Высокая доля импортного высокооктанового бензина (АИ-92 и выше) на казахстанском рынке, превышающая 30%, уже давно не является новостью для трейдеров. Эту проблему может решить модернизация отечественных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), о деталях которой рассказал в интервью LS управляющий директор по переработке и маркетингу нефти (член Правления) Национальной компании "КазМунайГаз" Данияр Тиесов.
- Каковы объемы необходимых инвестиций в модернизацию трех казахстанских НПЗ – Атырауского, Павлодарского и Шымкентского?
- Есть несколько стадий определения стоимости будущих работ. Первая – это предварительная оценка. На этой стадии ставятся основные задачи, которые надо реализовать на каждом из заводов. Определяется набор технологических установок, которые нужно построить, и сопутствующая инфраструктура, которую нужно добавить или реконструировать. Эта оценка обычно берется по аналогам, то есть делаются запросы, соответствующие предварительные оценки. Погрешность может составлять порядка 50-60%. На основе этого принимаются решения о том, чтобы приступать к следующей стадии реализации проекта - разработке технико-экономического обоснования (ТЭО).
Что дает ТЭО? На этой стадии рассматриваются различные альтернативы, уточняется технологическая схема, определяется оптимальная конфигурация, которая позволит достичь нужного результата. При этом технико-экономические показатели проекта должны быть оптимальны. Это связано как с капитальными затратами, так и с решением каких-то технических вопросов по заводу. Уже потом выбранный вариант рассчитывается достаточно подробно. ТЭО утверждается соответствующими государственными органами, класс погрешности - порядка 20-30%. Следующая стадия – разработка проектно-сметной документации (ПСД). Здесь уже все готовится подробно: узлы и конструкции, стоимость и сроки изготовления специального оборудования, заводы-изготовители. То есть это та документация, на основании которой принимаются последующие инвестиционные решения. Она тоже проходит согласование в государственных органах. На основании ПСД после утверждения госорганами выбираются подрядчики, и начинается реализация проекта. Погрешность на стадии ПСД - порядка 10%. Для того чтобы пройти весь этап по каждому из проектов, требуется от полутора до двух лет. Соответственно, оценки на более ранних стадиях отличаются от уточненных данных.
- Расскажите подробнее об этапах и деталях модернизации заводов.
- Утвержденный правительством комплексный план модернизации трех НПЗ включает в себя несколько проектов. Какие-то из них находятся на стадии строительства, для других только начали разрабатывать ТЭО или ПСД. Окончательные цифры, стоимость и сроки будут постоянно меняться в зависимости от перехода на следующую стадию. Мы можем дать точную оценку инвестиций, которые необходимы для реконструкции двух НПЗ, - Атырауского и Шымкентского. "КазМунайГаз" приобрел доли в этих заводах раньше и, соответственно, мы уже более детально проработали схему модернизации каждого из них, и оценка инвестиций на каждый завод более уточненная.
Если говорить по Атыраускому заводу, то здесь четыре проекта планируется реализовать в период с 2009-го по 2015 годы. Первый из них – это реконструкция установок замедленного коксования и первичной переработки нефти. Данный проект уже находится на стадии практической реализации. Источником его финансирования являются собственные средства компании "КазМунайГаз". Общая оценка инвестиций на сегодня уточнена – порядка $120 млн. Завершение этого проекта с пуском в эксплуатацию – декабрь 2010 года. У этого проекта три основных цели.
Первая – это уменьшение производства мазута на Атырауском НПЗ, потому что проблема этого завода – низкая глубина переработка. После завершения проекта, ожидается, что завод будет на 600 тыс. тонн меньше производить мазута в год, но на 500 тыс. тонн будет больше вакуумного газойля. А этот продукт имеет более высокую добавленную стоимость. Это необходимое сырье для последующих проектов, а именно для установки каталитического крекинга. В результате, на 150 тыс. тонн у нас будет больше светлых нефтепродуктов, в частности, дизельного топлива. Вторая стратегическая цель этого проекта – расширение мощности завода. В целом, на сегодняшний момент с учетом технического состояния Атырауского НПЗ больше, чем 4,3 млн нефти в год он переработать не сможет. Начиная с 2011 года, когда мы завершим этот проект, завод минимально сможет принимать 5 млн тонн нефти в год. А, вообще, в принципе, если будет такая задача, то и 5,5 млн тонн.
Второй проект – это строительство комплекса производства ароматических углеводородов. Он объединяет в себе два проекта – строительство установки реформинга и блока извлечения бензола и непосредственно комплекса ароматических углеводородов. Мы приняли решение, чтобы объединить два проекта в один. Что это дает? Весь бензин, который будет выпускаться на данном заводе, будет высокооктановый. Во-вторых, это доведение бензина до стандартов Евро-4. Этот стандарт регламентирует предельное содержание ароматических углеводородов в конечном продукте – бензине. Соответственно, эти ароматические углеводороды надо из продукта извлекать. Сами по себе в выделенном виде они представляют собой сырье для производства нефтехимической продукции, которая имеет высокую добавленную стоимость.
Данный проект находится сейчас на стадии выбора стратегического партнера. Мы планируем к концу этого года определить генерального подрядчика, подписать с ним контракт на реализацию этого проекта, и в случае, если наши переговоры по привлечению финансирования будут успешно закончены, то к практической реализации, то есть к стадии строительства, мы приступим в конце этого года. Мы ожидаем, что завершиться этот проект в начале второго квартала 2013 года. Уже утверждена ПСД. Что касается третьего проекта, строительства комплекса глубокой переработки нефти на Атырауском НПЗ, то здесь мы завершили ТЭО и должны переходить к следующей стадии – подготовке ПСД.
На стадии ТЭО стоимость проекта оценивалась в $1,35 млрд. По результатам разработки ПСД мы дадим более-менее точную оценку, потому что уточнения вносятся не только изменяющейся конъюнктурой цен на строительные услуги или строительные материалы. Основное – это уточнение объемов работ. Чем глубже и более точно мы понимаем этот проект и то, что там необходимо делать, тем больше возрастают объемы работ, что также влияет на стоимость строительства. Тем более заметьте, что мы не собираемся останавливать заводы. А строительство в условиях действующего производства намного сложнее, учитывая, что оно взрывоопасно, экологически также небезопасно. Для нас возникают определенные сложности, которые ведут к объективному удорожанию проекта.
Я думаю, что, если все будет нормально, то мы к концу следующего года завершим подготовку ПСД по этому проекту. И, я думаю, что не раньше середины 2011 года мы приступим к практической реализации проекта, и, соответственно, в конце 2014-го-начале 2015 года данный проект будет завершен. Последний, небольшой проект, – это строительство объездного железнодорожного пути. Необходимость его реализации имеет две составляющие.
Первая: сейчас наши цистерны идут через Атырау, что вызывает негативную оценку, как экологических органов, так и общественности. Второе: нефтепродукты направляются на станцию Акжаик, которая сегодня перегружена. Увеличение грузооборота здесь практически невозможно. Для того чтобы решить экологические вопросы и снять проблему с затовариванием завода, которая у нас время от времени возникает, нужно построить железнодорожный путь, минуя город, и выйти напрямую на магистральные линии КТЖ.
- Какова же общая сумма возможных инвестиций в модернизацию Атырауского НПЗ?
- Я думаю, что порядка $2,5 млрд.
- Из существующих в стране НПЗ Атырауский завод более всех нуждается в модернизации?
- Этот завод 1945 года. По набору технологических установок очень примитивный. Наша цель, чтобы все заводы примерно были одинаковы по своему уровню, плюс у каждого была своя изюминка. Допустим, производство нефтехимического сырья будет особенностью Атырауского НПЗ. Строительство комплекса глубокой переработки преследует основную цель – реализацию программы "zero мазут". То есть не будет производиться мазут, зато будет выпускаться дизтопливо, бензин, авиакеросин. И качество продукта будет соответствовать стандартам Евро-4. Завод будет полностью соответствовать всем казахстанским и международным нормам.
Чтобы понять проблемы Атырауского НПЗ и почему надо вкладывать в него, необходимо обратить внимание на вопросы энергетической безопасности страны и, в частности, обеспечения заводов сырьем. Атырауский завод – единственный в настоящий момент из существующих НПЗ в Казахстане, у которого в ближайшей и даже отдаленной перспективе нет проблем с обеспечением сырьем. Он находится на западе Казахстана, в центре всех наших крупных месторождений, и мы его казахстанской нефтью загрузим всегда. Шымкентский завод у нас обеспечивается сырьем группы Кумкольских месторождений, но динамика добычи на них показывает, что тенденции к ее увеличению нет. Ситуацию по Павлодару вы знаете сами. Этот завод работает на российской нефти. Поэтому модернизация в первую очередь коснется Атырауского НПЗ. Мы не должны зависеть от внешних источников сырья.
- Каким образом будет проходить модернизация Шымкентского НПЗ?
- Что касается этого завода, то общий объем инвестиций в его модернизацию оценивается в сумму порядка $1 млрд с доведением топлива до стандартов Евро-4. Сейчас разрабатывается ТЭО. Мы рассчитываем, что оно будет утверждено госорганами осенью этого года. К практической стадии реализации мы приступим не раньше середины следующего года.
Основная цель та же – увеличение глубины переработки. Шымкентский завод находится в самом густонаселенном регионе Казахстана. Основная задача этого НПЗ очень простая и понятная – максимальное производство бензина и дизтоплива для обеспечения Алматы, Алматинской области и юга Казахстана.
Что касается Павлодарского НПЗ, то я вам не могу назвать цифры необходимых инвестиций, потому что мы только завершили сделку по вхождению в этот НПЗ. Нам нужно время (я думаю, порядка полугода), чтобы определить хотя бы ситуационно основные цели и задачи, которые мы должны видеть по модернизации этого завода. На первый взгляд, кажется, что этот НПЗ, наверное, потребует меньше всего денег, потому что он был введен в эксплуатацию в 70-ые годы. По набору установок у него достаточно высокая глубина переработки.
- В итоге в целом по двум НПЗ, – Шымкенсткому и Атыраускому, - модернизация потребует чуть более $3,5 млрд?
- Получается, что так. Но эти деньги нужны не сейчас, а в течение периода, начиная с этого года, по 2015 год. Допустим, в 2009 году встает вопрос об $1 млрд, 2010-м - $1 млрд, 2011-м - $1 млрд. А дальнейшие наши шаги будут во многом зависеть от ситуации, которая складывается на финансовых рынках.
- Как вы дальше будете работать с российскими поставщиками сырья на Павлодарский НПЗ, ведь технологически завод ориентирован на западносибирскую нефть?
- Пока будем покупать у них нефть по российским рыночным ценам, и загружать завод.
- Что "КазМунайГаз" планирует делать в отношении сети розничных продаж нефтепродуктов?
- Основная задача, которая сейчас стоит перед нами, - это держать цены. Вообще, здесь, конечно, сложилась парадоксальная ситуация. С одной стороны, нам надо инвестировать в нефтепереработку. Но, в целом, отрасль в мире несет большие убытки, и они очень значительны. В этой связи огромная благодарность главе государства Нурсултану Назарбаеву в этом вопросе, потому что сейчас инвесторов привлечь в отрасль невозможно, и для этого нужна полная поддержка государства, чтобы деньги в нефтепереработку вкладывать, поскольку отдачи от них нет. Нам надо еще держать цены, стабилизировать рынок. Мы как национальная компания с этим согласны, это исполняем. "КазМунайГаз" держит цены на нефтепродукты. Но есть дефицит. На сегодняшний день производство высокооктанового бензина в Казахстане не покрывает внутренней потребности. И задача модернизации в том и состоит, чтобы полностью закрыть обеспечение республики этим топливом собственного производства.
- Любой обыватель задается вопросом: почему у нас цены на топливо не снижаются адекватно динамике цен на нефть? Что вы на это им скажете?
- Цикл нефтепереработки у нас занимает в целом два месяца. Нельзя говорить, что, если на сегодня цена нефти $70 за баррель, то нефтепродукт должен стоить столько-то. Разница есть. Два месяца – это что? Нефть надо купить, привезти на завод, переработать, потом продукт реализовать. До определенного момента все заводы располагали старыми запасами нефти, которые были куплены по старым ценам. Потом цены на сырье стали другие. Появился дефицит нефтепродуктов, который автоматически ведет к ажиотажу. И сейчас нацкомпания держит цены на дизтопливо, бензин марки АИ-80. Все-таки в нашем понимании это тот продукт, который на самом деле является важным для социально уязвимых слоев населения, сельского хозяйства, бюджетных организаций.
- "КазМунайГаз" как холдинг сейчас меняется, увеличивается составляющая нефтепереработки. Это происходит в рамках какой-то стратегии?
- Сейчас надо сделать все те шаги для того, чтобы диверсифицировать бизнес. И один из наиболее оптимальных методов диверсификации рисков является улучшение доходности именно в нефтепереработке. То доля нефтедобычи будет меньше или на том же уровне в общем бизнесе "КазМунайГаза", но отдача от переработки нефти будет больше. Поэтому сейчас надо вкладывать в нефтепереработку, чтобы после 2015 года превращать в "дойную корову" уже нефтепереработку.
- Какова будет глубина переработки нефти на наших НПЗ после модернизации?
- Стандартная формула определения глубины нефтепереработки – это объем переработки минус мазут и потери, деленные на объем переработки. Если исходить из этого расчета, то у нас глубина будет порядка 85-90%. Это позволит полностью покрыть потребность страны в высокооктановом бензине, дизтопливе, авиакеросине отечественным продуктом. Все топливо будет соответствовать стандарту Евро-4.
- Сделка по Павлодарскому НПЗ завершилась, но туда не попал крупный трейдер на рынке нефтепродуктов – "Гелиос". Планирует ли холдинг приобрести эту сеть АЗС?
- "Гелиос" - это бренд. Это хороший товар, за который просят хорошую цену. И "КазМунайГаз" своего интереса к приобретению этой сети никогда не скрывал. Как на любом рынке: когда сойдемся по цене, тогда и купим. Но у нас нет такой цели – купить "Гелиос" любыми путями.
- Есть ли планы у "КазМунайГаза" развивать перерабатывающие активы Rompetrol, которая имеет большую сеть заправок в Европе и хороший рынок?
- Рынок Европы плохой в настоящий момент для нефтепереработки. Многие компании несут огромные убытки. Тренд плохой, одним словом Европа в глубоком кризисе. Спрос катастрофически падает. Rompetrol – это компания, которая интегрирована в экономику Европы. И она подчиняется европейским законам, в том числе и бизнеса.
Справка LSНефтегазовый холдинг "КазМунайГаз" через дочернюю компанию "Торговый Дом "КазМунайГаз" в настоящее время контролирует все три НПЗ Казахстана. Торговый дом владеет 99,09%-ной долей в Атырауском НПЗ и 50%-ной долей в ТОО "ПетроКазахстан Ойл Продактс" (ПКОП), которому принадлежат активы Шымкентского НПЗ (остальные 50% - у китайской CNPC). Торговый дом "КазМунайГаз" в начале августа объявил о приобретении 100%-ной доли участия в уставном капитале ТОО "Refinery Company RT", являющегося собственником имущественного комплекса и владельцем 58% акций АО "Павлодарский нефтехимический завод" (ПНХЗ). ПНХЗ управляет заводом, владельцем остальных 42% акций этого АО является комитет госимущества и приватизации Минфина республики. Кроме того, полностью контролируя с 2008 года румынскую Rompetrol, "КазМунайГаз" также владеет зарубежными нефтеперерабатывающими активами - двумя НПЗ в портах на Черном море Констанца и Мидия.
