Что касается трендов на глобальных рынках, то на них в ходе стартовой сессии сосредоточился старший консультант по международным рынкам нефтепереработки и нефтехимии ICIS Стефано Зендер. При этом его восприятие основных тенденций в отрасли выглядело в целом достаточно традиционно для оценок аналитиков в последнее время. Г-н ЗЕНДЕР упомянул, например, об избытке нефтеперерабатывающих производств в Европе, в результате чего наименее технологически современные ждет закрытие. Это, однако, не будет означать сокращение объемов переработки, поскольку в большей степени будут загружены более конкурентные производства, что повысит общую эффективность. Вторым очень существенным обстоятельством стало развитие технологий, связанных с добычей сланцевых углеводородов, что влияет на цены и маржинальность в отрасли и способствует тому, что интерес смещается от одних видов сырья к другим, но и их затрагивает сланцевая революция. Снижение стоимости сырья уже привело к тому, что США стали экспортерами сжиженного газа, и хотя основные экспортные потоки этого сырья идут пока с Ближнего Востока, соотношение сил существенно меняется. При этом, прогнозируя среднесрочные тенденции, связанные со спросом, эксперт отметил, что они сильно отличаются от региона к региону. В Северной Америке и Европе возможен разве что небольшой прирост спроса, связанный с отдельными видами нефтехимии, а в азиатских странах - членах ОЭСР, прежде всего в Японии и Южной Корее, вероятно, будет происходить даже не стагнация, а сокращение спроса. Зато интенсивно может расти остальная Азия, прежде всего Китай и Ближний Восток. Постсоветский и Каспийский регионы были оценены как пространство с большими возможностями для отрасли, чего нет во многих других местах. Все еще есть какая-то востребованность, связанная с переработкой легких фракций нефти и получением светлых нефтепродуктов. Инвестиционные проекты активно развиваются в России, хотя спикер подчеркнул, что там речь идет о вторичной и третичной, а не первичной нефтепереработке. В регионе есть определенный потенциал, связанный с импортозамещением. При этом к рискам эксперт отнес, например, то, как будет меняться экспортное позиционирование стран и насколько эффективно могут использоваться доходы, получаемые в результате более глубокой переработки нефти.

Довольно любопытно на фоне этой широкой картины выглядели осуществляемые планы развития отрасли в Казахстане, где сроки в тех или иных проектах сдвигались несколько раз, но каких-либо больших концептуальных изменений стратегий не происходит. Советник генерального директора “КМГ - Переработка и Маркетинг” Галымжан Амантурлин, представленный модератором одной из дискуссий как, возможно, лучший казахстанский эксперт в области нефтепереработки, в частности, отметил, что считает вполне адекватной стоимость инвестиционной программы модернизации трех отечественных НПЗ, которая составляет более $6 млрд. Объемы переработки нефти в результате увеличатся с 14,5 млн тонн до 18,5 млн тонн в год. Строительство нового НПЗ в российском Нефтекамске мощностью 7 млн тонн в год стоило $7,8 млрд. Строительство нового НПЗ азербайджанской SOCAR примерно такой же мощности стоит примерно $8 млрд. В то же время реконструкция Атырауского НПЗ позволяет сохранить для него двойную специализацию, связанную и с возможностями нефтепереработки, и работы в большей степени на более выгодную экономически нефтехимию в те периоды, когда на рынке будет достаточно топлива. Коэффициент технологической сложности на Атырауском НПЗ вырастет с 4,0 до 11,2, заметным, хотя и не в такой степени, будет рост и на двух других НПЗ. В результате средний коэффициент в казахстанской нефтепереработке вырастет с 5,4 до 9,5. В США аналогичный отраслевой коэффициент составляет 10,4, в Европе - 7,2, а в России - 6. Впрочем, спикер великодушно признал, что данные по России, возможно, устарели, так как там происходит активный ввод мощностей. Сроки модернизации в казахстанской нефтепереработке сдвигались несколько раз в силу разных факторов, одним из которых было то, что на первом этапе выстраивания стратегии в собственности КМГ находился только Атырауский НПЗ. 50% Шымкентского НПЗ перешло в собственность нацкомпании в 2006 году, а Павлодарский НПЗ удалось присоединить в 2009 году. При этом ускоренная модернизация в тот период, когда “Казмунайгазу” принадлежал только один завод, сдерживалась тем обстоятельством, что выход на качество топлива К-4 или К-5, когда остальные казахстанские производители и импортеры продолжали бы поставлять бензин по стандартам К-2, вряд ли мог бы быть оправдан экономически. (Отвечая на соответствующий вопрос, спикер отметил, что задачи перейти 1 января 2016 года на стандарт не ниже К-4 никто не отменял и технологически казахстанские НПЗ должны быть готовы к этому. Директор департамента Минэнерго по развитию нефтехимии Асхат ХАСЕНОВ, однако, отметил, что есть обсуждения в рамках структур ЕАЭС о пролонгации введения соответствующего регламента и, скорей всего, у сертифицирующих организаций остается еще на некоторое время возможность сертифицировать менее экологичные нефтепродукты.) Второй причиной сдвижки сроков модернизации НПЗ г-н АМАНТУРЛИН назвал невероятный уровень бюрократизации, связанный с получением необходимых разрешений. С одной стороны, действуют старые советские СНИПы, с другой - было требование о том, чтобы использовались новейшее западное оборудование и технологии, и процесс их адаптации был очень сложным. Автоматически сертификацию не получали, например, ни европейское, ни японское оборудование, ни китайское, сделанное по американской лицензии с соответствующим качеством. Китайская проектная компания, “спроектировавшая не один десяток НПЗ”, тем не менее, не могла получить лицензию на осуществление соответствующих работ в Казахстане. Попытки изменить ситуацию пока не привели к каким-либо результатам. (Интересно, что представители одной из крупнейших китайских инжиниринговых компаний, участвовавшие в конференции, вероятно, не случайно адресовали специальный вопрос спикеру из азербайджанской SOCAR Рза Рзаеву, существуют ли процессы лицензирования и сертификации у них. Получив ответ, что если сертификаты получены в Европе или, например, в России, необходимости получения дополнительных лицензий в Азербайджане нет, представители компании назвали Казахстан сложным в этом отношении рынком, где очень много проверок. Причем вопросы лицензирования раньше, по их впечатлениям, решались легче, чем сейчас. Возможно, это закономерно, поскольку “страна развивается”.)

Сугубо финансовые факторы, вероятно, не были главными в вопросах о сроках модернизации, но, возможно, они будут играть ключевую роль при принятии решения о строительстве четвертого казахстанского НПЗ. По словам г-на Амантурлина, созданная после поручений главы государства и Премьер-Министра рабочая группа пришла к выводу, что это очень сложная и многогранная проблема. Вопросы связаны и с финансированием, и с возможным сбытом продукции нового НПЗ, если бы он был построен. Решением рабочей группы стал заказ на разработку предТЭО. (Возможно, на решение по этому поводу может оказывать влияние текущая довольно сложная ситуация в КМГ. Долговая нагрузка компании составила $18 млрд, а финансовые результаты первого квартала были названы на этой неделе аналитиками “Халык Финанс” слабыми. Кроме того, существенным образом секвестируются в этом году капитальные вложения. Все это, однако, не было предметом обсуждения в рамках конференции, посвященной нефтепереработке. - Н. Д.)

Г-н Хасенов из Минэнерго, в свою очередь, комментировал то, почему задерживается осуществление наиболее масштабного проекта в нефтехимии, который должен работать на тенгизском газовом сырье. Одна из причин состоит в том, что СЭЗ, где осуществляется проект, расположена буквально в “чистой степи” и требует существенных затрат, связанных с развитием инфраструктуры. Это существенные бюджетные вливания, которые крайне сложно осуществлять единовременно, их приходится делать поэтапно. Кроме того, определенные вопросы возникали у кредиторов проекта, которые опасались, например, того, что произойдет задержка с вводом электростанции, являющейся как раз частью инфраструктуры, что повлияет на рентабельность проекта. В настоящий момент все условия кредиторов выполнены. Проект начинался в условиях наступления острой фазы кризиса в 2008 году. Компании-операторы также менялись вследствие изменения рыночных условий, и европейцев сменили китайцев. Сейчас продвижение вперед происходит достаточно интенсивно. Проблема с логистикой, по мнению спикеров, остается одной из самых важных, и транспортная составляющая при экспорте продукции будет очень велика. Г-н Амантурлин отметил, что, когда проекты в нефтехимии только начинались, аксиомой считалось что, основным рынком сбыта будет Китай. Тем не менее, транспортировка с запада Казахстана может оказаться слишком дорогой, и поэтому внимание обращено на близлежащие рынки, например, Турцию. В качестве других адресатов назывались Иран и Россия, и даже в Беларусь транспортировать продукцию будет дешевле, чем в Китай. Российские участники конференции были обеспокоены возможностью перепроизводства, поскольку новые мощности появляются и в самой России, а объемы импортозамещения все же ограничены. Г-н Хасенов считает, однако, сбыт решенным вопросом, поскольку компания, осуществляющая проект, берет на себя реализацию всей части продукции, направляемой на экспорт. Одна из неназванных компаний с мировым именем будет покупать 100% экспортируруемой продукции в Актауском морском порту.