Сроки модернизации казахстанских НПЗ сорваны

Наметившееся снижение объёмов нефтедобычи и отпуск тенге в свободное плавание могут привести к тому, что обещанное властями к 2017 году бензиновое изобилие так и не случится. Среди основных причин этого – удорожание стоимости модернизации отечественных НПЗ и нехватка сырья для переработки на них.

Как известно, в стране действуют три находящихся под управлением АО "КазМунайГаз – Переработка и маркетинг" нефтеперерабатывающих завода. Атырауский НПЗ введён в эксплуатацию в 1945 году, Павлодарский НХЗ – в 1978-м и Шымкентский PKOP – в 1985 году. Все они имеют высокий физический и моральный износ оборудования, и если в 1991 году на них перерабатывалось 18 млн тонн сырья, то сегодня – менее 15 млн тонн. При этом выход готовой продукции почти втрое ниже, чем на их современных зарубежных аналогах, и дефицит топлива, достигающий 40%, восполняется за счёт импорта из России и других стран.

С целью развития отрасли в мае 2009 года постановлением Правительства был утверждён "Комплексный план развития нефтеперерабатывающих заводов РК на 2009-2015 годы". Его реализация должна увеличить глубину переработки нефти до 90%, удвоить выход светлых нефтепродуктов с повышением качества бензина и дизельного топлива до стандартов "Евро-4" и "Евро-5". Ожидается, что после завершения модернизации НПЗ их суммарная мощность составит 18,5 млн тонн нефти.

В частности, на Атырауском НПЗ должно быть реализовано два проекта – комплекс производства ароматических углеводородов (КПА) и комплекс глубокой переработки нефти (КГПН). При этом КПА будет работать в нефтехимическом (производство бензола и параксилола) или топливном варианте (на 20% увеличив производство бензина).

Другой проект – строительство комплекса глубокой переработки нефти – позволит увеличить производство высокооктанового бензина, авиационного и дизельного топлива. Предполагается, что реализация этих проектов, увеличив выход готовой продукции с 50 до 87%, решит проблему дефицита бензина в западных регионах Казахстана. Завершиться первый проект должен был во II квартале 2013 года, второй – в начале текущего.

Реконструкция НПЗ в Шымкенте запланирована в два этапа. Первый этап направлен на выработку моторного топлива по экологическим стандартам "Евро-4" и "Евро-5" к 2016 году. Второй этап – на доведение глубины переработки нефти до 90% и проектной мощности по переработке нефти до 6 млн тонн в год.

Модернизация ПНХЗ предусматривает не только увеличение мощности по переработке западносибирской нефти до 7 млн тонн в год, но и возможность переработки казахстанской нефти.

Нововведения позволят увеличить выработку высокооктанового бензина, авиатоплива и дизтоплива, сократить производство мазута.

В июне текущего года заместитель директора Департамента развития нефтяной промышленности Министерства энергетики РК Алишер Аргимбаев, заявил, что с 2016 года вопрос дефицита бензина и дизельного топлива в Казахстане будет решён. Но что имеем сегодня? Заканчивается 2015 год, однако результатов обещанной масштабной реконструкции что-то не видно: в стране проблема нехватки качественных светлых нефтепродуктов (бен­зина, дизельного топлива, авиакеросина) стоит по-прежнему остро. Чтобы не допустить дефицита моторного топлива на внутреннем рынке, с 4 сентября было отменено регулирование розничных цен на бензин Аи-92, на очереди – 80-й и дизтопливо.

И это понятно. Ни на одном из заводов модернизация не завершена. Все сроки сорваны. На АНПЗ идут пусконаладочные работы лишь на КПА, на заводе в Шымкенте в начале октября введена в эксплуатацию только установка гидроочистки дизельного топлива, что позволяет поднять его качество до уровня Евро-4 и Евро-5. А ведь установку планировалось ввести в эксплуатацию еще год назад. В Павлодаре в рамках модернизации завода завершили разработку проектно-сметной документации и приступили к строительно-монтажным работам.

Таким образом, через год Республика вряд ли избавится от иностранной зависимости на топливном рынке страны. Тем более что без ответа остаётся вопрос: где взять дополнительные объёмы сырья для загрузки расширенных мощностей заводов? Особенно при отчётливо наметившемся в последние годы тренде сокращения объёмов добычи. Так, если в 2013 году в Республике было произведено 81,8 млн тонн, то в 2014 году – 80,8 млн тонн. В текущем году прогноз добычи нефти с 80,5 млн тонн снижен до 79,5 млн тонн, а в 2016 году Министерство энергетики ожидает добычу всего 77 млн тонн нефти. И это понятно. Мало того что коэффициент извлечения нефти достаточно низкий и не превышает 35% (в Европе он составляет минимум 50%), так и более половины казахстанских нефтяных месторождений прошли пик добычи.

Дефицит инвестиций или их неэффективное использование привели к стагнации в подотрасли, и её будущее, даже при росте цен на нефть, не очень радужное. Большая часть добычи казахстанской нефти законтрактована на экспорт на годы вперед. Самые крупные поставщики нефти – Карачаганак и Тенгиз – не смогут дать необходимые объёмы модернизированным НПЗ, поскольку работают по Соглашению о разделе продукции.

Существующая же налоговая политика поощряет не поставки сырья на отечественные НПЗ, а вывоз его за рубеж: при поставках сырья на НПЗ недропользователи платят НДС, от которого они освобождаются при его экспорте. Госорганам придётся начать трудные переговоры с недропользователями об увеличении объёмов поставок добытого сырья на казахстанские заводы. И удастся ли властям добиться желаемого – большой вопрос.

Другая крупная проблема – финансирование: проекты модернизации реализуются за счет заёмных средств. Но у нацкомпании "КазМунайГаз" серьёзные финансовые трудности. По словам председателя правления ФНБ "Самрук-Казына" Умирзака Шукеева, "всё, что она зарабатывает, уходит на проценты". У самих НПЗ ситуация не лучше. В частности, осуществивший в 2012 году заём у банков (который обязался вернуть к 2025 году) Атырауский НПЗ по итогам 2014 года получил убыток до налогообложения в размере 1,65 млрд тенге. 

Найдутся ли в такой ситуации инвесторы, желающие вкладывать необходимые средства, причём с долгим сроком окупаемости? Тем более что если первоначально стоимость модернизации оценивалась в 3,5 млрд долларов, то до последнего времени - около 6 млрд. Отпуск курса тенге в свободное плавание вновь повысит стоимость необходимого для НПЗ оборудования. Удорожание модернизации ведёт к увеличению себестоимости производства топлива и его возможной неконкурентоспособности, прежде всего по сравнению с российскими поставщиками бензина. В этих условиях возрастает риск затоваривания отечественных НПЗ собственной продукцией, что уже неоднократно происходило.

Власти Казахстана, постоянно затягивая модернизацию отечественных НПЗ, в своё время не сумели использовать высокие цены на сырьё и переориентировать денежные потоки в нефтепереработку. Теперь они заговорили о возможности очередной приватизации нефтеперерабатывающих заводов. Вероятно, надеясь переложить бремя модернизации на их новых владельцев.

Но в текущей ситуации, во-первых, эти стратегические предприятия придётся вновь продавать за бесценок. Во-вторых, при уровне цен за баррель нефти в 45-55 долларов вряд ли можно рассчитывать на форсированное финансирование модернизации.

В заключение напомним, что в Румынии "КазМунайГаз" завершил модернизацию принадлежащего ему НПЗ "Петромидия" еще в сентябре 2012 года. Перевод производства топлива на стандарт "Евро-5" и увеличение объёма переработки сырья с 3,8 до 5 млн тонн обошлись тогда всего в 380 млн долларов. Столь различный подход к модернизации отечественных и зарубежных нефтеперерабатывающих активов приводит к выводу о незаинтересованности ни профильных ведомств, ни самой национальной компании в скорейшем доведении отечественных НПЗ до современного технологического уровня. В мутной воде бензинового дефицита можно легко повышать цены и практически без проблем ловить рыбку "сверхдоходов".