Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
291
Таблица 4.7
Динамика технологической структуры мировой нефтеперерабатывающей промышленности (мощности на 1.1 каждого года) [224–234]
№№
п/п
Наименование процесса
1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г. 1999 г. 2000 г. 2003 г. 2006 г.
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
млн
т/год
%
1 Первичная перегонка 3658,4 – 3708,3 – 3722,6 – 3803,3 – 3915,8 – 4015,4 – 4078,0 – 4093,9 – 4256.2 –
2 Вакуумная дистилляция 1209,2 33,1 1234,5 33,3 1245,3 33,5 1266,8 33,3 1284,9 32,8 1316,3 32,8 1335,0 32,7 1338,9 32,7 1392,4 32,7
3 Каталитический крекинг 588,1 16,1 640,9 17,3 662,3 17,8 663,6 17,4 689,3 17,6 695,1 17,3 715,5 17,5 738,2 18,0 713,6 16,8
4
Каталитический
риформинг
400,6 11,0 453,5 12,2 467,0 12,5 445,0 11,7 474,9 12,1 478,1 11,9 474,2 11,6 479,9 11,7 564,6 13,3
5
Каталитический
гидрокрекинг
152,5 4,2 168,5 4,5 178,9 4,8 184,8 4,9 184,4 4,7 208,4 5,2 209,0 5,1 230,7 5,6 232,1 5,5
6
Термокрекинг и
коксование
326,7 8,9 347,1 9,4 355,3 9,5 355,0 9,3 362,1 9,2 371,2 9,2 376,0 9,2 378,4 9,3 406,9 9,6
7
Каталитическое
гидрооблагораживание
425,4 11,6 374,3 10,1 367,7 9,9 365,4 9,6 405,6 10,3 399,4 9,9 428,0 10,5 1916,8 46,8 2141,4 50,3
8
Каталитическая
гидроочистка
1147,0 31,4 1229,0 33,1 1297,8 34,9 1358,6 35,7 1369,3 35,0 1412,3 35,2 1406,6 34,5 – – – –
9
Алкилирование и
полимеризация
75,2 2,1 80,3 2,2 80,1 2,2 80,6 2,1 81,6 2,1 87,5 2,2 87,6 2,1 90,4 2,2 104,6 2,5
10
Ароматизация и
изомеризация
84,9 2,3 93,2 2,5 96,7 2,6 102,0 2,7 105,3 2,7 106,8 2,7 107,1 2,6 108,4 2,7 152,9 3,6
11 Производство масел 42,2 1,1 41,7 1,1 43,8 1,2 45,3 1,2 44,8 1,1 43,3 1,1 41,1 1,0 39,9 1,0 40,0 0,9
12 Производство битума 102,5 2,8 92,3 2,5 93,3 2,5 99,1 2,6 102,2 2,6 96,2 2,4 93,9 2,3 93,1 2,3 86,7 2,0
Примечание: Мощности процессов 1–8 указаны по перерабатываемому сырью; 9–12 – по конечной продукции.
292
Таблица 4.8
Динамика мощностей, находящихся в стадии завершения (на 01.01 каждого года, млн т) [227–230]
Регионы мира и важнейшие процессы 1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г. 1999 г. 2000 г.
Прямая перегонка нефти
США 0 8,6 3,5 3,5 1,25 5,6 3,25
Западная Европа 0 1,0 0 8,5 2,2 13,5 0
ATP 31,85 15,9 20,9 7,0 41,6 28,6 14,0
Каталитический крекинг
США 3.1 1,9 1,7 8,2 – 6,5 0,5
Западная Европа 1,0 0 0 1,3 – 0,45 0
АТР 2,35 2,9 4,5 1,0 1,0 2,5 10,0
Каталитический гидрокрекинг
США 0 1,4 0 0 – 1,25 0
Западная Европа 2,7 1,4 0 0 – 0,55 0,80
АТР 1,25 1,25 1,0 0 5,75 7,15 0
Каталитическая гидроочистка
США 1,2 6,5 2,33 0 – 2,5 3,4
Западная Европа 5,35 13,2 2,5 14,6 0 1,0 2,7
АТР 4,5 4,0 6,76 3,8 5,58 2,75 0
В период 2005–2008 гг. намечена реализация большого количества проектов
реконструкции и расширения действующих и строительства новых установок по
производству нефтепродуктов и моторных топлив [245–247]. Прежде всего следует сказать о
проектировании и строительстве новых НПЗ: трех а Африке (Ангола, Чад, Судан); пяти в
Южной Америке (Колумбия, Бразилия, три в Венесуэле); пяти в АТР (три в Китае, Индии и
Индонезии); двух в бывш. СССР (Украина, Казахстан); одного в регионе Ближнего Востока
(Ирак – силами американцев).
Широкая программа модернизации намечена в США. На эту программу в 2005 г. было
израсходовано 7 млрд долл. Особое внимание уделено улучшению качества моторных
топлив, а также модернизации и строительству установок замедленного коксования. В
Канаде на модернизацию действующих и строительство новых установок в 2005 г.
израсходовано 380 млн долл., причем наиболее крупными проектами является сооружение
установок гидрокрекинга в г. Форт-Мюррей, пров. Альберта и установки замедленного
коксования на заводе компании Suncor Energy Inc.
В европейских странах намечены проекты модернизации действующих заводов. При
этом наибольшее внимание уделяется процессам производства дизельных топлив и
улучшению качества всех моторных топлив до уровня требований Евро-5. Примером
является проект создания установки гидрокрекинга мощностью 1 млн т/год на заводе
компании ВР Oil Rafineria de Castillon в Испании.
Но все же наибольшее количество проектов по модернизации и новому строительству
намечено в развивающихся странах, среди которых необходимо выделить Китай, Индию,
Саудовскую Аравию, Венесуэлу, Бразилию.
Заметным в период 1993–2000 гг. был рост мощностей по производству оксигенатов –
присадок к бензинам для улучшения их экологических характеристик. Динамика роста
мощностей установок по производству оксигенатов на НПЗ мира представлена в табл.4.9.
Таблица 4.9
Динамика роста мощностей установок по производству оксигенатов на нефтеперерабатывающих заводах мира
(на 01.01 каждого года, млн т/год) [224–230]
1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г. 1999 г. 2000 г. 2001 г.
Мощности по производству
оксигенатов на НПЗ
9,67 9,77 11,34 11,46 11,57 12,21 12,40 13,3
Суммарные мощности по производству оксигенатов (в основном МТБЭ, а также ТАМЭ
и др.) складываются из производственных мощностей установок в составе НПЗ и
293
специализированных производств в составе нефтехимических комплексов (НХК), причем
каждый из источников составляет примерно половину суммарных мощностей. Основные
регионы размещения мощностей по производству оксигенатов – США и Канада (около 52%)
и Западная Европа (более 28%), Азиатско-Тихоокеанский регион (10%), прочие регионы
(10%). После обнаружения вредного воздействия МТБЭ на грунтовые воды, в США
разгорелись горячие споры, можно ли применять МТБЭ или надо полностью отказаться от
использования этого продукта, на создание производства которого были затрачены огромные
средства. В конечном счете была принята программа сокращения потребления МТБЭ в
США. В западноевропейских странах производство МТБЭ сохранится на прежнем уровне.
К 1.01.2006 г. мировые мощности по производству оксигенатов несколько сократились
(до 12,5 млн т/год). По оценкам экспертов мировое потребление основного оксигената –
МТБЭ (метилтретбутилового эфира) – сократится к 2009 г. на 33%. Проблема производства и
применения МТБЭ еще будет обсуждаться на страницах этой книги.
В 60-е годы известным американским специалистом в области
нефтеперерабатывающей промышленности Нельсоном (W.L.Nelson) была разработана
методика оценки сложности (комплексности) нефтеперерабатывающих заводов. С
использованием этой методики можно проводить достаточно приемлемые, хотя и
приблизительные по точности оценки стоимости отдельных установок и целых НПЗ, а также
сопоставлять между собой заводы различной мощности и с разными соотношениями
первичной перегонки и вторичных процессов. Фундаментальным в этой методике является
коэффициент сложности, или комплексности НПЗ (complexity index), который представляет
собой отношение удельных затрат на сооружение конверсионной установки НПЗ к затратам
на установку первичной переработки нефти. Эти коэффициенты получили в литературе
название индексы Нельсона [248]. На базе индексов Нельсона и конкретных соотношений
мощностей по первичной перегонке и вторичным процессам автором были определены
рейтинги сложности НПЗ для мировой нефтеперерабатывающей промышленности в 1997 г.
[249, 250]. Ниже приведен итоговый показатель рейтинга сложности мировой
нефтеперерабатывающей промышленности по состоянию мощностей на 01.01.2000 г. –
5,905. Подробные расчеты выполнены по регионам и странам в [249].
На основании краткого анализа современного состояния нефтеперерабатывающей
промышленности можно сделать вывод о том, что после предыдущих лет роста наступила
стабилизация. Лидирующее положение в отрасли заняли крупнейшие нефтяные компании. В
дополнение к данным, приведенным в табл. 4.6, приведены сведения о мощностях по
переработке 20 компаний в странах АТР, Западной Европы, а также в США [232–234].
В 2000 г. были введены 4 новых НПЗ: 2 – в Азии, 1 – в Египте, 1 – в России. Кроме
этого существенно были увеличены мощности завода тайваньской компании Formosa Plastics
в Майляо. В 2001 г. были введены заводы в Абу-Даби компании Рагсо мощностью 5 млн
т/год, завод этой же компании в Пакистане. Одновременно были закрыты устаревшие,
небольшие по мощности заводы в России, Норвегии, Аргентине, США. Самым крупным
НПЗ, выбывшим из эксплуатации в последнее десятилетие – Грозненский НПЗ. Судьба
закрытых заводов пока не ясна. Выбыли мощности отдельных установок на других заводах, в
частности, установки прямой и вакуумной перегонки на Салаватском, Уфимском, Омском,
Саратовском, Самарском, Новокуйбышевском, Сызранском НПЗ, а также заводе компании
НОРСИ в г. Кстово. Были выведены из эксплуатации установки коксования в Волгограде,
термического крекинга в Новокуйбышевске, Волгограде, каталитического крекинга в
Салавате, каталитического риформинга и гидроочистки в Салавате, Уфе, Омске, Киришах.
На пространстве бывшего СССР закрылись ряд установок в Украине (на Лисичанском,
Надворнянском НПЗ), в Азербайджане (на бакинских заводах). Аналогичные процессы
происходят во многих регионах и странах. В частности, в США были закрыты заводы
компании Premcor в Хартфорде и Блюйленд (шт. Иллинойс).
Как уже отмечалось выше, процесс выбытия небольших и неконкурентоспособных
НПЗ продолжился и в период 2002–2005 гг. Отмечается устойчивая тенденция роста средней
294
мощности НПЗ.
Таблица 4.10
Мощности по переработке нефти свыше 10 млн т/год крупнейших компаний в АТР, Западной Европе и США
(на 1.1.2003 г. и 2006 г. [233, 234]
№ №
п/п
Регион, компания
Число НПЗ
Суммарная мощность
нефтепереработки, млн т/год
2003 г. 2006 г. 2003 г. 2006 г.
1 2 3 4 5 6
Азиатско-Тихоокеанский регион
1 Sinopec (Китай) 56 18 133,3 139,6
2 China National Petroleum Corp. (Китай) 38 37 88,1 88,3
3 Exxon Mobil Corp. (США) 11 10 71,3 69,2
4 Nippon Mitsubishi Petroleum Refining Co. Ltd (Япония) 6 6 58,4 57,9
5 Royal Dutch/Shell (Великобритания, Нидерланды) 12 13 55,4 67,9
6 Pertamina (Индонезия) 8 8 49,6 49,6
7 Chevron Texaco (США) 8 6 41,2 32,2
8 SKCorp. (Южная Корея) 1 1 40,8 40,8
9 Chinese Petroleum Co. (Тайвань) 3 3 38,5 38,5
10 Indian Oil Co. Ltd. (Индия) 9 9 35,4 38,9
11 Idemitsu Cosan Co. Ltd. (Япония) 5 4 34,2 30,4
12 Tonen-Energy Co. (Япония) 4 4 33,7 31,5
13 LG-Caltex (Ю.Корея) 1 1 31,6 32,5
14 Hyundai Oil Refining Co. (Ю.Корея) 3 3 29,5 29,5
15 Cosmo Oil Co. Ltd. (Япония) 4 4 28,1 28,3
16 Reliance Petroleum Ltd. (Индия) 1 1 27,0 33,0
17 S-Oil Corp. (Ю.Корея) 1 1 26,0 26,0
18 BP (Великобритания) 4 4 17,4 16,6
19 Hindustan Petroleum Corp. Ltd. (Индия) 2 2 14,8 14,8
20 Petronas (Малайзия) 3 3 11,5 11,5
Западная Европа
1 Total SA (Франция, Бельгия) 17 17 110,2 115,2
2 Exxon-Mobil Corp. (США) 12 10 85,6 84,8
3 Royal Dutch/Shell (Великобритания, Нидерланды) 12 16 68,2 81,5
4 Agip Petroli SpA (Италия) 9 10 61,2 43,8
5 BP(Великобритания) 9 12 48,2 68,5
6 Repsol-YPF SA (Испания, Аргентина) 5 5 38,3 35,5
7 Turkish Petroleum Refineries Corp. (Турция) 4 4 30,7 30,7
8 Compania Espanola de Petroles (Испания) 3 3 21,4 21,4
9 DEA Mineraloel AG (Германия) 4 4 19,5 19,5
10 Conoco Phillips Inc. (США) 3 3 16,7 17,4
11 Chevron Texaco Inc. (США) 2 2 16,1 16,4
12 Petrogal ЕР (Португалия) 2 2 15,2 15,2
13 Statoil AS (Норвегия) 3 3 15,0 15,2
14 Saras SpA (Италия) 1 1 15,0 15,0
15 ERG Group, Isab SpA (Италия) 3 4 14,9 19,8
16 Fortum Oy and Gas (Финляндия) 6 6 14,4 14,4
17 OMV AG (Австрия) 2 3 14,0 19,9
18 Petroleos de Venezuela SA (Венесуэла) 8 8 13,4 14,2
19 Petroplus (Бельгия) 3 3 12,5 12,5
20 Veba Oil (Германия) 4 4 11,4 11,4
США
1 Conoco Phillips Inc. (США) 14 13 111,2 108,9
2 Exxon-Mobil Corp. (США) 7 7 95,0 97,0
3 BP(Великобритания) 7 6 75,6 73,8
4 Valero Energy Co. (США) 7 12 63,7 74,3
5 Royal Dutch/Shell (Великобритания, Нидерланды) 11 10 60,7 57,2
6 Chevron Texaco Corp. (США) 6 5 48,5 45,5
7 Marathon Ashland Petroleum LLC (США) 7 7 46,7 46,7
8 Motiva Enterprises LLC (США и Саудовская Аравия) 4 3 44,0 36,5
9 Petroleos de Venezuela SA (Венесуэла) 5 5 42,7 41,4
295
№ №
п/п
Регион, компания
Число НПЗ
Суммарная мощность
нефтепереработки, млн т/год
2003 г. 2006 г. 2003 г. 2006 г.
1 2 3 4 5 6
10 Sunoco Inc. (США) 4 5 36,5 44,0
11 Koch Refining Co. LP (США) 2 2 28,4 28,4
12 Tesoro Petroleum Corp. (США) 6 6 28,0 28,0
13 Saudi Aramco (Саудовская Аравия) 4 3 22,0 18,3
14 The Williams Co. (США) 2 2 20,5 20,5
15 Premcor Refining Group (США) 4 4 26,7 38,6
16 El Paso Coastal Refining and Marketing Corp. (США) 3 3 13,5 13,5
Из данных табл. 4.10 видна динамика числа и мощностей крупных НПЗ в Азии,
Западной Европе, США. К 2006 г. в регионе АТР к компаниям, приведенным в табл. 4.10
прибавились: завод тайваньской компании Formosa Petrochemical Co. мощностью 22,5 млн
т/год, два завода компании Saudi Aramco суммарной мощностью 12,7 млн т/год и завод
японской компании Showa Yokkaichi Sekiyu мощностью 11,1 млн т.год; два завода Preem
Raffinaderi AB суммарной мощностью 15,8 млн т/год; три завода компании Flint Hills
Resourses суммарной мощностью 36,5 млн т/год.
Международные рейтинги нефтеперерабатывающих заводов строятся не только по
величине мощностей по первичной переработке нефти, но и по степени сложности и
комплексности имеющихся на них установок. Здесь может быть использован показатель
отношения суммарных мощностей по вторичным процессам к мощностям по первичной
переработке. Перечень наиболее сложных по уровню технологического развития заводов
приведен в табл. 4.11.
Таблица 4.11
«Лучшие» НПЗ мира
№№
п/п
Название компании, местоположение завода
Мощность по сырью,
млн т./год
Доля вторичных процессов
к объему первичной
переработки,%
1 2 3 4
1. Exxon-Mobil, Бейтаун (шт. Техас, США) 19,8 217
2. Shell, Дирпарк (шт. Техас, США) 11,1 213
3. Lyondell-Citgo Refining, Хьюстон (шт. Техас, США) 13,3 202
4. Ashland Petroleum, Роузмаунт, (шт. Миннесота, США) 12,3 187
5. ВРАтосо, Тексас-сити (шт. Техас, США) 21,7 181
6. Tonen Corp., Кавасаки (Япония) 10,9 176
7. Exxon-Mobil, Бомонт (шт. Техас, США) 16,0 169
8. ARCO, Карсон (шт. Калифорния, США) 11,9 166
9. Chevron, Паскагула (шт. Миссисипи, США) 14,8 165
10. Chevron, Эль-Сегундо (шт. Калифорния, США) 12,9 164
11. Chevron, Ричмонд (шт. Калифорния, США) 11,5 163
12. Exxon-Mobil, Джолиет(шт. Иллинойс, США) 10,2 156
13. Citgo Refining, Лэйк-Чарлз (шт. Луизиана, США) 15,2 150
14. Total Fina Elf, Антверпен (Бельгия) 14,3 150
15. Exxon-Mobil, Батон-Руж (шт. Луизиана, США) 21,2 150
В этом списке преобладают американские НПЗ, что неудивительно, поскольку
американская нефтеперерабатывающая промышленность является наиболее развитой. Если
этот перечень расширить до 30 НПЗ, то на 30-м месте окажется бывший советский завод в г.
Мажейкяй (мощность 13,2 млн т/год, отношение 119 %) в Литве.
Если же список увеличить еще на 10 НПЗ, то на 39-м месте окажется российский НПЗ в
г. Салават (мощность 12,4 млн.т./год, отношение 110 %).
Наличие большого числа заводов с глубокой переработкой нефти в США,
западноевропейских странах, Японии вызвано сложившейся там структурой потребления
нефтепродуктов. В Северной Америке 42% всех потребляемых нефтепродуктов –
автобензины, 28 % – дизельное топливо, 25 % – реактивное топливо, масла, парафины, кокс
и другие нефтепродукты и только 5 % – котельное топливо. Чтобы удовлетворить такую
296
структуру потребления, нужна глубокая переработка нефти, высокая доля вторичных
процессов. В западноевропейских странах доля автобензинов в структуре потребляемых
нефтепродуктов составляет только 21 %, но зато высокая доля потребления дизельного
топлива – 41 %, прочих нефтепродуктов – 22 %, а котельного топлива – 16 %. Подобная
структура потребления требует также глубокой переработки, хотя и меньшей, чем в США.
В Азиатско-Тихоокеанском регионе в суммарном потреблении нефтепродуктов доля
автобензина и дизельного топлива составляет 54 %, прочих нефтепродуктов – 26%, а
котельного топлива – 20 %. Хотя здесь в последнее время построено несколько крупнейших
НПЗ, глубина переработки относительно невелика. Это же самое можно сказать о
нефтеперерабатывающей промышленности ближневосточных стран, где также построено
несколько крупных НПЗ, ориентированных в основном на экспорт нефтепродуктов. Глубина
переработки или отношение мощностей по вторичным процессам к мощностям по
первичной переработке нефти здесь относительно невелика.
Еще ниже показатели отношения мощностей по вторичным процессам к первичной
переработке в республиках бывшего СССР. В структуре потребления нефтепродуктов здесь
высокий удельный вес занимает котельное топливо (30%), вследствие чего доля вторичных
процессов по отношению к мощностям по первичной переработке небольшая. Более
подробный анализ структуры нефтепереработки будет сделан в последующих главах.
Основные межрегиональные потоки нефтепродуктов из центров нефтепереработки
отправляются в центры хранения и потребления трубопроводным и морским транспортом, а
внутрирегиональные потоки – трубопроводным, железнодорожным и автомобильным
транспортом.
В западном полушарии основными центрами нефтепереработки являются шт. Техас,
Луизиана на юге США, штат Калифорния на западном побережье США, штаты
Промышленного Востока США, провинция Альберта в Канаде, Мексика и Венесуэла.
Внутрирегиональные потоки из центров переработки в США направлены в другие штаты.
Кроме этого часть нефтепродуктов из Канады, Мексики и Венесуэлы следуют в США.
Продукция мексиканских НПЗ обеспечивает страны Центральной Америки. Часть
нефтепродуктов из Венесуэлы направляются в страны южноамериканского континента, в
которых баланс производства и потребления складываются с дефицитом. Продукция
американских НПЗ в Калифорнии поступает на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона, а
навстречу им – нефтепродукты из Южной Кореи и других стран региона (т.н. азиатских
тигров). Также встречными являются потоки отдельных видов нефтепродуктов из Венесуэлы
в страны Южной Европы, а из Европы – в латиноамериканские страны.
Нефтепродукты из стран Ближнего Востока поступают на американский рынок (в
США) и в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (Индия, Китай, Пакистан, Япония).
Нефтепродукты из стран Северной Америки поступают на рынок стран Южной
Европы. Страны Западной и Центральной Европы получают нефтепродукты из России. В
свою очередь западноевропейские нефтепродукты идут на рынок восточных штатов США.
В Азиатско-Тихоокеанском регионе центрами нефтепереработки являются НПЗ
Японии, Китая, Южной Кореи, Тайваня и других стран. Часть из них, например, Южная
Корея, Тайвань, Таиланд, Сингапур являются нетто-экспортерами, остальные – нетто-
импортерами (в основном из стран этого же региона и из ближневосточных стран).
Основные межрегиональные потоки нефтепродуктов (экспорт и импорт) в 2004–2005
гг. представлены в табл. 4.12.
Структура потребления нефтепродуктов по миру в целом, регионам и отдельным
странам заметно отличается. Кроме этого отмечаются изменения структуры потребления за
последние 10 лет (табл. 4.13).
Анализ данных табл. 4.13 дает возможность установить важнейшие тенденции
потребления продукции нефтеперерабатывающей промышленности в мире, развитых и
развивающихся странах, отдельных регионах и странах за последние десять лет.
297
Таблица 4.12
Экспорт и импорт нефтепродуктов в мире в 2004–2005 гг. [6]
(млн т)
Регионы и страны
Импорт Экспорт
2004 г. 2005 г. 2004 г. 2005 г.
США 137,2 166,0 45,7 52,2
Канада 11,4 13,2 25,7 26,7
Мексика 11,1 1537 3,3 5,2
Южная Америка 15,9 19,1 52,6 63,5
Западная и Восточная Европа 113,6 130,3 51,8 66,2
Бывший СССР 4,3 4,4 64,6 81,1
Ближний Восток 6,3 6,4 121,4 119,2
Северная Америка 6,6 8,1 28,7 29,1
Западная Африка 8,7 8,9 5,2 6,0
Восточная и Южная Африка 5,5 5,6 0,7 0,8
Австралия 10,7 11,2 3,2 3,7
Китай 45,7 39,8 13,0 14,0
Япония 48,9 47,8 3,8 5,1
Другие страны АТР 99,9 99,8 68,4 66,4
Прочие – – 37,7 34,8
Таблица 4.13
Динамика структуры потребления нефтепродуктов по миру, регионам и странам в период 1994–2004 гг. [6]
(%%)
Регионы и страны Бензин
Средние
дистилляты
Котельно-
печное
топливо
Прочие нефте-
продукты
Среднегодовой
темп роста
потребления
нефтепродуктов,
2004 г. / 1994 г.
Мир в целом*
1994 г. 30,8 34,0 15,8 19,4
2,0 2004 г. 31,5 36,0 11,8 20,7
2005 г. 30,7 35,9 12,3 21,1
Развитые страны (ОЭСР)
1994 г. 34,9 32,7 12,5 19,9
1,0 2004 г. 36,3 34,9 8,5 20,3
2005 г. 35,9 35,3 8,7 20,1
Европейский Союз (ЕС-25)
1994 г. 28,0 39,5 14,5 18,0
0,8 2004 г. 24,0 45,3 11,3 19,4
2005 г. 23,2 46,4 11,4 18,9
Развивающиеся страны
1994 г. 21,5 37,0 23,4 18,1
3,8 2004 г. 23,2 37,9 17,5 21,4
2005 г. 22,9 37,8 17,7 21,6
США
1994 г. 44,5 28,7 5,7 21,1
1,4 2004 г. 46,0 29,7 3,9 20,4
2005 г. 46,0 29,7 4,4 19,9
Япония
1994 г. 25,1 33,2 22,5 19,2
–0,8 2004 г. 34,0 35,2 12,7 18,1
2005 г. 33,9 35,1 13,0 18,0
Китай
1994 г. 27,0 27,9 21,1 24,0
7,8 2004 г. 25,2 35,2 13,6 26,0
2005 г. 25,0 34,7 12,9 27,4
* без стран бывшего СССР
Во первых, следует отметить, что среднегодовые темпы потребления нефтепродуктов
за 1994–2004 гг. разительно отличаются для развитых и развивающихся стран. В развитых
298
странах они невысокие (0,8–1,4% в год), в Японии даже (–0,8%). В развивающихся странах
они высокие (3,8% в год, а в Китае даже 7,8%).
Во-вторых, существенно отличается структура потребления нефтепродуктов.
Полюсами здесь являются данные по структуре потребления нефтепродуктов в США и
других странах. Огромный автопарк США, укомплектованный автомобилями, в основном, с
бензиновыми двигателями, потребляет гигантское количество автобензина, что составляет
44–46% всех потребляемых полупродуктов. В развивающихся странах доля потребляемого
автобензина вдвое ниже. В США низкая доля потребления котельно-печных топлив, что
обусловлено сложившейся за долгие годы глубокой переработкой нефти и постепенным
вытеснением нефтяных котельно-печных топлив другими энергоносителями. Доля
потребляемых в США средних дистиллятов ниже, чем в среднем по миру и особенно
отличается от доли, сложившейся в европейских странах, где в структуре автопарка высок
удельный вес автомобилей с дизельными двигателями.
В-третьих, общей практически для всех регионов и стран является тенденция роста за
10 лет доли автобензинов и средних дистиллятов в структуре потребления нефтепродуктов и
уменьшения доли котельно-печных топлив, что говорит о непрекращающемся процессе
углубления переработки нефти. Исключением являются страны ЕС, где наметился
некоторый избыток автобензина при заметном росте потребления средних дистиллятов,
главным образом, дизельного топлива.
Прибыль в нефтеперерабатывающей промышленности зависит от нескольких
факторов, главными из которых являются:
1) доступность сырья и цены на него; при этом следует учитывать тенденцию ухудшения
качества сырья (более тяжелая сернистая нефть);
2) характеристика региональных рынков нефтепродуктов, близость к потребителям,
терминалам, наличие продуктопроводов и т.п.;
3) производительность, сложность и комплексность используемого оборудования;
4) состав и структура собственников НПЗ.
Особенно заметное влияние на показатель прибыльности нефтепереработки оказывает
стоимость сырья. В период 1997–1998 гг. в связи со снижением стоимости сырья, падением
спроса на нефтепродукты и снижением цен на них показатели прибыли
нефтеперерабатывающей промышленности мира снизились. Тенденция снижения ожидалась
и в 1999 г. В табл. 4.14 приведены оценки, выполненные специалистами Французского
института нефти [251].
Таблица 4.14
Снижение прибылей мировой нефтепереработки (долл./барр.)
Регион, вид сырья 1997 г. 1998 г. 1999 г.
Западная Европа (нефть Brent) 1,41 1,34 0,9
США (западнотехасская нефть) 1,48 1,25 1,0
Юго-Восточная Азия (нефть Дубай) 2,30 1,01 1,3
Однако рост цен на нефть и, соответственно, нефтепродукты привели к постепенному
росту прибыли нефтепереработки. По оценке специалистов консалтинговой компании Merril
Lynch and Co. прибыль нефтеперерабатывающей отрасли в отдельных регионах мира
выглядела следующим образом (табл. 4.15) [252].
Таблица 4.15
Показатели прибыли нефтеперерабатывающей промышленности по регионам (долл./барр.)
Регион 1993 г. 2000 г. 2001 г.
Азиатско-Тихоокеанский регион
НПЗ с простой схемой (Сингапур) –0,35 0,50 0,75
НПЗ со сложной схемой (Сингапур) 1,72 2,70 3,00
Западная Европа
НПЗ Северо-Западной Европы 0,33 0,70 0,80
НПЗ района Средиземноморья –0,10 0,33 0,35
США
Восточное побережье 3,13 4,45 4,35
299
Регион 1993 г. 2000 г. 2001 г.
Побережье Мексиканского залива 1,95 2,65 2,90
Средний Запад 3,42 4,35 4,05
Западное побережье 8,97 9,03 9,00
Подробный анализ прибыльности нефтеперерабатывающей промышленности мира
выполнен в [253]. Резюмируя анализ показателей прибыльности нефтеперерабатывающей
промышленности можно констатировать, что до 1998 г. прибыль составляла примерно 1,5–
2,0 долл./барр., в конце 90-х годов снизилась до 1 долл./барр., а в 2002 г. составила в регионе
Юго-Восточной Азии 0,2 долл./барр.
Утверждение, что высокие цены на нефть улучшают экономику НПЗ, не является
однозначным. Однако для сложившейся в 2005–2006 гг. ситуации это утверждение
справедливо и, по мнению экспертов, будет справедливым еще несколько лет.
Высокие цены ведут к большей разнице цен на сернистые и малосернистые нефти,
легкие и тяжелые нефтепродукты. Это автоматически ведет к улучшению прибыльности
нефтепереработки. Такое положение сохраняется, если нефтеперерабатывающие мощности
отстают от роста потребления нефтепродуктов и если мощности по переработке сернистых
нефтей не имеют возможности быстро увеличиваться на крупных рынках. Существенную
роль играет также степень сложности предприятий нефтепереработки. Ниже приведены
данные о прибыльности НПЗ, обслуживающих рынки Ближнего Востока и Сингапура
(табл. 4.16) [254].
Таблица 4.16
Динамика прибыльности НПЗ, обслуживающих рынки Ближнего Востока и Сингапура (долл./барр.) [254]
Показатели
Факт Прогноз
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2010 2015 2020
Установки прямой
перегонки нефти
0,8 0,1 0,0 –0,8 –0,2 –0,4 –0,2 1,0 1,5 0,8 0,8 0,5 0,0
Заводы, включаю-
щие в свой состав
установки каталити-
ческого крекинга
3,7 4,0 2,4 1,1 3,1 1,7 0,8 3,0 7,4 6,8 4,0 6,0 5,0
В представленных в табл. 4.16 данных отчетливо видна тенденция роста прибыльности
нефтепереработки в зависимости от динамики цен на нефть и от сложности НПЗ.
Заметное влияние на прибыльность НПЗ оказывает состояние рынков. Существенный
рост цен при одновременном росте спроса на нефтепродукты в США привели к росту
прибыли высокотехнологичной американской нефтепереработки. К Европе, где спрос близок
к насыщению, нет заметной прибавки мощностей. Необходимость структурной перестройки
нефтепереработки для удовлетворения повышенного спроса на дизельное топливо,
сказывается на показателях прибыльности европейских НПЗ. На азиатском рынке при
быстром росте спроса и существенном вводе мощностей, значительная часть которых – это
мощности по первичной переработке нефти, прибыльность НПЗ относительно невелика
(табл. 4.17).
Таблица 4.17
Прибыльность НПЗ в различных регионах и странах мира [255]
Регионы и страны
Прибыльность НПЗ, долл./барр.
2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г.
США 3,8 3,9 2,7 3,8 5,0 11,0
Западная Европа 3,0 2,0 1,0 2,0 3,8 4,0
АТР 1,0 1,2 1,0 1,8 4,0 2,8
На развитие мировой нефтепереработки расходуются ежегодно более 40 млрд долл.
Объемы и структура капиталовложений в развитие мировой нефтепереработки в 1998–1999
гг. показаны в табл. 4.18.
300
Таблица 4.18
Объемы и структура капиталовложений в мировую нефтепереработку, млрд долл. [251]
Структура капиталовложений 1998 г. 1999 г.
Капиталовложения в основное оборудование 17,2 17,7
Капиталовложения во вспомогательное оборудование 14,9 15,9
Катализаторы и химикаты 10,8 11,0
Итого 42,9 44,6
Согласно данным журнала «Hydrocarbon Processing International» суммарные
капитальные, эксплуатационные затраты и затраты на текущий ремонт и обслуживание в
мировой промышленности по переработке углеводородного сырья (нефтепереработка и
нефтехимия) составили в 2001 г. 159 млрд долл., в т.ч. капитальные вложения – 35,9 млрд.
долл., эксплуатационные затраты – 81,8 млрд долл., затраты на текущий ремонт и
техническое обслуживание – 41,3 млрд долл.
В период 2002–2005 г. инвестиции в мировую нефтепереработку достигли почти 50
млрд долл. в год, в т.ч. в США – 7,0 млрд долл., Канаде – около 1 млрд долл.
Среди путей повышения конкурентоспособности наряду с совершенствованием
технологий, улучшением качества нефтепродуктов следует назвать активно идущий процесс
консолидации и реструктуризации активов (слияние компаний, приобретение активов и
избавление от них, отказ от малорентабельных производств и т.п.). Ранее уже было сказано о
слиянии крупнейших нефтяных компаний и образовании супергигантов (Exxon-Mobil, BP,
Chevron-Texaco, Conoco-Phillips, Total Fina Elf и др.). Следует также упомянуть о
реструктуризации японских нефтяных компаний и объединении их с энергетическими
компаниями и ряде других.
Цены на нефтепродукты зависят от цен на нефть. Даже в относительно короткий
период с марта 2004 г. по март 2005 г. цены на нефтепродукты выросли. Динамика
продемонстрирована на примере розничных цен на премиальный бензин в странах Западной
Европы и в США (табл. 4.19) [256].
Таблица 4.19
Розничные цены на премиальный бензин (долл./гал.)
Даты Бельгия Франция Германия Италия Нидерланды
Великобритания
США
29.03.2004 4,62 4,79 5,11 5,01 5,64 5,34 1,94
31.05.2004 5,21 5,11 5,45 5,33 5,94 5,72 2,23
25.10.2004 5,60 5,40 5,79 5,68 6,27 5,86 2,22
28.02.2005 5,68 5,47 5,66 5,69 6,33 5,85 2,34*
Примечание: галлон равен 3,785 л.
* цена 28.03.2005
Приведенные данные стоит пояснить. В практике развитых стран сложилась система
взимания налога на топливо путем введения акциза на продаваемые на розничном рынке
нефтепродукты. В западноевропейских странах величина акциза в розничной цене
автобензина составляет 60–64%., в Канаде – 33%, США – 32%.
Данные об оптовых и розничных ценах на автобензин в развитых странах (по
состоянию на сентябрь 2005 г.) приведены в табл. 4.20.
Таблица 4.20
Цены на автобензин в отдельных странах мира (по состоянию на сентябрь 2005 г.), долл./л [257]
Страны
Цена нефти Brent,
фоб, долл.
Цена нефти Brent,
сиф, Роттердам
Оптовая цена
бензина
Розничная цена
бензина
Западная Европа 0,39 0,50
Нидерланды 0,72 1,80
Норвегия 0,70 1,27
Италия 0,65 1,60
Германия 0,62 1,63
Великобритания 0,60 1,69
Канада 0,71 1,06
США 0,53 0,78