Стратегія нафтопродуктозабезпечення як складова енергетичної безпеки України

Досліджуючи причини проблем українського нафтогазового комплексу, американські вчені Едвард Чау та Джонатан Єлкінд дійшли висновку, що сучасний стан енергетичного сектору України небезпечний як для самої країни, так і для її сусідів (The Washington Quarterly, January 2009, p. 77—92).

Сьогодні запорукою зростання економіки більшості країн світу є повне забезпечення потреб у високоякісних пально-мастильних матеріалах. Тому ці країни мають розвинену нафтопереробку, здебільшого зорієнтовану на імпортну сировину. Зовсім інша ситуація склалася в Україні, де держава разом з власниками нафтопереробних заводів (НПЗ) в умовах хронічного дефіциту інвестицій демонструє стійку несприйнятливість до інновацій у нафтовий сектор, визначених урядом у прийнятих в попередні роки різних директивних рішеннях.

Саме тому не було досягнуто рівня контрольних цифр «Національної енергетичної програми України до 2010 року» із зростання видобутку нафти з газовим конденсатом до 4134 тис. тонн на суші і 2468 тис. тонн на морі, а також збільшення глибини переробки нафти до 75%. За минулі роки не побудовано жодного комплексу з глибокої переробки нафти, а те, що було зроблено на НПЗ (по дві установки ізомеризації і виробництва метил-трет-бутилового ефіру), не сприяє кардинальному розв’язанню проблеми. Тому й прийнята Мінпаливенерго України постанова про перехід НПЗ з 1 січня 2008 року на виробництво моторних палив згідно зі стандартами Євросоюзу наразилася на чимало труднощів і виконується лише частково.

Відповідно до Енергетичної стратегії України на період до 2030 року передбачається зростання видобутку нафти до 5,8 млн. тонн і глибини її переробки — до 85%. Поки що за нинішніх темпів розвитку галузі вихід на такі скромні показники видається нереальним.

Взагалі в Україні порівняно з іншими країнами Організації економічного співробітництва та розвитку (ОЕСР) не повною мірою використовують переваги нафти як основного у світовому паливно-енергетичному комплексі первинного енергоносія, що позначається насамперед на стратегії нафтопродуктозабезпечення. Так, споживання нафти щороку дорівнювало 15,3 млн. тонн, або 11,3% від загального обсягу енергоносіїв, тоді як у світі цей показник становить 35,6%, у країнах ЄС — 25—40,4% і в колишньому СРСР — 17,8%. За цих умов власні потреби України задовольнялися значною мірою за рахунок імпорту нафти і нафтопродуктів, що негативно позначалося на енергетичній безпеці держави і економіці загалом. В імпорті нафтопродуктів домінують моторні палива, що можна розглядати як наслідок дефіциту високих технологій глибокої переробки нафти. Цим також можна пояснити великі обсяги експорту мазуту (див. табл.).

Світова криза супроводжувалася скороченням переробки нафти в Україні з 13,8 млн. тонн у 2007 році до 10,5 млн. — у 2008-му, або на 24,9%, у тому числі за рахунок падіння імпорту на 3,56 млн. тонн, або на 35,7%, і поставок української нафти — з 3811,5 тис. тонн до 3645,5 тис. тонн, або на 4,4% відповідно. Водночас за 2008 рік порівняно з 2007-м спостерігалося зростання імпорту основних нафтопродуктів: автомобільних бензинів — на 997,2 тис. тонн, або на 82,8%, дизельного палива — на 1083,1 тис., або на 50,2%, і мазуту — на 121,6 тис. тонн, або на 14,5%.

Аналіз даних показав, що в Україні обсяги імпорту нафти і нафтопродуктів однакові, тоді як у США співвідношення наф­топродуктів і нафти в їх імпорті становить 34%, у країнах Європи — 27, у Китаї — 24,4 і Японії — 21%. Таким чином, країни ОЕСР значну частку потреб у нафтопродуктах задовольняють за рахунок імпорту нафти, яку вони переробляють на своїх НПЗ, що економічно більш обгрунтовано, ніж шляхи розв’язання цієї проблеми в Україні.

У ринковій економіці важливим показником вважають ціни, які в Україні в середньорічному вимірі по імпорту нафти у 2008 році досягли 686,3 дол./тонна (462,4 дол./тонна у 2007 році), автомобільних бензинів —
879,1 дол./тонна (686,7 дол./тонна), дизельного палива — 877 дол./тонна (576,7 дол./тонна) і мазуту — 616,3 дол./тонна (403,6 дол./тонна). Тож коли порівнювати обсяги імпорту нафти і нафтопродуктів у вартісному вираженні, то переважатимуть останні.

Загальний експорт нафтопродуктів в Україні торік становив 3,65 млн. тонн, у тому числі автомобільних бензинів — 0,24 млн. тонн, дизельного палива — 0,72 млн. і мазуту — 2,7 млн. тонн. При цьому слід сказати про домінування мазуту в експорті нафтопродуктів, яке пояснюється відсутністю необхідних потужностей установок глибокої переробки на вітчизняних НПЗ, що унеможливлює його використання в більших обсягах. В країнах Заходу, навпаки, спостерігається протилежна тенденція: зазвичай у великій кількості імпортують мазут з метою переробки його на власних НПЗ на світлі нафтопродукти.

Так, в Україні у 2008 році при переробці нафти на НПЗ в обсязі 9695,5 тис. тонн на бензини припадало 28,5%, дизельне паливо — 31 і мазут — 22,7%. Високий вихід мазуту в умовах зростання ціни зумовлює низьку завантаженість виробничих потужностей у розмірі 19,2% у 2008 році (25,4% у 2007 році), у тому числі по АТ «Укртатнафта» — 14,5% (30,1%), АТ «Херсоннафтопереробка» — не працює, АТ «Одеський НПЗ» — 72,9 (0,3), АТ «НПК «Галичина» — 17,3 (20,1), АТ «Нафтохімік Прикарпаття» — 12,2 (33,2) і АТ «Линос» — 25,4% (35,3%). При цьому відповідний показник по НПЗ у США дорівнює 86,1%, країнах Європи і Азії — 83,2%, у тому числі у Китаї — 87,4 і Японії — 85,7%.

Таким чином, за умови модер­нізації (по типу західноєвропейських) й українських НПЗ, потуж­ність яких становить 51,31 млн. тонн, у тому числі АТ «Укртат­наф­та» — 18,62 млн. тонн, АТ «Херсон­нафтопере­робка» — 7,09 млн., АТ «Одеський НПЗ» — 2,8 млн., АТ «НПК «Галичина» — 3,22 млн., АТ «Нафтохімік Прикарпаття» — 2,6 млн., АТ «Линос» — 15,98 млн. тонн, вони спроможні забезпечити вітчизняні потреби у широкому асортименті нафтопродуктів і значну частку експортувати за кордон.

Вітчизняні і зарубіжні фахівці причиною цих негараздів схильні вбачати такі суб’єктивні чинники: частковий перехід галузі до ринкових відносин, хро­нічний брак інвестицій як наслідок неефективної приватизації українських НПЗ, непрозорість прийняття політичних рішень. Результатом стагнації нафтової і нафтопереробної галузі слід вважати її законсервовану після 17 років незалежності відсталість і млявий розвиток у перехідному періоді. До того ж не виправдало себе повною мірою створення державної компанії «Нафтогаз України», яка, на думку американських учених, має надмірні штати, велику заборгованість, а також заполітизоване і вкрай неефективне керівництво.

Крім того, важливим негативним чинником слід вважати відсутність реальної національної програми створення на НПЗ сучасних комплексів глибокої переробки нафти, яку необхідно поставити під жорсткий контроль уряду. Проекти глибокої переробки нафти повинні стати національними, а їх виконанням має керувати урядовець, якому була б підзвітна група відповідальних виконавців. Розглядаючи причини негативів у нафтовій галузі, експерти водночас вказують на низку факторів, які могли б сприяти подальшому її розвитку. До них відносять такі: наявність у нафтовому комплексі спеціалістів високої кваліфікації та більш як сторічний досвід у видобутку, транспортуванні і переробці нафти. До цього можна додати вигідне географічне розташування країни з виходом до морів і побудовану у різні роки одну з найбільших у Європі розгалужену транспортну інфраструктуру (нафто- і нафтопродуктопроводи, нафтові термінали і гавані в Одесі, Херсоні і Феодосії) і шість нафтопереробних заводів.

Розуміючи проблему кваліфікації українських фахівців, не завжди є необхідним і доцільним звернення компанії-замовника для управління проектами до західних інжинірингових компа­ній. Прикладом такого марнотрат­ства може бути техніко-економіч­не обгрунтування (ТЕО) модернізації Кременчуцького НПЗ, для розробки якого керівництво «Укртатнафти» звернулося до корейської фірми LG Engineering, що взяла в співвиконавці компа­нію Nexawt. Адже в Україні є багато науково-дослідних інститутів (НДІ НВО «МАСМА», Інститут біоорганічної хімії та нафтохімії НАН України, Нафтогазінформ, Рада по вивченню продуктивних сил України при НАНУ та інші), а також проектні установи (ЛьвівДіпронафтохім, УкрДіпро­нафтохім та інші), які мають багатий досвід у виконанні таких робіт як в Україні, так і за кордоном. До цього слід додати, що це ТЕО ще й досі не впроваджено на Кременчуць­кому НПЗ.

Серед пріоритетних напрямів реструктуризації галузі в Україні слід вважати технологічну модернізацію діючих НПЗ.

Відмінність у технологічній структурі визначає і чималу різницю у глибині переробки. У США й Канаді цей показник дорівнює 96%, у європейських країнах перебуває на рівні 83—88%, у Японії становить 81, у Росії — 71 і в Україні — до 70%.

У більшості розвинених країн на діючих НПЗ впроваджуються інноваційні технології, а у країнах, що розвиваються, будуються нові заводи.

З огляду на проведений аналіз в Україні на особливу увагу заслуговує доцільність передусім модернізувати НПЗ невеликої потужності. Про ефективність цих заводів свідчить досвід широкомасштабної реконструкції Одеського НПЗ, розпочатої компанією «Лукойл» ще у липні 2005 року. Після завершення першого етапу модернізації потужність первинної переробки зросла до 3 млн. тонн на рік, глибина переробки нафти — до 78% у 2008 році, а вихід світлих нафтопродуктів — з 38 до 52%. Ці досягнення стали можливими у тому числі завдяки впровадженню західних технологій — установки ізомеризації і вісбрекінгу (США).

В Україні нафтопереробні заводи працюють з недовантаженням, а деякі з них просто простоюють, у зв’язку з чим не має потреби будувати нові заводи.

ІБОХН НАН України свого часу надавав пропозиції відносно реконструкції Кременчуцького НПЗ. Щодо реконструкції Лисичанського НПЗ, то фірма ТНК-ВР (власник заводу) сама виконує відповідні роботи.

Найбільш актуальною є модер­нізація старих і малопотужних заводів у Херсоні, Надвірній і Дрогобичі, яку потрібно здійснити, не будуючи потужних і дорогих установок каталітичного крекінгу. На цих підприємствах доцільно установки термічного крекінгу реконструювати в установки вісбрекінгу гудрону і замість застарілих процесів коксування в кубах впровадити установки сповільненого коксування.

З метою виробництва достатніх обсягів бензинів А-95 і А-98 слід побудувати установку ізомеризації типу АІ-1508 і установку виробництва етил-трет-бутилового ефіру.

Бензин-ізомеризат і етил-трет-бутиловий ефір — це низькокиплячі речовини, що мають високі октанові числа і є цінними компонентами високооктанових бензинів. При одержанні високооктанових бензинів мало б сенс також використовувати як компоненти пропилові, бутилові і амілові спирти (ці спирти є побічними продуктами спиртозаводів).

В Україні була можливість реконструювати нафтопереробну галузь з допомогою фірми ЕКСОН (на початку 90-х років минулого століття), але працівники галузевого міністерства і Інституту біоорганічної хімії та нафтохімії НАН України не погодилися на співпрацю.

На малопотужних заводах у Херсоні, Надвірній і Дрогобичі, які за заводською схемою подібні, має сенс починати з реконструкції установок електрознесолення і зневоднення нафти, що дасть неабиякі позитивні результати при подальшій переробці нафти. На окремих заводах західних фірм застосовують триступеневе знесолення. Додаткові капіталовкладення тут компенсуються зменшенням забруднень, корозії апаратури і отруєнь каталізаторів, що важливо в подальших процесах переробки нафти та її фракцій. Дуже важливо при цьому підібрати найбільш ефективні деемульгатори для конкретних нафт і їх сумішей.

Первинним процесом розділення нафти є атмосферна перегонка, в результаті якої одержують нафтові гази, бензинові, керосинові і дизельні фракції.

Залишок від атмосферної перегонки — мазут відбирають знизу атмосферної колони, нагрівають і подають у вакуумну колону, де відбирають масляні дистиляти і гудрон.

На заводах західних фірм і багатьох заводах російських фірм встановлено нові, більш ефективні насадки, що дає змогу одержувати паливні і масляні фракції вужчого фракційного складу.

Вужчі паливні та масляні фракції мають значні переваги при переробці на установках риформінгу, ізомеризації, при одержанні реактивних і дизельних компонентів, при очищенні масляних дистилятів, а також при гідрокрекінгу. Також ці компоненти мають вищі цетанові числа і температури спалаху і менше випаровування.

Особливо необхідні вузькі масляні фракції при переробці їх методом гідрокрекінгу при середніх тисках водню (7—8 МПа). Цей метод при середніх тисках дає можливість одержувати дистилятні оливи з індексом в’язкості 90—100 пунктів.

Зарубіжні фірми, використовуючи нове вакуумне обладнання, створюють у вакуумних колонах залишкові тиски близько 10 мм ртутного стовпа, що дає можливість збільшити відбір вакуумного газойлю на 30% і при цьому кінець кипіння газойлю доводять до 620°С.

При такому збільшенні відбору газойлю можна одержувати вакуумний залишок, з якого у разі подальшої переробки є можливість одержувати в’язкий (до 35 сСт при 100°С) залишковий компонент оливи.

При застосуванні сьогоднішньої технології на українських заводах можна одержувати залишковий компонент з в’язкістю не більш як 20 сСт (при 100°С).

Риформінг. В останні десятиліття при процесі риформінгу використовують імпортні каталізатори ізомеризуючого типу, тому що за екологічними нормами в бензинах обмежується вміст ароматичних вуглеводнів. При цьому концентрація ароматичних вуглеводнів у товарних бензинах не повинна перевищувати 42% (об’ємні), а бензолу — 1% (об’ємний). Тож майбутнє за каталізаторами риформінгу ізомеризуючого типу. На сучасних установках риформінгу в Україні застосовують каталізатори саме такого типу.

Ізомеризація. Ізомеризацію нафтових вуглеводнів застосовують в основному при виробництві ізобутанів, ізопентанів для підвищення октанового числа легких бензинових фракцій (википають до 70°С). Використовують як каталізатори платину або паладій на кислому носії (оксид алюмінію, алюмосилікати); на сьогодні розроблено багато типів каталізаторів металцеолітного типу.

Для забезпечення довгострокової експлуатації каталізаторів проводять попереднє гідроочищення сировини на алюмо-кобальт-молібденових каталізаторах від сірки, азоту, оксиду вуглецю.

У країнах СНД експлуатуються установки ізомеризації типу АІ-150В. Продукти ізомеризації використовують насамперед при виробництві високооктанових бензинів А-95 і А-98.

На сьогодні побудовано установки ізомеризації на Лисичанському і Одеському НПЗ, також доцільно побудувати їх на Херсонському, Надвірнянському і Дрогобицькому НПЗ.

У США на частку гідрокрекінгу в обсязі потужностей вторинних процесів припадає близько 15%. Гідрокрекінгом при тисках водню 15—25 МПа на відповідних каталізаторах із дистилятної сировини можна одержувати високоякісні базові оливи і палива. Процеси гідрокрекінгу конкурентні зі старими класичними методами, а в багатьох випадках їх значно перевершують.

Найбільшим недоліком процесу гідрокрекінгу (гідрування) є високий тиск і значні витрати водню. Високий тиск потребує використання дорогого обладнання (насоси, реактори, трубо­проводи та ін.).

У запропонованому новому процесі використовується обладнання, яке працює за відносно невисокого тиску водню (7—
8 МПа) і потребує менше водню (приблизно вдвічі) на реакції. Загалом це сприяє одержанню дешевших продуктів. Є в цього процесу і недолік — як сировину гідрокрекінгу потрібно використовувати вужчі (тридцятиградусні) фракції нафтової дистилятної сировини. Одержання сировини для гідрокрекінгу (вузькі фракції) і перегонка гідрогенізатів потребують використання колон чіткої ректифікації.

Для одержання базових олив на заключній стадії переробки слід використовувати каталітичну депарафінізацію замість депарафінізації селективними розчинниками (установка каталітичної депарафінізації олив працює на Кременчуцькому НПЗ). Якщо при гідрокрекінгу використовувати ізомеризуючий каталізатор, то можна не застосовувати каталітичної депарафінізації (для цього необхідно здійснити відповідні експерименти).

Виробництво вузьких нафтових фракцій на сучасних зарубіжних заводах стало звичним явищем. Там для цього використовують нові типи ректифікаційних колон і насадок, глибший вакуум, додаткові випарні колони та ін.

Вітчизняні фахівці можуть спроектувати вакуумні колони, на яких можна буде одержувати вищезазначені вузькі фракції.

Гідрокрекінгом важких вузьких фракцій дизельного палива з подальшим розподілом гідрогенізатів на вузькі фракції можна одержувати гідроочищені компоненти дизельного палива з підвищеним цетановим числом, низьким вмістом сірки і при виході на гідрогенізат 72—76%.

Легші фракції, які при цьому утворюються, можуть бути використані як якісні компоненти реактивного палива і палива для газотурбінних установок тощо.

Для впровадження в експлуатацію вищезазначеного методу гідрокрекінгу масляних і паливних дистилятів вузького фракційного складу найкраще зробити от що: купити за кордоном установку для чіткої ректифікації нафтової сировини і гідрогенізатів і типову установку гідроочищення, яка може працювати при тисках водню 7—8 МПа. Останню необхідно переобладнати для гідрокрекінгу вузьких масляних і паливних фракцій.

Потрібно також закупити відповідний каталізатор гідрокрекінгу. Закуплену установку гідроочищення за потреби можна експлуатувати за прямим призначенням — для гідроочищення олив і палив (в Україні існує гостра потреба в процесах такого типу).

Впровадження на українських заводах зазначених процесів гідрокрекінгу (при невисоких тисках водню) масляних і паливних фракцій вузького фракційного складу дало б можливість виробляти понад 200 тисяч тонн на рік базових олив і близько мільйона тонн знесірчених середніх і важких компонентів дизельного палива з підвищеним цетановим числом.

Вісбрекінг — це термічний розклад у м’яких умовах атмосферних і вакуумних залишків з метою зниження їх в’язкості і збільшення виробництва дистилятів, який відбувається в реакційних камерах. Сировина подається в піч і залежно від типу сировини на виході (із печі) температура коливається в межах 490—540°С при тиску 0,8—3,6 МПа.

При вісбрекінгу гудрону, який має в своєму складі 4% сірки, одержують приблизно такий склад нафтопродуктів: сірководень — 0,2%, газ С1-С4 — 2—3, бензинова фракція — 5—7, керосино-газойлева фракція — 50—55, крекінг-залишок — 38—42%.

Досліди показали, що прийнятною є така глибина крекінгу, за якої крекінг-залишок має в 2—2,5 разу вище коксування по Конрадсону, ніж сировина.

У Росії експлуатується кілька установок по вісбрекінгу, де одержують відносно малов’язкі компоненти котельного палива і дистилятні продукти — бензинові і керосино-газойлеві фракції як компоненти палив — газотурбінних, котельних, пічних тощо. Західні фірми досить широко впроваджують на своїх заводах процеси вісбрекінгу і гідровісбрекінгу. Дистилятні фракції від цих процесів, як правило, проходять подальшу переробку каталітичними процесами в присутності водню з метою одержання високоякісних продуктів — компонентів палив і олив.

Процес вісбрекінгу дає можливість поглибити подальшу переробку нафти, одержати додатково компоненти бензину, дизельного палива, олив, пічного палива тощо.

Коксування. Серед термічних процесів, які забезпечують додатковий вихід дистилятних продуктів, важливе місце посідає коксування. Сповільнене коксування є найпоширенішим його видом.

У нижній частині колони утворюється суміш сировини з рециркулятом, яка називається вторинною сировиною. Цю суміш нагрівають у трубчатій печі до 480—510°С і подають у коксову камеру. В камері відбувається глибокий крекінг сировини. Пари продуктів розкладу поступають із камери в колону, а важчий залишок накопичується в камері.

При коксуванні гудронів густиною 1020—1065 кг/м³ коксуванням по Конрадсону 22—27% можна одержати приблизно такий склад продуктів: гази — 7,9—9,0%, бензинова фракція — 11,0—12,6, газойлеві фракції — 44—51, кокс — 28—36%.

Завдяки процесу коксування з малоцінних залишкових компонентів одержують дистилятні фракції і кокс. Дистилятні фракції можуть використовуватись як компоненти палив для газотурбінних установок, а також котельних, пічних палив тощо.

Після гідрооблагороджування на установках гідропроцесів дистиляти від коксування можуть використовуватись як високоякісні компоненти бензинів, дизпалив і олив.

На Кременчуцькому НПЗ в 80-х роках минулого століття було запущено у виробництво за американською технологією беззольну диспергуючу присадку «Дніпрол-40». Потужність установки — 20 тис. тонн на рік. На даний момент установка не працює.

Якби цю присадку виробляли, то Україна не лише забезпечила б власні потреби у ній (близько 5 тис. тонн на рік), а й 15 тис. тонн могла б експортувати, передусім у Росію, і натомість імпортувати необхідні Україні сульфонатні, алкілсаліцилатні, діалкілдитіофосфатні присадки, полімерні загусники і депресатори.

Крім того, на одному з українських заводів доцільно організувати виробництво діалкілдитіофосфату цинку (присадки типу ДФ-11), який входить до складу майже 80% товарних моторних олив. Виробництво цієї присадки в Україні забезпечено власною сировиною — спиртами (бутилові, пропилові, амілові) і оксидом цинку ZnO. Необхідно тільки закуповувати за кордоном п’ятисірчистий фосфор (P₂S₅). В Україні є кваліфіковані спеціалісти, які свого часу брали участь у налагодженні виробницт­ва цієї присадки на російських заводах. Ціна вітчизняної присадки була б удвічі нижчою за імпортні аналоги.

На Дрогобицькому дослідному заводі в невеликих обсягах виробляли середньолужну алкілсаліцилатну присадку «Детерсол-140». Тепер це виробництво призупинене. Виходячи з потреби, доцільно відновити виробництво цієї присадки, збільшивши потужність установки на 20—30%. На цьому ж заводі в невеликих кількостях виробляли також ефективну антиокислювальну присадку «Борін». Вона являє собою модифіковану основу Манніха, яку одержують конденсацією алкілфенолів гексаметилентетраміном (або аміаком і формальдегідом) в оливі. Присадка спочатку застосовувалася в компресорній оливі
МГД-14М (ТУ 38 101930-83). Згодом її використовували в моторних трансмісійних та індустріальних оливах. Виходячи з цього, доцільним є відновити її виробництво на одному з підприємств галузі.

З оглядом на існуючі в Україні проблеми використання «малих» НПЗ на особливу увагу заслуговує досвід Польщі. Так, перехід нафтопереробної галузі цієї країни на ринкові відносини супроводжувався створенням сучасних НПЗ (в містах Плоцьк і Гданськ) на рівні найкращих західноєвропейських підприємств, а також ефективним використанням своїх південних НПЗ в м. Ясло (побудований в 1888 р.), Чеховіце (1896 р.), Едліче (1899 р.) і Горліце (1901 р.). Важливим напрямком їх розвитку була співпраця з відомими нафтовими компаніями Заходу: виробництво мастильних матеріалів на Чеховіцькому НПЗ (на спільному з французьким концерном Elf підприємстві); модернізація НПЗ в м. Ясло при технічній співпраці із французькою фірмою Emulbitume (установка з оксидації асфальтів і асфальтових емульсій, освоєння нового виробництва з переробки відходів синтетичних матеріалів і мастил; освоєння унікальної установки гідрокрекінгу на НПЗ компанії «Глімар» (Горліце); впровадження італійської технології VISCOLUBE з гідроочищення відпрацьованих масел потужністю 80 тис. тонн на рік і французької технології на установці потужністю 60 тис. тонн на рік на НПЗ «Едліче», визнаному лідеру з регенерації відпрацьованих масел. Важливим рішенням уряду Польщі, яке сприяло подальшому розвитку нафтопереробки, було створення нової галузевої струк­тури — групи «Лотос», куди увійшли Гданський НПЗ і три заводи на півдні країни.