Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

331

pic утверждают, что обошлись гораздо меньшей суммой, поскольку норма содержания серы

в дизельном топливе ниже 500 ppm уже была достигнута многими европейскими НПЗ. Если

воспользоваться возможностью передачи части потоков полупродуктов и конечных

нефтепродуктов с одного завода на другой, иначе говоря, оптимизировать нефтепереработку,

то инвестиции на реконструкцию НПЗ в перспективе могут быть уменьшены [286].

Таблица 4.43

Ожидаемые спецификации на топлива в соответствии с программой Auto Oil II

Характеристика До 1999 г. 2000 г. 2005 г.

2008 г. (ожида-

емые значения)

Бензин:

Содержание серы, ppm <500 <150 <50** <10

Содержание бензола, об.% <5 <1 <1* <1

Содержание ароматических углеводородов, об.% – <42 <35 <35

Дизельное топливо:

Содержание серы, ppm <500 <350 <50 <30

Цетановое число, миним. 49 51 53* 54–58

Полициклические ароматические углеводороды, мас.% <11 <6 <4–1

Плотность, кг/л, макс. <0,86 <0,845 <0,845* <0,830–0,825

Разгонка,Т 95, °С <370 <360 <360* <350–340

* Ожидаемые значения

** В 2004 г. Германия ввела бензин с содержанием серы 10 ppm.

Для реализации программы потребовались серьезные изменения в

нефтеперерабатывающей промышленности Западной Европы. В частности, все европейские

НПЗ увеличили мощности по десульфуризации с целью достижения на первом этапе

норматива содержания серы в автобензине 150 ppm и дизельном топливе 350 ppm, а на

втором этапе – до 50 ppm. В связи с изменением структуры потребления топлив в

перспективе в сторону среднедистиллатных фракций потребуется увеличить мощности по

каталитическому гидрокрекингу и улучшить катализаторы процесса, изменить условия

проведения ряда процессов с целью уменьшения выхода бензина. По оценкам экспертов,

примерно 60% из необходимых инвестиций на реконструкцию и модернизацию европейских

НПЗ и изменение их конфигурации связано с новыми спецификациями на моторные топлива.

Проблема новых спецификаций создает серьезные трудности, как минимум, для 28

европейских НПЗ, из которых 17 будут, по-видимому, закрыты.

Общее состояние нефтеперерабатывающей промышленности Европы в конце 90-х

годов и 2001–2002 гг. оценивалось как весьма сложное или даже кризисное. Основной ее

проблемой было то, что она малоприбыльна, или даже убыточна (кроме краткосрочных

«удачных» периодов – таких как, например, 2000 г., начало 2001 г., 2004–2005 гг.). Причиной

падения рентабельности НПЗ явилось общее превышение производства нефтепродуктов над

реальным спросом практически во всех европейских странах. Это произошло потому, что

конкуренция между крупными нефтяными компаниями за долю на западноевропейских

рынках нефтепродуктов привела к созданию значительных избыточных

нефтеперерабатывающих мощностей.

Второй, а по существу, самой важной проблемой стала неверная оценка перспектив

спроса на отдельные виды нефтепродуктов. Было принято считать, что опережающими

темпами должен расти спрос на автобензин, поэтому заводы ориентировались на его

максимальное производство.

На практике же ситуация за последние 20–25 лет развивалась совсем не так, как это

было заложено в технологических заданиях. Основной и значительный прирост потребления

нефтепродуктов в Европе в 80–90-е годы прошлого века произошел и происходит до сих пор

за счет средних дистиллятов. Западноевропейский автотранспорт переживает массовый

переход на использование дизтоплива, в том числе и по причине его более низкого

налогообложения по сравнению с автобензином. Увеличивается также спрос на нафту со

стороны нефтехимических производств. По прогнозам, в ближайшие 15–20 лет потребление

332

дизельного топлива в Западной Европе будет возрастать, а объемы потребления бензина

будут снижаться.

Согласно утверждениям Т. Миллера, директора Exxon Mobil Europe, сделанным на

конференции Европейской ассоциации нефтепереработчиков, в период до 2020 г. темпы

роста спроса на нефть для производства моторных топлив составят 0,4% в год, причем для

дизельного топлива они превысят 1,9% в год, а спрос на автобензин будет падать на 0,9% в

год [287]. Такой вывод сделан исходя из прогноза развития рынка моторных топлив для

автотранспорта. Предполагается, что несмотря на достижения в области производства

альтернативных топлив и в автомобилестроении, двигатели внутреннего сгорания будут

доминировать вплоть до 2030 г. При этом спрос на дизельное топливо не удастся полностью

удовлетворить ни за счет собственного производства (если не проводить модернизацию

НПЗ), ни за счет импорта из России или из ближневосточных стран.

Теоретически для того, чтобы привести соотношение спроса и производства

нефтепродуктов в Европе в состояние равновесия, нужно закрыть избыточные мощности по

выпуску автобензина, а также сократить общий объем нефтепереработки. Однако

реализовать такой проект очень сложно по целому ряду причин. Во-первых, мешает

«экономический» барьер, обусловленный тем, что основная часть НПЗ покрывает текущие

операционные затраты и выплачивает банковские проценты по инвестициям. Во-вторых,

закрытие нефтеперерабатывающего завода связано с очень крупными затратами по

демонтажу оборудования, выплате компенсаций работникам, а главное – с приведением в

порядок территории в соответствии с экологическими требованиями. В-третьих,

нефтезаводы, как правило, имеют в своем составе другие производства – как мелкие

«подсобные», так и крупные интегрированные, в частности, нефтехимические. В-четвертых,

НПЗ расположены в Европе на значительном удалении друг от друга, снабжают

близлежащие территории и имеют отлаженную инфраструктуру логистики и реализации.

Кроме того, сами заводы принадлежат разным фирмам и ориентированы на созданную

нефтяными компаниями собственную дорогостоящую сеть дистрибуции, которая при их

закрытии «отойдет» к конкурентам. Наконец, закрытие заводов и потеря сетей реализации

моментально отразится на биржевых показателях той или иной нефтяной компании и может

радикально подорвать ее финансовые позиции.

Тем не менее, крупномасштабные структурные изменения в европейском

нефтеперерабатывающем комплексе должны непременно произойти и под воздействием

недавно принятых законов Европейского сообщества в области защиты окружающей среды,

о чем уже сказано выше.

Удовлетворение требований стандартов Евро-4 и Евро-5 потребует заметных

изменений как в автомобилестроении, так и в отрасли по переработке нефти и в

инфраструктуре потребления топлив. Современные двигатели европейских автомобилей уже

удовлетворяют требованиям Евро-4. Новые технологии для двигателей с искровым

зажиганием связаны с непосредственным впрыском топлива, переменным регулированием

клапанов и уменьшением размеров двигателей. Для дизельных двигателей инновации

заключаются во впрыске топлива под высоким давлением и рециркуляции отработавших

газов. Синтетические топлива, получаемые по технологии GTL, а также биодизельные

топлива будут создавать рынок высококачественных топлив в дополнение к

высококачественным нефтяным топливам. Потребуется создание отдельной системы

снабжения высококачественными топливами [288]. Прогнозируя рост рынка

высококачественных моторных топлив в странах Европы, можно предположить, что сдвиг в

сторону сверхмалосернистых топлив будет происходить не в виде резкого скачка, а

постепенно.

В Восточной Европе в настоящее время функционируют 24 НПЗ суммарной

мощностью 92,8 млн т/год. Данные о нефтеперерабатывающих заводах Восточной Европы

приводятся в табл. 4.44.

333

Таблица 4.44

Нефтеперерабатывающая промышленность стран Восточной Европы, по состоянию на 1.01.2006 г. (млн т/год)

[234]

Страна Число НПЗ

Первичная

переработка

Каталитичес-

кий крекинг

Те

мический

крекинг

Риформинг

Гидро-

крекинг

Гидро-

очистка

Албания 2 1,3 0 0 0,2 0 0,9

Болгария 1 5,8 1,2 1,0 0,2 0 3,2

Чехия 4 9,9 2,7 0,8 1,4 1,6 5,3

Венгрия 2 8,2 1,2 1,5 1,5 0 6,7

Польша 5 23,3 1,5 0 4,3 6,9 10,6

Румыния 10 25,8 5,5 5,3 3,0 0,1 11,9

Словакия 1 5,8 0,9 0 1,0 4,4 2,1

Литва 1 9,5 2,1 1,4 2,3 0 7,7

Сербия 2 10,7 2,5 1,4 1,0 0 2,5

Хорватия 3 12,5 1,2 1,4 2,5 0,6 3,4

Словения 1 0,7 0 0 0 0 0

Македония 1 2,5 0 0 0,5 0 1,1

Всего 33 116,0 18,8 12,8 17,9 13,6 55,4

Многие НПЗ стран Восточной Европы находятся под пристальным вниманием

российских компаний. Компания ЛУКОЙЛ получила контроль над НПЗ в Бургасе

(Болгария), Плоешти (Румыния), ведет переговоры о приобретении НПЗ в Гданьске

(Польша). Компания ЮКОС приобрела в свое время контрольный пакет акций завода в

Мажейкяе (Литва), но затем вынуждена была уступить его польской компании.

На ряде заводов Восточной Европы намечена реконструкция и модернизация. В

Хорватии компанией INA Industrija Nafte в г. Риека было закончено строительство установки

гидродесульфуризации по лицензии компании Haldor Topsoe, а также осуществлены

проектные работы по созданию установки каталитического гидрокрекинга мощностью 1,4

млн т/год. В Чехии компания Ceska Rafinerska AS в г. Литвинов наметила осуществить в

2007 г. строительство установки гидродесульфуризации мощностью 0,4 млн т/год.

Стоимость проекта – 12,3 млн долл. В Венгрии концерн MOL запланировал строительство

установки каталитического крекинга, однако ни о мощности, ни о сроках ввода ничего не

сообщалось. В Польше группа Lotos SA на НПЗ в г. Гданьске должна была ввести установку

вакуумной дистилляции мощностью 1,0 млн т/год и стоимостьб 10 млн долл. В Сербии

компания NIS Oil Rafinery расширила ряд установок на НПЗ в г. Нови Сад и запланировала

ввод установок риформинга и изомеризации по технологии американской фирмы UOP на

НПЗ в г. Панчево [245].

В республиках бывшего СССР – ныне независимых государствах –

нефтеперерабатывающая промышленность была создана в Украине, Казахстане, Белоруссии,

Узбекистане, Туркменистане, Азербайджане, Грузии. Данные о мощности НПЗ в

республиках бывшего СССР по оценке американского журнала Oil and Gas Journal

приведены в табл. 4.45. Здесь же приведены сведения о мощности установок по важнейшим

процессам переработки нефти.

Таблица 4.45

Мощности НПЗ в республиках бывшего СССР (млн т/год) [234]

(на 01.01.2006 г.)

Страна Число НПЗ

Первичная

переработка

Каталитичес

кий крекинг

Термичес-

кий крекинг

Риформинг

Гидро-

крекинг

Гидро-

очистка

Украина 6 44,0 3,5 2,5 7,2 0,4 15,8

Казахстан 3 17,2 1,9 3,9 2,6 0 8,9

Белоруссия 2 24,7 2,2 3,0 4,6 1,5 13,1

Узбекистан 3 11,1 0 1,4 1,2 0 1,5

Туркменистан 2 11,9 0,8 1,4 2,6 0 3,2

Азербайджан 2 20,0 2,9 1,9 1,2 0 3,4

Грузия 1 н.д. н.д. н.д. н.д. н.д. н.д.

Итого 19 128,9 11,3 14,1 19,4 1,9 45,9

н.д. – нет данных

334

Все НПЗ были построены в советские времена, за исключением Бакинского НПЗ,

создание которого датируется 1870 г.

В табл. 4.45 приведены данные о номинальной мощности. В действительности,

большинство НПЗ по ряду причин работает с неполной загрузкой мощности. По данным

справочника ВР Statistical Review of World Energy об объемах потребления нефти и данным о

мощности НПЗ по данным журнала Oil and Gas Journal определены показатели загрузки

мощностей НПЗ в 2005 г.: Украина – 31,6%, Казахстан – 58,1%, Белоруссия – 27,1%,

Узбекистан – 70,3%, Туркменистан – 41,2%, Азербайджан – 25,5% [ 6 ]. Причиной низкой

загрузки является, как правило, недостаточные поставки нефти, в частности, в Украину и

Белоруссию.

Отметим, что приведенные данные о степени использования мощностей имеют

условный характер. Оказывается, что часть мощностей, указанных как номинальные, уже

выбыли из эксплуатации или не используются, т.к. не могут обеспечить необходимые

качественные характеристики нефтепродуктов. Старый Бакинский НПЗ практически не

работает, выбыл из эксплуатации НПЗ в Батуми (Грузия).

Тем не менее, на ряде НПЗ в бывших республиках СССР, а ныне независимых

государствах, осуществляются программы модернизации и реконструкции и намечается

новое строительство [245]. В частности, в Азербайджане на заводе им. Гейдара Алиева

планируется ввод в 2008 г. установки алкилирования по технологии американской компании

UOP. В Белоруссии на НПЗ «Нафтан» в г. Новополоцк недавно была введена в эксплуатацию

установка гидрокрекинга по технологии компании Koch-Glitsch, а в 2006 г. планировался

ввод установки вакуумной дистилляции мощностью 1,5 млн т/год. На заводе в г. Мозырь

проведена реконструкция, позволившая осуществлять выпуск экологически чистых топлив.

В Казахстане совместной компанией, участниками которого является AGIP (Италия) и

казахстанские организации, намечен ввод нового НПЗ в г. Кашаган мощностью 15,0 млн

т/год. В 2008 г. должны быть завершены проектные работы. В Туркменистане в 2005 г.

должен был завершен проект стоимостью 113 млн долл. по сооружению установки

гидроочистки мощностью 1,7 млн т/год на заводе в г. Туркменбаши. Серьезную программу

модернизации намечает компания ЛУКОЙЛ на принадлежащем ей НПЗ в Одессе.

По оценкам украинских экспертов [289, 290] глубина переработки на НПЗ Украины в

2005 г. составила 67,7%, в т.ч. по Кременчугскому НПЗ – 70,0%, Херсонскому – 48,2%,

Одесскому – 53,5%, Дрогобычскому – 61,3%, Надворнянскому – 73,9%, Лисичанскому –

69,7%. Оценка деятельности украинских НПЗ в 2005 г. представлена в табл. 4.46.

Таблица 4.46

Состояние украинских НПЗ

Заводы

Мощность, млн т/год

Объем

переработ

ки, млн т

Причина расхождения номинальной и фактической

мощности

номи-

нальная

факти-

ческая

Кременчугский 18,6 8,0 6,0 Простой установки ЛК-6У

Херсонский 7,1 4,0 0,9 Ограничение из-за качества нефтепродуктов

Одесский 3,6 н.д. 1,4 Начата реконструкция

Дрогобычский 3,2 2,0 1,0 Ограничения по качеству нефтепродуктов

Надворнянский 2,6 2,6 2,1 –»–

Лисичанский 16,0 8,0 6,0 Работает только одна установка каталитического крекинга

Итого 51,1 24,6 17,4 –

В 2005 г. произошло существенное снижение объема поставок на НПЗ Украины, что

отрицательно сказалось на складывающейся в последние годы тенденции роста степени

загрузки мощностей. В Украине происходит снижение спроса на мазут (из-за замены его

природным газом), вследствие чего высвобождаются мощности по первичной переработке

нефти. Малая доля вторичных процессов (9,6% от мощностей по первичной переработке)

обусловливает неблагоприятную структуру выпуска нефтепродуктов. В суммарном

производстве автобензинов в 2005 г. доля низкооктановых бензинов составляла почти 42%,

335

дизельного топлива с содержанием серы 0,2% – 78%, а с содержанием серы 0,5–0,85% – 22%.

Низкое качество собственных моторных топлив приводит к росту импорта высокооктановых

бензинов, а для ликвидации дефицита автобензина приходилось даже выпускать

этилированный бензин. Тревожная тенденция увеличения импорта моторных топлив,

особенно автобензина, по мнению экспертов, сохранится в перспективе.

В Казахстане функционируют 3 НПЗ: Павлодарский (построен в 1978 г., мощность 8,1

млн т/год, потенциальная глубина переработки 77,9%, в наличии имеются 2 установки ЛК-

6У и установка КТ-1 по переработке тяжелых фракций); Шымкентский (построен в 1984 г.,

мощность 6,6 млн т/год, потенциальная глубина переработки 60,4%, имеются установки

вакуумной дистилляции и каталитического крекинга); Атыраусский (построен в 1945 г. при

участии американской компании Badger по ленд-лизу; впоследствии в 1970 г. была введена

установка каталитического риформинга, в 1980 г. американские установки каталитического

крекинга были выведены из эксплуатации).

В Азербайджане еще в 1870 г. был построен первый в царской России и один из первых

в мире нефтеперерабатывающий завод. В 80-е годы прошлого века на этом заводе была

проведена реконструкция, однако в 90-е годы завод практически прекратил работу. В

настоящее время Бакинский НПЗ им. Гейдара Алиева имеет мощность 8 млн т/год, глубина

переработки на нем 59%, степень загрузки в 2005 г. – 44%. Второй, Новобакинский завод

был построен в 1958 г. Его мощность составляет 9 млн т/год, имеются 3 установки прямой

перегонки, установки риформинга с неподвижным слоем катализатора и замедленного

коксования. Потенциальная глубина переработки на Новобакинском заводе – 65,6%, однако

пока она составляет 52%, мощности НПЗ загружены всего на 37%. В связи с ростом добычи

нефти в Азербайджане ожидается наращивание объемов переработки и планируется

строительство новых установок. В 2005 г. в Азербайджане было произведено 2,1 млн т

дизельного топлива, 0,9 млн т автомобильного бензина, 0,6 млн т авиационного керосина, 3,0

млн т мазута.

4.4. Развитие нефтепереработки в Азиатско-Тихоокеанском

регионе

4.4.1. Усиление роли Азиатско-Тихоокеанского региона в территориальной

структуре мировой нефтепереработки

В последние годы отмечен значительный рост экономики в развивающихся странах. По

мнению специалистов Всемирного Банка, выраженному в докладе «Глобальная экономика.

Перспективы и развивающиеся страны», в ближайшие 25 лет складываются благоприятные

условия для роста экономики развивающихся стран. Если в период 1991–1995 гг. рост

реального валового внутреннего продукта составлял в мире 2,0%, в том числе в развитых

странах – 1,8%, то в развивающихся странах рост составил в среднем 2,3%. Ежегодный темп

роста в них в период 1997–2006 гг. составил 5,4% (в развитых странах – 2,7%). Доля

промышленно развитых стран в мировой торговле сократится с 65–70% в 1992 г. до 40–45%

в 2020 г., а доля развивающихся стран возрастет.

Все вышесказанное целиком относится к нефтеперерабатывающей промышленности

Азиатско-Тихоокеанского региона. За период 1993–2005 гг. удельный вес мощностей

нефтеперерабатывающих предприятий региона в общемировой структуре возрос с 18,7 до

26,1% [224, 232, 234].

Среди развивающихся стран наиболее быстрыми темпами выделяются страны

Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), часть из которых (Ю.Корея, Тайвань, Сингапур,

Малайзия, Таиланд) с легкой руки журналистов стали называть «азиатскими тиграми».

Устойчиво высокие темпы роста в последние годы отмечены в азиатских странах-гигантах

(Китае, Индии).

В конце 1997 г. в регионе разразился финансовый кризис, поставивший некоторые из

стран в уязвимое положение и усиливший их зависимость от мировых финансовых рынков.

336

Кризис хотя и поколебал оптимистические оценки роста экономики стран АТР, но не

изменил общего мнения экспертов о глобальных экономических переменах в мире и

усилении роли развивающихся стран. Более того, большинство стран Юго-Восточной Азии

стали преодолевать последствия кризиса: отрицательные темпы роста ВВП в 1998 г.

сменились на положительные в 1999 г.

Нефтеперерабатывающая промышленность Азиатско-Тихоокеанского региона в период

1995–2005 гг. росла высокими темпами – 2,8% в год (в среднем по миру – 1,2% в год). По

масштабам нефтеперерабатывающих мощностей Азиатско-Тихоокеанский регион обогнал

регионы Северной Америки и Западной Европы [224, 232, 234]. За счет бума в строительстве

нефтеперерабатывающих мощностей в последние годы отдельные страны Азиатско-

Тихоокеанского региона превратились из нетто-импортеров в нетто-экспортеров

нефтепродуктов. Рост мощностей по переработке нефти был столь стремительным в 90-е

годы, что в регионе возникла опасность избытка мощностей. Финансовый кризис (осень 1997

г.) на время усугубил проблему переизбытка мощностей из-за снижения спроса, однако уже

спустя год ситуация стала смягчаться, после падения спроса в 1998 г. уже в первой половине

1999 г. начался рост потребления нефтепродуктов. Замороженные на время проекты

расширения мощностей на НПЗ региона или строительства новых мощностей стали вновь

оживать.

Исследователи и аналитики, проведя детальный анализ существующих мощностей,

объявленных проектов, находящихся в различной степени проектирования и строительства,

разнообразных сообщений о новых проектах, динамики роста спроса на нефтепродукты в

регионе, дали возможность определить оптимальный состав и мощности вновь вводимых

установок по переработке нефти. Однако, как показал предыдущий опыт, в сопоставлениях

предложения и спроса в Азиатско-Тихоокеанском регионе имела место хроническая

недооценка предложений.

Развитие нефтеперерабатывающей промышленности в развивающихся странах региона

проходило во второй половине 90-х годов под влиянием тех же самых факторов, что и в

развитых странах, а именно: усиливающейся конкуренции, ужесточившихся требований к

качеству нефтепродуктов, а также многочисленных слияний и альянсов между нефтяными

компаниями. В регионе усилилось влияние иностранных инвестиций, практически все

крупные проекты реализовывапись местными государственными и частными компаниями с

участием транснациональных корпораций, нефтяных компаний Японии и стран Ближнего

Востока. В отдельных странах региона начался процесс приватизации объектов нефтяного

комплекса, стали использоваться элементы дерегулирования нефтяного рынка и рынка

нефтепродуктов. Это позволило ряду государственных компаний стран региона не только

выдерживать конкуренцию, но и расширять свое влияние за пределами региона.

В период 1995–2005 гг. наряду с вводом новых мощностей проводилась модернизация

действующих НПЗ, на которых была увеличена глубина переработки, повышена

энергоэффективность производства, прибыльность, достигнута адаптация к использованию

более тяжелой и сернистой нефти, стали соблюдаться более жесткие требования к качеству

нефтепродуктов. Произошли заметные технологические сдвиги в нефтеперерабатывающей

промышленности региона.

Доля вторичных процессов нефтепереработки в странах АТР в суммарных мировых

мощностях ниже, чем доля мощностей первичной переработки. В частности, удельный вес

стран АТР в мировых мощностях по процессу каталитического риформинга составил на

1.1.2006 г. 17,1%, каталитического крекинга – 18,5%, каталитического гидрокрекинга –

15,9%, гидрооблагораживающих процессов – 20,0% [232, 234].

В целом можно сказать, что нефтепереработка стран АТР не является сложной. Об этом

свидетельствуют индексы Нельсона – своеобразные индикаторы сложности и комплексности

процессов переработки нефти. В 1995 г. индекс Нельсона для нефтепереработки стран АТР

составлял 4,9, что ниже не только высокого уровня США (9,5), но и среднемировых

показателей (5,9). Аналогичная ситуация сохранилась и в 2005 г. Данные о технологических

337

сдвигах в нефтеперерабатывающей промышленности стран АТР приведены в табл. 4.47.

Таблица 4.47

Динамика технологической структуры нефтепереработки стран АТР в период 1993–2006 гг. (мощности на 1.1.

каждого года, млн т) [224–234]

Показатели 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003 2006

Число НПЗ, ед. н.д. 125 137 138 138 141 203 203 193 202 155

Мощности по прямой

перегонке нефти

669,2 682,9 720,9 740,1 814,3 849,8 938,6 982,2 962,4 1010,2 1110,3

Мощности по процессам:

1. Термокрекинг и

коксование

26,2 26,7 48,4 46,6 46,8 45,9 46,0 н.д. 48,9 50,4 53,0

2. Каталитический

риформинг

55,7 56,5 61,1 71,2 76,8 79,7 82,9 83,4 75,7 86,6 96,3

3. Каталитический

крекинг

59,8 60,9 107,3 114,9 119,2 127,0 129,8 129,8 124,9 141,4 132,3

4. Гидрокрекинг 17,8 18,9 26,5 27,6 28,4 28,6 37,8 36,8 38,0 40,7 37,0

5. Риформинг 96,6 103,4 114,0 125,3 130,5 151,4 147,9 159,7

6. Гидроочистка 161,9 165,0 170,3 181,0 220,6 208,6 228,6 н.д.

7. Алкилирование и

полимеризация

3,1 3,2 5,4 5,2 5,5 5,3 5,4 5,0 4,7 6,0 7,0

8. Ароматизация и

изомеризация

11,2 10,7 11,9 12,5 16,0 15,1 15,7 15,0 13,7 18,4 29,1

9. Производство масел 6,2 5,6 7,4 8,1 8,4 8,9 8,7 8,5 8,3 7,3 6,9

10. Производство кокса 1,35 1,42 1,68 3,36 3,36 4,85 4,60 4,46 4,9 3,9 7,0

11. Производство битума 8,6 9,2 9,1 9,1 10,0 12,2 12,3 11,5 10,9 13,1 13,6

12. Производство

оксигенатов

н.д. н.д. 0,4 1,0 1,15 0,83 1,04 1,0 1,0 1,1 1,2

Примечание: В состав региона АТР входят: Австралия, Бангладеш, Бруней, Китай, Индия, Индонезия, Япония,

Южная Корея, Малайзия, Бирма, Новая Зеландия, Пакистан, Филиппины, Сингапур, Шри Ланка, Тайвань,

Таиланд. Процессы 1–6 – мощности указаны по перерабатываемому сырью, 7–12 – по конечной продукции

процессов, н.д. – нет данных

В период 1995–2005 гг. рост ведущих процессов переработки нефти в АТР составил (%

в год): каталитического крекинга – 9,0, гидрокрекинга – 8,6, алкилирования и термического

крекинга – 9,5, гидрооблагораживания – 4,8, каталитического риформинга – 4,5, прямой

перегонки – 4,2 [224–234].

За период 1995–2005 гг. доля четырех ведущих процессов нефтепереработки

(каталитического крекинга, гидрокрекинга, каталитического риформинга и алкилирования) в

странах АТР снизилась с 27,8 до 24,6%, что свидетельствует о более быстром росте

мощностей первичной перегонки по сравнению с ростом вторичных процессов. Следует

также отметить, что мощности каталитического крекинга, гидрокрекинга, риформинга и

алкилирования нацелены в странах АТР на максимизацию выпуска бензина, в то время как в

этом регионе спрос на среднедистиллатные фракции превышает спрос на бензин.

В регионе имеется несколько чрезвычайно крупных НПЗ. Среди 15 крупнейших в мире

НПЗ, имеющихся на 1.1.2003 г., шесть находились в АТР. Среди них бывший до последнего

времени самым крупным в мире НПЗ фирмы Yukong Ltd. (SK Corp.) в Ульсане (Ю.Корея) –

40,9 млн т/год; третий по мощности НПЗ фирмы LG-Caltex в Йосу (Ю.Корея) – 31,7 млн

т/год; на четвертом месте НПЗ компании Exxon Mobil Corp. на острове Джуронг (Сингапур);

на пятом месте НПЗ компании Reliance Petroleum Ltd. в Джамнагаре (Индия) – 27 млн т/год;

на восьмом месте ещё один НПЗ южнокорейской фирмы Samsung Oil Refining Co. в Онсане –

26 млн т/год; на четырнадцатом месте НПЗ фирмы Shell Eastern Petroleum Ltd. в Пулау-

Букоме (Сингапур) – 20,2 млн т/год [233].

На 1.1.2006 г. из 20 самых крупных в мире НПЗ уже 8 находились в Азиатско-

Тихоокеанском регионе. Это: НПЗ компании SK Corp. в г. Ульсан (Ю. Корея) – 40,8 млн

т/год; компании Reliance в г. Джамнагар (Индия) – 33 млн т/год; компании LG Caltex в г.

Йосу (Ю. Корея) – 32,5 млн т/год; компании Exxon Mobil Corp. на о. Джуронг (Сингапур) –

338

30,2 млн т/год; компании S. Oil Corp. в г. Онсан (Ю. Корея) – 26,0 млн т/год; компании Shell

Eastern в г. Пулау-Биком (Сингапур) – 22,9 млн т/год; компании Formosa Petrochemical в г.

Майляо (Тайвань) – 22,5 млн т/год; компании Sinopec в г. Шанхай (Китай) – 20,1 млн т/год

[234].

Среди 25 компаний, располагавших самыми крупными в мире мощностями

нефтепереработки в 2000 г., было 7 компаний стран АТР: китайские государственная

нефтяная компания Sinopec (4-я) и национальная нефтяная корпорация CNPC (12-я),

объединенная японская компания Nippon Mitsubishi Petroleum Refining Co. (15-я),

индонезийская государственная нефтегазовая компания Pertamina (19-я), южнокорейская

компания Yukong Ltd.(SK Corp.) (21-я), тайваньская государственная нефтяная компания

Chinese Petroleum Corp. (22-я), индийская нефтяная компания Indian Oil Co., Ltd (24-я). В

2005 г. в списке 25 крупнейших нефтяных компаний, имеющих наибольшие мощности по

переработке нефти, было 6 компаний из региона АТР: из списка, приведенного выше,

выбыла компания Chinese Petroleum Corp. [234].

Особенно заметным был прирост мощностей по переработке нефти в АТР в 1994 г. – 38

млн т, в 1996 г. – 74,2 млн т, 1997 г. – 35,5 млн т, 1998 г. – 88,8 млн т. [224–232]. В 1998 г.

число НПЗ увеличилось со 141 до 203. Наибольший прирост мощностей НПЗ пришелся на

страны – «азиатские тигры»: Ю.Корею (фирмы Yukong Ltd., Hyundai Oil Refinery Co., LG-

Caltex Oil Corp.), а также на Таиланд, Тайвань, Малайзию.. В 1997 г. половина прироста

пришлась на Китай (НПЗ в Маомине, Дайсяне, Ланьчжоу) и Малайзию. В 1998 г. мощности

НПЗ в АТР возросли в Китае, Индонезии и Индии.

За последние 15 лет нефтеперерабатывающая промышленность в АТР пережила

несколько циклов. В начале 90-х годов беспрецедентное расширение НПЗ привело к бурному

росту потребления нефти и необходимости дополнительных производственных мощностей.

Затем прирост потребления нефти заметно уменьшился из-за кризиса 1997 г., однако

реализация многих проектов, начатых до кризиса, продолжалась и в результате введения

объектов в эксплуатацию сложилась ситуация перепроизводства нефтепродуктов.

С 1995 г. по 2002 г. были введены в эксплуатацию мощности более чем 200 млн т/год,

причем только в 2001–2002 гг. – 85 млн т/год. Благодаря оживлению спроса в 2003–2005 гг.

коэффициенты использования мощностей в ряде стран АТР повысились до 90%.

В период 2003–2005 гг. было намечено сооружение установок по переработке нефти

суммарной мощностью 200 млн т/год. Осуществление проектов зависело от политической

стабильности в регионе, субсидий государств региона и настроений инвесторов.

Проекты, реализованные в период до 2000 г., были рассчитаны на рост спроса на

нефтепродукты в регионе в размере 4,3% в год. Реально рост спроса составил 3,5% в год.

Реализация всех запланированных проектов привела к тому, что мощности по переработке

нефти и производству нефтепродуктов в АТР в 2000 г. соответствовали спросу 2005 г. По

отдельным продуктам образовался даже избыток мощностей и перепроизводство продукции.

Однако по ряду продуктов, таких как реактивное топливо, дизельное топливо, сохранится

дефицит и потребуется их импорт.

В период 2005–2010 гг. также намечены многочисленные проекты реконструкции

действующих и строительства новых НПЗ в АТР. В частности, предусматриваются проекты

строительства новых НПЗ в Китае (компанией CNOOC в г. Хичжоу мощностью 12,3 млн

т/год в 2008 г. стоимостью 2,1 млрд долл.; компанией Sinopec в 2007 г. в г. Циндао

мощностью 10,3 млн т/год стоимостью 1,2 млрд долл.); Индии (завод совместной индийско-

оманской компании Bharat Oman Refineries Ltd. в г. Бина, шт. Мадхья-Прадеш мощностью

6,25 млн т/год, пуск в 2007 г.); Индонезии (компанией Jambi Refining); на о. Тайвань

(компанией Formosa Petrochemical, которая к своему недавно пущенному в г. Майляо заводу

собирается в 2010 г. добавить новый НПЗ мощностью 30 млн т/год в г. Юньяне).

Кроме строительства новых НПЗ в АТР намечено осуществление ряда проектов

расширения действующих НПЗ. Наиболее впечатляющим является проект расширения

завода в г. Гуанчжоу на 8 млн т/год, которое планирует осуществить в 2008 г. совместно

339

китайская компания Фучжан Петрокемикл совместно с Saudi Aramco, запланировав на

реализацию проекта 3,5 млрд долл. Крупные реконструкции намечены на НПЗ компаний

Hindustan Petroleum в Индии, Pertamina в Индонезии, Attock Refinery Ltd. в Пакистане, LG

Caltex и SK Corp. в Ю. Корее [234]. Основными факторами, влияющими на развитие

нефтепереработки региона, являются:

• темпы роста спроса на нефтепродукты, зависящие, в свою очередь, от прогнозируемых

параметров экономического развития стран региона;

• качественные характеристики нефтепродуктов, диктуемые ужесточением требований к

охране окружающей среды;

• объемы поставок, качественные характеристики и цены исходной нефти;

• гибкость процессов переработки нефти и адаптивная способность отрасли откликаться на

изменение конъюнктуры рынка.

Что касается роста спроса на нефтепродукты в регионе, то, согласно отчетным данным,

в последние годы сохраняются высокие темпы роста. В частности, в целом по региону рост

спроса на нефтепродукты в период 1986–1998 гг. составил 4,9%, в т.ч. по наиболее быстро

развивающимся странам региона – 6,9%. В период 1999–2005 гг. ежегодный рост

потребления нефтепродуктов в АТР составил 2,7%, в т.ч. в Китае – 8,8% [6]. По отдельным

нефтепродуктам в этот период среднегодовые темпы роста спроса в целом по региону и по

наиболее быстро развивающимся странам были (%): автобензину – 6,9 и 7,9; средним

дистиллатам – 4,9 и 5,9; котельному топливу – 1,8 и 5,4 [291,292].

В период 1995–2005 гг. произошли изменения в структуре потребления

нефтепродуктов в АТР (табл. 4.48).

Таблица 4.48

Структура потребления нефтепродуктов в АТР (%) [6, 293, 294]

Нефтепродукты

АТР

в том числе

Япония Китай

1995 г. 2005 г. 1995 г. 2005 г. 1995 г. 2005 г.

Легкие дистиллаты 24,3 27,5 26,5 33,9 29,7 25,0

Средние дистиллаты 37,2 36,8 34,1 35,1 29,8 34,7

Котельное и печное топливо 21,4 14,7 19,6 13,0 20,0 12,9

Прочие нефтепродукты 17,1 21,0 19,8 18,0 20,5 27,4

Итого 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

В период 1995–2005 гг. в регионе отчетливо проявилась тенденция роста доли

автобензина и снижение доли мазута. Особенно отчетливо эта тенденция проявилась в

Японии. Активно происходящий рост автомобилизации в Китае также вскоре приведет к

росту доли потребления бензина в общей структуре потребления нефтепродуктов. Снижение

доли использования мазута вызвано заменой его более эффективными энергоносителями,

прежде всего, природным газом.

По прогнозам консалтинговой компании FACTS (Гонолулу) потребление нефти в АТР

в период 2006–2010 гг. будет расти темпом 3,3% в год, а в период 2011–2015 гг. – 2,7%,

причем в Китае рост потребления нефти в период 2006–2010 гг. составит 5,5% в год. В

период до 2015 г. в регионе наибольшие темпы роста ожидаются для автобензина и

дизельного топлива (3,3–3,9%), авиакеросина и сжиженного нефтяного газа (4%), а рост

потребления котельного топлива вряд ли превысит 1,4% в год [293, 294].

Характерной особенностью рынка нефтепродуктов АТР является усиление тенденции

его либерализации. Абсолютные объемы жестко регулируемого рынка в 2000 г. практически

сохранились на уровне 1995 г., а дерегулируемого (либерализованного) рынка возросли.

Рост доли нерегулируемого рынка объясняется тем, что наряду с традиционными

долгосрочными контрактами в торговле нефтепродуктами все большее значение

приобретают спотовые сделки, краткосрочные контракты. Несмотря на возможность в

отдельные моменты времени иметь для продавцов пониженную выручку от реализации

нефтепродуктов, в целом направление либерализации создает дополнительный потенциал

340

для развития рынка нефтепродуктов в регионе.

Что касается качества нефти, добываемой в регионе, а также поступаемой по импорту

из ближневосточных стран, то оно будет ухудшаться за счет увеличения содержания серы.

Следует отметить, что возможности АТР восстановить баланс переработки более

легких и менее сернистых нефтей ограничен. В 2005 г. из перерабатываемых в АТР нефтей

35% были легкие и малосернистые нефти, добываемые непосредственно в регионе, 55%

составляли высокосернистые нефти из ближневосточных стран и 10% среднесернистые

нефти из стран Северной Африки [295]. В перспективе ожидается увеличение поставок

нефти из региона Ближнего Востока и это обстоятельство усугубит ситуацию в

нефтеперерабатывающей промышленности стран АТР, вынуждая компании инвестировать

значительные средства в конверсионные процессы. Могут частично поправить ситуацию

поставки нефти и газового конденсата из России и Казахстана, хотя, по мнению экспертов

эти поставки не окажут решающего влияния на баланс перерабатываемых нефтей.

Это обстоятельство, а также требования к качеству нефтепродуктов, обусловливают

выбор технических решений, которые способствуют не только увеличению выхода целевой

продукции переработки нефти, но улучшению ее качества, повышению гибкости

предприятий и адаптивной способности нефтепереработчиков откликаться на рыночные

колебания. Ниже будут рассмотрены особенности нефтеперерабатывающей

промышленности Японии, стран – «азиатских тигров», азиатских гигантов – Китая и Индии,

а также других стран региона.

Прибыльность в нефтеперерабатывающей промышленности стран АТР в 2004–2005 гг.

возросла. Этому способствовали напряженность баланса спроса и предложения, более

высокие коэффициенты использования мощности. Прибыльность заводов с углубленной

схемой переработки, в частности, с наличием в их составе процесса гидрокрекинга составила

в 2004 г. 2,4 долл./барр., в то время как в 2002 г. она бала 0,6 долл./барр. (а в 1999 г. НПЗ

вообще были убыточны). Обращает на себя внимание тот факт, что даже в благоприятных

условиях 2004–2005 гг. прибыльность заводов с простой технологической схемой

практически была на нулевом уровне, т.е. заводы работали на уровне самоокупаемости [295].

Завершая вступительный раздел параграфа об азиатской нефтепереработке, можно

согласиться с мнением, выдвигаемым в одной из редакционных статей журнала Oil and Gas

Journal: будущее азиатского нефтяного рынка, включая рынок нефтепродуктов, является

ключом к пониманию тенденций развития мирового нефтяного рынка.

4.2.2. Взгляд на японскую нефтепереработку

Японская нефтеперерабатывающая промышленность по мощности перерабатывающих

заводов занимает четвертое место в мире после США, Китая и России, а по техническому

уровню входит в число наиболее развитых отраслей этого профиля. Динамика мощностей

японской переработки нефти приведена в табл.4.49.

Таблица 4.49

Динамика мощностей переработки нефти в Японии в 1993–2005 гг. (млн т/год) [224–234].

№№

п/п

Процессы

Мощности на 1.01. каждого года

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003 2005

1 Прямая перегонка 240,5 242,3 243,0 249,5 248,3 253,0 250,0 248,1 238,3 233,6

Вакуумная

дистилляция

82,0 83,3 78,6 81,0 80,9 82,8 82,6 82,6 82,1 82,6

3 Коксование 3,8 3,9 4,8 4,2 4,0 4,3 4,4 4,4 4,5 4,7

Каталитический

крекинг

37,0 37,8 38,9 39,4 40,5 41,2 38,5 41,6 45,1 44,0

Каталитический

риформинг

28,7 24,2 29,5 30,2 29,9 31,5 30,5 30,9 31,5 33,6

Каталитический

гидрокрекинг

5,4 5,7 6,2 6,3 6,8 8,3 8,2 8,4 8,8 8,7

Каталитическая

гидроочистка

86,8 96,8 99,5 105,7 118,1 114,8 123,8 } 213,0 } 220,3 } 219,6