Font Size

Cpanel

Выживет ли малая нефтепереработка в СНГ?

pishukПо предварительным прогнозам в странах Европы в этом году должны закрыть как минимум 10 из 104 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Можно не сомневаться, что, первую очередь, это затронет малую нефтепереработку на фоне серьезного падения общего спроса на энергоносители и бензин. Проблема усугубляется еще и тем, что более 50% НПЗ были сооружены вскоре после Второй мировой войны и многим европейским нефтепереработчикам приходится делать нелегкий выбор: нужно либо вкладывать серьезные инвестиции в модернизацию действующих НПЗ, либо закрывать убыточный бизнес.

В России и СНГ за 20 лет своего существования малая нефтепереработка рассматривается исключительно как «остаточное» явление ТЭК. Поскольку мини-НПЗ – это, прежде всего, малые объемы переработки, то и государства СНГ отдают, в первую очередь, все внимание «большой» нефтепереработке. Поэтому рынок малой нефтепереработки обойден вниманием СМИ, экспертов, что, в свою очередь, порождает дефицит информации и объективной аналитики. Автор статьи на примере европейской Польши доказывает, что эта страна не только сберегла малые НПЗ на юге страны, но и загрузила их работой, тем самым сохранив рабочие места, а значит и поступления от налогов.

Сектор мини-НПЗ характеризуется не только малой мощностью установок, но и своей экономической нишей, направленностью на решение локальных задач регионов стран СНГ, поэтому его нельзя рассматривать сквозь призму большой переработки нефти. В странах СНГ насчитывается более 250 мини-НПЗ – это Россия, Украина, Казахстан, Узбекистан, Киргизия. Переработкой сырья реально занимается не более – 60% от всех малых НПЗ. Доля мини-НПЗ в переработке нефти составляет не более - 3%.

Как показывает пример Польши, малые НПЗ могут иметь свое место в процессе нефтепереработки. На юге Польши пять малых НПЗ, еще в 2002-2004 г.г. группы Орлен и Лотос приватизировали эти НПЗ и включили их в производственный процесс выпуска топлива. Сегодня малые НПЗ Польши уже специализируются на: регенерации отработанных масел (НПЗ Едличе), производстве биодизеля (НПЗ Тшебиня, Чеховице).

В Таможенном Союзе вступил в силу технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту». В связи с этим, многие эксперты говорят об окончании эры мини-НПЗ. Вполне реалистичен и другой сценарий развития ситуации: трансформация сектора малой переработки, то есть внедрение вторичных процессов нефтепереработки. Именно этот сложный путь является единственным шансом для мини-НПЗ оставить за собой свою экономическую нишу в новых условиях конкуренции на рынке топлива.

Внедрение большинства вторичных процессов переработки сырья экономически нецелесообразно, за исключением, пожалуй, крекинга мазута, а также риформинга бензина, с применением цеолитных катализаторов. Такие технологии эффективно применять на малых НПЗ, начиная с мощности от 100 тыс. тонн в год.

Существует «пирамида» мощности мини-НПЗ по сырью, разделенная на группы, и переход с группы на группу позволяет экономически обосновано внедрять различные технологии вторичной переработки нефти, улучшая экономические показатели и качество вырабатываемой продукции.

Главные различия между этими группами мини-НПЗ состоят не только в мощности, но и в рентабельности производства. Так, рентабельность заводов базового уровня с мощностью менее 100 тыс. тонн в год не будет превышать 8-12%, В то же время рентабельность производства второй группы мини-заводов уже находится в среднем на уровне 50%, глубина переработки сырья на таких мини НПЗ увеличивается с 50 до 75%.

На мини-НПЗ первых двух групп возможна выработка исключительно прямогонного (низкооктанового) бензина; качество производимого дизельного топлива полностью определяется содержанием серы и парафинов в сырье.

Третья группа пирамиды мощности мини-НПЗ за счет использования процессов термокрекинга, гидроочистки и риформинга обеспечивает не только привлекательную рентабельность производства, но и возможность выработки качественного малосернистого дизельного топлива и высокооктанового автобензина.

Четвертая группа мощности – это заводы более 500 000 тонн нефти в год. Такие заводы часто строят в несколько этапов, и по мере пуска в эксплуатацию всех мощностей завод освобождается от приставки «мини-» не только в плане объема переработки сырья, но и в отношении технологической оснащенности. Комплекс процессов каталитического и гидрокрекинга, изомеризации и алкилирования позволяет уже выходить на уровень качества моторных топлив, соответствующий стандарту Евро-4.

Существует два главных понятия: глубина переработки нефти и качество вырабатываемых нефтепродуктов. Глубина переработки напрямую зависит от внедрения вторичных деструктивных термических или термокаталитических процессов, но и она не является залогом высокого качества вырабатываемых светлых продуктов переработки.

Теперь о вторичных процессах, которые применяются на малых НПЗ.

Так термический крекинг, применимый на мини-НПЗ, дает большой выход олефиновых углеводородов, содержание которых в бензинах нежелательно. В то же время, содержание серы во фракциях термокрекинга определяется ее процентом в сырье и может быть уменьшено только путем гидроочистки, а установка получения водорода, по мнению экспертов рентабельна для НПЗ более 1 млн. тонн нефти в год.

Прямогонный бензин можно перерабатывать на установке риформинга. СТК «Цеосит» (Новосибирск) – еще в конце 90 годов разработала технологию «Цеоформинг». Так, с тонны прямогонного бензина получают – около 70% базового бензина А-80 и 25% газа СПБТ. Методом компаундирования с присадками получают А-92. Требования техрегламента (Евро 4), ограничат содержание ароматики в бензинах. Существуют разные мнения об эффективности технологии «Цеоформинг». Как пример, НПЗ Глимар (Польша), где установка на 40 000 тонн в год, построенная фирмой «Лурги» успешно проработала более 10 лет, производя высокооктановый бензин А-95. Цена установки – 8 млн. дол. (1997 г.). Об эффективности технологии «Цеоформинг» утверждает тот факт, что канадская фирма «Hudson Oil», которая в 2012 году купила НПЗ Глимар, готовит установку к новому запуску.

Анализ участия действующих мини НПЗ в производстве нефтепродуктов в странах СНГ, показывает, что около 75% малых НПЗ специализируется на производстве дизтоплива. Например, в России, около 30 мини НПЗ отдают прямогонный бензин в продуктопроводы, который поступает на переработку на нефтехимические предприятия.

Малые НПЗ, например России, наверное, нужно было б ориентировать на переработку нефтяных отходов, которые находятся вблизи крупных НПЗ. Конечно, для этого нужна другая технология, но ее реально внедрить на малых НПЗ. Кроме того, в России, Украине, Казахстане – не решен вопрос регенерации отработанных масел. Поэтому нужно искать применение малым НПЗ.

Выживут немногие мини-НПЗ.

Полноценная конкуренция со стороны мини-НПЗ будет возможна лишь в случае роста их вклада в производство нефтепродуктов - если не на порядок, то хотя бы в разы, а также при сопоставимом уровне качества с продукцией больших НПЗ.

Возникает вопрос, какие мини-НПЗ смогут легально производить нефтепродукты для розничного рынка моторного топлива? Что делать с мини НПЗ в странах СНГ?

Есть реальные примеры мини НПЗ, на которых внедрены вторичные процессы:

● Лукойл – Урайнефтегаз – гидроочистка и кат риформинг прямогонного бензина – 32 000 т\год (1994), Когалымнефтегаз – гидроочистка прямогонного бензина и дизфракции – 126 000 т\год (2001) , кат риформинг прямогонного бензина – 33 000 т\год (2000) - технология Ventech Engineering

● ТНК ВР – НПЗ Нягань (Красноленинский) – 280 000 т\год - риформинг, гидроочистка технология Ventech Engineering

● ООО Марийский НПЗ – 1 250 000 т\год - риформинг, гидроочистка (план)

● Мариуполь (Украина) - риформинг Ventech Engineering

● KAR Oil Refining (Эрбиль, Курдистан) НПЗ – 900 000 т\год (20 000 барр\д) – гидроочистка нафты (9000 барр\день), установка риформинга – 6 000 барр\д., установка изомеризации – 2 500 барр\д, демеркаптанизация дизтоплива, керосина)

В сентябре 2010 г – в завод инвестировано 250 млн.дол - производительность увеличена до 40 000 барр\д технология Ventech Engineering.

На полный цикл создания мини-НПЗ, с вторичными процессами требуется в среднем 2 года, следовательно, к 2014-2015 годам, по нашим прогнозам, будут законопослушно работать не более 25% малых НПЗ. Похоже, сложившаяся ситуация в полной мере осознается и бизнесом, о чем говорит преимущественное строительство мини-НПЗ мощностью более 500 тыс. тонн в год.

Над вопросами внедрения вторичных процессов для малых НПЗ работает ряд инжиниринговых компаний, среди них: ООО «АЗСнефтебазстрой», ООО «Олкат», ООО «Линас», ООО «Термакат» (все Россия), НПФ «Турал-110» (Азербайджан) и др. Конечно лидером является Ventech Engineering (США), но цена их технологии для малых НПЗ до 1 млн. тонн\год сегодня составляет от 70 млн.дол.

ОАО НПП Нефтехим (Краснодар) – предлагает для широкой бензиновой фракции – гидроочистка, изомеризация, риформинг, компаундирование – Производительность по нефти: 200 000 т\год – 30 млн.дол., 500 000 т\год – 40 млн.дол., 1 200 000 т\год – 80 млн.дол.

Вопрос: сможет ли хозяин мини НПЗ, который построил АТ- 200 000т\год за 3 млн .дол. рассчитывать на технологию Ventech Engineering? Ответ однозначный, конечно нет. Поэтому нужны технологии в пределах стоимости до 10 млн. дол, именно над этим сегодня и работает НПФ «Турал-110». Так, к примеру, установка по переработке мазута на 100 000 т\год стоит 1.5 млн.дол. (оборудование), установка по переработке прямогонного бензина - на 40 000 т\год (сырье) – 6.5 млн.дол. (оборудование). Установка переработки мазута НПФ «Турал-110» - увеличивает глубину переработки нефти до 75 -80%.

Таким образом, малая нефтепереработка в странах СНГ - явление локальное, роль которого, как способа создания дополнительной конкуренции на рынке моторного топлива в масштабах стран, преувеличена. Однако, малые НПЗ в странах СНГ могут и должны выжить, и это зависит, как от хозяев заводов, так и от политики стран, как в примере с Польшей.

Евгений Пущик,
заместитель директора НПФ «Турал-110»,
Азербайджан