| Страна вскрытия нефтяных пластов. | Объем производства | |||||
| Бензин | Дизельное топливо | Мазут | Смазочные масла | Битумы | Кокс | |
| Россия | 45.5 | 71.4 | 96.8 | 4.7 | 8.1 | 0.99 |
| США | 300.2 | 145.4 | 58.4 | 9.0 | 26.2 | 36.2 |
| Япония | 28.7 | 44.6 | 38.8 | 2.0 | 5.8 | 0.4 |
| Германия | 20.2 | 33.7 | 9.0 | 1.4 | 2.7 | 1.4 |
| Франция | 15.6 | 27.7 | 12.5 | 1.7 | 2.8 | 0.9 |
| Великобритания | 27.2 | 25.4 | 16.5 | 0.9 | 2.1 | 1.5 |
| Италия | 15.9 | 26.2 | 24.8 | 1.1 | 2.4 | 0.8 |
В структуре производства и потребления РФ значительно больший удельный вес занимают тяжелые остаточные нефтепродукты. Выход светлых близок к их потенциальному содержанию в нефти (48-49%), что указывает на низкое использование вторичных процессов глубокой переработки нефти в структуре отечественной нефтепереработки. Средняя глубина переработки нефти (отношение светлых нефтепродуктов к объему переработки нефти) составляет около 62- 63%. Для сравнения, глубина переработки на НПЗ промышленно развитых стран составляет 75-80% (в США — около 90%) С начала 90-х годов в условиях относительно стабильного спроса на светлые нефтепродукты наблюдалось понижение уровня загрузки по большинству процессов. Дальнейшее падение этого показателя и, как следствие, глубина переработки, достигшей минимума в 1994 г. (61.3%), вызвана снижением потребления моторного топлива в условиях углубляющегося спада промышленного производства по России в целом. На отечественных заводах недостаточно развиты процессы гидроочистки дистиллятов, отсутствует гидроочистка нефтяных остатков. НПЗ являются крупными источниками загрязнения окружающей среды: суммарные выбросы вредных веществ (диоксида серы, окиси углерода, окислов азота, сероводорода и др.) в 1990 г. составили 4.5 кг на тонну переработанной нефти.
Сравнивая мощности углубляющих и облагораживающих процессов на предприятиях Российской Федерации с аналогичными данными по зарубежным странам, можно отметить, что удельный вес мощностей каталитического крекинга в 3 раза меньше, чем в ФРГ, в 6 раз меньше, чем в Англии, и в 8 раз ниже по сравнению с США. До сих пор практически не используется один из прогрессивных процессов — гидрокрекинг вакуумного газойля. Такая структура все меньше соответствует потребностям национального рынка, поскольку приводит, как уже отмечалось, к избыточному производству мазута при дефиците высококачественных моторных топлив.
Упомянутый выше спад производительности головного и вторичных процессов лишь отчасти является следствием снижения поставок нефти на нефтеперерабатывающие предприятия и платежеспособного спроса потребителей, а также большой изношенности технологического оборудования. Из более 600 основных технологических установок отечественных НПЗ только 5.2% (в 1991 г.— 8.9%) имеют срок эксплуатации менее 10 лет. Подавляющее же большинство (67.8%) введено в строй более 25 лет назад и требует замены. Состояние установок первичной перегонки в Российской Федерации в целом наиболее неудовлетворительное.
Прямым следствием неудовлетворительного состояния основных фондов нефтеперерабатывающей промышленности является высокая себестоимость и низкое качество товарных нефтепродуктов. Так, не подвергающийся гидрообессе-риванию мазут имеет низкий спрос на мировом рынке и используется лишь в качестве сырья для производства светлых нефтепродуктов.
Ужесточение в 80-х годах в большинстве промышленно развитых стран правительственного контроля за состоянием окружающей среды привело к значительному изменению технико-технологической структуры зарубежных НПЗ. Новые стандарты качества моторных топлив (так называемых "реформулированных" моторных топлив) предусматривают:
— для бензинов — значительное снижение содержания ароматических (бензола до 1%) и олефиновых углеводородов, сернистых соединений, показателя летучести, обязательное добавление кислородсодержащих соединений (до 20%);
— для дизельных топлив — снижение содержания ароматических углеводородов до 20-10% и сернистых соединений до 0,1-0,02%.
В 1992 г. доля неэтилированных бензинов в общем производстве бензинов в США превысила 90%, в Германии — 70%. Япония производила только неэтилированные бензины.
На отечественных НПЗ продолжается производство этилированного бензина. Доля неэтилированных бензинов в общем объеме производства авто бензинов в 1991 г. составила 27.8%. Удельный вес их производства практически не увеличивался в течение последних лет и составил в настоящее время около 45%. Основная причина заключается в отсутствии финансовых средств на модернизацию и строительство установок, производящих высокооктановые компоненты, а также мощностей по производству катализаторов. На предприятиях России в основном вырабатывали автобензин А-76, не отвечающий современным требованиям развития двигателестроения. Несколько лучше состояние производства дизельного топлива как экспортно-способного продукта. Доля малосернистого топлива с содержанием серы до 0.2% в 1991 г. составила 63.8%, в 1995г. - до 76%.
В 1990-1994 гг. быстрыми темпами сокращались производство и ассортимент смазочных масел. Если в 1991 г. общий объем производства масел составил 4684.7 тыс. т, то в 1994 г. — 2127.6 тыс. т. Наибольшее сокращение производства масел имело место на грозненских (в настоящее время производство закрыто), Ярославском, Новокуйбышевском, Орском, Пермском и Омском НПЗ.
Особая роль в развитии нефтегазового комплекса принадлежит системе нефтепродуктообеспечения. Значимость трубопроводного транспорта для функционирования нефтяного комплекса определена Указом Президента РФ от 7 октября 1992 г., в соответствии с которым государство сохранило за собой контроль над акционерной компанией "Транснефть". На территории Российской Федерации эксплуатируются 49.6 тыс. км магистральных нефтепроводов, 13264 тыс. куб. м резервуарных емкостей, 404 нефтеперекачивающие станции. В настоящее время острой проблемой является поддержание действующей системы магистральных нефтепроводов в работоспособном состоянии.
Нефтепроводная система формировалась в основном в 1960-1970 гг. в соответствии с ростом объемов добычи нефти. Сроки эксплуатации их довольно значительны — 45% нефтепроводов имеют возраст до 20 лет, 29%—от 20 до 30 лет. Свыше 30 лет эксплуатируется 25.3% нефтепроводов. Дальнейшая их эксплуатация в условиях повышенного износа требует значительных усилий по поддержанию их в работоспособном состоянии. Ввиду резкого сокращения спроса на российском рынке и рынках стран СНГ потребности в транспортировке нефти и нефтепродуктов в пределах территории России и ближнего зарубежья за период 1991-1994 гг. резко снизились, вследствие чего загрузка отдельных трубопроводов уменьшилась в 1.12-2.8 раза. В результате значительная часть нефтепроводов, в том числе нефтепровод "Дружба", работают не в полном режиме, что вызывает повышенную коррозию внутренней поверхности, снижение К. ПД и надежной работы насосных агрегатов. В то же время заметно увеличилась нагрузка (на 15-28%) на транспортные артерии, по которым осуществляются поставки нефти и нефтепродуктов в дальнее зарубежье.
Сокращение платежеспособного спроса потребителей также приводит к затовариванию нефтью всей системы магистральных нефтепроводов и резервуаров, что ставит под угрозу ее управляемость. По оценкам специалистов, при накоплении в системе более 5.8 млн т нефти, как это было в первой половине 1994 г., рациональное регулирование потоков становится невозможным.
Одним из основных лимитирующих факторов, негативно влияющих на развитие экспорта российской нефти морским транспортом, является пропускная способность экспортных трубопроводов и явно недостаточная мощность морских нефтяных терминалов. Оставшиеся у России после распада СССР четыре порта с терминалами — Новороссийск, Туапсе, Находка и Владивосток способны отгрузить не более 40 млн т нефти в год. Еще около 20 млн т российской нефти экспортируется через украинский порт Одесса и латвийский Венте-пиле.
Другой проблемой является транспортировка высоко-сернистой нефти. В бывшем СССР эта нефть перерабатывалась в основном на КременчугскомНПЗ.
Сдерживает развитие нефтяного рынка отсутствие до настоящего времени единой системы взаимных расчетов за изменение качества нефти в процессе транспортировки. Это связано с тем, что основные нефтепроводы имели большие диаметры и предназначались для транспортировки значительных объемов нефти на дальние расстояния, что заведомо предопределяло перекачки нефтей в смеси. По некоторым оценкам, ежегодные, только по ОАО"ЛУКОИЛ", потери от ухудшения потребительских свойств нефти и неэквивалентного перераспределения стоимости нефти между производителями достигают минимум 60-80 млрд руб.
К началу 90-х годов система нефтепродуктообеспечения(НПрО) включала в себя 1224 нефтебазы, 496 филиалов нефтебаз, 9893 стационарных и передвижных автозаправочных станций, систему резервуаров суммарной емкостью порядка 28 миллионов кубометров. Потребительский товарооборот отрасли составлял около 320 млн т нефтепродуктов. Система нефтепродуктообеспечения входила в Госкомнеф-тепродукт и состояла из 52 территориальных управлений. Из общего количества нефтебаз 5.7% составляли перевалочные, 76.4% — железнодорожные, 14.2% — водные и 3.9% — глубинные распределительные нефтебазы. К числу наиболее крупных нефтебаз системы НПрО относятся Астраханская нефтебаза, Архангельская, Туапсинская, Находкинская, Волгоградская, Узбекская, Махачкалинская, Усть-Кутская, Ярославская. Суммарная емкость резервуарного парка каждой из этих нефтебаз превышает 100000 кубометров.