Успех улучшений в российской переработке

Наш опыт в России показывает, что, выстраивая и реализуя комплексную программу операционных улучшений на НПЗ, показатель EBITDA на баррель переработанной нефти можно увеличить на 2—3 долл., то есть для завода с мощностью переработки 10 млн тонн это может составить 150—200 млн долл. в год. При росте пошлин на экспорт нефтепродуктов и, как следствие, снижении доходности нефтепереработки эффективность операционной деятельности может стать одним из главных конкурентных преимуществ НПЗ уже через пять-семь лет.

В данной статье мы рассмотрим последовательность шагов при формировании комплексной программы операционных улучшений, а также подход к созданию системы управления, нацеленной на повышение операционной эффективности НПЗ.

Формирование программы операционных улучшений

Основной финансовый потенциал операционных улучшений связан с повышением выхода светлых нефтепродуктов. Увеличение доли светлых нефтепродуктов в корзине достигается благодаря целевой реконструкции установок и мероприятиям, призванным сократить частоту и длительность плановых ремонтов установок. Инициативы по увеличению доли светлых в корзине, как правило, дополняются мероприятиями, направленными на сокращение безвозвратных потерь и оптимизацию основных категорий затрат: расходов на топливо и энергетику, ремонты и персонал[1] (см. схему 1).

Комплексная программа операционных улучшений, в которой основное внимание уделяется финансовому потенциалу НПЗ, формируется в три основных этапа.

1. Определение отставания от показателей лучших НПЗ и выявление основных направлений для улучшений. Как правило, примерно 80% финансового потенциала НПЗ приходится на три-четыре направления операционных улучшений, поэтому именно на них нужно сконцентрироваться прежде всего.
2. Определение основных рычагов сокращения отставания от лучших НПЗ. Для каждого приоритетного направления необходимо определить полный набор действий по улучшениям. Речь может идти, например, о замене изношенных горелок в печах, благодаря чему сократится потребление технологического топлива.
3. Формирование детального списка технических мероприятий (включая оценку экономического эффекта, определение сроков и ответственных за реализацию). На данном этапе необходимо определить конкретные мероприятия; если продолжать предыдущий пример, то выбрать все изношенные горелки, которые нужно заменить в печах, оценить требуемые инвестиции и убедиться, что данные решения экономически эффективны.

Определение отставания от показателей лучших НПЗ и выявление основных направлений для улучшений

Как известно, в нефтепереработке для выявления отставания от лидеров обычно применяют сравнительный анализ (бенчмаркинг) Solomon. Участники программы получают данные по ключевым показателям деятельности НПЗ разных стран, сгруппированные по направлениям: энергоэффективность, эксплуатационная готовность, персонал и др.

Используя данные лучших НПЗ и бенчмаркинга Solomon, а также учитывая цены на внутреннем рынке, необходимо определить финансовый потенциал улучшений по каждому направлению.

Допустим, индекс эксплуатационной готовности НПЗ мощностью 10 млн тонн переработки нефти в год на 3,5 процентных пункта ниже, чем у заводов первого квартиля Solomon. Разница в 3,5 процентных пункта — это около 13 дополнительных дней простоя в год, и, рассчитав на LP-модели стоимость одного дня простоя завода, например, в 6 млн долл., мы получаем потенциал экономии до 78 млн долл. в год, или 1,1 долл. на баррель.

Аналогичный подход применяется и к энергоэффективности: скажем, разрыв с первым квартилем составляет 45 пунктов, что для НПЗ эквивалентно, например, 10 млн МБте[2]. Пересчитав по коэффициентам соответствия потребление топлива, тепла и электроэнергии завода в МБте, мы получим — при средней цене 1 МБте около 4 долл. — экономию до 40 млн долл. в год, или 0,5 долл. на баррель (см. схему 2).

По результатам анализа НПЗ выбирает направления с наибольшим финансовым потенциалом. Оценить величину разрыва, закрыть который экономически целесообразно, можно будет после определения основных рычагов повышения эффективности и формирования детальной программы улучшений.

Определение основных рычагов сокращения разрыва с лучшими НПЗ

По нашему опыту, на российских НПЗ наибольшим финансовым потенциалом обладают такие направления улучшений, как повышение выхода светлых нефтепродуктов при заданном объеме переработки нефти, рост эксплуатационной готовности, повышение энергоэффективности и сокращение безвозвратных потерь. Мы рассмотрим каждое из этих направлений.

Повышение выхода светлых нефтепродуктов при заданном объеме переработки нефти. Финансовый потенциал направления определяется различием в стоимости светлых и темных нефтепродуктов. Существуют две основные группы рычагов, используя которые можно обеспечить больший выход светлых нефтепродуктов при заданном объеме переработки нефти: это увеличение отбора светлых на всех установках и наращивание мощности глубоких установок, производящих дополнительные объемы светлых из мазута (см. схему 3).

Как правило, меры первой группы беспроигрышны, так как для технических решений не нужны большие инвестиции. Например, при замене тарелок атмосферной колонны на одном российском НПЗ содержание дизеля в товарном мазуте снизилось с 8 до 3%, и капитальные затраты на реконструкцию окупились за четыре месяца.

Наращивание мощности глубоких установок, как правило, связано со значимыми капитальными затратами. В этом случае необходимо детально оценить инвестиции и рассмотреть возможности сбыта дополнительных объемов продукции. Главное — определить рыночные ниши НПЗ по основным светлым нефтепродуктам и способность завода производить планируемые объемы с учетом существующих технологических ограничений и будущих требований технического регламента (см. схему 4).

Если рыночная ниша превышает максимальный объем производства продукта заводом, то необходимо изучить все доступные варианты устранения основных технических ограничений, понять, как можно было бы увеличить производственные мощности (прежде всего — за счет реконструкции существующих установок[3]), и в дальнейшем оценить требуемые изменения по всей технологической схеме НПЗ[4].

Рост эксплуатационной готовности. Регулярные плановые остановки установок для проведения обследований, ремонта и подготовки к новому операционному циклу — специфика работы НПЗ.

В зависимости от технического состояния оборудования и согласованных юридических нормативов безостановочный операцион ный цикл установки может составлять от одного года до пяти и более лет.

Упущенная выгода одного дня простоя самой прибыльной установки завода (например, гидрокрекинга вакуумного газойля или каталити ческого крекинга) может достигать 2—3 млн долл. EBITDA. При проведении 50-дневного остановочного ремонта один раз в два года (в среднем 25 дней за год) упущенная выгода НПЗ по такой установке в среднем за год составляет 50—75 млн долл.

Сократив среднее количество дней плановых остановок в год, можно минимизировать упущенную выгоду. Для этого необходимо увеличить межремонтный пробег (МРП), скажем, ремонтировать установки один раз в четыре года вместо одного раза в два года, и сократить время остановочного ремонта, например, с 50 до 40 дней (см. схему 5).

Формирование программы увеличения межремонтного пробега начинается с определения группы установок (ремонтных «цепочек»), которые будут переводиться на увеличенный МРП. Например, при ремонте или регенерации гидроочистки дизеля также может быть остановлена установка АВТ, так как неочищенный дизель не соответст вует техническому регламенту по сере. Если гидроочистку дизеля невозможно перевести на увеличенный МРП, то инвестиции в модернизацию АВТ не будут эффективны.

Перевод «цепочки» установок на увеличенный МРП требует внимания к деталям: с одной стороны, безусловным приоритетом должна быть безопасность сотрудников, с другой — для достижения финансового эффекта важно инвестировать средства только в необходимые работы. Успех во многом зависит от глубины знаний сотрудников о состоянии оборудования установок, от наличия специализированного программного обеспечения по установкам и отлаженной системы принятия решений.

Подготовка к увеличению МРП сводится к составлению списка оборудования и полного перечня технических мероприятий по каждой единице оборудования. Например, на одном российском НПЗ при переводе установки алкилирования с двух- на четырехлетний МРП трубопровод серной кислоты из обычной стали с высоким уровнем коррозии (0,4 мм в год) заменили на трубо провод из нержавеющей стали.

Дополнительные трудности создают ограничения Ростехнадзора, а именно необходимость чаще проводить ревизию и внутренние обследования отдельного оборудования по сравнению с целевым МРП. Требования Ростехнадзора не всегда соответствуют фактическому состоянию оборудования, однако затраты на их выполнение могут существенно снизить окупаемость мероприятий по увеличению МРП ремонтной «цепочки».

Сокращение времени остановочного ремонта достигается за счет детального планирования работ, их четкой организации и эффективного управления подрядчиком. На лучших НПЗ подготовка к остановочному ремонту начинается за 21 месяц до его начала, что позволяет определить объем большинства работ, закупить и доставить необходимое оборудование, провести тендеры и согласовать условия с подрядчиками.

Сокращение длительности остановочного ремонта связано прежде всего с оптимизацией работ по критическому пути[5]. Как правило, на критическом пути любой основной установки находятся ректификационная колонна (процессы коррозии; основные работы — снятие внутренних устройств[6], их очистка, ремонт и обратная установка) или «сосуд», работающий с катализатором, — реактор или регенератор (подвержено эрозии; основные работы — демонтаж футеровки и ее замена). Как следствие, оптимизационные меры, реализованные на одной основной установке НПЗ, применимы и к другим.

Повышение энергоэффективности. В советское время вопросам энергоэффективности на НПЗ уделялось ограниченное внимание. Поэтому установки размещались далеко друг от друга[7], а перед проектировщиками не ставилась задача оптимизировать энергопотребление установок.

В настоящее время цены на основные энергоресурсы в стране по-прежнему ниже европейского уровня, этим объясняется низкая окупаемость капитальных инвестиций в энергоэффективность. Например, по нашим расчетам, в Европе есть смысл заменить на более эффективную печь с КПД около 75%, а в России точка безубыточности инвестиций находится на уровне КПД около 65%.

Для программы операционных улучшений ценовые различия означают, что не все отставания от показателей лучших мировых НПЗ экономически эффективно устранить. Поэтому прежде всего нужно, отталкиваясь от данных Solomon и результатов анализа окупаемости основных мер, определить максимально достижимый уровень энергоэффективности для НПЗ на сегодняшний день.

В дальнейшем формирование программы направлено на оптимизацию потребления энергии основным оборудованием и повышение собственной выработки технологического пара. Например, в стандартной структуре потребления электроэнергии на российских НПЗ суммарная доля электродвигателей насосов и компрессоров составляет около 80%. Определив наиболее мощные насосы и компрессоры, необходимо разработать мероприятия по оптимизации их потребления (основные рычаги повышения энергоэффективности показаны на схеме 6).

Снижение безвозвратных потерь. Труднее всего, формируя программу снижения безвозвратных потерь, выявить источники потерь и количественно их оценить. Например, на технологических установках погрешность датчиков учета потерь составляет около 2,5%, что значительно превышает фактические потери (менее 1%). Поэтому, как правило, российские НПЗ используют нормативные значения потерь по установкам, которые могут значительно отличаться от фактических.

Определить общий объем безвозвратных потерь можно обратным методом (как разницу между поступившей нефтью, выпущенной продукцией и собственным потреблением топлива), однако точность учета собственного потребления, как правило, также невысока.

При такой неопределенности уместными представляются две основные группы мероприятий снижения безвозвратных потерь: организационные и технические (см. схему 7).

Организационные мероприятия предполагают минимизацию человеческого фактора и рисков возникновения безвозвратных потерь. Например, установка железнодорожных весов повышает точность отгрузки нефте продуктов и исключает вероятные ошибки операторов налива.

Технические мероприятия призваны сократить те потери, источник возникновения которых можно найти и которые можно количественно оценить аналитическим методом. Экономически эффективна, например, установка современных понтонов на резервуары с бензином или нефтью, что исключает до 98% потерь от испарений.

Формирование детального списка технических мероприятий (включая оценку экономического эффекта, определение сроков и ответственных за реализацию)

 Определив рычаги повышения эффективности по выбранным направлениям, необходимо составить детальный список технических мероприятий. В него включаются: 1) название установки; 2) указание существующего объекта или свободного места, на которое будет установлено дополнительное оборудование; 3) описание технического решения, которое приводит к повышению эффективности; 4) оценка капитальных затрат на мероприятие; 5) расчет экономической окупаемости мероприятия.

Например, если предполагается ЧРП[8] для оптимизации потребления электроэнергии насосом, то нужно определить параметры загрузки, при которых окупаются инвестиции в ЧРП, составить список целевых насосов на каждой установке и найти в подстанциях место для размещения ЧРП.

Для того чтобы предварительно оценить объем капитальных затрат, нужно провести обсуждения с потенциальными поставщиками или проанализировать опыт других российских НПЗ. При расчете экономи ческого эффекта и окупаемости мероприятий важно обеспечить тесное взаимодействие технических служб (например, главного технолога, главного энергетика) и финансового департамента НПЗ.

Для каждого мероприятия составляют план-график финансирования и основных этапов реализации и назначают ответственного руково ди теля. Программу повышения операционной эффективности утверждает уполномоченный орган (например, технический совет НПЗ), и она обязательна для исполнения.

Создание системы управления улучшениями 

Несмотря на то что в рамках первой волны операционных улучшений можно сформировать программу, покрывающую 80% финансового потенциала НПЗ, оставшиеся 20% также способны существенно повысить доходность переработки. Поэтому для достижения максимального эффекта необходимо создать систему управления улучшениями.

Управление улучшениями — непрерывный, повторяющийся из года в год процесс. На первом этапе руководству завода и линейным менеджерам устанавливают цели по эффективности, для достижения которых выдвигаются и прорабатываются идеи по улучшениям. Затем из экономически эффективных идей выстраивают комплексную программу улучшений, ход которой контролируют руководство НПЗ и корпоративный центр и результаты которой учитываются при опреде лении целей на следующий цикл (см. схему 8).

Ответственность за выработку идей, их реализацию и достижение экономического эффекта возлагается на линейное руководство и функциональные службы НПЗ. Чтобы отслеживать достижение экономического эффекта, формируют простую и прозрачную систему ключевых показателей эффективности (КПЭ), охватывающую области с максимальным финансовым потенциалом.

На первом этапе в систему КПЭ включают показатели руководи телей НПЗ до уровня начальника (механика) установки. Например, для начальников установок целесообразно установить КПЭ, направленные на снижение потребления энергоресурсов и повышение эксплуатационной готовности установки. В дальнейшем систему КПЭ можно детализи ровать и довести до уровня бригады или оператора установки.

Несмотря на то что линейные руководители отвечают за операционные улучшения, обычно лишь незначительное число экономически эффективных идей согласовываются и получают финансирование. Это объясняется двумя причинами: во-первых, занятостью линейных руководителей текущей работой, а во-вторых, отсутствием структур ного подхода к анализу и выявлению областей для улучшений. Поэтому лучшие компании мира и России, формируя комплексную программу улучшений, создают подразделение постоянного совершенствования операционной деятельности, задача которого заключается в аналити ческой и организационной поддержке программы.

Подразделение должно анализировать разрыв по эффективности с лучшими заводами и выявлять первоочередные области улучшения, собирать идеи и вместе с профильными службами определять эконо мически эффективные мероприятия, а также согласовывать их на НПЗ и в корпоративном центре. Когда программа по улучшениям уже принята, подразделение следит за ходом ее реализации и предла гает способы решения возникающих проблем.

Подразделение среднего завода с мощностью первичной переработки 10 млн тонн нефти в год состоит из 10—15 человек, по два-три человека на каждую приоритетную область улучшений. Оно, как правило, находится в финансовом блоке НПЗ, однако, чтобы повысить статус программы улучшений, некоторые компании подчинили его генеральному директору завода.

В заключение отметим, что для успешного формирования и реализации программы операционных улучшений необходим правильный менталитет среднего и высшего руководства НПЗ, нацеленный на улучшение экономических показателей как завода, так и компании в целом. Как показывает наш опыт, сегодня российские предприятия сталкиваются с двумя основными проблемами.

Во-первых, усилия руководства, направленные на повышение эффективности производственной деятельности, минимальны. Линейные менеджеры нацелены на безопасное выполнение производственного плана, а улучшение показателей эффективности завода не воспринимается как приоритетная задача.

Во-вторых, руководство НПЗ реализует мероприятия, которые улучшают производственные показатели завода, но непривлекательны с точки зрения сроков окупаемости инвестиций. Для повы шения стоимости бизнеса необходимо мышление, направленное на обеспечение экономической, а не производственной эффектив ности завода.

Для решения этих проблем прежде всего нужно поставить руководству НПЗ цели по улучшению экономических и связанных с ними производственных показателей работы завода. Важно усилить роль финансового директора и финансовой службы НПЗ и в управлении заводом, и в принятии технических решений.

Необходимо также обучить высшее и среднее руководство НПЗ подходам и методам анализа экономической эффективности. Руководителей, которые не намерены перестраиваться и, следова тельно, будут мешать программе улучшений, нужно заменять.

И конечно, необходимо активное вовлечение высших руководителей НПЗ и корпоративного центра, которые личным примером продемонстрируют важность повышения операционной эффективности для компании. Как показывает наш опыт, при соблюдении данных условий и после прохождения трех-четырех годовых циклов работа по улучшениям становится неотъемлемой частью функцио нирования завода.

Александр Пирожков — младший партнер McKinsey, Москва