Економічні науки / 9.Економіка промисловості

К.е.н., ст.н.с., Бурлака Володимир Григорович

ДУ «Інститут економіки та прогнозування НАН України»

Пров. екон. Покуліта Наталія Олександрівна

ДУ «Інститут економіки та прогнозування НАН України»

Технологічна модернізація виробничих потужностей як фактор підвищення конкурентноздатності ПЕК України (на прикладі нафтопереробної промисловості)

Сьогодні проявом НТП в нафтопереробній промисловості вважають перехід НПЗ з простої технологічної схеми, де глибина переробки нафти становить тільки до 60%, на класичну (80% і вище) і далі на глибоку (90% і вище). При цьому питомі капітальні вкладення зростають від 116 млн. дол. на 1 млн. т/рік потужностей НПЗ до 184 млн. дол. і до 307 млн. дол., а активна частина основного капіталу – від 39,5% до 49,8% і 58,4% відповідно [1]. За умов оптимальної загрузки та збалансованості виробничих потужностей з одночасним ефективним використанням зростання фондоозброєння праці на інноваційних НПЗ можливе значне підвищення маржі нафтопереробки.

Питання стану та трансформації ринку нафти та газу і їх роль у сучасній економіці знаходяться у центрі уваги багатьох вчених економістів [2-6]. У зв’язку з тим, що стагнація української нафтопереробної промисловості пояснюється відсутністю для модернізації НПЗ інвестиційних ресурсів, актуальність дослідження інноваційного розвитку галузі визначається необхідністю теоретичного обґрунтування нових підходів у вирішенні цієї проблеми.

Енергозабезпечення в сучасних умовах розглядається як одна з головних умов прискореного розвитку економіки. У той же час в Україні спостерігаються кризові явища на ринку нафтопродуктів. Для їх подолання необхідно модернізувати нафтопереробну промисловість. Проявом кризи можна вважати значне скорочення постачання нафти в Україну, яке за 2005 р. становило 6,8 млн. т, або 28,5%, у тому числі на Одеському НПЗ – 2,2 млн. т, або 61,5%, Херсонському НПЗ – 2 млн. т або 67,8%, Дрогобицькому НПЗ – 1,2 млн. т, або 53,6%, Лисичанському НПЗ – 0,81 млн. т, або 12,1% і Кременчуцькому НПЗ – 0,8 млн. т, або 12,6%. Разом з цим зменшився показник використання середньорічної потужності первинної переробки нафти від 41,5% у 2004 р. до 34,1% у 2005 р., або на 7,4% і на Одеському НПЗ становив 38,71%, Дрогобицькому НПЗ – 37,6%, Надвірнянському НПЗ – 79,5%, Лисичанському НПЗ – 37,6% і Кременчуцькому НПЗ – 32,2% [7]. Більш ефективно аналогічні потужності використовувалися в країнах Заходу (від 78% до 90%).

Зниження загрузки потужностей первинної перегонки нафти негативно позначилося на ефективності використання пов’язаних з ними установок вторинних процесів переробки нафти, яка по каталітичному крекінгу становила в середньому 71,96% (у Франції – 92%), каталітичному риформінгу – 39,9% (85%), термічному крекінгу – 43%, гідроочистки – 37,4% (82%) і коксуванню – 22,5% [8].

Характерною рисою нафтопереробки України слід визнати її технологічне відставання від сучасного рівня цієї галузі в країнах-членах Організації економічного розвитку і співробітництва з точки зору поглиблюючих конверсію процесів, що віддзеркалюється на ефективності переробки нафти (глибині) і якості нафтопродуктів. Саме цим можна пояснити велику долю мазуту в загальному обсязі переробки нафти, яка в 2005 р. становила 32,5%, у тому числі на окремих НПЗ – від 27,8% по Кременчуцькому НПЗ до 45% по Одеському НПЗ. Разом з тим у 2005 р. було вироблено дизельного палива в обсязі 5650,7 тис. т і автомобільних бензинів – 4105,1тис. т. При цьому низькооктанові бензини становили 41,8% їх загальної кількості, а дизельне високосірчасте паливо (з вмістом сірки – 0,5%, 0,6% і 0,85%) – 22%. Зростання дефіциту на ринку моторного палива негативно позначилося на імпорті, який по автомобільному бензину в 2005 р. зріс у порівнянні з 2004 р. у 5,1 разів і становив 562 тис. т (218,4 млн. дол.) і дизельному паливу – у 8,4 разів до 587 тис. т (307,4 млн. дол.) відповідно.

Ситуація, яка склалася на НПЗ України, в умовах зростання світової ціни на нафту до 500 дол./т зробила нафтопереробку збитковою, особливо на підприємствах з низькою глибиною переробки. Тому кризові явища на ринку нафти і нафтопродуктів ініціювали у 2005 р. проведення модернізації практично усіма національними НПЗ.

Отримані в роботі висновки щодо оптимальної структури НПЗ України обґрунтовані даними про структуру розподілу виробничих потужностей первинної та вторинної переробки нафти на 12 НПЗ Франції підлеглих провідним нафтовим компаніям країн Заходу Total, Shell, Esso SAF, BP і CRR, а також прогнозу технологічної структури НПЗ представницьких країн Євросоюзу.

За допомогою методів математичного аналізу (лінійної алгебри та векторного аналізу) визначалася структура відповідностей потужностей первинної переробки (установки АТ, АВТ) і вторинних глибоких (установки каталітичного крекінгу, вісбрекінгу, коксування) та облагороджувальних процесів (установки каталітичного риформінгу, гідроочистки, алкілування, ізомеризації, кисеньвміщуючих добавок типу ЕТБЕ) для НПЗ з класичною і глибокою схемою переробки нафти.

Важливим і визначальним показником структури виробничих потужностей НПЗ рахується їх співвідношення по вторинним і первинним процесам, що дає можливість визначити фактичну глибину переробки нафти у цілому і на окремих підприємствах. В процесі технологічного прогнозування галузі відокремлено розглядаються потужності глибокої переробки та облагороджу вальних процесів.

З метою відношення значень виробничих потужностей первинної переробки та загальної кількості потужностей глибоких та облагороджувальних процесів (всього 6) використовувались усереднені значення відповідних установок на 12 французьких НПЗ. З цією метою була побудована матриця розмірностей 12х6, стрічки якої відповідали кількості заводів, а стовпчики глибоким та облагороджувальним процесам виробництва. Відношення між потужностями вторинних і процесами первинної переробки нафти розраховувались за наступною формулою:

Х=,

де х – шукане відношення потужностей;

PV_ji – i-та потужність глибоких та облагороджувальних процесів на j-тому заводі;

P_oj – значення потужності первинної переробки нафти на

j-тому заводі.

Таким чином, відношення потужностей вторинних процесів до потужностей первинної переробки становило 83,9%, тобто відповідало рівню НПЗ з класичною схемою.

Крім того, були визначені значення вектору Р, компоненти якого задають розподіл потужностей між поглиблюючими і облагороджувальними процесами (табл. 1), що відповідають класичній схемі переробки нафти:

, ,

де P_i – i-та компонента вектора Р.

Таблиця 1

Процеси переробки	Каталітичний риформінг	Гідроочистка	Вісбрекінг	Каталітичний крекінг	Алкілування, ізомеризація, ЕТБЕ
Вектор Р	0,153	0,409	0,119	0,271	0,048

Отримані дані дозволяють знайти розподіл потужностей так званого еталонного НПЗ, що відповідає класичній схемі переробки нафти. Наприклад, для НПЗ потужність якого становила 10 млн. т переробки нафти на рік, вторинні процеси будуть мати слідуючи значення:

Таблиця 2

Значення потужностей еталонного НПЗ, тис. т

Перегонка нафти	Вторинні процеси переробки
	Каталітичний риформінг	Гідроочистка	Вісбрекінг	Каталітичний крекінг	Алкілування, ізомеризація, ЕТБЕ
12000	1286,7	3428,7	996,2	2278,8	399,6

Завдяки отриманим результатам з’являється можливість провести порівняльний аналіз структури виробничих потужностей НПЗ України з отриманими даними еталонної моделі, який дозволив визначити невідповідність показників вітчизняних підприємств іноземним технологічним стандартам.

При проведенні такого порівняння враховуються можливі варіанти розвитку української нафтопереробної промисловості. Перший з них передбачає залишити потужності первинної переробки на номінальному рівні 51,1 млн. т, а в другому – пропонується зменшити рівень первинної переробки до рівня реальної потужності, яку визначили фахівці Міністерства палива та енергетики України, – 24,6 млн. т. на рік (табл. 3).

Таблиця 3

Розрахунковий рівень потужностей НПЗ України, тис. т

	Каталітичний риформінг	Гідроочистка	Вісбрекінг		Каталітичний крекінг	Алкілування, ізомеризація, ЕТБЕ
І варіант
Розрахунковий рівень	6575,2	17520,9	5090,5		11644,4	2041,8
Сучасний рівень	5150	7670	0		3680	360
Різниця	1425,2	9850,9	5090,5		7964,4	1681,8
ІІ варіант
Розрахунковий рівень	3165,4	8434,7		2450,6	5605,8	982,9
Сучасний рівень	5150	7670		0	3680	360
Різниця	-1984,6	764,7		2450,6	1925,8	622,9

Отримані результати дозволяють більш ґрунтовно підійти до формування концептуальних напрямів розвитку нафтопереробної промисловості України, у тому числі технологічної модернізації її НПЗ. Така орієнтація на здобутки світової практики дозволить більш ефективно використати необхідні для цього капітальні вкладення, а саму реструктуризацію галузі провести в мінімально можливий термін.

Відповідно з виконаними розрахунками можна визначити величину необхідних для модернізації НПЗ інвестицій та оптимальну схему їх використання. Зокрема можна привести відповідну схему розподілу потужностей для двох найбільш сучасних вітчизняних нафтопереробних заводів в Кременчуці та Лисичанську, для яких еталонною може бути величина первинної переробки 8 млн.т. (табл. 4).

Таблиця 4

Схема оптимального розподілу потужностей для Кременчуцького і Лисичанського НПЗ, тис. т

	Переробка сирої нафти		Каталітичний риформінг	Гідроочистка	Вісбрекінг		Каталітичний крекінг	Алкілування, ізомеризація, ЕТБЕ
Кременчуцький НПЗ
Розрахунковий рівень	8000		1029,4	2743,0	796,9	1823,0			319,7
Сучасний рівень	18600		2220	4110	0	1480			60
Різниця	-10600		-1190,6	-1367	796,9	343			259,7
Лисичанський НПЗ
Розрахунковий рівень		8000	1029,4	2743,0	796,9		1823,0	319,7
Сучасний рівень		16000	1230	2060	0		2200	180
Різниця		-8000	-200,6	683	796,9		-377	139,7

Відомо, що для переходу з простої до класичної схеми переробки необхідне збільшення загальних капітальних вкладень з 116 млн. дол. до 184 млн. дол. на 1 млн. т. потужностей. Завдяки знайденим різницям потужностей при першому та другому варіантах розвитку вітчизняної нафтопереробної галузі є можливість побудови прогнозу збільшення потужностей за певного рівня залучених інвестицій. Можлива постановка й іншої задачі, в якій за відомого (наприклад, з аналізу експертних оцінок) рівня можливих інвестицій необхідно знайти період часу, за який вітчизняна нафтопереробна галузь досягне критеріїв класичної схеми переробки.

Однак в умовах постійного росту світової ціни на нафту, що за 10 останніх років збільшилась від 10 до 70 дол. за барель, класична схема для багатьох нафтопереробних підприємств може виявитися не рентабельною, що зумовлює їх перехід до глибокої схеми переробки. Такий перехід вимагає збільшення рівня інвестицій з 184 млн. дол. до 307 млн. дол. на 1 млн. т. потужності.

Глибока схема переробки характеризується збільшенням відношення величини потужностей вторинних глибоких та облагороджувальних потужностей до первинної переробки. Аналізуючи потужності вищезгаданих заводів у Франції, можна виділити з них ті, схему переробки яких можна віднести до глибокої. Так, частка вторинних глибоких та облагороджувальних процесів в первинній переробці цих заводів складає 94,14%. Вектор розподілу потужностей вторинних глибоких та облагороджувальних процесів у цьому випадку має наступний вигляд:

Таблиця 5

Процеси переробки	Каталітичний риформінг	Гідроочистка	Вісбрекінг	Каталітичний крекінг	Алкілування, ізомеризація, ЕТБЕ
Вектор Р	0,123	0,382	0,181	0,268	0,046

В порівнянні з розподілом потужностей за класичною схемою виробництва, в глибокій можна спостерігати тенденцію збільшення часток вісбрекінгу та гідрокрекінгу в загальній схемі переробки (табл. 5).

У зв’язку з розробкою Концепції розвитку нафтопереробної промисловості України на період до 2030 р. та необхідностю підвищення її конкурентноздатності вперше були розроблені пропозиції щодо оптимізації виробничих потужностей національних НПЗ з використанням світового досвіду країн ЕС. З метою підвищення ефективності капітальних вкладень запропоновано в Україні вивести з експлуатації надлишкові потужності установок первинної переробки нафти потужністю 26,5 млн. т/рік, а також прискорити будівництво нових наукоємних утановок каталітичного крекінгу потужністю 5,1 млн. т/рік, вісбрекінгу – 2,3 млн. т, гідрокрекінгу – 0,25 млн. т, гідроочистки – 8,4 млн. т, алкілування, ізомеризації та кисеньвміщуючих додатків разом взятих – 1,2 млн. т. У цьому випадку вирішується задача переводу українських НПЗ з простої схеми переробки нафти в класичну з глибиною переробки до 80% та вище. Модернізація галузі за інноваційним варіантом технологічного оновлення у порівнянні з традиційними підходами забезпечить виробництво більш якісних нафтопродуктів за мінімальними капітальними вкладеннями, 0,99 млрд. дол. проти 4,6 млрд. дол. [9].

Література:

1. Бурлака В.Г., Шерстюк Р.В. Трансформация рынков нефти и газа: Монография /Под ред. Г.Г. Бурлаки. – К.: НАУ, 2005, с. 187.

2. Реформування українського енергетичного сектора (Аналітична доповідь Інституту економічних досліджень та політичних консультацій і Німецької консультативної групи з питань економічних реформ при Уряді України.) – Київ, грудень 2004. – С. 40–60.

3. Бурлака В.Г. Інвестиційні проблеми нафтопереробки України. – Ін-т біоорганічної хімії та нафтохімії НАН України / Під ред. М.С. Герасимчука. – К.: Ін-т економіки НАН України, 1999. – 175 с.

4. Бурлака Г.Г., Зиневич В.О. Рынок нефти и нефтепродуктов на рубеже ХХІ века. – Ин-т биоорганической химии и нефтехимии НАН Украины/ Под ред. Н.С. Герасимчука. – К.: ЗАО “ВИПОЛ”, 2003. – 332 с.

5. Бурлака Г.Г., Поп Г.С. Нефть и газ в современной экономике. – Ин-т биоорганической химии и нефтехимии НАН Украины / Под ред. Н.С. Герасимчука. – К., 2004, – 296 с.

6. Степанов А.В., Горюнов В.С. Ресурсосберегающая технология переработки нефти. – Ин-т биоорганической химии и нефтехимии НАН Украины / Под ред. В.Т. Скляра. – К.: Наукова думка, 1993. – 269 с.

7. Бурлака В.Г. Анализ работы НПЗ Украины в 2005 г. и пути повышения её эффективности // Нефть и газ. – 2006. – №1. –. 68–76.

8. L’industrie petroliere en 2004. – http:// www.industrie.gouv.fr/energie.

9. Бурлака В., Стадник Т. Цель НПЗ – взять новые рубежи // ТЭК. – 2006. – №2(86). – С. 42–49.