Модернизация российской нефтепереработки является одной из наиболее дискуссионных тем в нефтегазовой сфере. Тема эта затрагивает практически всех: и гигантские госкомпании, заботящиеся об исполнении нормативных требований в области технического регулирования, и органы государственной власти, занятые вопросами наполнения государственного бюджета, и автомобилистов, беспокоящихся о цене и качестве топлива. Касается эта тема и нефтехимической промышленности, поскольку нефтепереработка выступает важнейшим потребителем такой продукции, как октаноповышающие компоненты: метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ) и трет-амил-метиловый эфир (ТАМЭ). Развитие нефтепереработки по тому или иному вектору влияет на спрос на эту продукцию. Для российской нефтехимии высокооктановые эфиры являются одними из наиболее крупнотоннажных продуктов. Кроме того, выпуск октаноповышающих компонентов позволяет монетизировать разнообразные виды побочного сырья ряда нефтехимических процессов. Например, производство МТБЭ является одним из немногих способов создания добавленной стоимости по такому сырью, как изобутилен, и важным направлением в полноценной переработке фракции С4 пиролиза. Кроме того, производство МТБЭ и ТАМЭ позволяет оставить на внутреннем рынке те виды сырья, которые без переработки остаются невостребованными и экспортируются.
К сожалению, являясь одной из наиболее интересных тем, модернизация нефтеперерабатывающей промышленности остается и одной из наиболее слабо освещенных проблем российского нефтегазового комплекса. Особенно это касается отсутствия реалистичных прогнозов развития спроса на октаноповышающие компоненты в контексте перехода на более высокие экологические классы топлив в 2015-2016 гг. Неопределенность порождает спекуляции на эту тему, например, о грядущем дефиците высокооктановых компонентов, для борьбы с которым понадобится импорт или пересмотр нормативных документов по качеству топлив. Дефицит информации также затрудняет принятие инвестиционных решений по расширению или строительству новых мощностей для нефтехимических компаний. В данном исследовании поставлена задача разработать реалистичный прогноз модернизации установок бензинового пула российских НПЗ и рассмотрены сценарии развития рынка октаноповышающих компонентов, выпускаемых нефтехимической промышленностью.
Основные выводы
Российская нефтепереработка будет испытывать потребность в сторонних поставках октаноповышающих компонентах при абсолютно любых сценариях модернизации заводов. Наиболее востребованными октаноповышающими компонентами останутся простые эфиры. Нет причин ожидать активизации спроса на низшие спирты и ЭТБЭ. Возможно развитие спроса на неэфирные компоненты – разветвленные алканы. То, что ММА разрешен к применению в автомобильных бензинах, способствует существованию индустрии контрафактных автобензинов. В 2013 г. от 1/3 до 1/2 всего ММА было потреблено вне НПЗ. “Дизельный” курс модернизации нефтепереработки сохранится до 2020 г. из-за экспортного потенциала этой продукции при поставках на рынки Европы.
Независимые малые и средние НПЗ вряд ли успеют до 2020 г. ввести собственные установки бензинового пула и освоить выпуск автобензинов классов 4 и 5. Прогнозный сценарий реализации инвестпроектов на НПЗ экспертов Rupec предполагает создание и реконструкцию в 2 раза меньшего количества установок бензинового пула, чем базовый сценарий модернизации. Ключевым процессом в реалистичном сценарии модернизации установок бензинового пула на НПЗ России будет являться изомеризация. Объем производства компонентов автомобильных бензинов на НПЗ России увеличится с 37,5 млн. т в 2014 г. до в среднем 45,5 млн. т/год (в зависимости от сценария регулирования). При любых сценариях регулирования российские мощности по производству высокооктановых эфиров МТБЭ и ТАМЭ смогут обеспечить потребности нефтепереработки. В случае пересмотра технического регламента Таможенного союза с сохранением использования ММА после 2016 г. создаются риски значительного экспорта высокооктановых эфиров.
Производство автобензинов
Летом 2011 г. все нефтяные компании и крупные независимые НПЗ заключили соглашения с ФАС, Ростехнадзором и Ростехрегулированием, в которых обязались реализовывать инвестиционные программы и декларировать график ввода установок вторичной переработки нефти. По замыслу правительства, такая мера, весьма неочевидная с юридической точки зрения, должна была повысить ответственность нефтепереработчиков в вопросе темпов модернизации НПЗ. Решение было продиктовано желанием властей обезопасить внутренний рынок от локальных дефицитов топлива – ситуации социально опасной. С другой стороны, модернизация заводов должна была обеспечить своевременный переход на новые экологические классы моторных топлив согласно действующему Техническому регламенту Таможенного союза 013/2011 “О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту”.
Общая логика разработки и принятия этого регламента сводилась к стремлению ограничить оборот на территории России (а затем и стран Таможенного союза) неэкологичных моторных топлив. В части Технического регламента, затрагивающей автомобильные бензины, поэтапное ужесточение требований касалось содержания серы; содержания бензола; содержания ароматических соединений; ограничения содержания олефинов; ограничения содержания кислорода; ограничения содержания кислородсодержащих эфиров и спиртов; постепенного отказа от применения N-метиланилина (монометиланилина, ММА); отказа от применения соединений марганца и железа. Одним из наиболее спорных моментов регламента являются довольно слабые требования к октановым числам автомобильных бензинов. По сути, данный документ не требует от производителей выпускать высокооктановый бензин, что в корне противоречит общему смыслу технического регулирования. В части октанового числа, таким образом, единственным требованием являются требования потребителя.
Принятие Технического регламента поставило перед российской нефтеперерабатывающей отраслью серьезные проблемы, которые заставили правительство РФ несколько раз переносить сроки введения более высоких классов топлива. Это связано с технологическими особенностями российской нефтепереработки. Так, со времен СССР основой автомобильных бензинов в России является продукт процесса каталитического риформинга (бензин риформинга, риформат). Суть данного процесса заключается в переработке прямогонных бензиновых фракций для увеличения содержания в них ароматических соединений, которые имеют более высокие октановые числа, нежели исходная нафта. С позиций требований Технического регламента риформат не может использоваться без существенного разбавления из-за ограничений по содержанию бензола и ароматики. Еще одним значимым, но менее распространенным процессом производства компонентов автомобильных бензинов на НПЗ является процесс каталитического крекинга. Данный процесс использует в качестве сырья относительно тяжелые фракции нефти. Бензин каталитического крекинга обладает относительно высоким октановым числом, однако содержит, как правило, достаточно много олефинов, серы и ароматики. Это делает его непригодным для использования в качестве основного компонента товарного топлива.
Каталитический риформинг и каталитический крекинг, тем не менее, являются основными генераторами компонентов товарных автобензинов в России. В 2013 г. на их долю пришлись 49% и 23% от общего производства ав-тобензинов соответственно. Существенно менее тоннажным процессом (в силу качества используемых в России видов нефти) является процесс изомеризации легкой нафты. Суть процесса заключается в использовании легкокипящих прямогонных бензиновых фракций (в диапазоне выкипания обычно от начала кипения до 65-85°С) в каталитическом процессе, в котором линейные парафины изомеризуются в разветвленные, что повышает октановое число. Продукт процесса изомеризации – изомеризат – обладает отличными характеристиками по содержанию серы, не содержат бензола, ароматики, олефинов и т. п. Однако среднее октановое число изомеризата, получаемого на российских заводах, составляет 87,4 пункта (по исследовательскому методу). Поэтому изомеризат в силу объема производства не оказывает существенного влияния на октановую характеристику товарных бензинов, но является неплохим “разбавителем” для таких компонентов, как риформат или бензин каталитического крекинга для снижения доли бензола, ароматики, олефинов и т. п. Преимущество процесса заключается также в относительных низких капитальных затратах на интеграцию подобных установок в состав НПЗ.
“Идеальным” компонентом автобензина является так называемый алкилат – продукт процесса алкилирования. Суть процесса заключается в переработке побочной продукции установок каталитического крекинга в легкий высокооктановый бензин. Алкилат, как правило, обладает октановым числом около 90-96 (по исследовательскому методу). Проблема заключается в том, что данный процесс возможен лишь на тех НПЗ, где имеются достаточно мощные установки каталитического крекинга как генераторы сырья для алкилирования. Поэтому в России данный процесс распространен на сегодняшний день слабо.
Таким образом, логика производства современного высокооктанового автобензина, отвечающего требованиям Технического регламента и потребителя, заключается в обязательном использовании нескольких компонентов различного происхождения с различными характеристиками. Задача идущей в России масштабной модернизации нефтепереработки в части автомобильных бензинов как раз и заключается в создании на НПЗ новых установок для производства дополнительных компонентов базовой смеси.
Роль высокооктановых компонентов
На практике чрезвычайно трудно реализовать экономически оправданный набор вторичных процессов на нефт-еперерабатывающем предприятии, который позволял бы выпускать удовлетворяющие требованиям высоких экологических классов автобензины с октановой характеристикой 95 и выше. Для достижения таких октановых чисел во всем мире применяются специальные октаноповышающие добавки и присадки. Это могут быть разные по химической природе вещества, которые отличаются существенно более высокими октановыми числами, нежели типичные продукты установок бензинового пула НПЗ, и при добавлении в автобензины не ухудшают остальные нормируемые параметры товарной продукции. Упрощенно, смысл применения октаноповышающих компонентов сводится к следующему. Допустим, есть 850 л базовой бензиновой смеси с октановым числом 89. Если добавить 150 л компонента с октановым числом 135, то получим бензиновую смесь с октановым число 95: (850х89 + 150х135)/1000 = 95. При этом содержание высокооктанового компонента составит положенные по регламенту 15% (150/1000) по объему. Если же добавить тот же компонент в объеме 60 л к 940 л базовой смеси (то есть 6%), получим октановое число конечного топлива 92: (940х89 + 60х135)/1000 = 92.
К высокооктановым компонентам в российской терминологии относят главным образом простые эфиры, такие как метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ), этил-трет-бутиловый эфир (ЭТБЭ), диизопропиловый эфир (ДИПЭ), метил-трет-амиловый эфир (ТАМЭ) и др. Компонентами они считаются потому, что их содержание в автобензине может быть достаточно велико (согласно Техническому регламенту, до 15% для классов 3 и выше), а само производство таких эфиров может быть налажено на НПЗ. Также компонентами считаются спирты (этанол, изопропанол, трет-бутанол, изобутанол и т. п.), их содержание для классов 3 и выше может составлять не более 5-10% в зависимости от типа. Присадками, как правило, называются вещества, содержание которых невелико. Среди самых известных в прошлом присадок – тетраэтилсвинец, ныне запрещенный к применению.
Спирты в качестве модификаторов октанового числа автобензинов практически не получили распространения при нормальном заводском производстве бензинов. Дело в том, что спирты растворяются в воде, которая неизбежно присутствует при транспортировке и хранении крупных партий автобензинов. Спирты переходят из бензина в воду, при этом их роль как высокооктановых компонентов утрачивается. ЭТБЭ также пока не находит распространения в России по причине отсутствия мощностей для его производства, что связано с системой фискальной политики на рынке этанола, которая делает ЭТБЭ достаточно дорогим и проигрывающим в конкуренции метанолу при производстве высокооктановых эфиров. Проект переориентации мощности МТБЭ на выпуск ЭТБЭ в России пока существует только у группы компаний “Титан” на площадке в Омске. Идея проекта заключается в создании интегрированной цепочки производства этанола из отходов зернового производства для выпуска ЭТБЭ. По замыслу инициаторов проекта, такая интеграция должна существенно снизить себестоимость продукта. Наиболее востребованными октаноповышающими компонентами на российском рынке являются МТБЭ, ТАМЭ и ММА.
Характеристики наиболее распространенных в России модификаторов октанового числа
| Показатель | МТБЭ | ТАМЭ | ММА |
| ОЧИ | 117 | 112 | 280 |
| Температура кипения, оС | 55 | 86 | 196 |
| Плотность при 20оС, кг/куб. м | 740 | 765 | 975 |
| Растворимость в воде при 20оС, % | 4,8 | 1,1 | 0,56 |
| Давление насыщенных паров, кПа | 41,4-61,2 | 6,9-13,8 | 0,13 |
| Низшая теплота сгорания, кДж/л | 5215 | 6659 | 4073 |
Подходы к использованию октаноповышающих компонентов могут быть различными.
Хорошо оснащенный завод, располагающий процессами и риформинга, и крекинга, изомеризации и, например, алкилирования, в состоянии получить товарный продукт с нужными (согласно Техническому регламенту) характеристиками по содержанию тех или иных веществ и октановым числом 92 (по исследовательскому методу). В этом случае применение октаноповышающих компонентов направлено на производство марок автобензинов с более высокими октановыми числами. Большинство российских заводов сегодня не располагает достаточно богатым набором установок бензинового пула. Для большинства из них единственной доступной высокооктановой базой является бензин каталитического риформинга. Для снижения в нем количества ароматики и бензола такой бензин часто разбавляют низкооктановыми бензинами прямой гонки или же вторичного происхождения – это бензин-отгон гидроочисток средних дистиллятов, бензин установок коксования, гидрокрекинга, висбрекинга и т. п. – вторичных процессов, где бензиновые фракции образуются как побочный продукт и для топливного применения в целом не предназначены. Получающаяся смесь теоретически может отвечать требованиям высоких классов Технического регламента по содержанию веществ, однако будет иметь относительно низкое октановое число, для повышения которого опять-таки требуются специальные компоненты и присадки, однако в больших количествах, чем в случае оснащенного НПЗ.
Данный тезис можно с определенной долей условности проиллюстрировать сравнением фактических данных по составам товарных автобензинов 3 предприятий “Роснефти” в Самарской области, произведенных в марте 2011 г., т. е. до активной фазы реализации проектов модернизации заводов и введения в действия повышенных требований Технического регламента, относящихся к классу 3.
Фактические составы товарных бензинов на НПЗ ОАО «НК «Роснефть», % (март 2011 г.)
| Компоненты товарного автобензина «тип 92» | НК НПЗ | КНПЗ | СНПЗ |
| Компоненты с установок бензинового пула, в т. ч. | 89 | 78 | 60 |
| бензин каталитического риформинга | 22 | 78 | 6 |
| отбензоленый бензин каталитического риформинга | 53 | 54 | |
| бензин каталитического крекинга | 2 | ||
| изомеризат | 12 | ||
| Низкооктановые бензины, в т. ч. | 5 | 19 | 28 |
| бензин прямогонный (в т. ч. гидроочищенный) | 19 | 18 | |
| бензин газовый | 5 | 10 | |
| Сжиженные углеводородные газы, в т. ч. | 3 | 3 | |
| бутаны | 1 | ||
| изопентан | 3 | 4 | |
| Октаноповышающие компоненты, в т. ч. | 3 | 12 | |
| МТБЭ | 3 | 12 |
Как можно видеть, в том случае, когда набор установок на НПЗ относительно богат (НК НПЗ: бензин риформинга, крекинга и изомеризации), доля вовлекаемых в блендинг низкосортных бензинов невелика (5%), так же как невелико и использование октаноповышающих компонентов (МТБЭ и изопентан). В том случае, если основой бензинового пула является только процесс каталитического риформинга, доля используемых балластных бензинов увеличивается (19-28%), что понижает октановое число смеси. Для компенсации этого используются или повышенные количества МТБЭ (СНПЗ: 12%), или импровизированные модификаторы октанового числа в виде сжиженных газов (КНПЗ: бутаны с ОЧИ 94,4 и изопентановая фракция с ОЧИ 92,3). Приведенные данные, относящиеся к узкому временному диапазону, хотя и подходят для иллюстрации изложенной выше логики, но не характеризуют специфику работы этих НПЗ в целом. В частности, из трех НПЗ “Роснефти” в самарском регионе именно СНПЗ отличается более высокой долей бензинов марки 95 за счет использования в качестве более высокооктановой базы неотбензоленного риформата, он же потребляет меньше всего модификаторов октана.
Стоит обратить внимание на то, что аналогичная логика применения октаноповышающих компонентов для улучшения октановых характеристик низкосортных бензинов применяется в нелегальной индустрии производства контрафактных бензинов. Смысл этого бизнеса заключается в использовании в качестве базы некоего низкосортного бензина, который в силу своего нетопливного качества стоит существенно дешевле товарного автобензина. Такая база иногда может отчасти или полностью отвечать требованиям Технического регламента по тем или иным параметрам, однако это скорее исключение. Конечный потребитель-автомобилист не в состоянии проверить содержание в бензине, например, бензола или серы. На что он может обратить внимание (работа мотора даст об этом знать), так это октановая характеристика топлива. При изготовлении контрафактного бензина октановое число некачественно базовой смеси подвергается модификации с применением разнообразных присадок. Популярные у крупных НПЗ простые эфиры (МТБЭ, ТАМЭ) производителям контрафактного бензина не очень подходят: чтобы превратить базовую смесь, например, с ОЧИ 75 в бензин с ОЧИ 92, нужно использовать около 40% МТБЭ. Учитывая относительно высокую стоимость эфира, его применение в таких количествах лишает смысла весь бизнес контрафактного топлива.
По этой же причине оксигенатные октаноповышающие компоненты (но не присадки), вопреки распространенному мнению, не могут служить альтернативой полноценной модернизации НПЗ, чтобы получать качественный товарный бензин с помощью эфиров, нужно иметь относительно высокое октановое число базового бензина, что невозможно без вторичных процессов. Использование ММА и других присадок с очень высокими октановыми числами (в том числе запрещенных металлсодержащих) вполне подходит для производства суррогатного бензина. В примере с базовым бензином с ОЧИ 75 достаточно применить лишь 8% ММА, что может быть экономически оправданно.
Эти соображения подтверждаются статистикой железнодорожных перевозок ММА в 2013 г.: при емкости внут-реннего рынка примерно в 60-70 тыс. т нефтеперерабатывающими предприятиями было потреблено лишь 39 тыс. т, остальные объемы были, очевидно, направлены на производство автобензинов вне НПЗ.
Модернизация НПЗ
Общая программа модернизации российской нефтепереработки, заявленная компаниями в четырехсторонних соглашениях 2011 г., была более чем амбициозна. По данным Министерства энергетики, она предусматривала реконструкцию и строительство 126 установок вторичной переработки нефти. Из этого количества около половины было нацелено на создание/реконструкцию установок бензинового пула. Это 18 установок каталитического риформинга; 11 установок каталитического крекинга; 17 установок изомеризации легкой нафты; 9 установок алкилирования; 8 установок по производству МТБЭ; 8 установок гидроочистки бензинов различного происхождения. На момент подписания 4-сторонних соглашений большинство заявленных проектов находилось в стадии идеи и не имело достаточных экономических и технических обоснований, что понятно в условиях резко и непредсказуемо меняющейся фискальной политики в сфере нефтепереработки. Как следствие, через год после подписания соглашений компании согласовали перенос сроков ввода в эксплуатацию 31 установки из 45, запланированных к пуску в 2013-2014 гг.
Итоги модернизации в 2011-2013 гг. показывают, что основное внимание нефтеперерабатывающие компании в этот период сосредоточили на установках облагораживания дизельного топлива. Если рассматривать спаренные установки гидроочистки нафты – изомеризации за две, то всего в этот период были введены/реконструированы 25 установок, из них 11 – установки гидроочистки дизельного топлива. Это объясняется, с одной стороны, достаточно высоким качеством большинства российских нефтей: даже прямогонные дизельные фракции имеют цетановое число выше 50, а единственной их проблемой является содержание серы. Таким образом, гидроочистка – единственный процесс, требуемый для доведения прямогонного дизеля до требований высоких стандартов. Установка эта не очень сложна технологически, не требует дорого и продолжительного инжиниринга и изготовления оборудования. С другой стороны, дизель уровня Евро-5 пользуется хорошим спросом при поставках не экспорт, в том числе в Европу, чего нельзя сказать о российских автобензинах. Да и внутренний рынок высококачественного дизельного топлива активно растет. Примерно этими же соображениями определяется и увлеченность российских ВИНК установками гидрокрекинга, позволяющими из тяжелых фракций нефти получать дополнительные количества дизельных фракций (и небольшие количества низкосортного бензина) без производства темных остатков. В 2011-2013 гг. был введен комплекс гидрокрекинга на “Киришинефтеоргсинтезе” (“Сургутнефтегаз”), а начале 2014 г. – на “ТАНЕКО”.
Второй тенденцией стал акцент на реконструкцию установок каталитического риформинга. Всего было реализовано 6 проектов. Логика здесь заключается в том, что традиционный процесс каталитического риформинга широкой бензиновой фракции поддается определенной корректировке для снижения содержания в риформате бензола. Это достигается или путем предварительной четкой ректификации бензиновой фракции, в результате которой из сырья процесса риформинга удаляется узкая фракция, содержащая бензол и нафтены-предшественники бензола, либо ректификацией стабильного риформата с выделением бензолсодержащей фракции.
Итоги модернизации НПЗ в 2011-2013 гг.
| Процесс | Направление модернизации | Количество установок |
| Каталитический риформинг | новая | |
| реконструкция | 6 | |
| Каталитический крекинг | новая | |
| реконструкция | ||
| Изомеризация | новая | 3 |
| реконструкция | ||
| Алкилирование | новая | |
| реконструкция | ||
| МТБЭ | новая | |
| реконструкция | ||
| Гидроочистка бензинов | новая | 4 |
| реконструкция | ||
| Гидроочистка дизтоплива | новая | 4 |
| реконструкция | 7 | |
| Гидрокрекинг | новая | 1 |
| реконструкция | ||
| Итого: | 25 | |
Ожидается, что “дизельная” направленность модернизации российских НПЗ сохранится. Доказательство тому – планы, которые подтверждают компании. Так, согласно данным Минэнерго РФ по итогам мониторинга хода модернизации, проведенного в 2013 г., наиболее “популярным” процессом у нефтепереработчиков является гидрокрекинг. Это процесс, направленный на переработку темных тяжелых фракций нефти преимущественно в компоненты дизельного топлива и небольшое количество низкооктанового бензина. По данным Минэнерго РФ, прирост мощностей гидрокрекинга к 2020 г. по сравнению с фактическим значением 2012 г. должен составить 7,9 раза. Данный процесс по сырью является прямым конкурентом такому “бензиновому” процессу, как каталитический крекинг, и в отличие от последнего не генерирует сырья для процесса алкилирования и производства МТБЭ/ТАМЭ. К его преимуществам стоит отнести практически нулевой выход тяжелых остатков.
Распространенность проектов установок гидрокрекинга в программах модернизации НПЗ создает определенные проблемы для потенциала производства автобензинов. Считается, что данный процесс следует применять в том случае, когда НПЗ нацелен на максимизацию выхода дизельных фракций при углубляющейся переработке вакуумных газойлей. При этом легкая и тяжелая нафта гидрокрекинга, образующаяся суммарно в 12-20%, в целом не может считаться компонентом товарного автобензина. Основным направлением ее использования в мире является подача в качестве сырья на установки каталитического риформинга или комплексы по производству ароматических углеводородов.
В России процесс гидрокрекинга зачастую рассматривается как дополнительный источник компонентов товарного автобензина. Порой гидрокрекинг преподносится как альтернатива каталитическому крекингу, что неверно. Такое отношение к процессу гидрокрекинга приводит к достаточно произвольному планированию составов товарных автобензинов на НПЗ после модернизации. Например, в техническом задании ОАО “НК “Роснефть” на поставку автоматизированной станции смешения компонентов автобензина в рамках проекта создания комплекса гидрокрекинга на Новокуйбышевском НПЗ содержатся следующие плановые объемы производства и характеристики компонентов топлива.
Планы по производству компонентов товарных автобензинов на Новокуйбышевском НПЗ после реализации проекта установки гидрокрекинга
| Компонент | Доля, % | ОЧИ | ОЧМ | Сод. бензола, % | Сод. ароматики, % |
| Изомеризат, в т. ч. | 17 | ||||
| установки ПГИ-ДИГ | 88 | 85,5 | 0 | 0 | |
| установки ЛСИ-200 | 77 | 75 | 0 | 0 | |
| Нафта гидрокрекинга, в т. ч. | 28 | ||||
| легкая нафта гидрокрекинга | 7 | 79 | 78 | 0 | н/д |
| тяжелая нафта гидрокрекинга | 21 | 62 | 60 | 0 | н/д |
| Бензин каталитического риформинга, в т. ч. | 54 | ||||
| фракция 62оС-85оС (бензолсодержащия) | 1 | 72 | 70 | 34,2 | 0,05 |
| фракция н. к. -62оС+85оС – к. к. | 27 | 104 | 93 | 0,8 | 69,9 |
| стабильный риформинг установки CCR | 25 | 100 | 90 | 4,3 | 50,5 |
| МТБЭ | 2 | 112 | 100 | 0 | 0 |
| ТАМЭ | 118 | ||||
| Всего компонентов, тыс. т/год | 2660 | ||||
Данное соотношение плановых компонентов автобензина принципиально не лучше представленного в предыдущей таблице: доля высокоароматизованного бензина каталитического риформинга несколько ниже, однако выше и доля низкооктанового бензина разбавления, которым выступает нафта гидрокрекинга. Таким образом, процесс гидрокрекинга с точки зрения бензинового пула НПЗ не улучшает октановые характеристики итоговых товарных блендов, являясь пусть и качественным с точки зрения содержания ароматики, бензола, олефинов и серы, но балластом, призванным разбавлять все тот же высокооктановый базовый бензин каталитического риформинга.
Даже с учетом мониторинга реального положения дел с модернизацией нет уверенности, что все эти проекты будут реализованы до 2020 г. Так, итоги 3 лет показывают, что строительство наиболее крупных и дорогостоящих установок компаниями в массе перенесено на более поздний срок, в том числе на неопределенный (правда, это в основном касается установок, углубляющих переработку нефти). Кроме того, первоначально заявленные программы модернизации содержат противоречия, исключающие реализацию тех или иных планов. Это, например, установки по производству МТБЭ/ТАМЭ без реконструкции или строительства комплексов каталитического крекинга. Или одновременно запланированные к строительству установки и гидрокрекинга, и каталитического крекинга без увеличения мощности первичной переработки нефти, хотя оба эти процесса используют одно и то же сырье, но по смыслу преследуют разные цели. Хотя стоит отметить, что возможны вполне эффективные комбинации гидрокрекинга и каталитического крекинга, но в условиях достаточного количества исходного сырья и сбалансированных мощностей и потоков субпродуктов, чего в российских проектах установок гидрокрекинга не наблюдается.
Реализация проектов вторичных установок бензинового пула на независимых НПЗ малой и средней мощности (1-3 млн. т/год) маловероятна. Данный вывод помимо прямых фактов следует также из следующего соображения. правительство РФ сохраняет планы по уравниванию ставок экспортных пошлин на сырую нефть и темные нефтепродукты. Поскольку на подавляющем большинстве независимых НПЗ темные нефтепродукты (главным образом мазут) составляют до 50% продукции, такая мера представляет серьезную угрозу как для рентабельности экспортных поставок, так и для поставок на внутренний рынок, поскольку с ростом пошлины паритетная стоимость мазута на внутреннем рынке также снизится. Поэтому для независимых НПЗ, обладающих ограниченными финансовыми ресурсами, в рамках модернизации приоритетной является задача минимизации выхода темных нефтепродуктов низкого качества путем ввода углубляющих процессов, в первую очередь вакуумных блоков. Вторым направлением деятельности может рассматриваться ввод установок гидрооблагораживания дизельных и керосиновых фракций, поскольку данные установки являются относительно недорогими, при этом обеспечивают в большинстве случаев переход на высокие классы товарного дизельного топлива и, как следствие, получение большей добавленной стоимости. Учитывая, что на долю средних дистиллятов приходится 25-30% продукции, в этом контексте инвестиции в создание установок бензинового пула представляются лишь задачей третьей очереди, а если и будут осуществляться, то за горизонтом 2020 г.
В целом установление более или менее правдоподобного прогноза реализации программ модернизации крупных НПЗ – достаточно сложная задача. Данный анализ в основном опирался на доступные рабочие документы компаний и интервью с представителями ВИНК, нежели на экспертные оценки. Более или менее реальный сценарий ввода новых установок в части набора чисто “бензиновых” процессов и сроков реализации проектов выглядит следующим образом.
Сценарий развития мощностей основных установок бензинового пула на НПЗ России в 2014-2020 гг.
| Предприятие | Катриформинг | Кат. крекинг | Изомеризация | Алкилирование | МТБЭ/ТАМЭ | |||||
| год | мощн. | год | мощн. | год | мощн. | год | мощн. | год | мощн. | |
| Ангарская НХК | 2016 | 150 | 2016 | 33 | ||||||
| Астраханский ГПЗ | 2015 | 300 | ||||||||
| Ачинский НПЗ | 2016 | 500 | ||||||||
| «Волгограднефтепереработка» | ||||||||||
| «Газпром нефтехим Салават» | 2016 | 500 | 2018 | 434 | ||||||
| «Киришинефтеоргсинтез» | 2017 | 400 | ||||||||
| Комсомольский НПЗ | ||||||||||
| Куйбышевский НПЗ | 2016 | 316 | 2015 | 280 | 2016 | 40 | ||||
| Московский НПЗ | 2018 | 645 | 2018 | 700 | 2018 | 210 | ||||
| «Нижегороднефтеоргсинтез» | 2015 | 2000 | ||||||||
| Новокуйбышевский НПЗ | 2015 | 280 | ||||||||
| Ново-Уфимский НПЗ | ||||||||||
| Омский НПЗ | 2017 | 200 | 2017 | 50 | ||||||
| «Орскнефтеоргсинтез» | 2017 | 300 | ||||||||
| «Пермнефтеоргсинтез» | ||||||||||
| Рязанская НПК | 2016 | 350 | ||||||||
| Саратовский НПЗ | ||||||||||
| Сургутский ЗСК | 2016 | 350 | ||||||||
| Сызранский НПЗ | 2016 | 460 | 2017 | 222 | 2017 | 40 | ||||
| «ТАИФ-НК» | ||||||||||
| «ТАНЕКО» | ||||||||||
| Туапсинский НПЗ | 2017 | 1500 | 2017 | 800 | ||||||
| «Уфанефтехим» | ||||||||||
| Уфимский НПЗ | ||||||||||
| «Ухтанефтепереработка» | ||||||||||
| Хабаровский НПЗ | ||||||||||
| «Ярославнефтеоргсинтез» | 2015 | 250 | 2015 | 25 | 2015 | 15 | ||||
| Итого | 2 | 6 | 10 | 5 | 4 | |||||
| 27 | ||||||||||
Показан абсолютный прирост номинальных мощностей в результате нового строительства/реконструкции. Не отражено выбытие мощностей.
Источник: данные компаний, интервью с представителями ВИНК, анализ и моделирование Rupec.
Прогноз производства компонентов автомобильных бензинов на НПЗ в 2014-2020 гг.
На основании предложенного сценария модернизации нефтепереработки в 2014-2020 гг. рассмотрим достаточно консервативный прогноз производства основных компонентов автобензинов на установках октанового пула НПЗ. Прогноз опирается на учет индивидуальных технологических особенностей каждого НПЗ и программ его развития, в том числе в части объемов и качества балластных бензинов и планов по выводу из эксплуатации части процессов. В данном сценарии также учтена авария и остановка Ачинского НПЗ ОАО “НК “Роснефть” в июне 2014 г.
Суммарное количество компонентов, вовлекаемых в производство товарных автобензинов на НПЗ, к 2020 г. увеличится предположительно на 20,7%. На всем горизонте прогнозирования до 2020 г. основой октанового пула НПЗ по-прежнему останется бензин каталитического риформинга, однако его доля сократится с 48,1% в 2014 г. до 44,9% в 2020 г. Наибольшее развитие получит процесс изомеризации: прирост производства на этих установках к 2020 г. должен составить 58%. Так же должны увеличиться мощности по производству на НПЗ высокооктановых эфиров МТБЭ и ТАМЭ. Резкий всплеск вовлечения в производство товарных автобензинов компонентов группы “Прочие” в 2015 г. объясняется необходимостью перехода с 1 января 2015 г. на выпуск продукции, отвечающей экологическому классу 4, который предусматривает снижение содержания ароматических соединений с 42% (об.) до 35% (об.). Основой бензинового пула на НПЗ России является бензин каталитического риформинга, содержание ароматики в котором обычно превышает 50%. Для снижения ее доли в конечном продукте большинству заводов придется увеличить долю балластных компонентов для размывания содержания ароматики.
Незначительное снижение количества компонентов на нефтеперерабатывающих предприятиях в 2020 г. по сравнению с 2019 г. можно связать как с выведением из эксплуатации части установок, так и со снижением объемов вовлекаемых в производство балластных низкосортных бензинов из-за достаточного развития профильных “бензиновых” процессов на НПЗ.
Прогноз потребности в высокооктановых компонентах в 2014-2020 гг.
Прогноз производства компонентов товарных автобензинов на НПЗ показывает, что потребность заводов в сторонних закупках октаноповышающих компонентов сохранится до 2020 г. Подход к прогнозированию величины этой потребности заключается в соотнесении структуры потенциала производства товарных автобензинов различных марок (с октановыми числами 92, 95 и 98) на каждом предприятии с характерной структурой спроса на соответствующие марки и балансировке октановых характеристик итоговых товарных автобензинов соответствующими объемами сторонних поставок октаноповышающих компонентов. Ключевым исходным предположением в такой модели является прогнозная структура конечного спроса на автобензины и производная от нее величина среднего по рынку потребления октанового числа. По мнению экспертов Rupec, среднее октановое число автобензинов, потребляемых на внутреннем рынке России в 2014-2020 гг., будет изменяться следующим образом.
Прогноз спроса на октаноповышающие компоненты зависит от развития нормативного регулирования. В частности, от возможности пересмотра отдельных положений Технического регламента в части, касающейся либо бессрочного продления сроков оборота на территории РФ автобензинов класса 4 наряду с классом 5, либо установлением для класса 5 нормы по содержанию ММА не 0, а 1% – на уровне класса 4. Поэтому возможны 3 сценария развития спроса на октаноповышающие компоненты.
Базовый сценарий: ММА запрещается к применению с переходом на класс 5 (1 января 2016 г.); в 2014 г. и 2015 г. потреблять ММА будут только те заводы, которые это делали в 2013 г. Сценарий А: в 2014 г. потреблять ММА будут те же заводы, что и в 2013 г., в 2015 г. в связи с переходом на класс 4 потреблять ММА будут все заводы, которым для выполнения нормы по ароматике потребуется привлечение большего количества балластных бензинов. Данный сценарий является малореалистичным и рассматривался больше для иллюстрации возможных деформаций спроса на октаноповышающие компоненты. Сценарий Б: в Технический регламент вносятся изменения, разрешающие применение ММА после 1 января 2016 г.; в 2014 г. потребление ММА будет иметь место на тех же заводах, что и в 2013 г.; с 2015 г. все заводы будут потреблять ММА в пределах содержания 1%.
Базовый сценарий. При выполнении условий базового сценария предполагается следующее развитие спроса на октаноповышающие компоненты в 2014-2020 гг.
Спрос на октаноповышающие компоненты в 2014-2020 гг. (базовый сценарий)
| 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. | 2019 г. | 2020 г. | |
| МТБЭ+ТАМЭ, собственное потребление НПЗ | 307 | 320 | 388 | 426 | 437 | 439 | 439 |
| ММА | 40 | 45 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| МТБЭ+ТАМЭ, сторонние поставки | 805 | 1303 | 1294 | 1152 | 1199 | 1261 | 1329 |
Источник: анализ Rupec.
Относительно резкий всплеск потребности в октаноповышающих компонентах в 2015 г. связан с эффектом перехода на производство топлив класса 4 с ужесточением нормы по содержанию ароматических соединений. Это потребует от нефтепереработчиков вовлечения в блендинг большего количества неароматических компонентов с существенной потерей октанового числа, которая будет компенсироваться закупками октаноповышающих компонентов у нефтехимических компаний. Дальнейшее снижение потребности в модификаторах октана с “дном” в 2017 г. связано с реализацией программ модернизации НПЗ и опережающим увеличением количества вторичных установок бензинового пула при незначительном росте спроса на товарный высокооктановый бензин. Монотонный рост потребности в 2017-2020 гг., напротив, будет связан с относительным замедлением темпов ввода новых “бензиновых” установок при усиливающемся изменении структуры спроса на автобензины в сторону марок 95 и 98.
Примечательно, что моделирование в рамках базового сценария опровергает часть аргументации в пользу пересмотра Технического регламента и роли ММА после 1 января 2016 г. Так, распространенным является мнение, что при переходе на класс 5 возможен шоковый рост спроса на высокооктановые компоненты, компенсировать который можно только допустив к использованию ароматические амины. Однако анализ показывает, что при переходе на класс 5 никакого роста потребности в октаноповышающих компонентах не произойдет. Таким образом, запрет на использование ММА в бензинах класса 5 не оказывает влияния на техническую возможность перехода на выпуск продукции этого экологического класса.
Сценарий А является вариацией базового сценария, в которой часть всплеска потребности в октаноповышающих компонентах в 2015 г. примет на себя рынок ММА. По расчетам, потребность НПЗ составит 156 тыс. т, что в 4 раза больше оценки на 2014 г. и почти вдвое превышает текущие мощности производителей. Развитие событий по сценарию А не создаст в 2015 г. взрывного роста на высокооктановые эфиры и позволит участникам рынка МТБЭ и ТАМЭ постепенно подойти к локальному пику спроса на продукцию, который в рамках сценария А должен выпасть на 2016 г. Проблема модели по сценарию А заключается в необходимости импорта большого количества ММА (в 8 раз больше, чем было импортировано по железной дороге в 2013 г.). Организовать поставки в таком объеме вряд ли удастся. Поэтому, скорее всего, реальная ситуация будет развиваться где-то между прогнозными значениями в рамках базовой модели и модели сценария А.
Спрос на октаноповышающие компоненты в 2014-2020 гг. (сценарий А)
| 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. | 2019 г. | 2020 г. | |
| МТБЭ+ТАМЭ, собственное потребление НПЗ | 307 | 320 | 388 | 426 | 437 | 439 | 439 |
| ММА | 40 | 156 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| МТБЭ+ТАМЭ, сторонние поставки | 805 | 1035 | 1294 | 1152 | 1199 | 1261 | 1329 |
Источник: анализ Rupec.
Сценарий Б является экстремальным отражением последствий пересмотра Технического регламента с вариантом разрешения использования ММА в бензинах класса 5 в количестве не более 1% (об.) либо продления оборота класса 4 на бессрочную перспективу.
Прогноз потребности в октаноповышающих компонентах совпадает с базовым сценарием в 2014 г. и сценарием А в 2015 г. Главным последствием реализации условий сценария Б является ощутимое сокращение потребности в высокооктановых эфирах до 2020 г. при выраженных колебаниях спроса. Примечательно, что если в случае реализации базового сценария и сценария А спрос на эфиры достигает абсолютного максимума за весь период 2014-2020 гг., то в сценарии Б объем потребности НПЗ в ММА после пикового всплеска 2015 г. сжимается к 2017 г. примерно до уровня 2014 г.
Спрос на октаноповышающие компоненты в 2014-2020 гг. (сценарий Б)
| 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. | 2019 г. | 2020 г. | |
| МТБЭ+ТАМЭ, собственное потребление НПЗ | 307 | 320 | 388 | 426 | 437 | 439 | 439 |
| ММА | 40 | 156 | 98 | 81 | 71 | 73 | 75 |
| МТБЭ+ТАМЭ, сторонние поставки | 805 | 1035 | 800 | 752 | 809 | 861 | 911 |
Источник: анализ Rupec.
Эти три сценария практически не отличаются по прогнозам суммарного производства автомобильных бензинов на нефтеперерабатывающих предприятиях России. Можно отметить лишь небольшое снижение производства в случае реализации сценария Б, которое достигнет максимума почти в 200 тыс. т в 2020 г.
Производство высокооктановых компонентов
Октаноповышающие компоненты и присадки производятся в России большим количеством компаний. В 2013 г. мощности по производству высокооктановых эфиров с учетом соответствующих установок на НПЗ составили порядка 1,7 млн. т/год при спросе на уровне 1,3 млн. т. Производство ММА осуществляется двумя предприятиями, суммарные мощности которых составляют около 80 тыс. т/год.
Эксперты Rupec считают, что увеличения мощностей по производству ММА ждать не стоит: во-первых, не до конца ясны перспективы этого продукта после 2016 г.; во-вторых, из-за дефицита основного сырья (анилина) и мощностей по его производству; в-третьих, по причине отсутствия рыночной логики в наращивании мощностей в случае реализации сценария Б.
Прирост мощностей высокооктановых эфиров в 2014-2020 гг. может происходить исключительно за счет создания новых установок на нефтеперерабатывающих предприятиях. Развитие же мощностей МТБЭ и ТАМЭ на нефтехимических предприятиях по пути частных реконструкций в целом исчерпано к 2014 г., дальнейшее развитие возможно лишь в варианте нового строительства. Однако этому пока препятствуют факторы, связанные с наличием доступного сырья для производства МТБЭ/ТАМЭ. Возникновение дополнительных объемов изобутана и изобутилена связано с пуском в эксплуатацию второй газофракционирующей установки на “Тобольск-Нефтехиме” мощностью 2,8 млн. т по ШФЛУ, а в перспективе – с завершением проектов строительства новых крупных пиролизных комплексов. Лишь после этого гипотетически участники рынка могут приступить к рассмотрению возможных проектов создания новых мощностей по дегидрированию изобутана и производства высокооктановых эфиров, однако даже в случае старта таких проектов сроки их реализации выходят за горизонт 2020 г. Поэтому ориентировочный сценарий развития мощностей по производству октаноповышающих эфиров в России выглядит следующим образом.
Сценарий развития мощностей по производству МТБЭ/ТАМЭ в 2014-2020 гг., тыс. т/год
| Предприятие | 2014 г. | 2016 г. | 2018 г. | 2020 г. |
| МТБЭ | 1288 | 1373,9 | 1427,5 | 1427,5 |
| Нефтехимическая промышленность | 1096,5 | 1096,5 | 1096,5 | 1096,5 |
| «Тобольскнефтехим» | 150 | 150 | 150 | 150 |
| «Уралоргсинтез» | 220 | 220 | 220 | 220 |
| «Сибур-Химпром» | 45,5 | 45,5 | 45,5 | 45,5 |
| «Тольяттикаучук» | 75 | 75 | 75 | 75 |
| «Эктос-Волга» | 140 | 140 | 140 | 140 |
| «Нижнекамскнефтехим» | 100 | 100 | 100 | 100 |
| «Омский каучук» | 330 | 330 | 330 | 330 |
| Стерлитамакский НХЗ | 36 | 36 | 36 | 36 |
| Нефтеперерабатывающая промышленность | 191,5 | 277,4 | 331 | 331 |
| Уфимский НПЗ | 33,2 | 33,2 | 33,2 | 33,2 |
| «Славнефть-ЯНОС» | 34,5 | 50 | 50 | 50 |
| Московский НПЗ | 36,4 | 36,4 | 50 | 50 |
| Омский НПЗ | 52,9 | 52,9 | 52,9 | 52,9 |
| Ангарская НХК | 8,6 | 39 | 39 | 39 |
| ТАИФ-НК | 25,9 | 25,9 | 25,9 | 25,9 |
| Куйбышевский НПЗ | 0 | 40 | 40 | 40 |
| Сызранский НПЗ | 0 | 0 | 40 | 40 |
| ТАМЭ | 415 | 415 | 415 | 415 |
| Нефтехимическая промышленность | 300 | 300 | 300 | 300 |
| Новокуйбышевская НХК | 300 | 300 | 300 | 300 |
| Нефтеперерабатывающая промышленность | 115 | 115 | 115 | 115 |
| Московский НПЗ | 55 | 55 | 55 | 55 |
| ТАИФ-НК | 60 | 60 | 60 | 60 |
| ИТОГО эфиры | 1703,0 | 1788,9 | 1842,5 | 1842,5 |
Источник: анализ Rupec.
Данный прогноз развития мощностей по производству высокооктановых эфиров позволяет сделать вывод, что ни один из рассмотренных сценариев развития спроса на октаноповышающие компоненты со стороны нефтепереработки не создает сколько-нибудь существенных рисков дефицита эфиров.
С точки зрения нефтехимической промышленности реализация базового сценария развития спроса на октаноповышающие компоненты более привлекательная, поскольку в 2015-2020 гг. обеспечивает достаточно комфортную загрузку мощностей (89-96%) без необходимости экспорта продукции. То же в какой-то мере касается и сценария А (79-96%). Реализация сценария Б приведет к падению условной загрузки мощностей по высокооктановым эфирам в 2016 г. до 66%, что неизбежно обусловит существенный отток на зарубежные рынки или самих эфиров, или сырья для их производства (изобутан/изобутилен и смесевые фракции). В условиях доминирующей практики долгосрочного контрактования при экспортных поставках это создает риски возврата данных объемов на внутреннее потребление в последующие периоды.
Фактор рынка суррогатного топлива
Предложенные в исследовании сценарии и прогнозы, особенно в части объемов производства автобензинов и спроса на октаноповышающие компоненты, на практике могут корректироваться с учетом такого фактора, как рынок суррогатных топлив. Данная ниша с трудом поддается оценке и структурированию, формируя в силу своей специфики достаточно высокий спрос на различные виды модификаторов октанового числа (выше указывалось, что от 1/3 до 1/2 всего ММА на российском рынке потребляется вне НПЗ). По всей видимости, на сегодняшний момент существование этого рынка в какой-то степени отвечает интересам “нормальных” нефтеперерабатывающих заводов, играя роль потребителя для побочных бензиновых компонентов, которым не находится места в заводских рецептурах блендинга бензинов согласно растущим экологическим и потребительским требованиям. При этом производители суррогатных бензинов берут на себя часть спроса, особенно в регионах с дефицитом полноценных нефтеперерабатывающих предприятий, в какой-то мере страхуя локальные рынки от дефицитов и снимая часть этой социально значимой ответственности с ВИНК. На рынок суррогатных топлив в качестве сырья поступают прямогонные бензиновые фракции, газовый бензин, высокоароматизованный риформат, бензины висбрекинга и коксования, гидроочисток и гидрокрекинга, а также бензиновые и ароматические фракции, производимые предприятиями нефтехимии. По данным Reuters, типовой “формулой” суррогатного бензина является смесь около 76% прямогонной нафты, 20% жидких продуктов пиролиза, 3,5% толуола и 1% ММА. По различным оценкам, объем рынка суррогатных бензинов составляет на 2014 г. от 0,85 до 1,1 млн. т.
По оценке аналитиков Rupec, в дальнейшем стоит ожидать сокращения этого рынка по той причине, что в какой-то момент предложение “заводских” автобензинов высоких стандартов превысит потребности рынка, поэтому ВИНК начнут бороться за потребителей, на которых традиционно ориентированы производители суррогатных топлив, вытесняя их в том числе за счет повышения цен реализации побочных компонентов для суррогатных смесей. Это может повлечь за собой постепенный возврат части вторичных бензинов и фракций из сегмента суррогатных топлив обратно на НПЗ. Вовлечение их в блендинг потребует от ВИНК компенсации октанового числа за счет сторонних поставок октаноповышающих компонентов, что может создать спрос на них сверх объемов, отраженных в прогнозах. Однако количественная оценка такого дополнительного спроса затруднена. (rupec.ru/Химия Украины и мира)