Интервью с руководителем дирекции нефтепереработки “Газпром нефти” Александром Санниковым.
– Когда “Газпром нефть” начала активную модернизацию НПЗ?
– Мы начали активную фазу модернизации заводов с 2007 г. Основанием для принятия такого решения было требование законодательства по повышению качества моторных топлив в соответствии с Техническим регламентом, который долгое время обсуждался и вступил в действие в 2008 г. Также компания поставила цель – выйти на новый уровень переработки нефти, соответствующий мировым практикам. В первую очередь начали реализацию проектов, направленных на повышение качества моторных топлив до уровня Евро-4 и Евро-5. Мы построили и ввели в эксплуатацию установки изомеризации легких бензиновых фракций, гидроочистки бензина каталитического крекинга, гидроочистки дизельного топлива. Реконструкция и модернизация проходит на всех заводах “Газпром нефти” – Московском и Омском, а также «Славнефть-ЯНОСе», который мы контролируем на паритетной основе с “Роснефтью”. Проводится модернизация действующих установок первичной переработки нефти, направленная на повышение эффективности их работы и снижение потребления энергоресурсов. По завершении основных проектов качества компания начинает второй этап модернизации для увеличения глубины переработки нефти. В соответствии с утвержденной стратегией, наши НПЗ должны выйти на уровень глубины переработки нефти в 94-95%. Сейчас идет проектирование установок замедленного коксования мощностью 2 млн. т/год и комплекса гидрокрекинга аналогичной мощности на Омском НПЗ.
– Насколько в России целесообразно строить новые мощности по первичной переработке нефти? “Газпром нефть” планирует увеличивать первичную переработку?
– Суммарные мощности российских НПЗ позволяют перерабатывать порядка 280 млн. т нефти в год, поэтому на сегодняшний день строительство новых НПЗ, на мой взгляд, нецелесообразно. Стратегией развития “Газпром нефти” необходимый объем первичной переработки нефти в России определен на уровне 38-40 млн. т/год. Фактически по результатам 2012 г. мы вышли на 39,3 млн. т. Дальнейший стабильный рост внутреннего потребления вполне перекрывается увеличением доли выхода светлых нефтепродуктов за счет повышения глубины переработки нефти.
– Какие процессы вторичной переработки нефти в настоящее время наиболее выгодно строить в России?
– Все зависит от местоположения завода, потому что каждый НПЗ имеет собственную нишу сбыта продукции. Для какого-то предприятия эффективно и выгодно производить автомобильные бензины для внутреннего рынка и, следовательно, ему необходимо развивать каталитический крекинг. Если короткое транспортное плечо позволяет экспортировать дизель, которого в России производят больше, чем потребляют, тогда целесообразнее развивать процессы производства средних дистиллятов – гидрокрекинг.
– Вы планируете в дальнейшем развивать зарубежную переработку? Какие регионы мира приоритетны?
– После 2020 г. мы рассчитываем перерабатывать за рубежом порядка 30 млн. т нефти. За счет наших заводов в Сербии можно обеспечить 5 млн. т, поэтому продолжаем изучать возможности доступа к мощностям за пределами России. Традиционным направлением экспорта российской нефти остается Европа, поэтому мы испытываем интерес к этому региону, но им не ограничиваемся. Главное – высокая эффективность перерабатывающего актива, возможность интеграции со сбытовой сетью.
– Как на Ваш взгляд выглядит соотношение привлекательности экспорта нефти и ее переработки внутри страны?
– На сегодняшний день прибыльность нефтепереработки начинает снижаться, особенно с 2011 г., когда были приняты решения по повышению экспортных пошлин на нефтепродукты. И если экспортные пошлины на моторное топливо повысятся до 90%, а на темные до 100% от пошлины на нефть, то мы будем видеть продолжающееся постепенное снижение эффективности переработки. Тогда перед нефтепереработчиками будет стоять важнейшая задача – снижение затрат и повышение эффективности. (Эксперт/Химия Украины, СНГ, мира)