Эффективность применения природного газа на современном НПЗ

Написано Экономика нефтепереработки . Опубликовано в Публикации

Журнал «Топливный рынок» май-июнь 2009г.

Яковлев А.А., Иванова А.С. ООО «Экономика переработки нефти»

В настоящее время газовая промышленность России представляет собой единый комплекс, деятельность которого направлена на решение широкого круга задач: геолого-разведочные работы на суше и морском шельфе, бурение скважин, добычу и переработку природного газа, транспорт, распределение и подземное хранение газа.

Разведанные запасы газа России на сегодняшний день составляют более 46 трлн. м3. Причем из общих разведанных запасов газа промышленных категорий 75,6% приходится на месторождения Западной Сибири, около 6,8% — на нефтегазовые провинции Северных морей, 5,8% — на месторождения Восточной Сибири [1].

По данным ЦДУ ТЭК, объем производства газа в РФ в 2007 году составил 654,1 млрд. м3, что на 0,35% ниже показателя 2006 года. Объем производства ОАО «Газпром» в 2007 году составил 550,1 млрд. м3. Среди независимых производителей газа ОАО «Новатек» в прошедшем году произвел 28,5 млрд. м3 газа, вертикально интегрированные нефтяные компании – 58,7 млрд. м3 газа. Прочие нефтегазодобывающие предприятия за 2007 год добыли 16,7 млрд. м3 газа [2].

Транспортировка газа от месторождений до потребителя осуществляется по уникальной газотранспортной системе, включающей более 150 тыс. км магистральных газопроводов, 689 компрессорных цехов мощностью более 42 млн. кВт, 22 объекта подземного хранения газа. Протяженность газораспределительных сетей составляет 359 тыс. км [3].

Следует отметить, что топливно-энергетический баланс страны – система показателей, характеризующих ресурсы газа, их распределение и использование – один из главных инструментов долгосрочного планирования развития не только топливно-энергетического комплекса, но и всей экономики страны в целом. Достаточно сказать, что топливно-энергетический баланс выступает вторым по значению документом вслед за прогнозом социально-экономического развития государства и служит одной из отправных точек при разработке федерального бюджета.

Газовая отрасль занимает 8% в структуре ВВП, обеспечивает значительную часть доходов бюджета, а также более 19% поступлений валютной выручки государства за счет экспортных поставок газа (45% в структуре экспорта топлива из России). В России ежегодно потребляется около 410 млрд. м3 газа (с учетом расхода газа на технологические нужды системы газоснабжения) или более 70% от всего объема газа, добываемого в стране [3]. При этом доля газа в структуре потребления топливно-энергетических ресурсов России неуклонно растет. Так, в 1991 году она составляла 42%, а в 2006 году превысила уже 51% [4]. Такая тенденция приводит к снижению роли других видов энергоносителей в топливно-энергетическом балансе страны.

Состав участников сложившегося рынка газа включает производителей газа, газосбытовые компании, газораспределительные организации, операторов инфраструктуры (газотранспортные организации) и потребителей газа.

Ключевым условием развития конкурентного рынка газа является осуществление мер по повышению эффективности ценовой политики и внедрению рыночных принципов ценообразования. Прогноз роста тарифов на газ приведен в Таблице 1.

Таблица 1 — Прогноз роста цен на газ, % к предыдущему году [3]

Прогноз

2007 г.

2008 г.

2009 г.

Прогноз согласно концепции развития рынка газа в Российской Федерации, подготовленный ОАО «Газпром»

1,12

1,12

1,08

Предложения Минэкономразвития России, одобренные Правительством РФ

1,08

1,07

-

В результате диспропорции цен на топливно-энергетические ресурсы потребность в газе как наиболее дешевом виде топлива искусственно завышается. Потребление природного газа населением страны увеличилось за последние 10 лет более чем в 3 раза. Однако уровень газификации особенно в сельской местности остается недостаточным и составляет в настоящее время около 31% против 60% в городах. До 64% возрос удельный вес газа в котельно-печном топливе. В таких промышленно развитых регионах России, как Поволжский, Центральный, Северо-Кавказский и Северо-Западный, за счет сокращения использования мазута и угля, доля газа в котельно-печном топливе достигла 77-83%. В Москве этот показатель уже превышает 95%. Между тем удельный вес газа в запасах топливно-энергетических ресурсов России (уголь, газ, нефть) составляет только 27% [3].

Таблица 2 — Структура потребления газа в отраслях народного хозяйства

№ п/п

Наименование отрасли

Потребление, млрд. м3

От общего объема потребления, %

1

Электроэнергетика

140,6

39,0

2

Металлургическая

28,6

7,9

3

Агрохимическая промышленность

17,8

4,9

4

Агропромышленный комплекс

10,1

2,8

5

Нефтехимическая промышленность

6,1

1,7

6

Коммунально-бытовые хозяйства

30,8

8,5

7

Население

41,7

11,6

8

Другие

85,0

23,6

Россия всего

360,7

100,0

Потребление природного газа населением быстро растет, при этом уровень розничных цен на газ для населения остается значительно более низким, чем для других категорий потребителей.

Приоритетными потребителями природного газа в ближайшие годы и в перспективе должны стать химия, сельское хозяйство, коммунально-бытовой сектор и население при сокращении поставок газа электростанциям.

При проведении государством грамотной ценовой политики в отношении природного газа в будущем можно будет избежать ресурсных ограничений. Так либерализация цен и приближение их к уровню, в большей степени соответствующему реальному соотношению спроса и предложения на газ, позволит обеспечить условия для создания межтопливной конкуренции. При этом возможно некоторое снижение спроса под воздействием роста цен. Наиболее крупные потребители газа будут инвестировать средства в снижение газоемкости производства, закладывая таким образом основу для предотвращения резкого роста спроса на газ в будущем. Объем потребления газа на внутреннем рынке, включая технологические нужды газовой отрасли, не превысит 430 млрд. м3 в год, что с учетом ожидаемой стабилизации добычи газа ОАО «Газпром» и возможного увеличения темпов роста добычи газа независимыми производителями позволяет говорить об отсутствии перспективы ресурсных ограничений на внутреннем рынке газа [3].

Не смотря на значительные положительные тенденции в данном секторе экономике, имеется ряд существенных проблем.

Российский рынок газа в современном состоянии не имеет развитой рыночной инфраструктуры и конкурентной среды. Его характерной особенностью является весьма высокая степень государственного регулирования.

В сфере добычи газа основную долю (90%) занимает ОАО «Газпром». В значительной степени это обусловлено концентрацией запасов газа в отдельных крупных месторождениях и структурой выданных лицензий на их разработку. Независимые организации владеют примерно 30% лицензий на освоение запасов газа и имеют право реализовывать его по свободным рыночным ценам, но их доля в совокупных объемах добычи и поставки газа на рынок составляет немногим более 10%. В условиях, когда основная часть газа реализуется потребителям на регулируемом секторе рынка газа, возможности использовать указанное право у независимых производителей весьма ограничены.

Для функционирования полноценного газового рынка пока не созданы основные структурные элементы и рыночные институты, которые должны способствовать его становлению. Реализация газа на торговых площадках, которая позволяет выбирать продавца (покупателя), условия, сроки поставки и другие аспекты рыночной купли-продажи продукции находится на начальной стадии. Не развита система страховых предприятий, обеспечивающих гарантиями сделки купли-продажи, и других структур, которые могут с помощью рыночных инструментов управлять рисками, связанными с непредвиденными ситуациями на рынке газа. Отсутствует налаженный механизм привлечения российских инвесторов в газовый бизнес. Не разработаны правила поведения участников нерегулируемого сегмента рынка газа. Неразвитая рыночная инфраструктура на российском рынке газа обусловлена отсутствием необходимых финансово-экономических условий для развития полноценного конкурентного рынка.

Динамичное развитие газового сектора способно обеспечить поступательное движение и другим отраслям экономики. Обеспечение газом платежеспособных российских потребителей представляется одной из основных задач по модернизации экономики и обеспечению ее поступательного развития.

В качестве такого платежеспособного потребителя в настоящее время может выступать нефтеперерабатывающая промышленность. Современные НПЗ являются крупными потребителями энергоресурсов. Зачастую в качестве энергоносителей на нефтеперерабатывающих предприятиях используются продукты собственной выработки – углеводородный газ и мазут. Однако значительный рост цен на нефтепродукты за последнее время заставляет задумываться о поисках более дешевых энергоресурсов, которые позволят либо вовлекать освободившиеся объемы мазута в дальнейшую переработку с целью увеличения выхода светлых нефтепродуктов, либо реализовывать его как товарную продукцию. Это направление использования природного газа кажется целесообразным при сравнении цен на мазут и природный газ (12 000 руб./т и 3 200 руб./т соответственно).

С другой стороны очень перспективным кажется вариант применения природного газа в нефтеперерабатывающей промышленности для получения водорода. В настоящее время водород находит все более широкое применение в переработке сернистых и высокосернистых нефтей, поскольку получаемые из них продукты не могут быть использованы без предварительного обессеривания. Так для бензинов, соответствующих стандартам Евро – 4, содержание серы не должно превышать 30 ppm, для дизельного топлива по стандарту EN – 590 с 2008 года содержание серы должно быть менее 30 ppm, а с 2009 года содержание серы в дизельном топливе и бензине в Европе будет ограничено 10 ppm. Так как европейские стандарты с 2006 года запрещают использование высокосернистого топлива в Балтийском море и с 2007 года в Суэцком канале и Северном море, на многих НПЗ скоро потребуется дальнейшее облагораживание остатков с интегрированным производством водорода [5].

Применение водорода позволяет увеличить стабильность бензинов и дизельных топлив вторичного происхождения, уменьшить содержание смол, понизить коксуемость, содержание металлов и азота во фракциях, перерабатываемых в каталитических процессах, и в остаточных нефтепродуктах.

В мировой практике для производства водорода получил распространение метод каталитической конверсии углеводородного сырья с водяным паром. В качестве сырья может использоваться природный газ, углеводородные газы переработки или бензиновые фракции. Следует заметить, что потребление сырья на тонну получаемого водорода при использовании природного газа на 8% меньше, чем при получении водорода из углеводородного газа.[6]

Ниже рассмотрена эффективность использования природного газа на нефтеперерабатывающем предприятии в качестве энергоносителя и сырья для производства водорода. Мощность завода по сырью 3 700 тыс. тонн нефти. Конфигурация рассматриваемого НПЗ позволяет получать товарную продукцию высокого качества: дизельное топливо с содержанием серы 10 и 50 ppm, авиакеросин, автобензины АИ-95 и 98.

Рассматриваются два варианта работы НПЗ. В первом для обеспечения завода энергоресурсами используется мазут, а в качестве сырья установки паровой конверсии – углеводородный газ (базовый вариант). Во втором – в качестве энергоносителя и сырья установки производства водорода выступает природный газ (вариант с вовлечением природного газа). Общая конфигурация завода представлена на рисунке 1.

Количество товарной продукции по вариантам различается (Таблица 3). Это связано с тем, что в случае использования на НПЗ природного газа освобождаются дополнительные ресурсы мазута, которые вовлекаются в дальнейшую переработку.

Таблица 3 – Товарная продукция НПЗ

Показатель

Ед. изм.

Базовый вариант

Вариант с вовлечением природного газа

Объем перерабатываемого сырья, всего

тыс. т

3 707,40

3 707,40

Выработка товарных нефтепродуктов, всего:

тыс. т

3 259,28

3 526,39

Дизельное топливо (S=10ppm)

тыс.т

1 069,16

1 069,16

Дизельное топливо (S=50ppm)

тыс.т

764,15

957,66

Топливо ТС-1

тыс.т

385,36

385,36

АИ-95

тыс.т

765,03

795,09

АИ-98

тыс.т

30,00

30,00

Пропан

тыс.т

12,00

12,00

Нормальный бутан

тыс.т

45,24

45,24

Изобутан

тыс.т

13,54

13,54

Битум дорожный

тыс.т

166,29

208,40

Сера

тыс.т

8,52

9,95

Выход светлых нефтепродуктов

%

83,2

89,2

Таким образом, вовлечение природного газа позволяет увеличить выработку товарной продукции на 8,2% за счет увеличения количества дизельного топлива (S=50ppm) на 25,3%, автомобильного бензина АИ-95 на 3,9%, дорожного битума на 25,3% и серы на 16,8%. Выход светлых нефтепродуктов при этом увеличится на 7,3%.


Рисунок 1 – Конфигурация НПЗ


В основу расчета технико-экономических показателей НПЗ закладывается следующее соотношение цен на нефть, газ и нефтепродукты.

Таблица 4 – Стоимость сырья и товарной продукции

Показатель

Цена без НДС и акцизов, руб/т

Нефть

7 120,0

Природный газ

3 200,0

Дизельное топливо (S=10ppm)

21 420,0

Дизельное топливо (S=50ppm)

21 420,0

Топливо ТС-1

22 450,0

АИ-95

23 371,0

АИ-98

24 871,0

Пропан

4 500,0

Нормальный бутан

17 000,0

Изобутан

16 900,0

Битум дорожный

11 150,0

Сера

2 550,0

Сравнение технико-экономических показателей приведено в Таблице 5.

Таблица 5 – Годовые технико-экономические показатели НПЗ по вариантам

Показатель

Ед. изм.

Базовый вариант

Вариант с вовлечением природного газа

Себестоимость производства продукции

млн. руб.

31 704,78

33 124,33

Эксплуатационные затраты

млн. руб.

5 118,20

6 537,75

То же на 1 т нефти

руб./т

1 380,54

1 763,43

Амортизация

млн. руб.

3 401,46

3 646,52

Стоимость товарной продукции

млн. руб.

69 474,11

74 794,82

То же на 1 т нефти

руб./т

18 739,31

20 174,47

Балансовая прибыль

млн. руб.

37 769,33

41 670,49

Чистая прибыль

млн. руб.

28 704,69

31 669,57

Капиталовложения, всего

млн. $

1 720,33

1 841,78

То же

млн. руб.

40 837,64

43 720,67

Простой срок окупаемости

лет

1,3

1,2

При вовлечении в производство природного газа себестоимость производства продукции возрастет на 4,5%. Эксплуатационные затраты увеличатся на 27,7% за счет включения стоимости природного газа в данную статью затрат. На 7,1% возрастут капиталовложения, так как в переработку будут вовлечены освободившиеся мощности по мазуту, что приведет к росту мощностей установок. Увеличение количества товарной продукции приведет к росту показателя чистой прибыли на 10,3% и снижению простого срока окупаемости до 1,2 года.

Если рассматривать показатель чистой прибыли как наиболее значимый среди технико-экономических показателей работы НПЗ, то замена мазута на природный газ представляется весьма целесообразной.

Литература

  1. Мурзин Р. Ресурсные возможности обеспечения устойчивого развития газовой отрасли. Особенности развития на современном этапе // Третья Всероссийская неделя нефти и газа. Москва, 2003.
  2. Серегин В. На Штокман не надеясь // Oil & gas journal Russia.2008. №1-2
  3. Попов А.С. Анализ рынка газа в России // Центр ситуационного анализа и прогнозирования ЦЭМИ РАН
  4. Трибуна. – 2008. — 7-13 августа
  5. Ruthardt K., Radtke K.R., Larsen J. Hydrogen trends // Hydrocarbon Engineering. – 2005. – 10. — №11
  6. Черный И.Р., Черный Ю.И. Тематический обзор Современное состояние и тенденции развития производства водорода — М.: ЦНИИТЭнефтехим,1976.-80с.