1 стр. из 1

Суммарная мощность по первичной переработке нефти составляет около 271 млн. т/год и складывается из мощностей 27 нефтеперерабатывающих заводов в составе нефтяных компаний — 261 млн. т, а также мощностей по переработке ОАО «Газпром» и малотажных установок.
На 12-ти НПЗ имеются мощности (около 4,1 млн. т/год) по производству смазочных масел. Кроме того, производство смазочных масел осуществляют специализированные нефтемаслозаводы и ряд малых предприятий и фирм, имеющих допуск к производству и применению в соответствии с существующей системой, установленной Межведомственной комиссией при Госстандарте России.
Глубина переработки нефти на предприятиях России в 2001 г. составила около 70,5 % при объеме переработки 178,4 млн. т.
Относительно низкая глубина переработки нефти по сравнению с современными нефтеперерабатывающими предприятиями обусловлена недостатком в схемах НПЗ деструктивно углубляющих переработку мазута вторичных процессов. Относительно мощности по первичной переработке нефти доля основных углубляющих процессов составляет: каталитического крекинга — 6,6%, гидрокрекинга — 0,4%. Для сравнения приведем следующие цифры: доля каталитического крекинга в нефтепереработке США составляет 35%, в Западной Европе — 15,4% , в Японии — 16,6%; доля гидрокрекинга соответственно — 9,7, 5 и 3,4%.
В развитых странах глубина переработки нефти достигает 85–90%. Такое различие показателей объясняется низкой долей мощностей углубляющих процессов на отечественных заводах, которая не превышает 17,2% от мощностей по переработке нефти (против 55% на заводах США). Вследствие этого на российских заводах ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как производство топочного мазута составляет более 29% от объема перерабатываемой нефти. Качество вырабатываемых российскими нефтяными компаниями нефтепродуктов также не в полной мере отвечает современным мировым требованиям. Выход светлых нефтепродуктов составляет: автобензин — 15,4%, дизельное топливо — 28,0% , в ЕЭС соответственно — более 20% и более 35%.
Динамика добычи и переработки нефти в 1999–2002 гг. приведена в табл. 1.
Одновременно с насыщением внутреннего рынка нефтепродуктами за счет обеспечения роста объемов переработки экспорт нефтепродуктов составил в 2001 г. от объемов производства по бензину автомобильному — 11,6%, по дизельному топливу — 48,8%, по котельным топливами, включая топочный мазут — 53,3%, с объемом продаж более $9,4 млрд.  Однако относительно низкое качество нефтепродуктов при их значительном избытке на внутреннем рынке и структура экспорта не позволяют нефтяным компаниям и государству в полной мере извлечь выгоду из сложившейся ситуации.
В 2001 г. доля производства высокооктановых бензинов составила 47%, малосернистого дизельного топлива с содержанием серы — до 0,2% — 88,4%, дизельного топлива, отвечающего современным требованиям по содержанию серы, — 6,4%.
Данные о производстве автомобильного бензина и дизельного топлива на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности за 1999–2001 гг. и 9 месяцев 2002 г. приведены в таблице 2.
Одновременно с этим росло производство масел (в 1999 г. — 2,2 млн. т до 2,6 млн. т в 2001 г., прогноз 2002 года — 2,7–2,8 млн. т) с увеличением выпуска современных высококачественных масел.
В целом потребности экономики страны в маслах удовлетворяются, за исключением белых и холодильных, а также масел для импортной техники. Суммарный импорт масел в 2001 г. составил 3,4% от объема производства или 87 тыс. т (экспорт 2001 г. — 511,9тыс. т). Этот вопрос подробно был рассмотрен в июне этого года на Межотраслевой конференции в г.Кстово.
В 2001 г. были введены в действие следующие мощности: установка каталитического риформинга мощностью 450 тыс. т на Комсомольском НПЗ (НК «Роснефть»); установка по первичной переработке неф­ти мощностью 6 млн. т на Сызранском НПЗ (НК «ЮКОС»); установка сернокислотного алкилирования мощностью 300 тыс. т на ОАО «Ом­ский НПЗ» (НК «Сибнефть»); комплекс по переработке предельных и непредельных газов мощностью 320 тыс. т на ООО «Волгограднефтепереработка» (НК «ЛУКОЙЛ»); установка производства серы мощностью 54 тыс. т на ОАО «Славнефть — Ярославнефтеоргсинтез»; установка каталитического крекинга (после реконструкции) с доведением мощности до 1,5 млн. т на Рязанском НПЗ («Тюмен­ская НК»).
В 2002 г. освоено 37 млрд.  руб. капитальных вложений и введены следующие мощности: установка изомеризации мощностью 110 тыс. т в год (ОАО «Комсомольский НПЗ»); установка по производству нефтяного битума мощностью 353 тыс. т в год (ОАО «Нижнекамский НПЗ»).
Кроме того, до конца 2002 г. планируется ввод в действие следующих мощностей: установка гидроочистки дизельного топлива мощностью 1,55 млн. т/год (ОАО «Нижнекамский НПЗ»); установка висбрекинга мощностью 1,8 млн. т/год (ОАО «Нижнекамский НПЗ»); установка первичной переработки нефти АВТ мощностью 2 млн. т/год (ОАО «Комсомольский НПЗ»); установка изомеризации мощностью 110 тыс. т/год (ОАО «Новокуйбышевский НПЗ»).

Проблемные тенденции нефтепереработки
Основной целью энергетической стратегии России на период до 2020 г. является формирование в России надежной системы снабжения государства энергетическими ресурсами.
Однако в состоянии нефтеперерабатывающего комплекса существуют проблемные тенденции. Суммарные инвестиции в нефтепереработку, при достаточной обеспеченности нефтяных компаний капиталом, ниже инвестиций в другие секторы ТЭК.
Модернизация НПЗ и повышение глубины переработки нефти, необходимость которых подтверждалась различными правительственными программами, рассматривается в качестве одной из задач энергетической стратегии. Однако нефтяные компании, продолжая инвестировать в добычу нефти, не спешат осуществлять коренную реконструкцию действующих НПЗ с опережающим строительством мощностей по углублению переработки нефти, повышению качества нефтепродуктов, производству катализаторов.
Низкое качество российских нефтепродуктов сдерживает развитие их экспорта, консервируя сырьевую структуру внешнеторгового предложения. Ориентация на сырьевой экспорт вместо вывоза за рубеж продукции высоких стадий обработки не способствует максимизации выгод национальной экономики от экспорта (росту экспортных доходов, развитию перерабатывающих секторов, модернизации экономики).
Принципиально новыми ориентирами государственной энергетической политики являются:
•опережающее стимулирование развития производства продукции с более высокой долей добавленной стоимости (нефтепереработка, нефтехимические производства);
•создание условий для перетока капитала сырьевых отраслей в сферы производства продукции высоких стадий обработки, протекционизм в отношении инвестиций в эти сферы;
•стимулирование развития транспортной инфраструктуры, обеспечивающей условия для продажи продукции с более высокой долей добавленной стоимости, в том числе на экспорт.
Для достижения основной перспективной задачи отрасли по увеличению глубины переработки нефти и производству высококачественной продукции, определенной «Основными положениями Энергетической стратегии России на период до 2020 года», Министерством совместно с нефтяными компаниями разработана, а Правительством России в ноябре 2001 г. утверждена федеральная целевая программа «Энергоэффективная экономика» на 2002–2005 гг. и на период до 2010 года».
Реализацию программы предполагается осуществить, в основном, за счет собственных средств нефтяных компаний и предприятий с привлечением кредитов иностранных банков. Общий объем капитальных вложений на период 2002–2005 гг. оценивается в 175,5 млрд.  руб. (около $6,2 млрд. ). С привлечением заемных средств планируется осуществить модернизацию в ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез», ОАО «Ангарская нефтехимическая компания», ОАО «Хабаровский НПЗ», ОАО « Рязан­ский НПЗ».
Доля заемных средств составляет 10–12% и их привлечение требует улучшения общего инвестиционного климата.
Для решения поставленных задач в 2002–2005 гг. предусматривается ввод ряда мощностей, углубляющих переработку (см. табл.3). Ввод этих мощностей позволит в 2005 г. достигнуть глубины переработки 73%. Значительный рост освоения капиталовложений по объектам нефтепереработки в 2000 г., в 2,2 раза по сравнению с предыдущим годом, 16,8 млрд.  руб. (около $600 млн.), планируемые компаниями на 2001 г. капвложения 32,0 млрд.  руб. (около $1,1 млрд. ) давали основания для оптимистического прогноза развития нефтепереработки. Однако фактически в 2001 г. инвестиции в основной капитал составили 26,6 млрд.  руб., а в соответствии с уточненным в 2002 г. перечнем мероприятий и объектов ФЦП «Энергоэффективная экономика» объем финансирования на 2002-2005 гг. составляет всего 128 млрд.  руб., что на 27 % ниже предусмотренного первоначального, утвержденного варианта ФЦП.
Для решения поставленных задач в 2006-2010 годах предусматривается ввод ряда мощностей, углубляющих переработку (см. табл. 4).
Ввод этих мощностей позволит в 2010 г. достигнуть глубины переработки 75%. В результате реализации мероприятий по модернизации нефтеперерабатывающей промышленности выход светлых нефтепродуктов на нефть составит: автобензина на 2005 г. 18,1 %, на 2010 г. 19,1 %; дизтоплива в 2005 г. 30,2 %, в 2010 г. 31,0 %.
Намечается также ликвидировать отставание в производстве моторных масел современного качества для чего необходимо совершенствовать технологию производства масел, развивать производство пакетов присадок и отдельных их компонентов. Для производства базовых масел современных качеств, увеличения их выхода и использования нефтей любых качеств будут использованы новые технологические процессы, формирующие заданные качества масел: гидрокрекинг (изокрекинг) при высоком давлении 150-200 атм, изодепарафинизация и каталитическая депарафинизация. В действующие технологические схемы селективной очистки масел необходимо включение процессов гидрооблагораживания сырья. Важное значение приобретут экологические свойства масел: биоразлагаемость, испаряемость, совместимость с катализаторами нейтрализации отработанных газов и т.д.
В целях обеспечения научно-технического прогресса и выведения нефтеперерабатывающей промышленности на современный технический уровень научно-исследовательскими институтами отрасли разработана программа научно-технического сопровождения работ по реконструкции и коренной модернизации нефтеперерабатывающей промышленности на перспективу до 2010 г.
Для пропаганды рекомендуемых к внедрению результатов работ в сентябре 2002 г. в ОАО «ВНИПИНефть» под эгидой Минэнерго России была проведена презентация с докладами основных отечественных разработчиков по процессам углубления переработки нефти и повышения качества моторных топлив.
Реконструкция предприятий нефтепереработки обеспечит существенное улучшение экологической обстановки, снижение выбросов вредных веществ, а также снижение энергетических и материальных затрат в процессах производства продукции.
Учитывая значение нефтеперерабатывающей отрасли для экономики государства, 24 октября 2001 г. Коллегия Министерства энергетики Российской Федерации рассмотрела вопрос «О задачах нефтеперерабатывающей промышленности на 2002-2005 годы и на период до 2010 года в соответствии с «Основными положениями энергетической стратегии России до 2020 года». В Постановлении Коллегии Минэнерго России отмечено, что генеральным направлением развития нефтеперерабатывающей отрасли считать дальнейшее углубление переработки нефти и повышение качества моторных топлив и других нефтепродуктов как важнейший приоритет всего нефтегазового комплекса. Для успешного решения вопросов модернизации предприятий, стабилизации их работы, необходимо принятие неотложных мер государственного воздействия путем расширения прямых и косвенных регулирующих функций государства в ТЭК. Это — привлечение инвестиций, поддержка и укрепление отраслевых научно-исследовательских организаций, установление дифференцированных экспортных пошлин на нефтепродукты с учетом их качества, стимулирование производства высококачественных топлив через акцизы, создание национального нефтяного института, повышение загрузки НПЗ.
По мнению Министерства энергетики Российской Федерации, предлагаемые меры государственного воздействия в нефтеперерабатывающей отрасли как текущего, так и перспективного плана позволят повысить эффективность отрасли.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!