Специфические проблемы повышения эффективности функционирования нефтяного комплекса по критерию доминирующей роли нефтепереработки

 

To adapt to the current economic and ecological realities of Russia's refining sector will require major efforts in the direction of radical modernization of production facilities and the creation of new products that meet international quality requirements. States should review key performance indicators of the oil sector of the country, having chosen as a priority — the volume and quality of oil products.

Keywords: improvement of economic efficiency, quality of petroleum products, the depth of oil refining, investment, oil refinery

 

Термин и понятие эффективности применяется в экономической теории и хозяйственной практике на протяжении, по меньшей мере, всей истории капиталистического развития. Тем не менее, трактовка этого понятия и особенно показателей его измерения неизменно остается актуальной. Первоначально эффективность означала способность давать полезный результат (достижение заданной цели) или приносить положительный эффект (дополнительное благо). Со временем методология и методы подобного измерения становились все более сложными и конкретными. Бесспорным является тот факт, что чем масштабнее и одновременно сложнее объект производства, эффективность которого надлежит измерить, тем более сложной является задача выбора системы критериев и показателей, которые бы отражали специфику данного производства и которые, по возможности, обеспечивали бы желательную достоверность исследуемого объекта.

Не вызывает сомнений, что анализируемый в статье нефтяной комплекс на предмет эффективности является весьма сложным объектом для рассмотрения в силу его специфичности. С одной стороны, нефтяной комплекс — самостоятельная целостность, обладающая собственными целями хозяйственной деятельности. С другой стороны, он образует совокупность обособленных видов деятельности, распределенных по стадиям технологического цикла. И на каждой из этих стадий применяются адекватные критерии и показатели, не повторяющиеся на других стадиях.

Однако мы не ставим задачу развернутого анализа и оценки системы показателей на всех стадиях нефтяного комплекса. Эта задача далеко выходит за рамки нашего исследования.

Мы исходим из того, что оценка эффективности функционирования нефтяной отрасли страны, традиционно основанной на показателях добычи нефти, должна быть переориентирована на показатели нефтепереработки. Такая оценка одинаково актуальна на всех уровнях хозяйственной иерархии — народно-хозяйственном, отраслевом и на уровне предприятий (компаний). Это вовсе не означает, что мы отвергаем необходимость разработки и применения плановых и оценочных показателей на различных стадиях. Идея состоит в том, чтобы эти показатели были «настроены» на единую конечную целевую задачу — задачу максимизации результата, представляемого в виде общего объема переработки нефти в заданных размерах и соответствующих стоимостных показателей.

На уровне деятельности отдельной компании осуществление предлагаемой идеи облегчается тем, что она (компания) объединяет практически все стадии технологического комплекса. И главным критерием оценки ее результата становится объем переработки, а все иные сферы деятельности компании по соответствующим параметрам должны соответствовать достижению максимального объема переработки добываемой нефти. На отраслевом уровне речь может идти об установлении интегрального показателя переработки, что не составляет особых затруднений.

Указанный переход требует кардинального пересмотра уже устоявшихся в нефтяной отрасли экономических интересов, норм поведения и практических действий всех субъектов нефтяного комплекса — государства, отрасли и нефтяных компаний. Ни для кого не секрет, что государственное регулирование в нефтяной отрасли в основном сводится к оперативным действиям по максимизации налоговых изъятий из доходов нефтяных компаний, образуемых преимущественно за счет продажи сырой нефти. Отраслевые органы своими действиями, в общем-то, содействуют этой политике государства. Нефтяные компании активно защищают свои интересы в области распределения прибыли в свою пользу, применяя различные методы вплоть до сокрытия доходов.

При всем этом реальное положение дел в области добычи и переработки нефти, ввода новых производственных мощностей, модернизации и обновления основных фондов, повышения качества продукции и работ и т. п. оказывается на втором плане и, по сути, предоставлено стихийному стечению обстоятельств. Отсутствие единой государственной программы развития нефтяного комплекса создает благоприятный фон для подобного хода событий.

В последнее время государство предпринимает ряд мер по выработке стратегии развития отрасли на долгосрочную перспективу. Вместе с тем нет традиции разработки и использования на практике среднесрочных планов скользящего типа, скажем, пятилетних планов, которые после истечения первого года корректируются с добавлением очередного года к пятилетке, и таким образом постоянно воспроизводится пятилетний план. Конечно же, такой план не предполагает в ходе своего выполнения государственный диктат и жесткое администрирование. Среднесрочный план может и должен быть индикативным. Но главное состоит в том, что он не сводится только к разработке бюджета — пятилетнего и ежегодного, а обязательно включает совокупность производственно-технологических параметров, как то разработка и обустройство новых месторождений нефти на суше и морском шельфе, ввод мощностей по добыче нефти, строительство новых и модернизация существующих НПЗ, применение новых технологий в области качества нефтепродуктов, увеличение объема производства нефти и согласованный с этим рост объема переработки дифференцированно по существующей номенклатуре (ассортименту), изменение (увеличение или уменьшение) экспорта нефти и нефтепродуктов и т. д.

Возвращаясь к реальной практике в нефтяной отрасли, отметим, что неразвитость производственной инфраструктуры по нефтепереработке вызвано не только незаинтересованностью нефтяных компаний в этой области деятельности, но и индифферентностью государства. Примечательно, что даже в государственной статистике не представлены данные о наличии мощностей переработки нефти, о вводе новых мощностей, равно как и о вводе новых эксплуатационных нефтяных скважин. В связи с тем, что не фиксируются данные о наличии производственных мощностей, то, само собой, разумеется, нет данных и о загрузке этих мощностей (как было, например, в СССР).

Из всего набора машин и оборудования, применяемых в нефтяной отрасли, в российском статистическом ежегоднике отражены только турбобуры (в тыс. секций): если в 1990г. было произведено 12,9 тыс. комплектов, то в 2007г. — 40 комплектов. То есть современное бурение скважин основано практически полностью на импортных поставках.

В сфере переработки нефти по видам продукции в указанном сборнике представлены следующие позиции: кокс в пересчете на 6 % влажность, бензин (в том числе автомобильный), дизельное топливо и топочный мазут, а также первичная переработка нефти. Этот перечень создает противоречивое представление об ассортименте производимых нефтепродуктов, подлежащих реализации потребителям. Например, строка «первичная переработка нефти» показывает лишь количество перерабатываемой нефти, что само по себе не является готовым к потреблению продуктом.

К тому же подраздел 13.58 сборника сформулирован следующим образом — «Производство кокса и важнейших видов нефтепродуктов», а в составе нефтепродуктов первую позицию занимает «кокс в пересчете на 6 % влажность». Технологически нефтяной кокс — твердый остаток, получаемый при коксовании некоторых нефтепродуктов, например, гудрона, и используемый в металлургическом производстве. То есть кокс — побочный продукт нефтепереработки.

Кроме того, в рассматриваемом перечне нет такой важнейшей на сегодняшний день позиции как реактивное топливо (авиационный керосин). По нашему мнению, ассортимент нефтепродуктов, представляемый в статистике также должен включать следующие основные позиции: бензин, дизельное топливо, реактивное топливо (авиационный керосин), топочный мазут (валовый выпуск), судовое топливо.

В статистике нет также данных о загрузке мощностей НПЗ, что является важным параметром эффективности использования мощностей по переработке нефти.

Приведенный выше ассортиментный перечень нефтепродуктов важен для макроэкономического анализа динамики и выявления структурных сдвигов, происходящих под воздействием технологических изменений в сфере потребления, например, опережающего роста парка автотранспорта или сокращения объема производства мазута, вследствие перевода на котельных на другие виды топлива (например, природный газ).

Этот перечень важен еще и потому, что все указанные позиции представлены в деятельности крупных компаний нефтяной отрасли и отражают преобладающую часть объема производства в части переработки нефти. Одновременно в плановых и программных документах по нефтепереработке этот перечень должен быть основополагающим. На его основе государство может проводить гибкую экономическую политику, как в части обеспечения соответствующих интересов, так и интересов потребителей нефтепродуктов. Что касается интересов нефтяных компаний России, в силу их ориентированности, на максимизацию доходов и прибыли, то они (интересы) могут привести к нежелательным деформациям сложившихся тенденций и объективно предположенных пропорций в разрезе приведенного выше перечня. Конкретно это означает, что корпоративные интересы компаний подвигают их к увеличению производства тех видов продукции, которые в данный момент имеют высокую цену. На первый взгляд такое поведение частного капитала вполне логично, но в том и суть государственного регулирования, чтобы обеспечить оптимальные пропорции в производстве товаров, соответствующих объективно сложившемуся спросу.

Теперь вновь возвратимся к проблеме глубокой переработки нефтяного сырья. В российском ежегоднике приведены статистические данные о глубине переработки за 1970–2013гг. (см. табл.1).

Таблица 1

Глубина переработки нефтяного сырья за 1970–2013гг.

Годы	1970	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2010	2012	2013
Глубина переработки нефти, %	60	71	71	70	70	71	72	72	72	71	72	72

 

Данный показатель и его динамика за столь длительный период отражают громадное отставание в нефтепереработке от промышленно-развитых стран.

До сих пор в предыдущем анализе мы применяли понятие глубокой переработки, имея в виду, чаще всего, не собственно глубокую переработку, а увеличение переработки нефтяного сырья для ограничения экспорта сырой нефти. Здесь же следует прояснить суть проблемы именно глубокой переработки. С методологической точки зрения увеличение глубины переработки — одна из ключевых проблем повышения эффективности функционирования нефтепереработки.

По опыту экономически развитых стран, глубина переработки — основной ресурс повышения эффективности отечественной переработки. Мы уже упоминали о том, что глубина переработки связана с конверсией мазута, доля которого в структуре выпуска продукции российской нефтянки по данным статистики крайне высока (27,7 % или 77 миллионов тонн в 2014 г.), т. е. почти 1/3. Использование мазута как топочного ресурса подчинено ярко выраженной тенденции последовательного снижения как зарубежом, так и в России (мазут постепенно заменяется использованием природного газа). В то же время топочный мазут на самом деле представляет собой крупный ресурс для последующей его переработки и получения большого объема высококачественных продуктов — автомобильного бензина и дизельного топлива. В соответствующей литературе обычно приводятся данные о том, что из годового объема переработанной в России нефти (220млн.т.) за счет углубления можно получить дополнительно 20 % высококачественных светлых продуктов [3,5].

И этот ресурс существенно меняет соотношение количества экспортируемой и перерабатываемой нефти. Сама по себе глубина переработки посредством трансформации мазута в светлые продукты существенно не улучшает их качества. Тем не менее, глубина переработки, сама по себе, есть качественный скачок на пути достижения высокой эффективности на стадии нефтепереработки.

И все же в российской практике на первый план выдвинулась проблема увеличения производства высококачественных продуктов переработки, вызванная объективно сложившимися характеристиками современных двигателей внутреннего сгорания и, главным образом, обновляющимся парком легкового автотранспорта, требующим топлива чрезвычайно высокого (европейского) качества. В связи с этим на первый план также выдвинулась проблема модернизации производственных мощностей, способных производить бензин и дизельное топливо высокой пробы.

В силу отставания автомобильной промышленности России от уровня экономически развитых стран производимые в стране до последнего времени двигатели внутреннего сгорания были рассчитаны на топливо со сравнительно невысоким октановым числом. Использование такого бензина сопряжено с высоким коэффициентом загрязнения атмосферы и не соответствует экологическим требованиям, применяемым в зарубежных странах. В современной России в последние 6–8 лет автомобильный парк высокими темпами пополняется и обновляется автомобилями, которые заправляются бензином высокого качества, и это обеспечивает высокую износостойкость автомобилей. При том качестве производимого в России бензина, которое значительно ниже зарубежных аналогов, становятся нетерпимыми действующие в стране экологические нормы и стандарты.

Принятие российских стандартов качества нефтепродуктов означает водораздел между прошлым и будущим, между устаревшими технологиями переработки и низким качеством нефтепродуктов с одной стороны, и будущими решениями и достижениями в области качества нефтепродуктов с другой стороны, что откроет России путь на мировой рынок нефтепродуктов.

Для того чтобы реализовать требования правительственного Постановления необходимо пройти достаточно сложный и продолжительный путь, как модернизации и реконструкции производственных мощностей НПЗ, так и строительства новых предприятий, основанных на современных передовых технологиях.

Реальное осуществление этих задач опять-таки требует введения методологически основ и разработки среднесрочного планирования и программ, обеспечивающих реальные возможности производственных мощностей в деле соблюдения требований российских стандартов, а также механизмов мониторинга и контроля за деятельностью нефтяных компаний. В этой области роль государственного регулирования приобретает первостепенное значение.

Обратим внимание, что цели модернизации всей нефтепереработки не могут быть решены только строительством новых заводов. Увеличение объемов первичной переработки в среднем на 20 % возможно и на существующих заводах путем расширения реальных мощностей установок до проектных. Однако если компании начнут наращивать первичные перерабатывающие мощности, не модернизируя установки вторичной переработки, при существующей глубине переработки нефти будет образовываться переизбыток мазута, спрос на который падает. Вследствие этого для достижения целей развития перерабатывающей нефтяной промышленности необходимо модернизировать существующие перерабатывающие мощности, увеличивая тем самым глубину переработки. Более того, именно такой вариант развития соответствует мировым тенденциям развития НПЗ в странах Западной Европы и США, которые стремятся максимально увеличивать выходы светлых высококачественных нефтепродуктов, качество которых отвечает самым высоким экологическим требованиям.

В случае принятия решения о модернизации конкретного НПЗ необходимо определить конфигурацию будущих установок и их производителя (поставщика). Сегодня приходится констатировать, что отечественное машиностроение не готово обеспечить перерабатывающие заводы необходимым оборудованием.

Именно поэтому в основу проектов модернизации отечественных НПЗ необходимо закладывать достижения признанных лидеров — американских и европейских производителей оборудования для НПЗ, которые предлагают огромное количество разнообразных установок, как повышающих качество нефтепродуктов, так и увеличивающих глубину переработки нефти.

Выбор конкретной конфигурации будет зависеть от направления модернизации определенного НПЗ: дизельное направление или бензиновое. Сочетание установок, производящих высококачественный бензин и высококачественное ДТ встречается крайне редко ввиду очень высокой стоимости такого проекта. Поэтому рассмотрению вопроса о выборе правильной ориентации нефтеперерабатывающего производства посвящено много публикаций, особенно в зарубежной прессе. Эта проблема сейчас является особенно актуальной для НПЗ России, ведь от выбора стратегии развития будет зависеть будущее всего предприятия.

Отметим, что по причине преобладания бензиновых автомобилей на отечественном рынке НПЗ России должны быть ориентированы на максимальное производство бензина. В случае экспортной направленности производства, вариант с дизельным развитием может быть принят в связи с тем, что в странах Западной Европы, например, спрос ориентирован в большей степени на дизельное топливо, и более того, прогнозируется его дефицит в 2010–2015г.г.

Непосредственное влияние на выбор направления модернизации НПЗ оказывает фактор наличия доступных технологий и выбор конфигурации производства.

Так или иначе обе схемы предполагают наличие установок глубокой переработки — гидрокрекинг гудрона (H-oil). Эта установка позволяет получать из высокосернистоного низкостоимостного мазута бензин и дизельное топливо.

Кроме гидрокрекинга мазута в случае бензинового направления модернизации в схему завода необходимо включить:

1)                 установки, повышающие качество бензина, то (алкилирование, изомеризация, риформинг, гидрооочистка);

2)                 установки, увеличивающие конечный выход продукта (каталитический крекинг вакуумного газойля)

При дизельном варианте модернизации в конфигурацию завода должны быть включены:

1)                 установки, повышающие качество дизельного топлива (гидроочистка, гидродепарафинизация);

2)                 установки, увеличивающие конечный выход продукта (гидрокрекинг вакуумного газойля)

Заметим, что для получения 1тн бензина необходимо 2,9т. нефти, а для получения 1т. дизельного топлива — 2,3т. нефти. Капитальные затраты по двум схемам примерно одинаковы и составляют 2,0–2,5 млн. долл. США каждая. Такие капитальные затраты должны окупиться за 5–7 лет, при условии сохранения стабильных цен на нефть и нефтепродукты. То есть следует признать, что экономическая эффективность рассматриваемых вариантов примерно одинакова.

Инновационным решением модернизации перерабатывающей отрасли России может стать переработка тяжелой битуминозной нефти, по запасам которых страна находится на четвертом месте в мире. Однако обратим внимание на то, что цена битуминозной нефти на мировом рынке невысока, но затраты на ее добычу существенно превышают аналогичные показатели по добыче традиционных сортов нефти, так как себестоимость ее добычи увеличивается за счет необходимости строительства процессов глубокой переработки на месторождениях. Мы не располагаем данными о себестоимости добычи битуминозной нефти в России, однако, полагаем, что затраты по ее добыче будут находиться на уровне аналогичных показателей Канады, где битуминозная нефть добывается уже на протяжении нескольких лет. Средняя себестоимость добычи и облагораживания тяжелой нефти на месторождениях равна 24–36 долл. за баррель. Перенос процессов глубокой переработки тяжелых нефтей непосредственно на месторождения позволит существенно снизить затраты на модернизацию НПЗ. Это обусловлено тем обстоятельством, что продажи тяжелой битуминозной нефти на мировом рынке не принесут существенных доходов, поэтому актуальным является вопрос о перспективной переработке такой нефти и производстве из нее продуктов с высокой добавленной стоимостью. Для этого, на наш взгляд, России следует использовать передовой опыт США по строительству комплексов переработки тяжелой нефти, который заключается в переносе процессов переработки нефти с НПЗ непосредственно на месторождения с целью подготовки 5–6 типов смесей битуминозной нефти с продуктами ее облагораживания. По системе нефтепроводов отдельные виды смеси будут поставляться на профильные НПЗ с уже имеющимися конфигурациями процессов углубленной переработки. Такая технологическая инновация позволяет без существенных инвестиционных вложений в модернизацию самих НПЗ переориентировать перерабатывающую промышленность США на использование битуминозной нефти в короткие сроки (до 2013–2015 гг.). Суммарные инвестиционные затраты по строительству таких комплексов переработки тяжелой нефти на месторождениях Канады составят, по данным National Energy Board, Canada, 150–160млрд. кан.долл. Для России такие затраты будут несколько выше вследствие необходимости строительства разветвленной сети нефтепроводов и их большей протяженности (перспективные месторождения тяжелой нефти России находятся в республике Татарстан и Восточной Сибири, а большинство НПЗ — в европейской части России). Тем не менее даже такие инвестиционные затраты окупятся (по предварительным расчетам) через 10–15 лет, когда месторождения традиционных сортов нефти уже окажутся на грани истощения.

 

Литература:

 

1.                Левинбук М. И., Кочикян В. П., Штина А. А. К вопросу об эффективности перевода российских нефтеперерабатывающих заводов на глубокую переработку нефтяного сырья// 8-й Петербургский Форум ТЭК: Сборник материалов. — СПб., 2008. С.131–134
2.                Российский статистический сборник 2014: Статистический сборник/Росстат. — М., 2014.-693с.
3.                Рябов В. А. Проблемы развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности//Мир нефтепродуктов.-2009.-№ 1.-С.5–13
4.                Семенова А. А. Техническое перевооружение — эффективный путь развития российской нефтепереработки // В мире научный открытий № 1.2 (49), 2014. С.1001–1008
5.                Семенова А. А. Формирование организационно-экономических предпосылок и механизмов приоритетного развития нефтепереработки: диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук: 08.00.05. ― Москва, 2010. — 171 c.