Нефтегазовая отрасль сегодня играет доминирующую роль в экономике всей страны. Доказательством этому может стать оценка факторов экономического развития, среди которых более половины приходится именно на нефтяной подъем на мировых рынка нефти и газа, и продуктов их переработки. Россия от экспорта углеводородов получает около полумиллиона миллионов долларов в день, причем большая часть этих средств изымается в виде налогов, формирую государственный бюджет.

Иными словами нефтегазовый комплекс обеспечивает не только большую часть доходов государства, но и является катализатором инвестиционных вложений в смежные отрасли, а также играет роль мультипликатора всей инвестиционной активности в экономике в целом.

Тем не менее собственные инвестиционные возможности российских недропользователей являются ограниченными. Зачастую удовлетворение сиюминутных конъюнктурных интересов идет в разрез долгосрочной стратегии развития отрасли.

Сегодня у государства есть два сценария развития:

— инерционный (экстенсивный);

— инновационный (интенсивный).

Очевидно, что при первом варианте нефтегазовая отрасль медленно, нов верно придет к полному истощению имеющихся (открытых) месторождений.

Второй и наиболее приемлемый путь несмотря на значительные инвестиционные затраты позволит извлекать максимум из каждой тонны извлекаемой нефти и вкладывать в геологоразведку новых месторождений.

Так, для увеличения эффективности переработки нефтяного сырья в нашей стране практически на каждом из функционирующих заводов необходимо провести комплексную глубокую модернизацию.

Критериями оценки эффективности вариантов модернизации, в конечном итоге, выбора того или иного варианта являются количество исходного сырья, структура выпускаемых продуктов, стоимость выпускаемой корзины продуктов, объем капитальных затрат, сроки возврата инвестиций.

Возьмем для примера условный завод с объемом переработываемо нефти на уровне 10 млн тонн в год (речь идет о проектной мощности) и рассмотрим три варианта модернизации:

1. первый вариант заключается в том, чтобы улучшить качество производимых продуктов до класса 5 без увеличения глубины переработки нефти и без увеличения мощностей первичной переработки;
2. второй вариант предполагает улучшить качество производимых продуктов до класса 5 без увеличения глубины переработки нефти и с увеличением мощностей первичной переработки;
3. по третьему варианту мы предлагаем улучшить качество производимых продуктов до класса 5 с увеличением глубины переработки нефти и без увеличения мощностей первичной переработки.

В условиях нестабильного ценообразования на мировом рынке нефти особую важность приобретает вопрос о количестве потребляемого заводом сырья.

По этому критерию первый и третий варианты модернизации схожи: завод сохраняет объем потребляемой нефти на уровне 10 млн. т/год. В тоже время второй  вариант предусматривает увеличение объема потребляемой нефти до 12 млн. т/год.

С технологической точки зрения отметим, что как при первом, так и при втором вариантах модернизации предусмотрено включение в схему завода дополнительных установок, улучшающих качество получаемых продуктов: установка очистки рефлюкса, установка алкилирования, дополнительная установка гидроизомеризации, установки гидрооблагораживания бензиновой фракции 70оС-210оС и фракции легкого каталитического газойля после каталитического крекинга установки Г-43-107 С200. Эти установки позволят выпускать бензины экологического класса 5 с октановыми числами 95 и 98 и дизельное топливо также в соответствии с экологическим классом 5. Стоит заметить, что выпуск бензина с октановым числом 92 постепенно будет сокращаться.

Единственным отличием между первым и вторым вариантами модернизации в данном случае состоит в том, что мощность установок при втором варианте модернизации будет больше, чем мощность установок при первом варианте (это обусловлено различным объемом потребляемой нефти). Третий вариант модернизации предусматривает не только строительство новых установок по улучшению качества производимых продуктов, но и строительство установок переработки тяжелых нефтяных остатков: гидрокрекинга гудрона и гидрокрекинга фракции газойля 350оС-540оС. Помимо этого будет увеличена мощность установки каталитического крекинга за счет включения в состав сырья для нее фракции выше 180 оС с установки гидрокрекинга вакуумного газойля.

Логично, что при существующих различиях в объемах потребляемого заводом сырья и предлагаемых нами технологических различиях продуктовые линейки в рассматриваемых вариантах тоже будут отличаются друг от друга( см. рис 1).

Рисунок 1. Выходы основных нефтепродуктов при различных вариантах модернизации завода, тыс. т/год

Из анализа приведенных данных следует, что включение в технологическую схему завода комплекса глубокой переработки сырья (третий вариант) способствует увеличению в товарно-материальном балансе условного завода доли товарных бензинов на 3,44%; увеличению доли дизельного топлива на 10,12%; увеличению доли реактивного топлива на 1,36%; сокращению доли котельного топлива на 15,48% по сравнению с первым и вторым вариантами модернизации. Стоит заметить, что качество получаемого котельного топлива при третьем варианте модернизации значительно лучше качества котельного топлива, получаемого при двух других вариантах. Больший объем  выпускаемых продуктов в натуральном выражении при втором варианте модернизации предприятия объясняется лишь большим количеством потребляемой нефти.

Рассматривая следующий критерий для сравнения предлагаемых вариантов, а именно, уровень доходности завода от продаж, следует заметить, что в данном расчете не учтена возможность изменения цен на нефтепродукты: снижения цен на темные нефтепродукты(котельное топливо, битум) и роста цен на светлые (товарные бензины, дизельное топливо, реактивное топливо).

При анализе этого критерия, наиболее доходным оказывается второй вариант.

Доходность завода при реализации третьего варианта модернизации также представляется достаточно высокой: она на 85 процентных пункта выше текущей доходности, и лишь на 6,6 процентных пункта ниже доходности по второму варианту.

Немаловажным критерием для выбора пути модернизации завода является и объем капитальных затрат на строительство и реконструкцию соответствующих установок. В нашем случае объем капитальных затрат при первом и втором вариантах отличается незначительно. Так, если принять объем капитальных затрат при первом варианте за 100%, то во втором варианте объем капитальных затрат возрастет всего на 20%. А при реализации программы модернизации завода по третьему варианту капитальные затраты возрастут на 60% в сравнении с размером капитальных затрат при первом варианте. Это связано с большим объемом строительства, дорогостоящими установками гидрокрекинга гудрона и гидрокрекинга газойля.

Что касается оценки срока окупаемости рассматриваемых проектов, то наиболее длительный срок окупаемости в третьем варианте. Он составляет 5,8 лет без учета срока строительства, что всего 28 месяцев длиннее срока окупаемости при первом варианте.

Таким образом, для поддержания конкурентоспособности производимой продукции, увеличения рентабельности производства, реализации возможности выхода на европейский рынок необходимо провести модернизацию всего «условного завода». Нами было рассмотрено три варианта модернизации завода. Все три варианта были оценены по нескольким критериям: годовая мощность завода, техническая сложность изменений, структура выпускаемых нефтепродуктов, общая стоимость корзины выпускаемых нефтепродуктов, доходность от продаж, объем капитальных вложений и срок окупаемости проекта. С нашей точки зрения, третий вариант модернизации является наиболее привлекательным. Несмотря на более длительный срок окупаемости проекта и больший объем капитальных вложений, этот вариант обеспечит заводу большую доходность после реализации проекта. Кроме того, уменьшится зависимость предприятия от неизбежного снижения цен на темные нефтепродукты (мазут, битум). А выпуск большего объема (по сравнению с другими вариантами) светлых нефтепродуктов позволят условному заводу завоевать большую долю на региональном рынке и экспортировать высокостоимостные продукты нефтепереработки и нефтехимии. Немаловажным является и тот факт, что благодаря включению в технологическую схему завода комплекса гидрокрекинга гудрона и гидрокрекинга вакуумного газойля глубина переработки нефти увеличится до 92,3 %. В первом и втором вариантах глубина переработки нефти останется на уровне 77,2%.

Все это говорит о необходимости и эффективности перевода российских НПЗ на глубокую переработку исходного сырья.