Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
311
алкилированием и изомеризацией;
2) НПЗ с более углубленной схемой переработки, где наряду с каталитическим крекингом,
каталитическим риформингом, гидроочисткой бензиновых и среднедистиллатных
фракций представлены установки алкилирования, изомеризации и замедленного
коксования;
3) НПЗ нового поколения, где наряду с установками каталитического крекинга,
каталитического риформинга, гидроочистки, алкилирования, изомеризации, коксования
остатков имеются гидрокрекинг, производство оксигенатов.
Наряду с названными процессами на НПЗ США широко представлены различные
процессы гидроочистки (в кипящем, стационарном, движущемся слоях), а также
деасфальтизации.
Еще одна важная тенденция последних лет в нефтеперерабатывающей
промышленности США – создание совместных предприятий с иностранными
нефтедобывающими корпорациями. До сих пор основными партнерами американских
нефтепереработчиков остаются представители нефтяной промышленности Венесуэлы. В
частности государственная нефтяная компания Petroleos de Venezuela (PdVSA) в течение 80–
90-х годов сделала ряд крупных приобретений, создав совместные предприятия с такими
корпорациями, как Mobil, Unocal, Citgo, Coastal Corporation. Впрочем, этот процесс идет в
обратном направлении – так, американская Phillips Petroleum планирует построить в
Венесуэле НПЗ мощностью 2,9 млн т/год для переработки местной нефти тяжелых сортов в
легкие нефтепродукты.
Помимо венесуэльской компании, совладельцами американских НПЗ являются
саудовская Saudi Aramco (в 1988 г. она создала с компанией Texaco совместное предприятие
Star Enterprise, владеющее на территории США тремя НПЗ и сетью АЗС), мексиканская
РЕМЕХ и норвежская Statoil. В дополнение к долгосрочным соглашениям по обеспечению
сырой нефтью, компании-поставщики зачастую вкладывают собственные средства в
модернизацию нефтеперерабатывающих предприятий, находящихся в зоне их влияния.
Особенно охотно это делается в случае перепрофилирования производств для выпуска более
легких нефтепродуктов.
1996 г. стал годом создания крупнейших совместных предприятий в американском
нефтеперерабатьщающем секторе. В январе 1998 г. на рынке США
%
появилась компания
Equilon Enterprises L.L.C., а в мае того же года – Motiva Enterprises L.L.C. В их создании
приняли участие такие гиганты индустрии, как Texaco, Star Enterprise и Shell Oil. Одобрение
сделок проходило не совсем гладко, и на основании антимонопольного законодательства
американская Федеральная комиссия по торговле обязала компанию Texaco продать 60 АЗС
в Южной Калифорнии и на Гавайях, a Shell Oil – отказаться от собственности на компанию
Anacortes, владеющую нефтеперерабатывающим заводом мощностью 5,4 млн т/год в
окрестностях Вашингтона.
Equilon Enterprises L.L.C. сегодня действует на Западе и Среднем Западе США, владеет
семью НПЗ, сетью из 9 тыс. АЗС в 32 штатах и контролирует мощности по переработке 42,3
млн.т/год нефти. Компании Motiva Enterprises LLC. принадлежат четыре НПЗ на восточном
побережье США и в районе Мексиканского залива, сеть из 14 тыс. АЗС в 32 штатах и
мощности по переработке 41 млн т/год нефти. К концу 1999 г. выяснилось, что стратегия,
примененная Texaco, Star Enterprises и Shell полностью себя оправдала – эксплуатационные
издержки альянса за два года работы сократились на 800 млн долларов.
Французская компания Total имеет в г. Порт-Артур (шт. Техас) НПЗ мощностью 12 млн
т/год со сложной конфигурацией.
Привлечение иностранных нефтяных компаний в нефтеперерабатывающий сектор
рассматривается сегодня американскими корпорациями как основной фактор,
гарантирующий устойчивые поставки сырой нефти на внутренний рынок США. Нетрудно
заметить, что совместные предприятия создаются именно с теми компаниями, которые
обеспечивают значительную долю импортных поставок сырой нефти в Америку. В
312
ближайшее время вполне вероятно активное включение в этот процесс нефтяной компании
из Мексики.
В последнее время активность на рынке США стала проявлять российская компания
ЛУКОЙЛ, которая приобрела часть активов компании Getty Oil, ряд бензоколонок.
Нефтеперерабатывающая промышленность США размещена неравномерно по
территории. Нефтеперерабатывающие заводы имеются в большинстве штатов, но
наибольшая концентрация мощностей характерна для 4-х штатов: Техаса и Луизианы на юге
страны, Калифорнии – на западном побережье и в Иллинойсе – районе промышленного
Востока. Данные о доле этих штатов в территориальной структуре нефтеперерабатывающей
промышленности США приведены в табл. 4.28.
Таблица 4.28
Некоторые характеристики территориальной структуры нефтеперерабатывающей промышленности США
[231].
Штаты
Доля в суммарных мощностях, %
Прямая
перегонка
Каталит.
крекинг
Риформинг
Гидро-
крекинг
Гидро-
очистка
Алки-
лирование
Производ-
ство МТБЭ
Калифорния 12 12 12 29 15 20 14
Иллинойс 6 6 5 4 6 8 1
Луизиана 17 17 9 13 14 15 22
Техас 26 30 20 27 32 28 28
Итого 61 65 46 73 67 71 85
В 2003 г. мощности НПЗ в штате Техас составили 237,8 млн т/год, штате Луизиана –
144,4 млн т/год, штате Калифорния – 97,2 млн т/год, штате Иллинойс – 44,8 млн т/год.
Суммарная доля этих четырех штатов составила 61,2% всех мощностей американских НПЗ, в
т.ч. штата Техас – 44,6%.
Если мощности каталитического риформинга распределены относительно равномерно
по территории страны, то мощности'по основным процессам переработки не менее чем на
две трети расположены в указанных четырех штатах, а по производству оксигенатов – 85 %.
При этом следует отметить высокую долю наиболее современного процесса каталитического
гидрокрегинга в шт. Калифорния, где сосредоточены наиболее новые (по срокам ввода) НПЗ
США.
Проблема улучшения качества нефтепродуктов в нефтеперерабатывающей
промышленности США в последние годы приобрела решающее значение и во многом
определила объемы и структуру инвестиций в эту отрасль.
При формировании программы по оздоровлению экологической ситуации в
урбанизированных районах США путем производства экологически более безопасных
нефтепродуктов и уменьшения загрязнения от деятельности НПЗ предполагалось, что в 90-х
гг., по оценке Администрации США, необходимо было вложить инвестиций в сумме 70–100
млрд долл, которые должны распределиться между нефтепереработчиками и
автомобилестроителями. При этом инвестиции в производство и продажу моторных топлив
улучшенного качества (реформулированный и оксигенированный бензины, малосернистое
дизельное топливо) должны были составить 24 млрд долл., а на мероприятия по сокращению
выбросов НПЗ – 10–12 млрд долл. По другим оценкам (Американского института нефти,
фирмы Kellogg), капиталовложения в программу производства реформулированных
бензинов в течение 90-х годов должны были составить соответственно 15–23 млрд долл и 30
млрд долл. Только в штате Калифорния инвестиции в модернизацию НПЗ с целью
производства реформулированного бензина оценивались в 3–6 млрд долл.
Суммарные капвложения в реализацию программы производства реформулированных
бензинов в период 1990–1994 гг. (первый этап программы) составили 14 млрд долл, а в
целом на улучшение экологии – 27 млрд долл.
Для реализации второго этапа программы производства реформулированных бензинов
потребовались не меньшие средства.
О масштабности вложений в новые технологии и реконструкцию действующих
313
производств с целью соответствия требованиям по охране окружающей среды можно судить,
анализируя перечень новостроек в нефтепереработке США [262, 268, 269, 234].
Нефтеперерабатывающая промышленность США развивалась в последнее десятилетие
под влиянием следующих факторов: ухудшение качества перерабатываемой нефти
(применение более тяжелой и сернистой нефти); сдвиг в производстве нефтепродуктов в
сторону моторных топлив, в первую очередь, автобензина, и нефтехимического сырья;
постепенное выбытие мелких низкорентабельных НПЗ; ужесточение требований к охране
окружающей среды. Последний фактор явился, пожалуй, наиболее существенным и оказал
заметное влияние на тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности страны.
Производство и потребление нефтепродуктов в США в последние годы подвергались
существенному государственному вмешательству. Первоначально государственное
регулирование касалось цен на нефтепродукты, прежде всего на автобензин.
В 1970 г. был принят Закон о чистом воздухе; в 1974 г. – ряд законодательных актов об
энергетической политике; в 1977 г. – поправки к Закону о чистом воздухе. В 1981 г.
предприняты государственные меры по отпуску цен на нефть и автобензин и был отменен
контроль за распределением бензина. Позднее, в 1986 г. был принят закон о консервации
национальных запасов и о добыче нефти, регулирующий цены на нефть. Начиная с 90-х гг.,
регулирование стало касаться вопросов качества моторных топлив. В 1989 г. было введено
регулирование показателей летучести паров автобензина (1 фаза). В 1990 г. были приняты
весьма существенные поправки к Закону о чистом воздухе. В 1992 г. была реализована
вторая фаза регулирования показателя летучести паров автобензина. В 1994–1995 гг. в
соответствии с поправками к Закону о чистом воздухе были разработаны новые стандарты на
моторные топлива и начала осуществляться первая фаза производства и использования
реформулированного бензина. С 1996 г. в США полностью запрещено применение
этилированного бензина. В 2000 г. была реализована вторая фаза производства и
использования реформулированного бензина, а в 2004 г. вступила в силу более жесткая
система стандартов автомобильного топлива.
Настоятельная необходимость принятия поправок к Закону о чистом воздухе возникла
в связи с резким ухудшением окружающей среды в отдельных районах США, прежде всего в
урбанизированных центрах (Нью-Йорке, Чикаго, Филадельфии, Балтиморе, Хартфорде,
Милуоки, Хьюстоне, Сан-Франциско, Лос-Анжелесе, Сан-Диего и др.).
Из различных вариантов улучшения экологических характеристик автобензинов в
США пошли по пути производства реформулированных бензинов. Ориентация на
реформулированный бензин и его применение в ряде районов с напряженной экологической
обстановкой является стратегической линией американских нефтепереработчиков.
Программа производства и применения реформулированных бензинов
предусматривала два этапа: первый – внедрение так называемой простой формулы
реформулированного бензина – должен быть реализован к 1995 г.; с 1995 г. девять
урбанизированных регионов США стали применять реформулированный бензин; второй –
внедрение сложной формулы реформулированного бензина – к концу 1997 г. Позднее эта
дата была пролонгирована до конца 1999 г. Согласно программе первого этапа выбросы
летучих и токсических компонентов должны быть снижены на 15% по сравнению с уровнем
1990 г., а выбросы NO
x
не должны превысить уровень 1990 г. Согласно программе второго
этапа выбросы NO
x
должны быть снижены еще примерно на 7% по сравнению с уровнем
1990 г. Кроме этого была разработана двухэтапная программа производства и применения
реформулированного бензина в штате Калифорния: первый этап – программа CARB-I
1
–
должен быть реализован в начале 1995 г., второй – более жесткая программа CARB-II – к
2000 г. Повторим, что разработка и реализация этих программ предусмотрена для
урбанизированных регионов с тяжелой экологической обстановкой; в других же регионах
может использоваться традиционный неэтилированный высокооктановый бензин.
1
CARB – California Air Resources Board
314
Степень ужесточения качественных характеристик автобензина проявляется как в
увеличении числа регулируемых параметров, так и в их значениях. В частности, если
обычный бензин регулируется по четырем параметрам, то реформулированный бензин
(вторая фаза) – по восьми параметрам, таким как: доли ароматических углеводородов,
кислорода, олефинов, бензола, серы в составе бензина, а также давление насыщенных паров
по Рейду и степень выкипания в интервале до 100 и 180°С.
Первой реакцией нефтепереработчиков США на нормативные характеристики
реформулированных бензинов было: многие НПЗ не выдержат бремени затрат и прекратят
свое существование. Было высказано предположение, что многие НПЗ «уплывут» за рубеж,
где требования к экологии не столь жесткие и США окажутся в большей зависимости от
импорта нефтепродуктов.
Однако постепенно нефтепереработка США приспосабливалась к новым требованиям к
качеству нефтепродуктов, хотя это ей стоило многомиллиардных затрат. В особенно
тяжелом положении оказались мелкие НПЗ, хотя им были сделаны поблажки: смягчены
нормативы, установлены налоговые «каникулы» на 2 года. Как показали ранее приведенные
данные, число НПЗ в последние годы сильно сократилось, и в основном это произошло за
счет мелких НПЗ.
Несмотря на трудности, проблема производства и использования реформулированных
бензинов в США решается. В настоящее время свыше 30% всего выпускаемого в США
бензина – это реформулированный бензин. Постепенно был реализован второй этап –
введение сложной формулы бензина.
Основными компонентами автомобильного бензина в США являются бензины
каталитического крекинга, риформаты, алкилаты, изомеризаты, прямогонные бензиновые
фракции, бутан, кислородсодержащие добавки.
Наиболее массовый компонент – бензин каталитического крекинга – имеет высокое
октановое число, приемлемый показатель давления паров, но характеризуется повышенным
содержанием олефинов и ароматики.
Риформат (продукт каталитического риформинга) отличается высоким октановым
числом, но имеет повышенное содержание бензола, который нежелателен для
реформулированного бензина. Предпочтительнее использовать легкие фракции продуктов
риформинга.
Прямогонные бензиновые фракции, применяемые при смешении, имеют низкое
октановое число, поэтому их присутствие в составе реформулированных бензинов
нежелательно.
Изомеризат имеет высокое октановое число, низкое содержание бензола, иначе говоря
его характеристики исключительно благоприятны для реформулированных бензинов.
Алкилат имеет пониженное содержание олефинов, обеспечивает низкое давление
насыщенных паров бензина, что также весьма ценно для получения реформатированного
бензина.
Из кислородсодержащих соединений наибольшее распространение получил МТБЭ
(метилтретбутиловый эфир) – высокооктановый компонент, снижающий содержание
ароматических углеводородов, но увеличивающий содержание в нем кислорода.
Бутан – высокооктановый компонент, но его использование увеличивает давление
насыщенных паров, поэтому присутствие бутана в реформулированных бензинах
нежелательно. К тому же высвобождаемый бутан может быть использован как
дополнительный ресурс газомоторных топлив, нефтехимическое сырье и т.п.
Наибольшей остротой отличается проблема производства и применения
реформулированного бензина в штате Калифорния, где требования к качеству бензина более
высокие, а к выбросам – более жесткие, чем для реформулированных бензинов в других
штатах США. Последний тезис подтверждается путем сравнения страндартов по выбросам
(мг/ м
3
):
315
Выбросы
Требования федеральной программы Требования калифорнийской программы
СО 1500 1500
NO
x
257 211
Твердые частицы 150 50
Озон 240 180
Согласно калифорнийской программе, перевод НПЗ на выпуск реформулированных
бензинов осуществлен в 1996 г. По оценкам экспертов, на перевооружение 13
калифорнийских НПЗ было затрачено 5 млрд долл. Оставшиеся заводы участвуют в рамках
инвестиционной программы реконструкции стоимостью в 1 млрд. долл. Реконструированы
заводы фирм ARCO, Chevron, Exxon, Shell, Tosco в районе Сан-Франциско, фирм Kern Oil и
Texaco в районе Сан-Хоакина.
Громадные капиталовложения в реконструкцию привели к увеличению издержек на 5–
15 центов/галлон и, следовательно, росту цен на автобензин. Для смягчения ценовых шоков
программа CARB-II проводилась постепенно, сначала на НПЗ, затем на объектах
инфраструктуры потребления бензина (терминалы, хранилища, заправочные станции). Для
малых НПЗ требования к качеству автобензина были смягчены, а срок реализации
программы сдвинут на два года.
НПЗ Калифорнии не в состоянии полностью обеспечить потребности штата в
реформулированном бензине, поэтому часть его приходится ввозить. Что касается такого
компонента реформулированного бензина, как МТБЭ, то его ввозят из других штатов или
импортируют из других стран.
В последнее время в США разгорелась острая дискуссия о целесообразности добавок
оксигенатов (кислородсодержащих соединений), прежде всего метилтретичнобутилового
эфира (МТБЭ), к автобензину. Обнаружили, что МТБЭ попадает из хранилищ бензина в
грунтовые воды.
Специальная экспертная комиссия, выявившая случаи попадания МТБЭ в грунтовые
воды, рекомендовала постепенно отказываться от МТБЭ, заменяя его другими
кислородсодержащими соединениями, в частности этанолом. На основании рекомендаций
экспертной комиссии Агентство по охране окружающей среды рекомендовало сначала
снижение, а затем и полный запрет использования МТБЭ по всей стране.
Однако намерения запретить МТБЭ вызвали серьезные возражения. Прежде всего
указывалось, что попадание МТБЭ связано с плохой организацией работы бензохранилищ и
именно из-за этого происходят утечки МТБЭ.
Предложение о замене МТБЭ другими кислородсодержащими добавками, такими как
этанол, ТАМЭ и др., также вызвали ряд замечаний.
Представители нефтеперерабатывающей промышленности считают, что отказ от
использования МТБЭ заставит применять в больших объемах алкилаты, олефины и
ароматику, что приведет к увеличению эмиссии вредных веществ. Немаловажным фактором
считают нефтепереработчики тот, что при отказе от МТБЭ и использовании альтернативных
источников повышения октановых чисел бензина резко возрастут затраты на бензин и,
следовательно, его продажная цена. Они также считают, что не гарантировано
проникновение в грунтовые воды заменителей МТБЭ.
По признанию представителя энергетической комиссии штата Калифорния проблема
загрязнения грунтовых вод МТБЭ явно переоценена (оценена в 1,5 млрд долл. убытков,
фактически убытки составили 200 млн долл., в то время как замена МТБЭ этанолом
потребовала издержек в размере 1,6 млрд долл. при планируемых 400 млн долл. [274]. Более
того, Калифорния начала реагировать на экономические последствия замены МТБЭ на
этанол. Исследование, проведенное Калифорнийским советом по чистоте атмосферного
воздуха, показало, что проникающие воздействия этанолсодержащих больше, чем у топлив,
содержащих МТБЭ. Проблема отказа от МТБЭ в Калифорнии отягощается еще и тем, что
издержки производства бензина в этом штате наиболее высокие и малейший сбой в работе
16 НПЗ штата может привести к повышению цен на бензин.
316
Растущие затраты и судебные тяжбы по поводу замены МТБЭ этанолом превратили
производство автобензина – самого массового нефтепродукта в США – в рискованный и
дорогостоящий бизнес. Тем не менее американские нефтепереработчики вынуждены менять
свои планы компаундирования бензина для включения этанола в систему производства
реформулированных бензинов. Калифорнийский совет по охране воздушного бассейна
(CARB) и производители применяют меньше этанола, чем производители бензина на
восточном побережье США из-за ограничений давления насыщенных паров (табл. 4.29).
Таблица 4.29
Варианты компаундирования реформулированных бензинов с применением этанола и МТБЭ [270]
Компоненты
Калифорния Восточное побережье
Бензин с МТБЭ
Бензин с этанолом
Бензин с МТБЭ
Бензин с этанолом
Бензин каталитического крекинга 39 34 20 14
Бензин каталитического риформинга 17 20 23 25
Алкилат 17 23 22 25
Прямогонный бензин – 8* 8 19
Малосернистый осадок 15 9 15 7
МТБЭ 12 – 12 –
Этанол – 6 – 10
* рафинат
Производственные мощности по выпуску этанола в США составляли в 2005 г. 4 млрд
галл./год (около 11 млн т/год), при этом в качестве присадки к бензинам использовалось
порядка 6 млн т. Согласно прогнозам спрос на этанол в США составит в 2010 г. порядка 26
млн т, в т.ч. в качестве присадки к бензинам примерно 20 млн т. Уже сейчас имеются
проекты увеличения производства этанола, часть из которых находятся в стадии
строительства, остальные – в стадии инжиниринга, либо рассмотрения в вышестоящих
инстанциях. Если намеченные проекты будут реализованы, то в 2010 г. мощности по
выпуску этанола в США составят 24–26 млн т/год. По оценке экспертов прогнозируемая
цена этанола (при налоге 51 ц/галл.) составит в 2010 г. 1,9–2,0 долл./ галл., или 0,5–0,6
долл./л [271].
Дискуссию также вызывало требование к снижению содержания серы в бензине с
уровня 338 ppm к 2004 г. до среднего значения 90 ppm (верхнее – 300 ppm, нижнее – 30 ppm)
к 2004 г., до 30 ppm к 2008 г. Агентство по охране окружающей среды оценивает затраты для
достижения стандартов по содержанию серы не ниже 2 ц/галл.; нефтепереработчики
считают, что это будет стоить не меньше 5 ц/галл.
Автомобилестроители поддерживают установление жестких требований к содержанию
серы, считая, что сера является наиболее вредной примесью в бензине.
Нефтепереработчики полагают, что они сравнительно легко справятся с задачей
снижения содержания серы в экологически уязвимых регионах до 150 ppm (в среднем) и до
300 ppm (максимум), но для этого потребуется времени на 2 года больше, чем установлено
Агентством по охране окружающей среды. Наиболее сложной задачей для
нефтеперерабатывающей промышленности является достижение среднего значения
содержания серы 30 ppm (максимального – 80 ppm). По их мнению деятельность по борьбе с
серой в составе бензинов потребует значительных капиталовложений именно в то время,
когда на НПЗ осуществляются мероприятия в соответствии с второй фазой производства
реформулированного бензина. Такая программа не могла быть осуществлена 1 января 2005
г., как того требовало Агентство по охране окружающей среды, а на 2–3 года позже.
Нефтеперерабатывающая промышленность мира, и в первую очередь США, находится
на переломном этапе, направленном на получение самых чистых топлив за всю историю ее
существования. В США осуществляется около 60 проектов, связанных с обессериванием с
целью получения свермалосернистых (Ultra-Low-sulfur) дизельного топлива (ULSD) и
автобензина (ULSG). Нефтеперерабатывающие компании США намерены вложить в
производство экологически чистых топлив 9–10 млрд долл. [272]. Независимо от уже
317
достигнутого прогресса нерешенными пока остаются проблемы производства, снабжения и
распределения экологически чистых топлив. Следует отметить, что производство
экологически чистых моторных топлив в США является национальной инициативой.
Вообще нефтепереработчики признали, что улучшение экологии является
основополагающим принципом взаимоотношений между потребителями и
нефтеперерабатывающей промышленностью.
Сверхмалосернистый бензин (ULSG) – это бензин с содержанием серы в интервале 30–
80 ppm. В США и Канаде производство ULSG уже началось. Достижение минимального
содержания серы (30 ppm) в бензине (иногда его называют «бутик-бензин») в регионах
мегаполисов (исключая Калифорнию) началось в 2006 г., в Калифорнии также в 2006 г., в
Канаде должно начаться в 2007 г., а в странах ЕС – в 2009 г. (при содержании серы 10 ppm)
[273].
Сверхмалосернистое топливо (ULSD) – это дизельное топливо, которое на территории
США (кроме Калифорнии) в 2006 г. должно содержать серы в топливе, предназначенном для
автотранспортных средств, 15 ppm, а для топлива, предназначенного для локомотивов и
внедорожной техники – 500 ppm, в 2007 г. – со снижением до 15 ppm с 2010 г.
Следует отметить, что в США для каждого района нефтяного стратегического
управления (PADD – Petroleum Administration for Defense District)
1
существует своя система
квот по содержанию серы в моторном топливе.
Цены на американские нефтепродукты складываются из стоимости сырой нефти,
издержек производства, торговых издержек и налогов. Основной составляющей цены
попрежнему остается стоимость сырой нефти. По прогнозу департамента информации
Министерства энергетики США (EIA), выполнившему в 2003 г. прогноз цен на основные
нефтепродукты, предполагалось, что рыночные цены в перспективе останутся достаточно
устойчивыми, ожидаются изменения в соотношениях стоимости переработки и величины
налогов (табл. 4.30) [274].
Таблица 4.30
Прогноз структуры цен основных нефтепродуктов в США*
Цена нефтепродуктов и ее
структура
Бензин
Дизельное топливо
Топливный мазут
Авиационное топливо
2001 г. 2025 г. 2001 г. 2025 г. 2001 г. 2025 г. 2001 г. 2025 г.
Всего (ц./галл.) 145 152 140 148 126 130 85 93
В т.ч. (%)
Сырая нефть 35,9 42,1 36,6 43,2 41,3 49,2 61,2 68,8
Издержки производства 25,5 26,3 19,7 22,3 19,0 18,5 30,6 26,9
Налоги 29,0 21,7 32,4 23,7 – – 8,2 4,3
Торговые издержки 9,6 9,9 11,3 10,8 39,7 32,3 – –
* В реальных ценах 2001 г.
Рост стоимости переработки, включающей издержки производства и прибыль, при
изготовлении автомобильного бензина и дизельного топлива оценивался в 2–6 ц. на галл. (1
ам. галл. = 3,785 л). Основными причинами такого роста считали увеличение потребностей в
указанных нефтепродуктах и необходимость осуществления инвестиций для приведения
продукции НПЗ в соответствие с новыми федеральными требованиями – для
низкосернистого бензина в период 2004–2007 гг. и ультранизкосернистого дизельного
топлива в 2006–2010 гг. Согласно того же прогноза, стоимость топливного мазута и
авиационного топлива уменьшится в прогнозный период на 1–2 ц. на галл.
Предполагая сохранение действующего налогового законодательства, Федеральная
налоговая служба считала, что в течение всего прогнозируемого периода сохранится
номинальный уровень налогообложения, сложившийся в 2001 г. В реальных ценах 2001 г. к
2025 г. ожидается уменьшение налогов в следующем размере (ц. на галл.): для бензина – 8,
дизельного топлива – 11, авиационного топлива – 2.
1
В США территория разделена на пять таких районов с целью статистического наблюдения за обеспечением
жидким топливом.
318
В период 2000–2005 гг. в связи с ростом цен на нефть, в США подскочили цены на
автобензин и дизельное топливо. В частности, цена автобензина На АЗС выросла более чем в
2 раза и составила (на конец 2005 г.) около 0,8 долл./л (при оптовой цене 0,5 долл./л).
Выросла доходность на НПЗ (с примерно 1 долл./барр. до 3–4 долл./барр.). По мнению
экспертов консалтинговой компании FACTS из-за сохранения высокого уровня цен на нефть
прибыльность в нефтеперерабатывающей промышленности США сохранится в ближайшие
5–10 лет на достаточно высоком уровне. Этому будет способствовать: высокий спрос на
нефтепродукты, отсутствие строительства новых НПЗ, ограничения на рост заработной
платы персонала, >;есткие экологические стандарты, препятствующие импорту бензина (за
исключением импорта из европейских стран).
В заключение параграфа отметим, что в настоящее время и сравнительно недалеком
будущем стратегической линией в производстве наиболее массового нефтепродукта США
(автобензина) является получение реформулированного бензина. Агентство по охране
окружающей среды рекомендовало сократить применение МТБЭ в реформулированном
бензине, а в шт. Калифорния этот продукт должен быть выведен из состава автобензина. С
2003 г. нефтепереработчики начали бороться с потерей октановых чисел при вытеснении
МТБЭ с помощью увеличения мощности процессов алкилирования, изомеризации,
ужесточения параметров каталитического риформинга, снижения содержания в бензине
прямогонных фракций, замены МТБЭ этанолом и т.п. В дальнейшем возможен рост
применения на автотранспорте сжиженных природного и нефтяного газов, электромобилей,
а в более отдаленной перспективе – электрохимических генераторов, водорода. Вопрос о
лучшем альтернативном топливе открыт.
4.2.2. Нефтеперерабатывающая промышленность Канады и Мексики
Канадский нефтяной комплекс тесно связан с американским. Значительная часть
добываемой в Канаде нефти и производимых нефтепродуктов экспортируются в США.
Нефтеперерабатывающая промышленность Канады за последнее время
активизировалась, а именно, мощности снижались, объемы переработки и степень
использования мощностей росли (табл.4.31). В 2005 г. степень использования мощностей
НПЗ в Канаде приблизилась к критической (98,6%).
Таблица 4.31
Показатели развития нефтеперерабатывающей промышленности Канады [6]
Показатели
Ед.изм.
1986 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2005
Мощность
млн т/год
104,0 94,0 94,0 95,4 92,4 92,6 92,6 93,6 93,0 93,0 95,9 96,2 96,4
Объем перераба-
тываемой нефти
млн
т/год
69,0 80,0 77,5 78,0 75,9 79,5 84,8 85,2 86,0 88,5 90,6 90,9 95,1
Степень исполь-
зования
мощностей
% 66,3 85,1 82,4 83,5 82,1 85,8 91,6 91,0 92,5 95,2 94,5 94,5 98,6
Основная часть мощностей по переработке сосредоточена в восточной части страны.
Часть получаемых здесь нефтепродуктов по продуктопроводу Trans Mountain
транспортируется из Эдмонтона (пров. Альберта) на тихоокеанское побережье.
Технологическая структура нефтеперерабатывающей промышленности Канады в последние
годы изменилась незначительно (табл.4.32). Наблюдается некоторое увеличение средней
мощности канадских НПЗ, а также значительный рост мощностей по производству масел и
битума.
Канадская нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется высокой
степенью глубины переработки (доля углубляющих процессов в 1999 г. составила 72,6%,
облагораживающих – 42,2%, что делает ее близкой к американской). Близок к
американскому и индекс сложности, или комплексности нефтеперерабатывающей
промышленности Канады – 8,53. За период 1995–2005 гг. при среднегодовом темпе роста
объемов переработки на 2,0%, гидрокрекинг вырос на 1,6%, каталитический крекинг – на
1,8% [224, 230, 232–234]. Это привело к увеличению степени загрузки мощностей.
319
Таблица 4.32
Изменение мощностей технологических процессов переработки нефти в Канаде в 1993–2005 гг. [млн т/год)
[224–234]
Мощности, млн т/год на 1.01.
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2005
Прямая перегонка 94,0 95,4 92,4 92,6 92,6 93,6 95,6 95,3 99,2 100,8
Число НПЗ (единиц) 25 25 23 22 22 22 22 21 21 21
Средняя мощность НПЗ 3,8 3,8 4,0 4,2 4,2 4,25 4,34 4,54 4,72 4,80
Вакуумная перегонка 33,3 32,9 31,1 31,1 31,3 31,3 31,1 31,5 33,2 33,9
Термические процессы 8,3 8,3 8,3 8,3 8,8 8,8 8,8 8,8 8,9 9,3
Каталитический крекинг 20,4 20,8 19,8 20,0 20,5 20,7 21,3 21,6 25,7 24,8
Каталитический риформинг 15,4 15,6 14,9 14,9 15,0 15,0 14,6 15,0 15,0 16,4
Каталитический гидрокрекинг 10,9 11,3 11,2 11,3 11,3 13,2 13,3 13,4 13,6 13,1
Каталитическая
гидрооблагораживание
3,2 1,4 1,4 1,9 3,2 1,8 3,5
} 40,7 } 38,7 } 49,0
Каталитическая гидроочистка 37,0 40,1 38,0 38,4 38,5 39,0 36,9
Алкилирование и
полимеризация/димеризация
4,2 3,8 3,5 3,2 2,9 3,4 3,6 3,4 3,9 4,5
Изомеризация/ароматизация 4,2 4,0 4,2 4,4 4,4 4,9 5,4 5,4 5,7 6,2
Производство масел* 0,9 0,9 0,8 2,1 1,2 1,2 1,1 1,4 1,1 1,1
Производство кокса (тыс.т/сут) 0,76 0,74 0,58 0,54 1,5 1,6 1,6 1,6 1,6 2,3
Производство битума* 6,3 4,4 4,4 7,0 7,1 7,1 6,8 6,5 5,4 4,3
Производство серы * (тыс. т/сут)
н.д.** н.д. н.д. 0,23 0,7 0,8 0,9 0,4 0,5 1,5
Производство оксигенатов* н.д. 0,25 н.д. н.д. н.д. н.д. н.д. н.д. н.д. 0,04
Производство водорода 0,3 0,3 0,4 н.д. н.д. 0,5 0,4 0,4 0,4 н.д.
* Мощности по выпуску конечной продукции
н.д. – нет данных
Структура потребления нефтепродуктов в Канаде отличается от американской за счет
большего удельного веса дизельных и котельных топлив. По расчетам экспертов, спрос на
нефтепродукты в Канаде на период до 2010 г. будет расти на 1,3% в год. Однако имеются
мнения, что темп роста потребления нефтепродуктов, по крайней мере до 2002 г., не
превысит 0,4% в год.
Данные о масштабах производства и потребления нефтепродуктов в Канаде приведены
в табл. 4.33.
Таблица 4.33
Объемы производства и потребления нефтепродуктов в Канаде в 1998–2005 г. (млн т.) [6]
Показатели
1998 г. 1999 г. 2000 г. 2005 г.
Произ-
водство
Потреб-
ление
Произ-
водство
Потреб-
ление
Произ-
водство
Потреб-
ление
Произ-
водство
Потреб-
ление
Автобензин 28,9 27,9 30,4 28,5 31,4 28,6 33,8 н.д.
Керосин 1,7 0,4 1,6 0,4 1,6 0,4 1,5 н.д.
Реактивное топливо 4,3 4,4 4,4 4,7 4,1 4,9 4,2 н.д.
Дизельное и печное
топливо
25,4 22,3 26,7 23,2 28,2 24,4 30,8 н.д.
Мазут 7,2 7,2 6,4 6,2 6,5 6,4 7,0 н.д.
Сырье для химии 3,8 3,6 3,7 3,5 3,8 3,3 н.д. н.д.
Сжиженные газы 2,3 6,8 1,9 7,8 1,8 9,3 н.д. н.д.
Прочие
нефтепродукты
16,9 7,0 16,2 7,3 16,1 7,1 н.д. н.д.
н.д. – нет данных
В 2000 г. суммарный экспорт нефтепродуктов из Канады составил 14,7 млн т., а импорт
8,2 млн т. Складские запасы нефтепродуктов в Канаде в 2000 г. были на уровне 7,9 млн т. В
2002 г. экспорт нефтепродуктов составил 25 млн т, а импорт – 8 млн т [232], а в 2005 г.
импорт достиг 26,7 млн т, а экспорт – 13,2 млн т [6].
Среди новостроек последнего времени в канадской нефтеперерабатывающей
промышленности следует отметить: установку гидрокрекинга мощностью 0,5 млн. т/год на
320
заводе компании North Atlantic Refining Ltd. в Ньюфаундленде и установку
гидродепарафинизации на заводе компании PetroCanada Lubricants в Миссисауга, пров.
Онтарио.
Среди строящихся объектов, пуск которых был намечен на период 2003–2004 гг.,
следует отметить расширение установки каталитического крекинга компании Petro Canada в
г. Эдмонтоне, пров. Альберта; установку замедленного коксования компании Suncor Energy
Inc. в Форт-Мак-Мюррей, пров. Альберта мощностью 6 млн т/год; установку гидроочистки
бензина мощностью 21,05 млн т/год на заводе компании Shell Canada в г. Монреаль, пров.
Квебек; аналогичную установку этой же компании в г. Сарния, пров. Онтарио [265].
В период 2005–2010 гг. намечено осуществить в Канаде реконструкцию, расширение и
новое строительство установок по переработке нефти. Намечено 25 проектов на 16 НПЗ.
Основное направление реконструкции – установки гидроочистки, гидрокрекинга,
замедленного коксования.
Канадский и американский нефтяной комплекс тесно связаны между собой. Когда
Американское агентство по защите окружающей среды провозгласило требования к качеству
моторных топлив, многие канадские нефтяные фирмы стали искать пути удовлетворения
этих требований. Поэтому часть канадских НПЗ выпускают реформупированный бензин,
иначе говоря, они действуют в русле стратегии, разработанной их более могущественным
соседом по континенту.
На мероприятия по улучшению качества моторных топлив и другую природоохранную
деятельность нефтепереработчики Канады израсходовали, по оценкам экспертов, от 1 до 3
млрд долл.
Столь значительные капиталовложения были израсходованы, несмотря на то, что, во-
первых, состояние окружающей среды в Канаде, особенно в урбанизированных районах, не
столь драматично, как в США; во-вторых, дополнительные затраты на природоохранные
мероприятия для канадских нефтепереработчиков более чувствительны, т.к. они имеют
менее совершенную и гибкую переработку, чем в США; в-третьих, канадские
нефтепереработчики испытывают постоянный ценовой пресс конкурентов из США.
Канадское правительство ввело в 2000 г. норматив содержания серы в автобензине на
уровне 150 ppm (в 1998 г. было 1000 ppm), к 2005 г.намечено снизить этот показатель до 30
ppm, а к 2008 г. – до 15 ppm.. Канадские нефтепереработчики согласились с нормативом в
150 ppm, хотя и считали, что для достижения такого уровня серы в бензине потребуется
увеличить затраты, что для некоторых НПЗ окажется непосильной ношей. Теперь они
возражают против норматива 30 ppm, считая его завышенным. Тем не менее в 2008 г.
содержание серы в автобензине должно быть не выше 15 ppm.
Наиболее масштабным и самым крупным в истории канадской
нефтеперерабатывающей промышленности является проект модернизации завода компании
Irving Oil Ltd. в г. Сент-Джон, провинция Новый Брансуик. Нынешняя мощность НПЗ – 12
млн т/год. На модернизацию завода было израсходовано 1 млрд канадских долл. с тем, чтобы
удовлетворить растущие экологические требования и выпускать в 2002–2004 гг. бензин с
содержанием серы 150 ppm и 2005 г. – 30 ppm, а также малосернистое дизельное топливо
зимних сортов. Кроме этого целью проекта модернизации было увеличение гибкости
технологических процессов, реализация возможности переработки более тяжелых и менее
качественных нефтей, а также общий рост эффективности производства. Суть модернизации
в строительстве новых установок прямой перегонки, каталитического крекинга и
алкилирования; пяти установок, предназначенных для улучшения экологической ситуации
на заводе и повышения качества нефтепродуктов (скрубберы для топливных газов,
регенерация серной кислоты, очистки хвостовых газов от серы, аминовой экстракции серы и
отпарки кислых стоков). Кроме этого серьезно улучшена энергетическая и вспомогательная
части предприятия, т.е. его производственная и транспортная инфраструктура. В работах
[275, 276] приведены данные об интеграции нововведений в схему действующего
предприятия.