Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
451
движения в будущем;
3) приоритет общественных интересов – оценка существующего положения с точки зрения
приоритета общественных интересов и поиска мер, направленных на достижение
наибольшего народнохозяйственного (общественного) эффекта;
4) согласование интересов различных субъектов, функционирующих в нефтяном
комплексе (государство, регионы, отечественные и зарубежные компании, организации
финансово-банковской инфраструктуры). Отношения лучше строить на партнерских, а
не на административных отношениях;
5) учет уникальности каждого из разрабатываемых месторождений (по возрасту,
географическому положению, физико-химическому составу нефтей, геологическим
особенностям и т.п. Параметры системы регулирования должны быть
дифференцированы по годам и этапам разработки;
6) подотраслевая дифференциация – не ограничивать меры регулирования только сферой
нефтедобычи.
Оценка современной системы государственного регулирования нефтегазового сектора
России показывает, что:
• значительная часть экономической ренты от освоения и разработки запасов нефти и газа
присваивается частным сектором и находится вне поля зрения органов государственного
регулирования и управления экономическими процессами;
• система лицензирования приводит к выводу из хозяйственного оборота ранее
разведанных и подготовленных к освоению и разработке месторождений нефти и
природного газа;
• система налогообложения не стимулирует эффективное освоение месторождений и
участков недр и всецело ориентирована на удовлетворение краткосрочных фискальных
интересов государства;
• регулирование организационной структуры нефтяного комплекса приводит к
безраздельному доминированию крупных вертикально интегрированных компаний.
Государство может использовать для регулирования несколько рычагов (механизмов),
в том числе:
• государственные заказы;
• государственная поддержка разного рода инвестиционных проектов в отрасли;
• рассмотрение и утверждение схем разработки и проектов разработки нефтяных
месторождений, контроль за их выполнением, утверждение размеров балансовых и
извлекаемых запасов по каждому месторождению;
• изменение системы недропользования, выдача лицензий, заключение СРП и т.п.;
• изменение налоговой и таможенной политики;
• приобретение/продажа государственных долей в акционерном капитале нефтяных
компаний.
Выдача госзаказов или прямое бюджетное финансирование целесообразно по
отношению к геологоразведочным работам (ГРР), поскольку ГРР сродни фундаментальным
исследованиям, которые финансируются из бюджета.
Государственная поддержка инвестиционных проектов сейчас незначительна. Между
тем имеются отдельные проекты в области энергосбережения, утилизации попутного
нефтяного газа или разработки газовых оторочек нефтяных месторождений, которые
компании финансируют неохотно, на которые могут дать большой народнохозяйственный
(общественный) эффект.
Управление государственным Фондом недр. Пока в России действует уникальная
двойственная система отношений недропользования:
Лицензионная, основанная на административном праве и принятом в 1992 г. законе «О
недрах»;
Договорная, основанная на гражданском праве в соответствии с законом «О
452
соглашении о разделе продукции».
Подобная двойственность кроме России существует еще в одной стране – Венесуэле, а
в остальных нефтедобывающих странах принята одна система доступа к недрам, либо
лицензионная, либо договорная.
В основных нефтедобывающих странах преобладающей является гражданско-правовая
система, базирующаяся на договорах концессий или соглашений о разделе продукции (СРП).
Из-за того, что российская модель СРП устарела, не приспособлена к сложившейся в
стране экономической ситуации, лицензионная модель оказалась более предпочтительной в
нашей стране. Здесь также сложились противоречия из-за законодательной
неурегулированности отношений недропользования в сфере разграничения полномочий
между органами государственной власти Российской Федерации и ее регионов. Владение,
использование и распоряжение недрами находятся в совместном владении Центра и
регионов (принцип «двойного ключа»). Целесообразно отойти от принципа «двойного
ключа» и сосредоточить основные регулятивные (законодательные) и контрольные функции
в нефтяном секторе на федеральном уровне, а исполнительно-распределительные
перераспределить между федеральными, региональными и муниципальными органами в
соответствии с функциями общего характера, закрепленными в законодательстве.
Имеются предложения о переходе от лицензионной к концессионной системе, что
позволит: законодательно закрепить заключение договоров концессий и СРП по результатам
торгов, конкурсов или аукционов; учесть специфику месторождений; предусмотреть меры по
защите интересов государства при переуступке компаний своих прав третьим лицам;
использовать возможности проведения независимой экспертизы материалов по условиям
соглашений концессии или СРП.
Активная дискуссия до сих пор ведется по поводу соглашений о разделе продукции
(СРП). Комитетом Совета Федерации РФ по промышленной политике подготовлен проект
доклада «Возможности повышения эффективности режима раздела продукции» [375], в
котором проанализирован мировой опыт использования режима СРП, исследован порядок
изъятия доходов государством и распределения проектных рисков, выявлена эффективность
использования возможностей режима раздела продукции в мировой практике. В докладе
выявлены плюсы и минусы российской практики использования возможностей СРП и
предложена программа обеспечения совершенствования режима раздела продукции
(изменения в законодательстве, перевод СРП из исключительного в общепринятый режим
недропользования, снятие ограничений на условия заключения СРП, контроль за
реализацией соглашения, раскрытие информации).
Мнения о дальнейшей судьбе использования СРП в России разделились. Считают, что
режим СРП был бы весьма полезен при разработке шельфовых месторождений [376], прежде
всего в Баренцевом и Карском морях, хотя возражения ряда депутатов Государственной
Думы РФ и высокопоставленных чиновников об использовании СРП еще не преодолены.
Однако имеются и противоположные мнения, основанные на анализе опыта
соглашений СРП на о. Сахалин [377].
Государству для регулирования нефтяного сектора целесообразно не уходить из
нефтяного бизнеса и не продавать принадлежащие ей акции нефтяных компаний. Хотя при
этом государство лишается части поступлений в бюджет, но сохраняет возможность влиять
«изнутри» на деятельность компаний, апробировать механизмы регулирования.
Совершенствование системы налогообложения. Для стимулирования рационального
использования основных фондов введен налог на имущество (Properti tax), включая
трубопроводы, стоимость полезных ископаемых, находящихся в недрах. Следует учесть при
налогообложении уникальность каждого нефтяного месторождения, особенно для
месторождений с падающей добычей. Целесообразно ввести гибкую систему
налогообложения, в которой ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ)
учитывает особенности месторождений, о чем уже подробно было сказано выше. Часть
изымаемых доходов нефтяных компаний направляется в специальный Стабилизационный
453
фонд, предназначенный для финансирования работ по воспроизводству минерально-
сырьевой базы, и для регулирования экономической ситуации в случае падения цен на нефть.
Дополнительный доход исчисляется как разница между реальной экспортной ценой и ценой
на нефть, заложенной в бюджет.
В мировой практике существует два вида подобных фондов: стабилизационный и фонд
будущих поколений. Фонды будущих поколений предназначены для использования после
того, как месторождения природных ископаемых будут исчерпаны. Иногда средства таких
фондов используются для выплаты квазирентных платежей населению. Стабилизационные
фонды призваны нивелировать зависимость государственных бюджетов от колебаний цен
мировых рынков на сырье.
Проблема использования средств Российского стабилизационного фонда, сумма
которого к середине 2006 г. превысила 1,5 трлн руб., стала предметом серьезнейших
дискуссий, выходящих за рамки данной книги.
Система трансфертного ценообразования. Трансфертное ценообразование
подразумевает, что налогоплательщики в лице вертикально интегрированных нефтяных
компаний покупают нефть у своих дочерних нефтедобывающих предприятий по
трансфертной цене. Часть этой нефти в дальнейшем реализуется на экспорт (около 30–35%),
а оставшаяся часть перерабатывается на давальческой основе на НПЗ с последующей
реализацией нефтепродуктов как на внутреннем рынке, так и на экспорт. Трансфертная цена,
как правило, устанавливается, исходя из целей минимизации налогообложения, на уровне
текущих затрат нефтедобывающего предприятия с минимальной рентабельностью.
В результате налоговая база у нефтедобывающих предприятий по НДС, по налогу на
прибыль, по НДПИ, исчисляемая в стоимостном выражении (адвалорные налоговые ставки),
становится ниже, чем при реализации нефти по так называемым «рыночным ценам».
Мировой опыт свидетельствует, что страны с развивающейся налоговой системой в
таких случаях используют для определения налоговой базы справочные цены на котируемые
на международных рынках сорта нефти.
В мировой практике для решения проблемы справочных цен наиболее часто
используется «принцип вытянутой руки», когда государство устанавливает цены на таком
уровне, на каком они находились бы, если бы участвующие в трансфертной сделке стороны
действовали в рамках рыночных отношений.
В России базой для расчета «налоговой цены» нефти, отвечающей условию свободной
и полной ее реализации, является стоимость корзины нефтепродуктов на внутреннем рынке.
В этой связи представлена методика расчета «налоговых цен» на нефть методом
обратного счета от внутренних цен на нефтепродукты, то есть без учета мировых цен [378].
«Налоговая цена» на нефть определяется как цена нефти, которая вошла в стоимость
реализованных нефтепродуктов на внутреннем рынке. Предлагаемый метод расчета
основывается на выделении из стоимости корзины нефтепродуктов доли сырьевой
составляющей путем вычитания затрат НПЗ по переработке нефти с учетом ее
рентабельности. Фактические данные, на которых базируется метод обратного счета от
стоимости нефтепродуктов, берутся из существующих форм отчетности.
Этим методом определяется «налоговая цена» нефти как цена сырья для
нефтеперерабатывающих заводов.
Метод расчета включает проведение следующих шести этапов:
Этап 1. Сбор фактических данных о произведенных нефтепродуктах.
Этап 2. Определение выходов видов нефтепродуктов по их маркам для каждого конкретного
НПЗ и по совокупности заводов в целом.
Этап 3. Определение средних отпускных цен НПЗ на нефтепродукты, соответствующие
производству и реализации нефтепродуктов.
Этап 4. Определение стоимости валового продукта переработки нефти – стоимости корзины
нефтепродуктов для 1 тонны нефти – как функции отпускной цены нефтепродуктов
и их процентного выхода на 1 тонну переработанной нефти.
454
Этап 5. Определение затрат на переработку нефти по отдельным НПЗ и по всей отрасли в
целом на основе отчетности. Для расчета затрат на переработку 1 тонны нефти из
суммарных затрат на производство и реализацию продукции по основному виду
деятельности вычитается стоимость сырья и материалов (по основному виду
деятельности). В результате получаются затраты, приходящиеся на переработку 1
тонны нефти.
Этап 6. Определение средней цены нефти, поступившей на переработку на российские НПЗ.
Из получившейся цены корзины нефтепродуктов в расчете на 1 тонну
переработанной нефти вычитается стоимость переработки нефти в расчете на 1
тонну. Получается цена нефти в месте переработки, то есть на НПЗ.
Рекомендуемая модель содержит ряд условностей (присутствуют только часть, хотя и
основных нефтепродуктов, используются средние цены на нефтепродукты, средние выхода
нефтепродуктов, средняя рентабельность переработки), тем не менее модель является
универсальной и гибкой и может найти применение в нефтяном комплексе.
Была сделана попытка использовать «принцип вытянутой руки» для условий России
[379]. Следует отметить, что вследствие подавляющего влияния ВИНК на нефтяном рынке
России (94% добычи и 82% переработки) т.н. свободный рынок нефти внутри страны сужен.
Он составлял в 2004 г. 26,3 млн т, т.е. 13,6% общей переработки. Нефть на свободном рынке
покупали башкирские НПЗ, Московский НПЗ, Хабаровский НПЗ, Уфимский НПЗ, ряд
заводов ВИНК, испытывавших дефицит своего сырья, и все мини-НПЗ. Наибольшие объемы
нефти на свободном рынке продавала в 2004 г. компания Сургутнефтегаз.
Анализ данных о ценах на нефть в период 2003–2005 гг. позволил автору методики
определения расчетной цены на нефть на внутреннем рынке выдвинуть гипотезу о том, что в
условиях свободы производителя в выборе направления реализации нефти «чистые» (т.е.
полученные методом net back, или обратного счета) цены на нефть на мировом и внутреннем
рынке должны стремиться к паритету. Используя эту гипотезу, автор методики предложил
ряд формул расчета внутренних цен на нефть в зависимости от цены нефти сорта URALS в
Роттердаме, величины таможенной пошлины и платежей за погрузку и разгрузку нефти,
транспортных расходов по доставке нефти от российского терминала до Роттердама,
транспортных расходов от терминала до узла учета в регионе добычи, величины
коэффициента, характеризующего некоторый разрыв между мировыми и экспортными
ценами.
По мнению автора, применение методики расчета внутренних цен по сравнению с
действующей методикой характеризуется доступностью информации, простотой расчета,
возможностью вносить корректировки за счет свободного коэффициента. Установление
заранее аргументированных справочных цен позволит освободить нефтяные компании от
часто применяемых в их адрес обвинений в применении трансфертных цен и увеличит
доверие между компаниями и государством.
455
Глава 7. Нефтеперерабатывающая промышленность России
7.1. Исторический очерк
Нефтеперерабатывающие заводы появились в нашей стране в конце XIX века и
представляли собой простейшие кубовые батареи и очистные установки на которых
получали ограниченный круг продуктов (в основном, керосин и мазут), Сосредоточены они
были на Кавказе (районы Баку и Грозного). В 1876 г. в России насчитывалось 14 заводов, а в
1915 г. их было уже 59 (53 в Баку и 6 в Грозном) Это были небольшие предприятия с
примитивной технологией. Кроме Кавказского региона работали заводы в с. Константиновка
(близ Ярославля), Ванновский завод (близ Ферганы).
Основная часть нефтеперерабатывающей промышленности царской России находилась
в руках иностранного капитала. В 1917 г. на долю иностраннаого капитала приходилось 56%
всего объема капиталовложений в нефтеперерабатывающую промышленность.
Первая мировая и гражданская война нанесли большой ущерб нефтеперерабатывающей
промышленности. К моменту установления Советской власти на Кавказе (1920 г.) в Баку
сохранились 28 заводов, из которых действовало только 7. В период 1920–1931 гг. были
проведены восстановительные работы в нефтяной и нефтеперерабатывающей
промышленности в Баку и Грозном, которые, в основном, были закончены в 1927 г.
Дальнейшее развитие нефтеперерабатывающей промышленности происходило в годы
первой пятилетки, когда на действующих заводах были введены 18 атмосферно-вакуумных
установок и 23 установки термического крекинга преимущественно по технологии
Винклера-Коха. В этот период вошли в строй Новоярославский завод (1927 г.), Туапсинский
завод (построен в 1929 г., начал работать в 1931 г. после ввода в эксплуатацию нефтепровода
Грозный – Туапсе), Батумский завод (1931 г.).
Энергично развивалась нефтеперерабатывающая промышленность в 30-е годы. В 1933–
1934 гг. был построен Ухтинский НПЗ (входил в систему НКВД). В 1934 г. начал работать
Саратовский НПЗ, на котором было установлено 10 установок термического крекинга. В
1935 г. был введен в эксплуатацию Орский ГПЗ 1936 г. пущены Ишимбайский,
Краснодарский, Хабаровский НПЗ. В 1937 г. Одесский НПЗ, а в 1938 г. завод аналогичного
типа в Херсоне. В этот же период начал эксплуатироваться Бердянский НПЗ. В 1938 г.
начали работать крупные Московский и Уфимский НПЗ.
Широкая география размещения нефтеперерабатывающей промышленности позволила
в годы войны перебазировать отдельные заводы и тем самым сохранить их потенциал. В
частности, в 1942 г. был построен Сызранский НПЗ, созданный на базе оборудования,
эвакуированного с Одесского и Херсонского заводов. В 1942 г. был построен завод в
Комсомольске на Амуре. Сырьем для этого завода являлась нефть сахалинских
месторождений, подаваемая по построенному в 1941–1942 гг. трубопроводу Сахалин –
Татарский пролив – Комсомольск протяженностью 600 км. Строительство этого
нефтепровода описано в известом романе В.Ажаева «Далеко от Москвы». В 1942 г. начал
строиться Ферганский завод в Узбекистане.
В 1943 г. были построены Краснокамский завод, оборудование для которого было
эвакуировано с Бердянского НПЗ. Этот завод работал до 1979 г. и затем был
перепрофилирован на производство оборудования для нефтеперерабатывающей
промышленности. В 1943 г. начал строиться Красноводский завод, куда было доставлено
оборудование с Туапсинского НПЗ и куда в 1943–1944 гг. начало поступать оборудование из
США (в рамках соглашения по ленд-лизу). В 1943 г. начал строиться Куйбышевский завод,
который также был оборудован комплексными установками, поступавшими из США по
ленд-лизу. В конце войны стал строиться завод в Гурьеве (пущен в 1949 г., на заводе была
установка каталитичеческого крекинга по технологии Гудри, также поставленная из США в
рамках соглашения по ленд-лизу).
456
В тяжелейшие годы войны отечественная нефтеперерабатывающая промышленность
обеспечивала армию и тыл нефтепродуктами. Замысел немецкого командования захватить
Грозненский и Бакинские нефтезаводы и лишить тем самым обеспечения страны
нефтепродуктами полностью провалился. Враг был остановлен буквально у проходной
Грозненского НПЗ; тем более ему не удалось прорваться в Баку. Дали свои результаты по
интенсивному развитию нефтепереработки в восточных районах страны.
После окончания Великой отечественной войны началось восстановление заводов,
оказавшихся на оккупированной территории: в 1948 г. был восстановлен и запущен в
производство Краснодарский НПЗ, в 1949 г. – Туапсинский. Сразу после войны начал
строиться Новокуйбышевский завод, который вошел в строй в В период 1951–1955 гг. были
построены и начали работать Новоуфимский завод (1951 г.), Омский завод (1951–1955),
Салаватский завод (1952 г.), Ангарский завод (1955 г.). Нефтепереработка перемещалась в
Урало-Поволжский регион, двигалась дальше на восток.
Ряд крупных НПЗ были введены в эксплуатацию в период 1956–1960 гг., а именно,
завод «Уфанефтехим» (1957 г.), Волгоградский (1957 г.), Ново-Горьковский (1956–1958 гг.),
Пермский (1958 г.), Ново-Бакинский (1958 г.), Рязанский (1960 г.) заводы.
В период 1961–1966 г. происходило постепенное приближение нефтепереработки к
районам потребления. Были построены и введены в эксплуатацию Надворнянский (1961 г.),
Новополоцкий (1963 г.), Киришский (начало строительство 1966 г.), Кременчугский (1966 г.)
НПЗ.
Эта тенденция развития нефтеперерабатывающей промышленности продолжилась в
период 1967–1980 гг. В это время были построены Мозырский (1975 г.), Павлодарский (1978
г.), Лисичанский (1979 г.), Мажейкяйский (1979 г.), Нижнекамский (1980 г.) НПЗ. К концу
70-х годов советская нефтеперерабатывающая промышленность в целом сложилась, поэтому
в 80-е годы строительство новых НПЗ велось менее энергично: были построены два завода –
Ачинский (1981 г.) и Чимкентский (1984 г.) [380].
Динамика объемов переработки и выпуска нефтепродуктов в СССР в период 1960–1990
гг. выглядит весьма внушительно (табл. 7.1).
Таблица 7.1
Объемы переработки нефти и производства нефтепродуктов в СССР в 1960–1990 гг. [381]
Показатели 1960 г. 1965 г. 1970 г. 1975 г. 1980 г. 1985 г. 1990 г.
Общее количество нефти, переработанное
на заводах СССР, млн т
128 194 272 389 471 481 459
Получаемые нефтепродукты, млн т:
моторные топлива 60 93 125 167 203 198 202
масла 3,7 5,5 6,6 7,7 8,0 7,8 7,0
нефтяной битум (асфальт) 4,1 6,7 8,7 10,6 9,6 9,9 12,0
котельное топливо 41 66 110 165 206 197 168
Глубина переработки, % 67 65 62 58 57 58 63
К 1990 г. мощности нефтеперерабатывающих заводов в СССР составили 500 млн т/год
и были размещены по территории страны следующим образом (табл. 7.2).
Таблица 7.2
Мощности нефтеперерабатывающих заводов и их размещение в СССР в 1990 г.
Республики СССР Число НПЗ
Мощности
млн т/год %
РСФСР 27 320 64
УССР 7 60 12
Казахская ССР 3 20 4
Азербайджанская ССР 2 20 4
Белорусская ССР 2 40 8
Туркменская ССР 2 10 2
Литовская ССР 1 15 3
Узбекская ССР 1 10 2
Грузинская ССР 1 5 1
Итого 46 500 100
457
В 1990 г. заводами СССР из 1 т нефти производилось 19% бензинов, 25% керосина и
дизельного топлива, 36% котельного топлива, 3% битумов, 3% масел и 17% других
продуктов. При высоком уровне средней мощности одного НПЗ (10,9 млн т/год) глубина
переработки была невысокой (63%), что было существенно ниже, чем в США (90%), Японии
(85%), западноевропейских странах (75–85%). Удельный вес ведущего процесса
нефтепереработки – каталитического крекинга – в СССР в 1990 г. составлял 5% от
мощностей по первичной переработке (США – 32%), термокрекинга – 7% (США – 13%),
каталитического риформинга – 10% (США – 21%), гидроочистки дистиллятов – 18% (США –
39,5%). Доли процессов каталитического гидрокрекинга, алкилирования и полимеризации в
СССР были ничтожными (порядка 1%) [382].
После 1966 г. и до конца существования СССР было построено только 7 НПЗ, из
которых 6 – на территории стран СНГ. Таким образом, нефтеперерабатывающая
промышленность России унаследовала от СССР не только нерациональную
территориальную структуру, но и наиболее старые и технически отсталые заводы.
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. км
2
, в США – 62,3 тыс. км
2
;
• 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
458
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 на 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
Глубина переработки нефти в ведущих странах мира, % [384]
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
459
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
460
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 – 50–
55% 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.