Алтернативные топлива

Экономика производства альтернативных топлив

Для экономики  производства альтернативных моторных топлив определяющими факторами  являются следующие; 
физико-химические свойства, агрегатное состояние и стоимость исходного сырья; 
теоретический термический к. п. д. процесса и его реальная энергетическая эффективность; 
жесткость требований к конструкционным материалам, оборудованию и аппаратурному оформлению (определяется условиями процесса – температурой, давлением, наличием коррозии, эрозии и др.); 
расход катализаторов, реагентов, энергетических ресурсов, воды; 
сложность и трудоемкость эксплуатационного и ремонтного обслуживания; 
район добычи сырья и строительства предприятия по его переработке, что связано с требованиями по созданию инфраструктуры, включая мероприятия по охране окружающей среды. 
Проектируемые (расчетные) значения себестоимости, капитальных и трудовых затрат являются, по сути дела, производными всех рассматриваемых факторов, т. е. количественным и качественным суммированием всех технико-эксплуатационных и экологических параметров процессов производства альтернативных топлив, приведенных к единой стоимостной оценке. 
Физико-химические характеристики и агрегатное состояние перерабатываемого сырья предопределяют технологию и технико-экономические показатели их получения. На получение моторных топлив из твердых горючих ископаемых – угля, сланцев, битуминозных пород – требуются значительно более высокие затраты, чем на получение их из нефти. При использовании твердого сырья возникает необходимость в дополнительных стадиях подготовки его к переработке (экстракции битума из песка или смолы из сланцев, дроблении, сушке, помоле угля), получении синтетической нефти (термической деструкцией из сланцев и битуминозных песков или жидкофазной гидрогенизацией из углей) с последующим облагораживанием этой нефти или ее дистиллятов. Таким образом, при переработке жидкого и твердого альтернативного сырья широко применяются каталитические гидрогенизационные процессы, протекающие под давлением 10–30 МПа, что обусловливает сложность технологических схем и высокие капитальные и эксплуатационные затраты на получение моторных топлив. Технико-экономические показатели переработки твердых видов сырья с получением синтетической нефти приведены ниже ;

 
Оценка процесса переработки битуминозных песков сделана на основании данных о работе установки (Канада). Для оценки процесса переработки сланцев рассматривался процесс (при переработке сланцев с содержанием смолы 132 л/т). Оценка процесса переработки угля производилась по показателям процесса прямого ожижения угля "Н-Соа1". Принятые в оценках экономические показатели будут характерны, по прогнозу, для условий США в конце 80-х годов. 
В работе представлено технико-экономическое сравнение переработки смеси аравийской нефти (65% легких и 35% тяжелых нефтей) с альтернативными видами сырья – тяжелой босканской нефтью и синтетической нефтью, полученной из угля (угольный дистиллят) и сланцев (сланцевая смола). Материальные балансы переработки этих видов сырья приведены в табл. 5.3. 
Для обеспечения приведенных в таблице выходов продуктов потребовались специальные процессы переработки. Так, для переработки гудрона аравийской нефти использовали процесс деасфальтизации растворителем с последующим направлением деасфальтизата в смеси с вакуумным газойлем на установку гидрокрекинга. Мазут тяжелой босканской нефти поступал на установку «Ауробон» фирмы ТЛОР, и продукт этого процесса, выкипающий при >232°С, подвергался гидрокрекингу. Схема переработки легких дистиллятов была традиционной для нефтеперерабатывающего предприятия. 
Продукт процесса "Н-Соа1" фракционировали последовательно в трех ректификационных колоннах. В первой отбирали фракцию С4–Се и подвергали ее гидроочистке для удаления азота, серы и насыщения олефинов. Бензиновую и среднюю дистиллятную фракции разделяли во второй колонне, затем бензиновую фракцию этой колонны подвергали двухступенчатой гидроочистке в жестком режиме и последующему риформингу. Часть дистиллятной фракции поступала в третью колонну, верхний погон которой после гидроочистки поступал на компаундирование бензина, а остаток смешивали с неиспользованной частью дистиллята из второй колонны и подавали на гидрокрекинг.

Сланцевую смолу обессоливали, обезвоживали и  направляли на гидроочистку для стабилизации и удаления мышьяка. Гидроочищенное сырье после деазотирования поступало на гидрокрекинг, где после фракционирования получали тяжелый бензин, который направляли на риформинг, реактивное и дизельное топливо. 
Технико-экономическое сопоставление рассматриваемых схем проводили применительно к заводу мощностью 5 млн. т в год. В табл. 5.4 представлены технико-экономические показатели переработки нефтяного и синтетического сырья по полной схеме, включая процессы получения синтетической нефти, ее разделения и облагораживания получаемых продуктов, по данным. В соответствии с ранее выполненными расчетами удельные капитальные вложения на получение синтетической нефти из битуминозных песков Канады определились в 505 долл/м, а себестоимость переработки – около 246 долл/м при расходе водорода 2,8% (масс.) на сырье. 
Приведенные данные позволяют проследить зависимость технико-экономических показателей и расхода водорода от физико-химических свойств и агрегатного состояния перерабатываемого сырья. Так, по сравнению с переработкой смеси аравийских нефтей при переработке тяжелых нефтей расход водорода увеличивается в 2,5 раза, удельные капитальные вложения – в 1,5 раза, себестоимость – примерно в 2 раза. При переработке битуминозных нефтей эти показатели увеличиваются в 3,4, 2,25 и 2,5 раза, при переработке горючих сланцев – в 3,2, 4,8 и 3,3 раза, а при переработке угля –в 6,6, 4,7 и 3,7 раза соответственно.

Таблица 5.4. Технико-экономические  показатели производства товарных продуктов  при переработке  нефтяного и синтетического сырья* 

Следует отметить, что точность оценки технико-экономических показателей производства синтетических топлив составляет, по разным предположениям, от 10 до 20% . 
Кроме рассмотренных процессов и видов сырья синтетические топлива можно получать на базе синтез-газа. Технико-экономические показатели производства синтетических топлив из синтез-газа (сырье – иллинойский уголь) приведены в табл. 5.5 . 
Очевидно, переработка альтернативного сырья может конкурировать с переработкой традиционных нефтей .

В оценке приведенных  показателей необходимо учесть, что на период выполнения расчета стоимость нефтяного бензина составляла 24-26 цент/л, а для замещения 1 л бензина требуется примерно 1.7-2,0 л метанола. Замещении такого сырья ниже стоимости нефти. В работе отмечается рентабельность известных методов переработки угля в синтетические моторные топлива (газификации с получением синтез-газа и последующим синтезом углеводородов по методу Фишера–Тропша или метанола с дальнейшим превращением его в углеводороды по процессу «МоЬ11», жидкофазного гидроожижения углей и переработкой полученной синтетической нефти) при цене на уголь 30–50 долл/т и цене на нефть 250– 300 долл/т. При такой же цене на нефть и цене на газ не выше 2,37 долл/ГДж экономически рентабельной может оказаться переработка природного газа в бензин по процессу «МоЫ1». Физико-химические свойства сырья и технология его переработки определяют термический к. п. д. процессов получения моторных топлив. Как правило, при использовании менее «благородного» с точки зрения содержания гетероатомных соединений и соотношения С:Н сырья термический к. п.д. процессов получения моторных топлив снижается в связи с увеличением расхода сырья и необходимостью подвода значительных количеств энергии в виде технологического топлива, тепло- и электроэнергии, охлаждающей воды. Другими словами, получение высококачественного энергоносителя из низкокачественного требует значительных затрат энергии на ее концентрирование. В конечном счете эти качественные изменения ведут к росту затрат на производство моторных топлив, причем эти изменения коррелируют между собой. Ниже приведены к. п. д. процессов (%) производства альтернативных топлив из различного сырья как по расчетам авторов, так и по данным :

Зная энергетический к. п. д., можно (с определенной условностью) определить стоимость сырьевой составляющей процесса производства топлива. Например, на европейском рынке в начале 1980-х годов стоимость нефти составляла 180 долл/т у. т., а угля – 70–80 долл/т у. т. Приняв к. п. д. процесса жидкофазной гидрогенизации угля для получения моторных топлив равным 0,55, можно рассчитать, что расход угля на получение 1 т у. т. моторных топлив составит около 2,7 т у. т. при общих затратах соответственно 189–216 долл/т у. т. моторных топлив против 1,1 т у. т. расхода нефти (при к. п.д. = 88) и затратах соответственно равных 205 долл/т у. т. моторных топлив. Если учесть эксплуатационные затраты на получение синтетической 
нефти из угля и ее переработку (см. табл. 5.4), значительно превышающие издержки по переработке обычной нефти, становится очевидной экономическая неэффективность получения синтетических топлив из угля (даже с учетом достаточно высокой технической готовности технологии к внедрению, например в ФРГ). Вместе с тем по мере увеличения разрыва в ценах на нефть и уголь более высокие затраты на получение моторных топлив из угля могут быть компенсированы разностью в стоимости сырьевой составляющей. 
С этой целью выполнен экономический анализ условий, обеспечивающих равноэффективное производство моторных топлив из угля и нефти. Технико-экономические показатели производства синтетических жидких топлив из угля принимались по технологии ИГИ при переработке угля Канско-Ачинского бассейна с теплотой сгорания 14,6 ГДж/т. Энергетический к. п. д. производства варьировался в диапазоне 50–60%- В качестве источника получения нефтяных моторных топлив принимался мазут с переработкой его в моторные топлива с использованием современной гидрокаталитической технологии нефтепереработки (схемы ее рассмотрены в главе 2). Энергетический к. п. д. производства моторных топлив из мазута принимался равным 88%. Оценка стоимости нефти, угля, моторных топлив и затрат на их получение осуществлялась по приведенным затратам. На рис. 5.2 показана зависимость затрат на уголь от затрат на нефть при условии равенства приведенных затрат на моторные топлива, получаемые из этих видов сырья. Как видно, минимальные приведенные затраты на нефть, при которых целесообразна организация производства синтетических жидких топлив Из угля, составляют 176 руб/т. Чтобы обеспечить равноэф-фективные затраты на производство моторных топлив в размере 238 руб/т, приведенные затраты на добычу угля не должны превышать 3 руб/т (при к. п. д. = 55%). 
Удельная теплота сгорания 1 т нефти, угля и моторных топлив различна, и на рис. 5.3 показана зависимость затрат на получение моторных топлив от стоимости нефти и угля в расчете на эквивалентюе количество энергии – 1 ГДж. 
В соответствии с выполненными расчетами приведенные затраты на переработку угля в моторные топлива процессом прямой гидрогенизации примерно в 6 раз выше, чем при получении моторных топлив из мазута (без стоимости сырьевой составляющей). Для компенсации этой разницы стоимость угля (см. рис. 5.2 и 5.3) должна быть намного ниже стоимости нефти. Полученные результаты совпадают с зарубежными данными, согласно которым текущие издержки производства синтетических моторных топлив из угля в 2–3 раза выше затрат на получение моторных топлив из нефти. На конференции ООН по новым и возобновляемым источникам энергии (г. Найроби, 1981 г.) сообщалось, что капиталоемкость производства синтетического топлива из угля в 10–14 раз выше по сравнению с традиционной нефтью.

Цифры на линиях – приведенные затраты на производство моторных топлив

Рис. 5.3. Приведенные затраты  на получение моторных топлив из нефти 3„  и угля Зу в зависимости  от затрат на сырье

В то же время  процессы прямого ожижения угля методом  гидрогенизации по экономическим показателям превосходят процессы получения моторных топлив из угля по методу Фишера – Тропша и метанола через синтез-газ, получаемый при газификации угля (при пересчете метанола в равный энергетический эквивалент) в 1,5 и 1,1–1,2 раза соответственно. Так, удельные капитальные вложения на заводе вА50Ь-11 на 1 т моторных топлив составляют 1800 долл. (против 1000–1200 долл/т, ожидаемых при гидрогенизации угля), а себестоимость производства – около 450 долл/т (против 360–380 долл/т при гидрогенизации угля). 
Газификацией угля с получением синтез-газа, кроме конверсии его в метанол и жидкие углеводороды, можно также получать бензин через метанол по процессу «МоЫ1» или прямой конверсией синтез-газа получать бензин и водород. Сопоставление технико-экономических показателей этих процессов показало, что при существующем уровне развития технологии по эффективности они уступают жидкофазной гидрогенизации угля . Наряду с традиционно используемыми продуктами переработки природного и нефтяного попутного газов в качестве компонентов бензина (бутанами, газовым бензином) все более широкое применение находит сжиженная пропан-бутановая смесь этих газов как самостоятельное моторное топливо. По ресурсной базе и углеводородному составу природный и попутный газы различны между собой. Попутный газ, добываемый совместно с нефтью, извлекается при сепарации на наземных установках и объем извлеченного газа определяется как произведение газового фактора на объем нефти, добытой за расчетный период. В свою очередь, газовый фактор – это объем газа, приходящийся на 1 т добытой нефти. Газовый фактор колеблется в очень широком диапазоне в зависимости от состава нефти и горно-геологических условий ее залегания: для нефтяных месторождений СССР – от 30–60 и/т (месторождения Татарии, Башкирии, некоторые месторождения Западной Сибири и др.) до 400 м/т и выше (месторождения Чечено-Ингушской АССР, Тенгиз в Казахстане и др.). По сравнению с природным газом нефтяной попутный газ характеризуется более высокой плотностью и большим содержанием жидких углеводородов от Сг и выше. В попутных газах, добываемых в СССР, содержание углеводородов от Сг и выше составляет от 200- 300 до 600–700 г/м в том числе этана – более 90 г/м В природном газе содержание таких углеводородов, как правило, 30–100 т/и и лишь в высококонденсатных природных газах (число их ограничено)–от 100 до 200 г/м и выше. Наличие в попутном газе жидких углеводородов влияет на экономические показатели его переработки. Для природных газов экономический порог рентабельности устанавливается в зависимости от содержания этана, который используют в качестве сырья для установок пиролиза. Считается, что концентрация 3–5% этат на – минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения этана из газа. 
В настоящее время среднее содержание этана в разведанных запасах этансодержащего газа по СССР составляет 4,8%, пропана – 1,72% и бутанов –0,81% (об.) . Наиболее целесообразно перерабатывать этансодержащие газы с извлечением жидких компонентов на газохимических комплексах мощностью по переработке газа от 10 до 30–40 млрд. м в год. В СССР действуют Оренбургский и Астраханский газохимические комплексы. Перспективной считается переработка этансодержащих газов Карачаганакского, Шуртанского, Уренгойского и других газовых и газоконденсатных месторождений страны. При переработке этих газов наряду с этаном можно получать сжиженные газы и вовлекать их в источники сырья для производства моторного топлива, а также для нефтехимических нужд и коммунально-бытового топлива. 
Организацию крупномасштабного производства по переработке природного газа следует рассматривать и в другом аспекте. Этан и сжиженные* газы как сырье пиролиза частично заменяют прямогонный бензин, используемый для этих целей. При этом сохраняются ресурсы бензина для получения моторных топлив и сокращаются расходы нефти. В настоящее время за рубежом действуют более 1400 заводов и установок суммарной суточной мощностью по переработке газа около 3 млрд. м Только в США на базе природного газа в 1984 г. было произведено 54 млн. т жидких углеводородов, в том числе 5 млн. т этана, 12,7 млн. т сжиженных газов, более 36 млн. т конденсата и газового бензина . 
При анализе экономических показателей производства сжиженных газов из природного и попутного газов необходимо учитывать размещение газоперерабатывающих заводов (ГПЗ), а также технологию и экономику переработки газа. В связи с высоким содержанием жидких углеводородов в нефтяном попутном газе транспорт его на дальние расстояния затруднителен из-за выпадения конденсата по трассе газопровода. Поэтому такие газы перерабатывают непосредственно на промыслах, как правило, в районе центральных пунктов сбора нефти. Таким образом мощность ГПЗ определяется объемом добычи нефти на близрасположенных нефтяных месторождениях и газовым фактором. По мере выработки нефтяных залежей мощность ГПЗ снижается, а технико-экономические показатели – ухудшаются. Специфические условия привязки ГПЗ к нефтяным месторождениям предопределяют сравнительно небольшую мощность по переработке газа. Даже для крупных ГПЗ она составляет 4–8 млрд. м в год, а более типичной является мощность в пределах 250–500 млн. м, что, с определенной долей условности, эквивалентно 300–600 тыс. т нефти или в 10– 12 раз меньше НПЗ средней мощности. 
ГПЗ по переработке нефтяного газа – достаточно энергоемкие предприятия, поскольку газ перед переработкой компримируют с давления 0,2–0,4 МПа на приеме до технологического 3,5–4,0 МПа, охлаждают до –35...–40°С в процессе низкотемпературной конденсации жидких углеводородов Сз–С4, а при выделении этана и до –80 °С. Широкая фракция легких углеводородов, полученная при низкотемпературной конденсации, подвергается затем газофракционированию с получением сжиженных газов Сз–С и газового бензина. 
Таким образом, на технико-экономические показатели переработки нефтяного попутного газа решающее влияние оказывают следующие факторы: 
небольшие единичные мощности ГПЗ, что увеличивает удельные капитальные и эксплуатационные затраты на единицу перерабатываемого сырья и получаемой продукции; 
достаточно сложная технологическая схема его переработки из-за применения высоких давлений и низких температур для конденсации жидких углеводородов; 
географические условия размещения ГПЗ около нефтяных месторождений, основная часть которых находится в районах с суровыми природно-климатическими условиями и недостаточно развитой инфраструктурой, что удорожает стоимость строительства и эксплуатации завода. 
Для переработки природного газа можно создавать мощные газоперерабатывающие заводы на транспортных потоках этансодержащих газов, т. е. вблизи газопроводов, или в районах крупных центров газодобычи с единичной мощностью предприятий от 5 до 30–40 млрд. м в год. Создание таких предприятий с блоками по переработке газа единичной мощности 5 млрд. м в год позволяет снизить удельные капитальные и эксплуатационные затраты на переработку газа. Вместе с тем при отнесении этих затрат на жидкие углеводороды, содержание которых в природном газе по сравнению с попутным в 2–3 и более раз ниже, они будут примерно равны или выше аналогичных затрат на получение жидких углеводородов при переработке нефтяного газа. Важное значение имеет также метод распределения затрат между получаемыми продуктами – сухим газом, этаном и широкой фракцией углеводородов. Приведенные затраты на получение сжиженных газов будут выше аналогичных затрат на получение моторных топлив из мазута в 1,3– 1,5 раза (без стоимости сырьевой составляющей). При оценке сырья – нефти и природного газа – по замыкающим затратам, приведенные затраты на производство бензина составят 160–180 руб/т, а сжиженного газа 150–165 руб/т. Энергетический к. п. д. процессов получения сжиженного газа, по нашей оценке, составляет 60–65%, т. е. уступает моторным топливам, получаемым из нефти (85–88%). 
Природный газ, как уже известно, можно использовать непосредственно в качестве моторного топлива в виде компримированного (сжатого) до 20 МПа газа и сжиженного газа. Для экономической оценки производства сжатого газа необходимо учитывать коэффициент замещения бензина газом, так как стоимостные показатели на производство бензина приводятся в расчете на 1 т, а газа – на 1000 м В соответствии с утвержденными линейными нормами расхода топлива на автомобильном транспорте 1 м сжатого природного газа равнозначен 1 л бензина. 
Исходя из плотности бензина –740 кг/м, расход газа в эквиваленте замещаемого бензина будет равен 1,35 мкг. Приведенные затраты на 1000 м сжатого газа равны 58 руб., в том числе эксплуатационные без стоимости сырья – 38 руб/1000 м удельные капитальные вложения – 168 руб/1000 м С учетом коэффициента замещения бензина, равного 1,35, приведенные затраты на сжатый газ составит 78 руб/т н. э. без стоимости сырья, а с учетом стоимости природного газа по за мыкающим оценкам, приведенные затраты на получение сжатого газа в бензиновом эквиваленте составят 160–180 руб/т (120–130 руб/1000 м). К.п.д. полезного использования энергии сжатого газа составляет 85%. При существующих оптовых ценах на нефть и газ приведенные затраты на 1000 м сжатого газа превышают цену производства, т. е. приведенные затраты, бензина А-76 на 15–20%, а с учетом коэффициента замещения–примерно в 1,6 раза. С увеличением стоимости нефти, как это следует из расчета, приведенные затраты на производство сжатого газа будут примерно равны аналогичным затратам на бензин, получаемый при глубокой переработке нефти. Окончательную оценку эффективности использования газовых топлив можно дать с учетом затрат на их применение, так как специфика газомоторных топлив требует дооборудования автомобиля и соответствующего развития системы распределения этих топлив. 
Использование природного газа вместо угля при реализации процессов газификации с получением синтез-газа позволит снизить капитальные вложения, по имеющимся оценкам, примерно на 30% за счет отказа от таких технологических операций, как помол, сушка угля и др. Тем не менее приведенные затраты на производство жидких углеводородов в этих процессах будут достаточно велики. Так, приведенные затраты на получение метанола при принятых в расчетах замыкающих затратах на природный газ составят 150–160 руб/т, бензин процесса «МоЫ1» – около 370–380 руб/т. При оценке эффективности использования метанола необходимо иметь в виду, что теплота его сгорания ниже теплоты сгорания бензина более чем в 2 раза, а энергетический к. п. д. производства составляет 54%. 
Таким образом, при использовании легкого углеводородного сырья – природного и нефтяного попутного газов – для производства моторных топлив лучшими экономическими показателями обладают сжиженный пропан-бутан, получаемый при переработке газа традиционными методами, и сжатый природный газ. 
Возможности использования газового сырья для производства моторных топлив или его высокооктановых компонентов не исчерпываются рассмотренными выше способами. За рубежом исследования направлены на синтез высокооктановых добавок и спиртов, на непосредственное получение моторных топлив из разнообразных видов газового сырья, в том числе вторичного (в частности, олефинов Сг–Сд, получаемых в процессах переработки нефти). Широкое распространение за последние годы получило производство трет-бутилметилового эфира этерификацией изобутена с метанолом. Однако ограниченность ресурсов изобутена, поступающего на производство третбутилметилового эфира с установок каталитического крекинга и пиролиза бензина, и рост спроса на высокооктановые добавки в связи с переходом на производство неэтилированных бензинов, вызвали интерес к возможности использования н-бутана для этих целей. 
Рассмотрим получение трет-бутилметилового эфира из н-бутана с использованием следующих процессов: изомеризации н-бутана, дегидрирования изобутана, синтеза метанола из природного газа и этерификации изобутена с метанолом . Технико-экономические показатели процесса таковы:

В ряде стран  ведутся работы по получению спиртов  из различных видов сырья, хотя ряд  опубликованных данных свидетельствует  об их низкой конкурентной способности. Так, сообщается , что при стоимости бензина 3,8 долл/МДж стоимость метанола и этанола составляет 7,6 и 16 долл/МДж соответственно, т. е. в 2 и 4 раза выше стоимости бензина. По расчетам фирмы ЕМ1 (Италия), затраты на получение этанола из зерновых культур в условиях Западной Европы составляют 1030 лир/кг, а на трет-бутилметиловый эфир – 400 лир/кг . 
В настоящее время 93% промышленного этанола получают гидратацией этилена. Путем ферментации всех сельскохозяйственных продуктов, производимых в США, можно получить этанол в количестве, эквивалентном 15% потребности в бензине, а за счет всего годового приращения лесной биомассы в США, равного 329 млн. м древесины, можно получить метанол в объеме 14% потребления бензина в США . Здесь же отмечается, что при производстве этанола из зерна расходуется в два раза больше энергии, чем ее содержится в получаемом продукте. С этой точки зрения определенный интерес вызывает получение этанола из различных сельскохозяйственных культур числитель – выход из 1 т сьрья. знаменатель – с 1 га1:

В энергетическом эквиваленте выход спирта из сахарного  тростника составляет около 82 ГДж  с га площади, что примерно равно  количеству энергии, содержащейся в 1,8 т бензина. В Бразилии широкое  распространение получила программа «Этанол», по которой в 1984–1985 гг. выработали из 89,5 млн. т сахарного тростника 9,5 млрд. л этанола. Капитальные вложения в эту программу за 1975–1984 гг. составили 4,5 млрд. долл (удельные капитальные вложения на 1 т спирта – около 490 долл.). Стоимость 1 л этанола составила 22,7 цента, или 38,6 цента в бензиновом эквиваленте, при цене бензина 37,8 цент/л . 
Фирмами разработан процесс синтеза этанола из природного газа в несколько стадий: паровая конверсия природного газа в синтез-газ, газоразделение и получение метанола из синтез-газа, получение уксусной кислоты из СО и метанола, получение этанола гидрированием уксусной кислоты и обезвоживание этанола . Для получения 2000 т/сут этанола расходуется 2,9 тыс. м газа; полный энергетический к. п. д. процесса составляет 50%, удельные капитальные вложения – 586 долл/т этанола. При цене природного газа 0,95 долл/ГДж (что представляется заниженным, так как в других аналогичных расчетах цена газа принимается равной 4,5 долл/ГДж), себестоимость этанола составляла 17,2–23,8 цент/л, или 300–383 долл/т. При пересчете на цену газа в 4,5 долл/ГДж себестоимость спирта, по нашей оценке, составит 32,9 цент/л, или 411 долл/т. 
Как уже отмечалось, основной недостаток смесевых нефтяных топлив с метанолом – расслоение топливной смеси в присутствии следов воды и образование паровых пробок. Поэтому в них добавляют высшие спирты – С4 и выше. Однако они дороги, и во Французском институте нефти (ФИН) разработан процесс получения из синтез-газа смеси метанола с более тяжелыми спиртами. Эту смесь используют в качестве высокооктановой добавки к бензину . Условия получения спиртов С1–Сб из синтез-газа на оксиднометаллических катализаторах следующие: