4.3. Европейская линия развития нефтеперерабатывающей

промышленности

Мощности по переработке нефти и средние мощности НПЗ в Западной Европе в 90-е годы были относительно стабильными (табл.4.34).

Таблица 4.34

Показатели	1992 г.	1993 г.	1994 г.	1996 г.	1997 г.	1998 г.	1999 г.	2000 г.	2002 г.	2005 г.
Мощности НПЗ, млн т/год	683,2	711,2	710,5	706,0	715,6	728,6	721,7	723,6	729,1	748,6
Доля в мировых мощностях по переработке нефти, %	18,3	18,4	18,1	18,6	17,9	18,1	17,7	17,8	17,8	17,6
Число НПЗ, ед.	116	115	113	112	109	110	108	105	105	103
Средняя мощность НПЗ, млн т/год	5,89	6,18	6,29	6,30	6,56	6,62	6,68	6,80	6,94	7,27

Из европейских стран - крупных переработчиков нефти - только Великобритания полностью удовлетворяет спрос на нефть собственных НПЗ. Италия за счет собственной нефти обеспечивает только 5% спроса своих нефтезаводов, Германия - 3%, а Франция - 1,5%.

Число НПЗ в Западной Европе непрерывно уменьшалось: если в 1980 г. их было 141, в 1992 г. - 116, то к 2003 г. их осталось 105, а в 2005 г - 103. Закрывались (из-за нерентабельности, несоответствия требованиям экологии) небольшие, технически отсталые, расположенные поблизости от жилых массивов НПЗ. Средняя мощность западноевропейских НПЗ в последние годы непрерывно, хотя и незначительно росла и составила на начало 2006 г. 7,27 млн т (для сравнения: в среднем по миру 6,43 млн т) [230]. Ни одного западноевропейского НПЗ нет в списке 15 самых крупных в мире НПЗ. Но в перечень 50 НПЗ мира, имеющих мощность 15 млн. т/год и выше, а также отношение мощности процессов вторичной переработки к мощностям по прямой перегонке не менее 100%, входят 11 западноевропейских НПЗ. Среди наиболее технически совершенных предприятий нефтепереработки в Западной Европе - завод франко-бельгийской фирмы Total-Fina Elf в Антверпене, германской фирмы PSK Schwedt AG в Шведте, итальянской фирмы ISAB в Приоло, голландской фирмы Shell Nederland в Пернисе, шведской фирмы Skandinavska Raffinaderi в Брофьорден и др. Крупнейшим европейским НПЗ является завод компании Netherlands Refining в г. Эуропорт в Голландии (20,8 млн т/год) [234].

Западноевропейские НПЗ отличаются высокими показателями глубины переработки (доля углубляющих процессов в 1998 г. достигла 54%, облагораживающих - 55%) [231]. Коэффициент сложности, или комплексности для западноевропейской нефтеперерабатывающей промышленности в 1998 г. составил 6,11. Динамика технологической структуры нефтеперерабатывающей промышленности Западной Европы приведена в табл. 4.35.

Таблица 4.35 Динамика мощностей по переработке нефти в Западной Европе [224-234] №№ п/п	Процессы	Мощности на 01.01, млн т/год
		1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2003	2006
1	Прямая перегонка	620,8	612,0	592,2	607,6	608,1	616,4	630,2	721,7	723,7	729,1	748,6
2	Термические процессы	82.0	83,8	82,6	86,7	84,3	80,7	81,5	н.д.	95,7	96,2	н.д.
3	Каталитический риформинг	83,1	84,1	81,2	84,0	80,3	81,9	82,3	91,5	92,2	91,8	107,2
4	Каталитический крекинг	95,2	98,0	97,3	101,0	100,9	100,0	101,5	110,7	112,0	112,6	112,6
5	Каталитический гидрокрекинг	22,2	24,3	26,8	30,2	30,8	28,6	28,5	35,0	}44,4	}46,8	}52,7
6	Гидрооблагораживание	92,2	95,0	83,4	89,6	95,5	101,0	102,1	120,0	}350,8	}425,3	}499,2
7	Гидроочистка	209,1	223,5	228,7	234,3	235,2	240,9	248,7	н.д.
8	Алкилирование, полимеризация	9,6	10,2	10,6	10,9	11,0	10,5	11,1	н.д.	13,4	14,0	н.д.
9	Ароматизация, изомеризация	20,3	22,0	24,7	26,0	27,1	27,6	27,2	н.д.	27,6	31,6	н.д.

№№ п/п	Процессы	Мощности на 01.01, млн т/год
		1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2003	2006
10	Производство масел	6,4	6.0	5,9	7,9	7,8	7,3	7,4	н.д.	7,3	6,8	н.д.
11	Производство кокса	3.2	3,2	3,2	3,2	3,3	н.д.	н.д.	3.9	4,0	3,9	4,0
12	Производство оксигенатов	н.д.	1,5	1,5	1,8	1,8	1,7	2,1	н.д.	3,2	2,0	н.д.

В конце 80-х и в 90-х годах в нефтеперерабатывающей промышленности Западной Европы наблюдался рост мощностей процессов каталитического крекинга, гидрокрекинга, алкилирования. Темпы роста мощностей каталитического гидрокрекинга составили в период 1993-2000 гг. 9,0% в год, каталитического гидрооблагораживания - 4%, гидроочистки - 1,7%, каталитического крекинга - 1,8%. Мощности каталитического риформинга выросли незначительно (1,3%). Однако в период 2000-2005 гг. соотношение темпов роста мощностей отдельных процессов изменились. Рост мощностей каталитического крекинга практически прекратился, зато заметно возросли мощности риформинга - на 3,2% в год, гидроочистки - на 6,2%, гидрокрекинга - на 8,5%. При этом рост объемов переработки нефти составил в этот период 1,5% в год. В целом, мощности по процессам, направленным на увеличение выпуска и улучшение качественных характеристик среднедистиллатных топлив (дизельного и реактивного топлив) и автобензина возросли.

По европейской классификации, технологически несложные НПЗ имеют в своем составе установки по прямой перегонке, небольшой риформинг и мощности по десульфурации. Следующий уровень - это нефтеперерабатывающие заводы средней технологической сложности, «полукомплексные», которые в дополнение к выше указанным процессам располагают еще термическим крекингом или висбрекингом. Технически совершенные нефтеперерабатывающие комплексы имеют установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.

На начало 2006 г. доля западноевропейских мощностей по процессу каталитического крекинга в мировых мощностях составляла 15,8%, по каталитическому риформингу - 19,0%, каталитическому гидрокрекингу - 22,7%, каталитическому гидрооблагораживанию - 23,3% [230].

Среди введенных в Западной Европе в 90-е гг. новых мощностей по нефтепереработке установки по прямой перегонке составили 100 млн т/год, риформинга - 9,7 млн т/год, каталитического крекинга - 14,9 млн т/год, каталитического гидрокрекинга - 12,3 млн т/год [224-230]. Наиболее крупные новостройки, пуск которых намечен на ближайшее время: завод фирмы Erdoel Raffinerie GmbH в г. Лёйна (Германия); установка гидрокрекинга мощностью 1,8 млн т/год на заводе в Швехате (Австрия), сооружаемая по технологии немецкой фирмы Lurgi; установка висбрекинга фирмы ISAB в Приоло (Италия); ряд установок гидроочистки на итальянских заводах в Анконе, Порто-Маргера, Бусалия, португальском заводе в Синеше, испанских заводах в Хихоне, Уэльве, Бильбао, Пуэртольяно и Кастельоне; новая установка риформинга фирмы Esso в Пор-Жероме (Франция). Заканчивается серьезная реконструкция крупного завода фирмы Shell Nederland в г.Пернисе (Голландия). На заводе бельгийско-французской фирмы Total SA в Антверпене заканчивается строительство установки по производству бензола (250 тыс. т/год).

В Германии фирма DEA Mineraloel в г. Хайде ввела в эксплуатацию установки гидрокрекинга мощностью 0,8 млн т/год и изомеризации - 0,3 млн т/год. В Греции компания Hellenic Petroleum SA в Аспропиргосе расширила установки каталитического крекинга и гидрокрекинга, а в г. Фессалоники построила установку изомеризации мощностью 0,8 млн т/год. Итальянский энергетический концерн ENI в Приоло ввел в эксплуатацию в 2001 г. крупную установку каталитического риформинга мощностью 1,15 млн т/год по технологии Французского института нефти. Был намечен ввод ряда крупных установок каталитического риформинга, каталитического крекинга, изомеризации, гидроочистки в Турции на заводах компании Turkish Petroleum Rafineries Corp. в Измире, Измите и Кирикале. В Великобритании американская компания Texaco Inc. в Пембруке (Уэльс) закончила строительство крупнейшей установки каталитического крекинга мощностью 4,5 млн т/год [244]. Компания BP планировала строительство нового НПЗ мощностью 9 млн т/год в графстве Эссекс [231].

В период 2005-2007 гг. намечена существенная реконструкция ряда европейских НПЗ. Во Франции компания Total SA в г. Гонфревиль заканчивает строительство установки гидрокрекинга мощностью 1,85 млн т/год. В Италии компания ENI на НПЗ в г. Таранто ввела установку гидрокрекинга мощностью 1,2 млн т/год, а компания ERG Raffinerie Medditerranee North в Приоло (о. Сицилия) в начале 2006 г. должна была ввести в эксплуатацию крупную установку десульфурации мощностью 1,65 млн т/год. В Испании компанией Cia.Espanola de Petroleos SA намечен в 2007 г. ввод установки каталитического риформинга в г. Уэльва, а компании Petronor SA на НПЗ в Соморостро-Бискайя и Repsol YPF SA в Ля-Корунье ввели установки гидрокрекинга мощностью соответственно 1,1 и 1,4 млн т/год [245].

В Западной Европе 67 из 108 заводов, функционировавших на 01.01.2000 г. и принадлежащих 18 компаниям, имели в своем составе предприятия, превышающие 10 млн. т/год. Суммарная мощность этих заводов составляла 548,5 млн. т/год, или 76% всех западноевропейских мощностей по переработке нефти [230].

Западноевропейские НПЗ работали в 1990-1995 гг. с достаточно высокой степенью загрузки мощностей - 84-88%, в 1996-1998 гг. степень загрузки мощностей достигла 90%, в 2000-2005 гг. превысила 90%. Для сравнения, в 1985 г. степень загрузки мощностей составляла всего 63%. Увеличение степени загрузки мощностей связано со стабилизацией объемов переработки и закрытием ряда мелких, нерентабельных НПЗ. Тем не менее, ряд экспертов считает, что спешить с закрытием НПЗ не стоит, так как в этом случае может усилиться зависимость от импорта нефтепродуктов. Все последние годы заводы работали с низкой прибылью. Наибольший спад приходится на 1993-1995 гг. Если в 1991 г. прибыльность НПЗ составляла 4,25 долл/барр, то она снизилась до 2,28 долл/барр в 1993 г., 2,09 долл/барр в 1994 г. и до 1,75 долл/барр в 1995 г. В 1996 г. прогнозировался подъем прибыльности до 2,15 долл/барр, но рост цен на нефть привел к фактическому снижению прибыльности. Однако, по расчетам экспертов фирмы Salomon Brothers, стабилизация цен на нефть, совершенствование технологической структуры производства, консолидация компаний, небольшой, но устойчивый рост потребления нефтепродуктов (1% в год) позволили улучшить экономическую конъюнктуру в европейской нефтепереработке. В частности, прибыльность составила (долл/барр): 1997 г. - 2,10, 1998 г. - 3,10, 1999 г. - 3,53. В 2000 г. прибыльность находилась на уровне 3,90 долл/барр. Этому, по мнению экспертов из Salomon Brothers, способствовали, помимо указанных выше факторов, рост единичных мощностей и технические усовершенствования процессов атмосферной и вакуумной перегонки нефти, каталитических процессов крекинга, гидрокрекинга, риформинга [279]. Однако имелись оценки экспертов, считавших, что прибыльность западноевропейских НПЗ после 2000 г. вряд ли превысит 2 долл/барр., которые в целом оправдались. Рост цен на нефть в 2002-2005 гг. способствовал некоторому росту прибыльности европейских НПЗ.

В 2005 г. в странах ЕС-25 степень использования мощностей НПЗ составляла 92,4% [6]. Наиболее крупной компанией из Европы, имеющей нефтеперерабатывающие мощности, является компания Total SA (13 заводов суммарной мощностью 115 млн т/год). Второй является Exxon Mobil Corp. 7 заводов общей мощностью 84 млн т/год), третьей - Royal Dutch Shell PLC (16 заводов общей мощностью 81 млн т/год), четвертой - British Petroleum (12 заводов суммарной мощностью 68,5 млн т/год). Из иностранных компаний, кроме Exxon Mobil Corp., также представлены Chevron Corp., Conoco Phillips (обе из США), а также Petroleos de Venezuela SA (Венесуэла).

В 2001 г. в нефтеперерабатывающей промышленности стран Евросоюза, как и в других отраслях промышленности, наблюдалась слабая депрессия, выражавшаяся в небольшом снижении выпуска нефтепродуктов. В то же время потребление нефтепродуктов в странах ЕС продолжает расти. Данные о валовом производстве нефтепродуктов, валовом потреблении и складских запасах их за последние три года обобщены в табл. 4.36.

Таблица 4.36 Производство и потребление нефтепродуктов в странах ЕС, млн т [6, 280] Показатели	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2005 г.
Объем переработки нефти	647,4	663,1	658,3	688,5
Производство всех нефтепродуктов	63,8	652,3	648,5	н.д.
Из них:
бензин	138,3	135,8	133,2	н.д.
керосин (без реактивного топлива)	6,1	5,8	5,6	н.д.
реактивное топливо	38,7	38,1	35,8	н.д.
газойль и дизельное топливо	221,4	230,1	231,8	н.д.
мазут	105,0	107,7	105,6	н.д.
пиролизное сырье	38,1	42,6	42,3	н.д.
жидкие газы и этан	17,1	18,1	18,1	н.д.
Потребление всех нефтепродуктов	562,3	557,3	562,8	738,6
Из них:
бензин	116,9	113,1	110,9	147,1
керосин (без реактивного топлива)	5,1	5,1	5,6
реактивное топливо	40,3	42,2	41,2
газойль и дизельное топливо	226,0	227,9	237,3	342,9
мазут	58,8	53,5	52,7	84,4
пиролизное сырье	45,2	46,5	44,4
жидкие газы и этан	21,7	21,8	21,2	н.д.
Складские запасы на конец года	89,9	97,8	92,5	н.д.

н.д. - нет данных

Структура потребления нефтепродуктов в Европе в 2005 г. была такова (%): легкие дистилляты - 22,9; средние дистилляты - 46,1; котельное и печное топливо - 11,5; прочие нефтепродукты - 19,5. В странах Европейского Союза (ЕС-25) структура потребления нефтепродуктов в 2005 г. несколько отличалась от общеевропейской (%): легкие дистилляты - 23,2; средние дистилляты - 46,5; котельное и печное топливо - 11,4; прочие нефтепродукты - 18,9 [6 ].

Наибольшие мощности по переработке нефти в Западной Европе по состоянию на 01.01.2003 г. были сосредоточены в Италии - 115 млн т/год (число НПЗ - 17, средняя мощность - 6,8 млн т/год). Второе место поХющности НПЗ занимала Германии - 113,0 млн т/год (число заводов - 17, средняя мощность - 6,6 млн т/год). На третьем месте находилась французская нефтеперерабатывающая промышленность - 95 млн т/год (13 НПЗ, средняя мощность - 7.3 млн т/год). На четвертом месте шла нефтеперерабатывающая промышленность Великобритании - 88.6 млн т/год (число заводов - 11, средняя мощность - 8,1 млн т/год). Суммарные мощности по переработке нефти четырех ведущих стран Западной Европы составляли 57,5% суммарных мощностей в регионе [232].

В 2005 г. на первое место в Западной Европе по уровню мощностей НПЗ вышла Германия (121,4 млн т/год), обогнав Италию (116,2 млн т/год). Французская нефтепереработка по уровню мощностей первичной перегонки сохранила третье место (99,0 млн т/год), а английская - четвертое (93,8 млн т/год) [245].

Однако по технологическим характеристикам, сложности и комплексности нефтеперерабатывающей отрасли, объемам выпускаемой продукции наиболее высокие показатели у нефтеперерабатывающей промышленности Великобритании и Германии (табл.4.37).

Близко к четырем ведущим странам примыкают Испания (мощности 9-и НПЗ 66,1 млн т/год, средняя мощность 7,3 млн т) и Нидерланды (мощности 6-и НПЗ 60 млн т/год, средняя мощность 10 млн т/год). В 2005 г. мощности НПЗ Испании составили 63,9 млн т/год, Нидерландах - 61,1 млн т/год [245].

Некоторые данные о производстве и потреблении нефтепродуктов в Великобритании приведены в табл. 4.38.

Таблица 4.37 Производственно-технологические характеристики нефтеперерабатывающей промышленности ведущих стран Западной Европы в 1998 г. и 2005 г. [230, 263] Показатели		Германия			Великобритания			Франция			Италия
		1998 г.		2005 г.	1998 г.		2005 г.	1998 г.		2005 г.	1998 г.		2005 г.
Мощности нефтеперерабатывающих заводов, млн т/год	113,8		121,4	89,2		93,8	95,0		99,0	117,0		116,0
Глубина переработки нефти, %	87,4		87,5	85,3		84,9	83,7		86,3	78,1		82,6
Отношение вторичных процессов к первичной переработке, %	132,5		142,1	123,7		140,9	98,3		114,7	108,9		116,7
Индекс комплексности (сложности) технологических процессов	7,3		7,82	8,19		9,33	6,03		27,04	6,35		6,8
Выпуск нефтепродуктов, млн т	107,8		107,1	89,2		78,9	78,1		81,7	83,0		91,2
Расход нефти на 1 т выпущенной продукции, т	1,06		1,13	1,0		1,05	1,22		1,14	1,41		1,01

Таблица 4.38 Нефтеперерабатывающая промышленность Великобритании в 1999-2005 гг. (млн т) [280] Показатели	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2005 г.
Объем переработки нефти	88,3	88,2	82,3	79,7
Потери нефти на НПЗ	0,5	0,7	-	-
Валовое производство всех нефтепродуктов	87,1	88,1	82,0	78,9
Из них:
бензин	25,6	23,9	21,5	н.д.
керосин (без реактивного топлива)	3,6	3,1	3,1	н.д.
реактивное топливо	7,3	6,6	5,8	н.д.
газойль и дизельное топливо	26,2	28,9	26,8	н.д.
мазут	12,2	11,8	11,9	н.д.
пиролизное сырье для химии	2,5	3,1	3,4	н.д.
жидкие газы и этан	2,0	2,0	1,8	н.д.
Валовое потребление всех нефтепродуктов	73,1	74,2	72,3	н.д.
Из них:
бензин	21,5	21,3	20,7	н.д.
керосин (без реактивного топлива)	3,5	3,7	4,0	н.д.
реактивное топливо	9,6	10,5	10,7	Н.д.
газойль и дизельное топливо	22,8	23,1	22,8	Н.д.
мазут	3,8	4,4	3,8	Н.д.
пиролизное сырье для химии	3,5	3,2	2,2	Н.д.
жидкие газы и этан	3,8	3,5	3,5	Н.д.

н.д. - нет данных

Импорт нефтепродуктов в Великобританию в 2001 г. составлял 16,4 млн т, экспорт из страны - 21,0 млн т, складские запасы на 1.1.2001 г. составляли 7,3 млнт [280].

Данные о производстве и потреблении нефтепродуктов во Франции приведены в табл. 4.39.

Таблица 4.39

Показатели	1999 г.	2000 г.	2001 г.
Объем переработки нефти	86,2	89,7	90,7
Потери нефти на НПЗ	3,2	4,5	3,4
Валовое производство всех нефтепродуктов	83,00	85,2	87,2
Из них: бензин	17,0	15,7	16,1
керосин (без реактивного топлива)	0,1	0,1	0,1
реактивное топливо	6,5	6,1	5,9
газойль и дизельное топливо	31,9	33,9	34,7
мазут	9,8	10,1	10,8
пиролизное сырье для химии	4,4	5,7	5,6
жидкие газы и этан	2,5	2,7	2,7
Потребление всех нефтепродуктов	88,9	87,5	88,9
Из них:

Показатели	1999 г.	2000 г.	2001 г.
бензин	14,5	14,0	13,6
керосин (без реактивного топлива)	0,1	0,1	0,1
реактивное топливо	6,2	6,4	5,9
газойль и дизельное топливо	45,2	44,9	47,5
мазут	5,0	3,9	3,5
пиролизное сырье для химии	8,0	8,1	8,0
жидкие газы и этан	8,7	3,8	3,7

Экспорт нефтепродуктов из Франции в 2001 г. составлял 18,3 млн т, импорт во Францию - 25,4 млн т. Складские запасы нефтепродуктов в стране на 1.1.2002 г. составили 2,4 млн т.

Прогноз рынка нефтепродуктов в Германии, разработанный Объединением нефтяного хозяйства Германии в 2001 г., ориентировал страну на более рациональное использование нефтепродуктов, сокращение их потерь и увеличение использования регенерированных продуктов. Предполагалось, что в ближайшие 20 лет потребление нефтепродуктов в Германии уменьшится на 15%. Это приведет к сокращению удельного веса нефти в балансе потребления энергии в Германии: с 38,6% в 2000 г. до 35,2% в 2020 г. За рассматриваемый период увеличится потребление только пиролизного бензина и реактивного топлива.

Данные о фактическом потреблении нефтепродуктов в Германии в 1999-2000 гг., оценка 2005 г. и прогноз до 2020 г. приведены в табл. 4.40.

Таблица 4.40

Прогноз потребления нефтеп]		родуктов в Германии, млн т [280]
Продукты	1999 г.	2000 г.	2005 г.	2010 г.	2020 г.
			Оценка	Прогноз
Автобензин	30,3	28,8	26,9	23,8	16,9
Дизельное топливо	28,8	28,8	31,2	31,2	27,6
Печное топливо	29,6	27,9	28,0	25,7	22,0
Тяжелый мазут и остатки	6,9	6,2	6,1	5,9	4,5
Смазочные масла	1,2	1,1	1,1	1,0	1,0
Пиролизный бензин	15,8	16,1	17,3	17,9	18,5
Жидкие газы	2,7	2,8	2,7	2,7	2,7
Реактивное топливо	6,8	7,1	8,0	8,6	10,0
Битум	3,6	3,2	3,4	3,4	3,3
Прочие продукты	2,5	2,8	2,9	2,7	2,6
Всего нефтепродуктов	128,2	125,0	127,6	122,9	109,1
Регенерированные нефтепродукты	4,8	4,8	5,1	5,2	5,4
Потребление нефти на НПЗ и потери	6,9	7,1	7,1	7,0	6,6
Валовое потребление нефтепродуктов	130,3	127,3	129,6	124,7	110,3

В Германии в 2002 г. было 15,7 тыс. бензоколонок.

По прогнозам ассоциации нефтяных компании Италии потребление нефтепродуктов в стране в период 2002-2015 гг. уменьшится на 15%. Ожидается, что примерно в такой же пропорции уменьшаются мощности нефтеперерабатывающих заводов, которые в настоящее время работают с большой недогрузкой.

Данные о фактическом потреблении нефтепродуктов в Италии в 2001 г., оценка 2005 г. и прогноз потребления до 2015 г. приведены в табл. 4.41.

Если обобщить особенности развития западноевропейской нефтеперерабатывающей промышленности 90-х гг. и в 2000-2005 гг., то можно отметить следующие наиболее значимые тенденции:

• увеличение спроса на неэтилированный бензин (на 0,7% в год) при стабилизации потребности в бензине;

• прогнозируемый рост потребления дизельного топлива (2-2,3% в год) и реактивного топлива (2,7% в год) в период до 2010 г.;

• ужесточение требований к качеству моторных топлив и нефтепродуктов, снижение

выбросов НПЗ (природоохранный аспект).

Таблица 4.41 Прогноз потребления нефтепродуктов в Италии, млн т [281] Продукты	2001 г.	2005 г. (оценка)	2010 г.	2015 г.
Общее потребление всех нефтепродуктов	92,7	88,2	82,3	78,4
Из них:
жидкие нефтегазы	3,8	3,9	4,1	4,2
автобензин	16,4	15,1	12,7	11,0
реактивное топливо	3,4	3,9	4,5	4,7
газойль, всего	25,9	27,2	26,5	25,1
газойль - дизельное топливо	20,1	21,5	21,1	20,6
газойль - печное топливо	3,6	2,8	2,4	2,0
мазут	14,7	9,8	5,6	4,6
в том числе для электростанций	11,4	6,9	3,2	2,6
сырье для нефтехимии	6,9	7,0	6,8	6,5
бункерное топливо морского флота	2,8	2,8	3,1	3,3
низкокачественное жидкое топливо	2,5	2,7	3,0	3,0

В краткосрочной перспективе поставки малосернистых легких североморских нефтей будут опережать спрос в этом регионе. Однако последующие пять лет Западной Европе потребуется большой объем импорта более тяжелых и сернистых нефтей из других регионов.

Как уже отмечалось выше, мощности по переработке нефти в последние 5 лет были относительно стабильными; на некоторых НПЗ осуществлена модернизация, а новые НПЗ в Западной Европе практически уже не строят несколько десятилетий.

Западноевропейские НПЗ характеризуются умеренной степенью сложности (табл. 4.42). Например, мощности установок деструктивной переработки в Западной Европе составляют 21% от мощности АВТ, тогда как в США этот показатель достигает 52%. Однако, по сравнению со многими центрами по переработке нефти в мире Западная Европа обладает значительными мощностями по гидроочистке. В табл. 4.42 показано процентное соотношение НПЗ по каждому типу конфигурации.

Таблица 4.42 Конфигурация западноевропейских НПЗ (по сложности схемы) [263] Схема НПЗ	Северная Европа	Южная Европа	Итого
НПЗ, имеющие только АВТ и риформинг, %	20	38	27
НПЗ с установками вторичной (деструктивной) переработки, %	57	35	49
НПЗ с установками глубокой конверсии %	23	27	24

В Западной Европе прогнозируется самый низкий темп прироста производства нефтепродуктов среди всех регионов мира, снижается потребление нефтепродуктов на генерирование электроэнергии и отопление жилых домов, все чаще в энергетическом и индустриальном секторах вместо котельных топлив применяют природный газ.

В отличие от рынка США дизельное топливо в Западной Европе имеет более важное значение, чем бензин. В целом по Западной Европе потребление бензина и нафты будет увеличиваться на 1,2% в год, тогда как прирост потребления дистиллатов в прогнозируемый период по оценкам отдельных экспертов составит 1,8%. Особенно ярко это проявляется в Северной Европе, где потребление бензина снизилось на 0,4% в год, а спрос на дистиллатные топлива увеличился на 1,5%. Расширяется парк дизельных легковых автомобилей, доля которого в прогнозируемый период увеличится с 15 до 22%. Потребление котельных топлив будет ежегодно снижаться из-за вытеснения природным газом [282].

Большинство обозревателей полагают, что Западная Европа обладает избыточными нефтеперерабатывающими мощностями из-за хронического перепроизводства бензина. В действительности дело совсем не в мощностях первичной обработки нефти, а, вероятно, в наличии избыточных установок каталитического крекинга, вырабатывающих бензин. В прошлом принимались сомнительные инвестиционные решения в поисках «легкого пути», когда владельцы НПЗ склонялись в пользу установок каталитического крекинга, а не более дорогостоящих установок гидрокрекинга, которые лучше удовлетворяли бы требования рынка.

К сожалению, европейская нефтеперерабатывающая промышленность страдает от избыточного производства бензина, которое оказывает давление на нормы прибыли. Производство дистиллатных топлив более полно отвечает требованиям рынка. При несоизмеримо более высоких темпах прироста потребление дистиллятов может по суммарному объему превзойти потребление бензина. Суммарных производственных мощностей в этом регионе достаточно, но недостает правильной конфигурации для производства ассортимента продуктов, удовлетворяющих рыночный спрос.

В производстве автобензинов, как уже отмечалось, имеется избыток мощностей. Ощущается сильная конкуренция со стороны бензина из США. Потребность в автобензине стабилизировалась. Основные усилия направлены на улучшение экологических характеристик автобензина.

Типичный европейский НПЗ имеет в своей технологической схеме установку каталитического крекинга в псевдоожиженном слое катализатора, поэтому трудно снизить выход бензина с такой установки, вносящей большую долю в бензиновый фонд. Растущий спрос на дизельное топливо и высокие цены на нефть делают выгодным процесс конверсии вакуум-газойля (легкого каталитического гидрокрекинга) [239]. Первая технологическая установка, реализующая новый процесс, была введена в эксплуатацию в июне 2004 г. компанией Repsol YPF AS на НПЗ в г. Пуэртольяно (Испания). При 35%-й конверсии исходного сырья (вакуум-газойля и газойля процесса замедленного коксования) выход дизельного топлива составляет 33,6% на переработанное сырье, причем содержание серы в дизтопливе составляет 4 ppm, что делает товарный продукт процесса превосходным компонентом для смешения при производстве товарных дизельных топлив.

Комбинирование установки легкого гидрокрекинга с дополнительной сероочисткой сырья (прямогонного и вакуум-газойля, газойлевых фракций процессов висбрекинга и замедленного коксования) позволяет получать дизельное топливо по кондициям Евро-4. Новая интегрированная схема заложена в схему модернизации завода компании Motor Oil Hellas в г. Коринф (Греция).

Отличия в подходе к проблеме повышения экологичности автобензина в Западной Европе и США весьма существенны. В США основное направление экологизации производства автобензина - оксигенированный и реформулированный бензин, в западноевропейских странах - высокооктановый неэтилированный бензин. Выбор различных путей не случаен. В США автобензин - главный продукт нефтепереработки (43.4% всех выпускаемых нефтепродуктов), в западноевропейских странах доля автобензина не превышает 25% всех производимых нефтепродуктов. Нефтепереработчики США всегда имели неплохие доходы, что позволило им начать осуществление крупномасштабной программы экологизации производства автобензина. Западноевропейские нефтепереработчики таких средств не имели. И подобный путь был для них неприемлем. Дорогостоящие мероприятия по организации производства реформулированных бензинов привели бы к росту цен на автобензин, которые и так немалые (во Франции - 1,15 долл/л, Германии - 1,10 долл/л, Италии - 1,07 долл/л, Великобритании - 0,85 долл/л в конце 90-х годов и, соответственно 1,58, 1,63, 1,60, 1,69 долл./л в 2005 г.) и значительно выше американских (0,36 и 0,72 долл/л соответственно). Стратегия реформулирования бензина, характерная для США, не соответствует возможностям многих европейских НПЗ.

Западноевропейские нефтепереработчики пошли по пути неэтилированных и высокооктановых автобензинов. Путь этот был нелегким: в частности, в Германии содержание свинца в автобензине с 0,4 г/л в 1970 г. было снижено до 0,15 г/л в 1985 г. и до 0,1 г/л в 1990 г. К середине 90-х годов европейский бензин стал выпускаться без содержания свинца. Наибольшая доля неэтилированных бензинов приходилась на страны Северной Европе, затем была распространена на все страны Европейского Союза. Кроме полного прекращения использования соединений свинца, был модифицирован процесс каталитического риформинга - основной процесс получения автобензина - за счет перевода на более жесткий режим с целью увеличения октановых характеристик. Были внедрены процессы экстракции ароматических углеводородов из катализатов риформинга, с последующим алкилированием ароматики и возвращением высокооктанового алкилата в бензиновый фонд. Стали использоваться ультрастабильные цеолиты, позволившие увеличить содержание олефинов в бензиновой фракции. В западноевропейских странах с 1.01.1993 г. на всех выпускаемых автомобилях устанавливаются каталитические дожигатели выхлопных газов и ужесточается контроль за составом выхлопов.

В европейских бензинах доля компонентов в суммарном бензиновом фонде следующая: бензин каталитического риформинга - 50%, каталитического крекинга - 30%, продукты алкилирования - 5%, , кислородсодержащие соединения (оксигенаты) - 5%, прочие компоненты - 10%.

Повышение октановых характеристик европейских бензинов в конце 80-х и в 90-е годы было достигнуто на 20-30% за счет усовешенствования существующих процессов, на 50­60% - за счет введения новых процессов и на 15-25% - за счет применения кислородсодержащих соединений.

Что касается производства среднедистиллатных топлив, потребность в которых в Западной Европе будет расти, то здесь основное внимание уделяется росту мощностей процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга и снижению содержания серы. В странах Европейского Союза с октября 1996 г. в законодательном порядке установлен предел содержания серы (не более 0,05%). Решение проблемы снижения содержания серы в моторном (дизельное, реактивное) и котельном топливе решается за счет расширения мощностей гидроочистки.

Несмотря на то, что западноевропейскими нефтепереработчиками избран отличный от американского путь экологизации отрасли, жесткость природоохранных законов в Европе мало в чем уступает американским. В частности, в ряде стран Северной Европы ограничения по выбросам SO₂ на порядок более жесткие, чем в США.

Существенно ужесточены требования к качеству западноевропейского автобензина. Ориентиры на 2000 г. были следующие: упругость паров по Рейду 58-60 кПа, содержание олефинов 11-18% об., ароматики 37-45% об., бензола 1,6-2,0% об., кислорода 1,9-2,3% вес, серы 150-200 ppm, свинца не выше 0,005 г/л. В выхлопах европейских автомобилей содержание СО не должно превышать 1500 мг/куб.м, бензола 2,5 мг/куб.м, NO_x 66 мг/куб.м, твердых частиц 50 мг/куб.м [283].

Требованию к качеству дизельных топлив были следующие: цетановое число 51-53, содержание полиароматических соединений 6,0-11,0% об., содержание серы 0,030-0,035%. Содержание серы в котельном топливе с 3% намечено снизить до 1-2% в 2000 г. и 1 % в 2005 г. [284].

В последнее время европейские спецификации на моторные топлива разрабатывались, исходя из рекомендаций комиссии по проблемам двигателей, топлив, эмиссии вредных веществ (Auto/oil-1), действующей с 1996 г. Вначале директива была разработана на 2000 г. (98/70/ЕС). Затем на базе рекомендаций комиссии Европейский парламент принял новые спецификации на период до 2005 г. (1-ая фаза) и после 2005 г. (2-ая фаза). При принятии новых спецификаций учитывались прогнозы развития автопарка (увеличение доли дизельных двигателей), изменения в структуре потребления бензина и дизельного топлива, вклад изменений конструкций двигателей, использования каталитических систем дожигания топлив, возможности нефтеперерабатывающих заводов.

В конечном итоге Европейский Союз в рамках программы Auto Oil-II принял прогрессивные нормативы на 2005 г. по качеству моторных топлив, а также установил наметки на 2008 г. (табл. 4.43) [285].

Стоимость работ по спецификации европейских топлив период 2000-2005 гг. составила 20-25 млрд долл. Другая оценка (европейской ассоциации нефтяной промышленности) - 44­55 млрд долл. Имеются и другие мнения. В частности, представители компании Air Products pic утверждают, что обошлись гораздо меньшей суммой, поскольку норма содержания серы в дизельном топливе ниже 500 ppm уже была достигнута многими европейскими НПЗ. Если воспользоваться возможностью передачи части потоков полупродуктов и конечных нефтепродуктов с одного завода на другой, иначе говоря, оптимизировать нефтепереработку, то инвестиции на реконструкцию НПЗ в перспективе могут быть уменьшены [286].

Таблица 4.43 Ожидаемые спецификации на топлива в соответствии с программой Auto Oil II Характеристика	До 1999 г.	2000 г.	2005 г.	2008 г. (ожида­емые значения)
Бензин:
Содержание серы, ppm	<500	<150	<50**	<10
Содержание бензола, об.%	<5	<1	<1*	<1
Содержание ароматических углеводородов, об.%	-	<42	<35	<35
Дизельное топливо:
Содержание серы, ppm	<500	<350	<50	<30
Цетановое число, миним.	49	51	53*	54-58
Полициклические ароматические углеводороды, мас.%		<11	<6	<4-1
Плотность, кг/л, макс.	<0,86	<0,845	<0,845*	<0,830-0,825
Разгонка,Т 95, °С	<370	<360	<360*	<350-340

* Ожидаемые значения

** В 2004 г. Германия ввела бензин с содержанием серы 10 ppm.

Для реализации программы потребовались серьезные изменения в нефтеперерабатывающей промышленности Западной Европы. В частности, все европейские НПЗ увеличили мощности по десульфуризации с целью достижения на первом этапе норматива содержания серы в автобензине 150 ppm и дизельном топливе 350 ppm, а на втором этапе - до 50 ppm. В связи с изменением структуры потребления топлив в перспективе в сторону среднедистиллатных фракций потребуется увеличить мощности по каталитическому гидрокрекингу и улучшить катализаторы процесса, изменить условия проведения ряда процессов с целью уменьшения выхода бензина. По оценкам экспертов, примерно 60% из необходимых инвестиций на реконструкцию и модернизацию европейских НПЗ и изменение их конфигурации связано с новыми спецификациями на моторные топлива.

Проблема новых спецификаций создает серьезные трудности, как минимум, для 28 европейских НПЗ, из которых 17 будут, по-видимому, закрыты.

Общее состояние нефтеперерабатывающей промышленности Европы в конце 90-х годов и 2001-2002 гг. оценивалось как весьма сложное или даже кризисное. Основной ее проблемой было то, что она малоприбыльна, или даже убыточна (кроме краткосрочных «удачных» периодов - таких как, например, 2000 г., начало 2001 г., 2004-2005 гг.). Причиной падения рентабельности НПЗ явилось общее превышение производства нефтепродуктов над реальным спросом практически во всех европейских странах. Это произошло потому, что конкуренция между крупными нефтяными компаниями за долю на западноевропейских рынках нефтепродуктов привела к созданию значительных избыточных нефтеперерабатывающих мощностей.

Второй, а по существу, самой важной проблемой стала неверная оценка перспектив спроса на отдельные виды нефтепродуктов. Было принято считать, что опережающими темпами должен расти спрос на автобензин, поэтому заводы ориентировались на его максимальное производство.

На практике же ситуация за последние 20-25 лет развивалась совсем не так, как это было заложено в технологических заданиях. Основной и значительный прирост потребления нефтепродуктов в Европе в 80-90-е годы прошлого века произошел и происходит до сих пор за счет средних дистиллятов. Западноевропейский автотранспорт переживает массовый переход на использование дизтоплива, в том числе и по причине его более низкого налогообложения по сравнению с автобензином. Увеличивается также спрос на нафту со стороны нефтехимических производств. По прогнозам, в ближайшие 15-20 лет потребление дизельного топлива в Западной Европе будет возрастать, а объемы потребления бензина будут снижаться.

Согласно утверждениям Т. Миллера, директора Exxon Mobil Europe, сделанным на конференции Европейской ассоциации нефтепереработчиков, в период до 2020 г. темпы роста спроса на нефть для производства моторных топлив составят 0,4% в год, причем для дизельного топлива они превысят 1,9% в год, а спрос на автобензин будет падать на 0,9% в год [287]. Такой вывод сделан исходя из прогноза развития рынка моторных топлив для автотранспорта. Предполагается, что несмотря на достижения в области производства альтернативных топлив и в автомобилестроении, двигатели внутреннего сгорания будут доминировать вплоть до 2030 г. При этом спрос на дизельное топливо не удастся полностью удовлетворить ни за счет собственного производства (если не проводить модернизацию НПЗ), ни за счет импорта из России или из ближневосточных стран.

Теоретически для того, чтобы привести соотношение спроса и производства нефтепродуктов в Европе в состояние равновесия, нужно закрыть избыточные мощности по выпуску автобензина, а также сократить общий объем нефтепереработки. Однако реализовать такой проект очень сложно по целому ряду причин. Во-первых, мешает «экономический» барьер, обусловленный тем, что основная часть НПЗ покрывает текущие операционные затраты и выплачивает банковские проценты по инвестициям. Во-вторых, закрытие нефтеперерабатывающего завода связано с очень крупными затратами по демонтажу оборудования, выплате компенсаций работникам, а главное - с приведением в порядок территории в соответствии с экологическими требованиями. В-третьих, нефтезаводы, как правило, имеют в своем составе другие производства - как мелкие «подсобные», так и крупные интегрированные, в частности, нефтехимические. В-четвертых, НПЗ расположены в Европе на значительном удалении друг от друга, снабжают близлежащие территории и имеют отлаженную инфраструктуру логистики и реализации. Кроме того, сами заводы принадлежат разным фирмам и ориентированы на созданную нефтяными компаниями собственную дорогостоящую сеть дистрибуции, которая при их закрытии «отойдет» к конкурентам. Наконец, закрытие заводов и потеря сетей реализации моментально отразится на биржевых показателях той или иной нефтяной компании и может радикально подорвать ее финансовые позиции.

Тем не менее, крупномасштабные структурные изменения в европейском нефтеперерабатывающем комплексе должны непременно произойти и под воздействием недавно принятых законов Европейского сообщества в области защиты окружающей среды, о чем уже сказано выше.

Удовлетворение требований стандартов Евро-4 и Евро-5 потребует заметных изменений как в автомобилестроении, так и в отрасли по переработке нефти и в инфраструктуре потребления топлив. Современные двигатели европейских автомобилей уже удовлетворяют требованиям Евро-4. Новые технологии для двигателей с искровым зажиганием связаны с непосредственным впрыском топлива, переменным регулированием клапанов и уменьшением размеров двигателей. Для дизельных двигателей инновации заключаются во впрыске топлива под высоким давлением и рециркуляции отработавших газов. Синтетические топлива, получаемые по технологии GTL, а также биодизельные топлива будут создавать рынок высококачественных топлив в дополнение к высококачественным нефтяным топливам. Потребуется создание отдельной системы снабжения высококачественными топливами [288]. Прогнозируя рост рынка высококачественных моторных топлив в странах Европы, можно предположить, что сдвиг в сторону сверхмалосернистых топлив будет происходить не в виде резкого скачка, а постепенно.

В Восточной Европе в настоящее время функционируют 24 НПЗ суммарной мощностью 92,8 млн т/год. Данные о нефтеперерабатывающих заводах Восточной Европы приводятся в табл. 4.44.

Таблица 4.44 Нефтеперерабатывающая промышленность стран Восточной Европы, по состоянию на 1.01.2006 г. (млн т/год) [234] Страна	Число НПЗ	Первичная переработка	Каталитичес­кий крекинг	Термический крекинг	Риформинг	Гидро­крекинг	Гидро­очистка
Албания	2	1,3	0	0	0,2	0	0,9
Болгария	1	5,8	1,2	1,0	0,2	0	3,2
Чехия	4	9,9	2,7	0,8	1,4	1,6	5,3
Венгрия	2	8,2	1,2	1,5	1,5	0	6,7
Польша	5	23,3	1,5	0	4,3	6,9	10,6
Румыния	10	25,8	5,5	5,3	3,0	0,1	11,9
Словакия	1	5,8	0,9	0	1,0	4,4	2,1
Литва	1	9,5	2,1	1,4	2,3	0	7,7
Сербия	2	10,7	2,5	1,4	1,0	0	2,5
Хорватия	3	12,5	1,2	1,4	2,5	0,6	3,4
Словения	1	0,7	0	0	0	0	0
Македония	1	2,5	0	0	0,5	0	1,1
Всего	33	116,0	18,8	12,8	17,9	13,6	55,4

Многие НПЗ стран Восточной Европы находятся под пристальным вниманием российских компаний. Компания ЛУКОЙЛ получила контроль над НПЗ в Бургасе (Болгария), Плоешти (Румыния), ведет переговоры о приобретении НПЗ в Гданьске (Польша). Компания ЮКОС приобрела в свое время контрольный пакет акций завода в Мажейкяе (Литва), но затем вынуждена была уступить его польской компании.

На ряде заводов Восточной Европы намечена реконструкция и модернизация. В Хорватии компанией INA Industrija Nafte в г. Риека было закончено строительство установки гидродесульфуризации по лицензии компании Haldor Topsoe, а также осуществлены проектные работы по созданию установки каталитического гидрокрекинга мощностью 1,4 млн т/год. В Чехии компания Ceska Rafinerska AS в г. Литвинов наметила осуществить в 2007 г. строительство установки гидродесульфуризации мощностью 0,4 млн т/год. Стоимость проекта - 12,3 млн долл. В Венгрии концерн MOL запланировал строительство установки каталитического крекинга, однако ни о мощности, ни о сроках ввода ничего не сообщалось. В Польше группа Lotos SA на НПЗ в г. Гданьске должна была ввести установку вакуумной дистилляции мощностью 1,0 млн т/год и стоимостьб 10 млн долл. В Сербии компания NIS Oil Rafinery расширила ряд установок на НПЗ в г. Нови Сад и запланировала ввод установок риформинга и изомеризации по технологии американской фирмы UOP на НПЗ в г. Панчево [245].

В республиках бывшего СССР - ныне независимых государствах - нефтеперерабатывающая промышленность была создана в Украине, Казахстане, Белоруссии, Узбекистане, Туркменистане, Азербайджане, Грузии. Данные о мощности НПЗ в республиках бывшего СССР по оценке американского журнала Oil and Gas Journal приведены в табл. 4.45. Здесь же приведены сведения о мощности установок по важнейшим процессам переработки нефти.

Таблица 4.45 Мощности НПЗ в республиках бывшего СССР (млн т/год) [234] (на 01.01.2006 г.) Страна	Число НПЗ	Первичная переработка	Каталитичес кий крекинг	Термичес­кий крекинг	Риформинг	Гидро­крекинг	Гидро­очистка
Украина	6	44,0	3,5	2,5	7,2	0,4	15,8
Казахстан	3	17,2	1,9	3,9	2,6	0	8,9
Белоруссия	2	24,7	2,2	3,0	4,6	1,5	13,1
Узбекистан	3	11,1	0	1,4	1,2	0	1,5
Туркменистан	2	11,9	0,8	1,4	2,6	0	3,2
Азербайджан	2	20,0	2,9	1,9	1,2	0	3,4
Грузия	1	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.
Итого	19	128,9	11,3	14,1	19,4	1,9	45,9

н.д. - нет данных

Все НПЗ были построены в советские времена, за исключением Бакинского НПЗ, создание которого датируется 1870 г.

В табл. 4.45 приведены данные о номинальной мощности. В действительности, большинство НПЗ по ряду причин работает с неполной загрузкой мощности. По данным справочника BP Statistical Review of World Energy об объемах потребления нефти и данным о мощности НПЗ по данным журнала Oil and Gas Journal определены показатели загрузки мощностей НПЗ в 2005 г.: Украина - 31,6%, Казахстан - 58,1%, Белоруссия - 27,1%, Узбекистан - 70,3%, Туркменистан - 41,2%, Азербайджан - 25,5% [ 6 ]. Причиной низкой загрузки является, как правило, недостаточные поставки нефти, в частности, в Украину и Белоруссию.

Отметим, что приведенные данные о степени использования мощностей имеют условный характер. Оказывается, что часть мощностей, указанных как номинальные, уже выбыли из эксплуатации или не используются, т.к. не могут обеспечить необходимые качественные характеристики нефтепродуктов. Старый Бакинский НПЗ практически не работает, выбыл из эксплуатации НПЗ в Батуми (Грузия).

Тем не менее, на ряде НПЗ в бывших республиках СССР, а ныне независимых государствах, осуществляются программы модернизации и реконструкции и намечается новое строительство [245]. В частности, в Азербайджане на заводе им. Гейдара Алиева планируется ввод в 2008 г. установки алкилирования по технологии американской компании UOP. В Белоруссии на НПЗ «Нафтан» в г. Новополоцк недавно была введена в эксплуатацию установка гидрокрекинга по технологии компании Koch-Glitsch, а в 2006 г. планировался ввод установки вакуумной дистилляции мощностью 1,5 млн т/год. На заводе в г. Мозырь проведена реконструкция, позволившая осуществлять выпуск экологически чистых топлив. В Казахстане совместной компанией, участниками которого является AGIP (Италия) и казахстанские организации, намечен ввод нового НПЗ в г. Кашаган мощностью 15,0 млн т/год. В 2008 г. должны быть завершены проектные работы. В Туркменистане в 2005 г. должен был завершен проект стоимостью 113 млн долл. по сооружению установки гидроочистки мощностью 1,7 млн т/год на заводе в г. Туркменбаши. Серьезную программу модернизации намечает компания ЛУКОЙЛ на принадлежащем ей НПЗ в Одессе.

По оценкам украинских экспертов [289, 290] глубина переработки на НПЗ Украины в 2005 г. составила 67,7%, в т.ч. по Кременчугскому НПЗ - 70,0%, Херсонскому - 48,2%, Одесскому - 53,5%, Дрогобычскому - 61,3%, Надворнянскому - 73,9%, Лисичанскому - 69,7%. Оценка деятельности украинских НПЗ в 2005 г. представлена в табл. 4.46.

Таблица 4.46 Состояние украинских НПЗ Заводы	Мощность, млн т/год		Объем переработ ки, млн т	Причина расхождения номинальной и фактической мощности
	номи­нальная	факти­ческая
Кременчугский	18,6	8,0	6,0	Простой установки ЛК-6У
Херсонский	7,1	4,0	0,9	Ограничение из-за качества нефтепродуктов
Одесский	3,6	н.д.	1,4	Начата реконструкция
Дрогобычский	3,2	2,0	1,0	Ограничения по качеству нефтепродуктов
Надворнянский	2,6	2,6	2,1	-»-
Лисичанский	16,0	8,0	6,0	Работает только одна установка каталитического крекинга
Итого	51,1	24,6	17,4	-

В 2005 г. произошло существенное снижение объема поставок на НПЗ Украины, что отрицательно сказалось на складывающейся в последние годы тенденции роста степени загрузки мощностей. В Украине происходит снижение спроса на мазут (из-за замены его природным газом), вследствие чего высвобождаются мощности по первичной переработке нефти. Малая доля вторичных процессов (9,6% от мощностей по первичной переработке) обусловливает неблагоприятную структуру выпуска нефтепродуктов. В суммарном производстве автобензинов в 2005 г. доля низкооктановых бензинов составляла почти 42%, дизельного топлива с содержанием серы 0,2% - 78%, а с содержанием серы 0,5-0,85% - 22%. Низкое качество собственных моторных топлив приводит к росту импорта высокооктановых бензинов, а для ликвидации дефицита автобензина приходилось даже выпускать этилированный бензин. Тревожная тенденция увеличения импорта моторных топлив, особенно автобензина, по мнению экспертов, сохранится в перспективе.

В Казахстане функционируют 3 НПЗ: Павлодарский (построен в 1978 г., мощность 8,1 млн т/год, потенциальная глубина переработки 77,9%, в наличии имеются 2 установки ЛК- 6У и установка КТ-1 по переработке тяжелых фракций); Шымкентский (построен в 1984 г., мощность 6,6 млн т/год, потенциальная глубина переработки 60,4%, имеются установки вакуумной дистилляции и каталитического крекинга); Атыраусский (построен в 1945 г. при участии американской компании Badger по ленд-лизу; впоследствии в 1970 г. была введена установка каталитического риформинга, в 1980 г. американские установки каталитического крекинга были выведены из эксплуатации).

В Азербайджане еще в 1870 г. был построен первый в царской России и один из первых в мире нефтеперерабатывающий завод. В 80-е годы прошлого века на этом заводе была проведена реконструкция, однако в 90-е годы завод практически прекратил работу. В настоящее время Бакинский НПЗ им. Гейдара Алиева имеет мощность 8 млн т/год, глубина переработки на нем 59%, степень загрузки в 2005 г. - 44%. Второй, Новобакинский завод был построен в 1958 г. Его мощность составляет 9 млн т/год, имеются 3 установки прямой перегонки, установки риформинга с неподвижным слоем катализатора и замедленного коксования. Потенциальная глубина переработки на Новобакинском заводе - 65,6%, однако пока она составляет 52%, мощности НПЗ загружены всего на 37%. В связи с ростом добычи нефти в Азербайджане ожидается наращивание объемов переработки и планируется строительство новых установок. В 2005 г. в Азербайджане было произведено 2,1 млн т дизельного топлива, 0,9 млн т автомобильного бензина, 0,6 млн т авиационного керосина, 3,0 млн т мазута.