Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
321
Нефтяной комплекс Мексики практически находится под полным контролем
государственной нефтяной компании Petroleos Mexicanos. Компания контролирует нефтяные
запасы страны (разведанные запасы на конец 2002 г. составили 1,8 млрд т); осуществляет
добычу нефти, достигшую в 2002 г. 178,4 млн т; экспорт нефти, составивший 71,0 млн т;
переработку нефти, достигшую в 2002 г. 69,4 млн т; производство собственных (53 млн т в
2002 г.) и импорт (8 млн т в 2002 г.) нефтепродуктов. В 2005 г. доказанные запасы нефти в
Мексике составляли 1,9 млрд т, добыча – 187,1 млн т, объем переработки нефти в Мексике
достиг 70,7 млн т.
Мощности по переработке нефти в Мексике составили на 1.1.2000 г. 76,3 млн т, степень
использования мощностей в 1999 г. была около 95%, средняя мощность НПЗ 12,7 млн.т/год
[230]. Переработка нефти в Мексике имеет достаточно высокую степень сложности –
коэффициент Нельсона достиг к 2000 г. 6,74, что выше среднемирового уровня. В 2002 г. 6
мексиканских НПЗ имели суммарную мощность 84,2 млн т [232], в 2005 г. уровень
мощностей сохранился на этом уровне.
Нефть перерабатывается на 6-и заводах в гг. Кадерейта (мощность 11,8 млн т/год),
Сьюдад Мадеро (9,8 млн т/год), Минатитлан (10,0 млн т/год), Саламанка (12,2 млн т/год),
Санта Круз (16,5 млн т/год), Тула Идальго (16,0 млн т/год).
На 1.1.2006 г. мощности установок каталитического крекинга составили 18,8 млн т/год,
каталитического риформинга – 14,2 млн т/год, каталитического гидрокрекинга – 0,9 млн
т/год, алкилирования – 0,6 млн т/год [232, 234].
Мексика является членом североамериканского экономического союза NAFTA,
поэтому одной из причин необходимости серьезной модернизации нефтеперерабатывающей
промышленности страны стало ужесточение требований к качеству нефтепродуктов и
адаптация к расширяющимся поставкам на НПЗ тяжелой сернистой нефти с месторождения
Майя. Поскольку Мексика является импортером продукции, ей не пришлось, как Канаде,
следовать в фарватере американской стратегии и ориентироваться на выпуск
реформулированного бензина. Мексиканская нефтяная компания разработала программу
модернизации нефтеперерабатывающей промышленности страны, главным направлением
которой стало стремление выпускать высокооктановый неэтилированный бензин и
малосернистое дизельное топливо. С этой целью ключевыми элементами программы стали
планы совершенствования действующих и нового строительства установок коксования,
гидрообессеривания газойля, каталитического крекинга, изомеризации бутана,
алкилирования, производства МТБЭ [277]. Для выбора компаний, реализующих проекты
модернизации мексиканских НПЗ, был проведен конкурс [278]. В настоящее время на НПЗ в
г. Кадерейта осуществляется строительство установок замедленного коксования мощностью
2,7 млн т/год и производства МТБЭ мощностью 100 тыс.т/год; на заводе в Сьюдад Мадеро
строятся 2 установки изомеризации мощностью 0,6 и 0,13 млн т/год и замедленного
коксования, а также проводятся инжиниринговые работы по проекту установки
каталитического крекинга мощностью 1,5 млн т/год и гидроочистки мощностью 2,0 млн
т/год; на заводе в г. Минатитлан пока заморожено строительство установок замедленного
коксования и каталитического крекинга; также заморожено строительство установки
каталитического крекинга мощностью 2,5 млн т/год на заводе в г. Саламанка, в стадии
инжиниринга находится проект установки изомеризации мощностью 0,21 млнт/год; на
заводе в г. Санта Круз строится установка каталитического крекинга мощностью 1,4 млн
т/год и выполняются инжиниринговые работы по установкам изомеризации мощностью 0,35
млн т/год и производства третичноамилового эфира (ТАМЭ) мощностью 75 тыс.т/год; на
НПЗ в г. Тула Идальго строятся установки каталитического крекинга мощностью 2,25 млн
т/год и изомеризации мощностью 0,18 млн т/год [252, 269]. Реализация программы
модернизации НПЗ приблизит нефтеперерабатывающую промышленность Мексики по
степени технической оснащенности и качественным характеристикам нефтепродуктов к
уровню соседей по континенту (США и Канаде).
322
4.3. Европейская линия развития нефтеперерабатывающей
промышленности
Мощности по переработке нефти и средние мощности НПЗ в Западной Европе в 90-е
годы были относительно стабильными (табл.4.34).
Таблица 4.34
Нефтеперерабатывающая промышленность Западной Европы [224–234]
Показатели 1992 г. 1993 г. 1994 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г. 1999 г. 2000 г. 2002 г. 2005 г.
Мощности НПЗ, млн т/год 683,2 711,2 710,5 706,0 715,6 728,6 721,7 723,6 729,1 748,6
Доля в мировых мощностях
по переработке нефти, %
18,3 18,4 18,1 18,6 17,9 18,1 17,7 17,8 17,8 17,6
Число НПЗ, ед. 116 115 113 112 109 110 108 105 105 103
Средняя мощность НПЗ,
млн т/год
5,89 6,18 6,29 6,30 6,56 6,62 6,68 6,80 6,94 7,27
Из европейских стран – крупных переработчиков нефти – только Великобритания
полностью удовлетворяет спрос на нефть собственных НПЗ. Италия за счет собственной
нефти обеспечивает только 5% спроса своих нефтезаводов, Германия – 3%, а Франция –
1,5%.
Число НПЗ в Западной Европе непрерывно уменьшалось: если в 1980 г. их было 141, в
1992 г. – 116, то к 2003 г. их осталось 105, а в 2005 г – 103. Закрывались (из-за
нерентабельности, несоответствия требованиям экологии) небольшие, технически отсталые,
расположенные поблизости от жилых массивов НПЗ. Средняя мощность
западноевропейских НПЗ в последние годы непрерывно, хотя и незначительно росла и
составила на начало 2006 г. 7,27 млн т (для сравнения: в среднем по миру 6,43 млн т) [230].
Ни одного западноевропейского НПЗ нет в списке 15 самых крупных в мире НПЗ. Но в
перечень 50 НПЗ мира, имеющих мощность 15 млн. т/год и выше, а также отношение
мощности процессов вторичной переработки к мощностям по прямой перегонке не менее
100%, входят 11 западноевропейских НПЗ. Среди наиболее технически совершенных
предприятий нефтепереработки в Западной Европе – завод франко-бельгийской фирмы
Total-Fina Elf в Антверпене, германской фирмы PSK Schwedt AG в Шведте, итальянской
фирмы ISAB в Приоло, голландской фирмы Shell Nederland в Пернисе, шведской фирмы
Skandinavska Raffinaderi в Брофьорден и др. Крупнейшим европейским НПЗ является завод
компании Netherlands Refining в г. Эуропорт в Голландии (20,8 млн т/год) [234].
Западноевропейские НПЗ отличаются высокими показателями глубины переработки
(доля углубляющих процессов в 1998 г. достигла 54%, облагораживающих – 55%) [231].
Коэффициент сложности, или комплексности для западноевропейской
нефтеперерабатывающей промышленности в 1998 г. составил 6,11. Динамика
технологической структуры нефтеперерабатывающей промышленности Западной Европы
приведена в табл. 4.35.
Таблица 4.35
Динамика мощностей по переработке нефти в Западной Европе [224–234]
№№
п/п
Процессы
Мощности на 01.01, млн т/год
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003 2006
1 Прямая перегонка 620,8 612,0 592,2 607,6 608,1 616,4 630,2 721,7 723,7 729,1 748,6
2 Термические процессы 82.0 83,8 82,6 86,7 84,3 80,7 81,5 н.д. 95,7 96,2 н.д.
3
Каталитический
риформинг
83,1 84,1 81,2 84,0 80,3 81,9 82,3 91,5 92,2 91,8 107,2
4 Каталитический крекинг 95,2 98,0 97,3 101,0 100,9 100,0 101,5 110,7 112,0 112,6 112,6
5
Каталитический
гидрокрекинг
22,2 24,3 26,8 30,2 30,8 28,6 28,5 35,0 }44,4 }46,8 }52,7
6 Гидрооблагораживание 92,2 95,0 83,4 89,6 95,5 101,0 102,1 120,0
}350,8 }425,3 }499,2
7 Гидроочистка 209,1 223,5 228,7 234,3 235,2 240,9 248,7 н.д.
8
Алкилирование,
полимеризация
9,6 10,2 10,6 10,9 11,0 10,5 11,1 н.д. 13,4 14,0 н.д.
9
Ароматизация,
изомеризация
20,3 22,0 24,7 26,0 27,1 27,6 27,2 н.д. 27,6 31,6 н.д.
323
№№
п/п
Процессы
Мощности на 01.01, млн т/год
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003 2006
10 Производство масел 6,4 6.0 5,9 7,9 7,8 7,3 7,4 н.д. 7,3 6,8 н.д.
11 Производство кокса 3.2 3,2 3,2 3,2 3,3 н.д. н.д. 3.9 4,0 3,9 4,0
12
Производство
оксигенатов
н.д. 1,5 1,5 1,8 1,8 1,7 2,1 н.д. 3,2 2,0 н.д.
В конце 80-х и в 90-х годах в нефтеперерабатывающей промышленности Западной
Европы наблюдался рост мощностей процессов каталитического крекинга, гидрокрекинга,
алкилирования. Темпы роста мощностей каталитического гидрокрекинга составили в период
1993–2000 гг. 9,0% в год, каталитического гидрооблагораживания – 4%, гидроочистки –
1,7%, каталитического крекинга – 1,8%. Мощности каталитического риформинга выросли
незначительно (1,3%). Однако в период 2000–2005 гг. соотношение темпов роста мощностей
отдельных процессов изменились. Рост мощностей каталитического крекинга практически
прекратился, зато заметно возросли мощности риформинга – на 3,2% в год, гидроочистки –
на 6,2%, гидрокрекинга – на 8,5%. При этом рост объемов переработки нефти составил в этот
период 1,5% в год. В целом, мощности по процессам, направленным на увеличение выпуска
и улучшение качественных характеристик среднедистиллатных топлив (дизельного и
реактивного топлив) и автобензина возросли.
По европейской классификации, технологически несложные НПЗ имеют в своем
составе установки по прямой перегонке, небольшой риформинг и мощности по
десульфурации. Следующий уровень – это нефтеперерабатывающие заводы средней
технологической сложности, «полукомплексные», которые в дополнение к выше указанным
процессам располагают еще термическим крекингом или висбрекингом. Технически
совершенные нефтеперерабатывающие комплексы имеют установки каталитического
крекинга и гидрокрекинга.
На начало 2006 г. доля западноевропейских мощностей по процессу каталитического
крекинга в мировых мощностях составляла 15,8%, по каталитическому риформингу – 19,0%,
каталитическому гидрокрекингу – 22,7%, каталитическому гидрооблагораживанию – 23,3%
[230].
Среди введенных в Западной Европе в 90-е гг. новых мощностей по нефтепереработке
установки по прямой перегонке составили 100 млн т/год, риформинга – 9,7 млн т/год,
каталитического крекинга – 14,9 млн т/год, каталитического гидрокрекинга – 12,3 млн т/год
[224–230]. Наиболее крупные новостройки, пуск которых намечен на ближайшее время:
завод фирмы Erdoel Raffinerie GmbH в г. Лёйна (Германия); установка гидрокрекинга
мощностью 1,8 млн т/год на заводе в Швехате (Австрия), сооружаемая по технологии
немецкой фирмы Lurgi; установка висбрекинга фирмы ISAB в Приоло (Италия); ряд
установок гидроочистки на итальянских заводах в Анконе, Порто-Маргера, Бусалия,
португальском заводе в Синеше, испанских заводах в Хихоне, Уэльве, Бильбао, Пуэртольяно
и Кастельоне; новая установка риформинга фирмы Esso в Пор-Жероме (Франция).
Заканчивается серьезная реконструкция крупного завода фирмы Shell Nederland в г.Пернисе
(Голландия). На заводе бельгийско-французской фирмы Total SA в Антверпене
заканчивается строительство установки по производству бензола (250 тыс. т/год).
В Германии фирма DEA Mineraloel в г. Хайде ввела в эксплуатацию установки
гидрокрекинга мощностью 0,8 млн т/год и изомеризации – 0,3 млн т/год. В Греции компания
Hellenic Petroleum SA в Аспропиргосе расширила установки каталитического крекинга и
гидрокрекинга, а в г. Фессалоники построила установку изомеризации мощностью 0,8 млн
т/год. Итальянский энергетический концерн ENI в Приоло ввел в эксплуатацию в 2001 г.
крупную установку каталитического риформинга мощностью 1,15 млн т/год по технологии
Французского института нефти. Был намечен ввод ряда крупных установок каталитического
риформинга, каталитического крекинга, изомеризации, гидроочистки в Турции на заводах
компании Turkish Petroleum Rafineries Corp. в Измире, Измите и Кирикале. В
Великобритании американская компания Texaco Inc. в Пембруке (Уэльс) закончила
324
строительство крупнейшей установки каталитического крекинга мощностью 4,5 млн т/год
[244]. Компания ВР планировала строительство нового НПЗ мощностью 9 млн т/год в
графстве Эссекс [231].
В период 2005–2007 гг. намечена существенная реконструкция ряда европейских НПЗ.
Во Франции компания Total SA в г. Гонфревиль заканчивает строительство установки
гидрокрекинга мощностью 1,85 млн т/год. В Италии компания ENI на НПЗ в г. Таранто ввела
установку гидрокрекинга мощностью 1,2 млн т/год, а компания ERG Raffinerie Medditerranee
North в Приоло (о. Сицилия) в начале 2006 г. должна была ввести в эксплуатацию крупную
установку десульфурации мощностью 1,65 млн т/год. В Испании компанией Cia.Espanola de
Petroleos SA намечен в 2007 г. ввод установки каталитического риформинга в г. Уэльва, а
компании Petronor SA на НПЗ в Соморостро-Бискайя и Repsol YPF SA в Ля-Корунье ввели
установки гидрокрекинга мощностью соответственно 1,1 и 1,4 млн т/год [245].
В Западной Европе 67 из 108 заводов, функционировавших на 01.01.2000 г. и
принадлежащих 18 компаниям, имели в своем составе предприятия, превышающие 10 млн.
т/год. Суммарная мощность этих заводов составляла 548,5 млн. т/год, или 76% всех
западноевропейских мощностей по переработке нефти [230].
Западноевропейские НПЗ работали в 1990–1995 гг. с достаточно высокой степенью
загрузки мощностей – 84–88%, в 1996–1998 гг. степень загрузки мощностей достигла 90%, в
2000–2005 гг. превысила 90%. Для сравнения, в 1985 г. степень загрузки мощностей
составляла всего 63%. Увеличение степени загрузки мощностей связано со стабилизацией
объемов переработки и закрытием ряда мелких, нерентабельных НПЗ. Тем не менее, ряд
экспертов считает, что спешить с закрытием НПЗ не стоит, так как в этом случае может
усилиться зависимость от импорта нефтепродуктов. Все последние годы заводы работали с
низкой прибылью. Наибольший спад приходится на 1993–1995 гг. Если в 1991 г.
прибыльность НПЗ составляла 4,25 долл/барр, то она снизилась до 2,28 долл/барр в 1993 г.,
2,09 долл/барр в 1994 г. и до 1,75 долл/барр в 1995 г. В 1996 г. прогнозировался подъем
прибыльности до 2,15 долл/барр, но рост цен на нефть привел к фактическому снижению
прибыльности. Однако, по расчетам экспертов фирмы Salomon Brothers, стабилизация цен на
нефть, совершенствование технологической структуры производства, консолидация
компаний, небольшой, но устойчивый рост потребления нефтепродуктов (1% в год)
позволили улучшить экономическую конъюнктуру в европейской нефтепереработке. В
частности, прибыльность составила (долл/барр): 1997 г. – 2,10, 1998 г. – 3,10, 1999 г. – 3,53. В
2000 г. прибыльность находилась на уровне 3,90 долл/барр. Этому, по мнению экспертов из
Salomon Brothers, способствовали, помимо указанных выше факторов, рост единичных
мощностей и технические усовершенствования процессов атмосферной и вакуумной
перегонки нефти, каталитических процессов крекинга, гидрокрекинга, риформинга [279].
Однако имелись оценки экспертов, считавших, что прибыльность западноевропейских НПЗ
после 2000 г. вряд ли превысит 2 долл/барр., которые в целом оправдались. Рост цен на
нефть в 2002–2005 гг. способствовал некоторому росту прибыльности европейских НПЗ.
В 2005 г. в странах ЕС-25 степень использования мощностей НПЗ составляла 92,4% [6].
Наиболее крупной компанией из Европы, имеющей нефтеперерабатывающие мощности,
является компания Total SA (13 заводов суммарной мощностью 115 млн т/год). Второй
является Exxon Mobil Corp. 7 заводов общей мощностью 84 млн т/год), третьей – Royal Dutch
Shell PLC (16 заводов общей мощностью 81 млн т/год), четвертой – British Petroleum (12
заводов суммарной мощностью 68,5 млн т/год). Из иностранных компаний, кроме Exxon
Mobil Corp., также представлены Chevron Corp., Conoco Phillips (обе из США), а также
Petroleos de Venezuela SA (Венесуэла).
В 2001 г. в нефтеперерабатывающей промышленности стран Евросоюза, как и в других
отраслях промышленности, наблюдалась слабая депрессия, выражавшаяся в небольшом
снижении выпуска нефтепродуктов. В то же время потребление нефтепродуктов в странах
ЕС продолжает расти. Данные о валовом производстве нефтепродуктов, валовом
потреблении и складских запасах их за последние три года обобщены в табл. 4.36.
325
Таблица 4.36
Производство и потребление нефтепродуктов в странах ЕС, млн т [6, 280]
Показатели 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2005 г.
Объем переработки нефти 647,4 663,1 658,3 688,5
Производство всех нефтепродуктов 63,8 652,3 648,5 н.д.
Из них:
бензин 138,3 135,8 133,2 н.д.
керосин (без реактивного топлива) 6,1 5,8 5,6 н.д.
реактивное топливо 38,7 38,1 35,8 н.д.
газойль и дизельное топливо 221,4 230,1 231,8 н.д.
мазут 105,0 107,7 105,6 н.д.
пиролизное сырье 38,1 42,6 42,3 н.д.
жидкие газы и этан 17,1 18,1 18,1 н.д.
Потребление всех нефтепродуктов 562,3 557,3 562,8 738,6
Из них:
бензин 116,9 113,1 110,9 147,1
керосин (без реактивного топлива) 5,1 5,1 5,6
реактивное топливо 40,3 42,2 41,2
газойль и дизельное топливо 226,0 227,9 237,3 342,9
мазут 58,8 53,5 52,7 84,4
пиролизное сырье 45,2 46,5 44,4
жидкие газы и этан 21,7 21,8 21,2 н.д.
Складские запасы на конец года 89,9 97,8 92,5 н.д.
н.д. – нет данных
Структура потребления нефтепродуктов в Европе в 2005 г. была такова (%): легкие
дистилляты – 22,9; средние дистилляты – 46,1; котельное и печное топливо – 11,5; прочие
нефтепродукты – 19,5. В странах Европейского Союза (ЕС-25) структура потребления
нефтепродуктов в 2005 г. несколько отличалась от общеевропейской (%): легкие дистилляты
– 23,2; средние дистилляты – 46,5; котельное и печное топливо – 11,4; прочие
нефтепродукты – 18,9 [6 ].
Наибольшие мощности по переработке нефти в Западной Европе по состоянию на
01.01.2003 г. были сосредоточены в Италии – 115 млн т/год (число НПЗ – 17, средняя
мощность – 6,8 млн т/год). Второе место поХющности НПЗ занимала Германии – 113,0 млн
т/год (число заводов – 17, средняя мощность – 6,6 млн т/год). На третьем месте находилась
французская нефтеперерабатывающая промышленность – 95 млн т/год (13 НПЗ, средняя
мощность – 7.3 млн т/год). На четвертом месте шла нефтеперерабатывающая
промышленность Великобритании – 88.6 млн т/год (число заводов – 11, средняя мощность –
8,1 млн т/год). Суммарные мощности по переработке нефти четырех ведущих стран
Западной Европы составляли 57,5% суммарных мощностей в регионе [232].
В 2005 г. на первое место в Западной Европе по уровню мощностей НПЗ вышла
Германия (121,4 млн т/год), обогнав Италию (116,2 млн т/год). Французская
нефтепереработка по уровню мощностей первичной перегонки сохранила третье место (99,0
млн т/год), а английская – четвертое (93,8 млн т/год) [245].
Однако по технологическим характеристикам, сложности и комплексности
нефтеперерабатывающей отрасли, объемам выпускаемой продукции наиболее высокие
показатели у нефтеперерабатывающей промышленности Великобритании и Германии
(табл.4.37).
Близко к четырем ведущим странам примыкают Испания (мощности 9-и НПЗ 66,1 млн
т/год, средняя мощность 7,3 млн т) и Нидерланды (мощности 6-и НПЗ 60 млн т/год, средняя
мощность 10 млн т/год). В 2005 г. мощности НПЗ Испании составили 63,9 млн т/год,
Нидерландах – 61,1 млн т/год [245].
Некоторые данные о производстве и потреблении нефтепродуктов в Великобритании
приведены в табл. 4.38.
326
Таблица 4.37
Производственно-технологические характеристики нефтеперерабатывающей промышленности ведущих стран
Западной Европы в 1998 г. и 2005 г. [230, 263]
Показатели
Германия Великобритания Франция Италия
1998 г. 2005 г. 1998 г. 2005 г. 1998 г. 2005 г. 1998 г. 2005 г.
Мощности нефтеперерабатываюших
заводов, млн т/год
113,8 121,4 89,2 93,8 95,0 99,0 117,0 116,0
Глубина переработки нефти, % 87,4 87,5 85,3 84,9 83,7 86,3 78,1 82,6
Отношение вторичных процессов к
первичной переработке, %
132,5 142,1 123,7 140,9 98,3 114,7 108,9 116,7
Индекс комплексности (сложности)
технологических процессов
7,3 7,82 8,19 9,33 6,03 27,04 6,35 6,8
Выпуск нефтепродуктов, млн т 107,8 107,1 89,2 78,9 78,1 81,7 83,0 91,2
Расход нефти на 1 т выпущенной
продукции, т
1,06 1,13 1,0 1,05 1,22 1,14 1,41 1,01
Таблица 4.38
Нефтеперерабатывающая промышленность Великобритании в 1999–2005 гг. (млн т) [280]
Показатели 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2005 г.
Объем переработки нефти 88,3 88,2 82,3 79,7
Потери нефти на НПЗ 0,5 0,7 – –
Валовое производство всех нефтепродуктов 87,1 88,1 82,0 78,9
Из них:
бензин 25,6 23,9 21,5 н.д.
керосин (без реактивного топлива) 3,6 3,1 3,1 н.д.
реактивное топливо 7,3 6,6 5,8 н.д.
газойль и дизельное топливо 26,2 28,9 26,8 н.д.
мазут 12,2 11,8 11,9 н.д.
пиролизное сырье для химии 2,5 3,1 3,4 н.д.
жидкие газы и этан 2,0 2,0 1,8 н.д.
Валовое потребление всех нефтепродуктов 73,1 74,2 72,3 н.д.
Из них:
бензин 21,5 21,3 20,7 н.д.
керосин (без реактивного топлива) 3,5 3,7 4,0 н.д.
реактивное топливо 9,6 10,5 10,7 н.д.
газойль и дизельное топливо 22,8 23,1 22,8 н.д.
мазут 3,8 4,4 3,8 н.д.
пиролизное сырье для химии 3,5 3,2 2,2 н.д.
жидкие газы и этан 3,8 3,5 3,5 н.д.
н.д. – нет данных
Импорт нефтепродуктов в Великобританию в 2001 г. составлял 16,4 млн т, экспорт из
страны – 21,0 млн т, складские запасы на 1.1.2001 г. составляли 7,3 млнт [280].
Данные о производстве и потреблении нефтепродуктов во Франции приведены в
табл. 4.39.
Таблица 4.39
Нефтеперерабатывающая промышленность Франции в 1999–2001 гг., млн т[280]
Показатели 1999 г. 2000 г. 2001 г.
Объем переработки нефти 86,2 89,7 90,7
Потери нефти на НПЗ 3,2 4,5 3,4
Валовое производство всех нефтепродуктов 83,00 85,2 87,2
Из них: бензин 17,0 15,7 16,1
керосин (без реактивного топлива) 0,1 0,1 0,1
реактивное топливо 6,5 6,1 5,9
газойль и дизельное топливо 31,9 33,9 34,7
мазут 9,8 10,1 10,8
пиролизное сырье для химии 4,4 5,7 5,6
жидкие газы и этан 2,5 2,7 2,7
Потребление всех нефтепродуктов 88,9 87,5 88,9
Из них:
327
Показатели 1999 г. 2000 г. 2001 г.
бензин 14,5 14,0 13,6
керосин (без реактивного топлива) 0,1 0,1 0,1
реактивное топливо 6,2 6,4 5,9
газойль и дизельное топливо 45,2 44,9 47,5
мазут 5,0 3,9 3,5
пиролизное сырье для химии 8,0 8,1 8,0
жидкие газы и этан 8,7 3,8 3,7
Экспорт нефтепродуктов из Франции в 2001 г. составлял 18,3 млн т, импорт во
Францию – 25,4 млн т. Складские запасы нефтепродуктов в стране на 1.1.2002 г. составили
2,4 млн т.
Прогноз рынка нефтепродуктов в Германии, разработанный Объединением нефтяного
хозяйства Германии в 2001 г., ориентировал страну на более рациональное использование
нефтепродуктов, сокращение их потерь и увеличение использования регенерированных
продуктов. Предполагалось, что в ближайшие 20 лет потребление нефтепродуктов в
Германии уменьшится на 15%. Это приведет к сокращению удельного веса нефти в балансе
потребления энергии в Германии: с 38,6% в 2000 г. до 35,2% в 2020 г. За рассматриваемый
период увеличится потребление только пиролизного бензина и реактивного топлива.
Данные о фактическом потреблении нефтепродуктов в Германии в 1999–2000 гг.,
оценка 2005 г. и прогноз до 2020 г. приведены в табл. 4.40.
Таблица 4.40
Прогноз потребления нефтепродуктов в Германии, млн т [280]
Продукты 1999 г. 2000 г.
2005 г. 2010 г. 2020 г.
Оценка Прогноз
Автобензин 30,3 28,8 26,9 23,8 16,9
Дизельное топливо 28,8 28,8 31,2 31,2 27,6
Печное топливо 29,6 27,9 28,0 25,7 22,0
Тяжелый мазут и остатки 6,9 6,2 6,1 5,9 4,5
Смазочные масла 1,2 1,1 1,1 1,0 1,0
Пиролизный бензин 15,8 16,1 17,3 17,9 18,5
Жидкие газы 2,7 2,8 2,7 2,7 2,7
Реактивное топливо 6,8 7,1 8,0 8,6 10,0
Битум 3,6 3,2 3,4 3,4 3,3
Прочие продукты 2,5 2,8 2,9 2,7 2,6
Всего нефтепродуктов 128,2 125,0 127,6 122,9 109,1
Регенерированные нефтепродукты 4,8 4,8 5,1 5,2 5,4
Потребление нефти на НПЗ и потери 6,9 7,1 7,1 7,0 6,6
Валовое потребление нефтепродуктов 130,3 127,3 129,6 124,7 110,3
В Германии в 2002 г. было 15,7 тыс. бензоколонок.
По прогнозам ассоциации нефтяных компании Италии потребление нефтепродуктов в
стране в период 2002–2015 гг. уменьшится на 15%. Ожидается, что примерно в такой же
пропорции уменьшаются мощности нефтеперерабатывающих заводов, которые в настоящее
время работают с большой недогрузкой.
Данные о фактическом потреблении нефтепродуктов в Италии в 2001 г., оценка 2005 г.
и прогноз потребления до 2015 г. приведены в табл. 4.41.
Если обобщить особенности развития западноевропейской нефтеперерабатывающей
промышленности 90-х гг. и в 2000–2005 гг., то можно отметить следующие наиболее
значимые тенденции:
• увеличение спроса на неэтилированный бензин (на 0,7% в год) при стабилизации
потребности в бензине;
• прогнозируемый рост потребления дизельного топлива (2–2,3% в год) и реактивного
топлива (2,7% в год) в период до 2010 г.;
• ужесточение требований к качеству моторных топлив и нефтепродуктов, снижение
328
выбросов НПЗ (природоохранный аспект).
Таблица 4.41
Прогноз потребления нефтепродуктов в Италии, млн т [281]
Продукты 2001 г. 2005 г. (оценка) 2010 г. 2015 г.
Общее потребление всех нефтепродуктов 92,7 88,2 82,3 78,4
Из них:
жидкие нефтегазы 3,8 3,9 4,1 4,2
автобензин 16,4 15,1 12,7 11,0
реактивное топливо 3,4 3,9 4,5 4,7
газойль, всего 25,9 27,2 26,5 25,1
газойль – дизельное топливо 20,1 21,5 21,1 20,6
газойль – печное топливо 3,6 2,8 2,4 2,0
мазут 14,7 9,8 5,6 4,6
в том числе для электростанций 11,4 6,9 3,2 2,6
сырье для нефтехимии 6,9 7,0 6,8 6,5
бункерное топливо морского флота 2,8 2,8 3,1 3,3
низкокачественное жидкое топливо 2,5 2,7 3,0 3,0
В краткосрочной перспективе поставки малосернистых легких североморских нефтей
будут опережать спрос в этом регионе. Однако последующие пять лет Западной Европе
потребуется большой объем импорта более тяжелых и сернистых нефтей из других регионов.
Как уже отмечалось выше, мощности по переработке нефти в последние 5 лет были
относительно стабильными; на некоторых НПЗ осуществлена модернизация, а новые НПЗ в
Западной Европе практически уже не строят несколько десятилетий.
Западноевропейские НПЗ характеризуются умеренной степенью сложности
(табл. 4.42). Например, мощности установок деструктивной переработки в Западной Европе
составляют 21% от мощности АВТ, тогда как в США этот показатель достигает 52%.
Однако, по сравнению со многими центрами по переработке нефти в мире Западная Европа
обладает значительными мощностями по гидроочистке. В табл. 4.42 показано процентное
соотношение НПЗ по каждому типу конфигурации.
Таблица 4.42
Конфигурация западноевропейских НПЗ (по сложности схемы) [263]
Схема НПЗ Северная Европа Южная Европа Итого
НПЗ, имеющие только АВТ и риформинг, % 20 38 27
НПЗ с установками вторичной (деструктивной) переработки, %
57 35 49
НПЗ с установками глубокой конверсии % 23 27 24
В Западной Европе прогнозируется самый низкий темп прироста производства
нефтепродуктов среди всех регионов мира, снижается потребление нефтепродуктов на
генерирование электроэнергии и отопление жилых домов, все чаще в энергетическом и
индустриальном секторах вместо котельных топлив применяют природный газ.
В отличие от рынка США дизельное топливо в Западной Европе имеет более важное
значение, чем бензин. В целом по Западной Европе потребление бензина и нафты будет
увеличиваться на 1,2% в год, тогда как прирост потребления дистиллатов в прогнозируемый
период по оценкам отдельных экспертов составит 1,8%. Особенно ярко это проявляется в
Северной Европе, где потребление бензина снизилось на 0,4% в год, а спрос на
дистиллатные топлива увеличился на 1,5%. Расширяется парк дизельных легковых
автомобилей, доля которого в прогнозируемый период увеличится с 15 до 22%. Потребление
котельных топлив будет ежегодно снижаться из-за вытеснения природным газом [282].
Большинство обозревателей полагают, что Западная Европа обладает избыточными
нефтеперерабатывающими мощностями из-за хронического перепроизводства бензина. В
действительности дело совсем не в мощностях первичной обработки нефти, а, вероятно, в
наличии избыточных установок каталитического крекинга, вырабатывающих бензин. В
прошлом принимались сомнительные инвестиционные решения в поисках «легкого пути»,
когда владельцы НПЗ склонялись в пользу установок каталитического крекинга, а не более
329
дорогостоящих установок гидрокрекинга, которые лучше удовлетворяли бы требования
рынка.
К сожалению, европейская нефтеперерабатывающая промышленность страдает от
избыточного производства бензина, которое оказывает давление на нормы прибыли.
Производство дистиллатных топлив более полно отвечает требованиям рынка. При
несоизмеримо более высоких темпах прироста потребление дистиллятов может по
суммарному объему превзойти потребление бензина. Суммарных производственных
мощностей в этом регионе достаточно, но недостает правильной конфигурации для
производства ассортимента продуктов, удовлетворяющих рыночный спрос.
В производстве автобензинов, как уже отмечалось, имеется избыток мощностей.
Ощущается сильная конкуренция со стороны бензина из США. Потребность в автобензине
стабилизировалась. Основные усилия направлены на улучшение экологических
характеристик автобензина.
Типичный европейский НПЗ имеет в своей технологической схеме установку
каталитического крекинга в псевдоожиженном слое катализатора, поэтому трудно снизить
выход бензина с такой установки, вносящей большую долю в бензиновый фонд. Растущий
спрос на дизельное топливо и высокие цены на нефть делают выгодным процесс конверсии
вакуум-газойля (легкого каталитического гидрокрекинга) [239]. Первая технологическая
установка, реализующая новый процесс, была введена в эксплуатацию в июне 2004 г.
компанией Repsol YPF AS на НПЗ в г. Пуэртольяно (Испания). При 35%-й конверсии
исходного сырья (вакуум-газойля и газойля процесса замедленного коксования) выход
дизельного топлива составляет 33,6% на переработанное сырье, причем содержание серы в
дизтопливе составляет 4 ppm, что делает товарный продукт процесса превосходным
компонентом для смешения при производстве товарных дизельных топлив.
Комбинирование установки легкого гидрокрекинга с дополнительной сероочисткой
сырья (прямогонного и вакуум-газойля, газойлевых фракций процессов висбрекинга и
замедленного коксования) позволяет получать дизельное топливо по кондициям Евро-4.
Новая интегрированная схема заложена в схему модернизации завода компании Motor Oil
Hellas в г. Коринф (Греция).
Отличия в подходе к проблеме повышения экологичности автобензина в Западной
Европе и США весьма существенны. В США основное направление экологизации
производства автобензина – оксигенированный и реформулированный бензин, в
западноевропейских странах – высокооктановый неэтилированный бензин. Выбор
различных путей не случаен. В США автобензин – главный продукт нефтепереработки
(43.4% всех выпускаемых нефтепродуктов), в западноевропейских странах доля автобензина
не превышает 25% всех производимых нефтепродуктов. Нефтепереработчики США всегда
имели неплохие доходы, что позволило им начать осуществление крупномасштабной
программы экологизации производства автобензина. Западноевропейские
нефтепереработчики таких средств не имели. И подобный путь был для них неприемлем.
Дорогостоящие мероприятия по организации производства реформулированных бензинов
привели бы к росту цен на автобензин, которые и так немалые (во Франции – 1,15 долл/л,
Германии – 1,10 долл/л, Италии – 1,07 долл/л, Великобритании – 0,85 долл/л в конце 90-х
годов и, соответственно 1,58, 1,63, 1,60, 1,69 долл./л в 2005 г.) и значительно выше
американских (0,36 и 0,72 долл/л соответственно). Стратегия реформулирования бензина,
характерная для США, не соответствует возможностям многих европейских НПЗ.
Западноевропейские нефтепереработчики пошли по пути неэтилированных и
высокооктановых автобензинов. Путь этот был нелегким: в частности, в Германии
содержание свинца в автобензине с 0,4 г/л в 1970 г. было снижено до 0,15 г/л в 1985 г. и до
0,1 г/л в 1990 г. К середине 90-х годов европейский бензин стал выпускаться без содержания
свинца. Наибольшая доля неэтилированных бензинов приходилась на страны Северной
Европе, затем была распространена на все страны Европейского Союза. Кроме полного
прекращения использования соединений свинца, был модифицирован процесс
330
каталитического риформинга – основной процесс получения автобензина – за счет перевода
на более жесткий режим с целью увеличения октановых характеристик. Были внедрены
процессы экстракции ароматических углеводородов из катализатов риформинга, с
последующим алкилированием ароматики и возвращением высокооктанового алкилата в
бензиновый фонд. Стали использоваться ультрастабильные цеолиты, позволившие
увеличить содержание олефинов в бензиновой фракции. В западноевропейских странах с
1.01.1993 г. на всех выпускаемых автомобилях устанавливаются каталитические дожигатели
выхлопных газов и ужесточается контроль за составом выхлопов.
В европейских бензинах доля компонентов в суммарном бензиновом фонде
следующая: бензин каталитического риформинга – 50%, каталитического крекинга – 30%,
продукты алкилирования – 5%, , кислородсодержащие соединения (оксигенаты) – 5%,
прочие компоненты – 10%.
Повышение октановых характеристик европейских бензинов в конце 80-х и в 90-е годы
было достигнуто на 20–30% за счет усовешенствования существующих процессов, на 50–
60% – за счет введения новых процессов и на 15–25% – за счет применения
кислородсодержащих соединений.
Что касается производства среднедистиллатных топлив, потребность в которых в
Западной Европе будет расти, то здесь основное внимание уделяется росту мощностей
процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга и снижению содержания серы. В
странах Европейского Союза с октября 1996 г. в законодательном порядке установлен предел
содержания серы (не более 0,05%). Решение проблемы снижения содержания серы в
моторном (дизельное, реактивное) и котельном топливе решается за счет расширения
мощностей гидроочистки.
Несмотря на то, что западноевропейскими нефтепереработчиками избран отличный от
американского путь экологизации отрасли, жесткость природоохранных законов в Европе
мало в чем уступает американским. В частности, в ряде стран Северной Европы ограничения
по выбросам SO
2
на порядок более жесткие, чем в США.
Существенно ужесточены требования к качеству западноевропейского автобензина.
Ориентиры на 2000 г. были следующие: упругость паров по Рейду 58–60 кПа, содержание
олефинов 11–18% об., ароматики 37–45% об., бензола 1,6–2,0% об., кислорода 1,9–2,3% вес,
серы 150–200 ppm, свинца не выше 0,005 г/л. В выхлопах европейских автомобилей
содержание СО не должно превышать 1500 мг/куб.м, бензола 2,5 мг/куб.м, NO
x
66 мг/куб.м,
твердых частиц 50 мг/куб.м [283].
Требованию к качеству дизельных топлив были следующие: цетановое число 51–53,
содержание полиароматических соединений 6,0–11,0% об., содержание серы 0,030–0,035%.
Содержание серы в котельном топливе с 3% намечено снизить до 1–2% в 2000 г. и 1 % в
2005 г. [284].
В последнее время европейские спецификации на моторные топлива разрабатывались,
исходя из рекомендаций комиссии по проблемам двигателей, топлив, эмиссии вредных
веществ (Auto/oil-1), действующей с 1996 г. Вначале директива была разработана на 2000 г.
(98/70/ЕС). Затем на базе рекомендаций комиссии Европейский парламент принял новые
спецификации на период до 2005 г. (1-ая фаза) и после 2005 г. (2-ая фаза). При принятии
новых спецификаций учитывались прогнозы развития автопарка (увеличение доли
дизельных двигателей), изменения в структуре потребления бензина и дизельного топлива,
вклад изменений конструкций двигателей, использования каталитических систем дожигания
топлив, возможности нефтеперерабатывающих заводов.
В конечном итоге Европейский Союз в рамках программы Auto Oil-II принял
прогрессивные нормативы на 2005 г. по качеству моторных топлив, а также установил
наметки на 2008 г. (табл. 4.43) [285].
Стоимость работ по спецификации европейских топлив период 2000–2005 гг. составила
20–25 млрд долл. Другая оценка (европейской ассоциации нефтяной промышленности) – 44–
55 млрд долл. Имеются и другие мнения. В частности, представители компании Air Products