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.

Среди 20 крупнейших НПЗ мира 3 корейских завода: компании SK Corp. в г. Ульсане (2-е место), LG-Caltex в Иосу (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 Иосу, 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 1997­1998 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 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.