Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Состояние и тенденции развития нефтеперерабатывающего комплекса мира и России. Монография
.pdf
Стремительными темпами идет развитие глубоких процессов переработки на Ярославском НПЗ. Из 8 процессов 6 введены в эксплуатацию (изомеризация, алкилирование, каталитический крекинг, гидроочистка бензина каталитического крекинга, гидроочистка дизельного
топлива, а также производство МТБЭ); 4 установки запущены на Куйбышевском НПЗ и по 3 на Омском и Орском НПЗ.
Существенной проблемой нефтеперерабатывающей промышленности России является высокая степень износа основных фондов, составляющая до 80 %, а также использование устаревших энергоемких и
экономически несовершенных технологий. Крупные заводы России,
в основном, имеют длительные сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 50 лет назад, более 75 %.
В результате данная отрасль характеризуется высоким уровнем энергопотребления. Удельный расход энергоресурсов на действующих российских заводах в 2–3 раза превышает зарубежные аналоги.
Региональное распределение предприятий, обеспечивающих более 90 % первичной переработки нефти в России, характеризуется существенной неравномерностью, как по территории страны, так и по
объемам переработки.
42 % всех российских нефтеперерабатывающих мощностей сосредоточено в Приволжском Федеральном округе (ФО). Самый современный завод в Нижнекамске «Танеко» компании «Татнефть» (мощность 7 млн т /год). 16 % всего объема первичной переработки нефти
в Центральном ФО. На ВИНКи приходится 75 % объема, а на Московский НПЗ – 25 %. 14,9 % нефти в стране (без учета МНПЗ) перерабатывается в Сибирском ФО. «Группа Газпром» контролирует крупнейший
и высокотехнологичный завод на территории России – Омский НПЗ (17
место в мире). «Роснефть» владеет крупными заводами в Красноярском
крае (Ачинский НПЗ) и Иркутской области (Ангарская НХК).
10 % общероссийского показателя приходится на Северо-Западный ФО, где расположено второе крупнейшее нефтеперерабатывающее
предприятие «Киришинефтеоргсинтез». 10 % мощностей – в Южном
ФО, при этом почти половину объема переработки (46,3 %) обеспечивают предприятия «ЛУКОЙЛ». 4,5 % российской нефти перерабатывается в Дальневосточном ФО. Здесь расположены два крупных завода –
Комсомольский НПЗ, контролируемый «Роснефтью», и «Хабаровский
НПЗ».
Российские НПЗ имеют очень четкую ориентацию на внутренний
рынок. Для того чтобы ориентироваться на внешний рынок
21
большинство НПЗ, за исключением Киришинефтеоргсинтеза и Туапсинского НПЗ, имеют слишком большое транспортное плечо. Они расположены в глубине территории, и длина транспортировки на экспорт
составляет не менее 2,5–3 тыс. км. Именно это и препятствует расширению экспорта нефтепродуктов и дает низкую рентабельность. Так,
если в Центральной России затраты на перевозку составляют около
30 $ с тонны, то у Орского, Ачинского и Ангарского – 60–90 $ c тонны.
В рамках стратегии развития нефтеперерабатывающей отрасли
предусмотрено увеличение глубины переработки нефти до 85 % с одновременным улучшением качества нефтепродуктов.
Программой развития заложен опережающий рост по производству и потреблению дизельного топлива с увеличением реализации на
внутреннем рынке до 45 млн т/год. Производство топочного мазута
должно стабилизироваться на уровне 13–14 млн т/год. Планируется, что
в ближайшее время качество 80 % выпускаемого бензина и 92 % дизельного топлива будут соответствовать ЕВРО-5.
На НПЗ страны водятся новые установки по гидроочистке дизельного топлива, установки по изомеризации и по гидрокрекингу.
Наиболее активно мощности по глубокой переработке будут
наращивать Туапсинский и Куйбышевский НПЗ (по 4 проекта), а также
Нижегороднефтеоргсинтез, КИНЕФ, Ангарская НХК (по 3 проекта).
Нефть играет основную роль в обеспечении человечества энергией уже второе столетие. Она является ценным сырьем для нефтехимического синтеза, а также для получения различных продуктов – от
растворителей до кокса и технического углерода.
Россия – одна из основных нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих стран мира. Мощности по первичной переработке нефти в
России достигли своего максимума в начале 1980-х гг., после того, как
в 1982 г. был введен в эксплуатацию Ачинский НПЗ в Красноярском
крае.
До начала 1990-х гг. мощности российской нефтепереработки
находились на уровне, несколько превышающем 350 млн т. Россия в
этот период занимала второе место в мире по мощностям переработки
нефти после США. В результате кризиса 1990-х гг. произошло сокращение мощностей. Также этот период характеризовался снижением
уровня добычи нефти и низкой загрузкой установок по первичной переработке. Начиная с 2000-х годов объемы первичной переработки постепенно увеличиваются. На сегодняшний день по имеющимся
22
мощностям, также как и по объемам первичной переработки, Россия за-
Страна
Переработка нефти,
тыс. баррелей в день
Доля вмировой
переработке, %
США
17791
18,4
Китай
14098
14,6
Россия
6338
6,6
Индия
4319
4,5
Япония
3749
3,9
Южная Корея
2887
3,0
Саудовская Аравия
2822
2,9
Бразилия
2235
2,3
Германия
2060
2,1
Иран
1985
2,1
Прочие страны
38229
39,6
Всего в мире
96513
100,0
нимает 3 место в мире после США и Китая (табл. 1.7).
Таблица 1.7
Переработка нефти в 2014 году по странам
Экспорт сырой нефти сокращается с 2009 г. В 2014 г. объем экспортируемой нефти составил 221,3 млн т, что по сравнению с 2013 г.
ниже на 13,7 млн т или на 5,8 % [18].
При этом объем нефти, перерабатываемой в России, постепенно
увеличивается. По сравнению с 2013 годом объем переработки нефти
увеличился на 5,2 % и составил 288,9 млн т, а в целом за последние
10 лет переработка нефти внутри страны выросла на 39 % (рис. 1.9).
Однако из-за того, что большинство крупных НПЗ в России были
построены в 40–70-е гг. XX в., их технический уровень остается низким
по сравнению с индустриально развитыми странами: глубина переработки составляет 80 %.
Для сравнения, в США глубина переработки нефти составляет
90–95 %, а на лучших НПЗ до 98 %, в странах – членах ОПЭК около
85 %, а в Европе – 85–90 %. Даже в бывшем СССР глубина переработки
нефти была не ниже 80 %.
Из-за низкой глубины переработки нефти и недостаточно высокого качества нефтепродуктов показатель технической сложности
23
предприятия (индекс Нельсона) в России равен лишь 5,4, тогда как среднеевропейский уровень – 6,5, американский – 9,5, азиатский – 4,9.
В связи с этим важно отметить, что индекс Нельсона для нефтеперерабатывающего комплекса ТАНЕКО составлят 12, а глубина переработки
99,2 %.
Рис. 1.9. Объем и глубина переработки нефти в России
В структуре производства нефтепродуктов в России продолжают
занимать лидирующие позиции тяжелые и средние фракции, прежде
всего, мазут и дизельное топливо.
В 2014 г. доля автомобильного бензина в структуре производства
нефтяных топлив составила 18,7 % (38,3 млн т), дизельного топлива –
37,7 % (77,3 млн т), авиакеросина – 5,3 % (10,9 млн т), мазута – 38,3 %
(78,4 млн т).
Несмотря на рост объемов переработки нефти в России и увеличение выпуска топлива, производство автомобильного бензина не увеличилось.
Уменьшени е объ емов пр оизвод ства авто бе нзи нов произо шло изза перехода на выпуск топлив высоких экологических классов, а также
из-за сокращения выпуска низкооктанового топлива. Так в общей структуре производства автобензинов доля бензина марки «Нормаль-80» сократилась на 0,9 % и составила 5 %, доля бензина марки «Регуляр-92»
24
уменьшилась с 67 до 65,4 %, а выпуск автобензинов марки «Премиум95» и выше увеличился с 27,1 до 29,6 %.
По итогам 2014 года отмечен рост производства дизельного топлива на 5,3 млн т, или на 7,4 %, в том числе высококачественного дизельного топлива класса К3 и выше на 3,6 млн т или на 6,0 % к 2013 г.
(рис. 1.10).
Рис. 1.10. Производство нефтепродуктов в России
В настоящее время в России продолжается массовая модернизация
нефтеперерабатывающих заводов. Это связано с тем, что в 2011 году
Правительство РФ предприняло ряд мер по стимулированию инвестиций в модернизацию НПЗ.
Во-первых, был изменен налоговый режим в нефтепереработке –
введена схема «60–66–90–100». Данная схема предполагает существенный рост пошлины на темные нефтепродукты с 2015 г. Пошлина на экспорт темных нефтепродуктов будет приравнена к пошлине на нефть,
25
что создает стимулы для инвестиций в строительство конверсионных
Процесс
Кол-во
пред-
приятий
Предприятие
1
2
3
Изоме-
ризация
18
Ангарская НХК, Ачинский НПЗ, Комольский НПЗ,
Новокуйбышевский НПЗ, Сызранский НПЗ, Омский НПЗ,
Московский НПЗ, Ярославский НПЗ, Нижегороднефтеоргсинтез, Пермнефтеоргсинтез, Уфимский НПЗ,
Волгограднефтепереработка, Ухтанефтепереработка,
Саратовский НПЗ Новоуфимский НПЗ, Рязанская НПК,
Хабаровский НПЗ, Киришинефтеоргсинтез
Гидро-
крекинг
8
Куйбышевский НПЗ, Сызранский НПЗ, Ярославский НПЗ,
ТАНЕКО, Пермнефтеоргсинтез, Уфанефтехим, Киришинефтеоргсинтез, Хабаровский НПЗ
Алкилирование
6
Куйбышевский НПЗ, Омский НПЗ, Ярославский НПЗ, Рязанская НПК, Нижегороднефтеоргсинтез, Новоуфимский
НПЗ
Катали-
тический
крекинг
14
Новокуйбышевский НПЗ, Сызранский НПЗ, Московский
НПЗ, Ярославский НПЗ, Нижегороднефтеоргсинтез,
Пермнефтеоргсинтез, Новоуфимский НПЗ, Рязанская
НПК, Газпромнефтехим Салават, Таиф-НК, Ангарская
НХК, Омский НПЗ, Уфимский НПЗ, Уфанефтехим
процессов. Во-вторых, в 2011 году было заключено четырехстороннее
соглашение между ФАС России, Ростехнадзором, Росстандартом и
нефтяными компаниями, в котором зафиксированы планы компаний по
модернизации НПЗ.
Благодаря предпринятым мерам в ближайшие несколько лет ожидается масштабная модернизация нефтеперерабатывающих заводов.
Так в последние три года наблюдается высокая активность предприятий в области инвестирования в сегмент переработки. Если
в 2011 году капитальные вложения составляли 155,5 млрд руб., то в
2014 году уже 289,6 млрд руб., что на 35,9 млрд руб. или на 14,2 %
больше, чем в 2013 году [20].
В табл. 1.8 представлен современный состав технологических
процессов вторичной переработки нефти [21].
Таблица-1.8
Распределение процессов вторичной переработки нефти
по предприятиям на 2015 год
26
Окончание табл. 1.8
1
2
3
Гидроочистка
диз. топлива
25
Ангарская НХК, Ачинский НПЗ, Комсомольский НПЗ,Омский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Куйбышевский НПЗ,
Сызранский НПЗ, Московский НПЗ, Ярославский НПЗ,
Нижегороднефтеоргсинтез, Пермнефтеоргсинтез, Уфимский НПЗ, Волгограднефтепереработка, Ухт ан еф те пе ре ра ботка, Таиф-НК, Уфанефтехим, Новоуфимский НПЗ, Рязанская НПК, Саратовский НПЗ, ТАНЕКО, Орскнефтеоргсинтез, Хабаровский НПЗ, Газпромнефтехим Салават, Астраханский ГПЗ, Киришинефтеоргсинтез
Висбрекинг
17
Омский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Таиф-НК, Сызранский НПЗ, Нижегороднефтеоргсинтез, ТАНЕКО, Уфимский НПЗ, Новоуфимский НПЗ, Рязанская НПК, Саратовский НПЗ, Ярославский НПЗ, Газпромнефтехим Салават,
Киришинефтеоргсинтез, Уфанефтехим, Пермнефтеоргсинтез, Ухтанефтепереработка, Саратовский НПЗ
Коксование
10
Комсомольский НПЗ, Ачинский НПЗ, Новокуйбышевский
НПЗ, Омский НПЗ, Волгограднефтепереработка, Уфанефтехим, Новоуфимский НПЗ, Ангарская НХК, Ярославский
НПЗ
Производство
битума
17
Новокуйбышевский НПЗ, Таиф-НК,Сызранский НПЗ,
Ачинский НПЗ, Пермнефтеоргсинтез, Ангарская НХК,
Нижегороднефтеоргсинтез, Ухтанефтепереработка, Новоуфимский НПЗ, Уфанефтехим, Волгограднефтепереработка, Московский НПЗ, Омский НПЗ, Орскнефтеоргсинтез, Рязанская НПК, Саратовский НПЗ
Каталитический рифор-
минг
21
КомсомольскийНПЗ, Ярославский НПЗ, Волгограднефтепереработка, Нижегороднефтеоргсинтез, Орскнефтеоргсинтез, Уфанефтехим, Ачинский НПЗ, Ангарская НХК,
Киришинефтеоргсинтез, Московский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Омский НПЗ, Пермнефтеоргсинтез, Рязанская НПК, Газпромнефтехим Салават, Куйбышевский
НПЗ, Саратовский НПЗ, Сызранский НПЗ, Новоуфимский
НПЗ, Хабаровский НПЗ, Ухт ан еф те пе ре ра бот ка
В настоящее время 6 предприятий имеют процесс алкилирования, 14 предприятий каталитический крекинг, 8 предприятий гидрокрекинг и 10 предприятий имеют процесс коксования, коэффициент сложности у которых при определении индекса Нельсона наибольший. В будущем количество таких процессов будет расти, что приведет к росту
индекса Нельсона на предприятиях.
27
Исходя из сохраняющейся экономической привлекательности модернизации, предполагается, что в текущих условиях значительное количество заявленных нефтяными компаниями проектов по запуску
установок будет реализовано.
По предварительным данным в ближайшее время году выпуск
бензина увеличится примерно на 6 млн т, а дизельного топлива – на
21,6 млн т за счет ввода 18 установок гидрокрекинга и 11 установок каталитического крекинга (рис. 1.11).
Рис. 1.11. План ввода установок, влияющих
на глубину переработки 2014–2020 годы
С учетом приведенных выше данных, а также дополнительного
влияния на выход продуктов таких процессов, как изомеризация, коксование, висбрекинг, каталитический риформинг, ожидаемая глубина переработки составит около 85 % в 2020 году. В случае реализации программ модернизации крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий к 2020 г. ожидается существенное изменение структуры производимой на НПЗ продукции [22]. Мазут будет постепенно уходить с рынка.
Ожидается сокращение объемов выработки мазута в два раза и увеличение производства светлых фракций. Структура выхода отечественных
НПЗ будет выглядеть примерно следующим образом: бензин – 18 %, дизельное топливо – 33 %, мазут – 15 %, прочее – 34 % (рис. 1.12).
На данный момент технологический уровень большинства заводов уступает показателям западных стран.
28
Рис. 1.12. Изменение структуры выхода НПЗ в России
с учетом планов по модернизации
Однако созданные правительством условия, необходимые для модернизации российской нефтепереработки, позволят повысить показатель технической сложности предприятий, увеличат выход светлых
нефтепродуктов и глубину переработки.
Нефтеперерабатывающая промышленность (НПП) – замыкающее звено нефтяной отрасли и от его состояния зависят показатели всей
отрасли, экономика и стратегическая безопасность страны.
В России 35 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) мощностью
более 1 млн т/год, в том числе 5 крупных, мощностью более 15 млн т/год
и 3 газоперерабатывающих завода (ГПЗ) – Астраханский, Сургутский и
Новатэк-Ус т ь -Луга.
В собственности вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) находятся 25 НПЗ и 2 ГПЗ, и более 230 мини-НПЗ.
Исходя из особенностей топливно-энергетического баланса
страны, структура мощностей переработки нефти формировалась без
достаточного развития процессов, углубляющих переработку нефти и
улучшающих качество продукции.
Объем переработки в 2015 году составил 290 млн т/год – это тре-
тье место в мире после США и Китая. В 2015 году произведено:
– 38,8 млн т бензина (+1,3 %);
– 77,4 млн т дизельного топлива (+3,5 %);
29
– 78,3 млн т мазута (+3,1 %);
– около 5,2 млн т авиабензина, авиакеросина, масла.
Порядка 50 % ДТ и 80 % мазута идет на экспорт по цене, ниже
цены на нефть. Причем мазут составляет 40 % от суммарного экспорта
нефтепродуктов. Выход светлых нефтепродуктов составил 52,3 %.
Средняя загрузка НПЗ составляет 92,6 % (в мире – 82 %), при этом в
ПАО «ЛУКОЙЛ» – 99,2 %, а у ПАО «ТАТНЕФТЬ» – 94,7 %.
Основная проблема российской нефтепереработки – низкая глубина переработки. Лучшие результаты по этому показателю у АО «Газпромнефть-Омский НПЗ» – 93,2 %, «Башнефть-Уфанефтехим» – 92 %,
ОАО «ТАИФ-НК» – 73,6 %, с пуском rомплекса глубокой переработки
тяжелых остатков будет более 95 % .
За последние более чем 30 лет не построено ни одного крупного
НПЗ, только в 2005 году – АО «ТАНЕКО». Однако в настоящее время
следует отметить положительную динамику в развитии отрасли –
только в 2015 году построено 11 новых установок вторичной переработки нефти, многие реконструированы.
К 2020 году уменьшится объем производства «темных» нефтепродуктов, в том числе в 2,8 раза производство топочного мазута, за
счет увеличения глубины переработки нефти до 85 %.
Мощность (в тыс. т/год) введенных в период с 2011 по 2015 гг.
новых установок составила:
– каталитического крекинга (КК) – 5 220;
– каталитического крекинга (КК) – 5 220;
– гидрокрекинга (ГК) – 35 350;
– замедленного коксования (УЗК) – 7 820;
– каталитического риформинга (КР) – 5 700.
Из 27 крупных НПЗ 18 имеют углубляющие процессы (10 лет
назад их было 11).
Каталитический крекинг есть на 13 заводах (8 – современного
уровня), на 5 – гидрокрекинг (ГК), на 5 – коксование (К), на 9 – висбрекинг (ВК).
В сумме деструктивные процессы по мощности составляют
23,2 % от первичной переработки [КК, ГК, термический крекинг (ТК),
ВК], облагораживающие – 45 % (КР, ГО, изомеризация – И) (табл. 1.9).
Переработка прямогонных фракций обеспечивает глубину переработки 60 %, переработкой вакуумного газойля доводят этот показатель до 75–80 % и только переработкой гудрона и тяжелых остатков
можно перейти рубеж 85–90 % (табл. 1.10).
30
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]