CC BY
100матическая культуры. И, естественно, информационное общество может быть как интеллектуальным, так и инфор-матическим обществом. В документах ИНСОРа речь идет именно об информатическом обществе, элементом которого является «электронное правительство». Об информационном обществе, как справедливом, интеллектуальном обществе, в котором в среднем человеку комфортно жить, можно говорить с точки зрения идеала, к которому должны стремиться все страны, к ним можно отнести страны первой десятки по списку ООН, учитывающему уровень привлекательности страны для жизни. Первое место среди 182 стран в 2009 г. заняла Норвегия, Россия на 71 месте [7].
Предлагаемые уточнения не являются игрой с терминами, они позволяют выделить в информационных технологиях главную составляющую - интеллектуальные технологии, основным элементом которых является человек. Базой интеллектуальных технологий является образование. Именно в образование надо вкладывать большие деньги. Значит ли это, что не надо обращать внимание на информатические технологии, примером которых является «электронное правительство»? Конечно, нет, но акцент надо ставить на развитии интеллекта, человеческого капитала.
Формальные элементы человеческой деятельности развиваются и без их интенсификации правительством потому, что они очевидны, их легко контролировать, результаты появляются довольно быстро. Здесь уместно вспомнить высказывание Ильи Ильфа о технологиях (в частности медийных): «В фантастических романах главное это было радио. При нем ожидалось счастье человечества. Вот радио есть, а счастья нет» [8]. Сегодня можно сказать, что уже Интернет пришел практически в каждый дом, но желаемого качества жизни все нет.
Интеллектуальная составляющая, образование, дает эффект трудно определяемый, с большой задержкой по времени, но именно развитие человеческого капитала позволит действительно модернизировать экономику, сгладить неравенство между людьми и, может быть, добиться счастья для большинства населения страны.
Здоровая конкуренция, главенство закона, равенство всех перед законом, открытое общество, формирование научного мировоззрения у всего населения с помощью образования - вот гарантия достижения результата, о котором говорил Президент.
Список литературы
1. Медведев Д.А. Россия, вперед! / http://www.kremlin.ru/news/5413
2. Институт современного развития (ИНСОР) / http://www.riocenter.ru/ru
3. Большая советская энциклопедия / http://bse.sci-lib.com
4. Закон «Об информации, информационных технологиях и о защите информации» № 149-ФЗ от 27 июля 2006 г.
5. Математический энциклопедический словарь - М.: Советская энциклопедия, 1988. - 847 с.
6. Фридланд А.Я. Информатика: процессы, системы, ресурсы. - М.: БИНОМ. Лаборатория Знаний, 2003.
7. http://www.baltinfo.ru/2009/10/06
8. Илья Ильф и Евгений Петров. Собрание сочинений в 5 томах. Том 5. - М.: Художественная литература; 1961.
Челбаева Л.Г.
с.н.с. ИНЭИ РАН
СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ
Нефтепереработка является важной частью топливно-энергетического комплекса. Основной задачей нефтеперерабатывающей промышленности является обеспечение потребности страны в качественных моторных топливах, смазочных маслах, сырье для нефтехимии и других нефтепродуктах.
1. Анализ основных тенденций развития нефтеперерабатывающей промышленности в 2000-2009 гг.
Развитие нефтеперерабатывающей промышленности в 2000-2009 гг. характеризовалось стабильным ростом переработки нефтяного сырья с 173 млн.т в 2000 г. до 237 млн.т в 2009 г.; прирост составил 37% (рис. 1).
280 240 200 160 120 80 40 0
2002
2005
2003 2004 Рисунок 1 Переработка нефти в 2000-2009гг
237
237
229
220
208
2000
2001
2007
2008
2009
Увеличение переработки нефти произошло как за счет загрузки действующих предприятий, так и строительства новых нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) средней и малой мощности.
В течение рассматриваемого периода на НПЗ осуществлялась реконструкция действующих технологических установок и ввод новых с целью увеличения производства высококачественных нефтепродуктов для удовлетворения собственных нужд и экспорта. Всего за 9 лет было построено свыше 38 млн.т новых мощностей основных технологических процессов. Это значительно больше, чем в предыдущем периоде, но недостаточно в связи с большим износом основных фондов отрасли. Кроме того, свыше половины НПЗ не имеют углубляющих (деструктивных) процессов. Структура вводов новых мощностей основных процессов переработки нефти за 2001-2009 гг. представлена на рис. 2.
Гидроочистка диз.топлива и керосина 14%
Изомеризация 5%
Переработка нефти 30%
Кат.риформинг на облагораживание 8%
Замедленное коксование 3%
Каталитический крекинг 2%
Висбрекинг 23%
Гидрокрекинг 15%
Рисунок 2 Вводы мощностей за 2001- 2009гг
Наибольшая доля в общем объеме вводов приходится на первичную переработку (30%), висбрекинг (23%), гидрокрекинг (15%) и гидроочистку топлив (14%).
Ввод новых установок и реконструкция действующих привели к улучшению структуры основных технологических процессов нефтепереработки (рис. 3). Этому же способствовало увеличение коэффициентов использования мощностей.
24
20 -
16 г? 12
8 -
4
0
23.4
7.5 7.7
21.7
8.7 9.0
6.5
21 1.8
Ига
1.9 1.8 1.5 1.0
Каткрекинг Гидрокрекинг Термокрекинг Замедленное Катриформинг Гидроочистка Катриформинг Производство и висбрекинг коксование на облагораж. дизтоплива и на ароматику масел
керосина
Рисунок 3
Структура загрузки вторичных процессов в 2000-2009гг
■ 2000 □ 2009
За рассматриваемый период увеличилась доля большинства вторичных процессов переработки нефти, в том числе гидрокрекинга с 0,4 до 3,5%, каталитического крекинга с 7,5 до 7,7%, термического крекинга и висбрекинга с 4,6 до 6,5%, гидроочистки дизельного топлива и авиационного керосина с 21,7 до 23,4%, каталитического риформинга на облагораживание с 8,7 до 9,0%.
С увеличением объема переработки нефти и загрузки вторичных процессов выросло производство нефтепродуктов (рис. 4). Так, выпуск моторных топлив увеличился с 83 млн.т в 2000 г. до 112 млн.в 2009 г., то есть на 35%, производство топочного мазута - с 48 млн.т до 64 млн.т (на 33%). В 2,3 раза возросло производство прямогонного, стабильного и бензина для химии, в 2 раза - производство тяжелых мазутных остатков. Сократилось на 16% производство битумов и смазочных масел.
250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Рисунок 4
Производство нефтепродуктов в 2000-2009г
□ Моторные топлива
■ Флотский мазут,судовое и печное топлива
Ш Прямогонный бензин и бензин для химии
В Нефтебитум, гудрон и смазочные масла
И Вакуумный газойль, технолог.топл и пр.тяжелые остатки
Ш Топочный мазут
□ Прочие нефтепродукты и потери
В структуре производства нефтепродуктов (табл. 1.1) заметна тенденция снижения выхода автомобильного бензина и увеличения доли прямогонного бензина и бензина для химии. Рост производства автомобильного бензина обеспечивал увеличение спроса на него внутри страны. Доля его экспорта постепенно сокращалась в связи с ростом требований к качеству этого продукта в западных странах, а также принятым там направлением на дизелизацию автотранспорта.
Таблица 1.1
Структура производства нефтепродуктов в 2000-2009 гг.
2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г.
Моторные топлива 48,0 47,4 47,8 47,4 47,9 48,2 48,9 48,2 48,1 47,1
Автомобильный бензин 15,7 15,4 15,7 15,4 15,6 15,4 15,6 15,3 15,0 15,1
Авиационный керосин 3,8 3,9 3,6 3,7 3,9 4,0 4,1 3,9 4,0 3,6
Дизельное топливо 28,5 28,1 28,5 28,2 28,4 28,9 29,1 29,0 29,1 28,4
Топочный мазут 28,0 28,1 29,3 28,7 27,5 27,3 27,0 27,5 27,0 27,2
Печное топливо 0,4 0,7 0,7 0,8 0,7 0,5 0,3 0,3 0,4 0,8
Флотский мазут и судовое топливо 2,5 2,8 2,1 1,6 2,0 1,9 1,6 1,7 1,6 2,3
Прямогонный бензин и бензин для химии 3,9 4,4 5,4 5,9 5,8 5,8 5,7 6,2 6,3 6,6
Нефтебитум и масла 4,5 4,4 3,8 3,9 4,0 3,5 3,6 3,7 3,6 2,8
Вакуумный газойль, технолог.топл и пр.тяжелые остатки 3,9 3,2 3,3 3,4 3,7 4,3 4,8 5,0 5,7 5,8
Глубина переработки 70,8 70,6 69,6 70,1 71,4 71,6 72,0 71,5 72,0 71,9
Выход светлых нефтепродуктов 53,7 54,0 55,4 55,8 56,2 56,2 56,5 56,4 56,4 56,3
Выход дизельного топлива имел тенденцию к росту, кроме 2009 г., когда на его производстве отразился кризис. Более чем в 1,6 раза к 2009 г. сократился удельный вес нефтебитумов и масел.
Глубина переработки нефти за рассматриваемый период изменилась незначительно - ее рост составил примерно 1%, - до 72% в 2008-2009 гг. На 2,6-2,7% увеличился выход светлых нефтепродуктов - до 56,3% в 2009 г., что отражает некоторое улучшение использования нефтяного сырья. Выход моторных топлив уменьшился с 48 до 47,1%.
Рост глубины переработки нефти на 1% за рассматриваемый период связан с уменьшением выхода топочного мазута. Однако за этот же период на 3% увеличился выход прочих мазутных остатков в виде вакуумного газойля, экспортного технологического топлива и других мазутных фракций, используемых для нужд экспорта. С учетом этих продуктов глубина переработки в 2009 г. не увеличилась, а уменьшилась на 2% относительно 2000 г.
Российскую нефтепереработку характеризует низкий уровень глубины переработки нефти, в Европе он составляет на большинстве НПЗ 85%, в США - 95%. Это связано с недостаточным уровнем углубляющих процессов в России. Деструктивные углубляющие процессы (каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование) имеются лишь на 15 из 28 крупных НПЗ. Мазут и мазутные остатки занимают около половины экспортной корзины отрасли. Более низкие пошлины на мазут по сравнению с пошлинами на светлые нефтепродукты не стимулируют руководство предприятий строить углубляющие процессы. В связи с этим в 2010 г. было принято постановление о постепенном выравнивании пошлин на мазут и светлые нефтепродукты. В 2013 г. они сравняются и составят около 60% от пошлины на нефть. Подвинуть российские предприятия в сторону углубления нефтепереработки должна также необходимость повышения качества производимых топлив в соответствии с действующим техническим регламентом на нефтепродукты.
На рис. 5 представлена динамика объемов переработки нефти по федеральным округам за 2000-2009 гг. Как следует из этих данных, за 9 лет переработка нефти выросла во всех округах.
240 210 180 150 120 90 60 30 0
цщцщщ!.....................
НВОДР*.'. . . . . ¡||Щ|Ц^ '■ ■ ■ ■ ■■■■■■■■■■■■■■■■■■
смлливв8ввввввввввввввввввввввви
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Рисунок 5
Переработка нефти по округам в 2000-2009гг,млн.т
Центральный Сев еро-Западный Южный
Северо-Кавказский
Приволжский
Уральский
Сибирский
Дальне-Восточный
Наиболее высокими темпами увеличивалась переработка нефти в Уральском (УФО), Южном (ЮФО) и Дальневосточном (ДФО) округах. В структуре переработки нефти доля УФО увеличилась с 2,2 до 2,5%, ЮФО с 8,9% до 10,5%, ДФО - с 3,7 до 4,7%.
Наиболее развита нефтепереработка в Приволжском (ПФО), Центральном (ЦФО) и Сибирском (СФО) федеральных округах. Здесь перерабатывалось в 2009 г. около 72% нефти и произведено около 76% моторных топлив от общероссийских показателей. В этих трех округах сосредоточено свыше 90% деструктивных углубляющих процессов.
2. Перспектива развития нефтеперерабатывающей промышленности на период до 2030 г.
Развитие нефтепереработки в перспективе до 2030 г. будет направлено на увеличение глубины переработки и повышение качества выпускаемых нефтепродуктов. Для этой цели принят курс на реконструкцию и модернизацию НПЗ (Энергостратегия, ноябрь 2009 г.).
Рассматриваются два варианта развития нефтепереработки на перспективу -энергоэффективный и благоприятный. Каждый вариант соответствует определенному уровню добычи нефти и потребности в моторных топливах. По энергоэффективному варианту объемы переработки нефти на первом этапе увеличиваются до 245 млн.т к 2020 г., а затем снижаются до 230 млн.т к 2030 г. По благоприятному варианту объемы переработки растут к 2020 г. до 265 и далее к 2030 г. до 290 млн.т (рис. 2.1).
Рост переработки нефти будет происходить как за счет развития действующих заводов, так и строительства новых. Объемы вводов мощностей, включая вторичные процессы за 2010-2030 гг. составят 267 млн.т по энергоэффективному варианту и 346 млн.т по благоприятному варианту (рис. 2.2).
За 20 лет намечается ввести, соответственно по вариантам, 15-21 млн.т мощностей каталитического крекинга, 43-53 млн.т гидрокрекинга, 13-15 млн.т замедленного коксования. Для улучшения качества моторных топлив предлагается ввод 10-11 млн.т мощностей каталитического риформинга и 8-10 млн.т мощностей изомеризации и алкилиро-вания, 55-69 млн.т гидроочистки средних дистиллятов.
Наряду с вводами новых мощностей будет осуществляться реконструкция действующих и вывод устаревших установок. В результате должна увеличиться загрузка и улучшиться структура вторичных процессов (рис. 2.3).
г
180 160 140 120 100 80 60 40 20 0
■ энергоэффективный □ благоприятный
Рисунок 2.2 Объемы вводов процессов в 2010-2030гг
по вариантам
Объем каталитического крекинга увеличится с 18 млн.т в 2009 г. до 26-27 млн.т (по вариантам) в 2020 г. и 2936 млн.т в 2030 г. При этом будут выведены из эксплуатации все оставшиеся установки с шариковым катализатором. Существенно возрастет объем процесса гидрокрекинга с 8 млн.т в 2009 г. до 30 млн.т в 2020 г. и до 43-53 млн.т в 2030 г. Почти в 4 раза увеличится к 2020-2030 гг. объем коксования - до 15 млн.т. Загрузка каталитического риформинга изменится незначительно с 21 млн.т в 2009 г. до 25 млн.т в 2020 г. и 25-27 млн.т в 2030 г. по вариантам. Гидроочистка дизельных и керосиновых фракций увеличится с 55 млн.т в 2009 г. до 82-88 млн.т в 2020 г и 80-99 млн.т в 2030 г.
300
250
200
ь
^ 150 5
100
50
# V
Рисунок 2.3
□ Каталитический крекинг
□ Гидрокрекинг
И Термический крекинг и висбрекинг В Замедленное коксование
□ Кат.риформинг на облагораживание ■ Гидроочистка диз.топлива и керосина
□ Каталитический риформинг на ароматику
Загрузка вторичных процесов по вариантам в 2000-2030гв Производство масел
0
Производство нефтепродуктов на перспективу до 2030 представлено на рис. 2.4. Прирост моторных топлив к 2020 г составит относительно 2009 г 27-35%, к 2030 г - 31-57% по вариантам. В абсолютном выражении производство моторных топлив увеличится со 112 млн.т в 2009 г до 142-151 млн.т в 2020 г и 131-157 млн.т в 2030 г.
При этом выход моторных топлив в 2030г в энергоэффективном варианте будет больше (64%), чем в благоприятном (61%) (табл. 2.2). Это объясняется тем, что в благоприятном варианте больше удельный вес новых заводов, которые используют прямогонный бензин на нефтехимию, а не для производства автомобильного бензина. Выход топочного мазута сократится с 27% в 2009 г до 15-16% в 2020г и 10% в 2030г. Выход битума и масел увеличится к концу перспективного периода почти в 2 раза. Выход тяжелых мазутных остатков сократится в 10 раз.(0,6-0,5%). Показатели глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов по вариантам близки. Глубина переработки увеличивается с 72% в 2009 г до 84-83% в 2020г и 89% в 2030. Выход светлых нефтепродуктов растет с 56% в 2009 г до 68% в 2020г и 73% в 2030г.
млн.т
300-, □ Моторные топлива
275 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0
□ Топочный мазут
□ Флот .мазут и суд.и печ.топлива
Б Прямог.бензин и бензин для химии
□ Нефтебитум и смаз.масла
Ш Вак.газойль,техн.топл.и тяжелые остатки
■ Прочие и потери
Рисунок 2.4 Производство нефтепродуктов в 2000-2030гг
Таблица 2.2
Отчет Прогноз
2009 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г.
1 вар. 2 вар. 1 вар. 2 вар. 1 вар. 2 вар. 1 вар. 2 вар.
Моторные топлива 47,1 51,4 50,6 58,0 57,1 62,2 59,5 63,8 60,7
Автомобильный бензин 15,1 17,2 16,7 19,1 18,0 20,7 18,4 21,0 17,8
Авиационный керосин 3,6 4,4 4,3 5,0 5,1 5,4 5,4 5,6 5,7
Дизельное топливо 28,4 29,8 29,6 33,9 34,0 36,1 35,8 37,3 37,2
Топочный мазут 27,2 22,0 23,1 15,4 15,7 11,7 12,7 10,1 10,3
Флотский мазут, судовое и печное топлива 3,1 3,2 3,2 3,0 3,2 3,0 3,1 3,0 3,0
Прямогонный бензин и бензин для химии 6,6 7,1 7,5 7,4 8,1 7,2 9,4 7,2 10,5
Нефтебитум и масла 2,8 3,9 3,7 4,6 4,5 5,2 4,8 5,5 5,2
Вакуумный газойль, технолог.топл и пр.тяжелые остатки 5,8 4,4 4,2 2,7 2,3 1,3 0,8 0,6 0,5
Глубина переработки,% 71,9 77,1 76,0 83,5 83,2 87,2 86,2 88,8 88,6
Выход светлых нефтепродуктов,% 56,3 61,0 60,5 67,6 67,5 71,6 71,1 73,3 73,3
На рисунках 2.5 и 2.6 представлены объемы переработки нефти по федеральным округам на перспективу до 2030г. по вариантам.
г
300 250 200 150 100 50 0
2000
2005 2009 2015 2020 2025 2030
□ Центральный
В Северо-Западный В Южный
□ Северо-Кавказский
□ Приволжский В Уральский
Ш Сибирский б Дальневосточный
Рисунок 2.5 Переработка нефти по округам в 2000-2030г энергоэффективный вариант
Энергоэффективный вариант характеризуется увеличением объема переработки на ДФО на 30% к 2030 г., в ЮФО (на 16%), УФО (на 10%) и Северо-Кавказском (СКФО) (примерно в 6 раз) Снизится переработка нефти примерно на 10% в ПФО, ЦФО и Северо-западном (СЗФО) федеральном округах. В СФО переработка нефти сохранится на современном уровне.
По благоприятному варианту рост мощностей по переработке нефти предусматривается в тех же районах, что и по энергоэффективному варианту, (и дополнительно в СЗФО), но в больших объемах. Так, на Дальнем Востоке переработка нефти увеличится к 2030 г. в 3,3 раза, в УФО в 2 раза, в СЗФО в 1,5 раза, в ЮФО в 1,3 раза, в СКФО в 11 раз. В ЦФО, ПФО и СФО предполагается стабилизация объемов переработки нефти.
300 250 200 150 100 50 0
2000
2005 2009 2015 2020 2025 2030
□ Центральный
И Северо-Западный В Южный
Ш Северо-Кавказский
□ Приволжский В Уральский
Ш Сибирский И Дальневосточный
Рисунок 2.6 Переработка нефти в 2000-2030гг благоприятный вариант
3. Прогнозные показатели развития нефтеперерабатывающей промышленности по федеральным округам на период до 2030г по вариантам
Приволжский федеральный округ
В округе действует 12 крупных НПЗ. За период с 2000 по 2009 гг. были введены три установки по переработке мазутных фракций в светлые нефтепродукты (каткрекинг в Татарстане мощностью 0,85 млн. т, гидрокрекинг в Перми -3,5 млн. т и коксование в Башкортостане - 1,2 млн. т), установки по облагораживанию топлив (катриформинг на облагораживание - 1,0 млн.т, гидроочистка топлив 2,1 млн. т) и другие (табл. 3.1).
Таблица 3.1
Показатели развития нефтепереработки Приволжского округа в 2000-2030 гг.
2001-2009 гг. 2010-2020 гг. 2021-2030 гг.
1 вар. 2 вар. 1 вар. 2 вар.
Вводы мощностей, млн. т
Каткрекинг 0,85 9,4 9,6
Гидрокрекинг 3,5 17,8 22,5 1,0 1,5
Замедленное коксование 1,2 3,6 3,6 1,4 1,4
Катриформинг на облагораживание 1,0 3,0 3,2 1,8 1,8
Гидроочистка топлив 2,1 10,3 13,5 9,7 9,7
Показатели на конец периода, млн т
Переработка нефти 96,0 92,3 99,8 86,7 99,1
Автомобильный бензин 14,8 17,3 18,4 17,4 18,9
Дизельное топливо 28,5 34,2 37,6 33,9 40,2
Топочный мазут 25,7 14,2 14,5 9,1 10,1
Глубина переработки,% 72,4 83,6 84,3 88,4 88,6
Выход светлых нефтепродуктов,% 54,8 67,9 69,3 72,2 74,0
Предлагаемые вводы вторичных процессов позволят увеличить производство автомобильного бензина к 2030 г. на 18-28% по вариантам, а дизельного топлива - на 19-41%. Часть вводов пойдет на замену морально и физически устаревших установок. В частности, будут выводиться все установки каталитического крекинга с шариковым катализатором.
Таблица 3.2
Показатели развития нефтепереработки Центрального округа в 2000-2030 гг.
2001-2009 гг. 2010-2020 гг. 2021-2030 гг.
1 вар. 2 вар. 1 вар. 2 вар.
Вводы мощностей, млн т
Каткрекинг
Гидрокрекинг 2,1 1,0 1,0 1,5 1,5
Замедленное коксование 1,2 1,2
Катриформинг на облагораживание 0,6 0,6 0,6
Гидроочистка топлив 6,5 6,5
Показатели на конец периода, млн.т
Переработка нефти 38,1 35,5 37,0 34,0 37,0
Автомобильный бензин 7,4 8,8 9,0 8,8 9,4
Дизельное топливо 10,2 11,1 11,4 11,1 12,0
Топочный мазут 11,7 6,5 7,4 5,3 6,2
Глубина переработки,% 67,9 80,5 78,8 83,3 82,1
Выход светлых нефтепродуктов,% 56,8 65,0 63,9 67,1 66,4
В ПФО будет развиваться нефтехимия, в том числе на бензине. По этой причине рост производства дизельного топлива опережает рост автомобильного бензина (благоприятный вариант).
За период с 2000 по 2009 гг. были построены в Ярославле установка гидрокрекинга мощностью 2140 тыс. т, каталитического риформинга (600 тыс. т), висбрекинга (1500 тыс. т), в Рязани - установка гидроочистки вакуумного газойля (2950 тыс. т).Реконструированы установки каталитического крекинга в Рязани и Ярославле. На перспективу до 2030 г. предусмотрено некоторое снижение объема переработки нефти с 38 млн.т до 34-37 млн. т по вариантам (табл. 3.2). Ввод установок гидрокрекинга и коксования, а также изомеризации, риформинга и гидроочистки позволит увеличить производство автомобильного бензина на 19-27% (по вариантам), а дизельного топлива на 9-18%.
На перспективу предлагается 2 варианта переработки нефти: первый вариант с сокращением к концу прогнозируемого периода до 87 млн. т и второй со стабилизаций на уровне 99 млн. т. Будет введен новый НПЗ в Татарстане мощностью 7 млн. т, по благоприятному варианту его мощность возрастет до 14 млн. т. Поскольку район является избыточным по производству нефтепродуктов, рекомендуется сокращение мощностей по переработке нефти в Башкортостане, Самарской, Нижегородской области, Пермском крае и других субъектах.
Сибирский федеральный округ
Переработка нефти осуществляется, в основном, на двух заводах Роснефти - Ангарской НХК (Иркутская область) и Ачинском НПЗ (Красноярский край) и на предприятии Газпромнефти - Омском НПЗ. Предприятия в Ангарске и Омске имеют углубляющие процессы. За счет них в регионе высокие показатели глубины и выхода светлых нефтепродуктов: 78,6 и 64,4% соответственно, в 2009 г. (табл. 3.3). За 2000-2009 гг. была введена установка изомеризации в Ачинске и реконструирована установка каталитического риформинга в Омске.
Таблица 3.3
Показатели развития нефтепереработки Сибирского округа в 2000-2030 гг.
2001-2009 гг. 2010-2020 гг. 2021-2030 гг.
1 вар. 2 вар. 1 вар. 2 вар.
Вводы мощностей, млн т
Каткрекинг
Гидрокрекинг 2,0 2,0 0,6 1,0
Замедленное коксование 3,8 3,8
Катриформинг на облагораживание 1,5 2,1
Гидроочистка топлив 8,9 8,7 1,5 1,5
Показатели на конец периода,млн.т
Переработка нефти 36,0 38,3 37,3 35,7 37,3
Автомобильный бензин 6,2 8,4 8,1 8,3 8,3
Дизельное топливо 11,1 13,4 13,3 13,6 14,2
Топочный мазут 7,4 3,9 3,6 1,8 1,8
Глубина переработки,% 78,6 89,1 89,6 94,2 94,3
Выход светлых нефтепродуктов,% 64,4 71,0 71,3 75,4 74,7
На перспективу до 2030 г. по округу в целом предусмотрены небольшие изменения в объемах переработки нефти (с 36 млн. т в 2009 г. до 36-37 млн. т в 2030 г.). В разрезе субъектов предусмотрено сокращение объема переработки нефти на Омском НПЗ (на 2-3 млн.т к 2020-2030 гг.) за счет строительства Яйского завода в Кемеровской области мощностью 3 млн. т.
В округе в связи с большой потребностью в дизельном топливе предлагается строительство установок гидрокрекинга и коксования. Для увеличения производства автомобильного бензина планируется ввод установок изомеризации мощностью 1,7 млн. т и каталитического риформинга на Ачинском и Яйском (по благоприятному варианту).
Производство автомобильного бензина увеличится к 2030 г. на 34%, а дизельного топлива на 23-28%.
Южный федеральный округ
Переработка сосредоточена в Волгоградской области (Лукойл), Астраханской области (Газпром), Краснодарском крае (Роснефть и другие), Ростовской области.
Развитие отрасли в регионе характеризуется в последнее десятилетие быстрым ростом объемов переработки нефти (на 61% за весь период) и слабым развитием вторичных процессов. Из деструктивных углубляющих процессов имеется лишь процесс коксования в Волгограде. За прошедший период этот завод подвергся модернизации с реконструкцией установок первичной переработки нефти с наращиванием мощности, введены новые современные установки каталитического риформинга (1000 тыс. т в 2006 г.), гидроочистки топлив (1400 тыс. т в 2001 г.), изомеризация (385 тыс. т в 2007 г.), газофракционирование (151 тыс. т в 2001 г.). Это позволило увеличить производство моторных топлив более, чем на 30% и улучшить их качество. В перспективе будут введен каталитический крекинг (2000 тыс. т) и гидроочистка топлив(3000 тыс. т).
Большую программу модернизации осуществляет Туапсинский завод, мощность которого предполагается увеличить с 5 до 12 млн.т. С вводом крупных деструктивных углубляющих процессов, таких как гидрокрекинг (5000 тыс. т)
и коксование (1700 тыс. т), глубина переработки к 2020 г должна превысить 90%. С вводом изомеризации (800 тыс. т) и каталитического риформинга (1500тыс.т) выход автомобильного бензина в округе увеличится к 2020 г. более чем в 2 раза (табл. 3.4).
Таблица 3.4
Показатели развития нефтепереработки Южного округа в 2000-2030 гг.
2001-2009 2010-2020 2021-2030
1 вар. 2 вар. 1 вар. 2 вар.
Вводы мощностей, млн т
Каткрекинг 2,0 2,0
Гидрокрекинг 5,0 5,0 2,5 2,5
Замедленное коксование 1,7 1,7
Катриформинг на облагораживание 1,0 1,5 1,5
Гидроочистка топлив 1,4 8,9 9,0
Показатели на конец периода, млн.т
Переработка нефти 24,8 31,2 33,2 28,8 32,8
Автомобильный бензин 2,6 5,6 5,3 5,6 5,4
Дизельное топливо 7,3 10,9 11,9 11,6 12,0
Топочный мазут 7,3 5,1 4,7 2,0 3,9
Глубина переработки,% 69,6 82,6 84,9 91,8 87,0
Выход светлых нефтепродуктов,% 56,8 70,4 71,9 79,2 73,7
На остальных заводах региона углубление не предусматривается. Дельта в объеме переработки по округу в рассматриваемых вариантах формируется за счет загрузки нового завода (Новошахтинского) в Ростовской области и прочих предприятий округа.
Северо-Западный федеральный округ
Переработка нефти осуществляется в основном на предприятиях «Ухтанефтепереработка» (Лукойл) и «Кири-шинефтеоргсинтез» (Сургутнефтегаз).
На заводах отсутствуют деструктивные процессы, поэтому здесь самые низкие уровни выхода светлых нефтепродуктов на нефть (40,3% в 2009 г.).
На Ухтинском НПЗ в период 2001-2010 гг. была осуществлена реконструкция производства. Были введены новые установки первичной переработки нефти мощностью 1467 тыс. т и 800 тыс. т с выводом части действующих мощностей. Построены и введены новые установки гидроочистки топлив (850 тыс. т) и висбрекинга (800 тыс. т). Для повышения качества автомобильных бензинов была модернизирована действующая установка каталитического ри-форминга и введена установка изомеризации (96 тыс. т). Оба завода производят большое количество судовых топлив, вакуумного газойля, экспортного технологического топлива («Киришинефтеоргсинтез»).
На перспективу энергоэффективный вариант до 2030 г предлагает снижение переработки нефти на 2 млн. т. По благоприятному варианту переработка, наоборот, увеличится на 12 млн.т за счет строительства нового НПЗ в Ленинградской области.(табл. 3.5)
Таблица 3.5
Показатели развития нефтепереработки Северо-Западного округа в 2000-2030 гг.
2001-2009 гг. 2010-2020 гг. 2021-2030 гг.
1 вар. 2 вар. 1 вар. 2 вар.
Вводы мощностей, млн т
Каткрекинг 3,0 3,0
Гидрокрекинг 2,0 2,0 6,5 10,0
Замедленное коксование 2,0
Катриформинг на облагораживание 0,2 1,0
Гидроочистка топлив 0,9 4,3 2,3 3,5
Показатели на конец периода,млн.т
Переработка нефти 24,7 25,4 26,2 22,5 36,3
Автомобильный бензин 2,8 3,4 3,2 4,3 4,9
Дизельное топливо 6,2 7,0 6,9 8,8 13,8
Топочный мазут 7,6 6,0 6,5 3,3 4,5
Глубина переработки,% 68,8 75,6 74,4 83,9 86,1
Выход светлых нефтепродуктов,% 40,3 48,8 48,6 67,1 71,8
На заводе в Киришах ведется строительство комплекса глубокой переработки нефти с гидрокрекингом. После 2020 г запланирован комплекс углубляющих процессов с каталитическим крекингом.
Новый завод в Ленинградской области мощностью 10 млн. т будет ориентирован на экспорт и направлен на производство дизельного топлива и авиационного керосина. Для этого запланирован ввод гидрокрекинга мощностью 4 млн.т и коксования (2 млн. т). В итоге производство автомобильного бензина возрастет к 2030 г в 1,5-1,8 раза по вариантам, а производство дизельного топлива в 1,4-2,2 раза.
Дальневосточный федеральный округ
Переработка нефти сосредоточена в Хабаровском крае, в основном, на двух заводах - Комсомольском НПЗ Роснефти и Хабаровском НПЗ компании «Альянс». За отчетный период здесь значительно выросла переработка нефти, более чем на 70%. Это произошло, главным образом, за счет наращивания мощностей Комсомольского НПЗ, где объем переработки нефти увеличился за этот период в 2 раза. Оба НПЗ слабо насыщены вторичными процессами. Есть небольшие установки риформинга общей мощностью 900 тыс. т и гидроочистка на Комсомольском НПЗ мощностью 800 тыс. т. В течение анализируемого периода на Комсомольском заводе были введены процессы каталитического риформинга мощностью 600 тыс. т, изомеризации (100 тыс. т), гидроочистки топлив (800 тыс. т).
На перспективу до 2030 г. предусмотрен дальнейший рост переработки нефти по энергоэффективному варианту в 1,3 раза, (по отношению к 2009 г.) и по благоприятному в 1,9 раза к 2020 г. и в 3 раза к 2030 г. (табл. 3.6). Отличие второго варианта от первого, в основном, состоит в том, что здесь предлагается строительство крупного НПЗ в Приморском крае мощностью 20 млн. т с нефтехимическим уклоном. В обоих вариантах заложено строительство небольшого НПЗ в Якутии (0,5-1 млн. т). Программа вводов предприятий округа в основном направлена на производство дизельного топлива и авиационного керосина, пользующихся повышенной потребностью на Дальнем Востоке для внутренних нужд и для экспорта.
Таблица 3.6
Показатели развития нефтепереработки Дальневосточного округа в 2000-2030 гг.
2001-2009 гг. 2010-2020 гг. 2021-2030 гг.
1 вар. 2 вар. 1 вар. 2 вар.
Вводы мощностей, млн т
Каткрекинг 6
Гидрокрекинг 2,4 2,4 0,2
Замедленное коксование 0,6 1,0 1,0
Катриформинг на облагораживание 0,8 0,1 0,1 0,6 0,1
Гидроочистка топлив 3,8 7,3 3,7
Показатели на конец периода,млн.т
Переработка нефти 11,0 14,4 21,2 14,5 33,3
Автомобильный бензин 0,8 1,3 1,4 1,9 2,1
Дизельное топливо 2,4 4,5 6,3 4,7 10,9
Топочный мазут 4,2 1,9 4,0 1,5 1,8
Глубина переработки,% 71,9 85,9 80,0 88,7 93,6
Выход светлых нефтепродуктов,% 57,6 75,3 66,1 74,5 73,0
На Комсомольском НПЗ строится установка коксования мощностью 1 млн. т и в ближайшее время начнется строительство установки гидрокрекинга мощностью 1,7 млн. т.
Ввод гидрокрекинга запроектирован также на Хабаровском НПЗ (0,5 млн. т).
Ввод каталитического крекинга в Приморске (6 млн. т) направлен большей частью на производство нефтехимических продуктов.
В итоге производство автомобильного бензина увеличится к 2020 г. в 1,6-1,8 раз и к 2030 г. в 2,4-2 раза по вариантам, производство дизельного топлива к 2020г вырастет в 1,9-2,6 раза и к 2030 г в 2-4,5 раз
Уральский федеральный округ
Переработка осуществляется в Тюменской области на Уренгойском и Сургутском заводах (Газпром), где сырьем является нефтегазоконденсатная смесь и на ряде многочисленных миниНПЗ основном, приближенных к местам добычи нефтегазоконденсатного сырья.
На Сургутском заводе имеются процессы риформинга и гидроочистки для получения товарных моторных топ-лив. На остальных заводах вторичных процессов нет.
Объемы переработки нефти за 2000-2009 гг. увеличилась более, чем в 1,5 раза. В 2006 г. был введен новый Антипинский НПЗ, достигший к 2009 г. загрузки 0,8 млн. т.
В округе очень высокие показатели глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов из-за более легкого сырья.
Варианты развития отрасли на перспективу базируются, в основном, на основе разных вариантов развития Антипинского НПЗ. В первом варианте он остается на уровне 1 млн. т переработки нефти, а во втором его мощность увеличивается до 7 млн. т. Соответственно, запланированы разные уровни вводов вторичных процессов.
По первому варианту переработка в отрасли достигает 6,6 млн.к 2020-2030 гг., то есть увеличивается на 10%. Во втором варианте она растет к 2020 г. в 1,5 раза до 9 млн. т и к 2030 г. в 2 раза и составляет 12 млн. т (табл. 3.7).
Таблица 3.7
Показатели развития нефтепереработки Уральского округа в 2000-2030 гг.
2001-2009 гг. 2010-2020 гг. 2021-2030 гг.
1 вар. 2 вар. 1 вар. 2 вар.
Вводы мощностей, млн т
Каткрекинг
Гидрокрекинг 0,3 1,5
Замедленное коксование 0,3 0,6
Катриформинг на облагораживание 0,2 0,6
Гидроочистка топлив 0,4 1,3 1,2
Показатели на конец периода, млн.т
Переработка нефти 6,0 6,6 9,0 6,6 12,0
Автомобильный бензин 1,2 1,5 1,9 1,5 2,3
Дизельное топливо 1,5 1,5 2,3 1,6 3,8
Топочный мазут 0,4 0,2 0,9 0,1 1,3
Глубина переработки, % 90,8 95,0 87,8 95,2 86,9
Выход светлых нефтепродуктов, % 95,9 97,3 85,1 100,0 87,0
Рост производства автомобильного бензина к 2020-2030 гг. составит 25% по энергоэффективному варианту, а по благоприятному варианту он увеличится в 1,6 раза к 2020 г. и в 1,9 раза к 2030 г. Производство дизельного топлива по энергоэффективному варианту он практически не меняется, а по благоприятному варианту растет в 1,5 раза к 2020 г. и в 2,5 раза к 2030 г.
Северо-Кавказский федеральный округ
Этот регион недавно вошел в разряд округов. Нефтепереработка существует здесь в виде миниНПЗ. Вторичные процессы отсутствуют. Принято решение о строительстве НПЗ в Грозном (Чечня).
Переработка в округе принята на уровне 1,2 млн. т в 2020-2030 гг. по энергоэффективному варианту и 1,22,2 млн. т в 2020-2030 гг. по благоприятному. Дельта за счет разной загрузки сырьем Грозненского НПЗ. На заводе предполагается производить высококачественные моторные топлива. Для этого будут строиться установки каталитического крекинга (0,4 млн. т), гидрокрекинга (0,4 млн. т-благоприятный вариант), каталитического риформинга на облагораживание (0,2 млн. т), гидроочистки топлив (0,4-0,8 млн. т), изомеризации (0,05 млн. т ) и другие.
Производство автомобильного бензина достигнет 0,4 млн.т к 2020-2030 гг. производство дизельного топлива 0,5 млн.т к 2020 г. и 0,5-1,0 млн.т по вариантам к 2030 г.
Таблица 3.8
Показатели развития нефтепереработки Северо-Кавказского округа в 2000-2030 гг.
2001-2009 гг. 2010-2020 гг. 2021-2030 гг.
1 вар. 2 вар. 1 вар. 2 вар.
Вводы мощностей, млн т
Каткрекинг 0,4 0,4
Гидрокрекинг 0,4
Замедленное коксование
Катриформинг на облагораживание 0,2 0,2
Гидроочистка топлив 0,4 0,4 0,4
Показатели на конец периода, млн.т
Переработка нефти 0,2 1,2 1,2 1,2 2,2
Автомобильный бензин 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4
Дизельное топливо 0,0 0,5 0,5 0,5 1,0
Топочный мазут 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
Глубина переработки,% 61,7 92,6 92,6 92,6 94,8
Выход светлых нефтепродуктов, % 43,8 81,0 81,2 81,2 85,9
Выводы
Развитие нефтеперерабатывающей промышленности в отчетный период 2000-2009 гг. имело некоторые положительные сдвиги.
- Увеличилась переработка нефти
- Несколько улучшилось размещение нефтеперерабатывающих заводов за счет строительства новых НПЗ и изменения загрузки действующих предприятий
- Удалось улучшить структуру вторичных процессов, в частности выросла доля, гидрокрекинга, каталитического крекинга, гидроочистки топлив.
- Увеличился выход светлых нефтепродуктов (на 2,5% за 9 лет)
Недостатками в развитии отрасли являются:
- рост миниустановок с низким выходом светлых нефтепродуктов
- увеличение производства нефтепродуктов, в том числе и светлых за счет полуфабрикатов, в основном, экспортного назначения: прямогонных бензинов, вакуумных газойлей, снижение выхода моторных топлив, битумов и масел.
- большой выход топочного мазута и тяжелых остатков и связанное с этим фактическое снижение глубины переработки нефти. Низкие уровни показателей глубины переработки нефти и выхода светлых нефтепродуктов.
Предложено 2 варианта развития нефтеперерабатывающей промышленности на перспективу: первый - энергоэффективный вариант со сниженным объемом переработки нефти - 230 млн.т на 2030 г. и второй - благоприятный с увеличением на конец прогнозируемого периода до 290 млн. т.
Оба варианта предполагают высокий уровень показателей глубины переработки нефти (89% в 2030 г.) и выхода светлых нефтепродуктов на перспективу (73%). Для этого необходимо ввести за период с 2010 по 2030 гг. 267346 млн. т мощностей технологических процессов, соответственно, по вариантам.
В структуре производства опережающими темпами будет расти производство моторных топлив, а среди моторных топлив - дизельное топливо и авиационный керосин.
Для улучшения размещения отрасли предполагается строительство новых НПЗ большой и средней мощности в Приморском крае, Ленинградской, Кемеровской области, республике Коми и других субъектах Федерации. Строительство новых заводов в Татарстане позволит улучшить структуру экспортируемой нефти, за счет изъятия из нее тяжелой татарской нефти.
Шелюбская Н.В.
к.э.н., с.н.с. ИМЭМО РАН
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПЛАТФОРМЫ - МЕХАНИЗМ РАЗРАБОТКИ ОТРАСЛЕВОЙ СТРАТЕГИИ И КООПЕРАЦИИ (ОПЫТ ЕС)
В настоящее время в России идет процесс организации технологических платформ. Поэтому опыт ЕС, где технологические платформы действуют с начала 2000-х гг., представляет интерес для России с точки зрения постановки задач, механизмов разработки отраслевых стратегий и их практической реализации, согласования различных интересов стейкхолдеров, открытого характера функционирования, проведения обследований и мониторинга действующих ТП.
Европейская концепция технологических платформ
Основной объем доконкурентных НИР на панъевропейском уровне осуществляется в Рамочной программе НИР ЕС (РП) и программе «Эврика». Общий бюджет 7-й РП ИР ЕС на 2007-2013 гг. составляет 50,521 млрд. евро1. Реализация совместных проектов по тематическим направлениям осуществляется посредством различных механизмов, включая проведение совместных проектов, координацию национальных программ и т.д.
Европейские Технологические платформы (далее ТП), являясь одним из инструментов 7-ой Рамочной программы ИР, играют важную роль в формировании приоритетных научно-технических направлений в ЕС2. ТП представляют собой площадки, где разрабатывается стратегия развития научно-технических направлений, которая затем ложится в основу конкретных программ и проектов Рамочной программы НИР ЕС, а также отражается в национальных программах. Концепция «Технологических платформ» была сформулирована в 2003 г. в Плане инвестиций в ИР («Investing in Research: An Action Plan for Europe») в качестве одного из инструментов реализации Лиссабонской стратегии и достижения 3% доли ИР в ВВП, а также механизма частно-государственного партнерства. ТП были созданы на паевой основе за счет объединения интеллектуальных и финансовых ресурсов Евросоюза и крупнейших европейских промышленных производителей с целью активизации научных исследований, необходимых для потребностей современного промышленного производства. (В табл.1 показаны стратегические цели и задачи ТП).
Европейская концепция Технологических платформ (ТП) позволяет обеспечить выбор стратегических научных направлений, анализ рыночного потенциала технологий, учет точек зрения всех заинтересованных сторон (государства, промышленности, научного сообщества, контролирующих органов, пользователей и потребителей), активное вовлечение всех стран ЕС, мобилизацию государственных и частных источников финансирования.
1 В т.ч. по основным блокам: «Сотрудничество» (тематические направления) - 32,4 млрд., «Идеи» (фундаментальные исследования) - 4,2, «Люди» (кадровый потенциал) - 7,5, «Возможности» (организационно-информационная инфраструктура) - 2,8, Евратом - 4,7, Совместный исследовательский центр - 1,8 млрд. евро. В состав 7РП входят также программы Евратома по ядерным исследованиям по направлениям «Исследования по термоядерной энергии» и «Расщепление ядра и противорадиационная защита» и Совместного научно-исследовательского центра по ядерной и неядерной энергии.
2 Европейские технологические платформы, в отличие от национальных «платформ», действуют на панъевропейском уровне. В данной статье не рассматриваются особенности функционирования национальных «платформ».
