нефтехимии. Департамента. переработки нефти ЗАО ФортеИнвест. Федеральное. государственное.


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
1


На правах рукописи




Галкин Владимир Владимирович


Определение оптимальной конфигурации НПЗ и его мощности с
учетом изменения экспортных пошлин на темные нефтепродукты
и мировых цен на нефть



Специальность
05.17.07
«
Химическая технология топлива и
высокоэнергетических веществ
»



Автореферат

на соискание ученой степени кандидата технических
наук






Москва, 2015г.



2


Работа выполнена в
О
АО

«Всероссийский научно
-
исследовательский
институт по переработке нефти»


Научный руководитель

-

Доктор
т
ехнических наук,

профессор

Левинбук
М
ихаил
И
саакович

Официальные оппоненты
-


Туманян Борис Петрович, доктор
технических наук, профессор кафедры
технологии переработки нефти
Российского Государственного
университета нефти и газа имени И. М.
Губкина

Акопов Евгени
й

Олегович
,
кандидат
технических наук,
начальник отдела
развития нефтепе
реработки и
нефтехимии Департамента
переработки нефти ЗАО "ФортеИнвест"

Ведущая организация
-

Федеральное государственное
бюджетное учреждение науки Институт
проблем переработки углеводородов
Сибирского отделения Российской
академии наук


Защита состоится
26
января

20
1
6

года в
11

час. на заседании
совета
Д 217.028.01
по
защите диссертаций на соискание ученой степени
кандидата
техн
ических наук
в ОАО «Всероссийский научно
-
исследовательский институт по переработке нефти» по адресу:
111116
, Москва,
ул. Авиамоторная, д.6
.

С диссертацией можно ознакомиться
в библиотеке
ОАО
«Всероссийский научно
-
исследовательский институт по переработке
нефти»

и на сайте института
http
://
www
.
vniinp
.
ru


Автореферат
разослан
«
02
»
дека
бря

20
15

года.


Ученый секретарь


диссертационного
совета
Д 217.028.01


д
.
т
.н,
профессор

В.А. Хавкин

3


ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ


Актуальность темы
и исследования

В настоящее
время в России имеется 2
2

крупных НПЗ с переработкой
нефти более 5 млн.т/г, 10 средних НПЗ мощностью от 1 до 4 млн.т/г и
более 200 малых НПЗ мощностью менее 1 млн.т/г. Все нефтяные
компании в настоящее время занимаются модернизацией своих НПЗ.
В связи с
этим возникает вопрос, в какой степени отразятся
вышеуказанные изменения законодательства на рентабельности НПЗ,
особенно малых и средних? Как
ой

должна минимальная мощность

и
технологическая схема
, чтобы завод был рентабельным, а также мог
окупить инвестиц
ии на реконструкцию для выполнения требований по
качеству топлив? Какой минимальный уровень инвестиций необходим
для реконструкции малых и средних НПЗ?
Д
анн
ое исследование

включает в себя моделирование типовых схем

переработки нефти
, их
технико
-
экономическ
ий анализ
.

Э
то позволяет выявить влияние
изменения законодательства РФ

(
введение технического регламента
по качеству топлив, изменение

экспортных пошлин на темные
нефтепродукты, изменение акцизов
)

на нефтеперерабатывающую
промышленность

и
спрогнозировать е
е развитие.

В работе впервые
сделаны системные исследования по влиянию проектной мощности
НПЗ
(в диапазоне от 1 до 10 млн.т/г)
на экономическую
эффективность работы нефтезаводов.

Анализ литературных источников показывает, что вопросу, как
отразится на нефтеперерабатывающей отрасли изменение
законодательства Российской Федерации, уделяется большое
внимание.
Однако в этих работах не прослеживается
систематический подход
по выявлению
закономерности между
технологической схемой НПЗ, его
проектной
мощностью и
4


окупаемостью инвестиций

(
NPV
)
.

Это не позволяет при разработке
программ модернизации НПЗ
уже на предварительном этапе
минимизировать количество рассматриваемых вариантов и более
быс
тро и качественно разработать оптимальный вариа
нт их
реконструкции
.


Цель диссертационной работы:


-

Рассмотре
ние

влияни
я

изменения законодательства Российской
Федерации

(введение технического регламента по качеству топлив,
изменение

экспортных пошлин на темные нефтепродукты, изменение
акцизов
)

на
нефтеперерабатывающую промышленность. Разработка
рекомендаций по реконструкции
крупных, средних и малых
НПЗ.

-

Определение
критической

мощности

НПЗ
,
при которой
обеспечивается окупаемость
инвестиций на реконструкцию для
основных схем переработки нефти в условиях изменяющегося
законодательства РФ.


Задачи:


1.

Разработать математические модели основных схем переработки
нефти
,

п
ровести расчет
выходов и качества продукции, а также
эффективности р
еконструкции НПЗ
,

точки безубыточности
на их
основе

в диапазоне от 1.0 до 10.0 млн.т/г. с учетом изменен
ия
законодательства Российской Ф
едерации

(введение технического
регламента по качеству топлив, изменение

экспортных пошлин на
темные нефтепродукты, изменение акцизов
)
.

2.

Определить, существует ли зависимость окупаемост
и

инвестиций
на реконструкцию НПЗ
(
с учетом обеспечения производства топлив
класса 5
,

увеличени
я

глубины переработки нефти)

и точки
5


безубыточнос
ти

от

мощност
и

НПЗ

при различных схемах
переработки нефти и наборах вторичных процессов
.

3.

Определить наиболее эффективные процессы переработки
тяжелых нефтяных остатков в условиях ввода новых экспортных
п
ошлин на темные нефтепродукты в
201
7

год
у
.

4.

Выполнить
анализ чувствительности окупаемости реконструкции
НПЗ для основных схем переработки

мощностью от 1.0 до 10.0
млн.т/год

от
мировых
цен

на

нефт
ь
.

5.

Определить минимальную мощность НПЗ

в диапазоне от 1 до 10
млн.т/г
, при которой обеспечивается окупаемость инвес
тиций на
реконструкцию при снижении
мировых цен на

нефт
ь
.

6.

Оценить

минимальный уровень инвестиций
,

необходим
ый

для
реконструкции малых и средних НПЗ
.

7.

Спрогнозировать развитие малых и средних НПЗ Российской
Федерации при изменении законодательства.


Научная
новизна


Научная новизна состоит в том, что в
первые
ра
ссчи
таны

зависимости
изменения экономической эффективности
и окупаемости
основных
схем переработки нефти (
бензиновой и

дизельной

схем
, а также

бензиновой и дизельной с выработкой сырья для нефтехимии
)

от
объема переработки
в диапазоне от 1 до 10 млн.т/г
в условиях
изменения законодательства РФ

(2008
-
2017
гг
.
,

введение технического
регламента по качеству топлив, изменение

экспортных пошлин на
темные нефтепродукты, изменение акцизов
)
.


Показано, что наибо
лее эффективн
ыми

являются схемы с
максимальной выработкой средних дистиллятов (дизельная и
дизельная с выработкой сырья для нефт
ехимии).

Схемы с выработкой
бензинов менее эффективны, а также имеют более высокие
6


инвестиционные затраты.

Это прослеживается как для схем с
процессами переработк
и

тяжелых остатков так и без них.

Также показано, что по окупаемости

(по величине
NPV
)

процессы
переработки тяжелых нефтяных остатков располагаются в следующей
последовательности (в порядке снижения
NPV
):

1.

коксование (установки замедленного коксования, флексикокинга,
флюидкокинга)

2.

гидропрецессы с конверсией 70%

3.

деасфальтизация

4.

производство битумов

5.

висбрекинг


Теоритическая и практическая значимость работы




Проведена оценка эффективности основных схем п
ереработки
нефти
(бензиновой,
дизельной
, а также

бензиновой и дизельной
с выработкой сырья для нефтехимии)
в диапазоне от 1 до 10
млн.т/г
с учетом различных технологий переработки тяжелых
остатков
,


а также изменения законодательства РФ
.



Рассмотрено
влияние отдельных, промышленно опробованных
процессов переработки тяжелых остатков на эффективность
основных схем переработки нефти.



Определена минимальная, экономически эффективная
в
условиях действующего законодательства РФ
мощность НПЗ (6
-
7 млн.т/г)

для

схем с и без процессов глубокой переработки
тяжелых нефтяных остатков
.



П
оказано, что мини
-
НПЗ будут закрываться из
-
за неокупаемости
инвестиций в их реконструкцию.



Проведен
расчет
необходимого
объема инвестиций для
реконструкции / строительства НПЗ для
ра
зличных

схем
7


переработки нефти

(с и без процессов переработки тяжелых
нефтяных остатков)
с производительностью от 1 до 10 млн.т/г
.




Показано, что инвестиционные вложения для строительства
комплексов переработки тяжелых остатков на базе процессов
гидрокрекинга и коксования сопоставимы

в диапазоне
производительности НПЗ от 1 до 10 млн.т/г
.



Основные положения и выводы диссертации могут быть
использованы
для предварительной разработки и оценки
вариантов реконструкции НПЗ в России, а также
для оценки
в
озможных

дальнейш
их

изменени
й

законодательства РФ в
области качества нефтепродуктов и налогообложения.


Методология и методы исследования


Научная методология исследования основывается на системном
подходе к рассматриваемой проблеме
по
влияни
ю

изменения
законодательства РФ (требования к качеству топлив, изменения
акцизов и экспортных пошлин) и комплексном рассмотрении
процессов
технико
-
экономического развития в
нефтеперерабатывающей отрасли и в целом экономики Российской
Федерации. Методологиче
ской базой послужили труды отечественных
и зарубежных
специалистов по переработке нефти
, экономистов по
теоритическим вопросам развития нефтепереработки в РФ,
реконструкции НПЗ для обеспечения качества
вырабатываемых
топлив (класс 5) и переработки тяжелых
нефтяных остатков.

В работе использован
ы

м
етод
ы

математического
моделирования
,

которые

заключа
ю
тся в построении моделей

основных схем
переработки нефти

и исследовании
технико
-
экономических
показателей и параметров окупаемости

данных схем
на базе
8


построенн
ы
х

модел
ей
.

В работе т
акже были использованы методы
статического и сравнительного анализа

и др
.

Все исследования и оценки выполнялись
в рамках

действующего
законодательства РФ

в области переработки нефти и
налогообложения
. В качестве информационной базы исследования
использовались статические данные Госкомстата СССР, России,
информационные материалы
российских и
мировых научно
-
исследовательских компаний по процессам переработки нефти.


Положения, выносимые на защиту


1.

В дис
сертационном исследовании определено, что при
существующих изменениях законодательства РФ по производству
топлив класса 5, а также изменениях акцизов и экспортных пошлин
наиболее эффективн
ыми

схем
ами

переработки нефти являются
схемы с максимальной
выработк
ой средних дистиллятов.

2.

В рамках диссертационной

работы

показано, что н
аиболее
эффективным процессом переработки тяжелых нефтяных остатков
при переработке
нефт
и

ЮРАЛС
в диапазоне от 1 до 10 млн.т/г
в
условиях текущего законодательства РФ являются

схемы с
установками коксования
по сравнению с

промышленно
опробованны
ми

процесс
ами

переработки гудрона
: производство
битумов, гидрокрекинг с конверсией 70%, деасфальтизация
,
висбрекинг
.

3.

Учитывая структуру переработки нефти в России, минимальной
мощностью,

при которой реконструкция НПЗ будет окупаема,
является производительность не менее 6
-
7 млн.т/год.

4.

Проведенный в рамках диссертационной работы анализ показал,
что м
ини
-
НПЗ с производительностью менее 1.0 млн.т/г, а также
средние НПЗ экспо
р
т
н
о
-
ориентированн
ые, с низкой глубиной
9


переработки нефти, производительностью 1.0
-
5.0 млн.т будут
неэффективны при вводе новых экспортных пошлин на темные
нефтепродукты

в 2017г.

Э
то приведет к их поэтапному закрытию.

5.

Проведенный в диссертационном исследовании анализ
показал,
что с
нижение мировых цен на нефть ниже 60
-
65

$/
bbl

приводит к
неэффективности реконструкции
любого НПЗ при
дей
ствующ
ем

законодательств
е

РФ.


Степень достоверности и апробация результатов


1.

По результатам работы
опубликовано

8

статей

в журналах

России
и за рубежом
общим объемом 55 п.л.
:

2.

Результаты работы представлены на 3
-
х международных
конференциях по переработке нефти, проводимых компанией Euro



12
-
я

Конференци
я

и выставк
а

по технологиям нефтепереработки
России и стра
н СНГ



RRTC
-
2012
,
20
-
21 сентября 2012 г.



8
-
ая Конференция и выставка России и стран СНГ по
технологиям переработки нефтяных остатков


BBTC 2013
,
17
-
18
апреля 2013 г.



1
3
-
я Конференция

и выставка

по технологиям нефтепереработки
России и стран СНГ


RRTC
-
20
1
3
,
19
-
2
0 сентября 2013

г.

3.

Основные положения диссертации были обсуждены на заседании
в ИНХС РАН в апреле 2014г.

4.

Адекватность разработанных
математических
моделей
схем
переработки нефти
подтверждена с использованием программы
RPMS компании Хоневел.




10


Структура работы


Диссертация состоит из введения, 5 глав, общих выводов

(заключения)
, списка литературы.


Работа изложена на
14
3

страницах машинописного текста, включает

38

таблиц и
48

рисунков.

Список цитируемой литературы представлен
141
источник
о
м.


Личный вклад


1.

Проведен сбор исходных данных для моделирования схем
переработки нефти, разработаны математические модели,
проведен расчет 20 вариантов схем (4 основных схемы с 5
-
ю
вариантами переработки тяжелых нефтяных остатков) с
мощностью от 1 до 10 млн.
т. нефти в год.

2.

Подготовлены данные для проверки адекватности расчето
в по
основным схемам переработки

нефти в системе
RPMS

компании
Honeywell
, проведен анализ точности полученных результатов
(расчеты схем в системе
RPMS

выполнялись с привлечением
специалистов РГУ Нефти и Газа).

3.

Проведен анализ чувствительности разработанных вариантов к
изменению цены на нефть (60, 80, 90, 110
$
/
bbl
)

4.

Подготовлено 8 публикаций в журналах, а также материалы для
выступления на 3
-
х международ
ных конференциях по
переработке нефти.

5.

Оформлена диссертационная работа.

6.

Проведено практическое обучение более 10 инженеров ОАО
«Газпромнефть
-
МНПЗ» по разработке программ реконструкции
НПЗ и оценке эффективности предлагаемых реконструкций.

11


В целом личный в
клад диссертанта в настоящей работе составляет
более 95%.



ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ


Первая глава

«Литературный обзор» содержит обзор
литературных
данных по оптимизации нефтеперерабатывающих заводов с момента
их возникновения до настоящего времени.
Пров
еденный анализ
литературных источников показал:

1.

Исторически, повышение эффективности переработки нефти
осуществлялось по мере развития технологических процессов,
получения опыта их промышленного применения, а также
воздействия внешних экономических факторов, особенно в
период экономических кризисов, и
изменения экологического
законодательства.

2.

Основные процессы нефтепереработки были открыты в период
1930
-
1950гг. Новые процессы интенсивно внедрялись на НПЗ. В
этот период времени также наблюдалось как увеличение
мощности отдельно взятых установок так и Н
ПЗ в целом.
Наиболее часто мощность НПЗ увеличивалась за счет
строительства нескольких однотипных установок, хорошо
зарекомендовавших себя в промышленной эксплуатации.

3.

В период 1950
-
1980гг. произошло изменение в подходах к
переработке нефти. В первую очере
дь это связано с
увеличением мощности установок, а также с разработкой
комбинированных установок, что позволило минимизировать
затраты на переработку нефти, снизить инвестиции на
реализацию проектов.

12


4.

Изменение требований по экологии (снижение выбросов в
ат
мосферу за счет повышения качества топлив) во всем мире
способствовало увеличению средней мощности НПЗ в странах,
где происходило указанное изменение законодательства, и
закрытию мини
-
НПЗ с мощностью менее одного, а в некоторых и
с мощностью менее трех мил
лионов тонн в год.

5.

Учитывая, что факторы рынка, доступность нефтяного сырья,
развитие инфраструктуры на месте строительства и т.п.
являются основополагающими при выборе конфигурации НПЗ, в
связи с этим ранее не выполнялся поиск зависимости между
окупаемостью НПЗ и его производительностью. Однако
предпосылки для выявления такой зависимости в
промышленности были, что подтверждается разработкой и
строительством комбинированных установок переработки нефти
(АВТ, Гидроочистка+Риформинг, ГК
-
3, ЛК
-
6У, Г
-
4
3
-
107, КТ
-
1/1 и
др.), которые по сути можно назвать НПЗ / частью НПЗ.

В главе 2

представлены м
етоды и объекты исследования
.
За основу
для проведения анализа приняты
четыре

основных схемы
переработки нефти:

1.

Бензиновая

(
на базе процесса каталитического креки
нга
)

2.

Дизельная,
с выработкой сырья для нефтехимии (
на базе
гидрокрекинга ВГО
)

3.

Нефтехимическая, направленная на максимальную выработку
сырья для нефтехимии

(
на базе FCC с максимальным выходом
олефинов С
3
-
С
4
)
.

4.

Дизельная,
с выработкой моторных топлив (
на базе

гидрокрекинга ВГО
)

Принципиальные технологические схемы представлены на
рисун
ках

1
-
4
.


13







Рис.
1
Принципиальная технологическая
схема бензинового варианта

Рис.
2 Принципиальная технологическая
схема дизельного варианта

с производством
сырья нефтехимии





Рис.
3 Принципиальная технологическая
схема нефтехимического варианта

Рис.
4

Принципиальная технологическая
схема дизельного варианта

с
производством топлив


Качество нефти принято на уровне нефти URALS с содержанием серы
и светлых нефтепродуктов 1.4% и 47% соответственно.

Экспортные пошлины приняты в соответствии с действующим
законодательством РФ. Цена на нефть принята на уровне 90
долларов за баррель
, также

рассмотрено увеличение цены до 100$ за
баррель и ее возможное снижение до 80$ и 60$
.

Цены на
нефтепродукты зафиксированы на уровне 2012 года и не учитывают
14


возможные изменения при введении на государственном уровне
«налогового маневра». Акцизы на нефтепро
дукты приняты также на
уровне 2012 года, курс доллара
-

на уровне 29 руб.

Расчет инвестиционных затрат на строительство установок выполнен
на основе доступной информации по строительству аналогичных
установок, а также данных полученных от компаний КВС и
CL
G
.
Пересчет инвестиций для различной производительности установок
осуществлялся по формуле:

И = И
а

* (П / П
а
)
0.6


где И


расчетный объем инвестиций для установки с
производительностью П


И
а

и П
а

соответственно известные инвестиции и
производительность установки, принятой в качестве аналога

Затраты на строительство вспомогательных, энергетических
объектов, объектов общезаводского хозяйства (ОЗХ), расходы по
организации строительства приняты на уро
вне 70% от стоимости
основных технологических установок. Такой уровень затрат
соответствует строительству нового НПЗ. В случае если НПЗ уже
имеет развитую инфраструктуру, то данный коэффициент может быть
снижен. Однако, учитывая технологические схемы малых

и средних
НПЗ РФ, их реконструкция будет сопоставима со строительством
новых НПЗ, и вышеуказанный коэффициент может быть применен на
данном уровне.

Операционные затраты рассчитаны, исходя из фактических
результатов работы установок на НПЗ ОАО «Газпром не
ф
ть», а также
справочных данных

(см.таблицу 1)
.



15


Таблица 1. Удельное потребление и производство энергоресурсов на
установках

Установка

Топливный
газ, кг/т

Пар, ГКал/т

Эл.энергия,
кВт
-
ч/т

Катализ
-
ры,
руб/т

Произ
-
во

Потребление

АВТ

2
3
.94

0.0319

0.0172

7.84



Аминовая очистка и
газофракционирование





0.3070

9.80



Изомеризация

95.57





30.34

124.80

Риформинг с блоком КЦА

49.88

0.0886

0.0362

109.04

64.32

Гидроочистка керосина

9.01



0.0262

16.73

7.07

Гидроочистка ДТ

8.11



0.0099

11.25

25.54

Гидроочистка ВГО

8.12



0.0099

14.63

25.54

Гидрокрекинг ВГО

8.26

0.0131

0.0230

14.63

116.93

Каталитический крекинг

29.41

0.0720

0.1446

75.53

43.20

Гидроочистка бензина
каткрекинга

25.19



0.0726

23.03

24.78

Алкилирование
сернкисл
отное





0.3280

108.30



Производство ТАМЭ





0.2530

9.48

24.36

Производство МТБЭ





0.3070

9.80

24.36

Гидрокрекинг гудрона

27.60



0.0462

87.00

417.60

Висбрекинг

11.01



0.0300

5.83



Производство битума

6.03



0.0027

5.85



Коксование

55.24



0.0122

20.37



Деасфальтизация

25.70



0.0064

12.50



Производство водорода
(на водород)

955.6


6.5000

978.25

114.96


С целью минимизации операционных и инвестиционных затрат
принято, что строительство установок о
существляется комплексами, а
не
отдельностоящими

установками. Строительство комплексов
осуществляется параллельно, что минимизирует сроки строительства.


Методы анализа эффективности технологических схем
переработки нефти


Анализ схем выполняется в два этапа. На первом этапе не
рассматривается вариативность процессов переработки гудрона. Все
схемы включают в себя установки висбрекинга и битумные установки,
соотношение производительностей которых определено согласно
средним д
анным по НПЗ России.

16


На втором этапе расчетов в каждую из вышеуказанных схем были

интегрированы следующие процессы переработки тяжелых нефтяных
остатков:



Производство битумов



Гидрокрекинг гудрона (70% конверсия)



Коксование



Деасфальтизация

Расчеты по принятым вариантам выполнены для
производительностей от 1 до 10 млн.т/год с шагом 1 млн.т. Данный
подход позволяет наглядно показать тенденции по изменению
экономической эффективности для малых, средних и крупных НПЗ.

Принято, что технологическ
ая схема должна иметь минимальный
набор процессов для минимизации инвестиций в проект, позволяющая
выпускать моторные топлива класса 5. Варианты схем, в которых
комбинируется несколько процессов, перерабатывающих одно и то же
сырье (напр., установки каткре
кинга и гидрокрекинга ВГО), не
рассматриваются в работе, т.к. будут иметь ограниченную
применимость для малых и средних НПЗ из
-
за высокого уровня
инвестиций. Можно сказать, что выбранные схемы являются
«эталонными» и в дальнейшем могут использоваться для р
азработки
оптимальных схем переработки нефти для крупных НПЗ методом
комбинирования.

В технологических схемах используются типовые процессы
переработки нефти, которые наиболее часто используются на
существующих НПЗ Российской Федерации или включены в
персп
ективные схемы их реконструкци
и до 2020 года
.

Все технологические схемы смоделированы и оптимизированы в
электронных таблицах MS Excel. Адекватность разработанных
моделей подтверждена с использованием программы RPMS компании
Хоневел. Сходимость составила
более 95%, что дает основание
17


считать
упрощенные

модел
и

адекватн
ыми
, учитывающ
ими

все
основные производственные затраты и позволяющ
ие

производить
оптимальное смешение компонентов автобензинов с достижением
максимальной маржи.

Для моделирования процесса ком
паундирования компонентов
товарных бензинов с целью получения бензинов марок А
И
-
95 и А
И
-
92,
характеристики которых соответствуют требованиям Технического
регламента к автомобильным бензинам класса 5, используется
встроенный оптимизатор
MS Excel. Целевым зн
ачением процедуры
является максимально возможная величина маржи
.

Влияющими
величинами являются

количеств
о

(тыс.т/год) компонентов товарных
бензинов

и их качество
.

Для

оценки
эффективности разработанных схем
приняты следующие

критерии
:

1.

Глубина переработки
нефти

2.

Выход светлых нефтепродуктов

3.

Точка безубыточности, которая показывает, при какой мощности
маржа переработки (выручка от продаж за вычетом переменных
затрат) будет выше уровня условно
-
постоянных затрат (т.е. при
превышении какой мощности выбранная схе
ма НПЗ будет иметь
прибыль). Необходимо отметить, что при высоких
инвестиционных вложениях на реконструкцию НПЗ
амортизационные отчисления будут иметь высокую долю в
структуре постоянных затрат.

4.

Чистый дисконтированный доход (
NPV
), который характеризует
ок
упаемость инвестиций в реконструкцию НПЗ. Если
NPV

на
горизонте планирования 15 лет больше нуля, то инвестиции
окупаемы.

18


5.

М
инимальная мощность завода, при которой инвестиции в его
реконструкцию будут окупаемы
в условиях действующего
законодательства РФ
.

При
менительно к рассматриваемым схемам НПЗ можно сказать, что
точка безубыточности

будет зависеть от объема переработки
(мощности НПЗ), так как выручка от реализации продукции и
переменные затраты изменяются пропорционально мощности НПЗ.

Учитывая, что доля у
словно
-
постоянных затрат увеличивается при
снижении мощности НПЗ, то вероятно существование точки
(мощности НПЗ), в которой работа НПЗ будет неэффективна. Т.е.
маржа от переработки нефти не будет покрывать условно
-
постоянные
расходы. В данной работе точка
безубыточности будет
использоваться для определения мощности НПЗ, когда переработка
нефти является неэффективной для выбранной схемы.

NPV
:

так как доля условно
-
постоянных затрат увеличивается в общих
затратах переработки нефти при снижении мощности НПЗ, а также,
что инвестиционный расходы изменяются непропорционально
изменению мощности НПЗ / установки, то вероятно существование
точки
(мощност
и НПЗ), в которой инвестиции в реконструкцию /
строительство НПЗ будут неэффективны. Т.е.
NPV

не является
постоянным и ухудшается при снижении мощности НПЗ. Из этого
следует, что при определенных макропараметрах (цены на сырье и
продукцию, налогообложению
и т.д.) может быть достигнута некоторая
мощность НПЗ, ниже которой реконструкция НПЗ будет
неэффективной. В диссертационной работе проведен расчет
минимальной мощности НПЗ
,

при которой проведение его
реконструкции будет неокупаемо (с учетом выбранной схемы

переработки нефти).

В главе 3

представлен а
нализ технологических схем переработки
нефти

без учета процессов переработки тяжелых нефтяных остатков

19


(см.рис.5)
, который
показал, что наиболее эффективн
ыми

схем
ами

переработки нефти в условиях те
кущего
законодательства РФ
являю
тся схем
ы

с максимальной выработкой средних дистиллятов
.
Данные

вариант
ы

име
ю
т минимальный объем инвестиций (
113
-
120

млрд.руб для НПЗ мощностью 10 млн.т/г), минимальную точку
безубыточности на у
ровне 58
0
-
630

тыс.т/г и минимальный у
ровень
переработки нефти

(7.3
-
8.6

млн.т/г), при котором реконструкции НПЗ
будут окупаемыми
(при
ввод
е

100%
-
й пошлины
на темные
нефтепродукты
с

2017г
г)
.


Рис.5. Показатели эффективности основных схем переработки нефти
без учета процессов переработки
тяжелых остатков.


Схема НПЗ, работающего по нефтехимическому
, бензиновому

варианту с максимальной выработкой легких олефинов С
3
-
С
4
, с точки
зрения окупаемости сопоставима с дизельным

вариантом

с
выработкой сырья для нефтехимии
, но имеет наибольший объем
и
нвестиций среди рассмотренных вариантов.

Схема реконструкции НПЗ по бензиновому варианту требует
инвестиций на уровне 125 млрд.руб., при этом окупаемость
достигается только для крупных НПЗ с мощностью более 10 млн.т/г.

Из проведенных расчетов следует, что

эра мини
-
НПЗ подходит к
концу. Они будут постепенно закрываться в связи с их
неокупаемостью и невозможностью проведения экономически
эффективной реконструкции для удовлетворения требований
20


законодательства по качеству продукции без значительного
увеличени
я производительности. Учитывая, что суммарный объем
переработки на мини
-
НПЗ составляет около 5

-

10

млн.т нефти в год,
крупные нефтяные компании смогут восполнить освободившиеся
рыночные ниши нефтепродуктами со своих НПЗ.

Более сложно вопрос стоит со средн
ими по производительности НПЗ.
Их доля в общем объеме переработки в России составляет около 10
-
15% и возможное закрытие будет оказывать значительное влияние на
рынок нефтепродуктов в России, особенно в регионе расположения
завода. Расчеты показывают, что в
ведение 100%
-
й пошлины на
темные нефтепродукты в
2017

год
у

приведет к тому, что только НПЗ с
мощностью более 8 млн.т
/г смогут окупить инвестиции в
реконструкцию. Возможно, что строительство комплексов переработки
тяжелых нефтяных остатков окажет позитивное воздействие на
окупаемость реконструкции средних НПЗ. Но это также будет
означать, что проведение поэтапной реконст
рукции будет
невозможно, т.к. без строительства мощностей глубокой переработки
средние НПЗ не будут иметь достаточный уровень прибыли, чтобы
приступить к эксплуатации завода. Как указывалось выше, наличие в
составе НПЗ действующих установок и объектов обще
заводского
хозяйства будет приводить к снижению необходимого объема
инвестиций на реконструкцию. Несмотря на это, для большинства
средних НПЗ с низким уровнем вторичных процессов объем
инвестиций будет близок к затратам на строительство новых НПЗ.


В четв
ертой главе

представлена оценка эффективности
реконструкции НПЗ для ранее выбранных четырех основных схем
переработки: бензиновой, нефтехимической, дизельной с
производством топлив и дизельной с производством сырья для
21


нефтехимии с учетом различных вариант
ов переработки тяжелых
нефтяных остатков.

В каждую из вышеуказанных схем были интегрированы следующие
процессы переработки тяжелых нефтяных остатков:



Производство битумов



Гидрокрекинг гудрона (70% конверсия)



Коксование



Деасфальтизация

В
рисунках 6
-
9
предст
авлены обобщенные показатели эффективности
рассматриваемых схем с использованием различных вариантов
переработки тяжелых остатков
.

В
таблице
2

представлено
их
ранжирование, выполненное по показателям окупаемости и объема
инвестиций.


Рис.6

Эффективность схем переработки нефти с производством
битумов


Рис.
7
. Эффективность схем переработки нефти с процессом
гидрокрекинга гудрона

22



Рис.
8
. Эффективность схем переработки нефти с процессом
деасфальтизации гудрона


Рис.9
. Эффективность схем
переработки нефти с процессом
коксования


Таблица
2
. Показатели эффективности рассматриваемых схем и
вариантов переработки тяжелых остатков

Наименование

Глубина
н/переработки,
%

Выход
светлых,
%

CAPEX для
НПЗ 10
млн.т/г,
млрд.руб

Пр
-
ть, при которой
НПЗ оку
паем, млн.т/г

Рейтинг

пошлины
2012

пошлины
201
7

Коксование

84
-
89

7
6
-
8
5

15
1
-
1
79

5.
6
-
6.2

6
.0
-
6.9

1

Деасфальтизация

77
-
84

6
8
-
8
1

1
37
-
1
59

5.
7
-
6.6

7
.0
-
7.7

2

Гидрокрекинг
гудрона

82
-
87

73
-
8
3

1
48
-
18
3

6
.1
-
6.8

7.6
-
8.1

3

Битумная

91
-
96

63
-
71

115
-
1
48

4
.1
-
4.8

8
.
5
-
8.
7

4


Проведенный анализ показал, что:



схемы НПЗ с производством битумов имеют минимальный объем
инвестиций, что обеспечивает наилучшую окупаемость при
существующем уровне экспортных пошлин, но из
-
за высокого
23


выхода «темных» нефтепродуктов схемы с производством битума
имеют худшие показатели окупаемости после ввода 100%
экспортной пошлины на «темные» нефтепродукты в
2017
г.;



инвестиционные расходы на реконструкцию НПЗ со строительством
установок гидрокрекинга гу
дрона сопоставимы с инвестициями по
строительству установок коксования и составляют 150
-
180
млрд.руб. для НПЗ мощностью 10 млн.т/г.;



наиболее эффективным процессом переработки тяжелых
нефтяных остатков в условиях текущего законодательства РФ
являются схем
ы с установками коксования;



НПЗ с производительностью менее 6
-
7 млн.т/г будут не окупаемы
при вводе новых экспортных пошлин в 201
7

году.


В главе 5

представлен анализ влияния мировых цен на нефть на
окупаемость рассматриваемых схем переработки нефти.
При
с
нижении цен

на нефть снижаются цены на нефтепродукты, что ведет
к

сниже
нию

окупаемост
и инвестиций
. При возникновении таких
ситуаций, как правило, останавливаются и реконструкции НПЗ.

Это
можно видеть, рассматривая периоды резкого падения цен на нефть в
1998 и 2008 годах.

В связи со сложившейся политической ситуацией в
мире стоимость нефти резко снизилась во втором полугодии 2014
года до уровня 50
-
55
$
/
bbl
,
но ожидается подъем до уровня 70
-
90
$/
bbl
.

В диссертационной работе

показано, как изменяется миним
альная
мощность НПЗ для рассматриваемых основных схем переработки
нефти с учетом строительства комплексов переработки тяжелых
остатков, которая будет окупаема при изменении
мировых
цен на
нефть. Из
анализа
следует, что:

1.

Схемы переработки нефти с производст
вом битума имеют
наибольшую чувствительность как к изменению экспортных
24


пошлин

(см.рис.
10
)
, так и к снижению цены на нефть. При
существующем уровне экспортных пошлин критичной для
окупаемости ценой нефти является уровень
65
-
7
0 $/bbl
, а при
увеличении пошлин


85
-
90$/bbl.

Изменение цены нефти на 10
$/bbl изменяет минимально окупаемую производительность НПЗ
в
среднем
на
1.9

млн.т/г

(с вводом новых экспортных пошлин в
2017г.)




не окупаемо

Рис.
10
.

Влияние цены нефти на эф
фективность схем переработки
нефти с производством битумов


2.

Снижение цены нефти до уровня ниже
75
-
80 $/bbl приведет к
неокупаемости схем с гидрокрекингом гудрона, а изменение цены
нефти на 10 $/bbl изменяет минимально окупаемую
производительность НПЗ на
1.8

млн.т/г

(см.рис.
11
)

25




не окупаемо

Рис.
11
.

Влияние цены нефти на эффективность схем переработки
нефти с гидрокрекингом гудрона


3.

Для схем переработки с деасфальтизацией снижение цены нефти
до уровня менее
75
-
80 $/bbl

является критичным для окупаемости
инвестиций в реконструкцию. Изменение цены нефти на 10 $/bbl
изменяет минимально окупаемую производительность НПЗ на
1
.
6

млн.т/г

(см.рис.12
)



не окупаемо

Рис.
12

Влияние цены нефти на эффективность схем переработки
нефти с деасфальтизацией гудрона


26


4.

Схемы переработки с процессом коксования имеют наилучшую
устойчивость к снижению цены нефти. Критичным для окупаемости
является уровень 65
-
70 $/bbl, а изменение цены не
фти на 10 $/bbl
изменяет минимально окупаемую производительность НПЗ на
1
.
4

млн.т/г

(см.рис.
13
)




не окупаемо

Рис.
13
.

Влияние цены нефти на эффективность схем переработки
нефти с процессом коксования


Выводы
и рекомендации


Из проведенных
расчетов следует, что:



Наиболее эффективными по критерию минимальной мощности, при
которой реконструкция НПЗ окупаема в условиях законодательства
РФ, являются схемы с максимальной выработкой средних
дистиллятов и процессом коксования для переработки тяжелы
х
нефтяных остатков.



Снижение
мировой
цены на нефть ниже
6
0
-
65

$/
bbl

с учетом ввода
новых экспортных пошлин на темные нефтепродукты в 201
7

году с
высокой долей вероятности
приводит к неокупаемости
реконструкции НПЗ для всех рассмотренных вариантов.

Приняти
е
27


решения о проведении реконструкции при таком уровне цен может
быть принято только с учетом индивидуального рассмотрения
параметров работы каждого отдельно взятого НПЗ.



Увеличение цены нефти приводит к улучшению параметров
окупаемости реконструкции НПЗ. Р
ост на 10 $/
bbl

приводит в
среднем к снижению на
1.7

млн.т/г минимальной мощности НПЗ,
которая будет окупаема в условиях законодательства РФ.
Снижение цены нефти приводит к соответствующему ухудшению
окупаемости и увеличению минимальной окупаемой мощности
завода.

Проведенные расчеты также показывают, что вне зависимости от
технологической схемы мини
-
НПЗ будут постепенно закрываться в
связи с их неокупаемостью и невозможностью проведения
экономически эффективной реконструкции для удовлетворения
требований за
конодательства по качеству продукции и глубине
переработки. Фактически выживут только те мини
-
НПЗ, которые
первые проведут реконструкцию и смогут:



увеличить мощность завода до 6
-
7

млн.т/г, достигнуть минимум
75
-
80% конверсии нефти и найти рынок сбыта произ
водимых
нефтепродуктов;



найти варианты закупки значительно более дешевого
оборудования при условии того, что в настоящее время цены
находятся на максимуме из
-
за большого спроса на рынке для
реконструкции других НПЗ РФ;



осуществить последовательный (поэта
пный) ввод новых
установок в приемлемые сроки до введения новых таможенных
пошлин на темные нефтепродукты.



28


Заключение


1.

Проведенные в период 2008
-
2011гг. изменения законодательства
Российской Федерации (ввод технического регламента по качеству
нефтепродуктов, изменение акцизов и экспортных пошлин на
темные нефтепродукты) привели к началу полномасштабной
реконструкции нефтеп
ерерабатывающей промышленности в РФ.

2.

Впервые получены общие закономерности

между окупаемостью
инвестиций на реконструкцию
, точкой безубыточности

и
мощностью НПЗ
.

3.

Проведен расчет эффективности реконструкции НПЗ для основных
схем переработки нефти в диапазо
не от 1.0 до 10.0 млн.т/г. с
учетом изменения законодательства Российской Федерации.

4.

Проведено ранжирование промышленно опробованных процессов
переработки тяжелых нефтяных остатков
(
висбрекинг,
производство битумов, гидрокрекинг остатков, коксование) по и
х
окупаемости (
NPV
)
. Показано, что при переработке нефти Юралс и
действующем законодательстве РФ наиболее эффективными
являются различные модификации процесса коксования
(замедленное, флюидкокинг, флексикокинг).

5.

Определена минимальная мощность НПЗ для осно
вных схем
переработки нефти и действующего законодательства РФ, при
которой будет обеспечиваться окупаемость инвестиций на
реконструкцию.

6.

Проведен анализ чувствительности окупаемости (
NPV
)

основных
схем переработки нефти от мировых цен на нефть. Выявлено,
что
при снижении цены нефти ниже 60
-
65

$
/
bbl

реконструкция НПЗ
становится неокупаемой.

7.

Определено, что проведение реконструкции мини
-
НПЗ (мощность
менее 1 млн.т/год) будет экономически нецелесообразно, что
29


ведет к постепенному их закрытию. Окупаемость реко
нструкции
средних НПЗ (мощность 1
-
5 млн.т/г) также является
неудовлетворительной, но проведение их реконструкции с
увеличением мощности до 6
-
7 млн.т/г позволяет выйти на
приемлемый по окупаемости уровень.



Список работ, опубликованных автором по теме
диссертации


1.

В.В Галкин, В.А. Махиянов
,

М.И. Левинбук.
Комплексный анализ
эффективности схем переработки нефти в зависимости от
мощности НПЗ в условиях изменения законодательства РФ. Часть
1 (без схем глубокой переработки) //
Мир нефтепродуктов

№2,
2013г.,

С.3
-
10.

2.

В.В Галкин, В.А. Махиянов
,

М.И. Левинбук.
Комплексный анализ
эффективности схем переработки нефти в зависимости от
мощности НПЗ в условиях изменения законодательства РФ. Часть
2 (с учетом схем глубокой переработки, влияние цены нефти)

//
Мир нефте
продуктов

№2, 2014г., С.3
-
9.

3.

В.В Галкин, М.И. Левинбук, В.А. Махиянов. Анализ эффективности
схем переработки нефти в зависимости от мощности НПЗ // Oil &
Gas Journal Russia, № 3 (69), март 2013
, С.64
-
70

4.

В.В Галкин, В.А. Махиянов
,

М.И. Левинбук.
Реконструкц
ия НПЗ
-
2
.
Анализ эффективности в зависимости от вариантов переработки
тяжелых не
фтяных остатков и цены на нефть
.
// Oil & Gas Journal
Russia,
№3 (
80
), март 201
4
, С.
76
-
82

5.

V.V.Galkin, V.Makhianov, M.I.Levinbuk. “Case history: Modernization of
Russian’s
refining industry


Part 1” // Hy
drocarbon processing, July
2014
,
P
.59
-
64

30


6.

V.V.Galkin, V.Makhianov, M.I.Levinbuk. “Case history: Modernization of
Russian’s refining industry


Part 2” // Hydr
ocarbon processing, August
2014
,

P.73
-
76

7.

Levinbuk M., Galkin V., M
akhiyanov V. Update: Russia’s capacity and
modernization program // Hydrocarbon Processing, September 2013
,

P
.103
-
110.

8.

В.В. Галкин.
Российские НПЗ: выживут не все

// Химический
журнал
,
№3,
март 2013г., С.28
-
35


Приложенные файлы

  • pdf 44303576
    Размер файла: 651 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий