Rafineria Jesiotra

Rafineria Jesiotra
Kraj Kanada
Województwo Alberta
Miasto Redwater, Alberta
Współrzędne
Szczegóły rafinerii
Operator Partnerstwo North West Redwater (NWRP)
Właściciel(e)
Kanadyjskie zasoby naturalne 50% North West Refining Inc. 50%
Upoważniony 2012
Pojemność 80 000 bbl/d (13 000 m3 / d)
Liczba pracowników 400

Rafineria Sturgeon to także rafineria NWR Sturgeon Refinery o wydajności 80 000 bbl/d (13 000 m 3 /d) — zbudowana i obsługiwana przez North West Redwater Partnership (NWRP) w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego z rządem prowincji Alberta. Znajduje się w Sturgeon County na północny wschód od Edmonton , Alberta , w Alberta's Industrial Heartland . premiera Jasona Kenneya ogłosiła 6 lipca 2021 r., że prowincja Alberta nabyła udziały kapitałowe NWRP, stanowiące 50% projektu o wartości 10 miliardów dolarów, a pozostałe 50% należy do Canadian Natural Resources .

Własność i organizacja

Rafineria Sturgeon jest własnością i jest zarządzana przez Canadian Natural Resources Ltd. oraz rząd Alberty. 6 lipca 2021 r. Premier Jason Kenney ogłosił, że prowincja Alberta nabyła 50% „udziałów kapitałowych” w rafinerii Sturgeon za pośrednictwem APMC, która jest obecnie właścicielem „udziałów należących wcześniej do North West Refining Inc z siedzibą w Calgary”. W artykule Financial Post opisującym przejęcie rafineria została opisana jako „przekroczona budżetem i opóźniona”.

Wcześniej struktura kontraktowa i właścicielska NWRP/rafinerii Sturgeon składała się z trzech głównych stron, które zawarły umowę o partnerstwie publiczno-prywatnym — Canadian Natural Resources, North West Refining Inc i korporacja rządu Alberty, Alberta Petroleum Marketing Commission (APMC). Zgodnie z ich umową, opisaną w raporcie Biura Audytora Generalnego Alberty z 2018 r., APMC, które jest odpowiedzialne za wdrażanie polityki Alberty dotyczącej bitumu Royalty-in-Kind (BRIK) i umów o przetwarzanie, ma finansowe zobowiązanie do dostarczać 75% surowca do rafinerii, brać na siebie 75% zobowiązania finansowania obowiązku opłat za przejazd oraz 75% długu podporządkowanego. Obowiązek uiszczania myta to opłata przetwórcza lub myto za każdą baryłkę bitumu rafinowanego. Obejmuje to opłatę operacyjną, opłatę za zadłużenie, opłatę za udziały kapitałowe i opłatę motywacyjną. Pierwotna ocena obejmowała pułap kosztów kapitałowych w wysokości 6,5 miliarda dolarów. W zamian APMC może pobierać bitumen Royalty-in-Kind (BRIK), gdy rafineria będzie w pełni operacyjna. Zgodnie z umową Canadian Natural Resources Partnership (CNR), która jest w 100% własnością Canadian Natural Resources Limited (CNRL) i która ma 50% udziałów w North West Redwater Partnership (NWRP), zapewnia 25% surowców i 25% opłat za przejazd obowiązek.

North West Refining Inc. jest właścicielem drugiej połowy North West Redwater Partnership (NWRP) poprzez dwie spółki zależne — North West Upgrading LP (NWU) i North West Phase One Inc. North West Redwater Holding Corporation i NWR Financing Company Lts mają po 100 % należący do North West Redwater Partnership (NWRP).

W raporcie Biura Audytora Generalnego Alberty z lutego 2018 r. Zatytułowanym „Zarządzanie przez APMC umową na przetwarzanie bitumu w rafinerii jesiotra” stwierdzono, że pierwotna umowa między rządem Alberty a North West Redwater Partnership (NWRP) doprowadziła do podjęcia przez prowincję na temat „wielu zagrożeń, tak jakby budowała rafinerię jako płatnik 75 procent opłat drogowych w tym układzie”. APMC dysponuje tylko jednym głosem reprezentującym 25% władzy decyzyjnej w spółce, podczas gdy dwie spółki prywatne posiadają łącznie 75% władzy decyzyjnej. Dla kontrastu, jeśli chodzi o opłaty za przejazd w wysokości 26 miliardów dolarów CDN, które mają zostać uiszczone w ciągu trzydziestu lat, APMC odpowiada za 75%, podczas gdy CNRL odpowiada za resztę. Ze względu na „bezwarunkowy charakter części dłużnej opłat za przejazd”, „znacząca część ryzyka została przeniesiona na prowincję”, kiedy APMC zawierała te umowy.

Raport AG opisał porozumienie między rządem prowincji Alberty a NWRP jako „wysokie korzyści” i „wysokie ryzyko” - „zobowiązanie rządu w wysokości 26 miliardów dolarów na dostawę surowca bitumicznego do rafinerii NWR Sturgeon w ciągu trzydziestu lat Kiedy Departament Energii i APMC uznały, że przyjmowanie asfaltu w naturze nie jest ani „praktyczne, ani opłacalne”, APMC zawarło umowy z dostawcami bitumu na dostarczenie 75% surowca w celu wypełnienia ich zobowiązania wobec rafinerii. W efekcie APMC kupuje bitum zamiast pobierać rzeczowe opłaty licencyjne.

Podczas budowy dyrektor generalny APMC i część personelu zarządzali samym kontraktem; NWRP, zatrudniająca 400 pracowników, nadzorowała samą budowę i „działania związane z zarządzaniem ryzykiem”.

Przemysłowe serce Alberty

Główny artykuł: Industrial Heartland Alberty

Witryna Alberta's Industrial Heartland Association z 2017 r. Wymieniła Sturgeon Refiner firmy NWRP jako jeden z głównych projektów energetycznych w Heartland - „największe kanadyjskie centrum przetwarzania węglowodorów” z ponad czterdziestoma firmami. Region geograficzny Heartland obejmuje 5 pięciu partnerów miejskich, miasto Fort Saskatchewan , hrabstwo Lamont , hrabstwo Strathcona , hrabstwo Sturgeon i miasto Edmonton .

Wychwytywanie i składowanie dwutlenku węgla (CCS)

Główny artykuł: wychwytywanie i składowanie dwutlenku węgla

Według Global News , 1,2 miliarda CDN, Alberta Carbon Trunk Line System (ACTL), 240-kilometrowy (150 mil) rurociąg CO2, który został uruchomiony 2 czerwca 2020 r., Jest częścią systemu rafinerii NWRP Sturgeon. ACTL jest „głównym projektem wychwytywania dwutlenku węgla” według NWRP i jest „największym systemem wychwytywania i składowania dwutlenku węgla w Albercie”. ACTL, który był częściowo finansowany z programów rządu federalnego i Rady Inwestycyjnej Kanadyjskiego Planu Emerytalnego (CPPIB), jest własnością i jest zarządzany przez Enhance Energy i Wolf Midstream. ACTL przechwytuje dwutlenek węgla z emiterów przemysłowych w regionie Industrial Heartland, takich jak rafineria Sturgeon, i transportuje go do „środkowej i południowej Alberty w celu bezpiecznego przechowywania” w „starzejących się zbiornikach” oraz w projektach ulepszonego wydobycia ropy naftowej (EOR).

Produkty

Według strony internetowej rafinerii NWR Sturgeon, operacje obejmują uszlachetnianie bitumu z piasków roponośnych Athabasca w olej napędowy o bardzo niskiej zawartości siarki . Inne produkty gotowe to „wysokiej jakości recyklingowane i produkowane rozcieńczalniki” stosowane w procesie wydobycia bitumu w Albercie, „czysta benzyna”, stosowana w „procesach petrochemicznych lub jako część produkowanego puli rozcieńczalników”, próżniowy olej gazowy „niskosiarkowy” ( VGO) ”, który może być wykorzystany jako „surowiec pośredni w rafineriach”, butan i propan .

Tło

W raporcie zleconym przez rząd Alberty z 18 września 2007 r., zatytułowanym „Nasz sprawiedliwy udział”, sporządzonym przez panel Alberta Royalty Review , stwierdzono, że stawki opłat licencyjnych i formuły bitumu „nie nadążają za zmianami w bazie zasobów i światowych rynkach energii” oraz jako W rezultacie mieszkańcy Alberty, którzy są właścicielami swoich zasobów naturalnych, nie otrzymywali „sprawiedliwego udziału” w rozwoju energetyki. W 2008 roku światowa cena ropy osiągnęła najwyższy w historii poziom 145 USD za baryłkę, ale później w 2008 roku, podczas kryzysu finansowego w latach 2007-2008, ceny ropy spadły do ​​32 USD za baryłkę, co spowodowało „anulowanie wielu projektów energetycznych” w Albercie.

zleciło ówczesne Progressive Conservative Association of Alberta Premier Ed Stelmach , rząd Alberty uchwalił nowe przepisy na mocy prowincjonalnej ustawy Alberta Mines and Minerals Act, które zostały określone w ramach Alberta Royalty Framework.

Ramy opłat licencyjnych Alberty z 2007 r. Wskazały na potrzebę opcji opłaty licencyjnej za bitum (BRIK), umożliwiającej rządowi wybór, w jaki sposób Korona może pobierać udziały w opłatach licencyjnych za bitum z „konwencjonalnej produkcji ropy naftowej” - w gotówce lub w naturze. Poprzez BRIK Korona mogłaby „strategicznie” wykorzystać swój udział w opłatach licencyjnych za bitum, aby „wzmocnić działania Alberty o wartości dodanej, takie jak modernizacja, rafinacja i rozwój petrochemiczny”, dla gospodarki Alberty oraz aby zabezpieczyć się przed ryzykiem na rynku towarowym . Zgodnie z nowymi formułami opłat licencyjnych rząd przewidywał dochody w wysokości 2 miliardów dolarów rocznie.

W dniu 21 lipca 2009 r. Samorząd województwa Stelmach wydał zapytanie ofertowe BRIK (RFP) w celu „zawarcia długoterminowej umowy na przetwarzanie lub zakup udziału w opłatach licencyjnych za bitum”.

Jedyną propozycją była propozycja przedstawiona przez North West Upgrading LP (NWU). Po otrzymaniu raportu od zespołu oceniającego propozycję NWU w kwietniu 2010 r., W którym ostrzegano, że umowa stanowi „nieproporcjonalne ryzyko” dla rządu Alberty, umowa NWRP i AMPC została podpisana w lutym 2011 r.

Prywatne konsorcjum North West Redwater Partnership (NWRP) zostało „wybrane do budowy i eksploatacji” rafinerii Sturgeon. Pierwotnie oszacowano koszty kapitałowe projektu na 5,7 miliarda dolarów. Do 2011 roku szacunki wzrosły do ​​6,5 miliarda dolarów.

W 2012 roku usankcjonowano budowę I ​​Fazy Rafinerii Jesiotra. W swoim ogłoszeniu NWRP powiedział, że rafineria ma zostać zbudowana, będzie własnością i będzie obsługiwana przez NWRP.

Pierwotnie ulepszacz Sturgeon miał być w pełni operacyjny do października 2016 r.

2014 APMC $ CDN 324 pożyczka dla NWRP

W styczniu 2014 r., za rządów ówczesnego premiera Jima Prentice'a , uchwalono ustawę o budowaniu nowych rynków ropy naftowej , zezwalającą Ministrowi Energii na udzielanie pożyczek projektom, takim jak rafineria Sturgeon należąca do NWRP. Kiedy APMC, NWU i CNRL osiągnęły zmienione porozumienie w kwietniu 2014 r., APMC udzielił NWRP pożyczki w wysokości 324 mln USD CDN.

Do maja 2017 roku przewidywany termin zakończenia przesunięto na czerwiec 2018 roku. W rezultacie Ministerstwo Energii zaktualizowało szacunek kosztu inwestycyjnego rafinerii do 9,4 mld USD. Opóźnienie i wynikający z niego wzrost kosztów stanowiły dodatkową pożyczkę w wysokości 95 mln USD dla NWRP udzieloną przez APMC.

W 2017 r. Rafineria Sturgeon rozpoczęła produkcję oleju napędowego z syntetycznej ropy naftowej uszlachetnionej piaskiem roponośnym Alberta, a do listopada 2018 r. Produkowała około 35 000 do 40 000 baryłek oleju napędowego dziennie. Mocno obniżona cena „osieroconej ciężkiej ropy z Alberty” zaowocowała dużymi rabatami na surowiec rafinerii - nawet o 30 USD za baryłkę mniej niż zwykle. W 2017 roku NWRP przystąpiła do pierwszej fazy rafinerii zdolnej do uszlachetniania asfaltu w tempie 50 000 baryłek dziennie. z kosztem szacowanym na 9,7 miliarda dolarów CDN.

Ze względu na uciążliwe zobowiązania wynikające z umowy, w czerwcu 2018 r. prowincjonalna Nowa Partia Demokratyczna (NPR) pod przewodnictwem premier Rachel Notley , musiał zacząć płacić „75 proc. kosztów obsługi długu związanego z finansowaniem projektu”. Chociaż rafineria Sturgeon nie wygenerowała żadnych przychodów dla Alberty, Alberta Petroleum Marketing Commission (APMC) – korporacja Korony odpowiedzialna za „wdrażanie polityki BRIK, umowy dotyczące przetwarzania”, „dokonywała płatności w wysokości średnio 27 milionów dolarów miesięcznie związanych z do finansowania” rafinerii Sturgeon o wartości 9,9 miliarda dolarów, co stanowi około „466 milionów dolarów kosztów obsługi długu” od 2018 r. – związanej z „zobowiązaniami” rządu wobec projektu.

Według artykułu Calgary Herald, do marca 2020 r., Z powodu problemów z uruchomieniem, rafineria „nie przetwarzała bitumu rządowego w zakładzie - ani nie generowała przychodów dla prowincji z działalności rafineryjnej ” . Do marca 2020 roku koszty kapitałowe projektu wzrosły do ​​​​około 10 miliardów dolarów.

Zajęło to piętnaście lat, ale w maju 2020 r. Założyciel, prezes i dyrektor generalny North West Refining, Ian McGregor, ogłosił, że rafineria Sturgeon jest w pełni operacyjna i rozpoczęła działalność komercyjną, jako przejście od „głównie przetwarzania syntetycznego surowca surowego do surowca bitumicznego” był udany.

Ze względu na porozumienie zawarte przez były rząd Progressive Conservative Association of Alberta z North West Redwater Partnership (NWRP) w 2009 r., obecny rząd prowincji Zjednoczonej Partii Konserwatywnej (UCP) jest odpowiedzialny za kontynuację kosztów obsługi długu, które zostały zapłacone od czerwca 2018 r., a także dodatkowy koszt „spłat kapitału zadłużenia w wysokości około 21 mln USD miesięcznie, oprócz kosztów obsługi zadłużenia”, począwszy od czerwca 2020 r. Ten wzrost płatności ma miejsce w kontekście załamania światowych cen ropy wytrącony przez wzajemnie powiązane i bezprecedensowe globalne wydarzenia — Pandemia koronawirusa w 2020 r ., recesja COVID-19 , krach na giełdzie w 2020 r . oraz wojna cenowa ropy między Rosją a Arabią Saudyjską w 2020 r ., którą premier Jason Kenney nazwał „największym wyzwaniem” we „nowoczesnej historii” Alberty, zagrażającym jej głównemu przemysłowi i siejącym spustoszenie spustoszenie w jego finansach”.

APMC poinformowało w swoim rocznym raporcie za 2020 r. dotyczącym pożyczek i umów z projektem rafinerii Sturgeon Refinery NWRP, że projekt rafinerii Sturgeon rafinerii NWRP miał „ujemną wartość bieżącą netto w wysokości 2,52 miliarda CDN” opartą głównie na „cenach i współczynniku bieżącym”.

Zobacz też

Notatki

Pobrano z „ https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Sturgeon_Refinery&oldid=1100112154 ”