Перспективы развития перерабатывающих отраслей ТЭК в Мире

Назип Байков

 К перерабатывающим отраслям ТЭК относятся нефтеперерабатывающие и газоперерабатывающие  заводы (НПЗ и ГПЗ). Основными видами продукции НПЗ являются бензины, дизельные и реактивные топлива, нафта, масла и ряд других видов топлива, включая мазут. Продукцией ГПЗ являются метан и жидкие продукты газопереработки – этан (С₂), пропан (С₃), бутаны (С₄) и пентаны плюс высшие (С₅+). Жидкие продукты газопеработки являются основным сырьем для производства нефтехимической продукции (полиэтилена, полипропилена, каучука, пластмасс и др.), в то время как метан используется для выработки электроэнергии на тепловых электростанциях, а также для нужд бытового и коммунального хозяйства.

Переработка нефти

          Мощности заводов по переработке нефти в мире в 2009 г. составили 4360 млн т по сравнению с 4280 млн т в 2008 г. Одновременно выросло и количество НПЗ с 655 до 661. При этом около 58% мощностей НПЗ сосредоточено в странах ОЭСР и 42 % – в развивающихся странах.[1] Однако к 2030 году ожидается  снижение доли мощностей по переработке нефти в странах ОЭСР до 47% и, соответственно, увеличение их доли в развивающихся странах до 53%. В последних за прогнозный период более быстрыми темпами будут наращиваться объемы переработки нефти (на 1,9% в год), в то время как в странах ОЭСР – всего 0,1%.

         За прогнозный период ожидаются значительные различия в темпах прироста объемов переработки нефти между отдельными регионами среди стран ОЭСР, так и развивающихся стран. Среди развивающихся стран наиболее высокие темпы прироста объемов переработки нефти ожидаются в странах Азии – 2,7% в год и странах Ближнего Востока – 1,8% в год, умеренные темпы – в развивающихся странах Европы и Евразии – 0,4 % в год и в странах Африки, Центральной и Южной Америки – 1,2% в год. В странах ОЭСР ожидаются весьма незначительные и даже отрицательные темпы прироста объемов переработки нефти, в том числе: в странах Северной Америки  0,2% в год, Западной Европы – 0,2% в год и Азии – 0,1% в год.

         В нефтепереработке используются первичные и вторичные процессы переработки. Качество нефтепродуктов после первичной переработки низкое и небезопасное для окружающей среды. Для облагораживания продукции первичной переработки, а также для обеспечения максимального выхода светлых нефтепродуктов, обеспечивающих минимальное воздействие на окружающую среду, на современных заводах широко применяются процессы вторичной переработки нефти. Основное ядро вторичных процессов формируется вокруг четырех процессов: каталитического крекинга,  каталитического риформинга,  гидроочистки и коксования. Процесс каталитического крекинга используется в переработке газойля (тяжелого дистиллята) для получения бензина, дизельного и печного топлив; гидроочистка – для удаления серы; каталитический риформинг – для повышения октанового числа бензина и установки коксования – для переработки мазута с получением более легких светлых нефтепродуктов и нефтяного кокса.

         Уровень и качество переработки нефти определяются по соотношению мощностей вторичных процессов к общей мощности переработки, что называется коэффициентом сложности.

         В настоящее время США занимают ведущее положение в мире как по объему переработки, так и по использованию самых современных процессов переработки нефти. По коэффициенту сложности (71%) нефтеперерабатывающие заводы  США опережают западноевропейские, где этот коэффициент составляет около 40%, не говоря уже о странах АТР – 27%.

         Высокая насыщенность НПЗ США вторичными процессами уже в настоящее время обеспечивает предельно возможный выход светлых нефтепродуктов и минимальный объем мазута. Фактически на НПЗ страны достигнут максимально возможный выход бензина от 450 до 500 литров на одну тонну сырой нефти.

         В США спрос в основном возрастет на светлые нефтепродукты, прежде всего на автомобильные бензины и дизельное топливо. Эта проблема будет решаться за счет наращивания мощностей по переработке нефти в существующих НПЗ и строительства ряда новых заводов. Одновременно в стране принимаются меры по наращиванию объемов производства альтернативных видов топлива, прежде всего, этанола и биодизеля.

         В принятом в декабре 2007 г. «Законе об энергетической независимости и безопасности» (The Energy Independence and Security Act) предусмотрен рост производства этанола с 18,7 млн т в 2007 г. до 108 млн т к 2030 г. Более половины производства этанола будет обеспечиваться за счет зерновых культур (кукурузы), остальной объем – за  счет отходов производства деревообрабатывающей отрасли.

         В странах ЕС в прогнозный период имеются определенные резервы наращивания выхода светлых нефтепродуктов на действующих НПЗ за счет повышения доли вторичных процессов переработки нефти. В этих странах предъявляются более высокие требования к качеству бензинов и дизтоплива даже по сравнению с США. В 2011 г. страны ЕС планируют обеспечить выпуск бензина и дизтоплива без содержания серы. Одновременно будут приниматься меры по дальнейшему снижению содержания в бензинах ароматики и олефинов.

         Перед развивающимися странами за прогнозный период встает задача по наращиванию объемов переработки нефти в основном за счет строительства новых НПЗ и повышения выхода светлых нефтепродуктов, наращивания доли вторичных процессов в существующих и вновь строящихся НПЗ.

         Ниже рассмотрим подробнее развитие нефтеперерабатывающей отрасли по отдельным регионам мира.

         В странах ОЭСР Северной Америки за прогнозный период ожидается рост объемов переработки нефти с 850 млн т в 2006 г. примерно до 1050 млн т к 2030 г. – т.е. на 200 млн т.

         Более четкая картина ввода мощностей по переработке в этом регионе вырисовывается на среднесрочный период вплоть до 2020 г. За этот период в регионе намечено вводить новые мощности по переработке в объеме 65 млн т в год, из них 55 млн т в одних только США. Проекты на строительство этих НПЗ, включая крупные, уже утверждены соответствующими государственными органами.

         Кроме того, на действующих НПЗ за среднесрочный период планируется осуществлять наращивание мощностей по переработке нефти в объеме до 60 млн т в год. Среди такого рода проектов намечаемое крупное наращивание мощностей по переработке нефти в объеме 16,3 млн т на НПЗ в Порт-Артуре (штат Техас), в Гэривилле (Индиана) – в объеме 9 млн т и в Паскаголе (Луизиана) – в объеме 10 млн т и на ряде других предприятий отрасли. За прогнозный период нельзя также исключить, что на ряде расположенных в северных штатах США и в Канаде НПЗ будет осуществлено наращивание мощностей по вторичным процессам в объеме порядка 25 млн т в год.

         После 2020 г.  в странах этого региона можно ожидать строительство новых НПЗ и наращивание мощностей на существующих в плане обеспечения прироста производства примерно на 80 млн т в год.

         В странах ОЭСР Европы в связи с некоторым спадом объемов переработки нефти за прогнозный период не ожидается строительство каких-либо крупных нефтеперерабатывающих заводов. Основные усилия этой группы стран на перспективу будут направлены на наращивание мощностей по вторичным процессам переработки на уже действующих НПЗ.

         На среднесрочную перспективу на ряде НПЗ намечается строить и пускать в эксплуатацию установки по гидрокрекингу, позволяющие наращивать производство примерно на 22 млн т в год, в том числе установки по коксованию – на 12 млн т и установки по гидрокрекингу мазута – на 4 млн т. Эти установки будут построены в основном на НПЗ, расположенных вдоль побережья Средиземного моря и на НПЗ в г. Вильгельмсхафене в Германии.

         В странах ОЭСР Азии на ближайшую перспективу ожидается наращивание мощностей по первичным процессам в объеме 14,2 млн т в год, из них 6,2 млн т – в Японии. Ожидается также наращивание мощностей по переработке на НПЗ Марсдин Пойнт в Новой Зеландии на  2,5 млн т в год.

         В развивающихся странах Азии за прогнозный период ожидается наибольший рост объема переработки как за счет строительства новых НПЗ, так и наращивания мощностей в существующих. Рост мощностей по переработке нефти в целом по региону ожидается в объеме 620 млн т в год, в том числе в КНР они вырастут на 340 млн т в год. В КНР на ближайшую перспективу до 2012 г.  за счет строительства новых НПЗ и наращивания объема переработки в существующих НПЗ ожидается нарастить мощности по переработке нефти на 115 млн т в год. Ведущее положение в стране по наращиванию объема переработки нефти занимает компания Sinopec, которая планирует до 2012 г. вводить новые мощности по переработке нефти объемом  65 млн т в год, в том числе 18 млн т во взаимодействии с корпорацией ExxonMobil и Saudi Aramсo. Несмотря на то, что на НПЗ КНР достигнут значительный успех в наращивании мощностей по вторичным процессам, на ближайшую перспективу будет продолжен ввод дополнительных мощностей на установках по гидрокрекингу и коксованию в объемах около 25 млн т в год. Эти мощности будут нацелены на обеспечение максимального выхода дистиллятов и нафты для нужд транспорта и производства нефтехимической продукции. В ближайшие годы в КНР намечается осуществить работы по наращивание мощностей установок по гидроочистке общей мощностью более 100 млн т в год, из которых 60% будет использоваться для выработки дизельного топлива. Ускорение этих работ связано с ожидаемым в ближайшие годы ужесточением норм по качеству моторных топлив.

         Помимо КНР на ближайшую перспективу до 2012 г. и другие страны региона намечают ввод новых мощностей по переработке нефти объемом в 80 млн т, из которых 70 млн т придется на Индию. Самый крупный в Индии НПЗ в Джамнагаре мощностью 29 млн т в год для переработки тяжелых сернистых нефтей был введен в эксплуатацию в 2009 г. Имеющиеся на заводе мощности по вторичным процессам позволяют снизить содержание серы в бензине и дизтопливе до 10 мг/л. В среднесрочной перспективе в Индии также разработаны проекты по строительству новых НПЗ, которые должны обеспечить ежегодный прирост продукции в 40 млн т. Малайзия, Таиланд и Вьетнам также приступили к строительству трех НПЗ в год со сроком ввода в эксплуатацию в 2012 г., что позволит им ежегодно наращивать производство на 13,5 млн т.

         Страны Ближнего Востока по планируемому объему ввода мощностей по переработке нефти за период 2006–2030 гг. занимают второе место после развивающихся стран Азии. В этом регионе за прогнозный период объем переработки нефти будет расти примерно на 165 млн т в год. На ближайшее будущее в этом регионе ожидается ввод новых мощностей по переработке нефти объемом около 100 млн т в год, Из этого объема  только в Саудовской Аравии планируется ввести мощности на  48,75 млн т  в год, в том числе на НПЗ в Эль-Джубайле на 20 млн т в год. Намечается также пустить в эксплуатацию в 2012 г. НПЗ в Рас Тануре  мощностью 20 млн т в год 

         В Иране на ближайшую перспективу ожидается пуск установок по фракционированию конденсата мощностью 18 млн т в год. Кроме того, ожидается наращивание мощностей по переработке нефти объемом 9,5 млн т в год в действующих НПЗ в Араке, Лаване и Исфагане. В Кувейте к концу 2012 г. ожидается пуск крупного НПЗ в Аль-Зуре мощностью 30,7 млн т. На НПЗ в Мина Абдуллахе из-за принятой по проекту сложной технологии работы по наращиванию мощности будут завершены только в 2013 г.

         В странах Африки за прогнозный период ожидается осуществить работы по наращиванию мощностей по переработке нефти примерно на 20 млн т в год, из них 15,6 млн т – в действующих НПЗ в ряде стран на севере и востоке региона. В ЮАР в 2009 г. завершены работы на ряде НПЗ по наращиванию мощностей по переработки нефти. Если в ближайшие годы будут приняты более строгие нормы по качеству нефтепродуктов, работы по наращиванию мощностей по вторичным процессам будут продолжены в следующем десятилетии.

         В России в последние годы наметилась обнадеживающая тенденция как по наращиванию объемов переработки нефти, так и по дальнейшему увеличению выхода светлых нефтепродуктов. Если  в 2005 г. средняя глубина переработки по стране составляла 71,6%, то к 2030 г. намечается довести ее до 89,4%.

         Среди наиболее крупных по объему переработки нефти за прогнозный период является строительство НПЗ в Нижнекамске (Татарстан) мощностью 7 млн т в год для переработки высокосернистой нефти. Завод был пущен в эксплуатацию в 2010 г. Выработка моторных топлив на этом заводе будет соответствовать «Евро-4» и «Евро-5», удовлетворяющим самым жестким экологическим требованиям. После 2015 г. намечается строительство  НПЗ в Приморском крае мощностью 20 млн т в год. На этом НПЗ планируется довести глубину переработки нефти до 93%, что будет соответствовать достигнутому уровню на НПЗ в США. В среднесрочной перспективе намечается также строительство  НПЗ в Ленинградской области мощностью 12 млн т в год.

         В странах Центральной и Южной Америки за прогнозный период ожидается прирост мощностей по переработке нефти примерно на 50 млн т в год. На ближайшую перспективу ожидается завершение строительства  НПЗ в Перу  мощностью 10 млн т в год. В Бразилии в настоящее время ведутся работы на ряде НПЗ по наращиванию мощностей вторичных процессов с таким расчетом, чтобы обеспечить качественную переработку тяжелых сернистых нефтей, добываемых в стране.[2]

 Переработка газа

         На начало 2010 г. во всем мире в эксплуатации находилось 1896 газоперерабатывающих заводов общей производительностью 2612,4 млрд м³ в год, а их загрузка составляла 1603,2 млрд м³  или 61,6% (табл. 1). Переработке  подвергнуто 52,5% общего объема добытого газа.

Значительный избыток мощностей по переработке газа в объеме 1088,6 млрд м³ в год связан с тем, что газоперерабатывающие мощности создаются на переработку максимального объема добычи газа данного региона или месторождения. По мере падения добычи газа в данном регионе не всегда возможно осуществить загрузку заводов из месторождений других регионов, что создает избыток мощностей по стране и региону в целом.

         В странах Северной Америки сосредоточено 1547 ГПЗ или 81,6% от их общего количества в мире, в том числе 968 – в Канаде и 579 –  в США. В странах Ближнего Востока в эксплуатации находится 53 ГПЗ, в том числе в Иране – 22, в России – 24.

         На всех заводах мира в 2009 г. выработано 217,1 млн т жидких продуктов. По объему выработки жидких продуктов газопереработки первое место в мире занимают страны Ближнего Востока. В 2009 г. на ГПЗ стран этого региона выработано 64,5 млн т жидких продуктов. В США и Канаде за тот же год выработано соответственно 56,8 и 24,3 млн т, в странах Латинской Америки – 25 млн. т, в странах АТР – 19,1 млн т. В перспективе именно в выше перечисленных регионах и странах будут вводиться основные мощности по переработке газа и наращиваться производство жидких продуктов газопереработки. В России производство жидких продуктов газопереработки в 2009 г. составило всего 6,8 млн т.

         Жидкие продукты переработки газа, состоящие из этана, пропана, бутанов и пентанов, являются ценнейшим сырьем для нефтегазохимической промышленности при производстве полимерных материалов (полиэтилена, полипропилена, каучуков, пластмасс и т. д.).

         Две лидирующие  в этом плане страны – США и Канада – вплоть до 2005 г. перерабатывали газа больше, чем весь остальной мир. В последующие годы объем переработки газа в остальных странах мира стал постепенно превышать этот показатель и к 2009 г. разрыв уже составил 59,8 млрд м³. В прогнозный период можно ожидать увеличения этого разрыва  примерно до 600 млрд м³.

         В среднесрочной перспективе до 2020 г. в странах ОЭСР Северной Америки намечается строительство новых ГПЗ и наращивание мощностей в существующих ГПЗ, что будет обеспечивать ежегодный прирост в 29,5 млрд м³ в год. На месторождении Тикер (Колорадо) компания «Энтерпрайз продукт» ведет работы по наращиванию мощностей  по переработке газа, способных обеспечить прирост порядка 15,5 млрд м³ в год на существующем ГПЗ с мощностью в 7,75 млрд м³ в год. Одновременно эта компания в сотрудничестве с другими крупными компаниями ведет работы по наращиванию мощности ГПЗ в Южном Техасе с доведением его мощности до 11,4 млрд м³ в год по газу и по жидким продуктам до 1,88 млн т в год.

В апреле этого года компания «Онеок Эл-Пи» (Тулса) заявила о строительстве нового ГПЗ Гарден Крик мощностью 1,03 млрд м³ со сроком окончания в четвертом квартале 2011 г. Завод будет располагаться в округе Макензи (Сев. Дакота). Компания «Доминион» подготовила проект 404 на строительство ГПЗ мощностью 3,1 млрд м3 в год для переработки высококалорийного сланцевого газа месторождения Марселлус в штате Западная Виргиния. Кроме строительства крупных ГПЗ  ведется строительство более 10 небольших ГПЗ мощностью от 0,3 до 2,0 млрд м³ в год, и в более половины из них используется криогенная технология для обеспечения глубокой переработки газа.

         В Канаде началось строительство ГПЗ Кэбин в 60 км северо-восточнее Форта Нельсон (Британская Колумбия), который будет перерабатывать всевозрастающие объемы газа, добываемого из сланцев в бассейне р. Горн.

         В Мексике компания «Пемекс» начала строительство ГПЗ в штате Веракруз для переработки нефтяного газа месторождений в бассейне Чиронтепек с доведением его мощности к 2016 г. до 10,3 млрд м³ в год.

         В Австралии совместная компания «Шеврон-Автралия-Горгон» заявила о своих планах строительства ГПЗ мощностью 2,9 млрд м³ в год на о. Бэрроу. В марте 2009 г. базирующаяся в Хьюстоне корпорация  «Апачи» заключила  контракт на сумму $45 млн (австр.) с инженерной компанией «Клог Лтд.» на проектирование ГПЗ мощностью 2 млрд м³ в год на месторождении Дэвил Крик в Западной Австралии.

         В странах Ближнего Востока компания  «Сайди Арамко» (Саудовская Аравия) располагает несколькими многомиллиардными контрактами для наращивания объемов переработки газа в стране. В ежегодном отчете компании заявлено, что в результате осуществления этих проектов мощности по переработке газа, включая нефтяной газ, возрастут с 96,1 до 129,0 млрд м³ в год.

         В октябре 2009 г.  принят в эксплуатацию ГПЗ в Хурсанийи мощностью 10,3 млрд м³ в год по переработке нефтяного газа. Его мощности позволят вырабатывать до 5,8 млрд.  м³ в год отбензиненного газа и до 8,7 млн т  жидких продуктов (С₂₊).

         После наращивания мощностей на ГПЗ в Хавийи появляется возможность дополнительной переработки еще 8,27 млрд.  м³ газа в год. Наряду с этим на данном заводе в первом полугодии 2009 г. дополнительно сданы в эксплуатацию две новые установки по фракционированию сжиженных газов для выработки 8,1 млн т фракций С₂₊ и 8,1 млн т С₃₊. Т.о. общая мощность завода по фракционированию составит 22,4 млн т. в год.

         На ГПЗ в Янбу также завершены работы по наращиванию мощностей по фракционированию сжиженных газов с 11,6 до 17,4 млн т в год в связи с дополнительными потребностями этана для нефтехимических комплексов в Янбу и Ралии.

         В январе 2009 г. компания «Сауди Арамко» подписала контракт с «Бонатти групп» на строительство завода по переработке хвостовых газов на ГПЗ в Османийи и Шедгуме. В настоящее время эти газы сжигаются в факелах. Заводы уже должны войти в эксплуатацию на момент данной публикации. В проекте разработки нефтяного месторождения Манифа на шельфе Персидского залива предусмотрено строительство ГПЗ мощностью 10,337 млрд м³ стоимостью $9 млрд для переработки нефтяных газов из месторождений на шельфе Арабийя и Хасба, расположенных вблизи месторождения Манифа.

         Необходимо отметить, что Саудовская Аравия продвинулась гораздо дальше остальных стран мира в деле  обеспечения наиболее полной и глубокой переработки природного и попутного нефтяного газов. В этой стране, как в США и Канаде, мощности ГПЗ значительно превышают объемы добычи природного и попутного нефтяного газа. Сжиженные нефтяные газы, выработанные на ГПЗ, в дальнейшем поступают на нефтехимические заводы для выработки нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью.

         Для разработки содержащего сероводород газового месторождения Шах (Абу-Даби) компании «Нэшнл Ойл Ко.» и «Коноко-Филипс» намечают строительство ГПЗ мощностью 5,89 млрд м³ в год.

         В Африке на ближайшую перспективу намечается строительство нескольких небольших по мощности ГПЗ. В мае 2009 г. Национальная нефтяная компания Ганы объявила тендер на строительство ГПЗ стоимостью порядка $1 млрд для переработки нефтяного газа месторождения Джубиле. Первоначальная мощность завода определялась в 1,55 млрд м³ в год с последующим доведением ее через три года до 6,2 млрд м³ в год.

         В Египте компания «Дана газ» в начале 2009 г. начала добычу газа на двух расположенных в устье Нила газоконденсатных месторождениях Эль-Басант и Эль-Вастани. Для этих двух месторождений построен ГПЗ  мощностью в 1,653 млрд м³ газа в год, включая выработку сжиженных продуктов  (234,6 тыс. т в год).

         В середине 2009 г. компания «Сонатрак» (Алжир) заключила контракт на сумму в $1 млрд на строительство ГПЗ общей мощностью 36,2 млрд м³ в год для переработки продукции ряда газовых месторождений (Рурде Ну Сентраль, Рурде Ну Саутвест, Рурде Адра и Рурде Адра Саут), расположенных на юго-востоке страны.

         В Азии в конце 2009 г. Китайская национальная нефтяная корпорация приступила к строительству ГПЗ в Туркменистане. ГПЗ расположен в начале газопровода Туркменистан – Узбекистан – Казахстан – КНР и рассчитан на подачу в него более 5 млрд м³ сухого газа.

         Несмотря на то, что по добыче газа Россия занимает первое место в мире, наращивание мощностей по его переработке, как и увеличение производства сжиженных газов, включая С_2+, за последнее десятилетие в стране не получило развития.     Общее количество ГПЗ в стране за последние десятилетия не претерпело каких-либо изменений. В период экономических реформ не был построен ни один ГПЗ. Из 24 ГПЗ, построенных в дореформенный период, в ведении Газпрома находится 6, и 18 – в составе нефтяных компаний. Примечательно, но при меньших объемах добычи газа в США и Канаде количество ГПЗ и газобензиновых установок в 2010 г. составляло 579 и 960 соответственно.

Еще хуже обстоит положение в России с объемами переработки газа. В 2009 г. при добыче 632,9 млрд м³ газа в год на ГПЗ было переработано лишь 9,6 млрд м³ или около 1,6% от общего объема добычи газа. В США при добыче в том же году 623,9 млрд м³ переработано 470,2 млрд м³, т.е. 75,4% от  общего объема добычи газа. Небольшие объемы переработки газа в России крайне негативно сказываются на объемах выработки сжиженных газов газопереработки. Уровень выработки сжиженных газов в США в течение многих лет находится на уровне 56–57 млн т: по данным журнала «Ойл энд Гас Джорнэл», выработка сжиженных газов в России в 2009 г. составила всего 6,8 млн т, или в 8,3 меньше чем в США.

         Еще большее отставание от США имеет место в выработке этана, бутанов+, являющихся ценнейшим сырьем для нефтехимической промышленности. Выработка этана в России более чем в 18,7 раза меньше, чем в США, бутанов – в 5 раз. Небольшие объемы выработки сжиженных углеводородных газов оказывают крайне негативное влияние на развитие высокоэффективной нефтегазохимической промышленности в стране.

         В результате непродуманного реформирования нашей экономики наибольший урон нанесен именно нефтегазохимической отрасли, которая относится к высокотехнологичной отрасли ТЭК. Некогда крупное централизованное и четко функционировавшее нефтехимическое производство России оказалось не готовым к проведению экономических реформ и не смогло и по настоящее время приспособиться к жестким условиям рынка.

         Вместо производства готовой нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью, рассчитанной на внутренне потребление и для поставки на экспорт, за рубеж экспортируется нефтехимическое сырье (сжиженные газы, широкая фракция легких углеводородов).

         В «Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2030 г.» подробно рассмотрены проблемы наращивания экспорта нефти и газа, но не уделено должного внимания развитию перерабатывающих отраслей ТЭК. Если со стороны государства не будут предприняты меры по ускоренному наращиванию перерабатывающих отраслей ТЭК и развитию высокотехнологичной нефтегазохимической промышленности, можно ожидать дальнейшее усиление сырьевой направленности экспорта, наносящего огромный вред экономике страны.[3]

         На основании анализа прогнозных показателей развития перерабатывающих отраслей ТЭК различных групп стран можно сделать следующие выводы:

1. В нефте- и газоперерабатывающей промышленности России качество выпускаемой продукции резко отстает от аналогичных показателей индустриально развитых стран и, особенно, США.  Глубина переработки нефти на НПЗ России находится на уровне 71,6% в то время как в США – около 90%. Фактически на НПЗ США достигнут выход бензина из одной тонны нефти от 450 до 500 литров, в то время как в России около 200 литров.
2. Неудовлетворительное  положение в России складывается в газоперерабатывающей промышленности. В связи с отставанием перерабатывающих отраслей по объемам переработки и качеству вырабатываемой продукции перед Россией на ближайшую перспективу стоит задача наращивания мощностей вторичных процессов в нефтепереработке, повышения глубины переработки и улучшения качества нефтепродуктов.
3. В газопереработке за счет строительства новых ГПЗ необходимо резко повысить объемы выработки жидких продуктов газопереработки и, тем самым, решить проблему обеспечения сырьем высокотехнологичной нефтегазохимической отрасли, выпускающей продукцию с высокой добавленной стоимостью. Только таким путем можно предотвратить дальнейшее усиление сырьевой направленности экспорта, что наносит огромный вред экономике страны.

[1] Warren R. True. Global refining capacity advances: US industry faces uncertain future. Oil and Gas Journal. December 21, 2010.

[2] Н.М. Байков, Р.Н. Гринкевич. Прогноз развития отраслей ТЭК в мире и по основным регионам до 2030 г., Москва, ИМЭМО РАН, 2009 г.

[3] Н.М. Байков, Р.Н. Гринкевич. Прогноз развития отраслей ТЭК в мире и по основным регионам до 2030г. Москва, ИМЭМО РАН, 2009г.