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 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 перера­ботки, 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

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 2005­2008 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 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.

(филиал Bharat Petroleum) в г. Голагхат, шт. Ассам мощностью 3 млн т/год.

Ряд проектов сдвинуты на более поздние сроки. Компания Essar Oil Ltd. планировала ввод нового НПЗ мощностью 10,5 млн т/год в г. Вадинар близ Джамнагара, шт Гуджарат в конце 2001 г. (первоначально планировался ввод в 1998 г., затем был перенесен на 1999 г.). Часть акций этого предприятия предполагает купить Oman Oil Co. Однако проект пока не реализован.

Компания Bharat Petroleum Corp. Ltd. намечала ввод своего НПЗ мощностью 7 млн т/год в г. Султанпур, шт. Уттар-Прадеш в 2002 г. Проект пока не реализован. Отметим, что один из участников этого проекта компания Shell вышла из него еще в 1998 г.. Второй проект этой компании - НПЗ мощностью 6 млн т/год в г. Бина, шт. Мадхья-Прадеш был отложен на более поздний срок - 2004 г.. Из этого проекта вышла компания Oman Oil Co.

Компания Nagarjuna Oil Corp. планировала ввести НПЗ мощностью 5 млн т/год в г. Куддалор, шт. Тамил Наду в 2002 г. Проект еще не реализован. Отметим, что первоначально этот проект планировался компанией Shell в немецком городе Вёрт. Акции этого предприятия предполагает приобрести компания Indian Oil Corp. В свою очередь, компания Indian Oil Corp. отодвинула на 2004 г. реализацию проекта НПЗ мощностью 9 млн т/год в г. Пародии (шт. Орисса). Первоначально в состав консорциума, реализующего проект, входила компания Kuweit Petroleum Corp., но вышла из него в 1999 г. Этот проект также пока не реализован.

Компания Hindustan Petroleum Corp. также на более поздний срок (2004 г.) перенесла ввод НПЗ мощностью 9 млн т/год в г. Бхатинда (шт.Пенджаб). Акции этого предприятия предполагают купить компании Exxon Mobil Corp., Saudi Aramco и Total-Fina-Elf. Отложены проекты НПЗ компаний Hundustan Petroleum Corp. Ltd мощностью 6 млн т/год в Ратнагине (шт. Махараштра) и компании Indian Oil Corp. мощностью 8 млн т/год в Нагапаттинаме (шт. Тамил Наду).

Из перечисленных планов создания новых НПЗ к 1.1.2006 г. были реализованы проекты сооружения заводов компаний Mangalore Refinery в Мангануре (9,0 млн т/год), Kochi Refinery в Амбаламугале (7,6 млн т/год). Но все же выдающимся достижением индийской нефтеперерабатывающей промышленности следует считать ввод гигантского НПЗ компании Reliance Petroleum Ltd. в Джамнагаре (33 млн т/год).

Кроме строительства новых осуществляется модернизация и расширение действующих НПЗ. Компания Indian Oil Corp. в 2002 г. расширила мощности своего НПЗ в г. Койяли (шт. Гуджарат) с 6,9 до 9 млн т/год; компания Kochi Refineries расширила в 2003 г. НПЗ в г. Амбаламугал (шт. Керала) с 3,8 до 7,6 млн т/год; компания Chennai Refineries Ltd. в 2005 г. расширит завод близ Мадраса с 3,2 до 4,8 млн т/год (этот завод уже сейчас снабжает нефтепродуктами Южную Индию); компания Indian Oil Corp. строит: завод в Панипате (шт. Арайяна), пуск в 2005 г., а также увеличила мощность завода в г. Барауни (шт. Бихар) с 2,1 до 3,3 млн т/год [302].

Пуск завода - совместного предприятия индийской компании Bharat и оманской Oman Petroleum в г. Бине перенесен на 2007 г. Намечены реконструкции заводов компаний Hindustan Petroleum в Момбае и Визакапатнаме и Indian Oil Corp. Ltd. в Халдии, Панипате и Парадипе, а также компании Numaligarh Refinery в Ассаме.

Инвестиции в реконструкцию действующих и строительство новых НПЗ оценивались в 7-14 млрд долл. Ряд новых индийских НПЗ сооружают в комбинации с электростанциями, энергоносителем для которых является продукт газификации тяжелых остатков [303]. Обращает на себя внимание широкое участие в проектах индийских НПЗ нефтяных компаний ближневосточных стран, основных поставщиков нефти на индийские заводы. Практически во все технологические схемы вновь создаваемых, а также действующих НПЗ в Индии включены установки гидроочистки. В Индии с 1 апреля 1999 г. содержание серы в дизельном топливе снижено до 0,25% (раньше был 1,0%). Однако не следует упускать из вида, что по международным стандартам содержание серы в дизельном топливе не должно превышать 0,05%; для индийских НПЗ это пока недостижимо.

Потребление нефтепродуктов в Индии в 2004 г. превысило 100 млн т, в т.ч. доля бензина составила 40%, средних дистиллатов - 20%, котельного топлива - 15%, прочих нефтепродуктов - 25%.

В данный параграф включен также обзор нефтеперерабатывающей промышленности Австралии, которую по численности населения к гигантам никак не отнесешь, но поскольку эта страна занимает целый континент, по размеру территории ее можно зачислить в разряд гигантов.

Нефтеперерабатывающая промышленность Австралии достигла к 1.1.2006 г. суммарной мощности 35,0 млн т/год. Средняя мощность семи австралийских НПЗ - 5,0 млн т/год. По технологическому уровню близка к нефтепереработке Великобритании: удельный вес четырех углубляющих процессов (каталитический крекинг, риформинг, гидрокрекинг, алкилирование) - 61,5%, гидроочистки - 46,4%, коэффициент сложности (комплексности) - 6,5. Одна из крупнейших нефтеперерабатывающих компаний Австралии BP Australia Ltd. реконструирует свой НПЗ близ Брисбейна в юго-восточной части страны. Проект поддержан правительством, необходимые средства (250 млн долларов) выделяет компания BP Australia Ltd. В ближайшее время ожидается объединение НПЗ компании Mobil Oil Australia в Аделаиде и компании Shell Refining (Australia) pty в Сиднее и Гилонге, что позволит увеличить прибыль нефтепереработчиков, испытывающих серьезную конкуренцию со стороны импортеров автобензина. В перспективе ожидается рост мощностей НПЗ до 50 млн т/год и существенное улучшение качества нефтепродуктов.

Кроме собственного континента австралийские компании простирают свои взоры и на соседние страны. В частности, австралийская компания Inter Oil Corp. планирует строительство НПЗ в Папуа - Новой Гвинее, стране, с которой в конце XIX века близко познакомился русский путешественник Н.Н.Миклухо-Маклай и никого, кроме дикарей, не встретил. Строительство НПЗ планируется в местечке Нэпа Нэпа на западном побережье страны близ порта Морсби Харбор [304]. Завод мощностью 1,6 млн т/год, включающий в свой состав установки риформинга, газоразделения, смешения для получения товарных бензинов, предполагалось ввести в эксплуатацию во второй половине 2002 г. Однако к 1.1.2006 г. завод не был введен. Товарная продукция завода (сжиженный газ, нафта, бензин, керосин, дизельное топливо, флотский мазут) после ввода НПЗ будет использоваться для собственных нужд и экспорта.