Страны мира по-разному восприняли и отреагировали на повышение цен на нефть. Однако общей тенденцией для всех них было характерное сокращение в 2006 году темпов потребления нефтепродуктов при относительно высоких среднегодовых темпах роста ВВП. Например, соотношение этих показателей по высокоразвитым странам было следующим: среднегодовой прирост ВВП в странах Евросоюза 2,7% при стабилизации потребления нефтепродуктов, в США — 3,4% при снижении потребления нефтепродуктов на 1,3%, Японии — 2,9 и 3,3%, Франции — 2,1 и 0,3%, Канаде — 2,8 и 1,5% и Великобритании — 2,7 и 1,0%. При этом в странах бывшего СССР наблюдался прирост потребления нефтепродуктов на 4,6%, в том числе в Украине — на 7,9%. Отмеченные тенденции тесным образом связаны с конкурентоспособностью экономик разных стран, а также с во многом определяющим ее показателем энергоэффективности (см. табл. 1).
Анализ представленных в табл. 1 данных показал, что энергоемкость ВВП в Украине превышает, например, энергоемкость ВВП Германии в 17,7 раза, США — в 14,5 и Японии — в 9,9 раза. Если принять во внимание, что межгосударственные сравнения лучше проводить с учетом паритета покупательной способности, то разница в энергопотреблении окажется значительно меньшей, но все же остается значительной.
Вместе с тем в Украине наблюдается достаточно высокий показатель потребления энергии на душу населения. В то же время сравнение показателей потребления энергоносителей на душу населения и энергоемкости ВВП может свидетельствовать о неэффективном их использовании в Украине и неэффективности энергосберегающей политики государства в целом. Поэтому актуальным следует признать предусмотренное основными направлениями «Энергетической стратегии Украины до 2030 года» снижение к 2030 году энергоемкости ВВП в 2,5 раза и доведение ее до 0,36 кг условного топлива (у. т.) на 1 долл., а показатель потребления электроэнергии на душу населения — до 4—5 тыс. кВт-ч на человека.
В связи с тем, что приоритетное положение среди первичных энергоносителей в мировом топливно-энергетическом комплексе (ТЭК) занимает нефть (35,8%), вопросам развития нефтеперерабатывающей промышленности во всех странах мира уделяется наибольшее внимание.
В Украине за годы независимости наблюдалась тенденция падения фактического потребления нефтепродуктов с 56,7 млн. тонн в 1990 году до 12,5 млн. — в 2006-м (или в 4,6 раза), что не только отражало сущность происходящих в экономике страны процессов, но и в значительной степени было обусловлено непрекращающимся ростом мировых цен на сырую нефть (см. табл. 2). Последнее привело к падению объемов переработки нефти из-за применения устаревшей технологии на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Эта технология характеризуется низкой глубиной переработки (ниже 70%), что делает переработку менее привлекательной по сравнению с экспортом нефти. Именно по этой причине были закрыты на длительный ремонт Одесский и Херсонский НПЗ, при этом Кременчугский, Лисичанский и Дрогобычский НПЗ резко уменьшили объемы переработки нефти. Более стабильная работа Надвирнянского НПЗ связана с переработкой только украинской нефти в смеси с газовым конденсатом.
Все это не могло существенно повлиять на пропорции между составляющими внутреннего рынка нефтепродуктов и привело к увеличению доли импортных нефтепродуктов и снижению удельного веса продукции собственного производства. Так, в общем объеме производства автомобильных бензинов на долю продуктов с октановым числом А-76 приходилось 20,7%, А-80 — 17, А-92-29, А-95 и А-98 — 34%,тогда как соотношение рынка продаж выглядело следующим образом: в рознице — А-72—80 — 19,7%, А-90—93 — 30,4, А-94—98 — 49,9% и в опте — А-72—80 — 37,5%, А-90—93 — 23,3 и А-94—98 — 39,2%.
Сопоставление данных о производстве и потреблении автомобильных бензинов в Украине за 2004—2006 годы свидетельствует о постоянном дефиците высокооктановых продуктов, который покрывается за счет импорта из стран ближнего и дальнего зарубежья.
Анализ структуры внешнеторгового оборота Украины в нефтепродуктовой сфере за 2006 год позволил сделать вывод о том, что в экспорте преобладают менее квалифицированные низкооктановые автомобильные бензины с октановым числом (ОЧ) менее 80 — 11,6 млн. долл. по сравнению с бензинами с ОЧ 93—95 — 1,5 млн. и 95—98 — 3,4 млн. долл., тогда как среди дизельных топлив доминировали высокосернистые продукты: с содержанием серы около 1% — 75,2 млн. долл., с содержанием серы 1—2% — 114,1 млн. и с содержанием серы 2—2,8% — 743,3 млн. долл.
В то же время структура импортируемых автомобильных бензинов выглядела следующим образом: стоимость бензина с ОЧ 80 составляла 4,1 млн. долл., с ОЧ 80—93 — 172,1 млн., с ОЧ 93—95 — 96,9 млн., с ОЧ 95—98 — 162,2 млн. и с ОЧ > 98 — 9,3 млн. долл.; импорт газойлей (в основном малосернистых) — 1040 млн. долл. против его экспорта (высокосернистого) — 323,9 млн. долл. Экспорт мазута с содержанием серы 1—2% составлял 114,1 млн. долл., содержанием серы 2—2,8% — 743,3 млн. и с содержанием серы около 1% — 75,2 млн. долл. против его импорта с содержанием серы менее одного 1% — 52,1 млн. долл., с содержанием серы 1—2% — 127,2 млн. и с содержанием серы 2—2,8% — 15,5 млн. долл.
Рассматривая ценовые параметры экспортно-импортной продукции различного качества, отметим, что по экспорту автомобильных бензинов цена литра составляла: по продукту с ОЧ 80 — 0,47 долл./л (импорт — 0,54 долл./л), ОЧ 80—93 — 0,62 (0,60), ОЧ 93—95 — 0,62 (0,62), ОЧ 95—98 — нет (0,63—0,64), ОЧ > 98 — нет (0,71 долл./л). По дизельным топливам они находились на уровне от 490 до 560 долл. за тонну по экспорту и 549 долл. за тонну по импорту, а по мазутам с содержанием серы менее 1% — 321,7 и 450,3 долл. за тонну соответственно, тогда как с содержанием серы 1—2% — 264,6 и 388,3 долл. за тонну соответственно.
При этом, по данным Государственной таможенной службы Украины, средняя импортная цена тонны бензина автомобильного в 2005 году составляла 527,1 долл. (3536 грн. за тонну собственного производства), в 2006 году — 623,6 долл. (3759 грн.) и за девять месяцев 2007 года — 645,7 долл. (4499 грн.), тогда как тонна дизельного топлива обходилась в 2005 году в 527,3 долл. (3632 грн. за тонну собственного производства), в 2006-м — 556,2 долл. (3830 грн.) и девять месяцев 2007 года — 524,1 долл. (4005 грн.) и мазута — 291,8 долл. (1408 грн.), 385,0 долл. (1526 грн.) и 370,7 долл. (1850 грн.) соответственно.
Для сравнения: усредненная за 2006 год цена тонны импортируемой нефти составила 305,5 долл. Из анализа приведенных данных можно сделать вывод о том, что из-за сложившейся неэффективной структуры производства нефтеперерабатывающая промышленность Украины несет значительные экономические потери. Так, экспортируя ежегодно миллионы тонн мазута, местные НПЗ по сути субсидируют западные страны (Великобританию, Кипр, Латвию, Румынию, Италию и др.) на миллиарды долларов. И объясняется это тем, что сами они не могут извлечь из тяжелых остатков легкие фракции моторного топлива. Проведя модернизацию украинских НПЗ, можно было бы в экспорте заменить мазут на более дорогостоящие дизельные топлива и автомобильный бензин.
Кроме того, сокращение объемов экспорта мазута из Украины и в равной степени из России значительно снизило бы вероятность экологических катастроф, аналогичных той, что произошла в Керченском проливе. Напомним: 11 ноября там потерпел крушение и разломился на две части танкер «Волганефть 139» с 4777 тоннами мазута на борту, из которых около 1200 тонн вытекло в море.
При этом производимые украинской промышленностью автомобильные бензины и дизельные топлива уступают зарубежным не только по физико-химическим показателям, но и по экологическим характеристикам. Дефицит высококачественных моторных топлив и масел имеет свои негативные последствия, связанные с наполнением отечественного рынка фальсифицированными продуктами. Особенно обострились эти процессы в связи с резким повышением мировых цен на нефть.
Таким образом, хронический дефицит высококачественных моторных топлив, являющихся основой современной нефтепереработки, можно воспринимать как отсутствие каких-либо кардинальных сдвигов в нефтеперерабатывающей промышленности Украины.
Казалось бы, при сложившейся конъюнктуре цен на мировом рынке нефти и законсервированной отсталости технологии ее переработки на украинских НПЗ решение проблемы повышения глубины переработки до классического уровня (86%) и выше следовало бы поставить в первый ряд приоритетов при модернизации отрасли. В то же время руководство Минтопэнерго Украины ориентирует отрасль и Госпотребстандарт на подготовку к внедрению уже в 2008 году топливного стандарта качества нефтепродуктов «Евро-3» и выше. Анализ состояния и условий перехода украинских НПЗ на эти стандарты, как и сравнение действующих стандартов (см. табл. 3, 4), показывает, что в нынешних условиях технологически осуществить указанный переход в полном объеме нереально. Попробуем обосновать этот вывод мировой практикой.
Западные НПЗ при производстве современного ассортимента бензинов, как правило, используют не менее 10 компонентов с различными октановыми числами, в том числе бутан — от 93 до 96 пунктов, изопентан — 92—94, изомеризат — от 83 до 90, риформат — от 93 до 102, алкилат — от 93 до 96, бензин флюид каталитического крекинга — 90—92, ЭТБЭ — 118, ТАМЭ — 114, метанол, этанол — 106. Каждому из этих компонентов соответствуют отдельные технологические процессы и установки. Однако в Украине отсутствуют многие из таких технологических установок, и в первую очередь, алкилирования. При этом установка изомеризации есть на двух НПЗ из шести, МТБЭ и каталитического крекинга — также на двух заводах.
Также для улучшения качества дизельных топлив и одновременного увеличения их производства приоритетными процессами считают гидрокрекинг, висбрекинг и замедленное коксование, которые в Украине отсутствуют. Во Франции, например, в 2006 году компания «Тоталь» на своем НПЗ в Нормандии реализовала проект стоимостью 500 млн. евро по строительству установки гидрокрекинга мощностью 2,4 млн. тонн в год. Это поможет сократить растущий дефицит в дизельном топливе, используя для переработки более тяжелые нефти с повышенным содержанием серы. Такая же установка (мощностью 2,485 млн. тонн в год) была построена в прошлом году компанией ESSO SAF на одном из французских нефтеперерабатывающих заводов.
Для реализации подобных проектов Украине следовало бы сначала провести модернизацию своих НПЗ, как это предусмотрено «Энергетической стратегией Украины на период до 2030 года» и проектами владельцев заводов, что потребует миллиардных капиталовложений. В США, например, для выполнения требований программ Tier-2 только по снижению содержания серы в бензинах понадобилось около 8 млрд. долл. инвестиций.
На мой взгляд, наиболее эффективным путем решения этой проблемы в Украине следует считать использование малых проектов реконструкции нефтеперерабатывающих заводов. Реализация на практике такой бланковой схемы предполагает модернизацию установок первичной переработки, гидроочистки дизельного топлива с одновременной заменой катализатора на установках риформинга, реконструкцию установок каталитического крекинга и конверсию риформинг-установки в установку изомеризации. Предлагаемый вариант мог бы быть реализован в полном масштабе на Кременчугском и частично на Лисичанском НПЗ, где, в отличие от остальных предприятий отрасли, есть установки каталитического крекинга. Расчеты, выполненные британскими экспертами компаний Anglo Petroleum Mining и Euro Technical Services Inc., показали, что в случае такой реконструкции на трех российских НПЗ в Самарской области (Самарский, Новокуйбышевский, Сызранский) производство за 18 месяцев может возрасти по моторным топливам на 48%, а по мазуту снизиться на 43%, тогда как глубина переработки увеличится до 75% при объемах инвестиций от 35 до 70 млн. долл. в зависимости от мощности предприятия по первичной переработке нефти.
Другим путем решения рассматриваемой проблемы может быть строительство новых для украинской промышленности установок висбрекинга и коксования с целью переработки мазутов. Большое внимание развитию этих процессов уделяют во всех высокоразвитых странах, в том числе в Российской Федерации, в которой на первом этапе выполнения программы модернизации отрасли в общем увеличении мощностей глубокой переработки на 31,25 млн. тонн в 2002—2005 годах на мощности установок висбрекинга должно было приходиться 7,57 млн. тонн, или 24,2% от первичной переработки.
Примером реализации современной схемы переработки нефти на пространстве бывшего СССР является «Мажейкю Нафта» (Литва). Наряду с выполнением целого ряда технологических процессов на заводе функционирует установка висбрекинга гудрона
(К-1), введенная в эксплуатацию в 1989 году, мощность которой составляет 1,6 млн. тонн в год, или 10,7% от мощности атмосферной ректификации.
Полезным для Украины может также оказаться опыт модернизации Мозырского НПЗ (Беларусь) с целью углубления переработки нефти и улучшения качества нефтепродуктов. Так, на третьем этапе реконструкции предприятия в 2000—2003 годах был модернизирован реакторный блок С-300/1 ЛК-6УN2 и заменен катализатор на установке легкого гидрокрекинга на более эффективный компании «Акзо Нобель» (Нидерланды), построена установка висбрекинга гудрона мощностью 1,2 млн. тонн в год. Все эти преобразования обеспечили производство дизельного топлива с содержанием серы менее 0,005% в полном объеме организации выпуска евродизеля с содержанием серы менее 0,001% и улучшенными низкотемпературными свойствами, улучшили процесс ректификации углеводородных газов, получение стандартного котельного топлива без вовлечения светлых фракций и повысили глубину переработки нефти на 7—8%.
Сегодня инвестиции в большей мере зависят от маржи (дохода) нефтепереработки. По оценкам экспертов, доходность переработки в Украине отличается от российской на порядок и составляет около 15 долл. на тонну. В то же время во Франции, по данным компании DIREM, при переработке нефти сорта брент в 2006 году она составила 4,38 долл./барр. против 5,84 долл./барр. в 2005-м. Маржа брутто отражает различия в изменении цен на нефтепродукты и сырую нефть и должна компенсировать затраты на процессинг и процент на вложенный капитал.
В связи с ростом мировых цен на нефть ожидается дальнейшее снижение маржи нефтепереработки. Поэтому, как следует из результатов приведенного анализа, в Украине в первую очередь следует определиться с источниками инвестиций в модернизацию своих НПЗ и компаниями-лицензиатами процессов глубокой переработки нефти (см. табл. 5). Очевидно, в этой связи целесообразно также оценить эффективность проведенной приватизации НПЗ и разработать действенные организационно-экономические механизмы ускорения прогресса в нефтеперерабатывающей промышленности, не отказываясь при этом от использования опыта наших ближайших соседей, и в первую очередь Польши, где уже производят нефтепродукты в соответствии с требованиями евростандартов.