Сегмент полипропилена в последнее время остается в центре внимания. Связано это в первую очередь со знаковыми для всей постсоветской нефтехимии пусками крупных производств в Омске и Тобольске. Влияние этих событий на российский рынок значительно – согласно статистике за 2013 г., импорт полипропилена сократился на 21%. В отраслевом сообществе мало кто сомневается, что полипропилен станет первым российским полимером экспортной ориентации. До недавнего времени казалось, что на основном целевом внешнем рынке для российских полиолефинов – в Китае – конкуренцию поставщикам будут оказывать только производители с Ближнего Востока. Именно с компаниями из региона Персидского залива сравнивалась конкурентоспособность в смысле издержек на производство полиэтилена и полипропилена, с ними же – делить виртуальные рыночные ниши в Азии. Однако помимо России на постсоветском пространстве к пониманию важности развития глубокой переработки углеводородного сырья пришли южные соседи. Обладая мощнейшим ресурсным потенциалом, часто более низкой, нежели в России, себестоимостью нефти и газа, широкой поддержкой со стороны государственной власти, не будучи при этом в заложниках советского инфраструктурного и производственного наследия, а реализуя проекты с нуля, привлекая крупнейших мировых игроков в качестве партнеров, лицензиаров и подрядчиков, эти страны готовы в ближайшем будущем вмешаться в баланс торговли полимерами в Азии.
Как и в случае с узбекским проектом газохимического комплекса на базе газоконденсатного месторождения Сургиль, Казахстан ориентирован на построение нефтехимии на базе легкого газового сырья, источником которого должно стать уникальное по запасам, сложности геологического строения и капиталоемкости освоения нефтяное месторождение Тенгиз в западной части страны. Иных альтернатив у республики по сути нет – несмотря на достаточно высокие показали добычи нефти и газового конденсата (81,7 млн. т в 2013 г., т. е. на душу населения Казахстан добывает больше жидких углеводородов, чем Россия), нефтепереработка развита крайне слабо: в стране действуют 3 НПЗ, которые в 2013 г. переработали 14,4 млн. т нефти – менее 18% от объема ее добычи. Задуматься об увеличении глубины переработки легких углеводородов Казахстан заставляют, скорее всего, и другие обстоятельства, связанные с деятельностью оператора разработки Тенгиза консорциума “Тенгизшевройл” (ТШО, 50% у Chevron, 25% – ExxonMobil, 20% – госкомпании “КазМунайГаз”, 5% – у российского “ЛУКойла”). ТШО производит 3 основных вида энергетической продукции: нефть, сухой газ и сжиженные углеводородные газы. С транспортировкой жидкой продукции у ТШО проблем нет – основная часть ее уходит по трубопроводной системе Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) на перевалку в Новороссийске. Сухой газ по трубопроводу Тенгиз – Кульсары имеет выход на магистральную систему Средняя Азия – Центр, что позволяет реализовывать его как на внутреннем рынке, так и на экспорт. Система же вывоза сжиженных газов – наиболее сложная и затратная. СУГ отгружаются на железнодорожный транспорт и транзитом через территорию России и Украины следуют на перевалку на черноморские терминалы. Протяженность этого маршрута составляет 2,3-2,5 тыс. км в зависимости от порта назначения, что в условиях высоких транзитных тарифов не очень выгодно производителю.
Кроме того, фактически безальтернативная привязка к терминалам перевалки СУГ в Украине ограничивает потенциальные рынки реализации казахстанских сжиженных газов, замыкая их, в акватории Черного моря и ближайшего Средиземноморья. В то время как основная мировая торговля сжиженными газами складывается в северо-западной Европе. Кроме того, до недавнего времени украинские терминалы могли переваливать только смесевые СУГ, премиальность которых уступает индивидуальным газам.
Таким образом, ТШО, обладая значительным объемом производства СУГ, по инфраструктурным причинам не мог извлекать максимум прибыли из их реализации. В этой ситуации переработка сжиженных газов в продукцию с более высокой добавленной стоимостью и при этом более универсальную в транспортировке – вполне логичное решение. Кроме того, осенью 2013 г. Астана утвердила “Проект будущего расширения”, нацеленный на увеличение добычного потенциала Тенгиза до 38 млн. т/год. Предполагается, что проект будет реализован к 2019 г. Можно ожидать, что производство СУГ вырастет пропорционально, до 1,9-2 млн. т/год.
Амбициозный проект под названием “Строительство интегрированного газохимического комплекса в Атырауской области” на базе сырья Тенгиза структурирован в 2 этапа с 2 операторами. Первая фаза проекта – создание производства полипропилена – реализуется ТОО «Kazakhstan Petrochemical IndustriesInc» (KPI). Ее контролирующим акционером (51%) является ТОО “Объединенная химическая компания” (ОХК), полностью принадлежащая государственному инвестиционному фонду АО “Фонд национального благосостояния “Самрук-Казына”. Партнером ОХК по первой фазе интегрированного комплекса является АО «SAT & Company» – многопрофильный холдинг, интересы которого сосредоточены на проектах в металлургии и химии. По непроверенным сведениям, SAT & Company также представляет интересы и капитал государства. Точкой размещения комплекса выбрана станция Карабатан в 40 км к северо-востоку от Атырау. Карабатан – новая промышленная площадка, активно развивающаяся в рамках проекта освоения шельфового месторождения Кашаган. В Карабатне размещаются заводы по подготовке нефти, очистке газа от серы и обратной его закачке в пласты. Кроме того, в Карабатане находятся объекты трубопровода КТК. Первая фаза проекта интегрированного нефтехимического комплекса предполагает создание установок дегидрирования пропана и производства полипропилена мощностью 500 тыс. т/год. Лицензиаром обеих установок в апреле 2011 г. была выбрана компания Lummus Technology, она же получила контракт на базовый инжиниринг по этим объектам. В марте того же года в ходе визита президента Казахстана в Китай было подписано кредитное соглашение между KPI и Экспортно-импортным банком Китая на открытие линии в $1,38 млрд. В июне 2013 г. EPC-контракт на создание установок дегидрирования пропана и полимеризации выиграла компания Sinopec Engineering. Группа Sinopec выступит также офф-тейкером существенной части продукции завода. Поставки пропана обеспечит ТШО, доставка от станции Тенгиз до станции Карабатан будет осуществляться по железной дороге (около 250 км). Это позволит ТШО снять с неэффективных экспортных направлений около половины от текущего производства СУГ. Базовые коммерческие условия поставок пропана на объекты первой фазы проекта были согласованы между KPI и ТШО в марте 2011 г.
По оценке фонда “Самрук-Казына” на лето 2013 г., размер инвестиций в объекты первой фазы проекта и часть объектов ОЗХ составлял $2,03 млрд., из них порядка $500 млн. – капитал акционеров проекта, остальное – заемные средства. В текущий момент в целом завершена планировка площадки, строительство основных объектов автодорожной и железнодорожной инфраструктуры, электросетевого хозяйства. Проект выходит на заключение контрактов на изготовление основного оборудования с длительным сроком исполнения и начало строительно-монтажных работ. Ввод объектов первой фазы в эксплуатацию формально намечен на 2015 г., но, скорее всего, сроки будут скорректированы. Газ Тенгиза очень жирный. По данным комитета геологии и недропользования Министерства индустрии и новых технологий Казахстана, содержание метана в нем составляет 54%, в то время как доля этана доходит до 13%, пропана – 6,9%, суммарных бутанов – 3,9%. В производственной конфигурации промысла этан не выделяется из ПНГ Тенгиза и уходит на реализацию в составе сухого газа. При сегодняшнем уровне потенциал производства этана превышает 1 млн. т/год. Вторая фаза проекта интегрированного комплекса – производство полиэтилена – нацелена именно на это сырье. Она реализуется ТОО «KLPE». Ее иностранным участником является корейская LG Chem (50%), партнерами выступают те же SAT & Company (25%) и ОХК (25%).
В рамках второй фазы предполагается создание газоперерабатывающей установки на Тенгизе, позволяющей выделять этан из товарного потока сухого газа, этанопровода до площадки размещения комплекса в окрестностях станции Карабатан протяженностью около 200 км, комплекса пиролиза этана мощностью 833 тыс. т/год по этилену, двух установок полимеризации по 400 тыс. т/год каждая, установки производства бутена-1 мощностью 33 тыс. т/год для выпуска линейных марок полиэтилена. В сентябре 2013 г. KLPE заключил EPC-контракт с консорциумом, состоящим из компаний Petrofac (Великобритания), Linde AG (Германия) и GS Engineering & ConstructionCorporation (Южная Корея). По сведениям источника в компании-участнике консорциума, Petrofac будет заниматься газоперерабатывающей установкой, Linde – установкой пиролиза этана, GS – объектами ОЗХ и хозяйственно-бытовыми объектами на период строительства (“городок строителей”). Лицензиаром установки димеризации этилена с получением бутена-1 выступит компания Axens, установок полимеризации этилена – Univation Technologies. По оценке фонда “Самрук-Казына”, стоимость проекта составляет $4,15 млрд., из которых собственные средства акционеров должны составить $1,24 млрд. Остальное планируется привлечь по схеме проектного финансирования с участием южнокорейских экспортно-кредитных агентств K-SURE и K-EXIM. Разрешить вопросы финансирования проекта планируется весной 2014 г., примерно тогда же приступить к работам на площадках. Ввод объектов второй фазы в эксплуатацию формально намечен на 2016 г., но темп прогресса проекта дает основания ожидать корректировки прогноза по вводу комплекса.
Атырауский интегрированный проект предполагает создание производств ПП и ПЭ мощностью 500 тыс. т/год и 800 тыс. т/год. Для Казахстана с численностью населения в 8 раз меньшей, чем в России, подобные мощности для нужд внутреннего рынка избыточны. По показателям потребления полимеров на душу населения емкость внутреннего рынка Казахстана по полиэтилену можно оценить в 230-240 тыс. т/год, по полипропилену – 100-110 тыс. т/год. Таким образом, республика рассчитывает использовать свои конкурентные преимущества заведомо для выхода на экспортные рынки. Учитывая сырьевой потенциал страны, удаленность от мировой торговли нефтехимическим сырьем (что дает низкие локальные цены по принципу экспортного паритета), дешевизну рабочей силы и энергетики и стимулирующую политику государства, стоит ожидать высокой конкурентоспособности казахстанских проектов по издержкам. И соревноваться с ними российским производителям придется на одних и тех же внешних рынках.
Сравним проект интегрированного нефтехимического комплекса в Атырауской области с имеющимися аналогами в России и проанализировать его структуру. Первая фаза проекта очень похожа на реализованный в 2013 г. «СИБУРом» проект “Тобольск-Полимер”. Совпадают и мощности производства, и сырье (пропан из ПНГ), и технология получения мономера (дегидрирование), и порядок потребных инвестиций. Есть и небольшое различие: в проекте «СИБУРа» исключен железнодорожный транспорт пропана, в проекте KPI он присутствует, хотя и с относительно небольшим плечом. В пользу конкурентоспособности российского проекта также играет несколько большее (около 600 км) расстояние до точки ценообразования на сырье (белорусско-польская граница), традиционно используемая для расчета локальной стоимости сырья по принципу экспортного паритета. В пользу конкурентоспособности казахстанского – несколько меньший (по текущей оценке) размер инвестиций. Вторую фазу проекта Атырауского интегрированного комплекса сравнить с существующими российскими производствами сложнее. Масштабных проектов по довыделению этана из потока товарного сухого газа, получаемого переработкой ПНГ, в России нет. Среди проектов локального характера можно отметить реконструкцию Миннибаевского ГПЗ с увеличением производства этана в 2010 г. Да и нефтехимия на этане в России почти не развивается: среди всего многообразия масштабных проектов в отрасли чисто этановой можно считать только инициативу “Газпрома” и «СИБУРа» по созданию спаренного производства ГПЗ – ГХК в Белогорске. Впрочем, это пока лишь идея.
В целом модель проекта Атырауского интегрированного комплекса похожа на нефтехимический проект в Узбекистане и, кажется, является одной из вариаций базовой модели, с успехом применяемой на Ближнем Востоке. Речь идет о партнерстве государственного капитала в лице госкомпаний с иностранными партнерами, которые либо выступают соинвесторами проекта, привлекая свои национальные финансовые институты в качестве источника заемных средств, и свои национальные инжиниринговые и сервисные компании для участия в реализации проектов, либо выступают контракторами полного цикла, также привлекая банки-соотечественники. Подобное международное сотрудничество, во-первых, открывает для местных госкомпаний доступ к компетенциям в области управления проектами, выход на рынки лучших мировых технологий, инжиниринга и заемных средств, во-вторых, обеспечивает будущие производства каналами экспорта продукции. Иностранные же партнеры получают доступ к дешевому сырью и эффективной по издержкам нефтехимической продукции для продаж на своих или сопредельных рынках, а также обеспечивают заказами национальные сервисные и технологические компании. В России подобные весьма эффективные схемы международного сотрудничества в масштабных нефтехимических проектах никогда не применялись. Нефтехимические компании предпочитают действовать в одиночку или в партнерстве друг с другом. В чем может быть причина? Глядя на модели проектов в Узбекистане и Казахстане можно заключить, что главной их движущей силой являются государственные компании и государственные инвестиции, а также широкая политическая поддержка как внутри страны, так и в отношениях с государствами-партнерами. В российской отрасли госкомпании лишь недавно встали на путь крупных инвестиций в новые нефтехимические мощности. Поэтому заявление “Роснефти” об открытости к партнерству с китайскими инвесторами в проекте “Восточной нефтехимической компании” может оказаться первым шагом на пути применения в России любопытной модели соседей по азиатской части СНГ. Конец этого пути наступит (и если наступит) в тот период, когда нефтехимические проекты Казахстана и Узбекистана будут вовсю конкурировать с российскими полимерами на азиатских рынках. (rupec.ru/Химия Украины и мира)