Усть-Луга перспективная площадка для строительства нового НПЗ

Написано Экономика нефтепереработки . Опубликовано в Публикации

Журнал «Нефтепереработка и Нефтехимия» №9, 2012 г.

Яковлев А.А., Шевырин А.Ю. ООО «Экономика переработки нефти»

Российская нефтепереработка нуждается в существенной модернизации, предусматривающей реконструкцию действующих предприятий, а также в строительстве новых высокотехнологичных региональных НПЗ. Нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется высокой капиталоемкостью, длительными сроками строительства и эксплуатации объектов, что предъявляет высокие требования к качеству экономических обоснований проектов.

Исходя из принципа минимизации затрат на производство, транспортировку, хранение и реализацию нефтепродуктов, нефтеперерабатывающие предприятия целесообразно размещать в регионах с высокой потребностью в нефтепродуктах. Поставка нефти на НПЗ, как правило, осуществляется наиболее дешевым трубопроводным или морским транспортом.

В России из 83 регионов только в 15 размещены крупные НПЗ. Необходимость доставки нефтепродуктов потребителям на значительные расстояния приводит к неэффективному использованию транспортной инфраструктуры и повышению стоимости нефтепродуктов. Потребность экономики страны в новых региональных НПЗ назрела давно, о чем свидетельствуют многочисленные объявленные проекты. Примером такого строительства может быть проект нового НПЗ рядом с нефтепродуктовым перевалочным комплексом в поселке Усть-Луга Ленинградской области.

Нефтяной терминал в Усть-Луге является конечной точкой Балтийской трубопроводной системы-II (БТС-2) — системы магистральных нефтепроводов, которая позволит связать нефтяные месторождения с российскими морскими портами на Балтийском море.

Идея строительства комплекса по перевалке нефтепродуктов в Усть-Луге возникла в 2007 году. Расчет был на то, что 16-метровая глубина акватории нового порта позволит обслуживать танкеры дедвейтом свыше 100 тыс. тонн. Через нефтепродуктовый терминал планируется переваливать мазут, бензины, дизельное топливо и газовый конденсат. Всего по проекту предусмотрено строительство пяти причалов.

Целесообразность строительства НПЗ в комплексе с терминалом по перевалке нефти и нефтепродуктов обусловлена созданием эффективной схемы экспорта нефтепродуктов по сравнению с экспортом сырой нефти.

Принятие решения о строительстве нового НПЗ осуществляется на основании предварительных технико-экономических расчетов, так называемая «feasibility study». На этой стадии определяется основные технико-экономические показатели завода, составляется генеральный план размещения объектов строительства и оценивается эффективность проекта в конкретных экономических условиях. Важным элементом экономического обоснования на этой стадии является анализ рынка нефтепродуктов и прогноз его развития.

Экономическая эффективность строительства нового НПЗ обусловлена многочисленными факторами, классификация которых представлена ниже.

Таблица 1 — Основные факторы определяющие эффективность строительства НПЗ

Группы факторов

Наименование

Технологические факторы

Оптимальная мощность НПЗ, конфигурация НПЗ, глубина переработки нефти, очередность строительства, качество проектирования и строительства, прогрессивность применяемых технологий.

Ресурсные факторы

Ресурсы и качество перерабатываемой нефти, возможность использования природного газа в качестве энергоносителя, наличие трудовых ресурсов, мощности строймонтажных организаций.

Размещение НПЗ

Затраты на создание инфраструктуры, стоимость внеплощадочных объектов, затраты на логистику, изменение транспортных тарифов, объем потребления и ассортимент нефтепродуктов в регионе размещения, наличие конкурентов, оценка конкурентоспособности нового предприятия.

Экономические факторы

Стоимость нефти, цены на нефтепродукты, стоимость оборудования и СМР, уровень эксплуатационных затрат, схема и условия финансирования проекта, распределение инвестиционных затрат по годам строительства, курс национальной валюты.

Экологические факторы

Экологические требования к качеству товарных нефтепродуктов, состояние окружающей среды, затраты на природоохранные мероприятия.

Политические ресурсы

Экономическая ситуация в стране, стратегия развития нефтеперерабатывающей отрасли, налоговое окружение, методы государственного регулирования, стабильность нормативно-правовой базы, денежно-кредитная политика государства (государственные гарантии), степень бюрократизации государственных структур, государственное финансирование развития социальной и инженерной инфраструктуры, общие тенденции на мировом рынке нефти и нефтепродуктов.

Перспективная структура потребления нефтепродуктов в России предусматривает глубокую переработку нефти с получением высококачественных моторных топлив, нефтяных масел и сырья для нефтехимической промышленности.

Определение оптимальной единичной мощности регионального НПЗ и его конфигурацию осуществляют на основании анализа регионального рынка нефтепродуктов и возможностей его перспективного развития. Для этой цели составляется прогноз потребления нефтепродуктов с учетом изменения требований к их качеству. В зависимости от расположения региона целесообразно учитывать возможность экспорта нефтепродуктов или поставок в другие регионы России. На этой стадии оценивается конкурентоспособность нового НПЗ по сравнению с действующими заводами.

В основе анализа конкурентоспособности предприятия лежит оценка показателей, характеризующих финансовое положение предприятия, эффективность производственной деятельности и сбыта. Одним из таких показателей, для определения количественной оценки уровня конкуренции нового НПЗ может быть индекс Херфиндаля-Хиршмана (HHI). Он вычисляется как сумма квадратов долей продаж каждой фирмы в регионе. Индекс Херфиндаля-Хиршмана показывает, какую долю на данном рынке займет инвестор в результате реализации проекта.

В условиях возрастающей конкуренции между нефтяными компаниями решающим фактором становится повышение эффективности производства. Повышение конкурентоспособности предприятия строится на следующих принципах:

· Минимизация издержек производства;

· Цены на продукцию должны быть ниже цен конкурентов;

· Цена может устанавливаться значительно выше определяемой издержками производства в случае поставок на рынки, характеризующиеся дефицитом нефтепродуктов;

· Цена на различные виды продукции может быть выше цен конкурентов при обеспечении более высокого уровня качества этой продукции и ее соответствия требованиям спецификации.

Современный НПЗ включает десятки технологических процессов, по каждому из которых существует несколько предложений от различных лицензиаров. Поэтому определение набора технологических процессов в составе НПЗ представляет для разработчиков технико-экономических расчетов достаточно сложную задачу. Как правило, на стадии ТЭР рассматривается несколько вариантов строительства НПЗ. Для достижения максимальной эффективности инвестиций реализация проекта предусматривается в несколько этапов. Это позволяет существенно сократить объем инвестиций и срок окупаемости проекта, так как после реализации каждого этапа завод получает дополнительную прибыль, которая направляется на дальнейшее развитие.

Для выбора оптимального с точки зрения эффективности варианта в расчетах широко применяются экономико-математические модели, позволяющие при экономических и технических параметрах подобрать оптимальную технологическую схему переработки нефти. В качестве критерия оптимизации возможно применение различных показателей, например, максимальный дисконтированный доход или минимальные капиталовложения и т.д.

Нефтеперерабатывающее предприятие включает основное производство (технологические установки), объекты общезаводского хозяйства, и внеплощадочные объекты. Структура и объем инвестиционных затрат на строительство указанных объектов зависят от условий размещения, выбранной технологии переработки нефти и уровня конкуренции на услуги строительно-монтажных организаций в регионе.

Стоимость основного технологического оборудования определяют на договорной основе заводы-изготовители. Практика показывает, что разница в стоимости однотипного оборудования на различных машиностроительных заводах России может достигать 40-50 %, поэтому на практике заказ оборудования осуществляют на тендерной основе.

На стадии ТЭР исходные данные для расчета технико-экономических показателей по основным технологическим процессам принимаются по данным лицензиаров или по аналогам действующих установок с корректировкой на выбранную мощность процесса по сырью или товарному продукту с учетом фактора времени. Точность определения инвестиционных затрат на этой стадии не превышает ± 30 %. Впоследствии этот показатель уточняется на основании детальных сметно-финансовых расчетов, выполняемых на стадии проектной и рабочей документации. На точность определения технико-экономических показателей НПЗ наибольшее влияние оказывает уровень проработки схемы материальных потоков по технологическим установкам, оценка качества нефтепродуктов, а также стоимость исходного сырья и товарных нефтепродуктов.

Важнейшим фактором, определяющим эффективность проекта, являются условия его финансирования. Условия кредитования инвестиционных проектов российскими банками существенно отличаются. Как правило, коммерческие банки принимают участие в кредитовании проектов при условии, что доля собственных инвестиционных ресурсов составляет не менее 30 % от стоимости проекта.

Ниже рассмотрена эффективность строительства нового НПЗ в Ленинградской области, в п. Усть-Луга мощностью 8,5 млн. тонн нефти в год. Оценка эффективности строительства НПЗ выполнена для двух видов сырья. Вариант 1 — нефть марки Urals с содержанием серы 1,3 % масс. Вариант 2 — нефть Усинского месторождения с содержанием серы 0,5 % масс.

Таблица 2 – Сравнительная характеристика сырья НПЗ

Фракции, °С

Потенциал фракций, % масс.

Нефть Urals

Усинская нефть

Газ

0,90

1,22

НК-70 °С

5,14

3,82

70-180 °С

16,25

22,27

180-360 °С

26,17

29,79

360-500 °С

21,41

17,76

500-КК °С

30,13

25,14

Итого, %

100,00

100,00

Содержание серы, % масс.

1,3

0,5

Потенциал светлых фракций в Усинской нефти значительно выше, чем в тяжелой нефти Urals (см. таблицу 2), что благоприятно отразится на показателях переработки нефти.

В состав завода входят установки первичной (установка ЭЛОУ-АТ 8,5) и вторичной перегонки нефти (установки гидрокрекинга вакуумного газойля, гидрокрекинга тяжелых остатков, каталитического риформинга, гидроочистки дизельной фракции, замедленного коксования). Строительство НПЗ осуществляется тремя пусковыми комплексами.

Таблица 3 — Набор технологических установок в составе пусковых комплексов планируемого к строительству НПЗ мощностью 8,5 млн. тонн нефти в год

Наименование технологических установок

пусковые комплексы

Ι

ΙΙ

ΙΙΙ

Установки ЭЛОУ-АТ-8500 тыс.тонн в год

V

V

V

Вакуумная перегонка

V

V

Производство водорода

V

V

Гидроочистка дизельной фракции с блоком деароматизации

V

V

Гидрокрекинг вакуумного газойля

V

V

Гидрокрекинг тяжелых остатков

V

V

Производство серы

V

V

Установка замедленного коксования

V

V

Газофракционирование (ГФУ)

V

Каталитический риформинг с блоком фракционирования риформата

V

Изомеризация бензиновой фракции

V

Блок короткоцикловой адсорбции (КЦА)

V

Установка гидроконверсии

V

На первом этапе строится установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ, позволяющая вырабатывать в качестве товарных нефтепродуктов прямогонный бензин, прямогонную дизельную фракцию и мазут. Прямогонный бензин применяется в качестве нефтехимического сырья. Прямогонная дизельная фракция и мазут реализуется соответственно в качестве печного и котельного топлива.

На втором этапе строится комплекс глубокой переработки мазута, включающий установки гидрокрекинга вакуумного газойля, замедленного коксования и гидроочистки дизельной фракции с блоком деароматизации. Глубина переработки нефти после реализации второго этапа увеличивается до 96-97 %.

Реализация третьего этапа направлена на получение высококачественных автобензинов, соответствующих требованиям Евро-5. На данном этапе строятся установки каталитического риформинга, изомеризации бензиновых фракций и гидроконверсии бензиновой фракции.

Ниже в таблице 4 представлен товарный баланс завода при переработке нефти Urals и усинской нефти.

Таблица 4 – Товарный баланс НПЗ (3ий ПК — на полное развитие)

Наименование

Нефть Urals

Усинская нефть

Поступило:

тыс. тонн

%

тыс. тонн

%

Нефть

8 517,0

100,0

8 517,0

100,0

Получено:

тыс. тонн

%

тыс. тонн

%

Дизельное топливо Евро-5

5297,9

62,2

5024,0

59,0

АИ-95

2304,6

27,1

2505,2

29,4

Пропан

36,3

0,4

45,7

0,5

Нормальный бутан

136,9

1,6

172,1

2,0

Изобутан

41,0

0,5

51,5

0,6

Сера

129,7

1,5

112,7

1,3

Сырой кокс

163,4

1,9

136,2

1,6

Углеводородный газ

266,8

3,1

297,5

3,5

Потери

140,3

1,7

172,1

2,0

Итого:

8 517,0

100,0

8 517,0

100,0

Реализация продукции НПЗ рассчитана в соответствии с экспортными ценами на нефтепродукты на мировом рынке по состоянию на март 2012 года. Весь ассортимент нефтепродуктов реализуется в соответствии с действующими экспортными пошлинами и стоимостью фрахта (30$/тонну).

Таблица 5 – Ставки экспортных пошлин на нефтепродукты, $/тонну

Наименование

Ставка, $/тонну*

Нефть

411,2

СУГ

157,3

Светлые нефтепродукты

271,4

Автомобильный бензин

370,1

Темные нефтепродукты

271,4

*на 10 марта 2012 г.

Ниже приведены сравнительные годовые технико-экономические показатели НПЗ для двух вариантов сырья на полное развитие при реализации продукции на экспорт.


Таблица 6 – Годовые технико-экономические показатели НПЗ (мировой рынок)

Показатель

Ед. изм.

После пуска первого пускового комплекса

После пуска второго пускового комплекса

После пуска третьего пускового комплекса

Нефть

Urals

Усинск

Urals

Усинск

Urals

Усинск

1. Объем перерабатываемого сырья, всего

тыс.тонн

8517,0

8517,0

8517,0

2. Выработка товарных нефтепродуктов, всего:

тыс.тонн

8381,0

8353,8

8129,1

8 199,6

8109,9

8047,4

Выход светлых нефтепродуктов

%

47,5

55,8

92,7

93,3

91,8

91,6

3. Себестоимость производства продукции

млрд.руб

111,29

111,07

122,21

121,08

135,79

134,04

4. Эксплуатационные затраты

млрд.руб

7,12

6,91

18,04

16,91

31,62

29,87

То же на 1 т нефти

руб/т

836,3

810,8

2 118,3

1 985,6

3 713,0

3 507,6

то же

$/т

27,5

26,6

69,6

65,3

122,1

115,3

5. Амортизация

млрд.руб

4,83

4,63

10,11

9,62

13,11

12,59

6. Стоимость товарной продукции

млрд.руб

118,58

122,78

208,77

207,79

200,75

197,45

То же на 1 т нефти

руб/т

13922,6

14416,4

24512,5

24397,4

23571,1

23183,3

7. Чистая прибыль

млрд.руб

5,83

9,37

69,25

69,37

51,97

50,73

8. Капиталовложения, всего

млн.$

1 891,8

1 825,6

3 944,4

3 753,7

5 355,1

5 147,4

то же

млрд.руб

57,55

55,53

119,99

114,19

162,90

156,58

9. Доход компании (чистая прибыль+амортизация)

млрд.руб

10,66

14,00

79,36

78,99

65,08

63,32

10. Простой срок окупаемости стр. 8/(стр.7+стр.5)

лет

5,4

4,0

1,5

1,4

2,5

2,5

11. Глубина переработки нефти

%

48,6

57,2

96,6

96,9

96,2

96,5

Таблица 7 — Интегральные показатели для НПЗ мощностью 8,5 млн.тонн в год (на полное развитие)

Показатели эффективности НПЗ

Ед. изм.

Нефть Urals

Усинская нефть

Чистый дисконтированный доход

млн. руб.

135 025

137 424

Внутренняя норма доходности

%

30,0

31,4

Доходность инвестиций

%

113,2

119,7

Дисконтированный срок окупаемости:

- с учетом срока строительства

лет

7,4

7,2

- без учета срока строительства

лет

4,9

4,7

Представленные расчеты свидетельствуют, что строительство нового НПЗ в Усть-Луге рентабельно и целесообразно. Вариант работы на более легкой усинской нефти менее затратный, капиталовложения составили 156,6 и 162,9 млрд. руб. соответственно. Эффективность строительства НПЗ обусловлена следующими экономическими показателями, такими как, чистый дисконтированный доход, равный 135,0 млрд. руб. на нефти Urals и 137,4 млрд. руб. на более легкой нефти, высокой нормой доходности 30% и 31,4% соответственно. Дисконтированный срок окупаемости для данного проекта составил в среднем 7,5 лет.

Интересно отметить, что наиболее благоприятные технико-экономические показатели имеет этап 2, предусматривающий глубокую переработку мазута и выработку в качестве товарного продукта прямогонного бензина. Организация производства высокооктанового бензина АИ-95 (этап 3) ухудшает технико-экономические показатели НПЗ, так доход предприятия снижается с 79,36 до 65,08 млрд. руб. Это обусловлено высокими капиталовложениями на реализацию этапа 3, а также снижением стоимости продаж, так как экспортная пошлина на прямогонный бензин (271,4 долл/т) ниже, чем экспортная пошлина на автобензина АИ-95 (370,1 долл/т).

В августе 2009 г. «Транснефть» преобрела 100% акций ООО «Усть-Лужский бункеровочный комплекс» (УЛБК) и в настоящее время ведет строительство на участке УЛБК пункта сдачи-приема нефти, который и станет конечной точкой БТС-2.

Поэтому, в качестве альтернативы проекту строительства нового НПЗ в Усть-Луге был произведен расчет эффективности экспорта сырой нефти через Усть-Лужский нефтеперевалочный комплекс в количестве, равном мощности НПЗ – 8,5 млн. тонн в год (табл. 8). Расчет выполнен при ставках экспортных пошлин (табл. 5).

Таблица 8 – Расчет сравнительной эффективности экспорта нефти и строительства НПЗ

Наименование

Экспорт сырой нефти

Строительство НПЗ

1. Объем поставок нефти, млн. тонн

8,5

8,5

2. Цена нефти на внутреннем рынке без НДС, руб/тонну

То же в долл/тонну

12 230

407,6

12 230

407,6

3. Цена нефти на мировом рынке, долл/тонну

746,0

-

4. Объем продаж на мировом рынке, млн. долл.

6 341

6 692

5. Экспортная пошлина на нефть, долл/тонну

411,2

-

6. Доход компании на 1 тонну нефти (п.3-п.5), долл

334,8

618,8

7. Годовой доход компании, млн. долл.

2 845,8

5 259,8

8. Доход государства от экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты, млн. долл

3 495,2

2 509,6

9. Суммарный доход компании и государства, млн. долл

6 341,0

7 769,4

При экспорте сырой нефти по цене 746 долл/тонну доход нефтяной компании за вычетом таможенной пошлины на нефть (411,2 долл/тонну) составит 334,8 долл/тонну. Напомним, что цена нефти на внутреннем рынке составляет 407,6 долл/тонну. Таким образом, реализация нефти на внутреннем рынке предпочтительнее. Строительство завода позволяет заменить экспорт сырой нефти экспортом высококачественных нефтепродуктов. При этом доход нефтяной компании увеличивается по сравнению с экспортом сырой нефти с 2,8 до 5,2 млрд. долл. Это обусловлено более высокими ценами на товарные нефтепродукты. Кроме того, экспортные пошлины на нефтепродукты ниже, чем на нефть. Напротив, доход государства при экспорте сырой нефти выше, чем при строительстве НПЗ и составляет соответственно 3,49 и 2,51 млрд. долл.

ВЫВОДЫ:

  1. Выполнен расчет экономической эффективности строительства нового НПЗ мощностью 8,5 млн. тонн в год в Ленинградской области, в п. Усть-Луга. Оценка эффективности строительства НПЗ выполнена для двух видов сырья. Вариант 1 — нефть марки Urals с содержанием серы 1,3 % масс. Вариант 2 — нефть Усинского месторождения с содержанием серы 0,5 % масс. Вариант работы на более легкой усинской нефти менее затратный, капиталовложения составили 156,6 и 162,9 млрд. руб. соответственно.
  2. В сложившихся экономических условиях строительство нового Усть-Лужского НПЗ рентабельно и целесообразно. Срок окупаемости капиталовложений составляет 7,4 года. Годовой доход предприятия на полное развитие составит 65,1 млрд.руб. Создаются дополнительные рабочие места в количестве 1 555 чел. (с учетом объектов ОЗХ).

Прежде всего в строительстве указанного НПЗ должны быть заинтересованы нефтяные компании, поставляющие нефть на экспорт по нефтепроводной системе БТС-2.

  1. Строительство НПЗ по сравнению с экспортом сырой нефти обеспечивает дополнительный доход нефтяной компании 2,4 млрд. долл. в год. Однако при этом доход государства за счет применения пониженных пошлин на нефтепродукты снижается на 985,6 млн. долл.