CC BY
346
ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ
А.А. Калинин, А.А. Калинин
ВОЗМОЖНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ В РОССИИ
В статье рассматриваются стратегические направления модернизации нефтеперерабатывающей отрасли промышленности. Обосновывается выбор конкретных технологических процессов для реализации глубокой переработки нефти. Показано, что «естественный ход» развития отрасли ведет к серьезному отставанию от мирового уровня и обосновывается необходимость активного участия государства в развитии этой отрасли.
В связи с резко нарастающей «автомобилизацией» страны внутренний спрос на бензин неуклонно растет. Между тем положение дел в нефтеперерабатывающей отрасли России таково, что, если в ближайшие годы не начнется ее радикальная модернизация, стране грозит дефицит этого вида топлива. Основная причина: предприятия российской нефтеперерабатывающей промышленности за редким исключением оснащены технологически устаревшей материально-технической базой , и на сегодняшний день отсутствуют признаки интереса частных компаний к масштабному обновлению производственного аппарата. Отрасль развивается в соответствии с краткосрочными интересами компаний и не сориентирована на решение долгосрочных экономических задач. Что же касается государства, то оно практически не вмешивается в этот процесс.
Действительно, какой-либо официальной правительственной программы развития нефтеперерабатывающей промышленности по состоянию на текущий год не существует. Имеется лишь стратегия развития данной отрасли, которая входит в состав Энергетической стратегии России на период до 2020 года. Однако эта стратегия на самом деле представляет собой лишь прогноз развития энергетики России, но не программный документ, регламентирующий данный процесс и предусматривающий соучастие государства в его реализации.
Государство не должно отказываться от выполнения координирующих и стимулирующих функций применительно к развитию нефтеперерабатывающей промышленности. Пока есть время для преодоления назревающего бензинового голода, нужно действовать. В связи с этим нами была предложена собственная версия программы развития нефтеперерабатывающей отрасли, ориентированная на радикальную модернизацию ее материально-технической базы [1]. Суть этой версии состоит в следующем.
Предполагается реконструировать действующие нефтеперерабатывающие заводы с целью достижения глубины переработки на уровне 90-95%, в том числе за счет увеличения выхода светлых нефтепродуктов (автобензина, реактивного и дизельного топлива) до 70-75%. Углубление переработки нефти должно обеспечиваться в основном в бензинобразующих процессах (каталитического крекинга, коксования и т. д.) для увеличения выхода автобензинов: соотношение между выходом автобензина и дизельного топлива составит в среднем 1:1,25 (сегодня 1:1,9),
1 Так, глубина переработки нефти в России составляет в среднем 71-72% по сравнению с 87-95% на зарубежных заводах, а выход основных светлых нефтепродуктов (автобензина, дизельного и реактивного топлива) — в среднем всего порядка 47-48% по сравнению с 75,2%о в среднем по нефтепереработке в США [1].
что ориентировочно соответствует соотношению потребностей в этих продуктах на внутреннем рынке. Эти меры приведут к снижению объемов переработки нефти в целом по отрасли и необходимости оптимизации мощностей по конкретным действующим заводам.
Оптимизация мощностей действующих заводов будет также связана с осуществлением рациональной схемы размещения заводов по территории России с целью приближения производств к районам потребления нефтепродуктов до расстояний не более 1000 км, в соответствии с мировым опытом [2,3]. Сегодня около 50% наиболее массовых нефтепродуктов (автобензин, дизельное топливо и мазут) транспортируются на расстояния более 1000 км, в том числе около 20% - на расстояния более 2000 км и приблизительно 5% (около 6 млн. т) - на расстояния более 5000 км. При современном уровне железнодорожных тарифов дополнительные расходы при транспортировке нефтепродуктов на расстояния более 1000 км оцениваются в сумме около 3,5 млрд. долл. в год.
Объемы нефти, высвобождаемые в ходе коренной модернизации действующих заводов, должны быть частично переработаны на новых заводах в рамках программы рационального размещения предприятий нефтепереработки внутри России, а частично - на новых экспортно-ориентированных заводах на границе России, преимущественно в морских портах. На экспортно-ориентированных заводах могут размещаться также дополнительные объемы переработки, высвобождаемые в результате сокращения экспорта нефти и увеличения экспорта нефтепродуктов.
Таким образом, будет формироваться производственная база, ориентированная в основном на удовлетворение внутренних потребностей страны, и более гибкая (в части объемов) нефтепереработка, ориентированная в основном на экспорт.
Выше, характеризуя параметры модернизированной нефтепереработки, мы говорили о внутренней нефтепереработке. Внешняя, или экспортно-ориентированная нефтепереработка будет иметь те же параметры, кроме соотношения бензина и дизельного топлива. На экспортно-ориентированных заводах будут вводиться в основном процессы, направленные на максимальное производство дизельного и реактивного топлива и на минимальное - автобензинов в соответствии с существующей и прогнозной мировой конъюнктурой (для заводов с ориентацией на европейский рынок, где ожидаемый дефицит дизельного и реактивного топлива может составить более 100 млн. т в год). Разделение предприятий нефтепереработки на внешние и внутренние является принципиальным, так как технологическая структура заводов будет существенно различаться.
Сегодня характерным примером экспортно-ориентированного завода является «Киришинефтеоргсинтез» в Ленинградской области, который экспортирует более 70% своей продукции. На этом заводе предполагается ввести в действие в 2008 г. комплекс по глубокой переработке нефти на основе гидрокрекинга.
Предлагаемая стратегия развития нефтепереработки не противоречит Энергетической стратегии России на период до 2020 года, которая сегодня требует актуализации. В поддержку модернизации отрасли выступают и руководители крупных нефтяных компаний и руководство головного института нефтеперерабатывающей промышленности (ВНИИНП) и Центр стратегических разработок. Коренная модернизация нефтепереработки соответствует необходимости перехода от экстенсивной модели экономического развития к интенсивной - к инновационному прорыву [4, 5]. Предлагаемая стратегия развития отрасли является одним из главных направлений конкретизации задач «инновационного прорыва».
В настоящей работе предпринята попытка сформулировать дальнейшее развитие стратегии по детализации программы развития нефтепереработки [1]. Последующие
рассуждения будут касаться модернизации действующих заводов и строительства новых, ориентированных в основном на удовлетворение внутренней потребности в нефтепродуктах. Остановимся на обосновании того, какие процессы должны обеспечить глубокую переработку нефти и необходимое соотношение выходов бензина и дизельного топлива. Известно, что существует несколько видов углубляющих процессов: каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование и др. Все они по-своему эффективны и, по оценке аналитиков фирмы «Salomon & Brothers Inc.», именно эти процессы обеспечивают от 77 до 94% (в зависимости от загрузки мощностей) прибыли на нефтеперерабатывающих заводах США [1]. Между тем разные виды углубляющих процессов приводят к разным пропорциям выпуска светлых нефтепродуктов.
Задача состоит в том, чтобы определить, какой из углубляющих процессов должен стать ключевым, базовым процессом при модернизации российских нефтеперерабатывающих предприятий. Иными словами необходимо выбрать между процессом, производящим в качестве целевого продукта компонент автобензина, и процессом, производящим в качестве целевого продукта компонент дизельного топлива2. Именно соотношение выходов двух наиболее массовых топлив - бензина и дизельного топлива - является ключевым показателем нефтепереработки, балансирующим производство и потребление этих продуктов. В свою очередь это соотношение обеспечивается пропорцией между долями бензинобразующих процессов и процессов, производящих дизельное топливо.
В России углубление переработки нефти должно начинаться с модернизации технологически отсталых головных установок первичной перегонки нефти, что позволит без существенных затрат увеличить выход дизельного топлива за счет повышения существующего уровня отбора светлых нефтепродуктов - 90-92% до мирового уровня - 98%, а также расширить ресурсы сырья для вторичных углубляющих процессов вследствие увеличения температуры конца кипения вакуумного газойля. Так, в мировой практике широко освоены методы получения при вакуумной перегонке дистиллятов с температурой конца кипения до 590-600 С (в России этот показатель составляет в среднем 480-490 С) и технологии их дальнейшей переработки [б]. По нашей экспертной оценке, при объеме переработки нефти на уровне 200s г. потенциал роста выхода дизельного топлива составляет около 7-8 млн. т в год, а увеличение ресурсов вакуумного газойля - около 1s-20 млн. т в год. Это очень значимые резервы роста эффективности использования нефти.
На установках первичной перегонки нефти в результате вакуумной перегонки мазута получают два основных вида сырья для углубляющих процессов: более легкое сырье - вакуумный газойль и тяжелое сырье - гудрон. Учитывая современные технологии вакуумной перегонки, доля вакуумного газойля в мазуте наиболее массовой сернистой западносибирской нефти может составить до 70% и соответственно - около 30% доля гудрона [б]. С учетом расхода гудрона на производство масел, битумов и котельное топливо потенциальное соотношение этих видов сырья для целей глубокой переработки может составлять приблизительно 4-5 : 1. Таким образом, с ресурсной точки зрения главным вопросом является переработка вакуумного газойля.
Остановимся на основных углубляющих процессах переработки нефти, начав рассмотрение с процессов глубокой переработки вакуумного газойля.
Основным бензинобразующим процессом является каталитический крекинг вакуумного газойля. Совершенствование технологии этого процесса способствовало увеличению выхода автобензина до 50-70% [7-9]. Основными процессами катали-
2 Производство реактивного топлива не является проблемным вопросом ни по количеству, ни по качеству.
тической переработки вакуумного газойля в присутствии водорода в мировой практике являются следующие:
- гидроочистка при давлении до 5 МПа с целью получения «облагороженного» сырья каталитического крекинга или компонента малосернистого котельного топлива;
- гидрокрекинг при давлении 5-10МПа для получения дизельного топлива и «облагороженного» сырья каталитического крекинга или компонента малосернистого котельного топлива - «легкий гидрокрекинг»;
- гидрокрекинг при давлении 15-17МПа на стационарном катализаторе с целью получения реактивных топлив и низкозастывающих арктических и зимних дизельных топлив (в ряде случаев - получение бензиновых фракций) - «глубокий гидрокрекинг» [6].
Гидроочистка и легкий гидрокрекинг вакуумного газойля не являются альтернативными процессами по отношению к каталитическому крекингу. Эти процессы применяются в «тандеме» с каталитическим крекингом. При этом для переработки сернистых нефтей в современных условиях гидроочистка вакуумного газойля перед каталитическим крекингом является необходимым технологическим компонентом. Легкий гидрокрекинг применяется для того, чтобы увеличить выход дизельного топлива и изменить соотношение между выходом товарных бензинов и дизельных топлив в пользу последних. Но следует иметь в виду, что легкий гидрокрекинг при давлении до 10 МПа при одинаковой мощности в 1,5-2,5 раза дороже, чем гидроочистка. Так, например, стоимость гидроочистки вакуумного газойля может составлять 70-80 млн. долл. при мощности в 2 млн. т в год, а фактическая стоимость легкого гидрокрекинга на Пермском НПЗ составила около 400 млн. долл. при мощности 3,5 млн. т в год с учетом производства водорода, серы и др.
Если сравнивать альтернативные процессы: глубокий гидрокрекинг и каталитический крекинг, то по капитальным вложениям последний, с учетом предварительной гидроочистки сырья - дешевле, чем первый, с учетом производства водорода в
1,5 раза; приблизительно так же различаются и эксплуатационные затраты [10]. При сравнении стоимости процессов легкого и глубокого гидрокрекинга приводятся данные о том, что при прочих равных условиях глубокий гидрокрекинг примерно в 1,5 раза дороже легкого гидрокрекинга [6].
Основными процессами глубокой переработки гудрона являются: замедленное коксование и различные варианты гидрокрекинга гудрона. При сравнении этих альтернативных процессов по экономическим параметрам можно отметить, что показатели замедленного коксования отклоняются в меньшую сторону по отношению к гидрокрекингу гудрона: по капитальным затратам в 1,8-2,3 раза и по эксплуатационным - в 2,6-3,8 раза. Естественно, что схемы с замедленным коксованием должны быть дополнены процессами облагораживания продуктов этого процесса, что, по нашим оценкам, может увеличить базовые затраты на 30-40% [10]5.
Из приведенных выше данных следует, что по экономическим параметрам явные преимущества имеют процессы каталитического крекинга с предварительной гидроочисткой вакуумного газойля и замедленное коксование гудрона с последующим облагораживанием светлых продуктов. Для применения более дорогих процессов легкого гидрокрекинга в тандеме с каталитическим крекингом, глубокого гидрокрекинга вакуумного газойля и гидрокрекинга гудрона требуется дополнительное обоснование и необходимость максимальной выработки реактивного и дизельного топлив, а также малосернистого котельного топлива.
3 Хотя источник несколько устарел и мы не приводим абсолютные цифры, но экономические пропорции существенно не изменились.
Обратимся к мировому опыту. Переработка нефти в мире составляет около 4 млрд. т в год, а загрузка основных вторичных углубляющих процессов: каталитического крекинга - около 700 млн. т в год, гидрокрекинга - более 200 млн. т в год, замедленного коксования - около 180 млн. т в год и всего три-четыре действующие установки гидрокрекинга гудрона. Основным углубляющим процессом остается каталитический крекинг вакуумных дистиллятов, однако по мере углубления переработки нефти потребуется вовлечение все более тяжелого сырья, в том числе газойлей вторичного происхождения.
Высокая доля каталитического крекинга свидетельствует о том, что компании главные усилия концентрируют на получении бензина высшего качества. Процесс каталитического крекинга на заводах США продолжает оставаться ведущим, так как позволяет получать бензин с высоким октановым числом и небольшим содержанием ароматических углеводородов, а также олефины - как сырье для получения неароматических компонентов автобензина. На заводах США большая часть гудрона перерабатывается на установках замедленного коксования, что позволяет существенно увеличить выход светлых нефтепродуктов из самых тяжелых нефтяных остатков. В последние годы в США снижается интерес к процессу риформинга бензинов в связи с тем, что риформаты содержат большое количество ароматических углеводородов. В будущей структуре НПЗ США главное место остается за процессом каталитического крекинга. Более заметную роль будут играть процессы алкилирования и изомеризации [11].
В табл. 1 приведены данные по выходу основных товарных светлых нефтепродуктов нефтепереработки в России, США и Германии. Эти данные показывают, что по выходу автобензина (15-16%) Россия отстает от Германии (24,3%), которая ориентирована, как и вся Западная Европа, на дизелизацию, в 1,6 раза, а от США (43,3%), ориентированных на производство автобензина - в 2,8 раза.
По выходу дизельного топлива Россия занимает промежуточное положение (29%) между высоким уровнем в Германии (44%) и более низким в США (23%).
Низкий уровень выхода автобензина в России объясняется низкой долей бензин-образующих процессов: каталитического крекинга, коксования, алкилирования, а также низкой долей облагораживающих процессов: каталитического риформинга и изомеризации, позволяющих наиболее полно использовать потенциал низкокачественного прямогонного бензина.
Высокая доля процесса гидрокрекинга в США и Германии обеспечивает приемлемый выход дизельного топлива, хотя США и Германия решают разные задачи: в США поддерживается минимально необходимый уровень выхода дизельного топлива (23%), а в Германии - максимально возможный уровень выхода дизельного топлива (44%), который отвечает целевой установке на дизелизацию страны. Другими словами, высокая доля гидрокрекинга вполне объяснима: и в одном, и в другом случае не хватает дизельного топлива.
В России при низком выходе автобензина на фоне его крайне отсталой структуры по качеству внутренняя потребность сегодня составляет менее 90% производимого количества. Избыток направляется на экспорт (около 4 млн. т).
На обеспечение внутренней потребности России в дизельном топливе расходуется менее 50% производимого количества. Избыток также направляется на экспорт. Таким образом, в России производится в 2 раза больше дизельного топлива, чем потребляется.
Для внутреннего рынка низкий уровень выхода автобензина в России является сдерживающим фактором повышения эффективности использования нефти.
Табл. 1 (в конце файла)
Коренная модернизация действующих заводов с выходом на указанные выше параметры (суммарный выход топлив, соотношение долей бензина и дизельного топлива) позволила бы при переработке 150 млн. т нефти получить около 45 млн. т автобензина и около 57 млн. т дизельного топлива (объемы производства будут соответствовать соотношению 1:1,27), а также около 9 млн. т реактивного топлива при сохранении объемов производства масел, битумов и др. Производство мазута составит не более 10-12 млн. т [5] (без учета экспортно-ориентированных НПЗ). Таким образом, выход автобензина является ограничивающим фактором в российской нефтепереработке, а дизельное топливо - балансовым или резервным продуктом.
Из всех приведенных выше аргументов следует, что главные направления технологической модернизации отрасли по углублению переработки - это в первую очередь ввод в действие бензинобразующих процессов в виде установок каталитического крекинга с предварительной гидроочисткой сырья и установок замедленного коксования с последующим облагораживанием светлых продуктов.
Что касается эффективности экспорта дизельного топлива, отметим следующее: за 2001-2005 гг. сопоставимые цены на внутреннем рынке были в среднем на 23% выше цен на внешнем рынке, т. е. внутренний рынок был даже на «опте» более привлекательным. В чем же причина экспорта дизельного топлива? Дело в том, что при сложившемся соотношении между выходами автобензина и дизельного топлива (—1:1,9) дизельное топливо производится в избытке относительно внутреннего спроса на него по технологическим условиям производства. По нашим оценкам, этот избыток на ряде предприятий составляет более 60% (11 заводов из 26 по данным за 2004 г.). Есть предприятия, где избыток дизельного топлива превышает 70% (три НПЗ из 26 по данным за 2004 г.). В среднем по России показатель избыточности составляет 53-54%. Сложившаяся ситуация напрямую связана с экономической безопасностью России, так как в случае ограничения экспорта практически все ее заводы могут остановиться из-за невозможности реализации дизельного топлива.
Можно ли в этих условиях говорить о высокой эффективности экспорта дизельного топлива? Позиция российской нефтепереработки является зависимой и, при любых экономических условиях огромный избыток дизельного топлива будет экспортироваться. Ситуация усугубляется тем, что на ряде заводов, расположенных внутри страны, строятся гидрокрекинги, производящие дополнительные объемы дизельного топлива сверх имеющегося избытка, но с себестоимостью, существенно превышающей себестоимость дизельного топлива на основе прямогонного компонента (подавляющее количество всего производимого дизельного топлива в России).
С целью экономической целесообразности акцент в соотношении между бензином и дизельным топливом должен смещаться на рост доли бензина, но фактически происходит обратное (см. табл. 1). Такое соотношение выходов бензина и дизельного топлива нельзя считать приемлемым по трем основным причинам.
1. Экономическая:
- зависимая позиция по экспорту дизельного топлива не позволяет получить максимально возможную выгоду при продажах на экспорт. Низкое качество российских нефтепродуктов приводит к тому, что они экспортируются в Европу как вторичное сырье, со значительным ценовым дисконтом. По последним оценкам, при экспорте дизельного топлива компании теряют до 2 млрд. долл. в год [12];
- при большем выходе бензина можно было бы перерабатывать меньше нефти для удовлетворения потребностей внутреннего рынка, т. е. эффективнее использовать нефтяной ресурс. Глубокая переработка нефти могла бы в определенной мере скомпенсировать неизбежное падение ее добычи в перспективе. Тем более, что экономика глубокой переработки нефти имеет преимущество по
сравнению с экономикой ее добычи. Расчеты показывают, что капитальные вложения на прирост 1 т производства нефтепереработки в 3,5 раза меньше, чем на добычу необходимого дополнительного количества нефти, из которого можно получить тонну нефтепродуктов [13-15].
2. При существенном росте потребления бензина неизбежен «бензиновый кризис», когда отечественная нефтепереработка не будет удовлетворять потребностей внутреннего рынка в автобензине не только по качеству, но и по количеству. Нефтяная держава будет вынуждена импортировать этот вид топлива, что может привести к дальнейшей деградации отечественной нефтепереработки и новым виткам роста цен на бензин.
3. Экономическая безопасность России ставится под угрозу - российская нефтепереработка сегодня ни при каких обстоятельствах не может отказаться от экспорта дизельного топлива, так как в противном случае произойдет остановка всей отрасли.
Две из причин - первая и третья - соответствуют сложившейся фактической ситуации, а вот вторая причина («бензиновый кризис») требует более пристального внимания и доказательств, так как относится к прогнозу развития нефтепереработки.
Прежде чем переходить к результатам собственных прогнозных расчетов, остановимся на мнениях известных влиятельных людей, которые озвучены в СМИ.
Так, президент нефтяной компании «ЛУКойл» В. Алекперов считает, что «к концу текущего десятилетия Россия столкнется с дефицитом светлых нефтепродуктов, в первую очередь - бензина» [16].
По мнению президента Российского союза промышленников и предпринимателей А. Шохина «через пять лет в России может возникнуть дефицит светлых нефтепродуктов: бензина и керосина. Главная причина - в нехватке производственных нефтеперерабатывающих мощностей» [17].
Председатель комитета Госдумы по энергетике, транспорту и связи В. Язев высказал предположение, что к 2015 г. внутреннее потребление бензина увеличится до 38 млн. т при производстве 30 млн. т, что соответствует дефициту в 8 млн. т в год [18].
Глава Министерства промышленности и энергетики РФ В. Христенко тоже признает возможный дефицит бензина в России, а также указывает на дисбаланс между структурой предложения и спроса на внутреннем рынке топлив, имея в виду повышение в перспективе требований к качеству автомобильного бензина [19].
Иначе считают эксперты-аналитики исследовательской группы Петромаркет: о дефиците бензина не может быть речи, все эти заявления - РЯ-акция, целью которой является отмена пошлин на импорт оборудования для НПЗ и снижение акцизов на нефтепродукты. По данным этих экспертов, у НПЗ нет проблем с нехваткой мощностей, так как сейчас заводы загружены в среднем на 75% [20].
Кто же прав?
Проанализируем с использованием ретроспективных данных влияние дополнительных объемов загрузки НПЗ на увеличение выхода автобензина. В табл. 2 приведены данные за 1995, 2001 и 2005 гг. по объемам производства основных нефтепродуктов и объемам загрузки основных процессов переработки. Эти данные показывают, что в период с 1995 по 2001 г. объем переработки нефти оставался практически на одном и том же уровне, а производство автомобильного бензина снизилось примерно на 2,3 млн. т. Это связано с тем, что доля низкооктанового бензина Аи-80 снизилась с 77,06 до 52,51%, или в 1,5 раза (табл. 3) вследствие роста высокооктановых сортов, и при этом загрузка процессов, прямо влияющих на производство высокооктановых бензинов (каталитический крекинг, риформинг и т. д.) практически не изменилась.
табл. 2
продолжение табл. 2
табл. 3
Для обеспечения необходимого прироста октанового числа всего бензинового фонда потребовался вывод из его состава части низкооктановых прямогонных компонентов в объеме около 2,0 млн. т. Эти высвободившиеся ресурсы вошли в состав товарного прямогонного бензина: объем производства прямогонного товарного бензина вырос4 с 0,81 до 2,8б млн. т (см. табл. 2).
В период с 2001 по 2005 г. ситуация изменилась: объем переработки нефти увеличился в 2005 г. по сравнению с 2001 г. на 32,б млн. т. При этом производство автобензина увеличилось на б,8 млн. т. вследствие роста объема загрузки бензинобра-зующих процессов путем дозагрузки имеющихся мощностей и строительства новых: каталитического крекинга - на 3,1 млн. т, риформинга - на 4,0 млн. т, алкилирования -на 0,34 млн. т, коксования - на 0,б8 млн. т, изомеризации - на 0,49 млн. т и т. д.
По нашей оценке, рост загрузки бензинобразующих процессов обеспечил прирост объемов производства высокооктановых бензиновых компонентов примерно на б млн. т. Часть прироста в объеме 0,8 млн. т была обеспечена за счет дополнительного привлечения низкооктанового прямогонного компонента. Но даже и этот небольшой объем удалось привлечь только за счет дополнительной выработки высокооктановых компонентов (б млн. т), так как доля низкооктанового бензина Аи-80 и в этот период продолжала снижаться (с 55,5 до 41,7%, см. табл. 3) при увеличении доли высокооктановых сортов, а следовательно, росло октановое число всего бензинового фонда. Основной прирост производства прямогонного бензина из дополнительного объема переработанной нефти не вошел в состав автомобильного бензина, а увеличил объем товарного прямогонного бензина (3,7 млн. т) и бензина для химической промышленности (0,7 млн. т) в сумме 4,4 млн. т (см. табл. 2). С учетом отбора реактивного топлива выход прямогонного бензина для наиболее массовой сернистой западносибирской нефти составляет около 1б%, что соответствует 5,2 млн. т в расчете на рост объема переработки нефти (32,б млн. т). Таким образом, из дополнительных ресурсов прямогонного бензина (5,2 млн. т) основная часть вошла в состав товарных прямогонных бензинов (около 4,4 млн. т) и только разница в сумме около 0,8 млн. т вошла в состав товарного автобензина.
Таким образом, при прочих равных условиях увеличение объемов переработки нефти в процессе ее первичной перегонки не ведет к росту объемов производства автобензинов.
Представляют серьезный интерес отчетные данные о российской нефтепереработке за 200б г. Так, по сравнению с 2005 г. объем переработки нефти увеличился на
11.8 млн. т, при этом автомобильного бензина - на 2,3 млн. т. Очень важно, что структура бензинов изменилась в лучшую сторону: приблизительно на 10% снизилось производство низкооктановых и выросло соответственно производство высокооктановых автобензинов, в том числе на 8,б% - за счет Аи-92 и на 1,4% - за счет Аи-95 и выше.
Из прямогонных ресурсов бензина, входящих в состав приращенного объема нефти в объеме около 1,8 млн. т в чистом виде в состав автобензина не вошло ничего. Из этих ресурсов 0,9 млн. т вошло в состав прироста товарных прямогонных бензинов и бензинов для химической промышленности, а остальные 0,9 млн. т вошли в состав прироста объемов переработки сырья на бензинобразующих установках каталитического риформинга и изомеризации.
На рост производства бензина повлияло увеличение переработки сырья на установках каталитического крекинга на 1,1 млн. т, каталитического риформинга на 0,8 млн. т, изомеризации на 0,5 млн. т, гидрокрекинга на 2,б млн. т, висбрекинга на
2.8 млн. т и др.
4 На баланс прямогонного бензина оказывают влияние и другие факторы: изменение объемов производства бензина для химической промышленности, изменение загрузки по процессам каталитического риформинга и изомеризации и т.д. Наша экспертная оценка показала, что сальдо этих изменений близко к нулю.
Прирост переработки нефти произошел по конъюнктурным мотивам (уровень экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты, высокие цены на нефтепродукты) и служит лишь «затемняющим» фоном для анализа причин увеличения производства автобензина.
Рост объемов переработки сырья в углубляющих и облагораживающих процессах обусловлен в 2006 г. вводом новых мощностей (гидрокрекинг на Ярославском НПЗ каталитический крекинг на Нижнекамском комбинате, изомеризации на Рязанском и т. д.) и дозагрузки имеющихся мощностей в том числе за счет их реконструкции.
Итак, увеличение объема переработки нефти или дозагрузка мощностей без ввода новых установок по бензинобразующим процессам и при одновременном снижении доли низкооктанового бензина Аи-80 приводят только к снижению объемов производства автобензина.
Очень важен в рассматриваемом вопросе акцент на дефицит не автобензина вообще, а высокооктановых автобензинов в случае, когда производство низкооктановых бензинов будет сведено к нулю, а доля бензинов Аи-95 и выше будет составлять 40-60% общего объема автобензинов. Дополнительным жестким условием явится переход на евростандарты. Есть мнение, что дефицит качественного бензина в России есть уже сейчас, но пока не ощущается остро вследствие счет того, что 20% всего бензина является суррогатным, а на рынке столичного региона доля некачественного бензина составляет до 30% [21].
Перейдем к результатам наших экспертных расчетов по прогнозу производства автомобильных бензинов на десятилетнюю перспективу.
В качестве исходного условия принято, что переработка нефти сохраняется на уровне 2005 г. (202,5 млн. т). Рассматриваются два прогнозных варианта развития. Первый вариант - более вероятный, или реалистичный - строится на основе информации об инвестиционных программах компаний на ближайшее десятилетие. Второй -маловероятный, или оптимистичный - дополняется мероприятиями, которые на сегодня не вошли в инвестиционные программы компаний, но их включение в инвестиционные программы в перспективе возможно.
Результаты расчетов по абсолютным объемам и структуре производства автобензинов по основным маркам и их компонентному составу приведены в табл. 3.
Для обоих прогнозных вариантов рассмотрены два подварианта: А и Б. Подва-риант А соответствует незначительному изменению ассортиментной структуры автобензинов по сравнению с 2005 г., подвариант Б предусматривает существенное снижение доли низкооктанового бензина Аи-80 до 15-16%.
Существенно, что оба варианта являются прогнозом развития нефтепереработки в России на основе саморазвития компаний, т. е. без участия государства. Расчеты показали, что по реалистичному варианту и без изменения структуры автобензинов объем их производства составит 38,3 млн. т и будет соответствовать прогнозируемой внутренней потребности (по количеству, но не по качеству). При сохранении объема экспорта на уровне 4 млн. т, т. е. нереальном по структуре бензинов условии, дефицит составит 3,7 млн. т. С учетом улучшения структуры бензинов при переходе от подварианта А к подварианту Б (см. табл. 3) дефицит увеличивается еще на 5,1 млн. т и достигает 8,8 млн. т. По мнению специалистов, к концу следующего десятилетия потребность в низкооктановом бензине Аи-80 может снизиться до нуля. И это, по нашим оценкам, увеличит его дефицит еще на 2 млн. т, а общий дефицит достигнет 10,8 млн. т. Таким образом, даже при полном отказе от экспорта, что по нашему мнению маловероятно, дефицит составит 6,8 млн. т.
Оптимистичный вариант (см. табл. 3) характеризуется большими на 5,1 млн. т объемами производства бензина. Следовательно, даже в маловероятном варианте и при нулевом экспорте дефицит сохранится на уровне 1,7 млн. т.
Вице-президент «ЛУКойл» Л. Федун справедливо считает, что дефицит бензина может быть смягчен максимально возможным замещением бензина дизельным топливом [22]. Это возможно при разработке государственных мер по стимулированию изменения структуры автопарка в пользу увеличения доли автомобилей с дизельными двигателями, а также при переходе требований к евростандартам («евро-3,4,5») в объемах, обеспечивающих потребности хотя бы импортных автомобилей с дизельными двигателями на всей территории России.
Необходимо учесть, что в расчетах нет оценок изменения ресурсной базы автобензина с учетом перехода на евростандарты. Естественно, что этот переход существенно снизит ресурсную базу автобензинов. И речь здесь может идти о влиянии двух ресурсоограничивающих показателях качества евростандартов: содержания серы и суммарного объема ароматических углеводородов. Прогнозные расчеты (см. табл. 3) показывают, что основным компонентом бензина в общем бензиновом пуле является риформат, который при октановых числах в 95-100 п. имеет показатель суммарной ароматики на уровне около 70%.
Согласно нашей экспертной оценке, при компонентных составах бензинов, приведенных в табл. 3, сумма ароматических углеводородов составит для подварианта А около 40%, а для подвариантов Б - 44-45% при нормативном показателе для «евро-4» не более 35%. При этом для бензина Аи-95 отклонение от нормы будет больше, а для Аи-92 - меньше указанного среднего уровня. При прекращении производства низкооктановых бензинов этот показатель заметно ухудшится вследствие того, что из суммарного бензинового объема будут полностью исключены низкооктановые компоненты и доля бензина риформинга станет еще выше.
Для достижения баланса по качеству необходимо планировать вытеснение доли риформата компонентами каталитического крекинга, алкилатом, изомеризатом, эфирами, что может быть обеспечено строительством соответствующих установок в существенно больших объемах, чем планируемых нефтяных компаний. Таким образом, бензиновый кризис при естественно складывающемся развитии отрасли практически неизбежен. Вопрос состоит только в его глубине и сроках.
Табл. 4 содержит показатели по двум вариантам. Так, оптимистичный вариант предусматривает прирост объема основных топлив на 21,5 млн. т по сравнению с
13,5 млн. т в реалистичном варианте. При этом объем инвестиций в оптимистичном варианте составит 13,5 млрд. долл. в то время как в реалистичном - 8,1 млрд. долл. Прирост производства топлив в оптимистичном варианте по сравнению с реалистичным составит 59,2%, прирост объема переработки сырья на вторичных процессах - 39,0%, а инвестиционных затрат - 66,7%.
Таким образом, рост объема инвестиционных затрат опережает прирост объема производства моторных топлив, что следует из сравнения удельных показателей: в оптимистичном варианте удельные инвестиционные затраты на 4,7% превышают этот показатель в реалистичном варианте. В принципе такая ситуация вполне закономерна. Так, в советское время при обосновании эффективности глубокой переработки нефти имело место также опережение роста затрат над ростом объема топлив. А экономическая эффективность доказывалась только на народнохозяйственном уровне по замыкающим затратам, когда в качестве альтернативы принималась переработка угля в жидкие топлива.
Положительный эффект углубления переработки нефти в стоимостном выражении можно определить как разницу цен на нефть, рассчитанных методом «net back», по вариантам с глубокой и неглубокой переработкой нефти при нулевой рентабельности в секторе нефтепереработки. При этом положительный эффект
прироста цены на нефть образуется в секторе «добыча» при сохранении равных экономических условий в секторе «переработка».
Таблица 4
Прогнозные изменения в производстве основных нефтепродуктов и загрузке технологических процессов*
Варианты изменений, тыс. т
Продукт Маловероятный (оптимистичный) Более вероятный (реалистичный) Маловероятный вариант в % к более вероятному
Автобензин 12250,0 7180,0 70,6
Дизельное топливо 7520,0 4610,0 63,1
Авиакеросин 1697,0 1697,0 0
Суммарный прирост топлив 21467,0 13487,0 59,2
Мазут топочный Основные процессы: -19950,0 -11450,0 -74,2
каталитический крекинг 13000,0 8300,0 56,6
риформинг (обл.) 4500,0 2500,0 80
алкилирование 1250,0 700,0 78,9
висбрекинг 7600,0 7600,0 0
гидрокрекинг 11500,0 9300,0 23,7
коксование 7000,0 4300,0 62,8
гидроочистка топлив 9800,0 6800,0 44,1
изомеризация 3450,0 2350,0 46,8
МТБЭ 390,0 220,0 77,3
Суммарный прирост мощностей 58490,0 42070,0 39
Объем инвестиций, млн. долл. Удельные капиталовложения на прирост, долл./т 13500,0 8100,0 66,7
1т топлив 628,9 600,6 4,7
1 т мощностей 230,8 192,5 19,9
*. Объем переработки нефти принят неизменным для прогнозных изменения даны к фактическому уровню 2005 г. вариантов на уровне 2005 г. — 202,5 млн. т;
Переход к высокоэффективной нефтепереработке позволит обеспечить рентабельную деятельность НПЗ при цене нефти на уровне мировой и получить народнохозяйственный эффект, который будет учитывать совокупные доходы государства (налоги, пошлины и т. д.) и компаний. Что касается эффективности работы компаний, то она зависит от экономической политики государства: вчера было выгоднее продавать нефть (низкие пошлины), а сегодня - нефтепродукты. Но во всех случаях важную роль играет внутренняя цена на нефть, существенно более низкая, чем приведенная к сопоставимым условиям (с народнохозяйственной точки зрения) мировая цена.
Основной вывод заключается в том, что российская нефтепереработка при реализации программы по ее углублению должна развиваться за счет бензинобразую-щих процессов и в перспективе достигнуть соотношения между выходами автобензинов и дизельных топлив на уровне в среднем 1:1,25 при увеличении выхода бензина относительно современного уровня почти в 2 раза (около 30%).
Главным направлением углубления переработки нефти является строительство установок бензинобразующих процессов (каталитического крекинга с предварительной гидроочисткой сырья, коксования) и сопряженных производств алкилата и эфиров, а также процессов, облагораживающих низкокачественные прямогонные бензиновые фракции (изомеризация, риформинг).
Исключения могут быть только для экспортно-ориентированных заводов, а также в единичных случаях для внутрироссийских заводов, когда внутренняя потребность в дизельном топливе значительно превосходит внутреннюю потребность
в бензинах для конкретных локальных районов на территории России, и это подтверждено экономическими расчетами.
Относительно развития нефтеперерабатывающей промышленности России можно сказать, что эта отрасль функционирует сегодня по законам краткосрочных частных интересов и не имеет явно выраженного долгосрочного экономического вектора. Характерным примером является бурный рост мини-заводов - явление противоречащее мировым тенденциям развития нефтепереработки и характерное только для России. В 1990-е годы было построено 40-50 таких заводов с мощностью по первичной переработке от 10 до 700 тыс. т в год. В настоящее время доля этих заводов в общем объеме производства нефтепродуктов составляет около 2%. Как правило, на мини-заводах осуществляется неквалифицированная переработка нефтяного сырья, а их эксплуатация заметно осложняет экологическую обстановку в регионах [6, 11, 23].
Расчеты показали, что даже при оптимистичном варианте развития нефтепереработка в России и через десятилетие будет далека от сегодняшних параметров переработки нефти в США. «Сохранение современных тенденций развития» нефтепереработки приведет к существенному отставанию России от зарубежных стран, между тем в последних в течение ближайших десяти лет нефтепереработка будет активно развиваться. В оптимистичном варианте (см. табл. 1) суммарный выход основных топлив составит только 59,3% объема переработки нефти по сравнению с 75% сегодня в США. То же касается низкого уровня выхода автобензина (21,7 и 43,3% соответственно) и доли вторичных процессов: каталитического крекинга (14,2 и 36,2%), риформин-га (11,1 и 18,6%), в том числе доли основных углубляющих процессов (27,0 и 61,4%).
Для более конкретной оценки сегодняшнего состояния российской нефтепереработки и ее развития в перспективе сравним ее показатели за период 1968-2005 гг. (табл. 5). В качестве базы сравнения примем нефтепереработку США. Это объясняется тем, что США имеют лучший опыт ведения хозяйства в этой области, современные экономические модели развития нефтепереработки, новейшие технологии, направленные на максимальное извлечение прибыли при полном удовлетворении спроса на нефтепродукты (по количеству, качеству и разнообразию) и при большом внимании к охране окружающей среды [7]. Расчеты показывают, что рост цены автобензина на 0,25 цента за литр вызывает увеличение затрат в экономике США на 1 млрд. долл. [24, 25].
По данным табл. 5 в США за анализируемый период сохранился выход основных светлых нефтепродуктов (автобензина, дизельного топлива и керосинов) практически на высоком уровне, бензины производились (и производятся) только высокооктановые, а так же качество компонентного состава автобензинов и доля вторичных процессов оставались на качественном уровне. Доля риформата, прямогонного бензина и бензина термокрекинга замещалась алкилатом, изомеризатом и оксигенатами. В структуре вторичных процессов происходил рост доли гидрокрекинга, коксования, изомеризации за счет резкого снижения доли термокрекинга. Так же существенно выросло октановое число суммарного объема бензина (без тетраэтилсвинца). Изменения, которые произошли к 2005 г., касались перехода на переработку более дешевых сернистых нефтей (сегодня 75% всей нефтеперерабатывающей промышленности США способно перерабатывать тяжелые высокосернистые нефти, а в Западной Европе - только 45% [28]), отказа от этилирования автобензинов, резкого повышения экологических норм к нефтепродуктам. При сохранении соотношения долей основных вторичных процессов кардинально менялось содержание самих процессов (технология, катализаторы, технико-экономические показатели т. д.). Нефтепереработка перестраивалась, концентрируясь в руках первых 20-ти нефтяных компаний (75% всего объема переработки) и в результате становясь более гибкой и экономически эффективной.
Таблица 5
Сравнительные показатели производства и качества автобензинов в США и России
США Россия*****
Показатель 1968 г.** 2000 г. 1968 г.** 2005 г. 2017 г. (оптимистичный прогноз) 2017 г. (реалистичный прогноз)
Производство автобензина, млн. т 228,00 350,00 42,80**** 31,70 38,20 33,20
Доля бензина Аи-92-95,% 61,20 75-80**** 4,50 58,00 84,50 83,00
Доля бензинов с октановым числом
выше Аи-92-95,% 38,80 20-25**** 0,00 0,30 0,30 0,30
Доля бензинов с октановым числом
ниже Аи-92-95,% 0,00 0,00 95,5* 41,70 15,20 16,70
Среднее октановое число автобензи-
на (без ТЭС) по исследовательскому методу 87,10 94-95 около 65-70**** 87,30 91,30 91,10
Компонентный состав автобензинов, %:
бензин каталитического крекинга 35,00 35,50 6,40 21,40 29,50 28,00
риформат 37,40 34,00 14,10 48,20 50,80 52,10
алкилат 9,40 11,20 0,50 1,50 3,40 3,00
изомеризат 2 90*** 5,00 0 8*** 3,00 9,20 8,80
прямогонные и аналогичные по
качеству фракции 6,80 3,10 50,10 19,80 3,00 4,00
оксигенаты - 3,60 - 1,50 1,50 1,50
термические процессы 8,20 0,60 23,30 4,00 - -
прочие (в том числе бутан) - 7,00 4,80 4,60 2,60 2,60
Доля вторичных процессов,%:
каталитический крекинг 50,00 36,20 5,20 7,80 14,20 11,90
риформинг (облагораживающий) 18,90 18,60 5,50 8,90 11,10 10,10
гидрокрекинг 3,50 9,60 - 1,80 7,50 6,40
коксование 2,10 15,60 0,60 1,90 5,30 4,00
висбрекинг и термокрекинг 14,90 0,30 21,20 4,60 8,30 8,30
алкилирование 5,60 5,80 0,50 0,30 0,90 0,60
изомеризация 1,50 2,80 0,00 0,50 2,20 1,70
Сумма основных светлых нефтепро-
дуктов 76,70 75,20 46,70 48,70 59,30 55,30
* В том числе 70% бензинов А-66 и А-70, 25,5% бензинов А-72 и А-76.
** Бензины этилированные. *** Полимеризация. **** Оценка. ***** в 1968 г. — по СССР.
Примечание. Таблица составлена на основании источников [6, 7, 10, 24, 26, 27].
Показатели по российской нефтепереработке более динамичны. Сорок лет назад Россия практически не производила высокооктановых бензинов, а 70% из автобензинов составляли бензины А-66 и А-70. Суммарный бензиновый фонд на 50% состоял из низкооктановых прямогонных фракций.
Если пренебречь некоторыми экологическими моментами (этилирование и т. д.), то по основным параметрам американская нефтепереработка сорокалетней давности выглядит более развитой, чем российская в прогнозе на 2017 г.
В США нефтепереработка всегда находилась под пристальным и квалифицированным вниманием государства. Обратимся к историческим фактам.
В 1933 г. в годы «Великой Депрессии» правительство США согласилось объединить усилия государства и нефтяных компаний, чтобы в рамках общих государственных программ продавать нефтепродукты, поддерживая цены на них на определенном уровне. Это позволило в то нелегкое время нефтяной индустрии не только выжить, но и накопить предпосылки для последующего бурного развития [7].
Далее, в течение Второй мировой войны и послевоенного периода особенно эффективно происходило взаимодействие нефтяной промышленности и правительства США. В это время действовала хорошо зарекомендовавшая себя централизованная планирующая система регулирования цен и распределения нефтепродуктов и концессионная политика вывоза нефти из стран Персидского залива [7]. При поддержке государственного департамента США американские нефтяные компании получили возможность разрабатывать дешевые месторождения во многих странах Персидского залива. Это определило государственную политику США на многие годы: в течение двадцати лет (с 1947 по 1967 г.) цены на нефтепродукты практически оставались неизменными, а с учетом инфляции даже понижались. В 1930 г. баррель нефти стоил 1,2 долл.; в 1945 г. - 1,2; в 1951 г. - 1,7; в 1970 г. - 1,8 долл. [7].
В августе 1971 г. при участии президента Р. Никсона департамент по энергии вводит контроль за ценами. Параллельно нефтяные компании начинают перестраивать свои нефтеперерабатывающие заводы, резко увеличивая глубину переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов, и закрывая нефтеперерабатывающие заводы малой мощности. Это позволило преодолеть энергетический кризис и в 1980-е годы, достичь низкого среднего уровня цен на нефть и выработать свободный маркетинг нефтепродуктов.
Основная массовая модернизация нефтепереработки в США прошла в 1970-1990-е годы. Общая сумма налоговых льгот и кредитов, предоставленных бюджетом в рамках данной политики нефтяным компаниям, оценивается в 55-60 млрд. долл. [29, 30].
Имеется положительный опыт государственного участия в модернизации нефтепереработки в Японии. Так, в период с 1983 по 1988 гг. на НПЗ Японии было демонтировано и заменено старое оборудование в рамках принятого правительством закона о реорганизации химической промышленности [31].
Российские нефтеперерабатывающие предприятия, войдя в рыночные условия, практически стали развиваться стихийно, без сколько-нибудь заметного конструктивного участия государства (государство выполняет только фискальную функцию).
Интересно мнение авторитетного нефтяника В. Алекперова о роли государства. Он считает, что «в отношениях с государством нам нужны ясные и определенные правила игры, что роль государства - в создании благоприятных налоговоинвестиционных условий и, что государство должно формулировать свой взгляд на 20-30 лет вперед. Именно государство должно определиться: сколько нефти надо добывать? А законодательство должно выстраиваться под эту задачу - оно должно либо стимулировать, либо сдерживать развитие отрасли. В масштабах России прогнозные расчеты должно делать правительство, а не компании» [32].
Важная задача государства состоит в коренной модернизации нефтепереработки в России с выходом на современные параметры нефтепереработки США, которые сегодня можно считать близкими к предельным. Государство должно иметь, с одной стороны, конкретный «маршрут» движения этой отрасли на перспективу, а с другой - разработать меры экономического характера, которые обеспечили бы для компаний более выгодные условия при «движении по этому маршруту». Требуется объединить самостоятельные заводы нефтяных компаний в единую отрасль с предсказуемыми и регулируемыми экономическими результатами.
Литература
1. Калинин А. Экономические проблемы современной нефтепереработки в России // Экономист. 2006. № 5.
2. Брагинский О. Сомнения на заданную тему // Нефть России. 1996. № 3-4.
3. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Современное состояние и прогноз развития нефтяного рынка АТР //Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2004. № 1.
4. Ивантер В.В., Узяков М.Н. и др. Будущее России: инерционное развитие или инновационный прорыв // Проблемы прогнозирования. 2005. № 5.
5. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России на период до 2030 года //Проблемы прогнозирования. 2007. № 5.
6. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. М.: Техника, ООО «Тума групп», 2001.
7. Капустин В.М., Кунес С.Г., Бертолусини Р.Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, 1995.
8. Левинбук М.И. и др. О некоторых проблемах российской нефтепереработки //Химия и технология топлив и масел. 2000. № 2.
9. Левинбук М.И. и др. Крекинг на микросферическом катализаторе // Химия и технология топлив и масел. 1999. № 6.
10. Конь М.Я., Зелькинд Е.М., Шершун В.Г. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность за рубежом. М.: Химия, 1986.
11. Капустин В М. О мерах по углублению переработки нефти. Докл. на заседании комитета ТПП РФ по энергетической стратегии и развитию ТЭК от 15 ноября 2006 г. www.rusnet.nl/ru/news/2006/11/16/tpprf01.shtml
12. Лавров Н.П. Топливно-энергетические ресурсы: состояние и рациональное использование. Энергетика России: проблемы и перспективы. Труды научной сессии РАН. Москва, 2006 г.
13. Злотников Л.Е. Нефтеперерабатывающая промышленность России: сегодня и завтра //Химия и технология топлив и масел. 1997. № 1.
14. Гиледорф Н.Л., Симпсон С. Труды конференции ЮОПи по нефтепереработке. 14-15 мая 1997 г.
15. Федеральная целевая программа «Топливо и энергия» на 1996-2001 гг. Постановление правительства РФ от 6 марта 1999 г.
16. Алекперов В. Россию ждет невиданный дефицит бензина. www.nr2.ru/moscow/59280.html
17. Шохин А. «Дефицит бензина в России настанет через три-четыре года», www.myarh.ru/news
18. Язев В. Дефицит бензина в России к 2015 г. может составить 5-8млн. т, www.rosinvest.com/news/183975
19. Пороговое значение бензокризиса // Эксперт Сибирь. 2006. № 23.
20. Бензиновый шантаж. www.fromatoz.ru/news/item.php?itemId=5841
21. Рязанов В., Сиваков Д. Грезим о бензиновом рае //Эксперт. 2006. № 35.
22. Дефицит качественного бензина, который Леонид Федун предрекает в ближайшие годы, будет вызван в первую очередь стремительно растущим автопарком. www.stockmap.spb.ru/news
23. Миркин А.З. и др. Нужно ли жечь в топках нефть // Нефть и капитал. 1998. № 10.
24. Брагинский С.Г., Шлихтер Э.Б. Мировая нефтепереработка: экологическое измерение. М.: Академия, 2002.
25. Frank Y.L. New Mandates Present Fuel Challenges for US Refiners // Oil and Gas Journal. 1999. V. 97.
26. Зелькинд Е.М. Основные тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности США // Доклад на соиск. уч. ст. канд. экон. наук. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1970.
27. Нефтеперерабатывающая промышленность за рубежом. Справ. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1992.
28. Америка покупает нефть похуже. www.blotter.ru/news/article0288f/_hide_/_eng_/default.asp
29. У НПЗ нет стимулов вкладываться в модернизацию производства. Интервью с В. Капустиным // Энергия промышленного роста. 2005. № 1.
30. Шохина Е. Остановите бензин // Эксперт. 2005. № 28.
31. www.japantoday.ru/books/biblioteka/fakt_2000/08.shtml
32. Алекперов В. Нефть России: взгляд топ-менеджера //Нефть России. 2001. № 10-11.
Сравнение ретроспективных и прогнозных показателей российской нефтепереработки с современными показателями по США и Германии
Показатель 1995 г. 2001 г. 2005 г. Изменение но вариантам к 2011 г. США Германия
маловероятный (оптимистичный) более вероятный (реалистичный)
Объем переработки нефти, млн. т 110,2 1б9,9 202,5 202,5 202,5 801,5 10б,8
Суммарный объем основных светлых нефтепродуктов (бензин, ке-
росин, дизельное топливо), % 41,3 4б,1 48,1 59,3 55,3 15,2 12,2
В том числе
бензин 1б,0 14,1 15,l 21,1 19,2 43,3 24,3
дизельное топливо 2б,1 28,0 29,0 32,1 31,3 23,0 44,0
реактивное топливо 5,2 4,1 4,0 4,8 4,8 8,9 3,9
Соотношение долей выхода - бензин : дизельное топливо 1:1,б 1:1,9 1:1,9 1:1,5 1:1,б 1:0,5 1:1,8
Доля основных процессов, %, в том числе:
каталитический крекинг 1,25 1,50 l,80 14,20 11,90 3б,2 1б,1
риформинг (обл.) 8,10 8,30 8,90 11,12 10,13 18,б 15,2
гидрокрекинг 0,2б 0,39 1,81 1,49 б,40 9,б 8,3
коксование 1,б0 1,83 1,8l 5,33 3,99 15,б 5,5
висбрекинг 0,38 2,04 4,б0 8,35 8,35 0,3 12,5
алкилирование 0,09 0,11 0,2б 0,88 0,б1 5,8 1,0
изомеризация 0,14 0,34 0,52 2,22 1,б8 2,8 2,1
Примечание. Фактические данные приведены на основе ежегодных справочников ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», а прогнозные являются результатами экспертных расчетов авторов.
Данные таблиц рассчитаны авторами на основе справочных данных ИнфоТЭК и ЦДУ ТЭК.
Переработка нефти и производство нефтепродуктов в России по НПЗ и мощностям Газпрома (без учета мини-заводов) в 1995, 2001 и 2005 гг.
Изменение, ±
Показатель 1995 г. 2001 г. 2005 г. 2 0 1 к 1995 гг. 2005 к 2001 гг. 2005 к 1995 гг.
млн. т млн. т млн. т млн. т % млн. т % млн. т %
А 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Объем переработки нефти 170,20 169,9 202,50 -0,30 -0,18 32,60 19,19 32,30 18,98
Производство продуктов
Автобензин, всего 27,20 24,93 31,73 -2,27 -8,35 6,8 27,28 4,53 16,65
в том числе:
Аи-92 и выше 6,24 11,84 18,50 5,60 89,74 6,66 56,25 12,26 196,47
Аи-80 20,96 13,09 13,23 -7,87 -37,55 0,14 1,07 -7,73 -36,88
Дизельное топливо, всего 44,36 47,51 58,70 3,15 7,10 11,19 23,55 14,34 32,33
в том числе с содержанием серы:
0,5 9,58 2,61 3,23 -6,97 -72,75 0,62 23,75 -6,35 -
0,2 32,88 31,14 42,94 -1,74 -5,29 11,8 37,89 10,06 30,60
менее 0,2 1,90 4,56 6,85 2,66 140,00 2,29 50,22 4,95 260,53
в том числе по евростандарту с содержанием серы:
0,005 (ЕН-590) 0,00 0,00 4,22 0,00 - 4,22 - 4,22 -
0,001 (ЕН-590) 0,00 0,00 0,48 0,00 - 0,48 - 0,48 -
Реактивное топливо 8,89 6,92 8,10 -1,97 -22,16 1,18 17,05 -0,79 -8,89
Бензин прямогонный 0,81 2,86 6,57 2,05 253,09 3,71 129,72 5,76 711,11
Бензин для химической промышленности 2,44 1,76 2,42 -0,68 -27,87 0,66 37,50 -0,02 -0,82
Мазут топочный валовый 60,12 49,65 56,05 -10,47 -17,42 6,4 12,89 -4,07 -6,77
Мазут флотский 2,25 0,89 0,28 -1,36 -60,44 -0,61 -68,54 -1,97 -87,56
Топливо судовое 0,00 - 1,92 0,00 - - - 1,92 -
Вакуумный газойль 0,00 0,00 6,57 0,00 - 6,57 - 6,57 -
Топливо технологическое Э-4 3,43 3,41 3,56 -0,02 -0,58 0,15 4,40 0,13 3,79
Топливо котельное ТКМ-16 0,00 0,00 1,88 0,00 - 1,88 - 1,88 -
Гудрон для битума 1,30 0,61 0,95 -0,69 -53,08 0,34 55,74 -0,35 -26,92
Топливо печное бытовое 0,99 0,82 0,99 -0,17 -17,17 0,17 20,73 0,00 0,00
Битум 4,05 4,09 4,00 0,04 0,99 -0,09 -2,20 -0,05 -1,23
Кокс нефтяной 0,76 1,09 1,29 0,33 43,42 0,2 18,35 0,53 69,74
Масла 2,52 2,62 2,58 0,10 3,97 -0,04 -1,53 0,06 2,38
Продолжение табл. 2
А 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Загрузка основных процессов
Каталитический крекинг 12,35 12,68 15,78 0,33 2,67 3,1 24,45 3,43 27,77
Риформинг (обл.) 13,78 14,04 18,05 0,26 1,89 4,01 28,56 4,27 30,99
Алкилирование 0,16 0,19 0,53 0,03 18,75 0,34 178,95 0,37 231,25
Термический крекинг 4,61 4,87 4,90 0,26 5,64 0,03 0,62 0,29 6,29
Висбрекинг 0,65 3,47 9,31 2,82 433,85 5,84 168,30 8,66 1 332,31
Гидрокрекинг 0,45 0,66 3,66 0,21 46,67 3,00 454,55 3,21 713,33
Коксование 2,71 3,11 3,79 0,40 14,76 0,68 21,86 1,08 39,85
Гидроочистка топлив 33,40 39,79 46,90 6,39 19,13 7,11 17,87 13,50 40,42
в том числе:
дизельного 29,04 34,43 37,59 5,39 18,56 3,16 9,18 8,55 29,44
реактивного 2,89 2,92 2,78 0,03 1,04 -0,14 -4,79 -0,11 -3,81
Изомеризация 0,24 0,57 1,06 0,33 137,50 0,49 85,96 0,82 341,67
Риформинг (ароматика) 3,50 2,72 2,73 -0,78 -22,29 0,01 0,37 -0,77 -22,00
Примечание. Фактические данные приведены на основе ежегодных справочников ОАО «ЦНИИТЭнефтехим».
Данные таблиц рассчитаны авторами на основе справочных данных ИнфоТЭК и ЦДУ ТЭК.
Ассортимент и компонентный состав автобензинов в РФ
Варианты развития нефтепереработки
Показатель 1995 г. 2001 г. 2005 г. Маловероятный (оптимистичный) Более вероятный (реалистичный)
Подвариант А Подвариант Б Подвариант А Подвариант Б
млн. т % млн. т % млн. т % млн. т % млн. т % млн. т % млн. т %
Автобензин, всего 27,20 100,00 24,93 100,00 31,73 100,00 43,40 100,00 38,40 100,00 38,30 100,00 33,20 100,00
в том числе:
Аи-98 0,00 0,00 0,06 0,24 0,09 0,28 0,13 0,30 0,12 0,31 0,11 0,29 0,10 0,30
Аи-95 0,29 1,07 1,59 6,38 3,78 11,91 7,81 18,00 14,78 38,49 5,32 13,89 12,28 36,99
Аи-92 5,94 21,84 10,19 40,87 14,63 46,11 19,96 45,99 17,66 45,99 17,66 46,11 15,27 45,99
Аи-80 20,96 77,06 13,09 52,51 13,23 41,70 15,49 35,69 5,84 15,21 15,21 39,71 5,54 16,69
Среднее октановое число автобен-
зинов (по И. М.) 82,76 - 85,90 - 87,37 - 88,27 - 91,35 - 87,67 - 91,12 -
Компонентный состав автобензинов:
бензин каталитического крекинга 4,70 17,28 5,10 20,46 6,80 21,43 11,33 26,11 11,33 29,51 9,31 24,31 9,31 28,04
риформат 11,70 43,01 11,90 47,73 15,30 48,22 19,49 44,91 19,49 50,76 17,31 45,20 17,31 52,14
алкилат 0,14 0,51 0,17 0,68 0,47 1,48 1,30 3,00 1,30 3,39 1,00 2,61 1,00 3,01
изомеризат 0,21 0,77 0,51 2,05 0,95 2,99 3,52 8,11 3,52 9,17 2,91 7,60 2,91 8,77
прямогонный бензин 10,00 36,76 6,80 27,28 7,60 23,95 6,90 15,90 2,00 5,21 7,01 18,30 2,00 6,02
прочие 0,54 1,99 0,50 2,01 0,63 1,99 0,87 2,00 0,77 2,01 0,77 2,01 0,67 2,02
Примечание. Подвариант А -не предполагает существенного изменения структуры автобензинов по сравнению с 2005 г.
Подвариант Б — предполагает существенное изменение структуры автобензинов по сравнению с 2005 г. Данные таблиц рассчитаны авторами на основе справочных данных ИнфоТЭК и ЦДУ ТЭК.
