2014 г. для многих запомнился падением цены Брент. Между тем, остался без внимания опубликованный итоговый средний показатель 2014 г. – выше $99/барр. А это четвертый по рангу среднегодовой результат за более чем вековую историю международной нефтегазовой отрасли, не говоря уже о рекордном спросе на углеводороды в 92,4 млн. барр/|сут. Аналогичные вещи происходят и по многим другим аспектам функционирования нефтегазовой отрасли. Подавляющее большинство СМИ и обывателей муссируют не конкретные цифровые параметры, а мифические тезисы о сверхвысоком предложении нефти, о якобы падении спроса на углеводороды, о масштабной экспансии сланцевой нефти, создании псевдогигантских резервов нефти в развитых странах и т. д. В реальности же многие упомянутые вещи либо весьма спорны, либо верны с точностью наоборот.
Особое значение для Казахстана имеет ситуация в мировой нефтепереработке. Ведь доминирует мнение о росте благоприятных возможностей на фоне низких цен. Но все ли здесь так просто?
На первый взгляд, мировые оперативные данные 2014г. свидетельствуют о группе позитивных параметров. Во-первых, установлен новый рекорд в мировой переработке нефти. Средний уровень прошедшего года составляет более 77 млн. барр./сут. Это на 1,5 млн. превышает соответствующий показатель 2013 г. Во-вторых, по сравнению с 2013 г. более позитивный вектор приобрел показатель маржи переработки марки Брент. В-третьих, произошло существенное снижение избыточных мощностей мирового нефтеперерабатывающего комплекса. Вместе с тем, по той же марже можно отметить, что высшие показатели 2014 г. находятся на уровне февраля 2013 г. Тогда цена Брента была $110-118/барр. Таким образом маржинальность зависит не только от цен на нефть. Кроме того, по официальным данным декабря 2014 г. по сравнению с декабрем 2013 г. наблюдается достаточно широкий диапазон в снижении цен на бензин в различных странах. Если в Канаде, например, цены снизились на 17%, то в Японии – на 2%. То есть нельзя делать однозначных выводов об уникальной выгоде нефтепереработки в условиях снижения цен на углеводороды. Последняя масштабная забастовка на НПЗ США тому пример. В-четвертых, несмотря на сокращение избыточных мощностей – в мире без использования остаются объемы более 3 млн. барр./сут. При этом по последним данным в 2014 г. превышение предложения над спросом на рынке нефти составляло только 900 тыс. барр./сут. (а не 2 млн., как сообщает большинство СМИ). При этом в последние месяцы зафиксировано превышение предложения над спросом и по нефтепродуктам. Это означает усиление конкурентной борьбы в мировой нефтепереработке, что приводит к закрытию или простаиванию заводов.
Из всех регионов мира только в Юго-Восточной Азии наблюдается многолетняя устойчивая тенденция роста мощностей. В тоже время, в Западной Европе за 5 последних лет потенциальные объемы нефтепереработки снизились на 1,5 млн. барр./сут., в т. ч. во Франции закрыто НПЗ более чем на 500 тыс. барр./сут., Германии – на 400 тыс., Италии – на 300 тыс. Только в 2012 г. в странах ОЭСР было закрыто НПЗ на 1,2 млн. барр./в сут.
Даже не приводя другие показатели мировой нефтепереработки, можно сказать, что однозначной корреляции между ценами на нефть и ростом доходности пока не наблюдается.
Вместе с тем, важно отметить ряд наметившихся трендов в качественном состоянии.
Первый. Соотношение между строительством новых НПЗ и расширением действующих склонилось в сторону модернизации уже функционирующих семи сотен предприятий. Из последних существенных примеров – более чем двукратный рост производительности колумбийского завода в Картахене, построенного еще в 1956 г., а также в Рувайсе (ОАЭ, 1981 г.). По последнему прогнозу ОПЕК, в среднесрочной перспективе более 92% приращения объемов нефтепереработки придется на модернизацию и расширение существующих мощностей.
Второй. Строительство новых НПЗ ориентировано на объемы переработки более 10 млн. т нефти в год с гарантированным сбытом. Так, в небольшом списке вводимых в мире предприятий в 2014 -2015 гг. новый завод в Янбу (Саудовская Аравия) с мощностью 20 млн. т, в Абреу-и-Лиме (Бразилия) – 12 млн. т, модернизированный НПЗ в Рувайсе (ОАЭ) – 21 млн. т, в Парадип (Индия) – 15 млн. т.
Третий. Активизируется роль дизельного топлива. Все перечисленные новые перерабатывающие мощности в большей степени ориентированы на дизель. Даже в развитых странах мира если в 2000-е годы дизель занимал порядка 80% в соотношении с бензином, то в 2014 г. ожидается более 92%. По прогнозу ОПЕК, в ближайшие 20 лет доля дизельных автомобилей в мире с 14% вырастет до 21%, бензиновых – снизится с 82% до 71%.
Четвертый. Большинство строящихся или модернизируемых нефтеперерабатывающих предприятий сталкивается с проблемами финансирования. Так, упомянутый выше проект бразильского НПЗ был начат в 2006 г., затем несколько раз останавливался из-за отсутствия финансовых ресурсов. Проект индийского НПЗ был одобрен в 1998 г., а фактически завершен только недавно. При этом строительство каждого миллиона тонн мощностей новых НПЗ в мире является затратным мероприятием и обходится в пределах $0,5-1,4 млрд.
Пятый. Ведущие поставщики нефтепродуктов не собираются сдавать позиции и используют любую возможность для укрепления экспортных возможностей и ограничивая появление других игроков. Так, США оставаясь импортером нефти, являются лидером в экспортных поставках нефтепродуктов. Министерством коммерции КНР увеличены квоты 2015 г. на экспорт бензина, дизельного и реактивного топлива для PetroChina и Sinopec. Sinopec получила квоту на экспорт 260 тыс. барр./сут., PetroChina – на 180 тыс. С учетом этих и других факторов понятно, что развитие казахстанского нефтеперерабатывающего сектора осуществляется в сложных комплексных условиях. С одной стороны, есть рост производства, в решающую стадию вошли процессы модернизации НПЗ. С другой стороны – есть проблемы насыщения и ценообразования по внутреннему рынку моторного топлива, необходимо учитывать многослойные факторы в потенциальном строительстве четвертого НПЗ. Что касается насыщения внутреннего рынка, то особое влияние играют зависимость на треть от бензинового импорта и сезонный фактор.
Проведенная в 2014 г. девальвация тенге привела к тому, что завозимое моторное топливо резко подскочило в цене. Среднемесячный импорт бензина АИ-92 просел с 90 тыс. т в январе-феврале 2014 г. до 15 тыс. т в августе. Между тем, период август-сентябрь традиционно является пиковым в потребления автобензина.
Прогнозы такой ситуации обсуждались в экспертном сообществе. Сразу после проведенной девальвации Министерство нефти и газа совместно с «КМГ-ПМ» предупреждало о возможных проблемах с бензином летом 2014г. Российские цены 92-го бензина более чем на 20 тенге/л превышали казахстанский уровень. Даже небольшая емкость рынка страны оказалась не заполненной. В итоге казахстанская сторона за счет импорта, но для того, чтобы снизить остроту дефицита внутри республики, понесла убытки, исчисляемые миллиардами тенге. При этом компания «КМГ-ПМ», входящая в пул национальных и взявшая на себя данные убытки, стала крайней в общественном мнении.
Таким образом, сейчас одним из ключевых вопросов нефтепереработки Казахстана является не допустить дефицита моторного топлива на внутреннем рынке в 2015-2016 гг. Почему только в этот период? Потому что потом завершится модернизация казахстанских НПЗ и собственным производством будут покрываться потребности внутреннего рынка как минимум до 2020 г. Безусловно, каждый из автолюбителей страны имеет свое собственное мнение по поводу того, как решать бензиновые проблемы Казахстана. Попробуем рассмотреть несколько стереотипов.
Первый. Цена на ГСМ должна быть 50-60 тенге/л. Ведь ряд ведущих нефтедобывающих стран имеет довольно низкие внутренние цены на моторное топливо. В Кыргызстане уже 4-5 раз снижали цены. К сожалению, такой посыл не подходит по нескольким причинам. Во-первых, Казахстан пока импортирует порядка трети бензина. Это связано с текущими мощностями казахстанской нефтепереработки. И в основном не зависит от желания или противодействия добывающих нефть предприятий. Естественно, цены на импортируемые нефтепродукты объявляет зарубежная сторона. Если не будет специальных значительных дотаций, даже официально установленные внутренние цены, например 60 тенге/л АИ-92, будут подвергаться жесткому прессингу импортом. Во-вторых, ограниченный перечень стран с низкими ценами на бензин достаточно своеобразен. Сюда часто относят Венесуэлу, Туркменистан, Сирию, Ливию, ОАЭ, США. Венесуэла и Туркменистан вне конкуренции. И в прямом, и в переносном смысле. Потому как рыночная экономика предполагает несколько другие подходы и сопоставимость здесь не уместна. При этом в Туркменистане уже идет отход от талонной системы по льготным ценам вследствие фактов коррупции, неадекватности финансово-хозяйственной деятельности и т. д.
Внутриполитическая ситуация в Сирии и Ливии далека от стабильности. В таких условиях процветает теневая торговля по бросовым ценам как по нефти, так и по нефтепродуктам. Более интересен пример США. Во-первых, с 2014 г. США – страна номер один в мировой иерархии нефтедобычи, порядка трети добываемой нефти является сланцевой, которая специфична ориентацией на конкретный участок внутреннего рынка. В то же время, США один из крупнейших мировых импортеров нефти, около 40% потребления обеспечивается нефтью, ввозимой из-за рубежа. В-третьих, Штаты с лихвой покрывают нефтепродуктами свой внутренний рынок и являются одним из крупнейших экспортеров. Своеобразное сочетание. Добавим сюда, что страна владеет около 10% всех НПЗ мира, глубина переработки нефти в США составляет 93%. По вопросам применения процессов каталитического крекинга, прежде всего вакуумных газойлей и мазутов, гидрокрекинга и коксования, американцы существенно опережают другие страны. Любое государство, если бы имело такие характеристики, спокойно регулировало бы свои внутренние цены. Что касается Кыргызстана, то он более чем на 90% зависит от импорта российского бензина. В этой связи реальную ценовую траекторию в стране в большей степени определяют в более крупном государстве.
Второй стереотип. Все проблемы решит четвертый НПЗ. Здесь необходимо понимать следующее. Во-первых, емкость рынка Казахстана невелика – при существующих объемах переработки в 14-15 млн. т требуется дополнительно перерабатывать около 3-5 млн. т, тогда как в мире основной ориентир для новых НПЗ не менее 8-10 млн. т. Потребность в таких объемах появится у республики только после 2020 г. Во-вторых, Казахстан не является законодателем мод в нефтепереработке и новый конкурентоспособный по мировым меркам завод обойдется дорого. Мировая практика, как видно выше, это около $1 млрд. затрат за каждый миллион мощностей. Что будет источником финансирования в объеме $5-10 млрд. – вопрос из вопросов. В-третьих, возможности потенциального экспорта казахстанского моторного топлива следует честно назвать мизерными. Казахстан окружают два крупнейших государства, обладающих более крупными ресурсами. Причем Китай продолжает наращивать экспортный потенциал.
Есть еще много аспектов, но посыпать голову пеплом тоже не надо. В перспективе завод можно и нужно строить, но изначально ориентируя его на передовую мировую практику, т. е. формируя комплекс нефтепереработки и нефтехимии, обеспечивающий и внутренние потребности, и реальный прорыв в экспортных возможностях. Т. е. осуществить принципиально важный переход от НПЗ топливного профиля к топливно-нефтехимическому профилю. Опыт такой работы аккумулируется в Атырау – на базе НПЗ и строящегося газохимического комплекса.
Третий стереотип. Становится выгоднее перерабатывать нефть, чем экспортировать. Мировая статистика ставит под сомнение данный тезис, в т. ч. и по числу закрытых или простаивающих заводов. В условиях снизившихся цен на нефть и некоторого снижения цен на нефтепродукты маржа переработчиков тоже не вдохновляет. При этом во всем мире резко возросли требования к качеству моторного топлива. В результате с 2000 г. число НПЗ в мировой нефтеперерабатывающей промышленности постоянно уменьшается. Постоянно выводятся из эксплуатации маломощные и технически слабо оснащенные заводы. Некоторые относительно крупные заводы были выведены по экологическим соображениям.
Для успешной переориентации нефти на переработку необходимо решение вопросов сырья, взаимоотношений с недропользователями, емкости рынка, себестоимости продукции, качества нефтепродуктов, покупательской спо-собности, транспортных артерий и т. д. Баланс интересов в этом вопросе не носит устойчивого характера. В рыночной среде решению задачи способствует деятельность крупных интегрированных нефтегазовых компаний, функционирующих по цепочке от добычи до АЗС. Но здесь обязателен масштаб компании, способствующий наличию достаточных ресурсов для переработки, а также важны объемы спроса, ценовые параметры рынка и т. д. Не так много стран более или менее успешно решают эти задачи. Например, забастовка на заводах США показала, что проблемные вопросы остаются.
В части Казахстана еще не сформированы в достаточной мере устойчивые связи между ресурсодержателями и местными НПЗ. Объясняется это в т. ч. большей выгодой сырой нефти при экспорте. Так, при цене $100/барр. Брент на мировом рынке цена поставок нефти на НПЗ Казахстана составляла около $40/барр. С учетом того, что это очень близко к средней себестоимости, отвлечение порядка пятой части нефтедобычи страны на переработку происходило в основном благодаря административному давлению. Вместе с тем, большая часть добычи казахстанской нефти законтрактована на экспорт на годы вперед. Поэтому снижение цен на мировом рынке нефти вовсе не является однозначной выгодой для всех заинтересованных сторон.
Четвертый стереотип. Регулирование внутренних цен далеко от идеала. В последние годы в Казахстане действовала достаточно сложная формула определения предельных цен на нефтепродукты. При этом вследствие длительных бюрократических процедур фактически цены устанавливались только раз в год. Да и регулирование не отличалось особыми изысками. Большинство проектов по совершенствованию отличалось либо масштабными затратами (например, автоматизированный мониторинг всех субъектов рынка), либо сложной нормативно-правовой составляющей. В 2011-2013 гг., когда мировая цена Брент составляла около $110/барр., отсутствие изменений в предельных ценах массового интереса не вызывало, хотя специалисты нефтегазовой отрасли отмечали неоднозначность вопроса. Когда же цена на нефть начала резко снижаться, число критиков текущей системы регулирования резко возросло. Сейчас идет процесс формирования новой модели деятельности в этом направлении. Предельные цены на бензин устанавливаются не реже одного раза в месяц. А это уже прорыв.
Тотальный контроль всех участников рынка нефтепродуктов не реален. В стране действует около 80 добывающих компаний, 3 крупных нефтеперерабатывающих заводов и несколько десятков мини-НПЗ, более трех сотен нефтебаз и 4 тыс. АЗС. Комплексная автоматизированная система мониторинга всех субъектов, которую предлагают некоторые оптимисты, в текущих условиях будет характеризоваться большими финансовыми, временными и другими затратами. Отсюда возникает вопрос – что реально к учету в методике формирования предельных цен?
ИМХО обязательно требуется рассматривать следующие моменты: уровень мировых и российских цен; стоимость продукции НПЗ в Атырау, Павлодаре и Шымкенте; минимизация возможностей сверхприбыли участников рынка нефтепродуктов; сезонный фактор потребления; интересы потребителей, активная работа антимонопольных органов.
В части понимания целесообразности некоторых перечисленных аспектов надо отметить следующее.
Необходимо учитывать окупаемость затрат на модернизацию казахстанских НПЗ – порядка $1 млрд. по каждому НПЗ. Все три казахстанских завода фактически являются собственностью государства, а не частного бизнес-субъекта, который функционирует сам по себе. Потенциальная модернизация казахстанских НПЗ способствует решению группы проблем. Но резко обвалившиеся цены на нефть могут привести к такой ситуации, что вследствие привлечения значительных объемов финансирования для модернизации казахстанская продукция не обладает возможностью оперативного и адекватного реагирования на возможный демпинг цен, прежде всего со стороны российских поставщиков бензина. В этих условиях возрастает риск затоваривания НПЗ, а значит блокирования деятельности около 7 тыс. специалистов. Причем не офисных менеджеров, а инженеров и рабочих. В части защиты интересов потребителей одним из моментов желательно установление предельных цен не реже чем 1-2 раза в месяц. Динамика мировых цен носит волатильный характер, поэтому запросы населения по соответствию траектории должны рассматриваться более оперативно.
Пятый стереотип. Модернизация казахстанских НПЗ – затянутое и косметическое мероприятие с непонятным эффектом. Несмотря на уменьшенный по сравнению с новым строительством уровень затрат на модернизацию, объем необходимых расходов составляет порядка $1 млрд. по каждому заводу. При этом надо не забывать, что с каждой добытой тонны нефти в стране в распоряжении недропользователей остается только около 17% доходов. Остальное уходит на нефтегазовые операции, отчисления в Нацфонд и прочие налоговые и социальные платежи. В таких условиях изыскать крупные финансовые ресурсы на капитальные вложения с долгим сроком окупаемости является сложным мероприятием. Также не забываем, что национальная компания “КазМунайГаз” реальные рычаги управления над всеми тремя крупными отечественными НПЗ получила относительно недавно.
Что касается эффекта от модернизации, то сравним основные моменты текущей и перспективной ситуации. Номинальная мощность Атырауского НПЗ составляет 5 млн. т/год, однако завод работает с мощностью ниже номинальной, конверсия вакуумного газойля не производится, его продают в качестве сырья-полуфабриката. Глубина переработки нефти составляет 56%. Строительство новых и реконструкция старых установок в Атырау позволит увеличить глубину переработки до около 90% и получить дополнительные объемы бензина и авиакеросина, соответствующих стандартам К-4,5, а также обеспечить 100% загрузку сырьем комплекса по производству ароматики. АНПЗ обеспечит более 4 млн. т/год нефтепродуктов, с приростом продукции более чем на 800 тыс. т.
Шымкентский НПЗ был изначально сконструирован под переработку маловязкой западносибирской нефти. В нынешнем состоянии эксплуатационная мощность завода составляет 5,2 млн. т/год высокопарафинистой кумкольской нефти. Технологическая схема модернизированного НПЗ смоделирована таким образом, чтобы имелась возможность варьировать несколько смесей нефти от 100% кумкольской нефти до смеси состава: западносибирская, кумкольская, месторождения Актюбинской области и др. При этом будет обеспечено возрастание выхода светлых продуктов (с 70% до 89%), а глубина переработки возрастет с 70% до 93%.
Павлодарский нефтехимический завод: текущая производственная мощность составляет 4,5 млн. т сырой нефти в год. НПЗ полностью ориентирован на западносибирскую нефть. Глубина переработки составляет около 65%. Модернизация создает возможности переработки казахстанской (кумкольской и актюбинской) нефти, роста мощности завода до 5-7 млн. т/год. Почти в полтора раза будет увеличена глубина переработки, существенно возрастет выход бензина и авиакеросина, c введением установки изомеризации повысится октановое число бензинов, улучшится качество топлив с доведением до стандартов К-4,5.
В целом от НПЗ, изначально ориентированных на советскую экономику, постепенно ведется переход к современной и актуальной системе топливно-нефтегазохими-ческого профиля. Помимо НПЗ сюда войдут недавно введенный в эксплуатацию Актауский битумный завод и строящийся интегрированный газохимический комплекс в Атырау.
Из других стереотипов выделю мнения о “колоссальных возможностях” мини-НПЗ. На самом деле возможности мини-НПЗ являются существенно ограниченными, прежде всего в технико-технологическом плане. Другими словами, такие предприятия осуществляют только первичную квазипереработку нефти.
Нынешняя же нефтеперерабатывающая отрасль предъявляет очень высокие требования. Даже разработанные в обширном российском секторе производительные процессы и каталитические системы существенно уступают лучшим зарубежным аналогам. Например, неудовлетворительно обстоит дело в отношении отбора светлых нефтепродуктов от потенциала, что приводит к значительному недобору дизельных фракций на атмосферных колоннах. Катализаторы значительно уступают зарубежным аналогам по активности, стабильности, селективности и другим показателям. В современных процессах прямой и вакуумной перегонки нефти, каталитического крекинга, каталитического риформинга, гидрокрекинга, гидроочистки, гидрообессеривания, коксования, алкилирования и т. д. есть ограниченный ряд мировых лидеров-лицензияров – Foster Wheeler, Shell Global Solutions, ABB Lummus, UhdeGmbH, UOP, Axens, Kellogg Brown, Stone & Webster и др. Только недешевое сотрудничество с данными компаниями способно обеспечить высокую конкурентоспособность предприятию, а для малых субъектов это практически не реально. (Акбар Тукаев, инжиниринговая компания “КазГипроНефтетранс”/oilnews.kz/Химия Украины и мира)