Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
281
мощностей постепенно сменяется углублением переработки. В 2001–2002 гг. эта разница
снова стала расти, поскольку добыча нефти стабилизировалась, а ранее намеченные проекты
по созданию новых мощностей по переработке продолжали осуществляться, однако в 2003–
2005 гг. эта тенденция изменилась в сторону уменьшения этой разницы.
В 90-е гг. степень использования мировых мощностей по переработке нефти возросла с
82–83% до 84%, что близко к оптимальному уровню загрузки, равному 85%. В 2001–2005 гг.
степень загрузки мощностей стала расти. Данные о степени загрузки мировых мощностей по
переработке нефти приведены в табл.4.2.
Таблица 4.2
Степень использования мощностей в мировой нефтеперерабатывающей промышленности в период 1990–2005
гг. [6].
Показатели 1990 г. 1991 г. 1992 г. 1993 г. 1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г.
Мощности, млн т/год 3743,0 3741,5 3669,5 3712,0 3778,8 3844,3 3890,0 3992,3 4022,0
Объем переработки,
млн т/год
3111,8 3084,3 3082,5 3109,8 3113,5 3166,0 3237,0 3357,3 3374,5
Степень использо-
вания мощности, %
83,1 82.4 84,0 83,8 82.4 82,4 83.2 84.1 83,9
Продолжение таблицы 4.2
Показатели 1999 г. 2000г. 2001г. 2002г. 2003 г. 2004 г. 2005 г.
Мощности, млн т/год 4072,0 4099,8 4155,0 4195,0 4196,5 4229,6 4256,0
Объем переработки,
млн т/год
3386,8 3475,5 3491,8 3468,0 3563,6 3685,5 3830,4
Степень использо-
вания мощности, %
83,2 84,8 84,0 82,7 84,9 87,1 90,0
Среднемировому уровню использования мощностей в конце 90-х годов
соответствовала нефтеперерабатывающая промышленность региона Южной и Центральной
Америки. В большинстве других регионов мира степень использования мощностей в этот
период превосходила среднемировой показатель (Ближний и Средний Восток – 96,4%,
Европа – 94,5%, Африка – 93,0 %, США – 91.8%, Азиатско-Тихоокеанский регион – 87,5%).
В 2002 г. эти показатели уменьшились: Северная Америка – 85,9%, Южная Америка – 77,4%,
Африка – 73,3%, Азиатско-Тихоокеанский регион – 82,2%. В странах бывш. СССР
суммарная степень использования мощностей составила в 1998 г. – 44,8%, 1999 г. – 61,6%;
2000 г. – 66,5%, 2002 г. – 70,3% (в 1988 г. – 78,5%). В 2005 г. степень использования
мощностей возросла: в США составила 91%, Канаде – 99%, Франции – 92%,
Великобритании – 95%, Японии – 89,5%.
Следует отметить, что превышение 90%-ной отметки уровня использования
мощностей, как правило, вызывает озабоченность среди менеджеров
нефтеперерабатывающей промышленности, так как снижается маневренность и безопасность
производства. Однако и низкая степень загрузки мощностей, сложившаяся к концу 90-х гг. в
республиках бывш. СССР, вызывает не меньшую озабоченность, поскольку является
серьезным и постоянно действующим фактором роста эксплуатационных затрат и снижения
конкурентоспособности получаемых нефтепродуктов.
За последнее десятилетие мощности нефтеперерабатывающих заводов мира выросли на
11,3% (прирост составил 430,5 млн т/год). Основная часть прироста мощностей пришлась на
Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР). Число нефтеперерабатывающих заводов с 1995 г. по
2000 г. выросло с 705 до 743 в основном за счет новых заводов в регионе АТР. Начиная с
2000 г. число НПЗ в мировой нефтеперерабатывающей промышленности постоянно
уменьшалось. Выводились из эксплуатации маломощные и технически слабо оснащенные
заводы. Ряд относительно крупных заводов были выведены по экологическим
соображениям. Построенные в свое время на окраинах городов в процессе их роста
оказались глубоко в городской черте и под давлением общественности и «зеленых» были
закрыты. Но все же главной причиной закрытия ряда НПЗ, прежде всего в США и
западноевропейских странах, были экономические причины, а именно, низкая
282
конкурентоспособность выпускаемой продукции. В период 1995–2005 гг. выросла средняя
мощность одного НПЗ: теперь она составляет почти 6,5 млн т/год.
Следует отметить, что фактор высокой степени загрузки мощностей НПЗ дал повод
экспертам ОПЕК считать этот фактор одной из главных причин роста цен на нефть. Мол,
мощности в своем развитии отстают от темпов роста потребления нефтепродуктов, цены на
них растут, что естественно вызывает рост цен на нефть. Ряд экспертов разделяют эту точку
зрения, но есть и другие мнения. В частности, вице-президент крупнейшей в мире нефтяной
компании Exxon Mobil Corp. Эдвард Таланте опровергает мнение об ограниченности
мощностей нефтеперерабатывающей промышленности [223]. Автор, ссылаясь на
статистические данные солидного международного справочника, разделяет мнение г-на
Таланте.
В мировой нефтеперерабатывающей промышленности происходят заметные
территориальные сдвиги. Они проявляются в снижении удельного веса традиционных
регионов размещения нефтеперерабатывающей промышленности (Северная Америка,
Западная Европа, Восточная Европа и бывш. СССР) и роста доли Азиатско-Тихоокеанского
региона и стран Ближнего и Среднего Востока (табл.4.3).
Таблица 4.3
Динамика региональной структуры мощностей по переработке нефти в период 1993–2006 гг (мощности на
01.01 каждого года). [224–234]
№
п/п
Регионы мира
1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г. 1999 г.
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
1
Азиатско-
Тихоокеанский
682,9 18,7 720,9 19,4 740,1 19,9 814,3 21,4 849,8 21,7 938,6 23,4
2 Западная Европа 711,2 19,5 710,5 19,2 707,6 19,0 706,1 18,6 715.6 18,3 728,6 18,1
3
Восточная Европа
и бывш. СССР
642,3 17,6 642,6 17,3 636,6 17,1 632,5 16,6 637,5 16.3 604,3 15,0
4
Ближний и
Средний Восток
252,6 6,9 263,9 7,1 265,9 7,1 271,1 7,1 283,1 7,2 289,1 7,2
5 Африка 143,0 3,9 141,3 3,8 141,3 3,8 142,5 3,7 146,5 3,7 150,3 3,8
6
Северная Америка
927,3 25,4 937,5 25,3 936,1 25,2 940,2 24,7 963,5 24,6 991,0 24,7
7
Южная и Центра-
льная Америка
299,1 8,0 291,6 7,9 295,0 7,9 296,6 7,9 319,8 8,2 313,5 7,8
Итого 3658,4 100 3708,3 100 3722,6 100 3803,3 100 3915,8 100 4015,4 100
Средняя мощно-
сть НПЗ, млнт
5,18 5,24 5,28 5,43 5,59 5,32
Продолжение таблицы 4.3
№
п/п
Регионы мира
2000г. 2001г. 2003 г. 2005г. 2006 г.
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
1 Азиатско-Тихоокеанский 982,7 24.1 1008,3 24,8 1010,2 24,7 1034,8 25,1 1110,3 26,1
2 Западная. Европа 721,7 17,7 723,6 17,8 729,1 17,8 736,3 17,9 748,6 17,6
3
Восточная Европа и бывш. СССР
602.4 14,8 535,6 13,2 530,9 13,0 511,8 42,4 512,2 12,0
4 Ближний и Средний Восток 297,7 7,3 299,5 7,4 315,9 7,7 323,6 7,9 351,7 8,3
5 Африка 152,2 3,7 163,3 4,0 160,7 3,9 161,5 3,9 161,5 3,8
6 Северная Америка 998,9 24,5 998,5 24,6 1014,5 24,8 1023,8 24,8 1041,4 24,5
7
Южная и Центральная Америка
322,4 7,9 333,8 8,2 332,5 8,1 328,6 8,0 330,5 7,8
Итого 4078,0 100 4062,6 100 4093,8 100 4120,4 100 4256,2 100
Средняя мощность НПЗ, млн т 5,39 5,47 5,67 6,10 6,43
За период 1993–2005 гг. доля регионов Северной Америки и Западной Европы
снизилась соответственно с 25,4% и 19,5% до 24,5% и 17,6%., а доля Азиатско-
Тихоокеанского региона увеличилась с 18,7% до 26,1%. Еще более наглядно проявились
территориальные сдвиги в развитии мировой переработки нефти, если сравнивать с
мощностями за более ранний период.
Подобный ход территориальных преобразований мировой нефтеперерабатывающей
283
промышленности вполне закономерен и во многом отражает неравномерность темпов
экономического роста развитых, развивающихся и бывших социалистических стран. В
частности, среднегодовой темп роста мировой нефтеперерабатывающей промышленности за
период 1988–2002 гг. составил 0,9%, что примерно соответствовало темпам роста мировой
экономики. В этот же период среднегодовой темп роста мощностей в регионах «старой»
нефтепереработки составлял: в регионе Северной Америки – 0,5%, Западной Европы – 0,6%,
а в Азиатско-Тихоокеанском регионе, «новом» с точки зрения развития
нефтеперерабатывающей промышленности – 4,4% в года, в странах Ближнего и Среднего
Востока – 1,5% в год. Большинство стран Азиатско-Тихоокеанского региона в начале 90-х гг.
(за исключением Японии) были нетто-импортерами нефтепродуктов. За последнее
десятилетие многим странам региона удалось сбалансировать внутренние производство и
потребление, а некоторые страны стали нетто-экспортерами нефтепродуктов. Напротив,
страны ближневосточного региона, в первую очередь, Саудовская Аравия и Кувейт,
значительную часть продукции НПЗ вывозят на экспорт.
В странах Восточной Европы и бывш. СССР в период 1993–2002 гг. мощности по
переработке в среднем снижались на 2,4% в год.
В период 2003–2006 гг. среднегодовые темпы роста мощностей
нефтеперерабатывающей промышленности составили: АТР – 2,4%, Ближний Восток – 2,7%,
Северная Америка – 0,7%, Западная Европа – 0,6%, В странах Восточной Европы и бывшего
СССР падение уровня мощностей составило 0,9% в год.
Особенно заметно возросли мощности в 2005 г. В целом по миру рост составил 135 млн
т/год, или 3,3%. Наибольший рост мощностей был в регионе АТР – 75,5 млн т/год, или 7,3%,
а также ближневосточном регионе – 28,1 млн т/год, или 8,7%. Возросли мощности в США
(на 17,5 млн т/год), западноевропейских странах – на 12,4 млн т/год.
Самым большим из вновь введенных в 2005 г. был прирост мощностей на заводе
компании Saudi Arabian Oil Co. в г. Рас-Танура. Мощность этого завода возросла с 15 млн
т/год до 27,5 млн т/год. В США наибольший прирост мощности произошел на заводе
компании Citgo Petroleum Co. в г. Лейк-Чарлз – 6,1 млн т/год. Это расширение, на которое
было истрачено 293 млн долл., позволило увеличить мощность завода до 22,0 млн т/год.
В 2005 г. продолжилось выбытие небольших заводов. В частности, выбыл небольшой
завод (1,5 млн т/год) в Саудовской Аравии; 2 завода (1,0 и 0,9 млн т/год) в Ливане; завод
компании Toho Oil Co. Ltd в Овасе, Япония; заводы на Мадагаскаре, в Австралии.
Произошло ряд объединений предприятий. В частности, американская компания Valero
Energy Corp. приобрела завод компании Coastal Corp. в г. Корпус-Кристи, шт. Техас и
объединила его с собственным заводом, образовав единое предприятие мощностью свыше 10
млн т/год. Компания Royal Dutch Shell Pic объединила в один завод предприятия компаний
DEA Mineraloel AG в Весселинге и Deutsche Shell в Годорфе. Единое предприятие достигло
мощности 17,3 млн т/год.
Территориальные сдвиги, проявившиеся в изменении размещения мощностей по
переработке нефти в отдельных регионах, подтверждаются перераспределением численности
нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) по регионам мира (табл.4.4).
За период 1993–1999 гг. число НПЗ увеличилось с 706 до 756. При этом до 1996 г.
число заводов неуклонно снижалось и достигло 701 НПЗ. Однако в 1998 г. было введено
несколько новых нефтезаводов, в первую очередь, в Азиатско-Тихоокеанском регионе (62), в
том числе стали учитываться НПЗ Китая, о которых ранее не было сведений, а также заводы
в бывшем СССР (4, в основном мини-НПЗ). Численность НПЗ в США, Западной Европе,
Японии снижается, что связано с закрытием старых, небольших по мощности, технически
отсталых заводов, расположенных в городской черте. Экономические (низкая
рентабельность) и экологические (загрязнение окружающей среды) причины стали
основными при сокращении числа НПЗ в развитых странах. Эти тенденции продолжились и
в 2002–2005 гг. Общее число НПЗ снизилось с 756 до 662.
Снижение численности НПЗ в 90-е годы привело к росту средней мощности НПЗ с 5,18
284
млн. т/год (на 01.01.1994 г.) до 5,67 млн т/год (на 01.01.2003 г.) и 6,2 млн т/год в 2005 г. При
этом средняя мощность НПЗ Северной Америки возросла с 4,41 млн т/год до 6,54 млн т/год
(при уменьшении числа НПЗ с 210 до 131), в западноевропейских странах с 6,13 млн т/год до
7,27 млн т/год (при снижении числа заводов со 110 до 103), в регионе Южной и Центральной
Америки с 3,93 млн т/год до 5,0 млн т/год (приуменьшении числа НПЗ с 76 до 66).
Таблица 4.4
Динамика региональной структуры численности нефтеперерабатывающих заводов мира в период 1993–2005 гг.
(на конец года) [224–234]
№№
п/п
Регионы мира
1993 г. 1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г.
число
НПЗ
%
число
НПЗ
%
число
НПЗ
%
число
НПЗ
%
число
НПЗ
%
число
НПЗ
%
1
Азиатско-
Тихоокеанский
125 17,7 137 19,4 138 19,6 138 19,7 141 20,1 203 26,9
2 Западная Европа 116 16,4 115 16,2 113 16,0 112 16,0 109 15,5 110 14,6
3
Восточная Европа
и бывш. СССР
91 12,9 88 12,4 95 13,5 96 13,7 96 13,7 93 12,3
4
Ближний и
Средний Восток
42 5,9 42 5,9 42 6,0 42 6,0 44 6,3 44 5,8
5 Африка 46 6,5 45 6,4 45 6,4 45 6,4 45 6,4 44 5,8
6 Северная Америка 210 29,8 205 29,0 198 28,0 191 27,2 191 27,2 189 25,0
7
Южная и Центра-
льная Америка
76 10,8 76 10,7 74 10,5 77 11,0 76 10,8 72 9,6
Итого 706 100 708 100 705 100 701 100 702 100 755 100
Продолжение таблицы 4.4
№№
п/п
Регионы мира
1999г. 2000 г. 2002 г. 2004 г. 2005 г.
число
НПЗ
%
число
НПЗ
%
число
НПЗ
%
число
НПЗ
%
число
НПЗ
%
1
Азиатско-
Тихоокеанский
203 26.9 205 27,6 202 28,0 161 23,9 155 23,4
2 Западная Европа 108 14,3 106 14,3 105 14,5 104 15,4 103 15,6
3
Восточная Европа и
бывш. СССР
100 13,2 92 12,4 95 13,2 93 13,8 93 14,0
4
Ближний и Средний
Восток
45 5,9 45 6,1 46 6,3 45 6,7 42 6,3
5 Африка 46 6,1 46 6,2 45 6,2 46 6,8 45 6,8
6 Северная Америка 182 24,1 179 24,1 160 22,2 159 23,6 158 23,9
7
Южная и Центральная
Америка
72 9,5 70 9,3 69 9,6 67 9,8 66 10,0
Итого 756 100 743 100 722 100 675 100 662 100
В регионах Ближнего и Среднего Востока средняя мощность НПЗ возросла в период
1993–2005 гг. с 6,0 млн т/год до 8,37 млн т/год (при сохранении числа НПЗ на уровне 42). В
Азиатско-Тихоокеанском регионе в этот период увеличение численности НПЗ было
максимальным (со 125 до 202 за счет роста числа заводов и учета китайских НПЗ). Средняя
мощность НПЗ в АТР в 2005 г. составила 7,16 млн т/год. Снизилась средняя мощность НПЗ в
регионе Восточной Европы и бывш. СССР – с 7,0 млн т/год до 5,0 млн т/год (при сохранении
численности НПЗ). В России средняя мощность НПЗ традиционно была самой высокой (в
1998 г. она составляла 10,4 млн т/год, без учета мощностей Грозненского НПЗ). По
состоянию на 01.01.2002 г. 29 НПЗ России имели суммарную мощность 268,3 млн т/год
(средняя – 9,25 млн т/год) [235]. Отметим, что показатель суммарных мощностей включал в
себя данные по заводам ОАО «Газпром» и мини-НПЗ. На 1.1.2004 г. мировые мощности
нефтеперерабатывающей промышленности составили 4102,7 млн т/год, т.е. возросли всего
на 0,2% по сравнению с показателем прошлого года. Число заводов снизилось за год с 722 до
717. Это произошло за счет уменьшения числа НПЗ в регионе АТР (с 202 до 200),
африканских странах (с 45 до 44), Западной Европе (со 105 до 104), Северной Америке (со
160 до 159). Средняя мощность НПЗ в мире на 1.1.2004 г. составила 5,72 млн т/год, что на
285
0,9% было выше, чем год назад [232]. В 2005 г. при уменьшении общемирового числа НПЗ
до 662 их средняя мощность выросла до 6,43 млн т/год.
На фоне достаточно скромных показателей средней мощности впечатляюще выглядят
данные по наиболее крупным НПЗ. Из 756 заводов семь в 1999 г. имели годовую мощность
свыше 25 млн. т. Это – завод южнокорейской компании Yukong (теперь SK Corp.) в г. Ульсан
– 40,8 млн т/год; завод еще одной южнокорейской компании LG-Caltex в г. Йочхон – 31,7
млн т/год; завод компании Paraguana Refining Center, являющейся частью венесуэльской
государственной компании Petroleos de Venezuela SA, в г. Худибадана, штат Фалькон – 30,6
млн т/год; завод российской компании Сибнефть в г. Омске – 28,3 млн т/год; завод компании
Hess Oil Virgin Islands Corp. в г. Сент-Круа (Виргинские острова) – 26,3 млн т/год; завод
американской компании Exxon Corp. в г. Бейтаун, шт. Техас – 25,3 млн т/год; завод
южнокорейской компании Ssanguong Oil Refining Co. в г. Онсан – 25,0 млн т/год. В списке 15
крупнейших заводов по переработке нефти, мощность которых превышала 20 млн т/год 4
находились в США, 3 – в Южной Корее, 3 – в России (кроме Омского НПЗ, также заводы
компании ЮКОС в г. Ангарске и компании ЛУКОЙЛ в г. Кстово Нижегородской области),
заводы в Венесуэле, Кувейте, Ираке, Сингапуре и на Виргинских островах. В 2000 г. на
первое место вновь вышел завод венесуэльской компании Paraguana Refining Center в г.
Худибадана (шт. Фалькон, Венесуэла) – 47 млн т/год. Динамика изменения ранга НПЗ по
размеру мощности в мировой классификации за период 1993–2005 гг. приведена в табл.4.5.
Таблица 4.5
Крупнейшие НПЗ мира в период 1994–2004 гг. (мощности на 01.01. каждого года, млн т/год) [224, 228, 232,
234]
№№
п/ п
Компании Местоположение
1994 г. 1997 г. 2000 г. 2004 г. 2006 г.
млн
т/год
ранг
млн
т/год
ранг
млн
т/год
ранг
млн
т/год
ранг
млн
т/год
ранг
1
Lagoven (Paraguana
Refining Center)
Худибадана, Фалькон
(Венесуэла)
28,6 1 28,6 4 3 30,6 1 47,0 47,0 1
2 Сибнефть Омск (Россия) 28,2 2 28,3 5 28,3 4 18,9 18 – –
3
Hess Oil Virgin Islands
Corp. Hovensa
Сент-Круа
(Виргинские острова)
27,3 3 27,3 6 26,3 5 26,3 7 24,8 10
4.
Yukong Ltd.(SK
Corp.)
Ульсан (Ю. Корея) 26,5 4 40,8 1 40,8 1 40,8 2 40,8 2
5
Тюменская нефтяная
компания
Лисичанск (Украина) 23,5 5 24,1 8 16,0 – 16,0 21 – –
6 ЮКОС Ангарск (Россия) 23,2 6 30,0 3 22,0 9 22,0 13 22,0 15
7 НОРСИ-Ойл Кстово(Россия) 21,8 7 21,9 10 21,9 10 18,0 19 – –
8 ВР Amoco Corp.
Тексас-Сити, Техас
(США)
21,7 8 21,9 11 21,9 11 22,3 11 22,3 13
9
Chinese Petroleum
Corp.
Каосюн (Тайвань) 21,3 9 13,5 – 13,5 – 16,3 20 22,5 –
10 Exxon Mobil Corp.
Батон-Руж, Луизиана,
США
21,2 10 22,5 9 24,2 8 •24,7 9 25,0 9
11 LG Caltex Йочхон (Ю. Корея) 17,1 – 31,7 2 31,7 2 30,8 3 32,5 4
12
Ssangyong Oil
Refining Co. Ltd
Онсан (Ю. Корея) 7,3 – 25,0 7 25,0 7 26,0 8 26,0 8
13
Kuweit National
Petroleum Co
Мина Аль-Ахмади
(Кувейт)
14,4 – 21,8 12 21,4 12 22,1 12 22,1 14
14 Exxon Mobil Corp.
Бейтаун , Техас
(США)
19,8 – 21,4 13 25,3 6 27,9 5 28,2 6
15 BP Amoco Corp.
Уайтинг, Индиана
(США)
20,0 – 20,5 14 20,5 13 20,0 17 – –
16
Shell Eastern
Petroleum Ltd.
Пулау-Буком
(Сингапур)
17,9 – 20,3 15 20,3 14 22,9 10 22,9 11
17
National Iranian Oil Co.
Ибадан (Иран) 16,0 – 20,0 16 20,0 15 .20,0 15 – –
18 Exxon Mobil Corp. Джуронг (Сингапур) – – – – – – 29,4 4 30,2 5
19 Reliance Petroleum Ltd Джамнагар (Индия) – – – – – – 27,0 6 33,0 3
20 Saudi Arabian Oil Co. Рабиг (Сауд. Аравия) – – – – – – 20,0 16 20,0 19
286
№№
п/ п
Компании Местоположение
1994 г. 1997 г. 2000 г. 2004 г. 2006 г.
млн
т/год
ранг
млн
т/год
ранг
млн
т/год
ранг
млн
т/год
ранг
млн
т/год
ранг
21
Shell Nedenand
Rafinaderes BV
Пернис(Нидерланды) – – – – – – 20,8 14 20,8 17
22 Saudi Arabian Oil
Рас-Танура
(Саудовская Аравия)
– – – – – – – – 27,5 7
23
Formosa Petrochemical
Co.
Майляо (Тайвань) – – – – – – – – 22,5 12
24 Citgo Petroleum Corp. Лейк-Чарлз (США) – – – – – – – – 22,0 16
25 Sinopec Шанхай (Китай) – – – – – – – – 20,2 18
26 Saudi Aramco-Mobil
Янбу(Саудовская
Аравия)
– – – – – – – – 20,0 20
Следует отметить, что список самых крупных НПЗ к 2006 г. заметно поменялся. На
первые места вышли НПЗ таких стран, как Венесуэла, Ю. Корея, Индия, Сингапур.
Американские НПЗ не являются самыми крупными (5-е место завода компании Exxon Mobil
Corp. в Бейтауне, шт. Техас), но являются «лучшими», т.е. имеющими наиболее сложную
технологическую структуру.
В перечень 25 крупнейших нефтяных компаний, владеющих наибольшими
мощностями по переработке нефти по состоянию на 01.01.2000 г., входили 8 азиатских, 7
американских, 7 европейских, в том числе одна из России, 3 ближневосточных. Суммарная
мощность НПЗ 25 ведущих компаний составляла 2064,5 млн. т/год, или половину всех
нефтеперерабатывающих мощностей мира. Рейтинг ведущих нефтеперерабатывающих
компаний мира и мощности на 01.01.2000 г., 01.01.2001 г., 01.01.2004 г. и 01.01.2006 г.
приведены в табл. 4.6. В 2005 г. в список 25 крупнейших компаний входили 6 американских,
5 западноевропейских, 6 азиатских, 3 ближневосточных, 3 латиноамериканских и 2
российских.
Таблица 4.6
Рейтинг 25 ведущих компаний по мощностям нефтепереработки [230–234]
Рейтинг Наименование компании Мощность на 01.01., млн т/год
1999 г. 2003 г. 2005 г. 2000 г. 2001 г. 2004 г. 2006 г.
1 2 2
Royal Dutch/Shell (Нидерланды,
Великобритания)
211,5 200,0 240,8 258,6
2 1 1 Exxon Mobil Corp. (США) 182,3 271,6 264,8 284,5
3 3 3 ВР pic (Великобритания) 139,7 159,3 164,3 193,6
4 4 6 Petroleos de Venezuela SA (Венесуэла) 129,8 131,7 133,6 139,6
5 5 4 Sinopec (Китай) 125,3 144,0 133,2 180,6
– 13 5 Valero Energy Corp. (США) – – 83,0 141,5
7 9 10
Saudi Aramco OH Co. (Саудовская Аравия)
96,1 98,5 107,3 120,9
8 12 9 China National Petroleum Corp. (Китай) 88,2 96,0 89,4 122,0
9 10 12 Petroleo Brasileiro SA (Бразилия) 88,0 89,6 96,5 97,7
10 11 13 Petroleos Mexicanos (Мексика) 83,1 83,1 92,6 92,6
11 6 7 Total-Fina AS (Франция) 79,4 125,2 129,8 136,9
12 14 14 National Iranian Oil Co.(Иран) 73,7 73,7 73,7 72,6
– 18 17 ЛУКОЙЛ (Россия) – – 52,7 57,5
14 8 11 СпеугопДехасо Corp. (США) 70,9 71,0 109,2 103,3
15 16 18 Repsol-YPF SA (Испания, Аргентина) 57,3 58,5 54,9 55,3
16 17 19 Kuweit National Petroleum Co. (Кувейт) 52,9 47,9 54,3 54,3
17 22 22 AGIP Petroli SpA (Италия) 51,5 51,6 45,6 45,3
18 15 16 Nippon Mitsubishi Oil (Япония) 49,9 54,7 57,9 57,9
– 19 15 ЮКОС (Россия) – – 52,4 59,1
20 21 21
Marathon Ashland Petroleum LLC (США)
46,8 46,8 46,8 48,7
21 20 20 Pertamina (Индонезия) 46.5 49,7 49,7 49,7
– 25 – Chinese Petroleum Corp. (Тайвань) – – 38,5 –
24 24 25 Indian Oil Corp. Ltd. (Индия) 41,6 40,7 38,9 38,9
25 23 24 SKCorp. (Ю.Корея) 40,8 40,8 40,8 40,8
– – 8 Conoco Phillips (США) – – – 133,0
287
– – 23 Sunoco Corp. (США) – – – 44,0
Среди 25 ведущих компаний в области переработки нефти число государственных и
частных компаний распределяется примерно поровну. Многолетним лидером по суммарным
мощностям нефтеперерабатывающих заводов была англо-голландская компания Royal
Dutch/Shell, но в последнее время первенство перешло к американскому нефтяному гиганту
Exxon Mobil Corp.
Обращают на себя внимание более высокие рейтинги, чем ранее, объединенных
компаний, таких как ВР, Total, Nippon-Mitsubishi, Chevron-Texaco, Conoco-Phillips.
Консолидация технологических и финансовых усилий в последние годы XX века
явилась для нефтяных компаний и их нефтеперерабатывающих секторов способом не только
выживать в условиях колеблющихся цен на нефть, увеличения капиталоемкости
производства и конкурентной борьбы, но и поддерживать высокий уровень эффективности.
В этот период различного рода альянсы, стратегические партнерства, слияния, создание
совместных предприятий проявились в гораздо большей степени, чем раньше. Если в начале
90-х гг. из рук в руки переходили 4% мощностей НПЗ, то в 1997 г. – уже 10%. В США за
последние 5 лет 45% мощностей по переработке нефти поменяли хозяев [236].
Самое крупное слияние в области нефтепереработки – тройственный союз между Royal
Dutch/Shell, Texaco Inc. и Saudi Aramco Oil Corp., который теперь имеет в США 80 млн т/год
мощностей по переработке нефти, владеет 25 тыс. бензоколонок и контролирует 25%
американского рынка нефтепродуктов. В 1996 г. произошло объединение НПЗ и сбытовых
организаций British Petroleum и Mobil Corp. в Европе, которое впоследствии было усилено в
связи с объединением British Petroleum и Amoco Corp. Компании Royal Dutch/Shell и Texaco
Inc. по образцу слияния, реализованного в США, произвели в 1998 г. аналогичную операцию
по объединению сети НПЗ и сбытовых организаций в Европе. Примеру их последовали Total
и Elf (Франция) и Fina (Бельгия), а в Японии – Nippon Oil и Mitsubishi Oil. Объединились
испанская нефтяная компания Repsol Oil и аргентинская YPF SA. В конце 1998 г. был
подписан меморандум о взаимопонимании между компаниями Shell Australia Ltd. и Mobil Oil
Australia Ltd. об объединении нефтеперерабатывающих предприятий в Австралии. В
настоящее время на разных стадиях переговоров в разных регионах мира находится
значительное число подобных сделок. Одним из последних было слияние американских
компаний Chevron Corp. и Техасе.
На 1.1.2003 г. из числа упомянутых в табл. 4.5 заводов мощность завода компании
Kuweit National Petroleum Co. в Мина-Аль-Ахмади возросла до 22,1 млн т/год, в число
крупнейших вошел также завод компании Shell Nederland Refinaderes Co. в г. Пернисе близ
Роттердама (Нидерланды) [232].
В ноябре 1999 г. Федеральная торговая комиссия США одобрила предложение о
слиянии двух крупнейших нефтяных компаний Exxon Corp. и Mobil Corp. Совместная
компания Exxon-Mobil Corp. имеет теперь 44 собственных НПЗ суммарной мощностью более
270 млн т/год и превзошла по уровню суммарной мощности компанию Royal Dutch/Shell.
В 2002 г. транснациональные корпорации Exxon Mobil Corp., Royal Dutch/Shell и ВР pic
сохранили первые три места в международном рейтинге нефтеперерабатывающих компаний.
На четвертое место вышла китайская компания Sinopec, а еще одна китайская компания
China National Petroleum Corp. вышла на 12-е место. В число лидеров вошли объединенные
американские компании Conoco-Phillips (6-е место), Chevron-Texaco Corp. (8-е место), а
также Total Fina Elf (7-е место). Венесуэльская компания Petroleos de Venezuela сохранила за
собой 5-е место. В первой десятке сохранились компания из Саудовской Аравии Saudi
Aramco (9-е место) и из Бразилии Petroleo Brasileiro (10-е место). В 2003 г. произошли
небольшие изменения как в первой десятке, так и в остальном списке (вошли российские
компании ЛУКОЙЛ и ЮКОС, соответственно 18-е и 19-е места).
В 2005 г. значительно упрочилось положение американской энергетической компании
Valero Energy Corp., которая по уровню нефтеперерабатывающих мощностей является
крупнейшей внутри США и занимает 5-е место в мировом рейтинге. Рост компании
288
произошел за счет поглощения Premcor Refining Group. Подтянулись китайские компании
Sinopec и China National Petroleum Corp., заняв соответственно 4-е и 9-е места среди
крупнейших нефтеперерабатывающих компаний мира.
Основными процессами переработки нефти являются прямая и вакуумная перегонка
нефти, каталитический крекинг, каталитический риформинг, каталитический гидрокрекинг,
коксование, гидроочистка и гидрообессеривание, алкилирование, изомеризация,
деасфальтизация и др. [237].
Из процессов прямой и вакуумной перегонки нефти можно отметить технологии
компаний Foster Wheeler, Shell Global Solutions International B.V., Technip, ABB Lummus
Global. Inc., UhdeGmbH.
Главным процессом нефтепереработки является процесс каталитического крекинга
«флюид» (ККФ) – селективная переработка разнообразных газойлей в высокоценные
продукты (высокооктановый бензин, дизельное и реактивное топливо). Во время второй
мировой войны процесс каталитического крекинга «флюид» (ККФ) был основным
источником производства высокооктанового бензина путем крекинга тяжелых
углеводородных потоков. Технологию ККФ широко применяют и сейчас для переработки
тяжелого сырья в связи со снижением спроса на остаточные топлива. Процесс ККФ
позволяет также удовлетворять спрос на дизельное и реактивное топливо, сжиженные
нефтяные газы и легкие олефины (в основном, пропилен), используемые как
нефтехимические полупродукты. Известны процессы компании ABB Lummus Global, Inc;
технология Flexicracking компаний Exxon Mobil Research and Engineering Co. и Kellogg
Brown & Root; процесс Millisecond Catalytic Cracking компании UOP; процесс Orthoflow
компании Kellogg Brown & Root, Inc.; процесс превращения тяжелых нефтяных дистиллятов
в высокоценные продукты компании Shell Global Solutions; процесс компаний Stone &
Webster Inc, Shaw Group Co./Axens, IFP Group Technologies; процесс FCC/RFCC/Petro FCC
компании UOP; процесс глубокого каталитического крекинга компаний Stone & Webster Inc,
Shaw Group Co. при участии института нефтепереработки компании Sinopec.
В настоящее время продолжаются работы по совершенствованию технологии ККФ для
производства топлив с низким содержанием серы и ароматических углеводородов [238].
Разрабатываются новые системы ввода сырья, практикуется обрыв реакции на выходе
из прямоточного реактора для снижения газообразования и уменьшения выхода кокса,
предлагается улучшенная конструкция отпарной секции и воздухораспределителя для
лучшей регенерации катализатора и снижения выбросов окислов азота. Главная цель
модернизации процесса ККФ – решение проблем конверсии тяжелых углеводородов в
моторные топлива с низким содержанием серы и ароматики и легких олефинов. Одной из
первых разработок является система сверхмягкого каталитического крекинга. Компанией
Petrobras предложена двухступенчатая схема ККФ, при которой на первой ступени
применяется сверхмягкий каталитический крекинг, при котором получаются
высококачественные дистилляты с низким содержанием серы, ароматики и азота, которые
легко могут быть превращены в компоненты смешения экологически чистых бензина и
дизельного топлива. Остаточные продукты могут быть переработаны на второй стадии
обычного ККФ.
Новое видение технологии ККФ заключается в придании ей «второго дыхания» и в
разработке новых катализаторов. Этот мощный многогранный процесс превращается в
средство гибкого решения насущных проблем НПЗ, которое с помощью относительно
небольших затрат позволяет превращать остаточное нефтяное сырье в моторные топлива
высоких экологических кондиций и в легкие углеводороды, нужные для нефтехимической
промышленности.
Другой важнейший процесс нефтепереработки каталитический риформинг –
облагораживание прямогонных бензиновых фракций с получением высокооктанового
бензина, ароматических углеводородов и сжиженного нефтяного газа. Известны несколько
модификаций процесса риформинга: компаний Axens NA, Home-Baker Engineers Ltd, UOP.
289
Сравнительно новым и быстроразвивающимся процессом нефтепереработки является
каталитический гидрокрекинг – облагораживание вакуумного газойля и его смесей с
газойлевыми фракциями других процессов с целью получения высококачественных
дизельных и реактивных топлив, малосернистых котельных топлив, сырья для процесса
ККФ. Лицензиарами процесса каталитического гидрокрекинга являются компании: Axens
NA (процесс H-Oil); Chevron и Lummus Global LLC (процесс LC-Fining и ISOCRACKING);
Shell Global Solutions International B.V. (переработка тяжелого вакуум-газойля и нефтяных
остатков); Veba Oil Technologie und Automatizirung GmbH (процесс Unicracking); Axens NA
(процесс совместного гидрокрекинга и гидроочистки T-Star); Haldor Topsofe (процесс
«мягкого» гидрокрекинга).
Разновидностью гидрокрекинга является легкий гидрокрекинг, позволяющий
увеличить производство дизельных топлив путем гидроконверсии вакуум-газойля [239].
Установка такого гидрокрекинга была введена в 2004 г. на НПЗ компании Repsol YPF в
Пуэртольяно, Испания. На установке при 35%-ой конверсии вакуум-газойля получают
дизельное топливо с содержанием серы 10 ppm. В составе интегрированной схемы
гидрокрекинга предусмотрена стадия доочистки дизельного топлива.
Наибольшим разнообразием отличаются процессы гидроочистки и
гидрообессеривания. Для гидроочистки бензинов используются процессы GT-Desulf
(обессеривание бензина ККФ компании GTC Technology Inc.); Uni Pure ASR-2 (глубокой
гидроочистки бензина компании Uni Pure Corp.); процесс глубокого обессеривания компании
Axens NA; гидрообессеривания путем селективного гидрирования компании Exxon Mobil
Research and Engineering; процесс ISAL глубокого обессеривания компаний UOP и PdVSA.
Для гидроочиски дизельного топлива используются процессы компании Axens NA;
компании Fuels Technology Group Conoco Phillips Co.; процесс гидрообессеривания компании
Haldor Topsoe AS; процесс SK HDS компании The Badger Technology Center и SK Corp. Для
гидроочистки средних дистиллятов используются процессы компании ABB Lummus Global,
Inc. и Unifining компании UOP. Для гидроочистки широкой гаммы нефтяных фракций
используются процессы компаний Home-Baker Engineering Inc. и Akzo-Nobel Catalysts B.V. и
др.
На НПЗ со сложной конфигурацией, имеющем в своем составе установку
предварительной гидроочистки сырья ККФ, при использовании тяжелой сернистой нефти
используют методы ужесточения процесса гидроочистки [240]. Компания Lyondell Chemical
Co. продемонстрировала способ очистки топлив от сернистых соединений путем окисления
гидроперекисями [241].
В процессе коксования – превращения вакуумных остатков, тяжелых смол и пеков в
бензиновые и газойлевые фракции, котельное топливо и кокс – используются процессы
замедленного коксования компаний ABB Lummus Global, Inc.;
селективного замедленного коксования SIDEX компаний Foster Wheeler и UOP;
облагораживания нефтяных остатков методом термического замедленного коксования
компаний Bechtel Corp. и Conoco Inc.
При использовании для процесса коксования продуктов переработки тяжелых
сернистых нефтей может потребоваться расширение мощностей коксовых барабанов и
печей[240].
В процессе алкилирования – получения высокооктановых компонентов автобензина из
легких олефинов и изобутана – используются процессы компаний ABB Lummus Global, Inc.
(алкилирование на твердом катализаторе); компании Exxon Mobil Research and Engineering
Co. (с использованием сернокислотных катализаторов); процесс FBA компании Haldor
Topsoe AS; процесс Re Vap компании Fuels Technology Division Conoco Phillips Co.;
процессы Alcylene и Indirect Alkylation (с твердым катализатором) компании UOP и др.
В процессе изомеризации – превращении парафинов и легких олефинов соответственно
в изопарафины и изоолефины – используются процессы ABB Lummus Global, Inc.; Axens
NA, COTECH и Lyondell Chemical, Fuels Technology Division Conoco Phillips Co.
290
В процессе деасфальтизации – переработке тяжелых остатков с целью получения
сырья для ККФ, битумов используются технологии компаний UOP и Foster Wheeler, Kellogg
Brown & Root, Inc.
В последнее время рядом компаний разработаны новые процессы и катализаторы [242].
В частности, компании Axens NA, Engelhard, Kellogg Brown & Root, Inc. разработали новые
катализаторы. Компания Exxon Mobil Research and Engineering предложила новые процессы
SCAN Fining и OCTAGAIN; компания UOP-процесс Unicracking High Cycle. Еще ряд фирм
разработали процессы, способствующие увеличению выхода и улучшения качества
нефтепродуктов.
Многими компаниями применяется интегрированный подход к сбережению на НПЗ
энергии и водорода [243]. С этой целью рекомендуется применение т.н. «пинч-технологии»,
т.е. технологии оптимизации энергозатрат на НПЗ. Такую технологию применяет компания
ENI SpA Refining & Marketing на своих заводах в Италии и в других странах Европы.
В период 1993–2005 гг. произошли заметные технологические сдвиги в структуре
мировой нефтеперерабатывающей промышленности (табл.4.7).
В этот период суммарная доля углубляющих процессов (каталитический крекинг,
каталитический гидрокрекинг, термический крекинг или висбрекинг, коксование,
каталитический риформинг, алкилирование, изомеризация) возросла в целом по
нефтеперерабатывающей промышленности мира с 43,6 % до 51,3%, а облагораживающих
процессов (гидрооблагораживание, гидроочистка) – с 43% до 50,3%).
Мощности процессов каталитического крекинга в период 90-х г. имели среднегодовой
темп роста 1,8%, каталитического риформинга – 1,5%, каталитического гидрокрекинга –
2,9%, гидроочистки – 1,9%, изомеризации – 2,2%.
В 2003 г. возросли мировые мощности процессов гидроочистки (на 5,2%),
каталитического гидрокрекинга (на 2,9%) и каталитического крекинга (на 0,9%), при этом
рост мощностей по первичной переработке по сравнению с 2002 г. увеличился всего на 0,2%
[232]. В 2005 г. суммарные мировые мощности по процессу каталитического риформинга по
сравнению с 2003 г. возросли почти на 85 млн т/год, гидроочистки – почти на 225 млн т/год,
гидрокрекинга – всего на 1,4 млн т/год, алкилирования и полимеризации – на 14,2 млн т/год,
ароматизации и изомеризации – на 44,5 млн т/год [234].
Технологические сдвиги в нефтепереработке во многом были обусловлены быстрым
ростом мощностей в Азиатско-Тихоокеанском регионе, а также возросшими требованиями к
качеству моторных топлив и других нефтепродуктов в странах с развитой
нефтеперерабатывающей промышленностью. Динамика мощностей, находившихся в стадии
завершения строительства, по отдельным процессам в различных регионах мира в период
1993–1999 гг. представлена в табл.4.8.
Из приведенных в табл.4.8 данных видно, что безусловно наибольший прирост
мощностей, особенно по первичной перегонке, пришелся в этот период на Азиатско-
Тихоокеанский регион (АТР), а в США и странах Западной Европы заметным было
строительство мощностей углубляющих и облагораживающих процессов.
В период 2001–2005 гг. планировались, проектировались, строились и вводились в
эксплуатацию новые НПЗ или отдельные установки. В частности, заводы в Нигерии и Папуа
– Новой Гвинее; велось проектирование заводов в Индии и Вьетнаме; планировалось
создание новых НПЗ в Алжире, Анголе, Бразилии, Экваториальной Гвинее, Индии, Иране,
Великобритании. Была намечена масштабная модернизация заводов в Украине (будет
осуществлять российская компания ЛУКОЙЛ), на Антильских островах (о. Кюрасао), в
Сасолбурге (ЮАР). Перечень новостроек этого периода приведен в [224].