7.2. Российская нефтепереработка в период 1990-2005 гг.

После распада СССР у России осталось 27 заводов суммарной мощностью более 320 млн. т/год. При этом следует отметить, что 8 заводов были введены в эксплуатацию до второй мировой войны, 6 заводов построены до 1950 г., еще 9 заводов - до 1960 г. Таким образом, 23 из 27 заводов функционируют 30-50 лет и требуют обновления.

В настоящее время в России действуют 26 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) различного профиля: 10 заводов топливного профиля; 3 - топливно-масляного; 4 - топливно-нефтехимического; 9 - широкого топливно-масляно-нефтехимического профиля. Наряду с основными НПЗ переработку нефти и газового конденсата с получением моторных и котельных топлив осуществляют заводы РАО «Газпром» и ряд мини-НПЗ. В состав нефтеперерабатывающей промышленности России входят также 6 специализированных нефтемаслозаводов, которые на основе произведенных НПЗ базовых масел выпускают многочисленные сорта товарных масел и смазок [383].

Спецификой российских НПЗ является:

• удаленность от рынков нефтепродуктов; среднее расстояние российских НПЗ от рынка нефтепродуктов составляет 1100 км (для сравнения - в США не более 500 км); удельный размер территории, снабжаемой нефтепродуктами с одного завода в России составляет 609,8 тыс. км², в США - 62,3 тыс. км²;

• отсталость технологии, моральный и физический износ фондов, низкая производительность труда;

• сложное финансовое положение предприятий; высокие издержки производства, обусловленные ростом цен на нефть и другие виды ресурсов и неполным использованием мощностей; невысокая конкурентоспособность выпускаемой продукции;

• несоответствие качества части выпускаемой НПЗ продукции международным стандартам и современным требованиям по охране окружающей среды; тревожная экологическая ситуация в местах дислокации НПЗ.

В наследство от бывшего СССР России достались нефтеперерабатывающие мощности в объеме 324 млн т/год (второе место после США). За период 1991-2003 гг. из-за выбытия ряда физически изношенных установок, а также прекращения работы Грозненского НПЗ, мощности российских нефтезаводов снизились до 271 млн т/год. Динамика мощностей российских НПЗ в период 1991-2005 гг. представлена ниже (млн т/год): 1991 г. - 324,1; 1992 г. - 316,5; 1993 г. - 313,6; 1994 г. - 311,3; 1996 г. - 300,0; 1997 г. - 293; 1998 г. - 279; 1999 г. - 276; 2000 г. - 275; 2001 г. - 273,1; 2002 г. - 275,6; 2003 г. - 271,0; 2005 г. - 275,5. Мощность 26 НПЗ = 263,5 млн т/год. Газпром имеет установки по переработке газового конденсата общей мощностью 7,0 млн т/год. Имеются также 43 мини-НПЗ общей мощностью 5,0 млн т/год. По оценке американского журнала Oil and Gas Journal мощности российских НПЗ на 1.1.2006 г. составляли 267 млн т/год [234].

В последнее время на отечественных НПЗ перерабатывалось 175-180 млн т нефти в год. Это означает, что степень загрузки мощностей не превышала 60%. В 1998 г. объем переработки нефти снизился до 163,7 млн т, а степень использования мощностей составила 58,9%; в 1999 г. объем переработки возрос до 168 млн т, степень использования мощностей составила 61,5%, 2000 г. соответственно 173,5 млн т и 63,1%, 2001 г. - 178,0 млн т и 65,2%, 2002 г. - 184,9 млн т и 67,1%, 2003 г. - 189,7 млн т и 70%, 2004 г. - 194 млн т и 70,6%, 2005 г. - 206,6 млн т и 75% [338-340].

Нефтеперерабатывающая промышленность России характеризуется невысокой долей вторичных процессов, особенно если сравнивать с аналогичными показателями нефтепереработки США, Западной Европы и Японии.

Распределение российских НПЗ по величине показателя глубины переработки показано в табл. 7.3.

Таблица 7.3 Глубина переработки нефти иа российских НПЗ [384] Глубина переработки, %	Нефтеперерабатывающие заводы
80-85	Омский, Пермнефтеоргсинтез, Волгоградпереработка, Башнефтехим
70-75	Ангарский, Новокуйбышевский, Сызранский НПЗ, Салаватнефтеоргсинтез
Ниже 75	Все остальные предприятия

Сравнение показателей глубины переработки нефти в России и ряде стран мира в период 1995-2004 гг. приведено в табл. 7.4.

Таблица 7.4

Страны	1995 г.	2000 г.	2004 г.
Канада	93,7	93,7	96,3
США	93,5	95,1	95,7
Германия	87,0	87,1	87,8
Франция	86,8	83,7	86,5
Великобритания	85,4	86,4	84,9
Италия	77,0	80,8	82,0
Япония	77,7	81,1	81,2
Россия	56,2	65,0	67,7

Причинами существенного технического отставания российской нефтеперерабатывающей промышленности можно считать [385]:

• устаревающий технический парк у потребителей нефтепродуктов (качество продукции подстраивалось под уровень технического парка); рост объемных показателей добычи и переработки нефти, что не способствовало ресурсосбережению на основе углубления нефтепереработки;

• большая потребность в мазуте, как котельном топливе для промышленных, коммунально- бытовых нужд и электроэнергетики; недостаточность инвестиций, которые в рамках вертикально интегрированных компаний шли в стадию upstream, а нефтепереработка финансировалась по «остаточному» принципу.

Структура мощностей технологических процессов отечественной нефтеперерабатывающей промышленности (по состоянию на 1.1.каждого года) приведена в табл. 7.5.

Таблица 7.5 Технологическая структура российской нефтепереработки в 1991-2005 гг. [235, 386] Процессы	1991 г.		1998 г.		2002 г.		2005 г.
	млн т/год	%	млн т/год	%	млн т/год	%	млн т/год	%
Прямая перегонка	309,0	100	264,0	100	261,0	100	264,0	100
Процессы деструктивной переработки	41,6	13,5	39,6	15,0	38,8	14,9	39,1	14,8
в т.ч. термический крекинг	19,1	6,2	15,7	5,9	16,2	6,2	12,4	4,7
каталитический крекинг	14,6	4,7	17,0	6,5	16,2	6,2	20,6	7,8

Процессы	1991 г.		1998 г.		2002 г.		2005 г.
	млн т/год	%	млн т/год	%	млн т/год	%	млн т/год	%
Гидрокрекинг	2,0	0,7	1,0	0,4	1,0	0,4	1,3	0,5
Коксование	5,9	1,9	5,9	2,2	5,4	2,1	4,8	1,8
Процессы, улучшающие качество нефтепродуктов	86,7	28,1	91,1	34,5	93,9	36,0	86,9	32,8
в т.ч. каталитический риформинг на облагораживание бензина	23,6	7,6	22,5	8,5	23,2	8,9	21,2	8,0
Гидроочистка	59,2	19,2	60,7	23,0	61,6	23,6	57,6	21,8
гидроочистка вакуумного газойля	2,2	0,7	6,6	2,5	6,6	2,5	6,6	2,5
Изомеризация	0,9	0,3	0,9	0,3	2,1	0,8	1,1	0,4
Алкилирование	0,8	0,3	0,3	0,1	0,3	0,1	0,2	0,1
производство МТБЭ	-	-	0,1	0,1	0,1	0,1	0,2	0,1
Прочие процессы	25,6	8,3	23,5	8,9	21,1	8,1	14,0	5,5
в т.ч. каталитический риформинг на ароматику	9,1	3,0	7,7	2,9	5,9	2,3	н.д.	н.д.
производство масел	5,3	1,7	4,8	1,7	4,2	1,6
производство нефтебитума	10,0	3,2	9,9	3,8	9,9	3,8
производство серы	0,3	0,1	0,4	0,2	0,4	0,1
производство серной кислоты	0,9	0,3	0,7	0,3	0,7	0,3

* Исключая мощности Грозненского НПЗ, Нижнекамскнефтехим, предприятий ОАО «Газпром» н.д. - нет данных

За период 1991-2005 гг. доля вторичных процессов, деструктивно углубляющих переработку нефтяного сырья, в целом по отрасли по отношению к мощности по первичной переработке нефти практически не возросла, хотя за это время были введены две новые установки каталитического крекинга на Омском и Уфимском НПЗ.

Доля процессов, улучшающих качество нефтепродуктов, увеличилась за рассматриваемый период незначительно относительно мощности первичной переработки, хотя имело место увеличение мощностей гидроочистки дизельного топлива и гидроочистки вакуум-газойля на ряде НПЗ.

Для сравнения в 2005 г. отношение мощностей по каталитическому крекингу по отношению к мощностям по первичной переработке нефти составляло в России 7,8%, в США - 33,2%, Японии - 18,8%, Германии - 14,8%; гидрокрекингу - в России - 0,5%, в США - 8,5%, Германии - 8,0%, Японии - 3,7%; каталитическому риформингу - в России - 10,3%, в США - 20,5%, Японии - 16,4%, в т.ч. по каталитическому риформингу с непрерывной регенерацией катализатора в России - 0,7%, в США - 5,6%, Японии - 5,5%; по алкилированию в России - 0,1%, в США - 7,0%, западноевропейских странах - 1,3%.

Значительно уступает российская нефтепереработка по уровню сложности и комплексности технологических процессов, измеряемому индексом Нельсона. Для России этот индекс составлял на 1.1.1999 г. 3,4, что ниже не только, чем аналогичный показатель для нефтепереработки США, Канады, западноевропейских стран, Японии, но и в целом по миру.

Некоторые сравнительные характеристики отечественных и зарубежных процессов переработки нефти приведены в табл. 7.6.

Таблица 7.6

Некоторые сравнительные показатели развития отечественной и зарубежной нефтеперерабатывающей

промышленности [387] Показатели развития	Зарубежная нефтепереработка	Российская нефтепереработка
Каталитический крекинг	Уровень развития процесса каталитического крекинга 15-17% к первичной переработке в Западной Европе и Японии и почти 36% - в США, применяется высокоэффективная конструкция реакторно-регенераторного оборудования, и используются высокоэффективные катализаторы.	Мощности каталитического крекинга составляют около 6% к мощности первичной переработки нефти, эксплуатируются реакторы-регенераторы средней и низкой эффективности.
Каталитический риформинг	Уровень развития каталитического риформинга прямогонных и	Процесс каталитического риформинга составляет 11,3% к мощности первичной

Показатели развития	Зарубежная нефтепереработка	Российская нефтепереработка
	гидроочищенных вторичных бензинов составляет около 13,0% в Западной Европе и около 20% к первичной переработке нефти в США, широко применяются реакторы с непрерывной регенерацией полиметаллических катализаторов.	переработки нефти, в производстве бензинов только начинается использование установок риформинга с непрерывной регенерацией катализатора.
Алкилирование	Наряду с процессами каталитического риформинга широко развиты процессы алкилирования, производства высокооктановых кислородсодержащих компонентов, изомеризации, изоселектоформинга.	На большинстве НПЗ совершенно недостаточно развиты или вообще отсутствуют процессы алкилирования, изомеризации и получения высокооктановых кислородсодержащих компонентов бензина.
Алкилирование и изомеризация	Уровень развития процессов алкилирования и изомеризации составляет 3,5% и 8,5% к первичной переработке нефти в регионе Западной Европы и в США соответственно, создан процесс алкилирования на твердых катализаторах в реакторе соответствующей конструкции.	Суммарная доля развития процесса алкилирования и изомеризации составляет менее 0,5% к мощности первичной переработки, в процессе алкилирования используется только серная кислота, необходим переход на процесс нового поколения с твердым катализатором.
МТБЭ	Уровень развития производства на нефтеперерабатывающих заводах высокооктановых кислородсодержащих компонентов - эфиров - в расчете на МТБЭ составляет в процентах к первичной переработке в регионе Западной Европы - 0,3%, в Японии - 0,1%, в США - 0,7%, основное оборудование - совмещенный аппарат «реактор-колонна».	Мощности производства МТБЭ на НПЗ составляют 0,11 % к мощности первичной переработки нефти, наиболее прогрессивным оборудованием для развития процесса является «реактор- колонна», совмещающая стадии этерификации и перегонки.
Бензин каталитического риформинга	Бензин катриформинга утрачивает свое количественное значение в приготовлении товарных автобензинов, доля риформата в модифицированном суммарном фонде автобензинов снижена до 26% против 40% в выпускавшихся ранее, в результате содержание суммарной ароматики в бензинах не превышает 25-30%.	Бензин катриформинга остается основным превалирующим компонентом автобензинов большинства российских НПЗ, доля риформата в среднем по России составляет 45-50% общего объема производства автобензинов, содержание суммарной ароматики в обычных и высокооктановых бензинах высокое - 50­55% и более.

Падение объемов переработки нефти в России в период с 1988 г. (пик переработки) по 1998 г. было впечатляющим (млн т): 1988 г. - 310,5; 1990 г. - 297,8; 1991 г. - 286,3; 1992 г. - 256,0; 1993 г. - 223,0; 1994 г. - 187,0; 1995 г. - 183,0; 1996 г. - 176,0; 1997 г. - 177,6, 1998 г. - 163,7. В 1999 г. объем переработки вырос до 168,5, 2000 г. - 173,5, 2001 г. - 178,0, 2002 г. - 184,9, 2003 г. - 189,7, 2004 г. - 194,1,2005 г. - 206,6 [338-340].

По показателю технического уровня картина по российским НПЗ неоднородна. Российские НПЗ по уровню глубины переработки нефти можно разделить на три группы: глубина менее 60% - 5 НПЗ (16% суммарной мощности); от 60 до 80% - 16 НПЗ (68,3% суммарной мощности); свыше 80% - 3 НПЗ (15,7% суммарной мощности).

По уровню средней мощности одного НПЗ (10,3 млн т/год в 1999 г.) российская нефтепереработка заметно опережали среднемировой уровень (5,4 млн т/год), нефтепереработку США (5,0 млн т/год), западноевропейских стран (6,6 млн т/год), Японии (7,1 млн т/год). Лишь в странах, где нефтепереработка начала развиваться относительно недавно, средняя мощность НПЗ превосходила или приближалась к российской (Ю.Корея - 21,2 млн т/год; Таиланд - 9 млн т/год; Саудовская Аравия - 10,7 млн т/год; Кувейт - 14,4 млн т/год). Несколько российских НПЗ входят в число самых крупных НПЗ мира. После ввода в эксплуатацию в 90-е годы ряда мини-НПЗ средняя мощность НПЗ снизилась до 6,5 млн т/год, однако следует учесть, что по мощности переработки мини-НПЗ занимают не более 2% суммарных мощностей российских НПЗ.

Сравнение технического уровня российской и зарубежной нефтепереработки приведено в табл. 7.6.

Технологии отечественных НПЗ относятся к 50-ым годам и безнадежно устарели. Сроки службы оборудования большинства нефтезаводов в 2,0-2,8 раза превышают установленные нормы, амортизация превышает 80%. В СССР в нефтеперерабатывающей промышленности в основном вводились мощности по первичной переработке нефти, доля вторичных процессов была низкой. За последние 10 лет радикальных изменений в нефтеперерабатывающей промышленности не произошло.