Единственным важным достижением в очищении нефти стал каталитический крекинг. Термальный крекинг был нормой до 1936 года, когда Эжен Одри (1892–1962) начал производить высокооктановый бензин, главное топливо для автомобилей, на Sun Oil’s Pennsylvania refinery, где смонтировал первую установку для каталитического крекинга. Она дала возможность получать большую долю более ценных (легких) нефтепродуктов (бензин, керосин) из средних и тяжелых компонентов. Вскоре после этого подвижные катализаторы научились восстанавливать, не прекращая производства. Еще более высокий уровень производства высокооктанового бензина стал возможным с появлением порошкового, переносимого по воздуху катализатора (Smil 2006). На протяжении 1950-х годов жидкий каталитический крекинг был дополнен гидрокрекингом при сравнительно высоком давлении, и эти две технологии до сих пор обеспечивают большую часть производства. Для очищения также важен процесс десульфуризации жидкого топлива, который делает даже столь легендарно загрязняющее топливо как дизель приемлемым для личных автомобилей, где требуется низкий уровень выбросов (CDFA 2015).

Последствия у всех этих процессов оказались следующие.

Во-первых, глобальное производство нефти выросло, грубо, в 200 раз на протяжении XX века; к 2015 году оно было (свыше 4,3 Гт) на 20 % больше, чем в 2000-м, и с 1964 года, когда по содержанию энергии нефть обошла уголь, она стала самым популярным в мире топливом. Во-вторых, нефть сейчас добывают на всех континентах и морских скважинах в каждом океане за исключением арктических морей и Антарктики, из залежей на 7 км ниже уровня земли, а месторождение Тупи в Бразилии находится не только на дне океана в 2,1 км от поверхности, но еще и на 5 км подо дном. В-третьих, нефть – максимально ценный ресурс, торговля которым ведется в таком масштабе: в 2001 году (приняв среднюю цену 93$ за баррель техасской нефти среднего качества) годовая добыча стоила порядка 3 триллионов долларов, в 2015-м (цены упали примерно до 49$ за баррель) она стоила около 1,6 триллиона (ВР 2016).

Хотя добыча нефти широко распространена, крупнейшие нефтяные поля обнаружили на суше, в районе Персидского залива между 1927-м (Киркук в Ираке) и 1958 годами (Ахваз в Иране). Аль-Гавар, крупнейшее в мире нефтяное месторождение на востоке Саудовской Аравии, начало давать нефть с 1951 года, второе по размеру поле, Большой Бурган в Кувейте, находится в разработке с 1946-го (Smil 2015b; рис. 5.14). Ничто не в силах изменить этот фундаментальный факт: в 2015 году почти половина известных запасов конвенциональной (жидкой) нефти находилось в этом регионе, который, к сожалению, является постоянным источником сложных конфликтов и хронической политической нестабильности (ВР 2016).

На протяжении десятилетий природный газ вносил меньший вклад в поступление энергии: в 1900 году он давал всего 1 % от энергии ископаемого топлива, и к 1950-му его доля была около 10 %. Однако впоследствии три важных тенденции спроса подняли его глобальную долю до почти 29 % от всех ископаемых энергий к 2000 году, и двадцатый век увидел 375-кратный рост в объеме энергии, получаемой в год от самого чистого вида ископаемого топлива (Smil 2010а). Сравнительно маленький, но очень важный рынок возник при использовании газа как сырья и топлива при синтезе аммиака – самого важного азотного удобрения, в настоящее время из него обычно производят твердую мочевину (Smil 2001; IFIA 2015) – и для производства пластика.

Рисунок 5.14. Супергигантские и гигантские нефтяные месторождения Среднего Востока. В 2015 году регион содержал не менее 45 % мировых запасов сырой нефти (ВР 2015)

Крупнейший из новых глобальных рынков возник в ответ на возросший уровень загрязнения воздуха в большинстве западных городов во время ускоренной индустриализации после Второй мировой войны. Замена угля газом в промышленном и домашнем отоплении (и приготовлении пищи) устранила выбросы твердых частиц и уменьшила выбросы SO2 (нетрудно удалить серные компоненты из газа перед сжиганием). Города в быстро модернизирующихся странах Латинской Америки и Азии последовали за трендом, хотя многие из них, включая Токио и другие японские городские агломерации, Сеул, Гуанчжоу, Шанхай и Мумбай должны были делать это с помощью экспортного сжиженного природного газа (СПГ). И самый последний процесс, подхлестнувший использование газа, появился в энергетике, где для эффективной генерации электричества начали применять газовые турбины, а затем еще более эффективные турбины смешанного цикла (см. следующий раздел). Развитие технологии гидравлического разрыва после 2005 года не только остановило упадок добычи природного газа в США, но и вернуло страну в число ведущих мировых производителей.

Транспортировка природного газа по трубопроводам неизбежно обходится дороже, чем перекачка жидкостей, и длинные системы становятся экономически оправданными только при использовании стальных труб большого диаметра (до 2,4 м) и эффективных газотурбинных компрессоров (Smil 2015а). США и Канада пользуются интегрированной системой газпроводов с 1960-х годов, но самая протяженная национальная сеть возникла в Европе в конце 1960-х. Самые длинные линии – 4451 км от Уренгоя до станции Ужгород на границе Украины и Словакии, и 4190 км от Ямала до Германии – доставляют сибирский газ в Центральную и Восточную Европу, где соединяются с поставками из Нидерландов, Северного моря и Северной Африки.

Перевозка СПГ по морю, начавшаяся в 1960-х годах, обходилась очень дорого, и в последующие три десятилетия этот способ торговли использовали только страны Восточной Азии (Япония, Тайвань, Южная Корея), не имевшие своих запасов газа. Открытие новых запасов и постройка более крупных танкеров для СПГ привели к сравнительно быстрому расширению этой торговли, и к 2015 году почти треть экспортируемого газа перевозилась танкерами (ВР 2016). Япония по-прежнему является крупнейшим импортером, но в ближайшее время Китай станет самым важным потребителем. США, традиционно импортировавшие газ по трубам из Канады, построили множество установок по производству СПГ, надеясь стать ведущим экспортером, возможно, даже конкурентом Катара, маленькой богатой страны, продающей СПГ из крупнейшего в мире газового месторождения в Персидском заливе (Smil 2015а).

Прогресс в электрификации потребовал экспоненциального роста показателей во всех компонентах энергетических систем. Первые, сравнительно маленькие котлы, топили кусками угля, загружаемыми на движущиеся решетки. С 1920-х годов их начали заменять многоуровневыми системами, работающими на измельченном топливе, оно впрыскивалось в камеру сгорания и нагревало воду, которая циркулировала в трубах из стали, проходящих вдоль стенок котла. Нефть и природный газ также стали обычным топливом для больших электростанций, но использование нефти (кроме как в России и Саудовской Аравии) было прекращено после того, как ОПЕК вторично подняла цены (1979–1980). Природный газ для получения электричества сейчас сжигается большей частью в газовых турбинах не только в богатых газом странах, но и в тех, которые вынуждены экспортировать дорогой СПГ. В США доля электричества, полученного с помощью газа, поднялась с 12 % в 1990 году до 33 % в 2014-м; в Японии с 28 % в 2010 году до 44 % в 2012-м из-за закрытия АЭС после катастрофы в Фукусиме (The Shift Projext 2015).