Список мини нпз в казахстан — Рейтинг сайтов по тематике. Мини нпз казахстана список
rankw.ru Малым НПЗ Казахстана придется закрыться — Forbes Kazakhstan28-29 июня в Алматы проходит конференция «Argus. Нефтегазовый рынок Казахстана и Центральной Азии 2017». В ходе мероприятия были затронуты наиболее острые вопросы для нефтегазовой отрасли РК. Больше всего присутствующих интересовала судьба малых НПЗ и отмена запрета на экспорт светлых нефтепродуктов. В 2019 Министерство энергетики РК планирует снять запрет на экспорт светлых нефтепродуктов. Участники конференции поинтересовались как это отразится на ценах на внутреннем рынке ГСМ. Генеральный директор ассоциации Kazenergy Болат Акчулаков отметил, что модернизация стоила больших инвестиций, и чтобы их вернуть, отечественным НПЗ будет необходимо выйти на внешние рынки. - Кому можно, а кому нельзя будет поставлять светлые нефтепродукты на внешние рынки, определит Министерство энергетики РК. Скорее всего, ведомство разработает график поставок по квотам. Здесь важно будет соблюсти принцип справедливости. Если мы совсем откроем рынок, то его необходимо будет контролировать, - сказал Болат Акчулаков. Директор департамента управления проектами модернизации НПЗ «КазМунайГаз» Кайрат Уразбаев сообщил, что при отмене запрета логичнее всего будет ориентировать Павлодарский НПЗ на внутренний рынок, Шымкентский НПЗ – на рынок Азии, Атырауский НПЗ – на Европу. - Такое распределение обусловлено географическим расположением заводов. Избыток, который мы получим в результате завершения модернизации НПЗ, в любом случае пойдет на внешние рынки, - подчеркнул Кайрат Уразбаев. Рауф Гусейнов. Завершение модернизации отечественных нефтеперерабатывающих заводов приведет к увеличению выпускаемой ими продукции. Из зала прозвучал вопрос: что будет с маленькими НПЗ? - Сегодня нет плана того, чем будут заниматься малые НПЗ РК. В Казахстане зарегистрировано более 30 малых НПЗ, из них постоянно функционирует не более 8-10 заводов. Наиболее успешным из малых НПЗ является «Конденсат», который первым начал выпускать бензин стандарта Евро 5. Что будут делать остальные, непонятно. Одним из вариантов их развития является консолидация с крупными заводами, как это произошло в Польше. Но всё-таки большинству придется закрыться. Такая ситуация характерна для всех стран СНГ, - ответил на вопрос редактор «Argus рынок Каспия» Рауф Гусейнов. forbes.kz ПродукцияПеречень услуг по переработке сырой нефти и (или) газового конденсатаВ соответствии с паспортом производства, утвержденного 30.05.2012г. ТОО "Атырауский нефтеперерабатывающий завод" основным видом деятельности является переработка нефти по топливному варианту. Установленная мощность по переработке нефти с учетом модернизации и реконструкции предприятия 4,906 млн.тонн/год. Производительность каждой установки устанавливается в зависимости от загрузки сырьем и ассортимента, перерабатываемых нефтей. В соответствии с постановлением Правления Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 27 декабря 2012 года №48, уровень цены ТОО "Атырауский нефтеперерабатывающий завод" на переработку сырой нефти с 1 января 2013 года утвержден в размере 11 807,6 тенге за одну тонну (без учета НДС 12%). Виды нефтепродуктов, производимые в ТОО "Атырауский НПЗ"1 Автобензин А-80 (АИ-80) ТУ 38.001165-2003 "Бензины автомобильные экспортные. Технические условия" 2 Автобензин А-92 (АИ-92) ТУ 38.001165-2003 "Бензины автомобильные экспортные. Технические условия" 3 Автобензин Премиум-95 ГОСТ Р 51105-97 "Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия" 4 Топливо дизельное Л-0,2-40 ГОСТ 305-82 "Топлива дизельные. Технические условия" 5 Топливо дизельное З-0,2 минус 35 ГОСТ 305-82 "Топлива дизельные. Технические условия" 6 Топливо дизельное экологически чистое ДЛЭЧ, ДЗЭЧ ТУ 38.1011348-2003 "Топливо дизельное экологически чистое. Технические условия" 7 Топливо дизельное с присадкой ДЗп - 15 СТО 11605031-021-2008 "Топлива дизельные зимние и арктические с присадками." 8 Топливо для реактивных двигателей ТС-1 ГОСТ 10227-86 "Топлива для реактивных двигателей. Технические условия" 9 Уайт-спирит ГОСТ 3134-78 "Уайт-спирит. Технические условия" 10 Топливо печное бытовое ТУ 38.101656-2005 "Топливо печное бытовое. Технические условия" 11 Мазут топочный марки 100 ГОСТ 10585-99 "Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия" 12 Вакуумный газойль марка А вид 1 ТУ 381011304-2004 "Вакуумный газойль. Технические условия" 13 Газ углеводородный ГОСТ 20448-90 "Газы углеводородные сжиженные топливные для комунально-бытового потребления. Технические условия" 14 Кокс нефтяной прокаленный КП-1, КП-2 ТУ 38.1011341-90 "Коксы нефтяные прокаленные. Технические условия" 15 Кокс нефтяной суммарный для аллюминиевой промышленности ТУ 0258-094-0151806-94 "Кокс нефтяной суммарный для аллюминиевой промышленности. Технические условия" 16 Сера техническая газовая грунулированная СТ ТОО 40319154-01-2008 "Сера техническая газовая грунулированная. Технические условия" Планируемые нефтепродукты
Дополнительные материалы:Заявление на оказание услуг по переработке сырой нефти и (или) газового конденсатаПереработка нефти в РКПереработка нефти и установленная мощность НПЗ в Республике Казахстан в период 2000-2018 гг., тыс. тоннПроизводство автобензинов в Республике Казахстан в период 2000-2018 гг., тыс. тонн Производство дизельного топлива в Республике Казахстан в период 2000-2018 гг., тыс. тоннПроизводство авиационного керосина в Республике Казахстан в период 2000-2018 гг., тыс. тоннПроизводство товарного мазута в Республике Казахстан в период 2000-2018 гг., тыс. тоннПроизводство автомобильных бензинов в Республике Казахстан в период 1991-2018 гг., тыс. тонн
Производство дизельного топлива в Республике Казахстана в период 1991-2018 гг., тыс. тонн
Производство авиационного керосина в Республике Казахстан в период 1991-2018 г., тыс. тоннПроизводство топочного мазута в Республике Казахстан в период 1991-2018 г., тыс. тоннПроизводство нефтепродуктов в Республике Казахстан в период 1991-2018 г., тыс. тоннПроизводство нефтепродуктов в Республике Казахстан в период 1991-2018 г., тыс.тоннwww.kmgrm.kz
rankw.ru Модернизация НПЗ Казахстана: конец «бензинового голода»?26 Июня 2018 г. Три нефтеперерабатывающих завода Казахстана – Атырауский, Павлодарский и Шымкентский – не могут обеспечить растущую потребность страны в бензине и других светлых нефтепродуктах. Астана модернизирует существующие НПЗ и хочет построить еще один новый завод, что могло бы в перспективе обеспечить нефтепродуктовую самодостаточность Казахстана. Однако для российских производителей, в прошлом году поставивших в страну нефтепродуктов на более чем $1 млрд, такое развитие событий означает возможное сокращение крупного рынка сбыта. По мере роста нефтедобычи в Казахстане неизбежно рассмотрение перспектив нефтепереработки – уязвимого места казахстанской энергетики. Традиционно Астана не покрывала всех потребностей в нефтепродуктах, и определенную часть ей приходилось импортировать из России (в последние годы этот показатель колебался вокруг 15%). Хотя модернизация трех действующих нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) страны на несколько лет приблизит ее к самообеспечиваемости, растущий по всем секторам спрос будет и впредь указывать на необходимость дополнительных мер для преодоления импортозависимости. Нефтепереработка Казахстана во многом страдает от того, что страна на протяжении слишком длительного времени пользовалась плодами советского наследия – как и в России, развитость нефтеперерабатывающей отрасли оставляет желать лучшего. Если в РФ, благодаря объемным инвестициям в 2010-х гг. (хотя модернизация НПЗ все еще неудовлетворительна) глубина нефтепереработки достигла 81,5%, то в Казахстане она по-прежнему на уровне 70%. Это, однако, изменится к лучшему на протяжении 2018 г., по мере того, как будут усовершенствованы НПЗ в Павлодаре, Атырау и Шымкенте. Тогда, возможно, проблему «бензинового голода», регулярно возникающую ввиду недостаточности собственной выработки, жители Казахстана забудут навсегда. Модернизация НПЗ Казахстана обусловлена сильным креном в сторону производства тяжелых нефтепродуктов – только на мазут, большую часть которого направляют ввиду избыточности на экспорт, приходится треть общего объема выработанных нефтепродуктов. В то же время наблюдается хроническая нехватка легких фракций, таких как бензин или керосин, и северная часть Казахстана снабжается продуктами с Омского НПЗ «Газпром нефти». Наибольший масштаб модернизации наблюдается на Атырауском НПЗ, построенном в далеком 1945 г. на базе оборудования, поставляемого Советскому Союзу из США по ленд-лизу, – с финансовой помощью казахстанских и японских инвесторов и использованием японско-китайских технологий для строительства комплекса по глубокой переработке нефти. Глубина нефтепереработки на нем будет доведена с текущих 63% до 78%. Примечательно, что при этом для Атырауского НПЗ индекс Нельсона, используемый в энергетике для оценки уровня вторичной мощности переработки, вырастет с 4 до 11. Наименее амбициозные преобразования имеют место на Павлодарском НПЗ, самом современном крупном нефтеперерабатывающем заводе в Казахстане, где упор делается скорее на повышение качества продукции (например, строительство установки изомеризации для соответствия качественным стандартам К4/ЕВРО-4), а не расширение мощностей переработки. Таким образом, к концу 2018 г. мощности переработки Павлодарского, Атырауского и Шымкентского НПЗ достигнут 5 млн, 5,5 млн и 6 млн т соответственно, в то время как глубина нефтепереработки на них возрастет до 82%, 78,5% и 78%. На деле модернизация казахстанских НПЗ приведет к росту производства дефицитного бензина и дизельного топлива. Если в 2017 г. производство бензина в Казахстане составляло 3,072 млн т (включая и авиационное топливо), то уже к началу следующего десятилетия выработка превысит 4 млн т в год. Аналогичным образом производство дизельного топлива, находящееся на уровне 4,4 млн т, вырастет до 6 млн т в течение 2-3 лет после завершения процесса модернизации НПЗ. Это, безусловно, снизит риски дефицита топлива (последний серьезный случай был в сентябре-октябре 2017 г.), однако лишь в среднесрочной перспективе. Так как регулярно возникающий дефицит топлива несет в себе существенные политические риски, Астана в первую очередь заинтересована в скорейшем достижении нефтепродуктовой самодостаточности, вопросы возможного экспорта имеют второстепенный характер. При этом ряд стран Центральной Азии также испытывает недостаток в светлых нефтепродуктах (наглядный пример – Кыргызстан), и они могли бы стать привлекательным рынком сбыта для казахстанских компаний. Именно для воспрепятствования экспорту светлых нефтепродуктов власти Казахстана ввели на них запретительно высокие экспортные пошлины. Власти Казахстана осознают, что модернизация НПЗ может быть лишь временным решением – долгосрочной заявкой должно стать строительство еще одного, четвертого нефтеперерабатывающего завода. Предпосылки для этого, безусловно, имеются – на фоне четырехкратного роста количества автомобилей в стране за последние 15 лет потребление нефтепродуктов возросло почти в 2,5 раза. Рост будет продолжаться и впредь, спрос на бензин и дизельное топливо будет в среднем увеличиваться на 2% в год. Исходя из этого, под эгидой министерства энергетики Казахстана организована специальная группа для изучения целесообразности строительства четвертого НПЗ в Казахстане. По предварительным планам, четвертый НПЗ может быть построен в сотрудничестве с акционерами месторождения Карачаганак – Royal Dutch Shell, ENI, Chevron и «ЛУКОЙЛ». До какой степени инициатива Астаны будет поддержана акционерами (компании KPO), неясно, так как прежние сложности наложили свой отпечаток на их отношения. Власти Казахстана инициировали судебный арбитраж в отношении акционеров Карачаганака, ссылаясь на предоставление недействительной информации об их доходах и требуя $1,5 млрд в качестве компенсации. Предполагается, что строительство четвертого казахстанского НПЗ может включать в себя урегулирование спора и снятие всех претензий в отношении KPO со стороны властей. Имеется ли необходимое для этого доверие, пока непонятно. В любом случае, с точки зрения Астаны, к строительству четвертого НПЗ следует приступить уже в следующем, 2019 году. Максимально скорое начало строительства оправданно, так как, по данным министерства энергетики Казахстана, уже к 2021-2023 гг. образуется дефицит бензина в стране, а дизельного топлива – еще раньше, между 2018-2023 гг. Для российских производителей стремление Казахстана обеспечивать себя в полной мере нефтепродуктами – сокращение крупного рынка сбыта. Виктор Катона, экономист, специалист по закупкам нефти MOL Group (Венгрия) eurasia.expert Как навести порядок на казахстанских НПЗ?Проблемы с нехваткой ГСМ привели к серьезным оргвыводам. Уволен вице-министр энергетики, выговор вынесен главе Минэнерго Канату Бозумбаеву. В связи с этим вопрос того, как обстоят дела в казахстанской нефтянке, становится все более актуальным. Некоторые ответы на этот вопрос содержатся в Национальном энергетическом докладе. В Казахстане три крупных НПЗ, а также ряд небольших заводов. Совокупная заявленная мощность по первичной переработке трех крупных заводов Казахстана на настоящий момент составляет 15,35 млн тонн в год (307 тыс. барр./сутки).
Хотя на этих НПЗ в той или иной мере присутствуют мощности глубокой переработки нефти, в целом в Казахстане применяются относительно простые технологии. Как следствие, в нефтеперерабатывающей отрасли наблюдается явно выраженный перекос в сторону производства мазута, что более не соответствует структуре внутреннего спроса на нефтепродукты. НПЗ Казахстана на данный момент в совокупности покрывают лишь около 85% внутреннего спроса на нефтепродукты, а около 15% спроса удовлетворяется за счет импорта.
Это связано с тем, что Казахстан экспортирует значительную часть собственного производства (в основном темные нефтепродукты, такие как мазут) и вынужден импортировать светлые нефтепродукты (моторные топлива) – в основном из России – для удовлетворения внутреннего спроса.
Дисбаланс между производством и потреблением
В настоящее время реализуется крупная программа модернизации НПЗ, после завершения которой ассортимент производимой продукции существенно изменится – более весомая доля в нем будет принадлежать светлым нефтепродуктам. По мере модернизации экономики, начавшейся с момента обретения страной независимости, все более активно растет спрос на светлые нефтепродукты – бензин, дизельное топливо и авиационный керосин.
Создавшийся в результате этого дисбаланс между производством и потреблением привел к росту зависимости от импорта нефтепродуктов, особенно высокооктанового бензина и авиационного керосина. Устранить существующий дисбаланс и значительно сократить потребность в импорте светлых нефтепродуктов призвана осуществляемая модернизация НПЗ. Согласно прогнозам, в результате модернизации НПЗ совокупный объем нефтепереработки в Казахстане к 2030 году вырастет примерно до 17 млн тонн в год, и этого объема будет достаточно для покрытия спроса на бензин и дизельное топливо.
На существующих НПЗ ожидается существенное увеличение объемов производства бензина и дизельного топлива и снижение производства мазута. Из-за относительно скромного предполагаемого роста совокупного потребления светлых нефтепродуктов строительство еще одного крупного НПЗ в Казахстане приведет к значительному избытку мощностей с учетом внутренних потребностей. При этом, учитывая удаленность страны от основных потребителей, возможности экспорта нефтепродуктов весьма ограничены.
Правительство продвинулось на пути либерализации внутреннего рынка нефтепродуктов, отменив регулирование розничных цен на бензин и дизельное топливо.
Однако НПЗ все же остаются изолированными от влияния рыночных сил. Они не являются реальными участниками рынка, которые покупают нефть и продают нефтепродукты, вместо этого они получают толлинговое вознаграждение за переработку сырой нефти, размер которого определяется государственной компанией. Таким образом, в нефтеперерабатывающей отрасли сохраняется высокая степень регулирования.
Ожидается приватизация НПЗ. Нефтеперерабатывающие заводы были включены в программу планируемой приватизации ряда государственных активов сроком до 2020 года. Однако ситуация с реализацией данной программы пока остается неопределенной.
Два из крупных заводов – Атырауский НПЗ и Павлодарский НХЗ – полностью находятся в собственности национальной компании «КазМунайГаз» (КМГ), а Шымкентский НПЗ равными долями принадлежит КМГ и Китайской национальной нефтегазовой корпорации (КННК/CNPC).
В свою очередь, собственность на завод по производству битума распределяется равными долями между КМГ и Международной китайской инвестиционной корпорацией по управлению имуществом. С коммерческой точки зрения казахстанские НПЗ работают по схеме процессинга и, таким образом, остаются изолированными от влияния рыночных сил. До отмены регулирования в январе 2017 года тарифы на процессинг устанавливались регулирующим органом.
С 2017 года тариф на процессинг для Атырауского НПЗ и Павлодарского НХЗ устанавливается советом директоров КМГ, а для Шымнкентского НПЗ тариф устанавливается советом директоров управляющей компании «ПетроКазахстан». Существенное повышение тарифа на процессинг в 2017 году связано с включением инвестиционной составляющей для компенсации модернизации заводов.
Все на экспорт
С НПЗ работают десятки больших и малых поставщиков нефти: они приобретают нефть у недропользователей, поставляют ее на НПЗ, где происходит ее переработка, а затем продают полученные нефтепродукты. С апреля 2016 года изменился характер коммерческих отношений между РД КМГ и КМГ ПМ. Если раньше нефть приобреталась для заводов у добывающей компании по фиксированным ценам компанией КМГ ПМ, то теперь РД КМГ перешла на толлинговую схему, при которой она является поставщиком сырой нефти и собственником полученных нефтепродуктов, которые впоследствии продает. Изменения в схеме сотрудничества произошли из-за разногласий в цене на нефть.
В последние годы видимое потребление сырой нефти в Казахстане в целом находилось на уровне около 17 млн тонн в год и в 2016 году составило 15,8 млн тонн, или около 20% от совокупного объема добычи нефти в стране. Основная часть добываемой в Казахстане нефти (более 80%) традиционно поставляется на экспорт.
Ожидается, что в более долгосрочной перспективе естественное снижение добычи в рамках этих предприятий продолжится, в связи с чем возникает обеспокоенность в отношении достаточности объемов поставок сырой нефти для удовлетворения спроса на нефть в стране в 2020-х годах. Основными центрами добычи сырой нефти, помимо вышеупомянутых месторождений, являются три «мегапроекта», эксплуатацию которых осуществляют компании ТШО, КПО и НКОК, и эти же международные проекты, по сути, являются главными источниками роста добычи нефти в Казахстане.
Принимая во внимание тенденцию спада, наметившуюся на ключевых добывающих предприятиях, обеспечивающих поставки на внутренний рынок, НПЗ Казахстана в долгосрочной перспективе, возможно, потребуются поставки нефти с других добывающих предприятий. В свою очередь, эти предприятия будут заинтересованы осуществлять поставки на внутренний рынок, только если им будут предложены цены, соизмеримые с теми, которые они получают при поставке добываемой ими сырой нефти на экспорт. Однако установившиеся в настоящее время цены, по которым сырая нефть поставляется на НПЗ Казахстана, находятся на уровне гораздо ниже экспортных, и этот разрыв за последние два года даже несколько вырос, несмотря на снижение.
Необходимы рыночные механизмы и либерализация
Министерство энергетики в рамках вверенных ему обязанностей по регулированию нефтегазовой отрасли определяет объемы сырой нефти, которые недропользователям необходимо поставить на внутренний рынок для покрытия спроса на ГСМ. В этой связи такие недропользователи в приоритетном порядке осуществляют поставки своей сырой нефти на казахстанские НПЗ и могут экспортировать только объемы, оставшиеся после выполнения этих обязательств.
Например, в 2016 году РД КМГ поставила 1,0 млн т сырой нефти на ПНХЗ и 1,9 млн т на АНПЗ, что составило 22% и 40% от общего объема переработки сырой нефти на этих НПЗ соответственно. Несмотря на отказ от регулирования внутренних цен на основные светлые нефтепродукты (за исключением бензина АИ-80), государственное регулирование рынка все же остается. Учитывая проблематичность поставок нефти традиционными поставщиками и возможную необходимость обеспечения поставок нефти на НПЗ Казахстана из других источников, внутренним ценам на сырую нефть будет нужно вырасти до уровня экспортного паритета («нетбэк»), что осуществимо через введение большего количества рыночных механизмов и либерализацию.
Следует отметить, что введение стандартов качества производства нефтепродуктов само по себе полностью не решило проблемы качества топлива, реализуемого потребителям. Были нередки случаи, когда проверки качества топлива, реализуемого с АЗС, обнаруживали его несоответствие нормативам. Основной причиной была фальсификация топлива владельцами АЗС, включая смешивание топлива с топливом худшего качества и применение присадок для увеличения октанового числа.
Введение моратория на проверки субъектов малого и среднего бизнеса с февраля 2014 года ограничило контрольные функции государства. Целью моратория было улучшение условий для предпринимательской деятельности. Однако, в связи с необходимостью контроля качества топлива по всей цепочке создания стоимости, в марте 2016 года были введены новые правила и требования по оснащению резервуаров НПЗ, баз нефтепродуктов и АЗС контрольными приборами учета, измеряющими количественные и качественные характеристики нефтепродуктов. Требования предусматривают установку приборов учета на АЗС и нефтебазах Казахстана в срок до 1 января 2018 года.
Эксперты считают, что притом что государство постепенно ослабляет административный контроль над сектором переработки и сбыта, Казахстану необходимо продолжать продвигаться вперед по пути либерализации рынка. Следует поставить цель дальнейшего снятия существующих механизмов административного регулирования, включая полную либерализацию цен на все виды нефтепродуктов, отмену контроля над экспортом и импортом, а также прекращение планирования объемов переработки нефти, объемов поставок нефти на НПЗ и графиков поставок нефтепродуктов на внутренний рынок. Со временем это обеспечит необходимый стимул для поставок добывающими компаниями сырой нефти на НПЗ страны.
Как члену Евразийского экономического союза, в долгосрочной перспективе Казахстану следует внедрять рыночные механизмы и воздерживаться от установления ограничительных административных механизмов в отношении производства, распределения и продажи нефтепродуктов. На либерализованном рынке любая компания должна иметь возможность реализовывать нефтепродукты в любой части страны.
Андрей КОРОЛЁВ, Алматы liter.kz | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
