ОАО “Компания Усть-Луга” в рамках проекта комплексного развития одноименного морского порта и прилегающей территории разработало концепцию формирования индустриальной зоны, где основными производствами рассматриваются нефтепереработка и нефтехимия. Однако варианты сырьевого обеспечения комплекса по-прежнему туманны.
Идея создания нефтехимических мощностей на Балтике далеко не нова. В последние годы условный термин “Балтийский нефтехимический комплекс” прочно обосновался в отраслевых дискуссиях и вслед за стратегическими изысканиями холдинга “СИБУР” и “Газпрома” перекочевал в государственный “План 2030”. Согласно ему, основными вариантами сырьевого обеспечения комплекса могут стать два альтернативных варианта. Первый (“ТрансВалГаз”) предполагает использование существующей магистральной газопроводной инфраструктуры коридора Уренгой – Грязовец с выделением нитки под автономный транспорт “жирного” газа до Череповца, где должен размещаться газоперерабатывающий завод. Он будет выделять компоненты С2+ (в “Плане” носит название “этан-пропан-бутан-конденсатной фракции”), метан сдавать в газопровод для прокачки по традиционным маршрутам, а легкие углеводороды подавать по продуктопроводу к побережью Балтийского моря. Второй вариант (“Хорда”) предполагает аккумуляцию сырья (в форме ШФЛУ) с существующих и перспективных газоперерабатывающих заводов в Западной Сибири и транспорт его по специально построенному продуктопроводу до Балтики. Соответственно, конфигурация комплекса согласно “Плану” будет зависеть от вариантов снабжения. В первом случае основой может стать олефиновый комплекс мощностью до 2,2 млн. т/год по этилену и сопутствующие производства, во втором – пиролиз на 1,4 млн. т этилена в год. Возможен вариант организации обоих вариантов доставки сырья и конфигурирование Балтийского ГХК в две очереди.
Впрочем, со времен создания “Плана” реалии российской нефтехимии существенно изменились. “СИБУР”, в свое время работавший над идеей “Хорды”, на практике приступил к строительству ШФЛУ-провода не на запад, а на юг, уводя и все перспективные объемы сырья на площадку в Тобольске. Тем самым фактически отказавшись от “Хорды”. Что касается “ТрансВалГаза”, проекта более выгодного в связи с возможностью использования уже построенной инфраструктуры, то по этой идее пока нет решения собственника большей части ресурса (“жирного” газа) и газопроводов по возможности выделения ниток под “жирный” газ, а также организации его отдельного сбора на месторождениях. Так что масштабное нефтехимическое производство у северо-западных портов России остается пока не более чем концепцией.
Однако вполне очевидные преимущества размещения нефтехимических мощностей у европейского моря не дают идее окончательно умереть. В декабре 2012 г. ОАО “Компания Усть-Луга” (заказчик-застройщик одноименного порта) сообщило о получении в аренду “земельных участков для выполнения изыскательских работ под размещение объектов индустриальной зоны, прилегающей к Морскому торговому порту Усть-Луга”. Речь идет о 2542 га земли, предусмотренных под промышленную застройку в рамках проекта “Комплексное развитие Морского торгового порта Усть-Луга и прилегающей территории” (КРТ). Причем, как говорится в релизе девелопера, “предполагается, что основными инвесторами станут компании, занимающиеся глубокой переработкой углеводородов”.
Концепция индустриальной зоны в рамках проекта КРТ была совместно разработана ОАО “Компания Усть-Луга” и немецкой консалтинговой группой Roland Berger Strategy Consultants. Решением правительства он признан приоритетным инвестиционным проектом Северо-Западного федерального округа и включен в стратегию социально-экономического развития Ленинградской области до 2020 г. Согласно концепции, индустриальная зона должна размещать более 50 производств, главными из которых будут предприятия нефтеперерабатывающего и нефтехимического профиля, а именно НПЗ, пиролиз на прямогонном бензине с полимерными комплексами, а также два отдельных пиролиза на этане и сжиженных газах. По словам представителя девелопера, в разработке концепции российские и зарубежные нефтегазовые и химические компании принимали участие в форме экспертных интервью, с некоторыми заключены предварительные соглашения: “Ожидаем приход первого “профильного” инвестора на территорию в 2014-2015 гг. Пока действуем в рамках заключенных меморандумов о сотрудничестве”.
На вопрос о формате функционирования этой территории в компании ответили, что индустриальная зона будет представлять собой “скорее совокупность индустриальных парков с создаваемой инженерно-транспортной и социально-бытовой инфраструктурой, единой сервисной моделью, управляемая одной компанией”.
Как сообщили в ОАО “Компания Усть-Луга”, источниками сырья для производств может быть трубопроводная система БТС-2. Также изучаются возможности строительства ответвлений от перспективных ниток газопроводного проекта Nord Stream. Не исключаются надежды на реализацию “ТрансВалГаза” с доставкой сырья из Череповца. Что касается природного газа для топливных или газохимических нужд, то, по информации компании, достигнуты принципиальные договоренности с “Газпромом” о возможности увеличения поставок. Ссылаясь на председателя комитета по топливно-энергетическому комплексу Ленинградской области Андрея Бондарчука, сообщили, что “потребности в газоснабжении промзоны порта Усть-Луга можно обеспечить, реконструировав газопровод Кохтла-Ярве – Ленинград и построив его новую ветку увеличенного сечения. Однако для этого необходимы конкретные запросы на потребление газа от инвесторов-резидентов индустриальной зоны”.
Из этой группы соображений касательно сырья для нефтехимии более или менее реальной выглядит только мысль с использованием БТС-2. Раз уж сырая нефть пришла в Усть-Лугу, а концепция индустриальной зоны предполагает создание НПЗ, то вполне можно ориентироваться на прямогонный бензин как сырье нефтехимии. Производимые попутно мазут и товарное дизельное топливо – востребованные экспортные продукты. Не случайно к концепции индустриальной зоны комплекс пиролиза нафты спарен с НПЗ, а комплексы на СУГ и этане вынесены в отдельный блок.
Впрочем, слабые места есть и у этой идеи. Наиболее ярко это видно на примере проектов прошлых лет, которые также пытались развивать нефтепереработку и нефтехимию, ориентируясь на нефть БТС-2.
Еще в феврале 2004 г. петербургская фирма “Амерол-Экотех” (позднее переименованная в Кингисеппский нефтехимический комплекс) подала заявку на строительство на территории бывшего предприятия по добыче и обогащению фосфоритов нефтеперерабатывающего завода мощностью 12 млн. т/год. В начале 2007 г. была подана заявка на подключение к еще проектируемой в то время магистрали БТС-2. В разработке ТЭО и проектировании комплекса принимали участие “ВНИПИнефть” и Shell Global Solutions (Eastern Europe) B. V. Предполагалось, что в окончательной конфигурации комплекс будет ежегодно производить 1,86 млн. т реактивного топлива, 6 млн. т дизельного топлива, 1,06 млн. т полиэтилена, 567 тыс. т полипропилена, 329 тыс. т полистирола, 153 тыс. т серы и ряд других продуктов. Пуск предполагалось осуществить тремя очередями: первичный блок, комплексная установка гидрокрекинга и нефтехимический комплекс. Предполагалось также построить отвод от БТС-2 протяженностью 5 км с пунктом сдачи-приема нефти, береговую базу хранения в порту и расширить близлежащую железнодорожную станцию Сала. Инвестиции оценивались в $10 млрд. Причем договоренности с пулом иностранных и российских банков были достигнуты и подтверждались в течение нескольких лет.
Но “Транснефть” подключение не согласовала. В этом ее поддержало Минэнерго, аргументировав тем, что инвестор должен иметь конкретные договоренности с поставщиками нефти на 3 года вперед. Заключить такие соглашения Кингисеппский нефтехимический комплекс не смог: 12 млн. т – значительный и дорогой объем. Инвестор изменил тактику, предлагая подключиться к нефтепроводу не на трассе, а на конечном пункте сдачи нефти на территории терминала с тем, чтобы выкупать у нефтяников сырье на тех же условиях, что и зарубежные клиенты и трейдеры. Только переваливать ее не на суда, а отправлять по отводу на завод. Была и идея перерабатывать нефть на условиях процессинга. Но и эти подходы не устроили “Транснефть” и Минэнерго. Даже ФАС, куда в 2009 г. обратился инвестор с жалобой на монополию и министерство, закрыла разбирательство после принятия правительством постановления “Правила подключения нефтеперерабатывающих заводов к магистральным нефтепроводам”, где фиксировалась необходимость НПЗ иметь контракты с поставщиками нефти, чтобы получить подключение к трубопроводам.
Анализ причин отказа ведомств подключать перспективный завод позволяет сделать выводы, которые относятся в целом к ситуации, когда экспортные объемы сырой нефти предлагается не перевалить на танкера, а переработать.
Для государства с точки зрения объемов собираемых вывозных пошлин экспорт сырой нефти существенно выгоднее, чем экспорт продуктов ее переработки (поскольку понятно, что нефтехимические производства в портах будут ориентированы на экспорт). А потому оно будет стараться блокировать любые попытки оттянуть часть нефти из экспортных каналов в переработку. Это легко установить, если на примере линейки продуктов Кингисеппского нефтехимического комплекса сопоставить объемы таможенных сборов при вывозе сырой нефти и продуктов переработки. При январских ставках вывозных пошлин на нефть и нефтепродукты, а также ставках на полимеры и цен на них получается, что при экспорте 12 млн. т сырой нефти государство получает $4,75 млрд. в виде пошлин, а при экспорте продуктов – порядка $2,3 млрд., то есть в 2 раза меньше. Именно поэтому ориентация на объемы из БТС-2 как на сырье для нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств индустриальной зоны уязвимо в вопросе получения разрешения на подключение.
Впрочем, отказ от БТС-2 как источника сырья вовсе не означает, что аккумулировать нефтяное сырье для переработки в индустриальной зоне невозможно. Во-первых, в Ленинградской области действует не менее 2 мини-НПЗ, производящих прямогонный бензин. Это “СибРосьПереработка” (мощность менее 100 тыс. т/год по нефти) в районе Гатчины и заработавший в конце 2011 г. “Волховнефтехим” мощностью 0,5 млн. т и планами по расширению. Во-вторых, источником сырья может быть “Киришинефтеоргсинтез”. Завод производит, в частности, бензин для промышленных целей, вакуумный газойль, нефрасы, сжиженные газы (СПБТ, бутан, изобутан, фракции пентана и изопентана). В 2011 г. суммарное производство нефтехимического сырья превысило 500 тыс. т. В-третьих, в ближайшее время “НОВАТЭК” завершает проект создания в порту Усть-Луга комплекса по перевалке углеводородов, в состав которого входит установка первичной разгонки газового конденсата. По сообщению “НОВАТЭКа”, установка будет вводиться двумя очередями по 3 млн. т/год каждая, а суммарный выход на ней легкой и тяжелой нафты – 73%, то есть около 4,3-4,4 млн. т/год. Приобретение части этого сырья на условиях, которые были бы выгодны “НОВАТЭКу” как экспортеру, вполне возможно. Однако, как сообщили в ОАО “Компания Усть-Луга”, “вопрос использования сырья, производимого в Ленинградской области, до настоящего времени не использовался, в будущем возможна проработка”.
Самый простой, лежащий на поверхности, вариант загрузки нефтехимического блока производств индустриальной зоны заключается в перехвате тех объемов легких углеводородов, которые уже сейчас едут на экспорт в порты Ленинградской области, Финляндии и Прибалтики. Так, по данным “Альянс-Аналитики”, в 2011 г. через Высоцк, Ригу, Вентспилс и в направлении Финляндии российскими нефтеперерабатывающими предприятиями было экспортировано около 1 млн. т нафты. Если сюда добавить остальные порты Северо-Западного региона (Калининград, Светлый, Балтийск, Архангельск, Мурманск, Витино), то это уже 3,2 млн. т промышленных бензиновых фракций с 14 НПЗ по всей стране. Очевидно, что при сохранении ценовых принципов экспортной альтернативы производства индустриальной зоны могут привлечь эти объемы к себе, а наличие экспортной пошлины в 90% сделает это сырье более дешевым, чем у нефтехимических предприятий Европы.
Это касается и сжиженных газов. На одну только Финляндию без учета объемов “СИБУРа” в 2011 г. уехало порядка 350 тыс. т СУГ. А строительство терминала по перевалке газов в порту Усть-Луга показывает, что железнодорожная доставка в этот регион вполне имеет экономический смысл. Что же в таком случае может мешать нефтехимическим производствам индустриальной зоны получать СУГ “на колесах”? Тем более, что РЖД занимается расширением внешних железнодорожных подходов к порту по маршруту Мга – Гатчина – Веймарн – Усть-Луга.
Конечно, перечисленные выше варианты сырьевой загрузки нефтехимических мощностей на Балтике сопряжены с определенными рисками, выражающимися зависимостью от десятков поставщиков. Да и железнодорожная доставка сырья порой из очень отдаленных точек России снижает экономическую привлекательность его переработки. Но “лоскутной” загрузкой мощностей занимаются многие предприятия нефтехимического комплекса России и успешно работают. (rupec.ru/Химия Украины, СНГ, мира)