В самом деле, 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 мир. 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 («ЛУКОЙЛ»), 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 «Роснефть» 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%.
UPD: Заводы уже давно можно было бы модернизировать, если бы друзья Путина вкладывались в свою страну, а не в яхты-виллы.
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.
Challenges and development trends of deeper oil conversion in Russia
E. CHERNYSHЕVA VNIPIneft, OJSC
В последние годы состояние и структура нефтепереработки в мире радикально изменились. Кувейт, Саудовская Аравия, Объединенные Арабские Эмираты, Китай, Индия активно строят и вводят в эксплуатацию все новые мощности по нефтепереработке и нефтехимии. Общей мировой тенденцией, наиболее ярко выраженной в промышленно развитых странах, стало ужесточение экологического законодательства, направленное на снижение вредных выбросов при сжигании топлив, а также на постоянный рост требований к качеству нефтепродуктов.
The author presents a detailed analysis of trends of Russian refining industry development at present and in the near term.
Экономический кризис крайне неблагоприятно сказался на развитии всей нефтепереработки в мире. Низкий уровень спроса оказался ключевым фактором, негативно повлиявшим на маржу отрасли в целом. И хотя мировой спрос постепенно восстанавливается, и мировая экономика медленно выходит из финансового кризиса, на отрасль продолжают оказывать влияние кризисные тенденции: снижение спроса и уменьшение цен на нефтепродукты, существенное увеличение их коммерческих запасов, ввод новых мощностей в Азии (прежде всего крупнейшего НПЗ в Индии).
С 2003 до 2008 гг. мировая нефтепереработка переживала период взлета, сменившийся в настоящее время затяжным кризисом. В декабре 2009 – январе 2010 гг. мировая маржа нефтепереработки была близка к нулевой отметке. Спрос на дистилляты значительно упал и продолжает падать. Уровень загрузки НПЗ снизился до рекордно низких значений: в Европе до 70 – 75%, а в США – до рекордных 80%. Особенно трудно пришлось высокотехнологичным заводам, а также предприятиям, получающим прибыль за счет переработки дешевых высокосернистых сортов нефти в светлые нефтепродукты высокой стоимости: резкое сокращение ценового дифференциала между сортами нефти разного качества оказало дополнительное отрицательное влияние на результативность их деятельности.
Низкий уровень прибыли в секторе переработки стал основной причиной падения показателей чистой прибыли в части «даунстрим» крупнейших международных нефтяных корпораций. Некоторые независимые нефтеперерабатывающие компании были вынуждены начать процедуру банкротства. В результате были ликвидированы мощности по переработке нефтяного сырья на 1,2 млн барр. в сутки. И полностью закрыты в мире 16 НПЗ – беспрецедентный случай. В результате экспорт нефти в Европу существенно сокращается, а нефтяные компании продолжают пересмотр инвестиционных программ в секторе переработки.
Тем временем Китай активно расширяет свою нефтепереработку: в 2009 – 2010 гг. национальные компании – Sinopec, PetroChina и CNOOC – ввели в эксплуатацию пять новых и модернизированных НПЗ в Фуцзяне, Тьянине, Хойчжоу, Душаньцзы и Фушуне, увеличив совокупные перерабатывающие активы страны примерно на 900 тыс. барр. в сутки. В конце февраля 2009 г. компания Petrovietnam запустила в эксплуатацию первый во Вьетнаме НПЗ мощностью 145 тыс. барр. в сутки.
Происходит существенное увеличение мощностей по производству нефтепродуктов в Африке (в Анголе, Египте, Ливии, Нигерии, Чаде, Южной Африке), в Центральной и Южной Америке (в Венесуэле, Колумбии, Никарагуа, Эквадоре), на Ближнем Востоке (в Иране, Ираке), а также в Азии (в Брунее, Вьетнаме, Индонезии, Китае, Малайзии, Монголии, Пакистане).
Предполагалось, что ввод новых мощностей в Азиатско-Тихоокеанском регионе будет способствовать удовлетворению растущих потребностей внутреннего спроса этих стран, однако получился обратный эффект: дешевые нефтепродукты и продукты нефтехимии наводняют европейский рынок. Таким образом, наблюдается глобальное смещение нефтеперерабатывающих мощностей с запада на Восток, с Севера на Юг.
Поскольку в Азии и на Ближнем Востоке появилось огромное количество новых НПЗ, то многие заводы в США также оказались под угрозой закрытия. Кроме этого, в США резко упал спрос на бензин, что нехарак-терно для данного региона, и активно проводится политика перехода на альтернативные источники энергии и использование этанола. Активная работа по переходу на переработку тяжелых канадских нефтей в США позволит им отказаться от части поставок нефти из стран Ближнего Востока и других регионов. Эти факторы повлияют на снижение цен на нефтяное сырье и приведут к уменьшению экспортного потенциала нефти России.
Происходящие в настоящее время структурные изменения на мировом рынке химической и нефтехимической продукции, появление новых сильных игроков на традиционных рынках сбыта российской продукции серьезно усложняют позиции российских компаний в борьбе за рынки сбыта. Это относится к вопросам реализации и сырья, и продукции. Конкурентоспособна только высокотехнологичная и качественная продукция высокого уровня или, как это не парадоксально – дешевые полуфабрикаты. Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России для удовлетворения потребностей внутреннего рынка и экспорта высококачественных, обладающих добавочной стоимостью нефтепродуктов вместо экспорта сырой нефти.
Россия пока в аутсайдерах
В настоящее время нефтепереработка России существенно отстает в своем развитии от промышленно развитых стран мира. Суммарная установленная мощность нефтепереработки в России на сегодняшний день 270 млн тонн год. В России в настоящее время действует 27 крупных НПЗ (мощностью от 3,0 до 19 млн тонн нефти в год) и около 200 мини-НПЗ. Часть из мини-НПЗ не имеют лицензий Ростехнадзора и не включены в Государственный реестр опасных производственных объектов. Правительством РФ решено: разработать регламент по ведению Минэнерго РФ реестра НПЗ в Российской Федерации, осуществить проверку мини-НПЗ на соответствие требованиям подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам и/или нефтепродуктопроводам. Крупные же заводы России, в основном, имеют длительные сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 60 лет назад – максимальное (рис. 1).
Рис.1. Сроки эксплуатации российских НПЗ
Качество выпускаемых нефтепродуктов серьезным образом отстает от мирового. Доля бензинов, удовлетворяющих требованиям Евро 3,4, составляет 38% от всего объема выпускаемого бензина, а доля дизельного топлива, удовлетворяющего требованиям класса 4,5, всего лишь 18%. По предварительным оценкам, объем переработки нефти в 2010 г. составил около 236 млн тонн, при этом было произведено: бензина – 36,0 млн тонн, керосина – 8,5 млн тонн, дизтоплива – 69,0 млн тонн (рис. 2).
Рис. 2. Переработка нефти и производство основных нефтепродуктов в РФ, млн т. (без учета ОАО «Газпром»)
При этом объем переработки нефтяного сырья по сравнению с 2005 г. увеличился на 17%, что при весьма низкой глубине переработки нефти привело к выпуску значительного количества нефтепродуктов низкого качества, которые не востребованы на внутреннем рынке и поставляются на экспорт в качестве полуфабрикатов. Структура же производства продукции на российских НПЗ за предыдущие десять лет (2000 – 2010 гг.) практически не изменилась и серьезно отстает от мирового уровня. Доля выработки топочного мазута в России (28%) в несколько раз выше аналогичных показателей в мире – менее 5% в США, до 15% в Западной Европе. Качество автомобильных бензинов улучшается вслед за изменением структуры парка автомобилей в РФ. Доля выпуска низкооктановых автобензинов А-76(80) сократилась с 57% в 2000 г. до 17% в 2009 г. Увеличивается также количество малосернистого дизельного топлива. Вырабатываемый в России бензин в основном используется на внутреннем рынке (рис. 3).
Рис. 3. Производство и распределение топлива, млн т
При общем объеме экспорта дизельного топлива из России в дальнее зарубежье в количестве 38,6 млн тонн дизельное топливо класса Евро-5 составляет около 22% , т. е. остальные 78% – топливо, не соответствующее европейским требованиям. Оно реализуется, как правило, по более низким ценам или как полуфабрикат. При увеличении общего производства мазута за последние 10 лет резко возросла доля мазута, реализуемого на экспорт (в 2009 г. – 80% от всего произведенного мазута и более 40% от суммарного экспорта нефтепродуктов).
К 2020 г. рыночная ниша по мазуту в Европе для российских производителей будет крайне мала, поскольку весь мазут будет преимущественно вторичного происхождения. Поставка в другие регионы крайне затратна из-за высокой транспортной составляющей. Вследствие неравномерного размещения предприятий отрасли (большинство НПЗ размещены в глубине страны) увеличиваются транспортные затраты.
Технический уровень большинства НПЗ также 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%.
Значения Индекса Нельсона для основной массы российских НПЗ ниже среднего значения этого показателя в мире (4,4 против 6,7) (рис. 4). Максимальный индекс российских НПЗ – около 8, минимальный порядка 2, что связано с невысокой глубиной переработки нефти, недостаточным уровнем качества нефтепродуктов и технически устаревшим оборудованием. Наличие на НПЗ процессов прямой перегонки нефти и установок, улучшающих качество прямогонных фракций, позволяют получить глубину не более 60%, наличие процессов переработки вакуумного газойля увеличивает глубину переработки до 75 – 80% , и только переработка гудрона и тяжелых остатков вторичных процессов позволяет перейти рубеж в 85 – 90% (рис. 5). Модернизация при сегодняшнем уровне развития технологических процессов в России потребует колоссальных затрат.
Рис. 5. Изменение глубины переработки нефти
Из 27 российских НПЗ уже на 18 заводах есть углубляющие процессы. 10 лет назад таких заводов было 11, к 2008 г. стало 16. Перейти рубеж в 75% сможем при наличии на всех НПЗ вторичных процессов. Основными процессами, углубляющими переработку нефти, являются деструктивные процессы, такие как коксование и все виды крекингов. Каталитический крекинг имеется на 13 заводах, из них только на 8 – современные процессы. На 5 за-водах – настоящий гидрокре-кинг, на 5 предприятиях – про-цесс коксования и на 9 – процесс висбрекинга (рис. 6). В 2008 г. таких установок было всего 6.
Рис. 6. Процессы углубления переработки нефти
Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей промышленности России в направлении строительства установок, углубляющих переработку.
Вместе с тем, в связи с вводом в действие техрегламента на новые стандарты нефтепродуктов, перед российскими нефтяными компаниями стоят масштабные задачи по модернизации НПЗ, связанной с реконструкцией действующих и строительством новых установок, улучшающих качество топлив, в т. ч. гидроочистки топлив, каталитического крекинга, изомеризации, алкилирования, риформинга.
Что делать?
В последние годы развитие нефтеперерабатывающей промышленности России имеет явную тенденцию к улучшению состояния отрасли. Предыдущие пять лет можно назвать золотым веком нефтепереработки. Были реализованы интересные проекты, изменил направление финансовый вектор. За последние 1,5 года проведен также целый ряд важных совещаний по вопросам нефтепереработки и нефтехимии с участием руководства страны в гг. Омске, Нижнекамске, Киришах и Нижнем Новгороде, Самаре. Это повлияло на принятие целого ряда своевременных решений: были предложены новая методика расчета экспортных пошлин (когда постепенно уменьшаются ставки на светлые нефтепродукты и увеличиваются на темные, т. о. к 2013 г. ставки должны сравняться и будут составлять 60% от пошлины на нефть) и дифференциация акцизов на автомобильный бензин и дизельное топливо в зависимости от качества, разработаны стратегия развития отрасли до 2020 г. развития нефтепереработки с объемом инвестиций ~1,5 трлн руб. и генеральная схема размещения объектов нефтегазопереработки, а также представлена система технологических платформ для ускорения разработки и внедрения конкурентоспособных на мировом рынке отечественных технологий нефтепереработки.В документах по стратегии развития нефтеперерабатывающей отрасли отмечен опережающий рост по производству и потреблению дизельного топлива с увеличением реализации на внутреннем рынке до 45 млн т/год. Прогнозируется стабилизация производства топочного мазута на уровне 13 – 14 млн т/год и перераспределение его потребления в сторону бункеровочного топлива.
В рамках стратегии предполагается увеличение глубины переработки нефти до 85%. К 2020 г. планируется, что качество 80% выпускаемого бензина и 92% дизельного топлива будут соответствовать ЕВРО 5. При этом следует учитывать, что в Европе уже к 2013 г. будут введены более жесткие, экологические требования к топливам, соответствующие Евро 6. Тем не менее среди планируемых к строительству компаниями 57 новых установок по улучшению качества: по гидроочистке, риформингу, алкилированию и изомеризации (табл. 1). Модернизация заводов с целью выполнения требований регламента в первую очередь связана с увеличением доли процессов, улучшающих качество нефтепродуктов. А углубляющие процессы отошли на второй план, их внедрение отодвинулось на более отдаленную перспективу.
Табл. 1. Ввод установок, повышающих качество нефтепродуктов, до 2020 г.
Для увеличения глубины переработки нефтяного сырья запланировано построить около 30 установок и несколько реконструировать (табл. 2). Среди процессов, позволяющих, наряду с углублением нефтепереработки, получать качественные компоненты топлив, в основном два типа процессов – каталитический крекинг (высокооктановый компонент бензинов, сырье для нефтехимии) и гидрокрекинг (высокооктановые компоненты автобензинов с низким содержанием серы, низкозастывающие Д.Т. с ультранизким содержанием серы и авиакеросин).
Табл. 2. Ввод до 2020 г. установок, углубляющих нефтепереработку
Для увеличения доли высококачественных нефтепродуктов в экспортируемой товарной продукции необходимо осуществить коренную модернизацию действующих НПЗ и построить новые, прежде всего экспортно-ориентированные нефтеперерабатывающие и нефтехимические комплексы на терминалах магистральных нефтепроводов в пограничных и приморских центрах. Такие комплексы запланированы. Часть из этих проектов находится на стадии реализации. Значительный объем работ по модернизации осуществляет ОАО «НК «Роснефть» на принадлежащих ей НПЗ. Ведется строительство Туапсинского НПЗ, планируется построить НПЗ в Приморске и Грозном.
Технологические платформы
Вместе с тем, остается целый ряд глобальных стратегических задач, которые стоят перед отраслью:- Усиление конкурентных позиций российской продукции на внутреннем рынке. Удовлетворение внутреннего спроса в высококачественной химической и нефтехимической продукции глубоких переделов.
- Выпуск высококачественных и конкурентоспособных нефтепродуктов, соответствующих общемировым экологическим стандартам. Ввод в действие техрегламента на новые стандарты нефтепродуктов;
- Обеспечение диверсификации производства в отрасли за счет разнообразия высокотехнологичной продукции высоких переделов. Обеспечение импортозамещения и конкурентоспособности высокотехнологической химической продукции.
- Усиление конкурентных позиций российской продукции на внешнем рынке. Переход от торговли сырой нефтью к торговле нефтепродуктами и продуктами нефтехимии; Существенное сокращение экспорта сырьевых нефтепродуктов: мазута, газойля, прямогонного бензина, увеличение экспорта продуктов нефтехимии и нефтепереработки с высокой добавленной стоимостью (т. е. ориентация нефтепереработки на производство сырья для нефтехимии, причем малотоннажной нефтехимии – здесь появляется необходимость сертификации нефтехимической продукции по системе Reach, что осложнит экспорт этой продукции в ближайшем будущем.
Именно на консолидацию различных сил и направлен новый механизм взаимодействия различно ориентированных структур – так называемые технологические платформы. Аналогичный механизм уже функционирует в ряде европейских государств. Эта структура с функциями планирования и координации. Такая схема взаимодействия позволит решить целый ряд проблем, существующих сегодня в России как при разработке новых технологий и доведения их до промышленной реализации, так и при попытке привязать некоторые зарубежные технологии к российскому производству, а именно: нежелание бизнеса финансировать научные исследования, а, наоборот – стремление получить готовые разработки, дублирование НИОКР в нефтяных компаниях и дублирование проектов, финансируемых за счет госсредств, отсутствие инжиниринга, невозможность расставить приоритеты при распределении финансирования и многое другое.
В рамках такого механизма взаимодействия, как технологические платформы, группой организаций: ИНХС им. Топчиева, Институтом проблем химической физики РАН, Институтом катализа ИСО РАН им. Борескова, ОАО «Татнефтехиминвест-холдинг», ОАО «ВНИПИнефть», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Высшей школой экономики при поддержке Минэнерго, Российской академии наук и ряда крупных нефтегазовых и машиностроительных компаний была создана и предложена в МинЭкономРазвития(МЭР) Технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов», основной целью которой является обеспечение перехода от сырьевой экономики к инновационному развитию нефтеперерабатывающей, газо- и нефтехимической промышленности. В рамках платформы уже сформулированы в приоритетном порядке те направления, которые необходимо развивать в первую очередь и которые уже имеют определенный технологический задел:
- Процессы получения водорода и синтез-газа.
- Технологии создания и производства каталитических систем нового поколения.
- Процессы переработки тяжелых нефтей и нефтяных фракций.
- Производство эффективных и экологически чистых моторных топлив и сырья для нефтехимии.
- Процессы переработки попутного и природного газов.
- Процессы производства полимерных материалов, в том числе для экстремальных условий и производства композиционных материалов.
- Энергосберегающие технологии.
- Технологии нефтехимического основного и тонкого органического синтеза.
Что дает использование такой площадки общения, как технологическая платформа, для всех участников (рис. 7).
Рис.7. Технологические платформы
Бизнес, например, при этом получает возможность:
- улучшения среды для инноваций, стимулирования спроса на инновационную продукцию;
- уменьшения объемов финансирования за счет объединения средств с другими компаниями и государством;
- технологической модернизации и расширения горизонта планирования;
- выпуска принципиально новой продукции;
- широкого выбора партнеров, селекции лучших контрагентов;
- политической поддержки на мировых рынках, возможности формирования международных альянсов по направлениям, характеризующимся высокими рисками и требующим объединения ресурсов;
- поддержки и внимания общественности, расширения спроса населения на инновационную продукцию (услуги).
- привлечения бизнеса к партнерству с научными организациями, демонстрационного эффекта для бизнеса, расширения спроса бизнеса на НИОКР;
- расширения компетенций, представляющих интерес для бизнеса (обучение, инжиниринг, дизайн, долгосрочное прогнозирование);
- улучшения качества подготовки кадров с учетом необходимых технологических компетенций;
- включения малых фирм, созданных научно-образовательными учреждениями, в сети субподряда;
- заполнения «провалов» в прикладной науке;
- формирования новых коопераций в научном секторе;
- формирования центров компетенций, в том числе на уровне подразделений научных и научно-образовательных организаций;
- формирования потенциала для реализации сложных проектов с множеством участников.
- определением средне- и долгосрочных приоритетов научно-технологической политики;
- концентрацией на приоритетных направлениях модернизации экономики частных и государственных ресурсов;
- координацией НИОКР, финансируемых за счет бюджетных средств;
- выявлением направлений совершенствования регулирования, в том числе отраслевого;
- улучшением условий для распространения передовых технологий;
- повышением эффективности крупных госкомпаний;
- повышением результативности бюджетных расходов.
Выводы
Для решения стратегических задач по развитию нефтепереработки России необходимо усиление роли государства, прежде всего в части жесткого контроля за реализацией основных положений техрегламента на нефтепродукты; совершенствование таможенного и налогового регулирования нефтепереработки с целью стимулирования производства нефтепродуктов с высокими потребительскими свойствами и углубления переработки нефти; а также обеспечение производства высокотехнологичной продукцией за счет внедрения новых инновационно-направленных российских разработок.
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.
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.
