Главная › Мода › Что такое глубина переработки нефти на нпз. Расчёт глубины переработки нефти

Что такое глубина переработки нефти на нпз. Расчёт глубины переработки нефти

Россия, один из мировых лидеров по добыче нефти, располагает серьёзными мощностями по производству продуктов переработки «чёрного золота». Заводы выпускают топливную, масляную и нефтехимическую продукцию, при этом суммарные годовые объёмы производства бензина, дизельного топлива и топочного мазута достигают десятков миллионов тонн.

Масштабы российской нефтепереработки

В настоящее время на территории России функционируют 32 крупных нефтеперерабатывающих завода и ещё 80 мини-предприятий, также занятых в данной отрасли. Совокупные мощности НПЗ страны дают возможности переработки 270 млн тонн сырья. Представляем вашему вниманию топ-10 заводов по переработке нефти по критерию установленных производственных мощностей. Предприятия, вошедшие в список, принадлежат как государственным, так и частным нефтекомпаниям.

1. «Газпромнефть-ОНПЗ» (20,89 млн тонн)

Предприятие «Газпромнефть-ОНПЗ» более известно как Омский нефтеперерабатывающий завод. Владельцем завода является компания «Газпром нефть» (структура «Газпрома»). Решение о постройке предприятия было принято в 1949 году, завод запустили в 1955 году. Установленная мощность достигает 20,89 млн тонн, глубина переработки (соотношение объёма сырья к количеству производимых продуктов) - 91,5%. В 2016 году Омский НПЗ переработал 20,5 млн тонн нефти. Пронедра писали ранее, что фактическая переработка на НПЗ в 2016 году снизилась в сравнении с уровнем 2015 года.

В прошлом году произведено в том числе 4,7 млн тонн бензина и 6,5 млн тонн дизтоплива. Кроме топлива, завод производит битумы, коксы, кислоты, гудрон и другую продукцию. За последние несколько лет предприятие за счёт модернизации мощностей сократило количество выбросов в атмосферу на 36%, к 2020 году планируется снизить степень вредного воздействия на окружающую среду ещё на 28%. В общей сложности за последние 20 лет количество выбросов уменьшилось в пять раз.

2. «Киришинефтеоргсинтез» (20,1 млн тонн)

Киришский нефтеперерабатывающий завод («Киришинефтеоргсинтез», предприятие «Сургутнефтегаза») мощностью 20,1 млн тонн находится в городе Кириши Ленобласти. Ввод в эксплуатацию состоялся в 1966 году. Фактически в среднем перерабатывает более 17 млн тонн нефти с глубиной 54,8%. Кроме ГСМ, выпускает аммиак, битумы, растворители, газы, ксилолы. По данным предприятия, в последние годы по результатам анализа 2,4 тыс. проб превышений нормативов выбросов вредных веществ в атмосферный воздух выявлено не было. В пределах контрольных точек санитарно-защитной зоны комплекса экологических нарушений также не обнаружено.

3. «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (18,8 млн тонн)

Крупнейший НПЗ «Роснефти» мощностью в 18,8 млн тонн - «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (до 2002 года - Рязанский нефтеперерабатывающий завод) - выпускает автобензин, дизтопливо, авиакеросин, котельное горючее, битумы для строительной и дорожной отраслей. Предприятие начало работать в 1960 году. В прошлом году завод переработал 16,2 млн тонн сырья с глубиной 68,6%, произведя при этом 15,66 млн тонн продукции, в том числе 3,42 млн тонн бензина, 3,75 млн тонн дизтоплива и 4,92 млн тонн мазута. На предприятии в 2014 году начал работать центр экологических исследований. Также функционируют пять экологических лабораторий. Замеры вредных выбросов осуществляются с 1961 года.

4. «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» (17 млн тонн)

Один из лидеров отечественной нефтепереработки, предприятие «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» (владелец - «Лукойл»), расположено в городе Кстово Нижегородской области. Предприятие, мощность которого в настоящее время достигает 17 млн тонн, было открыто в 1958 году и получило наименование Новогорьковский нефтеперерабатывающий завод.

НПЗ производит порядка 70 наименований продукции, включая бензиновое и дизельное топливо, горючее для авиационного транспорта, парафины и нефтебитумы. «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» является единственным в России предприятием, выпускающим пищевые парафины твёрдого типа. Глубина переработки достигает 75%. На заводе работает экологическая лаборатория, имеющая в своём составе два передвижных комплекса. В рамках программы «Чистый воздух» резервуары завода оборудованы понтонами для уменьшения в десятки раз количества выбросов углеводородов в атмосферу. За последние десять лет усреднённые показатели загрязнения окружающей среды снизились втрое.

5. «Лукойл-Волгограднефтепереработка» (15,7 млн тонн)

Волгоградский (Сталинградский) НПЗ, запущенный в 1957 году, в 1991 году вошёл в состав компании «Лукойл» и получил новое название - «Лукойл-Волгограднефтепереработка». Мощность завода составляет 15,7 млн тонн, фактическая - 12,6 млн тонн с глубиной переработки в 93%. Сейчас предприятие выпускает около семи десятков наименований продуктов нефтепереработки, включая автобензин, дизтопливо, сжиженные газы, битумы, масла, коксы и газойли. По данным «Лукойла», благодаря выполнению программы экологической безопасности, валовые объёмы вредных выбросов были сокращены на 44%.

6. «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» (15 млн тонн)

Ново-Ярославский нефтеперерабатывающий завод (в настоящее время - «Славнефть-ЯНОС», совместная собственность компаний «Газпром» и «Славнефть»), начал работать в 1961 году. Актуальная установленная мощность завода составляет 15 млн тонн сырья, глубина переработки - 66%. Предприятие занято выпуском автомобильных бензинов, дизельного горючего, топлива, используемого в реактивных двигателях, широкого спектра масел, битумов, восков, парафинов, ароматических углеводородов, мазута и сжиженных газов. За последние 11 лет «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» существенно улучшил качество своих промышленных стоков. Количество накопленных прежде отходов уменьшилось в 3,5 раза, а объём загрязняющих выбросов в атмосферу - в 1,4 раза.

7. «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» (13,1 млн тонн)

В 1958 году был введён в эксплуатацию Пермский нефтеперерабатывающий завод. Позже он получил такие названия, как Пермский нефтеперерабатывающий комбинат, «Пермнефтеоргсинтез» и в итоге, после перехода в собственность «Лукойла», был переименован в «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез». Мощность предприятия при глубине переработки сырья 88% достигает 13,1 млн тонн. «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» производит широкий ассортимент продукции, включающий десятки пунктов - бензины, дизтопливо, горючее для реактивных силовых установок, газойли, толуол, бензол, сжиженные углеводородные газы, серу, кислоты и нефтяные коксы.

По заверениям руководства завода, на предприятии активно осуществляются меры, которые позволяют исключить выбросы в окружающую среду загрязняющих компонентов сверх нормативных ограничений. Все виды нефтесодержащих отходов утилизируются при помощи специального современного оборудования. В прошлом году завод победил в конкурсе «Лидер природоохранной деятельности в России».

8. «Газпромнефть - Московский НПЗ» (12,15 млн тонн)

Московский нефтеперерабатывающий завод (собственник - «Газпром нефть»), который в настоящее время обеспечивает удовлетворение 34% потребностей российской столицы в нефтепродуктах, был построен в 1938 году. Мощность предприятия достигает 12,15 млн тонн при глубине переработки в 75%. Завод занят преимущественно в топливном сегменте - производит моторное горючее, однако дополнительно выпускает и битум. Также производятся сжиженные газы для бытовых и коммунальных нужд, топочный мазут. По данным «Газпромнефть - Московский НПЗ», система экологического менеджмента на предприятии соответствует международным стандартам.

Тем не менее, с 2014 года завод неоднократно оказывался в центре внимания ввиду выбросов сероводорода в атмосферный воздух Москвы. Хотя, по данным МЧС, источником загрязнения действительно оказалось упомянутое нефтеперерабатывающее предприятие, соответствующие официальные обвинения предъявлены не были, а под подозрение попали ещё три десятка промышленных объектов, расположенных в городе. В 2017 году представители Московского НПЗ сообщили, что превышений по загрязняющим выбросам на территории предприятия не наблюдается. Напомним, в московской мэрии заявили о запуске системы наблюдения за выбросами завода.

9. «РН-Туапсинский НПЗ» (12 млн тонн)

Предприятие «РН-Туапсинский НПЗ» является старейшим нефтеперерабатывающим заводом в России. Он был построен в 1929 году. Уникальность предприятия состоит также в том, что это - единственный НПЗ в стране, расположенный на черноморском побережье. Собственник «РН-Туапсинский НПЗ» - корпорация «Роснефть». Мощность завода составляет 12 млн тонн (фактически в год перерабатываются 8,6 млн тонн сырья), глубина переработки - до 54%. Основной ассортимент выпускаемых продуктов - бензин, включая технологический, дизтопливо, керосин для осветительных целей, мазут и сжиженный газ. По данным администрации завода, на НПЗ удалось в сжатые сроки сократить в два раза объёмы загрязняющих выбросов в атмосферный воздух. Также качество стоков доведено до показателя рыбохозяйственных водоёмов первой категории.

10. «Ангарская нефтехимическая компания» (10,2 млн тонн)

В Ангарске Иркутской области расположились производственные объекты «Ангарской нефтехимической компании», специализирующейся на нефтепереработке. В комплекс входят нефтеперерабатывающий, химический блоки, а также комбинат по производству масел. Установленная мощность - 10,2 млн тонн, глубина переработки - 73,8%. Комплекс был запущен в 1945 году как предприятие по производству жидкого угольного топлива, а в 1953 году ввели в эксплуатацию первые нефтехимические мощности. Сейчас компания производит автобензин, дизтопливо, керосин для воздушных судов, спирты, мазут, серную кислоту, масла. В рамках выполнения мероприятий экологической безопасности обустроены закрытые факелы для нейтрализации сбросных газов, возводится система оборотного водоснабжения.

Лидеры в переработке нефти: топ регионов и компаний

Если говорить о российской нефтеперерабатывающей отрасли в целом, то для неё характерна большая (до 90%) степень консолидации. Заводы преимущественно работают в составе компаний вертикально-интегрированного типа.

Большая часть существующих в России нефтеперерабатывающих заводов была построена ещё в советский период. Распределение нефтеперерабатывающих предприятий по регионам осуществлялось по двум принципам - близости к месторождениям сырья и сообразно необходимости поставок горюче-смазочных материалов и продуктов нефтехимии в конкретные районы РСФСР, или же в соседние республики СССР. Данные факторы и предопределили картину расположения нефтеперерабатывающих мощностей на территории современного российского государства.

Современный этап развития отечественной переработки «чёрного золота» характеризуется не только наращиванием мощностей, но и тотальной модернизацией производства. Последняя даёт возможность российским компаниям как улучшить качество продукции до уровня самых жёстких международных стандартов, так и повысить глубину переработки сырья, а также минимизировать негативное воздействие на окружающую среду.

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.

Решение таких задач невозможно отдельными компаниями, предприятиями и даже государственными структурами, так как требует концентрации и консолидации большого количества финансовых и технологических ресурсов. У каждой компании на первом месте свои интересы и решение собственных проблем, что, в общем-то, понятно и естественно. В обществе давно назревала необходимость создания структуры или системы по координации решения общих, в том числе стратегических и государственных задач.

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.

Функционирование платформы предполагается в рамках механизма частно-государственного партнерства, через создание управляющих компаний укрупненного типа – на несколько проектов или локальных – для одного небольшого.

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).

Для науки, академического и вузовского сообщества такой механизм интересен, прежде всего, возможностью:

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.

Наиболее заинтересовано в такой системе, безусловно, государство в связи с:

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.

Таким образом, технологическая платформа будет способствовать за счет координации усилий фундаментальной и прикладной науки, инжиниринговых и машиностроительных компаний, нефтяных корпораций и государства выходу России на перспективный уровень развития технологий и производства. Это позволит изменить сырьевую направленность экономики РФ, обеспечив производство высокотехнологичной продукции и продажу конкурентоспособных на мировом рынке технологий, поможет внедрить новые инновационно-направленные российские разработки.

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.

…Но пока уступает американским заводам.

ЛУКОЙЛ в третьем квартале этого года повысил глубину нефтепереработки на своих НПЗ в России до 89,2%. Это на 4,1 п.п. больше по сравнению с аналогичным периодом 2016 года. Средняя глубина переработки на заводах ЛУКОЙЛа превысила аналогичный европейский показатель, но пока уступает американским НПЗ, сообщает «Прайм».

В России у компании есть нефтеперерабатывающие заводы в Ухте, Перми, Волгограде и Нижнем Новгороде. Их общая мощность -48,6 млн тонн в год.

РЕКОРД ПЕРМСКОГО НПЗ

ЛУКОЙЛ инвестировал значительные средства в модернизацию производства, что позволило начать выпуск автомобильного топлива стандарта Евро–5 уже в 2012 году – раньше, чем этот стандарт стал обязательным в России.

В декабре прошлого года глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов во время встречи с председателем правительства РФ Дмитрием Медведевым сообщил о завершении программы модернизации. Волгоградский НПЗ стал первым в России, где стало возможным выпускать бензин, соответствующий стандарту Евро-6.

На "Пермьнефтеоргсинтезе" глубина переработки достигла рекордного для России значения 99%. С ним могут сравниться только принадлежащий "Татнефти" комплекс ТАНЕКО в Нижнекамске и Антипинский НПЗ – основной актив группы New Stream. Эти два завода были построены "с нуля" относительно недавно, что позволило использовать последние достижения в области переработки нефти.

На всех предприятиях ЛУКОЙЛ наращивал производство светлых нефтепродуктов – прежде всего бензина и дизельного топлива. По этому показателю, который сейчас составляет 71,3%, компания также находится среди лидеров отрасли. За июль-сентябрь самый высокий результат был достигнут на Волгоградском НПЗ, где выход светлых нефтепродуктов увеличился до 73%. Это на 14 процентных пункта больше, чем годом ранее.

УХТИНСКИЙ НПЗ

В этом году больше всего глубина переработки увеличилась на Ухтинском НПЗ – на 7%, достигнув 76%. Этот завод, построенный в 1934 году в Коми, вошел в состав ЛУКОЙЛа в 1999 году в ужасном состоянии, пишет издание. Компания модернизировала предприятие. Несмотря на то, что Ухтинский НПЗ отстает по оснащению от других нефтеперерабатывающих предприятий компании, даже на нем можно выпускать бензин Евро-5. Однако в прошлом году глубина переработки завода не превышала 63%, выход остаточного топлива – мазута – был очень большим.

Кроме того, на Ухтинский НПЗ поступала преимущественно высоковязкая нефть с Ярегского месторождения. Когда из-за налогового маневра экспортная пошлина на мазут и нефть сравнялась, экспорт мазута стал невыгодным. При этом на внутреннем рынке цены на этот нефтепродукт обвалились из-за избытка предложения. В СМИ появились сообщения о скорой продаже завода, поскольку переработка нефти стала нерентабельной. Налоговый маневр – поэтапное снижение экспортной пошлины на нефть и одновременное повышение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) – стал ударом по отечественной нефтепереработке. В таких условиях могли выжить только НПЗ с высокой глубиной переработки, где выпуск мазута сведен до минимума.

Руководство ЛУКОЙЛА отказалось от продажи и сделало ставку на оптимизацию производства. В прошлом году инвестиции в Ухтинский НПЗ выросли вдвое – до 1 млрд руб. Кроме того, на завод начались поставки легкой нефти с Западно-Тэбукского месторождения в Коми.

Глубина нефтепереработки в итоге значительно повысилась, хотя еще уступает среднему показателю по России, который сейчас оценивается в 81%. Ухтинский НПЗ в прошлом квартале значительно увеличил выпуск светлых нефтепродуктов – до 55%, что на 10 п. п больше показателя третьего квартала 2016 года.

ЛУКОЙЛ продолжит модернизацию своих НПЗ в России. Ранее Информ-Девон сообщал, что компания решила построить комплекс замедленного коксования на Нижегородском НПЗ (НОРСИ, «Нижегороднефтеоргсинтез»). Это позволит увеличить производство светлых нефтепродуктов более чем на 10%. При этом, выпуск мазута должен сократиться на 2,7 млн т.

НОРСИ – крупнейший российский НПЗ компании, мощность переработки которого составляет 17 млн т/г, а глубина переработки – 80%.

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.

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.

UPD: Заводы уже давно можно было бы модернизировать, если бы друзья Путина вкладывались в свою страну, а не в яхты-виллы.

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.