Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
341
№№
п/п
Процессы
Мощности на 1.01. каждого года
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003 2005
8 Гидрообработка 91,1 85,3 92,1 99,7 90,4 102,4 87,5
9 Алкилирование 2,0 2,2 2,1 2,1 2,2 2,3 2,3 2,2 2,2 2,8
10
Ароматизация и
изомеризация
5,7 5,8 6,0 5,5 5,5 7,1 6,7 6,3 8,4 13,2
11 Производство масел 2,4 2,1 2,2 2,2 2,2 2,1 2,1 2,2 2,2 2,1
12 Производство битума 2,4 2,8 н.д. 2,7 4,8 4,9 5,8 5,8 5,5 6,0
13 Производство кокса 0,3 0,2 н.д. 0,6 1,2 0,8 0,7 0,7 0,2 0,2
Примечание. В табл. 4.39 мощности процессов 1 – 8 указаны в расчете на переработанное сырье, а процессов 9–
13 – по выпуску конечной продукции
В период 1993–2000 гг. в нефтеперерабатывающей промышленности Японии
наблюдается небольшой, но устойчивый рост мощностей по прямой перегонке нефти,
каталитическому крекингу, риформингу, алкилированию. Заметным был рост мощностей по
каталитичесакому гидрокрекингу – 6,5% в год, производству битума – 13,4%, производству
кокса. – 13,5%. В период 2001–2005 гг. мощности по прямой перегонке снизились, но
практически по всем процессам вторичной переработки возросли.
В период 1993–2000 гг. в нефтеперерабатывающей промышленности Японии
наблюдался небольшой, но устойчивый рост мощностей по прямой перегонке нефти,
каталитическому крекингу, риформингу, алкилированию. Заметным был рост мощностей по
каталитичесакому гидрокрекингу – 6,5% в год, производству битума – 13,4%, производству
кокса. – 13,5%. В период 2001–2005 гг. мощности по прямой перегонке снизились, но
практически по всем процессам вторичной переработки возросли.
В Японии в настоящее время функционируют 31 НПЗ. За последние годы число НПЗ
уменьшилось на 9 единиц. Средняя мощность японских НПЗ составила на конец 2005 г. 7,5
млн т/год, что уступает средней мощности российских НПЗ, но близко к уровню средней
мощности американских и западноевропейских НПЗ.
Среди наиболее крупных японских НПЗ: заводы совместной компании Nippon
Mitsubishi Petroleum Refining в г. Негиши (17,0 млн т/год); компании Топеп Corp. в Кавасаки
– 14,8 млн т/год; Nippon Mitsubishi Petroleum Refining в г.Мицушима (12,5 млн т/год);
Idemitsu Kosan в г.Итихара (10,5 млн т/год); Cosmo Oil в г.Тиба (11,4 млн т/год); Showa
Yokkaichi Sekiyu в г.Йоккаити (11 млн т/год); Kashima Oil в г. Касима (8,6 млн т/год).
Наибольшими мощностями по переработке нефти в Японии владеет объединенная
компания Nippon Mitsubishi Petroleum Refining, имеющая 6 заводов суммарной мощностью
57,9 млн т/год; второй по величине мощностей является Tonen/General Sekiyu Seisei,
имеющая 4 НПЗ суммарной мощностью 31,5 млн т/год, третьей – компания Idemitsu Kosan,
имеющая 4 НПЗ суммарной мощностью 30,4 млн т/год; четвертой является компания Cosmo
Oil, имеющая НПЗ в гг. Тиба, Сакаи, Саккайде, Йоккаити суммарной мощностью 28,3 млн
т/год. Ожидалось объединение компаний Nippon Mitsubishi Petroleum Refining и Cosmo Oil с
образованием крупной по международным меркам компании (свыше 80 млн т/год), однако
пока этого не произошло. Доля крупных компаний достигнет почти 80% японской
нефтепереработки.
Из наиболее крупных новостроек, пуск которых ожидался в ближайшие годы, следует
выделить установку каталитического крекинга фирмы Showa Yokkaichi в г. Йоккаити
мощностью 2,5 млн т/год, каталитического гидрокрекинга фирмы Топеп Corp. в г.Кавасаки
мощностью 1,25 млн т, две крупные установки гидрообессеривания фирм Showa Yokkaichi и
Toho Oil Co. соответственно 2,0 и 2,25 млн т/год по лицензии компании Mitsubishi Heavy
Industries, а также ряд установок по гидрообработке фракций прямой перегонки нефти
мощностью 1–2 млн т/год. У компании Idemitsu Kosan в стадии инжиниринга находится
установка вакуумной дистилляции мощностью 0,8 млн т/год [229–232]. На перспективу
(2007 г.) намечен ввод установки гидроочистки мощностью 0,7 млн т/год на заводе компании
Kyokuto Petroleum Industries Ltd. в г. Итихата.
Японская нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется высокими
342
показателями глубины переработки и близкими к оптимальным показателями степени
использования производственных мощностей. В табл.4.50 приведены данные по мощностям
НПЗ, объемам переработки нефти, степени использования мощностей, глубине переработки
и выпуску моторных топлив в Японии в 90-е годы и в период 2000–2005 гг.
Таблица 4.50
Характеристика нефтеперерабатывающей промышленности Японии в 90-е гг. и 2000–2005 гг. [264].
Показатели Ед. изм. 1990 г. 1995 г. 1997 г. 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2005 г.
Мощность НПЗ млн т/год 216,5 243,0 248,3 255,5 251,5 240,5 236,0 226,0
Объем переработки млн т/год 171,8 208,5 216,0 207,5 207,3 210,8 220,5 206,8
Степень использования
мощностей
% 79,3 85,8 87,0 81,2 82,4 87,6 93,4 91,5
Глубина переработки % 76,7 77,7 79,3 79,5 79,5 80,0 80,0 81,2
Выпуск
Автобензина млн т/год 31,1 37,5 39,4 41,5 41,5 41,8 43,6 43,0
дизельного топлива млн т/год 49,0 62,6 64,0 60,9 60,9 60,0 62,4 57,5
реактивного топлива млн т/год 3,5 6,1 7,2 8,2 8,2 8,3 8,6 7,5
Японская нефтеперерабатывающая промышленность, несмотря на свои масштабы и
достаточно разветвленную технологическую структуру, не в состоянии полностью
удовлетворить собственные потребности в ряде нефтепродуктов, что вызывает
необходимость, помимо импорта нефти, ввозить дополнительно значительные объемы
топлив, нефтехимического сырья и сжиженных газов.
Потребление нефтепродуктов в Японии в период 1999–2005 гг. постепенно, хотя и
медленно, снижалось (табл. 4.51).
Таблица 4.51
Потребление нефтепродуктов в Японии в 1999–2005 гг., млн т [6, 280]
Показатели 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2005 г.
Валовое потребление всех нефтепродуктов 245,6 242,4 237,0 240,0
Из них:
бензин 40,8 41,8 42,8 53,6
керосин (без реактивного топлива) 23,2 24,0 24,1
}94,0 реактивное топливо 9,8 9,4 9,4
газойль и дизельное топливо 60,6 61,0 60,4
мазут 31,3 30,7 28,6 34,9
пиролизное сырье для химии 34,9 34,8 33,9
жидкие газы, этан и прочие 18,6 18,3 37,8
Импорт нефтепродуктов в Японию в 2001 г. составил 47,1 млн т, в 2005 г. – 47,8 млн т;
экспорт из Японии в 2001 г. – 4,7 млн т, в 2005 г. – 5,1 млн т; складские запасы на 1.1.2002 г.
достигли 14,0 млн т [6, 280].
Анализ внутреннего рынка нефтепродуктов в Японии свидетельствует о
несбалансированности спроса и возможностей нефтепереработки в период 90-х годов, хотя,
по наиболее важным моторным топливам (автобензину, реактивному и дизельному топливу)
спрос и предложение в целом сбалансированы. Это же можно сказать и о легком печном
топливе.
Что же касается спроса на котельное топливо, нафту, легкие бензиновые фракции
прямой перегонки, сжиженные газы (пропан, бутан), то возможности японской
нефтепереработки явно не удовлетворяют внутренние потребности страны.
Дисбаланс ликвидируется, в основном, поставками нефтепродуктов, сжиженных газов
и нефтехимического сырья из развивающихся стран Азиатско-Тихоокеанского региона,
ближневосточных стран, а также из США и Австралии.
В течение 90-х гг. прирост мощностей первичной перегонки и ряда процессов
вторичной переработки способствовали тому, что объёмы выпуска моторных топлив
возросли. Это позволило практически отказаться от их импорта. Однако растущий спрос в
котельном топливе для нужд энергетики, нафты для нефтехимической промышленности,
сжиженных газов для промышленности синтетического каучука и коммунально-бытового
343
сектора вынуждают сохранять на достаточно высоком уровне импорт этих нефтепродуктов.
Существенное воздействие на состояние японского рынка нефтепродуктов оказало принятие
в апреле 1995 г. закона о либерализации импорта нефтепродуктов.
Традиционно нефтеперерабатывающая промышленность была основным полем
деятельности японских нефтяных компаний. Продукция японских НПЗ на протяжении
многих лет была защищена высокими тарифами на ввоз в страну нефтепродуктов. Кроме
этого, розничные торговцы не имели права закупать нефтепродукты за границей.
Монополизм вкупе с торговыми барьерами позволял держать цены на нефтепродукты на
достаточно высоком уровне. Однако к 1998 г. прибыльность нефтеперерабатывающих
предприятий снизилась, а разразившийся финансовый кризис привел к заметному
сокращению спроса на нефтепродукты. Предложение нефтепродуктов превышало спрос.
Существенно повлияло на рост издержек и ужесточение требований к охране среды (за 5 лет
с 1994 г. по 1998 г. японские нефтяные компании затратили 10 млрд. иен на снижение
содержания серы и бензола в моторных топливах). Кризис вызвал волну слияний в
нефтеперерабатывающей промышленности. Положение дел усугубил рост цен на нефть,
начавшийся в 1999 г. В Японии ряд мелких, малорентабельных НПЗ был закрыт.
Чтобы приспособиться к новым реалиям бизнеса, японские нефтепромышленники
энергично проводят реструктуризацию, сокращают численность обслуживающего и
административного персонала, создают совместные предприятия, объединяют
производственные, сбытовые, научно-исследовательские подразделения, осуществляют
диверсификацию производства.
Существует практика обмена продукцией. Так, фирма Idemitsu Kosan, выпускающая
автобензин с содержанием бензола 1%, обменивается продукцией с фирмой Nippon
Mitsubishi Petroleum Refining, у которой содержание бензола в автобензине составляет 3% об.
В результате удается добиться содержания бензола в автобензине на уровне новых жестких
стандартов.
Основные факторы, под влиянием которых будет проходить развитие японской
нефтепереработки в перспективе, такие же, как и у их конкурентов в других странах, а
именно:
• динамика и структура спроса на нефтепродукты, сжиженные газы, нефтехимическое
сырье; соотношения спроса и предложения, ограничения по поставкам нефти, ее
качество, динамика цен на нефть и нефтепродукты;
• дерегулирование рынка нефтепродуктов, развитие «спотовой» торговли
нефтепродуктами;
• общенациональная политика энергосбережения;
• необходимость придания технологическим схемам действующих и вновь вводимых
предприятий и установок по переработке нефти гибкости, возможности оперативно
откликаться на изменения конъюнктуры на энергетическом рынке;
• достижение безопасности, простоты управления, комфортности управления на НПЗ,
налаживание связей администрации нефтеперерабатывающих компаний с
общественностью; повышение прибыльности производства и сбыта нефтепродуктов. В
течение последних лет спрос на нефтепродукты в Японии остановился на уровне 240 млн
т, однако в структуре потребления увеличивается доля светлых и сокращается доля
тяжелых котельных топлив.
В период до 2010 г. потребность в светлых нефтепродуктах в Японии будет расти
постоянно на уровне 1,7% в год. Этот показатель заметно уступает прогнозным показателям
роста спроса на автобензин в Азиатско-Тихоокеанском регионе в период 1991–2000 гг. –
3,9% в год, а на дизельное топливо – 4,4% в год.
Небольшой, но устойчивый рост потребностей в моторных топливах в Японии является
одним из важнейших факторов развития ее нефтепереработки.
Наряду с ростом спроса на моторные топлива, ожидается стабилизация и, по-видимому,
сокращение спроса на котельное топливо.
344
Другой важной тенденцией развития нефтепереработки Японии является качество
поступаемой в страну нефти. В период до 2010 г. ожидается рост поставок из
ближневосточных стран нефти с повышенным содержанием серы. Если в начале 90-х годов
содержание серы в нефти, поступающей в Японию, составляло 1,2%, то к настоящему
времени оно превысило 1,8%, а к 201 Ог ожидается на уровне 2,0%. Повышение содержания
серы в нефти сопровождается также увеличением плотности нефти. Более плотная и
сернистая нефть создает массу трудностей при ее переработке и облагораживании тяжелых
остатков.
Между тем, требования к качеству моторных топлив и нефтепродуктов в Японии, как и
в других странах, ужесточаются. В частности, средний уровень октанового числа
автобензина составляет 92–93; содержание бензола не должно быть выше 2,6% об., серы – не
более 26 ppm. В ближайшем будущем содержание бензола в автобензине должно быть
понижено до 1% об., а октановое число увеличено с 93 пунктов до октанового числа
премиального бензина.
Содержание серы в дизельном топливе по японским нормам составляло не более 0,15%
вес, но уже в 1997 г. было снижено до 0,05% вес. Цетановое число составляет 59.
В 1998–1999 гг. многие спецификационные характеристики моторных топлив и
нефтепродуктов были ужесточены, причем это коснулось не только продукции НПЗ, но и
выбросов SO
2
, CO
2
, NO
x
с нефтеперерабатывающих заводов.
Приспособление японских нефтепромышленников к ужесточающимся требованиям по
охране окружающей среды, падению прибыльности и изменяющейся конъюнктуре в
структуре потребляемых нефтепродуктов предполагается осуществить на действующих
заводах за счет расширения мощностей каталитического крекинга, гидрокрекинга,
гидрообработки, а также других мероприятий, направленных на улучшение качества
выпускаемой продукции, удобства, безопасности эксплуатации, сокращения выбросов
загрязнителей, производимых НПЗ и уходящих с нефтепродуктами. Особое внимание на
действующих НПЗ должно быть уделено гидроочистке остаточных масел, отходов
гидрокрекинга и каталитического крекинга.
В аналитическом обзоре консалтинговой компании FACTS (г. Гонолулу) сообщается,
что нефтеперерабатывающие компании Японии добровольно и с опережением графика
вкладывают средства в модернизацию оборудования и внедрение технологий,
обеспечивающих снижение серы в моторном топливе до 10 ppm в 2007–2008 гг., причем в
большинстве случаев это делается с целью выживания бизнеса, а не извлечения большой
прибыли, так как инвестиции в природоохранные мероприятия не дают краткосрочные
дивиденды [296].
В 2005 г. официально разрешенное содержание серы в автобензине составляет 30–50
ppm, давление насыщенных 72 Мпа, содержание ароматики 25–47%, бензола 1%, олефинов
33%, кислорода 1,3%. В 2007–2008 гг. содержание серы должно быть снижено до 10 ppm.
В Японии на долю премиального бензина (октановое число 100) приходится 19% от
общего выпуска бензина. Отметим, что доля премиальных бензинов является ключевым
фактором, определяющим прибыли нефтяных компаний, поскольку цена на премиальный
бензин не менее чем на 10 иен/л дороже чем цена на регулярный бензин (октановое число –
90). Премиальный бензин с содержанием серы 10 ppm поставляется в зоны мегаполисов
Токио, Нагоя, Осака. Регулярный бензин с содержанием серы 30–50 ppm, и даже 100 ppm
поставляется на АЗС и пользуется спросом у потребителей, не желающих платить
дополнительную цену.
Японским нефтепереработчикам достаточно трудно обеспечивать выпуск автобензина
с содержанием серы 30 ppm и ниже, поскольку основным компонентом бензина является
тяжелый бензин каталитического крекинга. На ряде заводов, что характерно именно для
Японии, пытаются решать проблему уменьшения содержания серы в бензине путем
гидроочистки бензина, а не сырья каталитического крекинга, как в ряде других стран.
Снижение содержания серы в дизельном топливе в Японии до уровня 50 ppm было
345
достигнуто в апреле 2003 г. с опережением намеченных сроков на полтора года. Готовится
переход на содержание серы в дизтопливе на уровне 10 ppm, причем на большинстве НПЗ
эта проблема решается путем реконструкции и только на нескольких заводах планируется
ввод новых установок. По оценкам экспертов строительство установки гидроочистки для
получения ультрачистого дизельного топлива обойдется владельцам НПЗ в 3–10 млрд иен
(25–82 млн долл.) [296].
И все же истинно японский взгляд на проблему развития нефтеперерабатывающей
промышленности в свете более жестких требований по охране окружающей среды
заключается в разработке проекта НПЗ XXI века (REF-21), проекта, вобравшего в себя
научно-технические достижения в области технологии нефтепереработки и охраны среды, а
также воплощающего идеи интеграции переработки нефти, производства электроэнергии,
выпуска нефтехимической продукции и принципа энергосбережения [297].
В Японии разработана интегрированная схема многоотраслевого комплекса,
включающего в свой состав нефтепереработку, генерацию электроэнергии и производство
материалов (цемента, алюминия, метанола, удобрений) [298]. Комплекс подобного типа
(называемый авторами MIX) может состоять из НПЗ простой конфигурации (1,75 млн т/год),
электростанции (400 Мвт) с газотурбинным генератором и цементного завода (1 млн т/год).
На его сооружение потребуется 640 млн долл., а внутрення норма доходности составит 15%.
При раздельном функционировании объектов инвестиции составят 780 млн долл., а
внутренняя норма доходности – 11%.
4.4.3. Нефтеперерабатывающая промышленность «азиатских тигров»
Наиболее мощной нефтеперерабатывающей промышленностью среди «азиатских
тигров» обладает Южная Корея. На 1.01.2006 г. мощность 6 южнокорейских НПЗ достигла
128 млн т, средняя мощность весьма высока – 21,5 млн т/год. Глубина переработки в Ю.
Корее невысокая: доля четырех ведущих процессов (каталитический крекинг, риформинг,
гидрокрекинг, алкилирование) составляет 21,3%; доля гидроочистки – 41,5% от мощности по
первичной перегонке. Степень комплексности (сложности) нефтепереработки в Ю. Корее
также невысока – индекс Нельсона составляет около 4,0. Тем не менее южнокорейская
нефтеперерабатывающая промышленность является наиболее прибыльной в регионе:
прибыль в 1996–1997 гг. составляла 2,25 долл/барр, в 1998 г. возросла до 8 долл/барр, а в
1999 г. составила 5 долл/барр [299].
Высокой прибыльности южнокорейской нефтепереработки способствовали следующие
факторы: крупные единичные мощности, дающие эффект «масштаба»; олигополистический
характер рынка нефтепродуктов; слияния и альянсы; меры правительства по регулированию
цен на нефть и нефтепродукты; привлечение иностранных инвестиций; практическое
отсутствие внешней конкуренции.
Мощности по переработке нефти в Южной Корее существенно превосходили объем
потребления нефтепродуктов в стране, составивший в 1998 г. 101,3 млн т [264], а в 2004 г. –
100 млн т [294].
Олигополистическая структура нефтеперерабатывающей промышленности и рынка
нефтепродуктов в Южной Корее складывается из участия четырех крупных промышленных
групп (Hyundai, LG-Caltex, S-Oil Corp., SK Corp.).
Одна из наиболее крупных южнокорейских промышленных компаний Hyundai, точнее
ее нефтеперерабатывающее отделение Hyundai Oil Co. объединилась с компанией Hanwha
Energy Co Ltd; лидер южнокорейской нефтепереработки компания SK Corp. (Yukong Ltd)
заключила соглашение об альянсе с государственной компанией Саудовской Аравии Saudi
Aramco. В свою очередь Saudi Aramco имеет 35% акций компании S-Oil Corp., филиала
цементного гиганта Ssangyong Cement. Активным инвестором южнокорейской
нефтеперерабатывающей промышленности является французский банк Paribas,
инвестиционная компания International Petroleum Investment Со из Объединенных Арабских
Эмиратов (ОАЭ) и др.
346
Среди 20 крупнейших НПЗ мира 3 корейских завода: компании SK Corp. в г. Ульсане
(2-е место), LG-Caltex в Йосу (4-е место) и S-Oil Corp. В Онсане (8-е место). В 2005–2006 гг.
должно быть закончено проектирование новых установок гидроочистки и алкилирования на
заводе в Йосу, гидроочистки и риформинга в Ульсане.
Правительственная политика в отношении внутренних цен на нефть и нефтепродукты
направлена не на прямое регулирование цен, а на изменение налоговых ставок.
Благоприятным фактором является также практическое отсутствие внешней
конкуренции на южнокорейском рынке нефтепродуктов. Здесь, кроме поставок
относительно недорогих нефтепродуктов из Китая, других внешних конкурентов замечено
не было.
Несмотря на финансовый кризис и девальвацию национальной валюты вона в 1997–
1998 гг., спрос на нефтепродукты, начиная с середины 1999 г., постоянно растет, что
особенно важно для снятия пресса избытка нефтеперерабатывающих мощностей.
Нефтеперерабатывающая промышленность Сингапура развивалась в 90-е гг.
достаточно динамично: мощности по переработке нефти в 1990 г. составили 50 млн т/год,
1995 г. – 63,7 млн т/год, 1998 г. – 62,8 млн т/год, 2002 г. – 62,9 млн т/год, 2005 г. – 66,8 млн
т/год. Два сингапурских НПЗ принадлежат транснациональным нефтяным корпорациям
Exxon, Mobil, Shell, один – сингапурской компании Singapore Petroleum Co. Ltd. [232].
Глубина переработки нефти в Сингапуре невысокая: удельный вес четырех ведущих
процессов (каталитический крекинг, риформинг, гидрокрекинг, алкилирование) составляет
лишь 23,7% по отношению к прямой перегонке, а доля процессов гидроочистки – 43,8%. В
последние годы (1998–2005 гг.) о новых новостройках в Сингапуре ничего не было
объявлено.
Мощности 4-х нефтеперерабатывающих заводов Таиланда на 1.1.2006 г. составляли
35,2 млн т/год [234]. Наиболее крупным является завод в г. Районг, принадлежащий
транснациональной нефтяной корпорации Royal Dutch/Shell (64% акций) и таиландской
государственной нефтяной компании Petroleum Authority of Thailand (36% акций). Было
объявлено о введении нового НПЗ в окрестностях г. Районг, строительство которого
осуществляет компания Star Petroleum Refining Со, являющаяся совместным предприятием
(Caltex – 64%, Petroleum Authority of Thailand – 36%), однако в конце 2002 г. завод еще не
начал работать. Намеченное объединение обоих заводов в Районге позволит, по расчетам
экспертам, увеличить прибыль с современного уровня 0,5 долл/барр до 2,5 долл/барр. В
конце 2006 г. должны быть закончены проектные работы по созданию крупного
производства ароматических углеводородов в г. Рейонг.
Мощности четырех НПЗ на о. Тайвань составляли на 1.1.2006 г. 61,0 млн т/год. Три
завода принадлежат государственной нефтяной компании Chinese Petroleum Corp., а один –
компании Formosa Petrochemical Co. Глубина переработки здесь невысокая: доля четырех
ведущих процессов (каталитический крекинг, риформинг, гидрокрекинг, алкилирование)
достигает 26,7%, процессов гидроочистки – 40,8% от мощностей по первичной переработке
нефти. На действующих заводах намечено ввести ряд новых установок, однако основной
прирост мощностей и углубление переработки связаны с новым НПЗ компании Formosa
Petrochemical Corp. в г. Майляо, находящемся в 150 км юго-западнее столицы острова Тайбея
[300].
Планируемая мощность НПЗ – 22,5 млн т/год, но пока введено 7,5 млн т/год..
Строительство осуществляется в три стадии. Первая стадия была завершена в конце 1999 г.,
строительство второй и третьей было намечено на начало третьего тысячелетия. В число
установок, реализованных в составе 1-ой фазы, вошли, кроме блока прямой перегонки:
установка гидроочистки средних дистиллятов – 3,15 млн т/год, гидроочистки тяжелых
остатков – 3,5 млн т/год, каталитического крекинга – 3,65 млн т/год, производство водорода
– 290 тыс. т/год, МТБЭ – 225 тыс. т/год. В составе 2-ой фазы должны были войти установки:
вакуумной дистилляции – 4 млн т/год, гидродесульфуризации вакуум-газойля – 2,6 млн
т/год, замедленного коксования – 1,8 млн т/год. В составе 3-ей фазы была намечена
347
установка алкилирования мощностью 0,75 млн т/год. Общая стоимость проекта, в состав
которого, кроме НПЗ с его инженерной инфраструктурой, должны войти также
электростанция и новый морской порт, составляет 2,9 млрд долл. Коэффициент сложности
(комплексности) строящегося НПЗ 6,0, что выше аналогичных показателей действующих
НПЗ. Среди лицензиаров технологических установок – лучшие мировые компании.
Экологические характеристики получаемых нефтепродуктов и нормативы эмиссии
находятся на уровне современных мировых стандартов.
Об еще более грандиозном проекте было объявлено компанией Formosa Petrochemical
Co., которая намерена в 2010 г. ввести новый гигантский НПЗ в г. Юньлин. Объявленная
стоимость проекта – 3,72 млрд долл. [245].
Мощности нефтеперерабатывающей промышленности Малайзии достигли к 1.1.2006
г. 27,2 млн т/год. Глубина переработки невысока: доля четырех ведущих процессов
(каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, алкилирования) – 22,6%,
гидроочистки – 39,0% от мощностей по прямой перегонке нефти. Средняя мощность 6 НПЗ в
Малайзии также невысока – 4,5 млн т/год. В Малайзии недавно завершено строительство
еще одного НПЗ в г. Малакка. Строительство вела государственная нефтяная компания
Petronas. Мощность НПЗ – 6,3 млн т/год; в состав НПЗ входят установки (млн т/год):
вакуумной дистилляции – 3,1; каталитического риформинга – 1,3; замедленного коксования
– 1,05; гидрокрекинга – 1,42; изомеризации – 0,45; гидроочистки легкой нафты – 0,75;
гидроочистки керосина – 0,65; гидроочистки дизельных фракций – 1,75; получения серы –
0,073. Выход целевых продуктов НПЗ составляет (млн т/год): бензина – 1,48, керосина – 0,31,
дизельного топлива – 2,46, котельного топлива – 0,46, сжиженных газов – 0,15, асфальта –
0,16, серы – 0,073. Планируется также введение новой установки по производству масел.
Октановое число получаемого на НПЗ неэтилированного бензина – 97 пунктов по
исследовательскому методу, содержание серы в дизельном топливе, предназначенном для
экспорта, – 0,015%, для внутреннего потребления – 0,05%. Котельное топливо, получаемое
на НПЗ, двух сортов: низкосернистое и высокосернистое.
Транснациональная корпорация Royal Dutch/Shell, владеющая двумя НПЗ в Малайзии,
намерена продать акции завода в Лутонге с тем, чтобы сконцентрировать свою деятельность
на недавно реконструированном заводе в Порт-Диксоне.
Среди стран Азиатско-Тихоокеанского региона, имеющих развитую нефтепереработку,
стоит отметить Индонезию. Мощности 8 НПЗ Индонезии на 1.1.2006 г. составили 49,6
млн.т/год, причем все они принадлежат государственной компании Pertamina. Глубина
переработки индонезийской нефтепереработки невелика: доля четырех ведущих процессов
(каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг, алкилирование)
составила 31,3%. Компания Pertamina намеревается расширить НПЗ в г. Балонган на о.
Калимантан. Осуществляются инжиниринговые работы по установке гидроочистки
мощностью 2,6 млн т/год, каталитического риформинга – 1,25 тыс т/год и изомеризации – 0,9
млн т/год. Все установки будут использовать технологии американской компании UOP. Пуск
был намечен на 2003 г. [244]. Стоимость установки гидроочистки – 15 млн долл. Однако
пока намеченный проект не реализован. Среди других намеченных проектов – предложение
индонезийской компании Jambi Refining Co. о создании нового НПЗ мощностью 5 млн т/год.
4.4.4. Нефтеперерабатывающая промышленность Китая и Индии
К азиатским гигантам относятся Китай и Индия, где население в каждой из стран
превысило миллиард человек, а также Австралия, население которой относительно невелико,
но которая по территории занимает целый континент.
В Китае нефтеперерабатывающая промышленность находится в руках двух
государственных компаний Sinopec и China National Petroleum Corp. (CNPC), причем в
рейтинге ведущих нефтяных компаний в области нефтепереработки Sinopec занимала в 2005
г. 4-е место, a CNPC – 9-е место. Небольшой НПЗ в г. Далян имеет компания West Pacific
Petrochemical. Динамика роста мощностей, объемов переработки нефти и потребления
348
нефтепродуктов в Китае приведены в табл.4.52. В настоящее время (на 1.1.2006 г.) в Китае
работают 51 НПЗ.
Таблица 4.52
Мощности по переработке нефти, объемы переработки нефти и потребления нефтепродуктов в Китае в 90-е
годы и 2000–2005 гг.[ 6, 234, 301]
Показатели 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2002 2005
Мощности, млн
т/год
144,5 144,5 152,5 166,8 178,3 200,8 211,2 229,0 251,0 262,2 279,5 287,2 329,4
Объем перера-
ботки, млн т
107,8 114,0 121,2 128,5 127,5 135,5 142,5 154,3 161,0 183,6 209,6 220,5 287,4
Степень
использования
мощностей, %
74,6 78,9 79,5 77,0 71,5 67,5 67,5 67,4 64,1 70,0 75,0 76,8 87,2
Потребление
нефтепродуктов,
млн т/год
110,3 118,0 129,1 140,4 149,6 160,6 174,4 185,6 190,2 200,0 225,0 268,1 349,4
Китай имеет наилучшие в Азиатско-Тихоокеанском регионе перспективы темпов роста
основных экономических показателей. В конце 90-х годов они составляли 7 % в год. В 1998
г. импорт нефти в страну составил 40 млн. т при потреблении около 200 млн. т, однако в
общей структуре топливно-энергетического баланса страны нефть составляет около 10%.
Согласно прогнозам экспертов импорт нефти для покрытия растущих потребностей
нефтепереработки может составить 50 млн т в год к 2020 г., однако уже в 2002 г. импорт
нефти в Китай достиг 69 млн т, а в 2005 г. – 127 млн т [6]. Китайское правительство с целью
стимулирования собственной добычи и как реакция на рост цен с сентября 1999 г.
установило квоту на импорт нефти и нефтепродуктов. Эта мера принята для поддержания
отечественных нефтепереработчиков, не способных выдержать конкуренцию с
иностранными поставщиками нефтепродуктов.
Темп роста потребления нефтепродуктов в Китае в период 1990–1998 гг. составил 7%,
что отражает динамическую стратегию развития экономики Китая. Особенно энергичным
был ввод новых мощностей в период 1997–1998 гг. Это обеспечило рост спроса в 1992–2002
г. на 6,6% в год, а в 2003–2005 гг. – 9,6% в год. Оценка реальности ввода новых мощностей
повлияла на разницу в показателях суммарных мощностей китайской
нефтеперерабатывающей промышленности по источникам [6] и [234]. Согласно данным
журнала Oil and Gas Journal, мощности китайских НПЗ на 1.1.2006 г. составляли 312,3 млн
т/год, средняя мощность НПЗ 6,1 млн т/год, доля углубляющих процессов (каталитического
крекинга, риформинга, гидрокрекинга, алкилирования) – 13,0% к мощности по прямой
перегонке нефти. Китайская нефтеперерабатывающая промышленность имеет низкий
показатель комплексности (сложности) – 3,34. Самый мощный НПЗ Китая находится в
Женхае (20,1 млн т/год). 7 НПЗ Китая из 51 имеют мощность более 10 млн т/год.
В период 2002–2005 гг. введены новые НПЗ: независимая компания Concord Oil and
Petrochemicals Ltd ввела завод мощностью 16,0 млн т/год в Нинбо (пров. Чжецзян), а
компания CNPC совместно с итальянской компанией AGIP Petroli – завод мощностью 6,0
млн т/год в Лингао (пров. Хайнань) [245].
Компания Guangzhou Petrochemical Corp. (дочерняя от Sinopec) расширила в г.
Гуанчжоу (пров. Гуандун) НПЗ на 2,3 млн т/год, в т.ч. создала три установки гидроочистки
мощностью 1 млн т/год каждая, а также установки каталитического риформинга мощностью
0,9 млн т/год. В этой же провинции создан еще один НПЗ в г. Маомин мощностью 6,6 млн
т/год [262].
В Китае в области добычи и транспортировки нефти доминируют три государствнные
компании Sinopec, China National Petroleum Co. (CNPC) и China National Offshote Oil Corp.
(CNOOC), интересы и доходы которых распределялись по географическому признаку. К
1998 г. доходы Sinopec составляли 72%, SNPC – 16%, остальные имели 12%. Однако
нефтеперерабатывающие мощности в большей своей части находились под контролем
349
Sinopec. Существовало большое количество малых НПЗ. Такие факторы, как дисбаланс
нефтедобывающих и перерабатывающих мощностей в составе ведущих компаний, наличие
большого числа мелких малоэффективных НПЗ, а также существенное возрастание в
структуре импортируемой нефти ее более высокосернистых сортов, потребовали провести
реорганизацию нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности, что и было сделано в
1998 г.
Основными моментами реформы было перераспределение активов между компаниями;
модернизация, совершенствование и расширение действующих мощностей, приспособление
их к возможности перерабатывать более сернистую ближневосточную нефть, доля которой
постоянно возрастает; учет ужесточающихся требований к охране окружающей среды;
вывод из эксплуатации небольших и малорентабельных НПЗ. Перераспределение активов
привело не только к изменению структуры доходов (доля доходов Sinopec составила 53%,
CNPC – 40%, прочих 7%), но и улучшилось снабжение НПЗ нефтью.
Список новостроек в китайской нефтеперерабатывающей промышленности, ежегодно
публикуемый журналом Oil and Gas Journal, весьма внушительный [245]. На период 2005–
2008 гг. намечено 25 проектов на 18 НПЗ. Наибольшее число проектируемых новых
установок – это гидроочистка (6 проектов), гидрокрекинг (5), риформинг (4), производство
водорода (3), замедленное коксование (2). Намечено создание трех новых НПЗ: компании
CNOOC в Хичжоу мощностью 12,3 млн т/год стоимостью 2,1 млрд долл. (план ввода 2008
г.); компанией Sinopec в Циндао мощностью 10,3 млн т/год стоимостью 1,2 млрд долл. (план
ввода 2007 г.); компанией Fujian Petrochemical совместно с Exxon Mobil Corp. и Saudi Aramco
в Гуанчжоу мощностью 8,0 млн т/год стоимостью 3,5 млрд долл. (план ввода в 2008 г.).
Китайская нефтеперерабатывающая промышленность имеет несколько характерных
признаков:
• незначительная доля крекинг-процессов (9,4% от первичной перегонки). Это ниже, чем в
Японии (18,8%), чем в среднем по региону (16,6%) и особенно США (33,3%). Развитие
крекинг-процессов, в первую очередь, каталитического крекинга имеет в Китае давнюю
историю и обусловлена структурой спроса и переработкой отечественной нефти; отметим
также, что в области каталитического крекинга и крекинга тяжелых остатков Китай имеет
собственные технологические разработки;
• невысокая доля процесса каталитического риформинга – 2,5% к прямой перегонке, что
значительно ниже, чем по региону (9,8%) и тем более в Японии – 14,4% и США – 20,5%.
• доля использования мощностей в Китае мала: в середине 90-х годов она составляла 65%,
в 1999 г. поднялась до 70%, 2000 г. – до 75%, 2002 г. – до 77% и только в 2005 г. – до
приемлемого уровня в 87%.
• китайская нефтеперерабатывающая промышленность в основном ориентирована на
переработку малосернистой нефти; высокосернистая нефть может перерабатываться
только на модернизированных действующих и на новых НПЗ.
Это обстоятельство отличает китайскую переработку нефти от аналогичной отрасли в
Японии, Южной Корее и на о. Тайвань. Последнее обстоятельство имеет чрезвычайно
важное значение, поскольку большинство стран региона являются крупнейшими
потребителями высокосернистой ближневосточной нефти. Пока в Китае имеются мощности
по переработке сернистой нефти в объеме 35 млн т/год, в т.ч. для высокосернистых (> 1,5%
вес. серы) – 28 млн.т/год. Компания Sinopec планирует ввести в строй не менее 50 млн т/год
мощностей по переработке высокосернистой нефти. Намечен также рост мощностей
гидроочистки. Несмотря на дороговизну в Китае все же были построены мощности по
процессу каталитического гидрокрекинга (6,4 млн т/год). Мощности по гидрообессериванию
тяжелых остатков в Китае развиты слабо. Китай является вторым после Японии по
масштабам потребления нефтепродуктов в регионе, но заметно обгоняет многие страны мира
по темпам прироста потребления.
В период 1985–1990 гг. темп роста потребления нефтепродуктов в Китае был на уровне
4,1%, в 1991–2000 гг. – 8,6%, в 2001–2005 гг. – 9,4%. На период 2006–2015 гг. ожидается на
350
уровне 7,6% [295, 301]. В период 1985–1990 гг. Китай был нетто-экспортером
нефтепродуктов, но благодаря быстрому росту спроса в 90-е годы превратился в нетто-
импортера.
Китаю необходима долгосрочная программа расширения и реконструкции
нефтеперерабатывающей промышленности. Но главным фактором этого является не
дефицит мощностей по первичной переработке нефти, их в Китае хватает, а необходимость
увеличить масштабы переработки высокосернистой нефти и улучшения качества
нефтепродуктов. В 2000 г. Китай импортировал из стран Ближнего Востока 36 млн т нефти.
По прогнозу экспертов объем импорта ближневосточной нефти в Китай должен был
составить в 2005 г. 50 млн т, 2010 г. – 80 млн т, 2015 г. – 105 млн т, однако фактически
импорт нефти из стран ближневосточного региона уже превысил намечаемые на 2005 г.
прогнозы.
Китайские государственные компании CNPC и Sinopec планировали до 2005 г. ввести
дополнительные мощности по переработке нефти в объеме 35 млн т/год и предполагалось,
что если все планы будут реализованы, мощности по переработке нефти в Китае составят в
2005 г. 310 млн т/год, в 2010 г. – 360 млн т/год, 2015 г. – 390 млн т/год. Фактически
мощности на конец 2005 г. (312 млн т/год) оказались выше, чем по прогнозу. Нетто-импорт
нефтепродуктов в 2010 г. не превысит 25 млн т, но все же будет выше по сравнению с
аналогичным показателем 2000 г. (14,1 млн т). За счет роста производства нефтепродуктов
(хотя и отстающего от роста спроса) в структуре импорта доля нефти будет возрастать, а
нефтепродуктов – уменьшаться.
Большие планы имеет нефтеперерабатывающая промышленность Индии. В настоящее
время (на 1.1.2006 г.) мощность 17 индийских НПЗ достигла 112,7 млн т/год. Глубина
переработки на НПЗ Индии низкая: доля четырех углубляющих процессов составляет лишь
17,4, а гидроочистки – 10,0% от мощности по первичной перегонке нефти [232–234].
Коэффициент комплексности (сложности) на НПЗ Индии также очень низок – порядка 3. Все
надежды на улучшение технико-экономических показателей индийской
нефтеперерабатывающей промышленности связывают с намеченным строительством новых
НПЗ.
В период 1998–2000 гг. были намечены проекты нового строительства и расширения
мощностей действующих НПЗ. Среди новых проектов: 1) завод компании Bharat Oman
Refining Ltd (совместное предприятие Bharat Petroleum и Oman Oil Co) – мощность 6,0 млн
т/год, дислокация г. Бина (шт. Мадхья-Прадеш); 2) завод компании Essar Oil Ltd (при
участии Saudi Aramco) – мощностью 10,5 млн т/год, дислокация – г. Вадинар (шт. Гуджарат);
3) завод компании Hindustan Petroleum Corp. (совместно с Saudi Aramco) – мощностью 6,0
млн т/год, дислокация – г. Бхатинда (шт. Андхра – Прадеш), ориентировочной стоимостью
2,5 млрд долл; 4) завод компании Indian Oil Corp. (совместно с Kuweit Petroleum Corp.)
мощностью 1,4 млн т/год, дислокация г. Халдия; 5) завод компании Madras Refineries Ltd.,
мощностью 3,0 млн т/год, стоимостью 485 млн долл; 6) завод компании Mangalore Refining
and Petrochemical (совместно с Kuweit Petroleum Corp., Saudi Aramco, Oman Oil Co, India Oil
Co, Hindustan Petroleum Corp.) мощностью 9,0 млн т/год, дислокация – г. Мангапур (шт,
Майсур); 7) Pennar Refineries Ltd., мощностью 6,0 млн т/год, дислокация г. Худдалур (шт.
Майсур).
Планировали создание новых НПЗ компании Kochi Refinery Ltd в г. Амбаламугал (6
млн т/год, ввод 2004 г.); Nagarjuna в г. Куддалор (6,2 млн т/год, ввод 2002 г.); Reliance
Industries Ltd. в г. Джамнагар (29,6 млн т/год). Компания Indian Oil Corp. заканчивает
строительство завода мощностью 9 млн т/год в г. Парадин [228].
Современное состояние объявленных проектов следующее [302]. Три проекта
реализованы. Это завод компании Reliance Petroleum Ltd. в г. Джамнагар, шт. Гуджарат. Во
время строительства первоначальные планы менялись, поэтому современная мощность НПЗ
составляет 27,0 млн т/год. Были введены в эксплуатацию заводы компании Indian Oil Corp. в
г. Памипат, шт. Арайяна мощностью 6 млн т/год и компании Numaligarh Refinery Ltd.