МОСКВА, 25 июля. /ТАСС/. Крупнейший в России нефтеперерабатывающий завод - Омский НПЗ (ОНПЗ, принадлежит "Газпром нефти") увеличит глубину переработки до 97% и выход светлых высокомаржинальных нефтепродуктов до 80%. Об этом сообщил заместитель генерального директора по логистике, переработке и сбыту «Газпром нефти» Анатолий Чернер , чьи слова приводятся в пресс-релизе компании.
В «Газпром нефти» отмечают, что достичь 97% глубины переработки Омский НПЗ сможет после завершения в 2020 году строительства установки замедленного коксования (УЗК) мощностью в 2 млн тонн сырья в год.
"Реализация проекта УЗК решает несколько важных задач в рамках технологического развития Омского НПЗ. Мы увеличим объем производства моторных топлив и обеспечим растущий рынок качественным нефтяным коксом. Кроме того, будет повышена энергоэффективность технологических процессов и оптимизированы эксплуатационные затраты за счет глубокой переработки нефтяных остатков. Строительство УЗК наряду с другими проектами второго этапа модернизации завода позволит добиться синергетического эффекта и приблизит Омский НПЗ «Газпром нефти» к достижению лучших мировых показателей: увеличению глубины переработки до 97% и выхода светлых до 80%", - отметил Чернер.
Глубина переработки является одним из основных показателей эффективности использования сырья. В 2016 году глубина переработки нефти на Омском НПЗ составила 90,6%.
По данным Министерства энергетики России, средняя глубина переработки нефти по стране составила в прошлом году порядка 79,2%, Минэнерго рассчитывает, что в этом 2017 году она вырастет еще на 1,7% - до 80,9%.
Модернизация ОНПЗ
Программа модернизации реализуется на Омском нефтезаводе с 2008 года. Результатом первого этапа программы стал полный переход НПЗ на производство бензина и дизельного топлива экологического стандарта «Евро-5». Суммарные инвестиции «Газпром нефти» в модернизацию ОНПЗ превысят 300 млрд рублей.
Проект строительства комплекса глубокой переработки нефти Омского НПЗ входит в периметр второго этапа модернизации, направленного на увеличение глубины переработки нефти и повышение показателя выхода светлых нефтепродуктов.
Омский НПЗ является крупнейшим по объему переработки и одним из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России. Предприятие выпускает порядка 50 видов нефтепродуктов. В 2016 году завод увеличил производство битумной продукции для строительства дорог на 9,9% - до 430 тыс. тонн, бензина на 6,6% - до 4,7 млн тонн, дизельного топлива на 3,2% - до 6,5 млн тонн и ароматических углеводородов на 5,6% - до 430 тыс. тонн. Всего в прошлом году было переработано 20,5 млн тонн нефтяного сырья. Доля выхода светлых нефтепродуктов была увеличена до 70,92%.
Россия в настоящий момент реализует программу технического переоснащения нефтеперерабатывающих заводов. Для этого в 2011 году были подписаны четырехсторонние соглашения между нефтяными компаниями, ФАС , Ростехнадзором и Росстандартом. Нефтяные компании обязались модернизировать свои НПЗ для перехода на производство более качественных видов нефтепродуктов и обеспечить необходимые объемы их производства и поставок на внутренний рынок. Первоначально окончательным сроком модернизации был установлен 2015 год, но затем он был перенесен на 2020 год, в том числе из-за резкого падения маржинальности переработки в России.
Модернизация нефтеперерабатывающих заводов стагнирует из-за падения маржи. В правительстве обсуждают меры поддержки отрасли, перспективы которой зависят от увеличения глубины переработки.
Торможение перевооружения
Программа технического переоснащения российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) запущена в 2011 году. Тогда были подписаны четырехсторонние соглашения между 12 нефтяными компаниями, Федеральной антимонопольной службой (ФАC), Ростехнадзором и Росстандартом.
Нефтяники обязались модернизировать свои НПЗ для выполнения давно назревшей задачи — перехода на производство более качественных видов нефтепродуктов, прежде всего для обеспечения их поставок на внутренний рынок. Первоначально сроком исполнения обязательств был установлен 2015 год. Однако, хотя с 2012 года нефтяники уже вложили в модернизацию более 900 млрд руб., процесс модернизации все еще далек от завершения.
Планы ввести в 2011-2015 годах 126 установок вторичной переработки сырья разрабатывались в период самых высоких цен на нефть и нефтепродукты. Тогда производители были щедры на инвестиции в сектор downstream, и программа по обновлению нефтеперерабатывающих мощностей была одной из самых масштабных в российском ТЭКе. Затем план был скорректирован — поставлена задача выпустить 115 установок вторичной переработки нефти за период 2011-2020 годов.
Сейчас модернизация НПЗ продолжается, но ее темп, взятый на старте, потерян. Такая ситуация характерна и для независимых заводов, и для крупных предприятий, принадлежащих вертикально интегрированным нефтяным компаниям.
Участники рынка и эксперты объясняют такое положение дел падением маржи нефтепереработки в течение нескольких последних лет. Особенно повлиял на доходность производства налоговый маневр, который вступил в силу в январе 2015 года. Он предусматривает снижение экспортных пошлин на нефть до 30% к 2017 году (с 42% на момент введения этой меры госрегулирования) с параллельным ростом ставки налога на добычу полезных ископаемых до 919 руб. за тонну в 2017 году (с 857 руб.). В результате выросла цена на нефть на внутреннем рынке, по которой ее закупают НПЗ. Уровень рентабельности производства нефтепродуктов, привел данные Росстата ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов, в январе—июне 2017 года немного подрос и составил 3,04%. А в прошлом году для некоторых НПЗ рентабельность была даже отрицательной, говорит эксперт энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Екатерина Грушевенко.
«Снижение цены нефти и изменение ставки экспортной пошлины, несомненно, оказали влияние на всю нефтепереработку, в том числе привели к изменению сроков реализации нескольких проектов в рамках четырехсторонних соглашений», — считает Дмитрий Баранов.
Модернизация как вызов
Одна из главных задач технического перевооружения российских НПЗ — повышение глубины переработки нефти. «Сейчас в России она составляет в среднем примерно 70-75%. Если планы модернизации НПЗ будут более или менее реализованы, то можно ожидать, что к 2025-2030 годам глубина переработки увеличится до 80-85%», — подсчитала Екатерина Грушевенко. В Европе этот показатель равен 85%, в США — 96%. Еще одной проблемой российской переработки можно назвать значительную долю дизельного топлива в топливной корзине российских НПЗ, объясняет Екатерина Грушевенко. «Столь значительный выпуск дизеля ориентирован на падающий по спросу и растущий по количеству игроков европейский рынок. Это создает неопределенность в будущем», — говорит она.
Переоборудование нефтеперерабатывающих заводов крайне актуально еще и по причине ухудшения сырьевой базы — нефть на разрабатываемых сейчас в России месторождениях становится более вязкой. При этом новых крупных НПЗ строится очень мало. «За последние годы можно вспомнить ввод в строй компанией «Танеко» (входит в группу компаний «Татнефть». — РБК +) Яйского НПЗ и некоторых других», — рассказывает аналитик компании IFC Markets Дмитрий Лукашов. По его мнению, низкие темпы роста строительства новых мощностей по переработке нефти обусловлены в том числе и тем, что на внешних рынках российская нефть гораздо более востребована, чем нефтепродукты.
Заместитель директора аналитического департамента компании «Альпари» Анна Кокорева обращает внимание также на влияние санкций на российскую нефтепереработку. По ее мнению, есть опасения того, что сроки реализации программы модернизации НПЗ будут и в дальнейшем отодвигаться, поскольку техническое перевооружение предприятий требует импортного оборудования. Тем не менее ситуация все же будет поэтапно развиваться, отмечает Анна Кокорева, ведь «обновление НПЗ позволит российским компаниям удерживать свои позиции на внешних рынках и поддерживать конкурентоспособность, а также увеличить объемы переработки». По итогам 2017 года эти объемы вряд ли вырастут, но «уже в 2018 году прирост будет ощутимый», предсказывает аналитик. А роста рентабельности переработки Анна Кокорева ожидает уже в 2017 году — в связи с ростом цен на нефть.
Новая поддержка
Правительство признает, что требующая высоких затрат модернизация крупнейших НПЗ в сочетании с увеличением налогового бремени сделала многие предприятия убыточными — об этом говорил, в частности, в мае замминистра энергетики Кирилл Молодцов. В связи с этим вопрос о финансовой поддержке отрасли со стороны государства за последний год поднимался уже несколько раз. Чтобы не останавливать техническое перевооружение и не допустить закрытия ряда заводов, которое грозило бы резким ростом цен на моторное топливо, летом текущего года Минэнерго направило в правительство предложения по предоставлению льгот переработчикам нефти. Например, это может быть снижение перекрестного субсидирования отрасли при перевозке нефти и нефтепродуктов по железной дороге. Кроме того, предлагается разработать специальную методику по снижению расходов на работу НПЗ. Методика, в частности, будет содержать ряд рекомендаций, которые позволят оптимизировать маршруты доставки нефти и готовой продукции с заводов. Кроме того, предполагается дать возможность модернизируемым НПЗ заключать с федеральными органами исполнительной власти инвестсоглашения с отсрочкой по уплате акцизов.
По оценке Минэнерго, продолжающееся переоснащение предприятий требует значительных вложений, поэтому нужно облегчить им налоговое бремя. ФАС раскритиковала это предложение министерства, и решение пока не принято. В частности, о том, что субсидировать переработчиков ради выполнения соглашений о модернизации — неверное решение, говорил начальник управления контроля ТЭК ФАС Дмитрий Махонин. «Спрашивается, а где было министерство, когда перекраивали параметры уже действующего налогового маневра?» — возмутился чиновник.
Впрочем, эксперты уверены, что государство должно так или иначе пойти навстречу нефтяникам и независимым НПЗ и помочь отрасли, благополучие которой имеет принципиальное значение для пополнения казны.
Установки на переработку
За 2011-2016 годы, по данным Минэнерго, введены в эксплуатацию 70 установок вторичной переработки нефти (в 2016-м — 12 установок).
В числе наиболее крупных проектов, завершенных в 2016 году, в Минэнерго называют строительство комплекса гидрокрекинга мощностью 3,5 млн т в год на «Волгограднефтепереработке» (ЛУКОЙЛ), строительство комплекса каталитического крекинга мощностью 1,2 млн т в год на Куйбышевском НПЗ («Роснефть»), строительство установок замедленного коксования мощностью 1,2 млн т на Антипинском НПЗ и мощностью 2 млн т на предприятии «Танеко» («Татнефть»).
В 2011-2020 годах должно быть введено в эксплуатацию 115 установок вторичной переработки нефти, к 2027 году — 131 установка.
Г П.Н. = ((G H -M-П- G С.Г.) / G Н) *100
где Гп.н. - глубина переработки нефти, %;
Gн - объем переработанной нефти, %;
М - объем производства мазута (котельного топлива);
Gс.г. - количество сухого газа от переработанной нефти, используемого как топливо;
П - безвозвратные потери нефти.
В нашем проекте
П = 1,54+1,19 = 3,18
Глубина переработки соснинской нефти составляет
Гп.н. = 100 * (100 - 6,26 - 2,73 - 3,18) / 100 = 87,83 %.
То есть, при реализации данной схемы 87,83 % нефти будет превращено в светлые нефтепродукты.
Показатель глубины переработки нефти с точки зрения экономики несовершенен. Все процессы качественного совершенствования топлив, не затрагивающие количество произведенного мазута, не изменяют и показатель глубины переработки. Сюда относят каталитический риформинг, алкилирование, изомеризацию, гидроочистку и др. Таким образом, однозначной корреляции между глубиной переработки нефти и степенью прогрессивности технологической структуры НПЗ не существует. Это не уменьшает значения показателя глубины переработки нефти (Гп..н..) в обобщенной оценке технического прогресса нефтепереработки. У него свое назначение, отраженное в его названии, -- показать насколько полно превращается сырая нефть в моторное топливо, масла и сырье для нефтехимии. Углубление переработки нефти достигается с помощью капиталоемких и энергоемких процессов: каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования, висбрекинга, газификации тяжелых остатков и других. Вследствие этого в целом наблюдается снижение уровня рентабельности продукции при увеличении Гп..н... Тем не менее, дальнейшее увеличение показателя Гп..н.. необходимо, во -первых, потому, что оно обеспечивает некоторый прирост массы прибыли, а во - вторых, расширяет ресурсную базу промышленности технического углерода и нефтехимической промышленности. Причина низкой рентабельности продукции НПЗ с большой глубиной переработки нефти помимо прочего в том, что ее экономический эффект в значите льной части реализуется за пределами нефтеперерабатывающих заводов. Он достается специализированным нефтехимическим предприятиям, заводам технического углерода, электродным заводам и т. д.
Подобная "трансляция" эффекта углубления переработки нефти исключается на тех НПЗ, которые создают собственный нефтехимический блок и вовлекают во вторичную переработку большую долю светлых дистиллятов с установок АВТ. Примеры этому Московский НПЗ, "Салаватнефтеоргсинтез", "Орскнефтеоргсинтез". Таким образом, тенденция к снижению уровня рентабельности по мере увеличения глубины переработки нефти реализуется со значительными отклонениями в зависимости от других условий.
Технический уровень большинства НПЗ России не соответствует передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основными проблемами отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая глубина переработки нефти - (в России - 72%, в Европе - 85%, в США - 96%), отсталая структура производства - минимум вторичных процессов, и недостаточный уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Еще одна проблема - высокая степень износа основных фондов, и, как следствие, повышенный уровень энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют КПД 50 - 60% при среднем показателе на зарубежных заводах - 90%.
Рассматриваемый проектный НПЗ имеет достаточно высокий уровень технологической структуры (87,83%), что соответствует европейским показателям.
Владимир Хомутко
Время на чтение: 4 минуты
А А
Расчёт глубины переработки нефти
Глубина переработки нефти (ГПН) является одним из важнейших показателей эффективности нефтеперерабатывающего предприятия.
Она представляет собой величину, которая показывает отношение объёма полученных товарных нефтепродуктов к общему объему потраченного сырья.
Другими словами, сколько полезной продукции получается, к примеру, из одной тонны (или барреля) нефти. Глубокая позволяет более эффективно использовать каждый баррель «черного золота».
Это параметр рассчитывается по следующей формуле:
ГПН = ((Общий объём переработанного сырья – Объём полученного мазута – Объём производственных потерь – Объем топлива, потраченного на собственные нужды) / Общий объём переработанного сырья) * 100 %
Величина этого показателя в России и за рубежом
Глубина переработки нефти в нашей стране в среднем находится на уровне 74-х процентов, в европейских странах – на уровне 85-ти процентов, в США – 95-96 процентов.
Согласитесь, разница более чем существенная. Это объясняется тем, что после распада Советского Союза России достались 26-ть НПЗ, устаревших к тому моменту и физически, и морально. Восемь из них были запущены еще до начала Второй Мировой войны, пять были построены до 1950 года, еще девять до 1960-го.
Таким образом, 22 из 26-ти российских нефтеперерабатывающих завода находятся в эксплуатации уже больше полувека. Кроме того, практически все новые НПЗ, которые построили в СССР за период с 1970-го по 1980-ый годы, были расположены на территории бывших союзных республик, ставших теперь независимыми государствами.
К примеру, с 1966-го по 1991-ый год на территории СССР построили семь новых предприятий нефтепереработки, из которых только одно было на территории Российской Федерации. Из остальных шести два остались в Казахстане (Чимкентский и Павлодарский НПЗ), по одному – на Украине (Лисичанск), в Беларуси (Мозырь), в Литве (Мажейкяе) и в Туркмении (Чарджоу).
Единственное относительно новое нефтеперерабатывающее предприятие, которое было запущено после 1966-го года на российской территории, это Ачинский НПЗ (год ввода в эксплуатацию – 1982-ой).
Еще одним относительно новых предприятием нефтепереработки является «Нижнекамскнефтехим» (город Нижнекамск), которое было запущено в 1979-ом году и до сих пор производит сырье для нефтехимической отрасли.
В начале 90-х годов прошлого века глубина переработки нефти российских НПЗ была на уровне 64-х процентов. 80 процентов оборудования было морально отсталым.
К 1999-му году глубина переработки нефти в среднем составляла 67,4 процента, и только Омский НПЗ сумел поднять эту планку до 81,5 %, что сравнимо со среднеевропейскими показателями.
Несмотря на то, что Россия по-прежнему отстает по ГПН от развитых мировых держав, за последние 17-18 лет наметились обнадеживающие тенденции.
Так, к примеру, с 2002-го по 2007-ой год устойчиво росли объемы отечественной нефтепереработки (в среднем около 3-х процентов в год в период с 2002-го до 2004-го и 5,55 – с 2005-го по 2007-ой). Средний уровень загруженности действующих мощностей первичной переработки в 2005-ом достиг 80-ти процентов, а в количественном выражении перерабатываемые годовые объемы выросли со 179 миллионов тонн в 2000-ом до 220 миллионов тонн в 2006-ом году.
Кроме того, на нескольких действующих российских НПЗ были построены комплексы глубокой переработки нефти.
В 2004-ом на Пермском нефтеперерабатывающем заводе, принадлежащем корпорации «Лукойл», был запущен комплекс гидрокрекинга, в 2005-ом запустили установку каталитического риформинга на Ярославском предприятии «Ярославнефтеоргсинтез», принадлежащем компании «Славнефть», а также на Рязанском НПЗ (собственность компании «ТНК-ВР») были введены в эксплуатацию сразу два комплекса с высокой ГПН – мягкого гидрокрекинга и каталитического крекинга.
Не оставала от конкурентов и «Татнефть». В 2010-ом эта компания запустила в Нижнекамске установку для первичной нефтепереработки, мощность которой составила 7 миллионов тонн в год. Эта установка стала частью Нижнекамского комплекса предприятий нефтехимии и нефтепереработки ТАНЕКО.
В конце того же года на Нижегородском НПЗ началось производство автомобильного бензина, соответствующего по своим качественным характеристикам стандарту ЕВРО-4.
Таким образом, программу по модернизации отечественных НПЗ, рассчитанная до 2011-го года, нефтяные компании выполнили полностью.
Однако на этом процесс не остановился. К примеру, НК «Роснефть» провела реконструкцию пяти установок вторичной нефтепереработки для увеличения глубины переработки нефти:
- на Куйбышевском НПЗ – гидрокрекинговой установки; установки для гидроочистки дизтоплива и установки для каталитического риформинга;
- на Сызранском и Комсомольском НПЗ – по одной каталитической риформинговой установки.
В 2001-ом с опережением графика были завершены работы по введению в эксплуатацию установки для изомеризации на предприятии «Славнефть-ЯНОС», способной перерабатывать в год 718 тысяч тонн сырья.
Результатом всей проделанной работы стало то, что к 2013-му году на территории Российской Федерации работало пятьдесят заводов, из которых 23 крупных НПЗ находились в структуре вертикально интегрированных российских компаний, восемь – это независимые нефтеперерабатывающие предприятия с годовой мощностью более миллиона тонн сырья, и 15-ть предприятий, мощность которых составляла менее миллиона тонн сырья в год.
Таким образом, в 2013-ом году нефтепереработка в России достигла 275 миллионов 200 тысяч тонн, загрузка мощностей в среднем составила 92,9 процента, а ГПН – 72 процента.
В течение 2015-го года в РФ ввели в эксплуатацию одиннадцать новых установок, предназначенных для вторичной нефтепереработки, и в этом же году общий объем переработанного сырья достиг отметки 282 миллиона 400 тысяч тонн, а уровень глубины переработки нефти достиг 74,2 процента.
Чтобы повысить её на 1-2 процентных пункта, нужно ежегодно вводить в строй по всей стране десятки новых установок.
Глубина переработки нефти в России составляет 74%, в то время как в Европе этот показатель равен 85%, а в США - 96%. С чем это связано, и какие шаги делаются для исправления ситуации?
России от бывшего СССР достались 26 морально и физически стареющих НПЗ. Из них восемь было пущено в эксплуатацию до Второй мировой войны, пять - построены до 1950 г., еще девять - до 1960 г. Таким образом, 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40-70 лет.
Практически все новые заводы, построенные СССР в 70-80 годы, располагались в союзных республиках. За 1966-1991 годах в СССР было построено 7 новых НПЗ, из них 6 - вне РСФСР (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре). Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 года на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введённый в эксплуатацию в 1982 году. Кроме того, в 1979 году была организована переработка нефти в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства.
Таким образом, глубина переработки нефти на российских НПЗ к началу 90-х составляла 64%. РФ на 80% досталось изношенное морально отсталое оборудование.
Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4%, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5%, приблизившись к западноевропейским стандартам.
В последующие годы в нефтепереработке наметилась обнадёживающая тенденция. За период 2002-2007 годов наблюдался устойчивый рост объёмов переработки нефти со среднегодовым приростом порядка 3% в 2002-2004 годах и 5,5% в 2005-2007 годах. Средняя загрузка действующих НПЗ по первичной переработке в 2005 году составила 80%, объём переработки увеличился со 179 в 2000 году до 220 млн тонн в 2006 году.
На ряде НПЗ было проведено строительство комплексов глубокой переработки нефти. В 2004 году вступил в строй комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля на Пермском НПЗ (« »), в 2005 году запущена установка каталитического риформинга мощностью 600 тыс. тонн в год на Ярославнефтеоргсинтезе («Славнефть»), комплекс мягкого гидрокрекинга вакуумного газойля и каталитического крекинга на Рязанском НПЗ (ТНК-BP).
В конце октября 2010 года Группа «Татнефть» ввела в строй установку первичной переработки нефти мощностью 7 млн тонн в год - часть строящегося в Нижнекамске комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». В конце 2010 года Нижегородский нефтеперерабатывающий завод начал выпуск автомобильного бензина стандарта Евро-4.
Программа модернизации нефтеперерабатывающих заводов на 2011 год была полностью выполнена нефтяными компаниями. Компанией « » было реконструировано пять установок по вторичной переработке нефти: одна установка гидрокрекинга, одна установка гидроочистки дизельного топлива на Куйбышевском НПЗ и три установки каталитического риформинга на Куйбышевском, Сызранском и Комсомольском НПЗ. Кроме того, раньше срока в 2011 году введена в эксплуатацию установка изомеризации на НПЗ ОАО «Славнефть-ЯНОС» мощностью 718 тыс. тонн в год.
В результате к 2013 году в России действовало 50 заводов, включая 23 крупных НПЗ в структуре ВИНК, восемь независимых НПЗ с объемом переработки более 1 млн тонн в год, а также 15 заводов с объемом переработки менее 1 млн тонн в год. Объем переработки в 2013 году достиг 275,2 млн тонн со средневзвешенным уровнем загрузки по России 92,9% и глубиной переработки - 72%.
В 2015 г в России было введено в эксплуатацию 11 установок вторичной переработки нефти. В 2015 г. общий объем переработки нефти составил 282,4 млн тонн. Глубина переработки составила 74,2%.
1) При общем объеме выпуска нефтепродуктов в 220-280 миллионов тонн для того, чтобы повысить глубину переработки нефти на 1-2 процентных пункта, нужно ежегодно вводить в строй по всей стране десятки новых установок. Ежегодные расходы нефтяных компаний на модернизацию, реконструкцию и строительство новых НПЗ составляют миллиарды долларов. Так, в 2006 году инвестиции в переработку составили 40 млрд рублей, что на 12% больше, чем в 2005 году. В 2008-2010 годах в модернизацию НПЗ нефтяными компаниями было инвестировано 177 млрд рублей. За этот период было построено шесть новых и реконструировано десять действующих установок по производству качественных моторных топлив на нефтеперерабатывающих заводах вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК).
За период с 2005 по 2013 год капитальные вложения ключевых ВИНК выросли более чем в шесть раз - с 1,4 млрд до 10 млрд долларов США.
2) Заводы не появятся в мгновение ока - реальная жизнь это не компьютерная стратежка, где здание вырастает само собой из-под земли. Только на разработку проекта модернизации НПЗ порой уходят годы. Само строительство/модернизация завода также занимает несколько лет. Причем зачастую разработка проекта ведется в одних условиях, а его реализация - совсем в других.
Простой пример: комплекс глубокой переработки вакуумного газойля Волгоградского нефтеперерабатывающего завода. Комплекс включает одну из самых мощных в мире установок мягкого гидрокрекинга мощностью 3,5 млн тонн в год, а также установки по производству серы и водорода. Ввод комплекса в строй позволит увеличить производство дизельного топлива класса 5 на 1,8 млн тонн в год, компонентов автомобильного бензина - на 600 тыс. тонн в год и сжиженных газов - на 100 тыс. тонн в год. Проект реализовывался с февраля 2013 года и был запущен в работу 31 мая 2016 года. Как видим, проект разрабатывался при высоких ценах на нефть, а реализовывать его пришлось во время экономического (падение цен на нефть) + политического (санкции запада) кризиса.
Модернизация Киришского НПЗ велась с 2005 по 2013 год. Этот проект тоже пережил кризис 2008-2009 года.