USD/KZT 374.47  +1.82
EUR/KZT 421.43  -1.01
 KAZAKHSTAN №2, 2015 год
 Миражи четвертого НПЗ
АРХИВ

Миражи четвертого НПЗ

Отсутствие системного подхода к решению проблем топливного рынка не позволяет правительству ни определиться со строительством четвертого НПЗ, ни завершить в запланированные сроки модернизацию существующих заводов. При этом административные меры пока лишь консервируют неустойчивую рыночную ситуацию.

Четвертый нефтеперерабатывающий завод в Казахстане может быть построен китайской национальной компанией Chinese National Petroleum Corporation (CNPC). Об этом заявил в конце апреля генеральный директор ассоциации KAZENERGY Асет Магауов. При этом он пояснил, что создана специальная рабочая группа, возглавляемая министром энергетики Владимиром Школьником, которая сейчас обсуждает параметры будущего проекта. «Есть варианты в Западном Казахстане, в Центральном Казахстане, на какое сырье он должен быть ориентирован. Пока рабочая группа эту работу не завершит, у нас не будет встречных предложений для китайской стороны. Мы должны им сказать какие мощности завода должны быть, его местоположение, на какое сырье должен быть ориентирован».

Несколько ранее о том, что специалисты ведомства приступили к анализу возможности строительства в Казахстане четвертого НПЗ, в своем ответе на запрос агентства «Новости–Казахстан» заявило энергетическое ведомство. «Министерством энергетики Республики Казахстан проводятся работы по подготовке аналитического материала по следующим ключевым условиям осуществимости строительства нового НПЗ: наличие ресурсной базы для загрузки действующих и нового НПЗ на основании долгосрочного баланса добычи и распределения нефти; прогнозные объемы спроса на внутреннем рынке нефтепродуктов с учетом проводимой в настоящее время модернизации действующих НПЗ; потенциальные рынки сбыта излишков производимой продукции с учетом строительства нового НПЗ, в том числе проведен ценовой анализ на рынках КНР, Средней Азии, стран ЕС». Таким образом то, что было нужно сделать еще лет 15 назад и о чем неоднократно говорил глава государства, вновь озаботило наших чиновников.

Страна, за два десятилетия более чем утроившая – с 25 млн до 80 млн т – объемы нефтедобычи, до сих пор не может обеспечить себя необходимыми ГСМ ни по качеству, ни по объемам. Технологические возможности имеющихся НПЗ не позволяют осуществлять глубокую переработку нефти, а в структуре производства нефтепродуктов преобладают мазут и низкооктановый бензин. В результате около трети объемов потребляемого в Казахстане высокооктанового бензина по-прежнему закрывается поставками из России. Кстати, инвестиции нашего северного соседа в модернизацию своих НПЗ только за последние 5 лет выросли со 143,2 млрд до 321 млрд рублей. При этом всего за два года доля производства дизельного топлива «Евро-5» в России взлетела с 17% до 42%, а бензина того же класса – с 2% до 62%!

В Казахстане реализация подобных проектов неоправданно затянулась. Напомним, что еще в 90-х годах в Актау планировали построить Мангышлакский нефтеперерабатывающий завод мощностью 6 млн т. Тогда провели технические и экологические анализы, даже создали часть инфраструктуры, однако из-за финансовых трудностей проект остановили.

С тех пор к вопросу строительства нового НПЗ возвращались неоднократно. Однако всегда находились предлоги для отказа от этого начинания. Так, в 2009 году правительство утвердило Комплексный план развития НПЗ на 2009–2015 годы, при этом строительство четвертого НПЗ в нем заявлено не было. В качестве мотива приводилось то, что реконструкция существующих заводов обойдется дешевле, чем реализация проекта с «нуля», – соответственно $3,5 млрд против $6 млрд.

Два года спустя Сауат Мынбаев, будучи министром нефти и газа, вновь пообещал к 2019 году построить новый НПЗ, работающий на казахстанском сырье. Строительство планировалось начать в 2016 году. Вопрос о новом НПЗ также обсуждался в сентябре 2013 года во время визита в Казахстан председателя КНР Си Цзиньпина. «При этом визите будет подписано 22 контракта общей стоимостью около $30 млрд, среди них крупные – это нефтегазовый комплекс, мы договорились о строительстве следующего НПЗ, мы в этом нуждаемся», – сказал тогда Президент Нурсултан Назарбаев. Однако с тех пор не приступили даже к разработке ТЭО нового завода.

В январе 2014 года, выступая с Посланием народу Казахстана, глава государства дал четкое поручение правительству уже до конца первого квартала решить вопросы по размещению, источникам инвестиций и срокам строительства четвертого НПЗ. Однако реакция чиновников последовала только в октябре. Тогда в пресс-службе Минэнергетики сообщили, что проект четвертого НПЗ заменят поэтапным – по мере роста потребностей внутреннего рынка – увеличением перерабатывающих мощностей НПЗ в Шымкенте.

Наконец, в конце прошлого года в ходе общенационального телемоста по индустриализации Президент решил расставить все точки над «и». «Все равно надо нам строить новый нефтеперерабатывающий завод, чтобы, имея собственную нефть, не выпрашивать у кого-то нефтепродукты. Лучше самим продавать», – подчеркнул тогда Нурсултан Назарбаев.

Что имеем на сегодняшний день? Бесконечные отговорки чиновников, оправдывающие затянувшуюся эксплуатацию остатков советской промышленности и коммуникаций. Столь же бесконечные реконструкции, оплачиваемые кредитами, которые нужно возвращать с процентами. Срок реализации Комплексного плана развития НПЗ подходит к концу, но об окончательном завершении модернизации предприятий говорить пока не приходится, более того – она оценивается уже в сумму, превышающую $6 млрд. Правда и стоимость строительства нового НПЗ существенно возросла – по нынешним меркам, оно обойдется не менее чем в $10 млрд.

Хуже всего то, что до сих пор как не было, так и нет определенности ни с его местоположением, ни с технологией, ни с источниками сырья, ни с рынками сбыта, ни со сроками строительства. Таким образом, проблема строительства четвертого НПЗ продолжает оставаться предметом дискуссий, но, подобно миражу в пустыне, реальней от этого не становится.

Отчасти это можно понять: в последнее время чиновникам приходится решать совсем другие проблемы – после ослабления рубля наши НПЗ, находящиеся в процессе перманентной модернизации стали еще менее конкурентоспособными. Напомним, что с 5 марта в Казахстане был введен 45-дневный запрет на ввоз бензина и дизельного топлива из России. Дело в том, что по плану в этом году мы должны получить из России чуть более миллиона тонн бензина и пятьсот тысяч тонн солярки. Однако к уже марту топлива завезли больше, чем планировалось, – обилие дешевого импортного бензина и солярки начало угрожать остановкой казахстанским НПЗ. Их продукция вследствие низкого качества и дороговизны становилась невостребованной. В частности, на конец февраля оптовая цена литра российского бензина АИ-92 класса «Евро-4» и «Евро-5» на границе стоила менее 60 тенге, тогда как у отпускаемого с казахстанских НПЗ топлива (причем давно забытого в Европе и России класса «Евро-2») – около 70 тенге.

В правительстве России с пониманием отнеслись к этой проблеме, и хотя подобные запреты противоречат интеграционным соглашениям, в Москве согласились на временное ограничение импорта топлива в Казахстан. «Мы будем регулировать рынок для того, чтобы можно выбирать остаток необходимого нам топлива на протяжении всего года, чтобы у нас не возникало дефицита», – сказал вице-министр энергетики Магзум Мирзагалиев. Безусловно, запрет на ввоз горючего в борьбе с его же дефицитом – новое слово в экономике.

 

Действительно, ввели запрет… и проблема решена? 

Срок действия запрета истек 20 апреля. Однако оказалось, что запас дизельного топлива превышает 500 тыс. т – вдвое выше необходимой нормы, и Минэнерго пришлось остановить ввоз дизельного топлива из России железнодорожным транспортом еще на месяц – до 20 мая.

Представляется, что дело не столько в обеспечении энергетической безопасности страны, сколько в очередном отстаивании интересов лишь двух субъектов топливного рынка страны: оптовых поставщиков и находящихся под контролем НК «КазМунайГаз» отечественных НПЗ. Поток подешевевшего вследствие обесценения рубля топлива из России несет значительные убытки и тем и другим. 

Кроме того, согласно отчету РД КМГ, по результатам прошлого года чистая прибыль компании вследствие падения мировых цен на нефть сократилась на 67%. В такой ситуации финансовые показатели, безусловно, можно попытаться улучшить за счет нефтеперерабатывающих подразделений «КазМунайГаза», временно убрав с внутреннего рынка нефтепродукты из России. Хотя понятно, что если казахстанские производители хотят завоевывать потребителя, то необходимо снижать себестоимость и повышать качество продуктов нефтепереработки.

Действие объективных экономических законов отменить административными мерами невозможно – можно лишь временно их подавить. В США, Европе, Японии, Австралии давно отказались от контроля над ценами на нефтепродукты, поскольку это вызывает дефицит, коррупцию, нормирование потребления, стагнацию нефтесбытового и нефтеперерабатывающего секторов и препятствует конкуренции.

 

Газ: желания и реалии

В конце марта глава «КазМунайГаза» Сауат Мынбаев предложил «Газпрому» задействовать существующую на территории Казахстана газотранспортную инфраструктуру, а именно трубопроводы Бухара – Урал и Бозой – Шымкент (который соединен с магистралью Туркменистан – Китай) для поставок российского газа в Китай. Потенциал транзита российского голубого топлива в Поднебесную по этому маршруту аналитики оценивают в 10–15 млрд м3 в год. Такая схема выгодна Казахстану, поскольку позволяет и получать плату за транзит и обеспечивать газом южные регионы республики, уйдя от зависимости Узбекистана.

Теоретически это возможно. Однако сегодня этому препятствует ряд факторов технического характера. Изношенность газопровода Бухара – Урал (сдан в эксплуатацию в конце 1960-х годов) и низкое давление в газопроводе Бозой – Шымкент не позволяют направить газ в магистраль Туркменистан – Китай. Даже если газопровод Бухара – Урал будет модернизирован и будет проведено запланированное увеличение мощности трубы Бозой – Шымкент (с 2,5 млрд до 10 млрд м3 за счет установки трех компрессорных станций), «Газпром» вряд ли проявит интерес к этому проекту, как не проявил его к предложенному в августе прошлого года варианту с использованием трубы Ишим – Петропавловск – Кокшетау – Астана – Караганда и последующим выходом в Китай в районе Хоргоса.

Дело в том, что российская монополия в мае прошлого года договорилась с Пекином о строительстве трубопровода «Сила Сибири» (мощностью до 61 млрд м3) для транспортировки газа с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока. В настоящее время также ведутся переговоры о поставках 30 млрд м3 газа через Алтай с использованием ресурсов Западной Сибири. Именно последний маршрут Казахстан и предлагает проложить через свою территорию.

Однако и Россия, и Китай стараются работать напрямую, избегая транзита даже через самые дружественные страны. Да и объемы газа, которые будут поставляться по проектируемым российским магистралям, неизмеримо выше, чем по предлагаемым Астаной вариантам.

 

Перезагрузка Кашагана

Добыча нефти на Кашаганском месторождении будет возобновлена в декабре 2016 года. Об этом 30 апреля заявил министр энергетики Владимир Школьник в ходе круглого стола, посвященного управлению отходами и регулированию выбросов. «На Кашагане в соответствии со строгим графиком ведутся ремонтные работы трубопроводов, которые оказались некачественными. Мы сейчас идем с опережением на три недели графика. В декабре 2016 года работа должна быть закончена, и мы приступим к пуску месторождения».

Напомним, ранее председатель правления АО «НК «КазМунайГаз» Сауат Мынбаев сообщал, что объем работ по замене труб от острова D до комплекса «Болашак» должен быть завершен во второй половине 2016 года. «Сейчас с учетом проделанной работы и заключенного контракта, я так понимаю, ничто не мешает реализации этого проекта в срок. Параллельно консорциум проведет тотальную инвентаризацию всего того оборудования, которое установлено как на «Болашаке», так и на острове D, с тем чтобы с пользой использовать этот промежуток времени, который вынужденно образовался». Он также напомнил, что в соответствии с дополнением, подписанным в 2008 году, Казахстан не будет возмещать затраты по укладке новых труб. «Это – затраты консорциума, которые республика добытой нефти не возмещает. В этой связи консорциум больше всего заинтересован в быстрых сроках и с наименьшими затратами реализовать этот проект».

 

«КазТрансОйл» удержал рейтинг

В конце апреля рейтинговое агентство Standard & Poor's подтвердило кредитный рейтинг АО «КазТрансОйл» на уровне «ВВ+» с прогнозом «Негативный». Как сообщила пресс-служба компании, это отражает мнение S&P о сохраняющейся «высокой» вероятности предоставления «КазТрансОйлу» своевременной и достаточной экстренной поддержки со стороны Правительства Казахстана.

Аналитики агентства по-прежнему считают КТО «стратегически значимой» дочерней компанией группы «КазМунайГаз», поскольку это положение поддерживается статусом основного оператора нефтепроводов, который транспортирует более 53% нефти в стране.

По мнению S&P, компанию характеризуют сильная рыночная позиция, ограниченная конкуренция со стороны железнодорожного и танкерного транспорта, обусловленная отсутствием выхода к морю, удаленностью от Каспийского моря, а также низкой стоимостью трубопроводных поставок нефти. В то же время аналитики агентства оценивают страновой риск Казахстана как «высокий», отмечая, что режим тарифного регулирования является непрозрачным, а тарифы пересматриваются нерегулярно.

Что касается непосредственно КТО, то, как считают в S&P, компания обладает хорошей финансовой гибкостью благодаря адекватной денежной позиции, а также возможностью переносить сроки большинства новых проектов и способностью привлекать заемные средства. По оценкам агентства, благодаря прошлогоднему повышению тарифов, в 2015 году «КазТрансОйл» продолжит генерировать значительный положительный свободный денежный поток от операционной деятельности.

Вместе с тем рейтинг может быть понижен, если компания примет участие в новых инвестиционных проектах, требующих значительных внешних заимствований, что приведет к ухудшению ее кредитных характеристик, либо в случае существенного неблагоприятного изменения условий новых контрактов КТО с ее клиентами.

 

Мировой рынок нефти

Низкие цены продолжают влиять на сокращение объемов нефтедобычи в США. Стоимость нефти с лета прошлого года упала почти в два раза, что делает сланцевую добычу непривлекательной. Как прогнозирует в своем апрельском докладе ОПЕК, II квартал текущего года станет последним, демонстрирующим рост объемов нефтедобычи в США, поскольку во втором полугодии производство УВС пойдет на спад и американский бум добычи завершится. По оценкам картеля, с нынешних 13,65 млн баррелей в сутки ее объем в III квартале понизится до 13,62 млн б/с, а в IV упадет до 13,59 млн б/с.

Для таких прогнозов у ОПЕК есть все основания. Во-первых, действия картеля продолжают наносить серьезный урон индустрии сланцевой нефти, где наблюдается существенное снижение буровой активности. По данным Baker Hughes, если в марте 2013 года в США работало 1 756 буровых установок, то в начале января текущего года – уже 1 421. К середине апреля их количество сократилось до 954, а к концу того же месяца – до 703 установок.

В результате, как отмечается в докладе Управления энергетической информации США (EIA), чистый рост добычи сланцевой нефти в штатах в апреле этого года составил всего 1 тыс. б/с. В частности, на таких, входящих в семерку основных сланцевых формаций Америки, месторождениях, как Баккен, добыча упала на 8 тыс. б/с, чем в марте, Игл Форд – на 10 тыс., Ниобрара – на 5 тыс. При этом одновременное сокращение добычи сланцевой нефти на месторождениях Баккен и Игл Форд (где еще год назад отмечался рост ежесуточно в 30 тыс. и 80 тыс. баррелей соответственно) произойдет впервые с января 2009 года. Таким образом, обвал нефтяных котировок ведет к сокращению объемов выручки и собственной ликвидности ведущих сланцевых компаний США.

Во-вторых, несмотря на ощутимое падение цен на нефть, страны – члены картеля продолжают наращивать объемы нефтедобычи. В марте производство нефти в ОПЕК выросло на 810 тыс. б/с и достигло 30,79 млн б/с. Так, лидер картеля – Саудовская Аравия увеличила добычу на 658,8 тыс. б/с (до 10,29 млн б/с). В отчете банка Morgan Stanley отмечается, что «одна Саудовская Аравия увеличила добычу в течение нескольких месяцев в объеме, равном половине добычи на крупнейшем сланцевом месторождении Баккен. А это значительно превосходит замедление (добычи) в Соединенных Штатах».

Безусловно, саудовцы не против повышения нефтяных котировок путем сокращения объемов нефтедобычи. Однако, как заявил в интервью Reuters министр нефти королевства Али ан-Наими, на это они согласны пойти лишь «вместе с основными нефтедобывающими и экспортирующими государствами и на основе четких принципов и высокой прозрачности». Пока же Саудовская Аравия делает все, чтобы не уступить ни одного процента своей доли на мировом рынке, и готова играть в эту игру до победного конца. Тем более что конкурент – США, сокращая число своих буровых установок, уже начали сдавать свои позиции.

Что касается ценовой конъюнктуры, то в среднем за январь мировые цены на нефть сорта Brent были ниже отметки $48 за баррель, в феврале и марте – ниже $60. В апреле котировки нефти этой марки менялись в коридоре $55–65 за баррель.

Такое разнонаправленное движение, с одной стороны, было связано с увеличением предложения со стороны ОПЕК и падением спроса в Китае и Европе, а с другой – с развитием ситуации в Ливии и Йемене. Доминирующим остается понижательный тренд, что, по мнению экспертов, должно привести к сокращению инвестиций и в дальнейшем повышению котировок. Так, в соответствии с базовым сценарием рейтингового агентства Fitch в этом году цены прогнозируются на уровне $65, а по стрессовому варианту – $55 за баррель.  

 Сергей Смирнов

 

Производственная статистика

По данным Комитета по статистике Министерства национальной экономики РК, в январе–марте 2015 года в Казахстане произведено 17,02 млн т нефти, что на 0,3% больше, чем за аналогичный период прошлого года. Добыча газового конденсата в I квартале текущего года составила 3,32 млн т (рост на 4,3%). Увеличилось и производство газа, достигнув 11,8 млрд м3, в том числе 5,7 млрд м3 природного (+4,9%) и 6,1 млрд м3 (+13,8%) нефтяного попутного газа.

Что касается нефтепереработки, то за отчетный период выпущено 653,2 тыс. т моторного топлива (бензин, в том числе авиационный), что на 5,4% меньше, чем в I квартале 2014 года. При этом сократилось производство дизельного топлива – до 1,1 млн т (-0,3%) и топочного мазута – до 738,2 тыс. т (-18,9%).

Средневзвешенная цена дизельного топлива за I квартал 2015 года составила 92 114 тенге, бензина марки АИ 92 – 94 382, а марки АИ 80 – 106 303 тенге за одну тонну.



Список статей
Как хранить время  Людмила Богуш-Данд 
Дайте людям близкие цели!  Владимир Волошин 
Экономике нужны стимулы  Редакционный обзор 
Этот дивный новый мир  Редакционный обзор 
Давление внешних шоков  Редакционный обзор 
· 2017 MMG
· 2016 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2015 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2014 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2013 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2012 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2011 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2010 №1  №2  №3  №4  №5/6
· 2009 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2008 №1  №2  №3  №4  №5/6
· 2007 №1  №2  №3  №4
· 2006 №1  №2  №3  №4
· 2005 №1  №2  №3  №4
· 2004 №1  №2  №3  №4
· 2003 №1  №2  №3  №4
· 2002 №1  №2  №3  №4
· 2001 №1/2  №3/4  №5/6
· 2000 №1  №2  №3





Rambler's
Top100
Rambler's Top100

  WMC     Baurzhan   Oil_Gas_ITE   Mediasystem