020212022

Объем переработки, млн т	43,189	44,154	40,109	42,616	44,040
Выход светлых нефтепродуктов (без мини-НПЗ), %	69,3	69,9	69,8	70,4	71,2
Глубина переработки (без мини-НПЗ), %	88,0	88,7	91,4	89,4	90,1

Волгоградский НПЗ

• Нефтеперерабатывающий завод топливно-масляного профиля
• Расположен в южном регионе России
• Перерабатывает смесь легких западно-сибирских и нижневолжских нефтей
• Нефть на завод поступает по нефтепроводу Самара-Тихорецк
• Готовая продукция отгружается железнодорожным, речным и автомобильным транспортом
• Основные конверсионные процессы — установки коксования (2 шт. мощностью 24,0 тыс. барр./сут), гидрокрекинга (мощностью 67,0 тыс. барр./сут)

История завода Завод введен в эксплуатацию в 1957 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1991 году. В начале 2000-х гг. введены в эксплуатацию станция смешения бензинов и эстакада слива нефти, установки гидроочистки дизельного топлива, стабилизации прямогонных бензинов и газофракционирования предельных углеводородных газов.

В 2004—2010 гг. введена первая очередь установки прокалки кокса, установка изомеризации, построена установка каталитического риформинга. Реконструирован и введен в эксплуатацию вакуумный блок установки АВТ-6. Начато производство дизельного топлива под маркой «ЭКТО».

В 2010—2014 гг. выполнена модернизация гидроочистки дизельного топлива, введены в эксплуатацию блок концентрирования водорода, установка замедленного коксования, установка гидроочистки дизельного топлива, вторая нитка установки прокаливания кокса. В 2015 году введена в эксплуатацию установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-1, позволяющая повысить эффективность переработки и увеличить мощность по переработке нефти до 15,7 млн т/год.

В 2016 году состоялся ввод в эксплуатацию комплекса глубокой переработки вакуумного газойля. Мощность крупнейшего в России Комплекса глубокой переработки вакуумного газойля составляет 3,5 млн т/год. Он был построен в рекордно короткие сроки — за 3 года. В состав комплекса также вошли установки по производству водорода и серы, объекты заводского хозяйства.

В 2017 году успешно выведена на проектный режим установка гидрокрекинга, построенная в 2016 году. Это позволило существенно улучшить корзину нефтепродуктов завода за счет замещения вакуумного газойля продукцией с высокой добавленной стоимостью, в первую очередь дизельным топливом класса Евро-5.

В 2019 году на Волгоградском НПЗ начался выпуск низкосернистого судового топлива (мазута), соответствующего правилам международной конвенции МАРПОЛ. В 2020 году завершилось строительство установок деасфальтизации и фракционирования остатка гидрокрекинга. Объекты вошли в состав комплекса производства высокоиндексных масел. В 2022 году завершен проект масштабной реконструкции технологической установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-5 мощностью 3,5 млн т в год и установки селективной очистки масел мощностью 300 тыс. т в год.

Пермский НПЗ

• Нефтеперерабатывающий завод топливно-масляно нефтехимического профиля
• Расположен в 9 км от г. Пермь
• Перерабатывает смесь нефтей с месторождений севера Пермской области и Западной Сибири
• Нефть на завод поступает по нефтепроводам Сургут-Полоцк и Холмогоры-Клин
• Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу Пермь-Андреевка-Уфа
• Основные конверсионные процессы — установки гидрокрекинга T-Star (65,2 тыс. барр./сут), каталитического крекинга (9,3 тыс. барр./сут), коксования (56,0 тыс. барр./сут)

История завода Завод введен в эксплуатацию в 1958 году, и в 1991 году вошел в состав ЛУКОЙЛа. В 1990-х гг. на заводе реализована программа реконструкции коксовой установки, построена установка вакуумной дистилляции мазута, создано производство масел, введена в строй установка по утилизации сероводорода и производству серной кислоты.

В 2000-х гг. введены комплекс глубокой переработки нефти, установка изомеризации, проведены реконструкция установок АВТ и модернизация атмосферного блока установки АВТ-4. В 2008 году мощность НПЗ была увеличена до 12,6 млн т/год.

В 2011—2014 гг. увеличена до 1 млн т/год мощность установки замедленного коксования, модернизирована установка гидроочистки дизельного топлива, завершено техническое перевооружение вакуумного блока установки АВТ-4. В 2015 году введен в эксплуатацию Комплекс переработки нефтяных остатков, что позволило перейти на безмазутную схему и увеличить выход светлых нефтепродуктов, завершено также строительство энергоблока установленной мощностью 200 МВт.

В 2016 году завершена реконструкция Блока гидродеароматизации дизельного топлива установки гидрокрекинга. В 2017 году введена в эксплуатацию эстакада слива мазута мощностью до 1 млн т в год. Эстакада увеличила межзаводскую интеграцию и позволила обеспечить комплекс переработки нефтяных остатков и установку производства битума Пермского НПЗ тяжелым нефтяным сырьем с Нижегородского НПЗ. 2018 году на Пермском НПЗ введена в эксплуатацию инфраструктура для приема мазута, что позволило увеличить загрузку установок замедленного коксования и повысить межзаводскую оптимизацию внутри Группы.

Нижегородский НПЗ

• Нефтеперерабатывающий завод топливно-масляного профиля
• Расположен в г. Кстово Нижегородской области
• Перерабатывает смесь нефтей из Западной Сибири и Татарстана
• Нефть на завод поступает по нефтепроводам Альметьевск-Нижний Новгород и Сургут-Полоцк
• Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по трубопроводу
• Основные конверсионные процессы — установка каталитического крекинга (80,0 тыс. барр./сут), установка висбрекинга (42,2 тыс. барр./сут)

История завода Завод введен в эксплуатацию в 1958 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 2001 году. В 2000-х гг. реконструированы установки АВТ-5 и гидроочистки масел. Введены в эксплуатацию установка каталитического риформинга, установка изомеризации бензинов, модернизирован атмосферный блок АВТ-6.

Реконструирована установка гидроочистки, что позволило начать выпуск дизельного топлива по стандарту Евро-5. В 2008 году введена установка висбрекинга гудрона мощностью 2,4 млн т/год, что способствовало увеличению выпуска вакуумного газойля и снижения выпуска топочного мазута.

В 2010 году введен в эксплуатацию комплекс каталитического крекинга вакуумного газойля, благодаря этому увеличено производство высокооктановых бензинов и дизельного топлива. Проведена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива. В 2011—2014 гг. введена в эксплуатацию установка фтористоводородного алкилирования, завершена реконструкция АВТ-5.

В 2015 году введены в эксплуатацию Комплекс каталитического крекинга 2 и Вакуумный блок ВТ-2. В 2016 году была расширена сырьевая корзина. В 2017 году начато производство бензина премиум-класса ЭКТО 100 с улучшенными эксплуатационными свойствами. Также принято окончательное инвестиционное решение о строительстве комплекса замедленного коксования мощностью 2,1 млн т в год по сырью.

Сырьем для комплекса станут тяжелые остатки нефтепереработки, а основными видами продукции – дизельное топливо, прямогонный бензин и газовые фракции, а также темные нефтепродукты – вакуумный газойль и кокс. Строительство комплекса и связанные с ним оптимизационные мероприятия позволят увеличить выход светлых нефтепродуктов на Нижегородском НПЗ более чем на 10%.

Увеличение мощности вторичной переработки наряду с оптимизацией загрузки завода позволит значительно сократить выпуск мазута. В 2018 году начато строительство комплекса замедленного коксования и установки изомеризации.

В 2021 году введена в эксплуатацию установка изомеризации ПЕНЕКС, предназначенная для переработки лёгкой бензиновой фракции в высокооктановый компонент товарного бензина по технологии низкотемпературной изомеризации. Расчётная мощность комплекса по сырью – 800 тыс. т в год. В 2022 году завершен крупнейший точечный проект в рамках модернизации нефтеперерабатывающих активов Компании — запущен комплекс переработки нефтяных остатков мощностью по сырью 2,1 млн т в год. В состав Комплекса входят установки замедленного коксования, гидроочистки дизельного топлива и бензина, газофракционирования, производства водорода и серы.

Ухтинский НПЗ

• Нефтеперерабатывающий завод топливного профиля
• Расположен в центральной части Республики Коми
• Перерабатывает смесь нефтей с месторождений Республики Коми
• Нефть на завод поступает по нефтепроводу Уса-Ухта
• Готовая продукция отгружается железнодорожным и автомобильным транспортом
• Основные конверсионные процессы — установка висбрекинга (14,1 тыс. барр./сут)

История завода Завод введен в эксплуатацию в 1934 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1999 году. В 2000-х годах реконструирована установка АТ-1, введены установка гидродепарафинизации дизтоплива, эстакада слива нефти и налива темных нефтепродуктов. Завершен первый этап реконструкции комплекса каталитического риформинга, что увеличило мощность процесса на 35 тыс. т/год.

Был введен блок для повышения концентрации водорода на установке гидродепарафинизации, построена вторая очередь комплекса эстакады слива и налива нефти и нефтепродуктов, завершено перевооружение установки каталитического риформинга, пущена установка висбрекинга гудрона мощностью 800 тыс. т/год, что позволило увеличить производство вакуумного газойля. В 2009 году завершено строительство блока изомеризации.

В 2012 году завершено техническое перевооружение реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива ГДС-850. В 2013 году введена в эксплуатацию установка АВТ после реконструкции, увеличена мощность вакуумного блока до 2 млн т/год. Завершен проект по строительству узла слива газового конденсата. В 2014-2015 гг. продолжалось техническое перевооружение предприятия.

Источник: lukoil.ru