Проекты новых независимых НПЗ в России продолжают возникать с завидной регулярностью. Хотя несколько лет назад большинство инициатив частных инвесторов было связано с мини-НПЗ, таких идей было очень много. В последние годы их поток снизился и несколько видоизменился. Это связано с усилиями Минэнерго и “Транснефти”, введенными требованиями при рассмотрении заявки на подключение к трубопроводной системе. Среди основных – договоренности на поставки сырья на 3 года вперед после сдачи объекта и предусмотренная проектом глубина переработки не менее 70%. Первое требование – самое эффективное в деле отсечения малоподготовленных начинаний. Второе, насколько можно судить, анализируя последние события и прогресс в некоторых проектах, инвесторы рассчитывают обходить, дробя проект на несколько пусковых комплексов или очередей. При этом требуемая глубина когда-то в конце достигается, но на первом этапе все равно запланировано нечто “самовароподобное”, а потому “подъемное” с точки зрения финансирования. Еще одна новация связана с мощностями: все больше проектов ориентировано не на мини-заводы, а на объекты средней мощности (1-5 млн. т). Это связано, видимо, с тем, что обеспечить приемлемую окупаемость при более или менее достойной глубине переработки (более 70%) на малой мощности невозможно.
Типовой сценарий развития событий выглядит примерно так. Региональный инвестор формирует определенный капитал в далеком от нефтепереработки бизнесе. Это может быть финансовый сектор, строительство, недвижимость, сельское хозяйство, угледобыча, трейдинг, металлургия и т. п. Ему приходит в голову мысль о создании своего регионального НПЗ. Поверхностно изучив технологический аспект, он идет со своей идеей к региональному руководству. Примечательно, что большая часть проектов независимых НПЗ возникает в сугубо “ненефтяных” регионах, а потому зависимых от поставок нефтепродуктов из других субъектов, а потому традиционно дефицитных. Поэтому, как правило, идея находит всемерную поддержку со стороны администрации региона. Вопрос о том, что для производства топлив, соответствующих техрегламенту, нужно создать довольно сложный и дорогой комплекс, на этом этапе не ставится. Выделяется участок земли, удобный с точки зрения близости к нефтепроводу, железной дороге и подстанции. Заказывается декларация о намерениях и проектирование какой-нибудь малоизвестной организации. С промежуточными результатами этих изысканий инвестор направляет в “Транснефть” заявку на подключение к магистрали. На что госмонополия оперативно отвечает отказом в принятии заявления, указывая либо на малую глубину переработки, заложенную в проекте, либо на отсутствие копий договоров на поставку нефти на 3 года после пуска объекта. Либо на то и другое сразу плюс еще что-нибудь. Инвестор консультируется со своими проектировщиками и экономистами, понимает, что для достижения глубины свыше 70% одной атмосферной перегонки ему недостаточно, а для окупаемости более сложных комплексов нужна мощность в несколько миллионов тонн. Заполучить договора на поставку такого объема нефти или хотя бы меморандумы о намерениях он, конечно, не может, ведь для этого нужны или деньги в очень большом количестве, или хорошие связи в нефтяных компаниях. Так что на этом этапе, как правило, идея с независимым НПЗ переходит в стадию неопределенности. Многие на этом инициативу сворачивают, некоторые продолжают изыскивать сырье, осаждая нефтяников, немногие задумываются о создании собственной маленькой нефтедобычи.
Но есть и другие варианты. Самая свежая тенденция в области проектов независимых НПЗ связана с их первоначальной ориентацией не на топливное производство, а на производство нефтехимической продукции, прежде всего нафты и СУГ для пиролиза и комбыта. По крайней мере, на первом этапе. Таковым, например, можно считать проект “ЗапСиб НПЗ”, который рассчитывает выпускать нафту для нужд “Томскнефтехима”.
Этот ряд можно продолжить еще одним любопытным проектом. 14 сентября 2012 г. Минэнерго внесло в “Реестр проектируемых, строящихся и введенных в эксплуатацию нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации” запись относительно проекта НПЗ в Амурской области, реализуемого ООО “Амурская энергетическая компания”. По имеющейся информации, речь идет об объеме переработки 6 млн. т нефти в год. Особенность проекта в том, что он нацелен на целенаправленное производство катализата риформинга как сырья для получения ароматических углеводородов. Действительно, с точки зрения топливного производства Амурская область интереса не представляет. По данным на 2011 г., потребление автобензинов в регионе составило всего 72 тыс. т, дизельного топлива – 464 тыс. т, мазута – 104 тыс. т. На сегодняшний день вряд ли эти цифры существенно подросли. Между тем, по информации местной прессы, проект Амурского НПЗ зародился еще в 2006 г. Тогда речь шла именно о топливном производстве. Пережив, очевидно, полный набор связанных с независимыми нефтеперерабатывающими проектами трудностей, идея эволюционировала к наработке нефтехимического сырья. Выход был найден достаточно примечательный. Дело в том, что на противоположном от Благовещенска берегу Амура расположен китайский город Хэйхэ, где имеется производство ароматических углеводородов. Китайская компания (данные о ее названии разнятся, существуют варианты “Мин Лань СинХэ”, “Мэн Лань СинХэ”, “Минлань Сириус” или “МэнланьСирирус”; возможно, вторая является дочерним обществом первой) вошла в группу инвесторов проекта. Есть также информация, что китайский инвестор действует через российское ООО “АмурНефтеХим” (наименование дословно по якутскому изданию). Собственно российской стороной проекта, как следует из доклада на Дальневосточном экономическом форуме в октябре 2011 г. замминистра экономического развития, промышленности и транспорта Амурской области Виталия Пескова, является ЗАО “ИнтерРусОйл”, зарегистрированное в Москве в 2000 г. Любопытно, что инвесторы проекта уже начали поиски источников сырья для завода. По крайней мере, так следует из недавнего сообщения якутской прессы о встрече президента республики с менеджментом группы “Мэн Лань” и компании “Мэн Лань Син Хэ”. Дело в том, что ООО “АмурНефтеХим” с декабря 2012 г. является совладельцем якутского ОАО “Туймааданефтегаз”. На встрече речь шла в том числе об участии этой компании в освоении недр в пределах Мухтинского и Бирюкского лицензионных участков в Олекминском районе республики, лицензии на которые принадлежат местной фирме “Туймаада-нефть”. Согласно аукционным данным Роснедр, извлекаемые ресурсы углеводородов в пределах Бирюкского участка составляли по категории Д2 3,5 млн. т нефти и 40 млрд. куб. м газа, в пределах Мухтинского – по той же категории нефти 0,9 млн. т и газа 23 млрд. куб. м. Ресурсы не ахти какие (хотя, вероятно, имеется еще и некоторая доля конденсата), учитывая мощность Амурского НПЗ, но, вероятно, это лишь первый шаг. Как писала в декабре 2012 г. амурское пресса, в перспективе покупка еще двух якутских компаний с лицензионными участками. К сведению: трасса ВСТО, на которую ориентируется проект завода, проходит именно по Олекминскому району Якутии.
Согласно докладу Виталия Пескова, площадка для размещения производства определена рядом с поселком Березовка Ивановского района области. Помимо собственно НПЗ, там же планируется построить насосную станцию для подачи катализата риформинга в Хэйхэ по трубопроводу протяженностью 63 км. Главный ход Транссиба находится от площадки на удалении 59 км: станция Березовский-Восточный соединена со станцией Белогорск однопутной неэлектрифицированной линией (на Благовещенск). Примерно на таком же удалении проходит трасса нефтепровода ВСТО. По информации амурской прессы, продуктопроводов в Хайхэ будет три. В феврале 2012 г. омский “Проектный институт реконструкции и строительства объектов нефти и газа” (ПИРС) заключил с Амурской энергетической компанией договор на проектно-изыскательские работы по проекту. В рамках соглашения – работа по подводным переходам через Амур, линейной части продуктопроводов (согласно амурским источникам, их будет три), площадке НПЗ и подводящим коммуникациям. Там же сообщается, что институт достиг договоренности с “Мэн Лань СинХэ” об участии в разработке проектной документации собственно НПЗ в части “природоохранного характера, промышленной и пожарной безопасности”. Проектированием будет заниматься китайская сторона, а ПИРС выполнит адаптацию документов под российские нормы. Однако, по информации в отрасли, проектирование объектов ведет омское НПО “Мостовик”. Связаться с инвесторами проекта – Амурской энергетической компанией – не удалось. Поэтому информацию о технологической конфигурации НПЗ пришлось собирать в разрозненных, не всегда полностью достоверных источниках. Вводные данные таковы: завод будет представлять собой блок первичной переработки с установками гидроочистки дизельного топлива, нафты, установкой каталитического риформинга, производства битума и серы, а также газофракционирующей установкой.
Исходя из полученных результатов, можно говорить, что мощности предприятия перекроют потребности Амурской области в дизельном топливе почти в 6 раз, в мазуте – в 10 раз. Кроме того, как писала амурская пресса, в планах сохраняются поставки на местный рынок и бензинов в объеме 50 тыс. т/год. Речь, видимо, идет об использовании части потока С5-С6 с ГФУ в смеси с частью катализата риформинга. Впрочем, неясно, как полученная смесь уложится в требования технического регламента. Если предположения касательно технологической конфигурации производства близки к истине, то Амурский НПЗ по набору установок и мощности первичной переработки окажется очень похож, например, на Саратовский НПЗ, вместе с ТНК-ВР доставшийся “Роснефти”. Индекс сложности Нельсона составит 3,28, что выше, чем у обоих НПЗ в дальневосточном регионе (Комсомольского “Роснефти” и Хабаровского группы “Альянс”) и еще ряда заводов.
Для нефтехимии наибольший интерес представляет катализат риформинга. По расчетам, его объем составит порядка 635-640 тыс. т/год. При переработке его в качестве сырья на комплексе по производству ароматики (с акцентом на параксилол) потенциально можно получить следующие продукты (тыс. т/год): бензол – 134, п-ксилол – 325, рафинат КПА – 127, тяжелая ароматика – 51. Хочется обратить внимание на потенциальные объемы параксилола. Ведь примерно столько же составляет годовое производство этого продукта на всех действующих установках в России. И если сегодня российский рынок является в некоторой степени профицитным и параксилол экспортируется в том числе и в Китай, то с учетом большого количества проектов в области производства ТФК и ПЭТФ он может стать очень востребованным внутри России. В этом смысле приграничное китайское производство на дешевом российском сырье может оказаться в очень выгодной позиции. И в этом контексте нельзя не отметить тот факт, что проект Амурского НПЗ в целом полностью укладывается в риторику о пресловутом “сырьевом придатке”, только на этот раз не Запада, а Востока. Кроме катализата в Китай планируется направлять и другие продукты. Можно предположить, что это будут сжиженные газы с ГФУ в индивидуальном виде, либо же часть дизельного топлива или фракции С5-С6.
Впрочем, все не так однозначно. Во-первых, для строительства трансграничного трубопровода потребуются российско-китайские соглашения на достаточно высоком уровне. Прогресса в этом вопросе, очевидно, нет, но, как пишет местная пресса, “все к этому идет, уверены в компании”. Во-вторых, сложным остается вопрос с экспортными пошлинами. Правительство России сохраняет планы ввести вывозную пошлину на мазут в 100% от пошлины на нефть (сейчас она составляет 66%). Учитывая же незначительные объемы потребления этого топлива в Амурской области и в целом профицит его производства в Дальневосточном федеральном округе, от экспорта никуда не деться, а он окажется малоэффективным. Примерный паритет между текущим производством и потреблением существует и на рынке дизельного топлива на Дальнем Востоке. Также пока не ясно, по какой ставке будет облагаться экспортируемый в Китай катализат риформинга. Очевидно, что стороны вряд ли заинтересованы относить эту продукцию к бензинам, на вывоз которых установлена заградительная пошлина в 90%. Есть также возможность классифицировать этот продукт как смесь ароматических углеводородов. В этом случае ставка пошлины составит 66%, то есть как на темные нефтепродукты. Скорее всего, инвесторам удастся наладить поставки в рамках иной номенклатуры с низкой пошлиной (или ее отсутствием). В этом случае экономика проекта существенно выиграет, как выиграет и китайский потребитель сырья.
Но главным остается вопрос с подключением к нефтепроводной системе. Исход его решения в конечном счете и определит успех или неуспех этого проекта. Впрочем, как следует из доклада Виталия Пескова, прорабатывается и альтернативный вариант доставки по железной дороге. Но считать его при таких объемах сырья полноценным все равно нельзя, полностью стать альтернативой трубе он не сможет с учетом системно негативной тенденции с пропускной способностью главного хода Транссиба в направлении с запада на восток.
Что касается подключения к ВСТО, то тут будто бы нет никаких препятствий. Во-первых, требования Минэнерго и “Транснефти” предусматривают заложенную в проект глубину переработки не менее 70%. По конфигурации она составляет немногим меньше – 68%. Для достижения требуемой величины нужно избавиться от примерно 120 тыс. т вакуумного газойля, что, видимо, будет легко достигаться подмешиванием этого объема в сырье для производства битума. Момент, связанный с гарантиями поставок нефти, китайская сторона проекта пытается решать уже сейчас. Как писала амурская пресса, власти Якутии пообещали инвесторам содействие в вопросе подключения к трубопроводной системе. Ставка на собственные силы является здесь вполне обоснованной. Дело в том, что основным пользователем системы ВСТО является “Роснефть”. В рамках недавних соглашений с Китаем она взяла на себя обязательства по увеличению поставок. Кроме того, госкомпании надо загрузить свой Комсомольский НПЗ, отвод к которому предполагается строить, а также выкроить сырье для перспективного нефтехимического проекта в районе Находки. Так что даже при желании наскрести 6 млн. т для Амурского НПЗ “Роснефть” будет не в состоянии. Именно с “Роснефтью” может быть связан основной риск проекта Амурского НПЗ. В условиях полемики между компанией Игоря Сечина и “Транснефтью” относительно способов финансирования расширения ВСТО может оказаться так, что в трубе не будет свободного места даже на литр “посторонней” нефти.
Проекты с созданием микро-ВИНК независимыми инвесторами на базе маленькой нефтедобычи и некрупной нефтепереработки для России не новость – они возникали раньше, возникают и, очевидно, будут возникать в будущем. Но инициатива с созданием микро-ВИНК под цели наработки нефтехимического сырья – это нечто новое. (rupec.ru/Химия Украины, СНГ, мира)