Прямогонка и газы С3-С4 (в миру пропан-бутан) - это две большие разницы. И говорить о том, что вся российская нефтехимия кроме КОСа сидит на прямогонке - не очень правильно, мягко говоря.
О развитии нефтехимии можно судить не только по выпуску базовых полупродуктов, но и по длине цепочек, ассортименту продукции, позициям на рынках и т.д.
Прямогонка и пропан-бутан – я как сырьё для пиролиза имел ввиду, это же ключевое производство базовых полупродуктов, без этого никаких цепочек и позиций на рынках не будет. Другое дело, что газы (бутан) используются и как сырьё для установок дегидрирования с последующим применением полученных продуктов (наряду с опять-таки пиролизной БДФ) в каучуковом производстве, но это другая тема уже.
В мировой практике есть примеры как подтверждающие, так и опровергающие это утверждение.
Ну если брать российскую специфику – то для создания крупных экспортоориентированных объединений имхо целесообразней именно таким путём идти. Проще же прокачать нефть до припортового завода и получить там, что нужно и погрузить на борт, чем везти туда химсырьё по железной дороге. Хотя само собой, вариантов множество может быть.
Новые мощности по этилену вводятся, но масштабы по мировым меркам действительно скромные.
Вводятся только новые печи кое-где, и увеличивается единичная мощность старых установок.
Да доезжал томский полиэтилен до Центральной Европы совершенно спокойно,
Доехать-то конечно он может, вопрос в том, сколько это стоит.
Нефтепереработка и нефтехимия это все же разные отрасли.
Конечно разные. Однако же это отрасли смежные, одно из головных нефтехимических производств (этилен) в России, Китае, Европе, в отличие от США и Саудовской Аравии, в качестве сырья использует нафту. В России только Казанский Оргсинтез работает на этане, все остальные этиленовые установки – на прямогонке и частично газах С3-С4. Поэтому наиболее верный вариант – создание крупных объединений, интегрирующих в себе как топливное, так и полимерное производство, а также тяжёлый оргсинтез.
Примеры успешных нефтехимических компаний, являющихся заметными игроками мирового рынка по тем или иным продуктам, в России есть.
Абсолютно правильно, есть и Сибур, и НКНХ, и ЛУКОЙЛ-Нефтехим (у которого, правда, полипропилен новый сгорел недавно) но объёмы неприлично маленькие. О развитии нефтехимии можно судить по объёму производства этилена – при этом китайцы и саудиты чуть ли не каждый год вводят установки мощностью 1 млн. тн/год. Российский объём производства – 2 млн. и нового не строится ничего вообще.
Прям в оазисе каком-то Россия существует, посреди бесконечной пустыни
Не посреди пустыни – но транспортные плечи-то какие, если об экспорте говорить.
демонстрация качественного прогресса на протяжении последних 10 лет
Ваша логика понятна, но с другой стороны, следуя ей, если бы ОНПЗ не увеличил объёмы первичной переработки, то в аутсайдерах он бы не оказался.
Справедливости ради следовало бы добавить, что он ещё и лёгкую нефть перерабатывает.
Поскольку обе установки были введены практически одновременно, это утверждение достаточно сложно проверить. Однако на предприятиях, где вводился только гидрокрекинг, выход светлых сразу же резко вырос.
Давайте попробуем проверить :)
http://www.avias.com/news/2001/12/04/19782.html Т.е. это реконструкция уст. гидроочистки 24/8 (замена катализатора, реконструкция печи и м.б. замена компрессоров ВСГ), что позволяет ужесточить режим температур и давлений и утяжелить сырьё. Аналогичное мероприятие и на Новокуйбышевском заводе сделано, а он в популярном графике 2 в лидеры никак не попал. Ну понятно же, что за $8-10 млн. никакого полноценного гидрокрекинга по определению не может быть построено, если тот же пермский T-Star в полмиллиарда обошёлся для сравнения.
В целом - получается, что основной прироста отбора светлых – это всё-таки заслуга новой АВТ. Задекларированный отбор светлых от потенциала на ней – 97%, а на выбывших мощностях вряд ли был больше 93 – отсюда и прирост.
Не могли бы Вы пояснить, каким образом из данной цитаты следует логический переход к последующему изложению банальных в общем-то утверждений?
Весь абзац, из которого выдрана эта цитата
Поясню – это для нас с Вами банальность, а сюда много людей заходит, которые далеки от нефтеперерабатывающего производства. Потом, насчёт присадок – а как без них производить высокооктановые бензины? Ну 92-й ещё можно, а вот 95-98 без МТБЭ уже не сделать, это стандартная технология и никакого тут криминала нет. Другое дело – чудесные превращения продуктов на нефтебазах, но не надо путать одно с другим.
Проблем со сбытом высокооктановых бензинов нет, сейчас как раз 80-й девать некуда. А экологические нормы надо законодательно прописывать. Какой иначе смысл извлекать из топлива серу и продавать её по цене серы, когда можно оставить её в топливе и продать по цене топлива, плюс к тому сэкономив на процессинге? В частности, для этого и создан недавно принятый технический регламент, и для этого же ранее кое-где (не только в Мск) принимались региональные нормативы. Хотя ИМХО там есть весьма серьёзный косяк в виде запрета в перспективе производства 92-го (зачем???), так что наверное документ скорректируют через некоторое время.
Ну и по основной теме статьи - думаю, что создание дополнительных мощностей по переработке нефти (что само по себе замечательно) приведёт не к усилению конкуренции на внутреннем рынке, а к увеличению поставок нефтепродуктов на экспорт. Зачем кто-то будет снижать цену, когда можно банально перекинуть объём на другое направление?
Почему не выгодно производить высокую нефтехимию, а выгодно гнать нефть?
Переработка нефти сейчас выгоднее экспорта, но лишь по одной причине – соотношение экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты. Это компенсирует разницу в тарифах Транснефти и тарифах РЖД, потому как экспорт качественных нефтепродуктов в основном (а нефтехимической продукции - полностью) осуществляется по железной дороге. Но ведь никто не знает, сколько времени продлится ситуация, а отрасль инертна – любое серьёзное строительство это 3-4 года, плюс срок окупаемости - ещё столько же. Т.е. с учётом этих рисков создание новых мощностей по нефтепереработке и нефтехимии имеет смысл только в непосредственной близости к портам.
Есть ли на западе крупные независимые нефтехимические предприятия?
Компании Dow, BASF, Union Carbide, DuPont…
Потому что наша нефтехимия неконкурентноспособна или действуют запретительные пошлины.
Никаких запретительных пошлин нет, проблема в первую очередь логистическая.
Согласен – Омский НПЗ одно из лидирующих предприятий отрасли. С запуском Г-43-107 в 90-х годах на фоне снижения объёмов первичной переработки (до 1 млн. тн/месяц) естественно достигнуты хорошие показатели по выходам, но теперь первичка загружена на 400 тыс. тн/месяц больше – поэтому выход не может не снизиться. Ну и если уж по технологической схеме говорить – не так давно введён новый риформинг, что не могло не сказаться на корзине – так что действительно некорректно относить этот завод к аутсайдерам.
Кстати, что значит «заводить нефть» - сие мне не известно, видимо имеете в виду объём, сданный на УУН завода, а дальше она или идёт на ЭЛОУ и далее по схеме, или ставится на колёса, но последнее по нынешним временам бессмысленно. Фантазии об аццком криминале (на предмет, куда дельта пропала) и т.д. тоже несерьёзны, в общем не пойму, о чём речь на самом деле.
Сызранский НПЗ.
Там дело не в гидрокрекинге – тем более, что никакого гидрокрекинга там и не построено – это была реконструкция гидроочистки, в результате чего стало возможным ужесточение режима процесса, что незначительный прирост даёт. Много в этой отрасли получишь за 8-10 млн. баксов, ага.
Увеличение выхода светлых произошло в первую очередь за счёт ввода современной АВТ, которая в сравнении с ранее работавшими установками обеспечила соответствующий отбор от потенциала.
Самарская группа – одни из самых отсталых заводов России, да это и не удивительно – тогдашнему собственнику никакое туземное производство никуда не упёрлось, деньги нужны были на прирост запасов – т.е. накрутку капитализации в рамках предпродажной подготовки. Ну судьба распорядилась по другому – и считаю что справедливо.
По статье Власа Рязанова, глаз зацепился за вот эту тему:
>>Это неудивительно, поскольку экологического контроля над состоянием автопарка в стране фактически никогда не существовало, а в среде автолюбителей существует мнение, что качество продаваемого на АЗС 95−го бензина таково, что лучше залить 92−й и не переплачивать.<<
Октановое число – это не экологический, а эксплуатационный показатель! Есть своего рода обывательский миф – чем выше октан, тем якобы бензин прошёл больше стадий какой-то очистки. Это не так. Все эти евро-1,2,3,4 и то, что было до того, именно затем придумывались, чтобы снизить экологический ущерб от сжигания высокооктановых бензинов. Сначала ушли от свинца, потом стали резать ароматику. Ну можно подробнее тему развернуть, если интересно кому.
Межрегенерационный пробег катализатора - 150-600 часов. Это ж сколько времени стоять в году?
Исходя из термобарических условий - процесс ну никак не может быть дешевле ни в капиталке, ни в расходных показателях по сравнению с гидроочисткой.
Потом, по ссылке Игоря Викторовича на описание технологии - при прочтении фраз типа “предложенная американцами схема первичной переработки с риформингом” - возникает, так сказать, удивление, но вот когда далее появляется показатель “температура замерзания дизельного топлива” - то я уж и не знаю, что говорить об авторах материала….
Вы увлеклись деталями, забывая о следующих моментах:
- цена на нефтепродукты определяется нетбэком, поэтому ответы на все вопросы по ценам на бензин можно найти, ознакомившись с Plattsем;
- цена на нефть определяется точно также, и никакая ВИНК грузить нефть на независимый НПЗ по другим ценам не будет;
- любой вновь построенный НПЗ будет заинтересован в максимальной марже, его собственники будут стремиться отбить вложения как можно быстрее. И в связи с этим они не будут снижать цены, а будут увеличивать поставки нефтепродуктов на экспорт.
- опыт существования независимых нефтепереработчиков есть - например, компания НОРСИ-Ойл. И опыт того, чем всё это завершилось.
Ловушка неэффективности
Прямогонка и газы С3-С4 (в миру пропан-бутан) - это две большие разницы. И говорить о том, что вся российская нефтехимия кроме КОСа сидит на прямогонке - не очень правильно, мягко говоря.
О развитии нефтехимии можно судить не только по выпуску базовых полупродуктов, но и по длине цепочек, ассортименту продукции, позициям на рынках и т.д.
Прямогонка и пропан-бутан – я как сырьё для пиролиза имел ввиду, это же ключевое производство базовых полупродуктов, без этого никаких цепочек и позиций на рынках не будет. Другое дело, что газы (бутан) используются и как сырьё для установок дегидрирования с последующим применением полученных продуктов (наряду с опять-таки пиролизной БДФ) в каучуковом производстве, но это другая тема уже.
В мировой практике есть примеры как подтверждающие, так и опровергающие это утверждение.
Ну если брать российскую специфику – то для создания крупных экспортоориентированных объединений имхо целесообразней именно таким путём идти. Проще же прокачать нефть до припортового завода и получить там, что нужно и погрузить на борт, чем везти туда химсырьё по железной дороге. Хотя само собой, вариантов множество может быть.
Новые мощности по этилену вводятся, но масштабы по мировым меркам действительно скромные.
Вводятся только новые печи кое-где, и увеличивается единичная мощность старых установок.
Да доезжал томский полиэтилен до Центральной Европы совершенно спокойно,
Доехать-то конечно он может, вопрос в том, сколько это стоит.
Ловушка неэффективности
Нефтепереработка и нефтехимия это все же разные отрасли.
Конечно разные. Однако же это отрасли смежные, одно из головных нефтехимических производств (этилен) в России, Китае, Европе, в отличие от США и Саудовской Аравии, в качестве сырья использует нафту. В России только Казанский Оргсинтез работает на этане, все остальные этиленовые установки – на прямогонке и частично газах С3-С4. Поэтому наиболее верный вариант – создание крупных объединений, интегрирующих в себе как топливное, так и полимерное производство, а также тяжёлый оргсинтез.
Примеры успешных нефтехимических компаний, являющихся заметными игроками мирового рынка по тем или иным продуктам, в России есть.
Абсолютно правильно, есть и Сибур, и НКНХ, и ЛУКОЙЛ-Нефтехим (у которого, правда, полипропилен новый сгорел недавно) но объёмы неприлично маленькие. О развитии нефтехимии можно судить по объёму производства этилена – при этом китайцы и саудиты чуть ли не каждый год вводят установки мощностью 1 млн. тн/год. Российский объём производства – 2 млн. и нового не строится ничего вообще.
Прям в оазисе каком-то Россия существует, посреди бесконечной пустыни
Не посреди пустыни – но транспортные плечи-то какие, если об экспорте говорить.
Вдохнуть душу в рынок
демонстрация качественного прогресса на протяжении последних 10 лет
Ваша логика понятна, но с другой стороны, следуя ей, если бы ОНПЗ не увеличил объёмы первичной переработки, то в аутсайдерах он бы не оказался.
Справедливости ради следовало бы добавить, что он ещё и лёгкую нефть перерабатывает.
Поскольку обе установки были введены практически одновременно, это утверждение достаточно сложно проверить. Однако на предприятиях, где вводился только гидрокрекинг, выход светлых сразу же резко вырос.
Давайте попробуем проверить :)
http://www.avias.com/news/2001/12/04/19782.html
Т.е. это реконструкция уст. гидроочистки 24/8 (замена катализатора, реконструкция печи и м.б. замена компрессоров ВСГ), что позволяет ужесточить режим температур и давлений и утяжелить сырьё. Аналогичное мероприятие и на Новокуйбышевском заводе сделано, а он в популярном графике 2 в лидеры никак не попал. Ну понятно же, что за $8-10 млн. никакого полноценного гидрокрекинга по определению не может быть построено, если тот же пермский T-Star в полмиллиарда обошёлся для сравнения.
В целом - получается, что основной прироста отбора светлых – это всё-таки заслуга новой АВТ. Задекларированный отбор светлых от потенциала на ней – 97%, а на выбывших мощностях вряд ли был больше 93 – отсюда и прирост.
Не могли бы Вы пояснить, каким образом из данной цитаты следует логический переход к последующему изложению банальных в общем-то утверждений?
Весь абзац, из которого выдрана эта цитата
Поясню – это для нас с Вами банальность, а сюда много людей заходит, которые далеки от нефтеперерабатывающего производства. Потом, насчёт присадок – а как без них производить высокооктановые бензины? Ну 92-й ещё можно, а вот 95-98 без МТБЭ уже не сделать, это стандартная технология и никакого тут криминала нет. Другое дело – чудесные превращения продуктов на нефтебазах, но не надо путать одно с другим.
Проблем со сбытом высокооктановых бензинов нет, сейчас как раз 80-й девать некуда. А экологические нормы надо законодательно прописывать. Какой иначе смысл извлекать из топлива серу и продавать её по цене серы, когда можно оставить её в топливе и продать по цене топлива, плюс к тому сэкономив на процессинге? В частности, для этого и создан недавно принятый технический регламент, и для этого же ранее кое-где (не только в Мск) принимались региональные нормативы. Хотя ИМХО там есть весьма серьёзный косяк в виде запрета в перспективе производства 92-го (зачем???), так что наверное документ скорректируют через некоторое время.
Ну и по основной теме статьи - думаю, что создание дополнительных мощностей по переработке нефти (что само по себе замечательно) приведёт не к усилению конкуренции на внутреннем рынке, а к увеличению поставок нефтепродуктов на экспорт. Зачем кто-то будет снижать цену, когда можно банально перекинуть объём на другое направление?
Ловушка неэффективности
Почему не выгодно производить высокую нефтехимию, а выгодно гнать нефть?
Переработка нефти сейчас выгоднее экспорта, но лишь по одной причине – соотношение экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты. Это компенсирует разницу в тарифах Транснефти и тарифах РЖД, потому как экспорт качественных нефтепродуктов в основном (а нефтехимической продукции - полностью) осуществляется по железной дороге. Но ведь никто не знает, сколько времени продлится ситуация, а отрасль инертна – любое серьёзное строительство это 3-4 года, плюс срок окупаемости - ещё столько же. Т.е. с учётом этих рисков создание новых мощностей по нефтепереработке и нефтехимии имеет смысл только в непосредственной близости к портам.
Есть ли на западе крупные независимые нефтехимические предприятия?
Потому что наша нефтехимия неконкурентноспособна или действуют запретительные пошлины.
Вдохнуть душу в рынок
1. ИМХО - КИНЕФ экспортирует мазут в очень серьёзных объёмах. Куда ж ему его девать ещё?
2. Когда говорится завод построен 40 лет назад, надо помнить, что за 40 лет от того, что было, только производственная площадка осталась :)
3. Вряд ли они КГПН введут в 2009 году.
Вдохнуть душу в рынок
Согласен – Омский НПЗ одно из лидирующих предприятий отрасли. С запуском Г-43-107 в 90-х годах на фоне снижения объёмов первичной переработки (до 1 млн. тн/месяц) естественно достигнуты хорошие показатели по выходам, но теперь первичка загружена на 400 тыс. тн/месяц больше – поэтому выход не может не снизиться. Ну и если уж по технологической схеме говорить – не так давно введён новый риформинг, что не могло не сказаться на корзине – так что действительно некорректно относить этот завод к аутсайдерам.
Кстати, что значит «заводить нефть» - сие мне не известно, видимо имеете в виду объём, сданный на УУН завода, а дальше она или идёт на ЭЛОУ и далее по схеме, или ставится на колёса, но последнее по нынешним временам бессмысленно. Фантазии об аццком криминале (на предмет, куда дельта пропала) и т.д. тоже несерьёзны, в общем не пойму, о чём речь на самом деле.
Сызранский НПЗ.
Там дело не в гидрокрекинге – тем более, что никакого гидрокрекинга там и не построено – это была реконструкция гидроочистки, в результате чего стало возможным ужесточение режима процесса, что незначительный прирост даёт. Много в этой отрасли получишь за 8-10 млн. баксов, ага.
Увеличение выхода светлых произошло в первую очередь за счёт ввода современной АВТ, которая в сравнении с ранее работавшими установками обеспечила соответствующий отбор от потенциала.
Самарская группа – одни из самых отсталых заводов России, да это и не удивительно – тогдашнему собственнику никакое туземное производство никуда не упёрлось, деньги нужны были на прирост запасов – т.е. накрутку капитализации в рамках предпродажной подготовки. Ну судьба распорядилась по другому – и считаю что справедливо.
По статье Власа Рязанова, глаз зацепился за вот эту тему:
>>Это неудивительно, поскольку экологического контроля над состоянием автопарка в стране фактически никогда не существовало, а в среде автолюбителей существует мнение, что качество продаваемого на АЗС 95−го бензина таково, что лучше залить 92−й и не переплачивать.<<
Октановое число – это не экологический, а эксплуатационный показатель! Есть своего рода обывательский миф – чем выше октан, тем якобы бензин прошёл больше стадий какой-то очистки. Это не так. Все эти евро-1,2,3,4 и то, что было до того, именно затем придумывались, чтобы снизить экологический ущерб от сжигания высокооктановых бензинов. Сначала ушли от свинца, потом стали резать ароматику. Ну можно подробнее тему развернуть, если интересно кому.
Вдохнуть душу в рынок
Игорь Викторович Фабиан
Да даже если то, что декларируется каким-то чудесным образом и происходит - вот параметры процесса:
http://www.catalysis.ru/tech.php?action=show&id=176
Межрегенерационный пробег катализатора - 150-600 часов. Это ж сколько времени стоять в году?
Исходя из термобарических условий - процесс ну никак не может быть дешевле ни в капиталке, ни в расходных показателях по сравнению с гидроочисткой.
Потом, по ссылке Игоря Викторовича на описание технологии - при прочтении фраз типа “предложенная американцами схема первичной переработки с риформингом” - возникает, так сказать, удивление, но вот когда далее появляется показатель “температура замерзания дизельного топлива” - то я уж и не знаю, что говорить об авторах материала….
Вдохнуть душу в рынок
- цена на нефтепродукты определяется нетбэком, поэтому ответы на все вопросы по ценам на бензин можно найти, ознакомившись с Plattsем;
- цена на нефть определяется точно также, и никакая ВИНК грузить нефть на независимый НПЗ по другим ценам не будет;
- любой вновь построенный НПЗ будет заинтересован в максимальной марже, его собственники будут стремиться отбить вложения как можно быстрее. И в связи с этим они не будут снижать цены, а будут увеличивать поставки нефтепродуктов на экспорт.
- опыт существования независимых нефтепереработчиков есть - например, компания НОРСИ-Ойл. И опыт того, чем всё это завершилось.
А так дискуссия интересная, да :)