Казахстан, богатый углеводородным сырьем, стремится развить сектор глубокой переработки, с тем чтобы переориентировать сырьевой потенциал на выпуск продукции с высокой добавленной стоимостью. На протяжении многих лет в стране, ежегодно увеличивающей добычу нефти и газа, разрабатываются и принимаются специальные программы для развития сектора переработки углеводородов и получения продукции с высокой добавленной стоимостью. Сейчас меры по развитию нефтехимической промышленности предусмотрены в Программе по развитию нефтегазового сектора РК на 2010-2014 годы, Программе по форсированному индустриально-инновационному развитию на 2010-2014 годы. Совсем недавно, 31 мая 2014-го, постановлением правительства был принят комплексный план по развитию нефтегазового сектора на 2014-2018 годы. Разработан проект второй пятилетки Госпрограммы индустриального инновационного развития РК на 2015-2019 годы, согласно которой нефтепереработка и нефтехимия являются одними из шести приоритетных отраслей. О том, какие еще меры необходимо принять Казахстану для более эффективного выполнения поставленной задачи по развитию сектора глубокой переработки углеводородного сырья, шла речь на конференции “Нефтепереработка и нефтехимия Центральной Азии”, организованной в Алматы на этой неделе компанией Global Business Club при поддержке Министерства нефти и газа Казахстана и ассоциации KazEnergy.
Как сообщил на конференции директор департамента нефтехимии и технического регулирования Министерства нефти и газа РК Асхат ХАСЕНОВ, на сегодня Казахстан уже реализует несколько проектов, нацеленных на развитие сектора downstream: в декабре прошлого года в Актау запущен в эксплуатацию битумный завод, который уже выпускает продукцию высокого качества, проводится модернизация всех трех НПЗ. Тем не менее, добавил он, имеющийся на сегодня рост нефтехимической отрасли незначителен, в первую очередь из-за отсутствия производств базовой нефтехимической продукции.
По данным г-на Хасенова, в 2012 году удельный вес казахстанской нефтехимической отрасли в общем объеме производства химической продукции увеличился по сравнению с показателем 2008 года на 3,9%. Валовая добавленная стоимость в отрасли увеличилась с Т3,5 млрд в 2008 году до Т14,6 млрд в 2012 году. Сейчас в республике осуществляется ряд мер по организации производств базовой нефтехимической продукции, для эффективной реализации которых внедряется кластерный подход. Одна из них - создание указом Президента РК от 19 декабря 2007 года №495 специальной экономической зоны (СЭЗ) “Национальный индустриальный нефтехимический технопарк” в Атырауской области, участники которой полностью освобождены от корпоративного подоходного налога, земельного налога, налога на имущество. Кроме того, им предоставлено право пользования таможенными льготами, в частности, это освобождение импорта от таможенных пошлин и сборов, упрощенное оформление экспортно-импортных операций. Проведена работа по обеспечению производств сырьем. По словам г-на Хасенова, согласно принятым правительственным постановлениям, поставки газа для этих проектов будут осуществляться на долгосрочной основе до 2033 года, правда, оговорился он, пока это только предварительная договоренность с недропользователем, который будет предоставлять газ. Еще одно преимущество для участников СЭЗ, по мнению представителя Миннефтегаза, в том, что готовая инфраструктура нефтехимических кластеров, исходя из опыта, позволяет сэкономить компаниям до 20% капитальных и до 15% операционных затрат.
Впрочем, отметил он, несмотря на явно положительные условия создания СЭЗ, на сегодня выявлены несовершенства законодательства, препятствующие ускоренному развитию этого проекта. В этой связи главой правительства до конца 2014 года поручено внести изменения в законодательство в целях исключения выявленных барьеров, тормозящих дальнейшее развитие СЭЗ.
Г-н Хасенов сказал, что в настоящее время нефтегазохимическая промышленность в Казахстане развивается по отраслевому принципу. Отдельные компании реализуют инвестиционные проекты на территории СЭЗ, однако при этом существует слабая взаимосвязь по жизненному циклу продукции, начиная с этапа переработки сырья, заканчивая сбытом конечной продукции массовому потребителю. Преодолеть подобные проблемы, считает он, возможно именно с применением кластерной политики. Поэтому в целях внедрения кластерного подхода министерство обратилось к международному опыту сингапурской компании Jurong.
Информируя подробнее о проектах, реализуемых в рамках СЭЗ, г-н Хасенов отметил, что это инвестиционные проекты по организации производств с широкой гаммой нефтехимической продукции: полипропилена, полиэтилена, бутадиена, синтетических каучуков. Такие нефтехимические производства представляют собой сложную систему технологически взаимосвязанных процессов, осуществляемых на лицензионном оборудовании. Международный опыт и маркетинговые исследования показывают, что наиболее востребованными базовыми нефтехимическими продуктами являются полипропилен и полиэтилен. Спикер из Миннефтегаза сослался на одну из консалтинговых компаний, спрогнозировавшую значительную потребность в полипропилене на международных рынках к 2030 году до 115 млн тонн, что почти в 2 раза больше по сравнению с показателем 2015 года - 60 млн тонн. Высокие темпы роста рынка ожидаются в Азии, Восточной Европе, Ближнем Востоке, Латинской Америке, Африке, Карибском бассейне. Казахстанский полипропилен, за исключением того объема, который будет покрывать потребности внутреннего рынка, планируется экспортировать на рынки Восточной и Западной Европы, Китая, Турции. Спрос на полиэтилен, по данным Миннефтегаза, также очень высок. Наибольшим спросом он пользуется в странах Средней и Восточной Азии, а также в Западной и Восточной Европе. К 2025 году, по сведениям министерства, спрос на полиэтилен прогнозируется в объеме до 137 млн тонн, что в 2 раза больше в сравнении со спросом в 2011 году - 71 млн тонн. Основными рынками потребления казахстанского полиэтилена, как ожидается, будут Западная и Восточная Европа, а также Китай и Восточная Азия.
По словам г-на Хасенова, основным проектом на территории СЭЗ является строительство интегрированного газохимического комплекса, реализуемое в две фазы. Первая фаза позволит обеспечить производство полипропилена мощностью 500 тыс. тонн в год, вторая - 800 тыс. тонн полиэтилена в год. В целях гарантированного сбыта полипропилена компания, реализующая данный проект - Kazakhstan Petrochemical Industries (KPI) - уже заключила договоры на сбыт готовой продукции. В рамках второй фазы проекта стратегическим партнером выступает южнокорейская компания LG Chem. На сегодня суммарные инвестиции в данный проект оцениваются в $6300 млн, а ввод в эксплуатацию первой фазы комплекса запланирован на четвертый квартал 2017 года. К слову, проект строительства в Атырауской области интегрированного газохимического комплекса осуществляется уже давно: в 2011 году Миннефтегаза заявляло о планах наладить здесь производство полипропилена к концу 2014 года в рамках первой фазы, оцениваемой в то время в $1,9 млрд, из которых $1,4 млрд - заем Эксимбанка Китая. Вторая фаза, по оценке на тот период, должна была завершиться в 2015 году и требовала вложения примерно $4 млрд, из них $2,5 млрд должны предоставить финансовые институты, $1,3 млрд - акционеры проекта (соизмеримо своей доле участия каждая компания). Тогда, три года назад, выбор именно на корейскую компанию в качестве партнера проекта пал в результате получения с ее стороны “наиболее продвинутого” предложения об организации финансирования от корейских финансовых институтов в размере $2,5-2,7 млрд в форме займа и предоставления взноса в уставный капитал в сумме около $600 млн. Вопрос обеспечения нового современного комплекса сырьем был решен еще в мае 2007-го, с подписанием между KPI и крупнейшим недропользователем Казахстана - ТОО СП “Тенгизшевройл” (ТШО) - меморандума об утверждении базовых условий поставок сырья, в соответствии с которым нефтяная компания обязалась в течение как минимум 13 лет ежегодно поставлять комплексу около 7-8 млрд кубометров сухого газа и около 500-600 тыс. тонн жидкого пропана. Несколько лет назад были заключены и договоры с китайской Sinopec о сбыте готовой продукции.
Как сообщил г-н Хасенов, другой системообразующий проект, реализуемый в рамках СЭЗ, предполагает строительство завода по выпуску бутадиена мощностью 250 тыс. тонн в год и полибутадиенового каучука мощностью 125 тыс. тонн в год. На сегодня ведутся переговоры с потенциальными стратегическими партнерами из Польши, Германии и Южной Кореи.
Еще один проект ориентирован как раз на дальнейшую переработку базового сырья с интегрированного газохимического комплекса и связан с налаживанием производства полимерной продукции. До ввода в эксплуатацию этого предприятия апробация технологии будет осуществляться на завозном сырье - из Российской Федерации, Узбекистана, Туркменистана, Южной Кореи. По данному проекту уже заключены договоры о намерениях по сбыту продукции на рынках Европы, Турции, Китая, Юго-Восточной Азии, стран СНГ.
Как подчеркнул г-н Хасенов, указанные проекты находятся на разных стадиях реализации, в рамках которых на этапе строительства предполагается создание около 10 000 рабочих мест, на этапе эксплуатации - 1400, что немаловажно для государства.
Кроме того, находящееся на территории Актауского завода пластических масс в Мангистауской области предприятие по производству дорожных битумов, построенное национальной компанией “КазМунайГаз” и китайской CITIC Group, может ежегодно производить около 400 тыс. тонн окисленных и 120 тыс. тонн модифицированных дорожных битумов, а также 15 тыс. тонн бензиновой фракции и 230 тыс. тонн керосиново-дизельной фракции, 220 тыс. тонн вакуумного газойля. К слову, во избежание потери качества битума при транспортировке до места укладки асфальтобетона впервые на Актауском битумном заводе предусмотрена инновационная технология по расфасовке дорожного битума в одноразовую транспортную тару двух видов - биг-беги (1000 кг) и пластиковые мешки (40 кг).
Говоря о реализации проектов модернизации казахстанских НПЗ - Атырауского (Атырауская область), Шымкентского (Южно-Казахстанская область) и Павлодарского (Павлодарская область), докладчик из Миннефтегаза обратил внимание на строительство в ТОО “Атырауский нефтеперерабатывающий завод” комплекса по производству ароматических углеводородов (КПА) годовой мощностью 133 тыс. тонн бензола и 496 тыс. тонн параксилола с гарантированной чистотой 99,9% (масс). Ранее сообщалось, что эксплуатационно-гарантийные испытания здесь намечены на август, а приемка государственной комиссией в эксплуатацию КПА будет осуществлена в сентябре 2014 года. После ввода комплекса в эксплуатацию в Казахстане будет создана единая цепочка нефтехимических производств, выпускающих продукцию с высокой добавленной стоимостью.
Как заявил г-н Хасенов, эффективное функционирование нефтехимического кластера в ближайшей перспективе обеспечит мультипликативный рост смежных отраслей, создание предприятий малого и среднего бизнеса вокруг основных проектов, как это было в Индонезии, Иране, Китае.
Затрагивая тему модернизации отечественных НПЗ и их способности обеспечивать потребности внутреннего рынка качественными нефтепродуктами, советник генерального директора АО “КазМунайГаз - Переработка и Маркетинг” Галымжан АМАНТУРЛИН высказал мнение о том, что существующие нефтеперерабатывающие мощности с учетом завершения их модернизации в 2016 году на 100% будут покрывать потребности во всех видах нефтепродуктов, но только до 2021 года. “Это связано с тем, что предусмотрен мощный рост экономики Казахстана, рост потребления нефтепродуктов”, - поясни он. Прогнозируется незначительный, но растущий дефицит дизтоплива с 2021-го и бензинов с 2025 года. Небольшие объемы дефицита до 2024 года легко могут быть покрыты за счет импорта из РФ, добавил он. В целях обеспечения экономической безопасности возможными вариантами обеспечения на 100% рынка отечественными нефтепродуктами являются: увеличение нефтеперерабатывающих мощностей после 2024 года и производство альтернативных видов топлива, считает г-н Амантурлин.
Говоря о сырьевом потенциале, представитель “КазМунайГаз - Переработка и Маркетинг” сообщил, что в настоящее время все поставки нефти на внутренний рынок осуществляются за счет старых месторождений Кумкольской, Актюбинской, Атырауской и Мангистауской группы, где нефтедобыча постепенно снижается. Добыча сейчас растет на месторождениях Тенгиз (Атырауская область) и Карачаганак (Западно-Казахстанская область), разрабатываемых соответственно компаниями ТШО и Karachaganak Petroleum Operating B.V. (KPO), но они ориентированы на экспорт.
По данным г-на Амантурлина, всего к 2030 году Казахстан сможет добывать 106,4 млн тонн нефти в год, при этом основными производителями выступят все те же ТШО, KPO, а также разработчики каспийских месторождений Кашаган и Жемчужины - North Caspian Operating Company (NCOC) и Caspi Meruerty Operating Company B.V. (CMOC). К этому периоду всех ресурсов старых месторождений едва хватит для загрузки только действующих НПЗ.
К тому же, отметил спикер, для части “старых” недропользователей поставки на внутренний рынок убыточные, убытки перекрываются поставками на экспорт, то есть 100% поставка их сырья на внутренний рынок невозможна. Обязательства же по поставкам на внутренний рынок небольшие - до 2,5 млн тонн в год. Более того, сказал г-н Амантурлин, у Казахстана, согласно действующим межправительственным соглашениям, имеются обязательства по заполнению экспортных нефтепроводов.
В итоге, делает вывод представитель “КазМунайГаз - Переработка и Маркетинг”, при выполнении соглашений по экспорту и загрузке действующих НПЗ в среднесрочной перспективе будет ощущаться недостаток нефти для внутреннего потребления.
Учитывая все это, и в случае принятия решения о строительстве в республике четвертого НПЗ, как заявил г-н Амантурлин, предполагается безусловная поставка на внутренний рынок нефти ТШО, NCOC, KPO и CMOC: “Без этого никак не обойтись”. Однако при имеющемся уровне внутренних цен на ГСМ использование дорогой нефти этих производителей для нового НПЗ будет заведомо убыточным. Повысить же цены на ГСМ на внутреннем рынке в размере, значительно превышающем стоимость бензина в РФ, Казахстан не сможет, функционируя в рамках открытого рынка единого экономического пространства. То есть продукция четвертого НПЗ на внутреннем рынке будет неконкурентоспособной по цене, говорит г-н Амантурлин.
Анализируя предполагаемые технические параметры рассматриваемого в настоящее время проекта строительства в стране нового нефтеперерабатывающего предприятия, он отметил, что его мощность по переработке менее 10 млн тонн нефти в год будет неэффективной. По его словам, современные тенденции диктуют целесообразность возведения мощностей от 10 млн до 20 млн тонн в год, но такой объем, по мнению представителя компании, в любом случае невозможно реализовать на внутреннем рынке. Отсюда вывод: придется субсидировать поставки продукции четвертого НПЗ на внутренний рынок или обеспечивать экспорт большей части его продукции. Впрочем, рассмотрев экспортный потенциал Казахстана по нефтепродуктам, г-н Амантурлин вновь озвучил неутешительный вывод о том, что реализация продукции нового нефтеперерабатывающего завода на “южных” рынках вряд ли будет возможна с учетом неконкурентоспособности по цене. В частности, по его мнению, экспорт казахстанских нефтепродуктов в северном направлении, в Россию, в средне- и долгосрочной перспективе невозможен по причине ожидаемого в этой стране в 2017 году профицита ГСМ и, в общем-то, более привлекательных цен на российские нефтепродукты по сравнению с казахстанскими. В восточном направлении, в Китай, экспорт, как считает г-н Амантурлин, также маловероятен, поскольку в соответствии со спецификой китайской экономики более выгодным для КНР является закуп сырья для обеспечения переработки на собственных НПЗ, где стоимость рабочей силы значительно ниже, чем в других странах, а также в результате избытка нефтеперерабатывающих мощностей в этой стране. Неэффективна реализация казахстанских нефтепродуктов, по мнению спикера, и в западном направлении, так как ближайшие соседи по Каспийскому морю имеют собственную развитую нефтяную промышленность и не нуждаются в импортных ГСМ, а для стран Европы наиболее целесообразно закупать сырую нефть для переработки на своих НПЗ или более дешевые нефтепродукты из РФ.
Как заметил докладчик, основными рынками сбыта казахстанских нефтепродуктов, учитывая короткое плечо доставки и низкую развитость нефтеперерабатывающей промышленности, могут рассматриваться страны Центральной Азии, которые сегодня покрывают свои потребности в светлых нефтепродуктах импортом из РФ и других стран - по оценке, это 3666 тыс. тонн в год. Между тем, сообщил он, и здесь имеется ряд оговорок. К примеру, Таджикистан и Россия сотрудничают в рамках заключенного в 2013 году соглашения о беспошлинных поставках нефтепродуктов. Монголия в прошлом году подписала контракт с китайской Petrochina об обеспечении ее рынка нефтепродуктами, производимыми из монгольской нефти на НПЗ КНР.
Предлагая к рассмотрению варианты полного обеспечения внутреннего рынка Казахстана нефтепродуктами без учета импорта и строительства четвертого НПЗ, г-н Амантурлин сообщил о создаваемых в стране условиях и инфраструктуре для перевода общественного транспорта на экологически чистые виды топлива. Однако, добавил он, производство и использование альтернативных видов топлива может лишь частично решить проблему дефицита нефтепродуктов до 2022-2025 года, при том что это требует значительных финансовых и технических решений и имеет риски.
Таким образом, подводя итог обсуждению темы возведения в Казахстане дополнительных нефтеперерабатывающих мощностей, г-н Амантурлин заявил, что на фоне проводимой в данное время модернизации трех имеющихся заводов строительство нового НПЗ выглядит весьма спорным. Он предложил дополнительно исследовать этот вопрос, проведя в течение 2015-2016 годов полномасштабное технико-экономическое обоснование этого проекта.
Пока же в качестве “одного из наиболее реальных вариантов” увеличения нефтеперерабатывающих мощностей в стране представитель “КазМунайГаз - Переработка и Маркетинг” предложил к рассмотрению проект расширения мощности Шымкентского НПЗ, который, по его заверению, обладает необходимыми для этого свободными площадями. “Изначально при СССР конечная мощность завода планировалась на уровне 12 млн тонн в год. Он расположен в самом густонаселенном регионе Казахстана, что способствует максимальному обеспечению сбыта продукции. Имеется развитая инфраструктура для поставки сырья со старых и новых месторождений. Такой вариант значительно дешевле по сравнению с вариантом строительства нового НПЗ, за счет того, что инфраструктура этого НПЗ может уже сейчас принять до 12 млн тонн нефти в год. Имеется и свой инвестор в лице CNPC”, - аргументировал свое предложение г-н Амантурлин.
Позже, отвечая на вопросы участников конференции, он пояснил, что мощность Шымкентского НПЗ не обязательно может быть расширена до озвученных им 12 млн тонн в год. “На сколько он будет расширен - 3 млн, 4 или 6 млн тонн, покажет лишь ТЭО”, - сказал он.
Поднимая на конференции еще одну тему - природной ренты, то есть дохода, получаемого сверх “нормальной” прибыли на затраченные труд и капитал, директор по исследовательским проектам компании “Петромаркет” Иван ХОМУТОВ заявил, что существующая в Казахстане система регулирования нефтяного рынка формирует непрозрачный механизм ее распределения. По его мнению, непонятен ни фактический объем перекачиваемой через downstream природной ренты, ни ее доля, которая достается потребителям.
По его данным, в 2013 году благодаря механизму беспошлинных поставок нефти, имевшемуся между РФ и РК, казахстанская экономика получила из России природной ренты на сумму $2,9 млрд. Иными словами, до 2013 года переработка Казахстана получала дополнительную маржу в виде низких цен на нефть. Он сообщил, что с 2014 года в ввиду отмены беспошлинных поставок и организации swap-схемы, в соответствии с которой Казахстан поставляет нефть в КНР, а Россия свою западносибирскую нефть - на Павлодарский НПЗ, этот показатель может составить $4,4 млрд. “Все эти расчеты сделаны, базируясь на предположении, что на рынке Казахстана стоимость нефти рыночная. Это некие минимумы, реальных же объемов, к сожалению, мы не знаем. Это довольно непрозрачный механизм, - пояснил г-н Хомутов. - Если бы казахстанская переработка работала в чистом рынке, покупая нефть по мировым ценам за вычетом экспортных пошлин, транспортных затрат, то в 2013 году Атырауский НПЗ был бы убыточным заводом, Шымкентский - на грани рентабельности, Павлодарский - прибыльным за счет получения дешевой нефти из России. Если мы возьмем нынешний год, то окажется, что прибыльный, на грани рентабельности только Шымкент”, - сказал он.
Причины низкой маржи НПЗ Казахстана в условиях рынка, по словам спикера - плохая логистика, учитывая очень длинное, в соответствии с его оценкой, транспортное плечо, и плохая нынешняя конфигурация заводов, за исключением Павлодарского. И если модернизация казахстанских нефтеперерабатывающих заводов, по его мнению, способна улучшить эту конфигурацию, то с логистикой дела пока обстоят не самые лучшие.
Впрочем, как заверил участников конференции генеральный директор KAZLOGISTICS Ерхат ИСКАЛИЕВ, в ближайшей перспективе логистика значительно улучшится, учитывая предпринимаемые Казахстаном усилия в данном направлении. Озвучивая собственное мнение по поводу организации новых маршрутов экспорта продукции глубокой переработки углеводородного сырья, он упомянул Иран в качестве потенциального сильного партнера в этом направлении. “Переехать через Китай очень сложно. А иранское направление - быстрое, там налажено судоходное движение до Дубая и Абу-Даби. Здесь единственное препятствие - политика”, - сказал г-н Искалиев, отметив, что “важно создать синергию двух гигантов - нефтехимии и транспортников, где каждый зарабатывал бы с выгодой для себя”.
Вообще нынешняя конференция, собравшая на одной площадке крупных игроков сектора downstream Центральной Азии, оказалась весьма насыщенной, вызвав неожиданно активные дискуссии между ее участниками. Организаторы пообещали вновь организовать диалоговую площадку в Алматы в следующем году, когда реализация некоторых нефтеперерабатывающих и нефтехимических проектов, в том же Казахстане, возможно, войдет в более активную фазу, что повлечет за собой новые оценки и прогнозы развития отрасли.
