Правительство вынесло на публичное обсуждение проект «Концепции развития нефтеперерабатывающей отрасли РК на 2024 — 2050 годы», разработанный Министерством энергетики. В документе, в частности, говорится о необходимости наращивания производства нефтепродуктов в связи с трехкратным ростом экономики страны, а также почти 40% увеличением численности населения.

Так, по прогнозам инвестиционного банка Goldman Sachs (США), ВВП Казахстана вырастет с $260 млрд в 2023-м до $900 млрд к 2050 году. По данным Министерства труда и социальной защиты населения РК, население страны к этому времени может увеличиться до 27,7 млн человек. Поэтому авторы концепции полагают, что рост экономики, количества промышленных предприятий, численности населения и числа автомобилей «приведет к устойчивому увеличению спроса на нефтепродукты».

Рост экономики страны может произойти в том числе за счет вклада нефтеперерабатывающей отрасли. По сведениям Бюро национальной статистики, за 2013-2022 годы ВВП страны увеличился почти втрое – с 36 до 103,8 трлн тенге. Доля обрабатывающей промышленности повысилась с 10,5 до 13,4%, то есть с 3,8 до 13,9 трлн тенге, однако выпуск нефтепродуктов снизился с 1,6 до 1,1%, несмотря на рост в стоимостном выражении с 0,58 до 1,14 трлн тенге. Значит, имеется серьезный потенциал для роста вклада нефтеперерабатывающей отрасли в ВВП, считают разработчики концепции.

Они отмечают, что в 2009 году, при принятии решения по разработке технико-экономического обоснования модернизации и реконструкции Атырауского, Павлодарского и Шымкентского НПЗ суммарной мощностью 17 млн тонн в год, численность населения Казахстана была на уровне 16 млн человек. Сегодня она превышает 20 млн и продолжает расти.

«Таким образом, в среднесрочной перспективе необходимо решить ожидаемую нехватку нефтепродуктов на внутреннем рынке и развивать экспортный потенциал в ближайшие регионы», – говорится в документе.

Расширять и строить

Нарастить производство топлива планируется в первую очередь за счет расширения мощностей существующих заводов, согласно рекомендации специалистов британской исследовательской компании IHS Markit (с 2022 года входит в состав S&P Global). Так, потенциал Шымкентского НПЗ планируется увеличить с 6 до 12 млн тонн, Павлодарского нефтехимического завода (ПНХЗ) – с 5,5 до 8 млн тонн, Атырауского НПЗ – с 5,5 млн тонн до 6,2 или 6,7 млн тонн, Актауского битумного завода Caspi Bitum – с 1 до 1,5 млн тонн в год. В итоге совокупная перерабатывающая мощность казахстанских заводов должна вырасти с 17 до 27 млн тонн в год. Ожидается, что реализация проектов расширения позволит увеличить глубину переработки нефти на казахстанских заводах с нынешних 84-89% до 90-97%.

К 2026 году планируется построить в городе Актобе новый битумный завод мощностью 700 тыс. тонн в год. Предприятие будет работать на российском сырье (гудрон).

В концепции также говорится, что «в ближайшей перспективе, необходимо определить проект строительства нового НПЗ до 2030 года». Но не уточняется, где надо строить завод, какой мощности и стоимости.

Вместе с тем отмечается о необходимости вовлечения в единый технологический цикл нефтепереработки крупных нефтегазовых проектов. Сегодня все крупнейшие казахстанские НПЗ обеспечиваются нефтью, добываемой на месторождениях национальной компании «КазМунайГаз» (КМГ), предприятий с участием китайских инвесторов, таких как CNPC и CITIC, а также частных независимых добывающих организаций (НДО). Но последнее десятилетие на месторождениях, разрабатываемых ими, добыча снижается в связи с истощением запасов. А ресурсами, способными обеспечить запросы внутреннего рынка, обладают Тенгиз и Кашаган. Операторы этих месторождений освобождены от поставок нефти на внутренний рынок, согласно стабилизированным контрактам, заключенным в 1990-х годах. Правительство хотело бы, чтобы «Тенгизшевройл» и North Caspian Operating Company (NCOC) также поставляли нефть в местные НПЗ. Проблема заключается в том, что внутренние закупочные цены в три раза дешевле мировых. Чтобы Chevron, ExxonMobil, Shell, Eni и другие акционеры ТШО и NCOC согласились поставлять сырье на местные заводы, правительство обещает сделать продажу нефти на внутреннем и внешнем рынках одинаково прибыльным.

Как сейчас происходит?

В концепции говорится, что в январе 2023 года в соответствии с Законом «О государственном регулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов» был осуществлен переход на комбинированную схему нефтепереработки, которая исключает «непродуктивных» посредников при поставках нефти и нефтепродуктов. Это означает, что поставлять нефть на заводы могут НДО, или же подконтрольные им (на 50% и более) торговые компании. Сами НПЗ тоже вправе заниматься покупкой и переработкой нефти.

По сведениям же S&P Global, сейчас недропользователи продают сырую нефть давальческим компаниям, а те в свою очередь перерабатывают ее на НПЗ, платя заводам за процессинг. Полученные нефтепродукты давальцы продают розничным торговцам и вторичным оптовым поставщикам – по оптовым отпускным ценам НПЗ. То есть давальцы являются тем самым непродуктивным посредником.

При этом неясно на основании каких критериев утверждаются квоты для недропользователей на поставку нефти на внутренний рынок или на экспорт. Нет законов и норм, где говорилось бы о том, какие компании и какой объем добытой нефти должны поставлять на НПЗ, а какой продавать за рубеж. Курирующий вице-министр энергетики просто в ручном режиме распределяет эти квоты по понятной только ему одному схеме, говорит Олег Пак, руководитель альянса предпринимателей «Парасат» со ссылкой на информацию нефтедобывающих компаний.

То есть правительство обязывает нефтедобывающие компании определенный объем добытой ими нефти (часто от 50 до 70%) поставлять на внутренний рынок. При этом, так как Минэнерго устанавливает внутренние предельные цены на топливо, давальцы скупают эту нефть по стоимости, которая в три раза дешевле, чем если бы она была продана на экспорт.

Власти оправдывают низкие покупные цены на нефть желанием обезопасить внутренний рынок от резких скачков цен на топливо, что привело бы к росту стоимости продуктов питания и инфляции. Но сейчас эта схема не делает привлекательным внутреннюю нефтепереработку. Выигрывают от нее только давальцы-посредники, зарабатывающие на перепродаже сырья и продукции. Проблему можно было бы решить за счет сокращения маржи давальцев и розничных продавцов, и увеличив прибыль нефтедобывающих компаний.

По сведениям S&P Global Platts, в прошлом году 1 баррель нефти казахстанской марки Kebco (под этой маркой в основном экспортируют свою нефть КМГ и НДО) стоил в среднем $81,74, то есть примерно $596 за 1 тонну. Делим это число на три и выясним, что на внутреннем рынке давальцы покупали тонну нефти в среднем по $198.

В 2023 году на казахстанских НПЗ было переработано 17,7 млн тонн нефти. Умножаем объем нефти на стоимость за тонну и получаем общий оборот сырьевого рынка в размере свыше $3,5 млрд.

Из этой нефти было произведено 14,2 млн тонн нефтепродуктов, в том числе 5,3 млн тонн бензина и 5,2 млн тонн дизтоплива.

Средняя стоимость бензина марки АИ-92, регулируемого государством, составила 203 тенге за 1 литр. В 1 тонне бензина примерно 1 370 литров, значит 5,3 млн тонн равны более 7,2 млрд литров. Умножаем это число на цену за 1 литр и получаем общую стоимость проданного бензина в размере около 1,5 трлн тенге или $3,3 млрд.

Если посчитать аналогичным образом, то стоимость произведенного дизтоплива оценивается более чем в 1,9 трлн тенге или почти $4,4 млрд.

Таким образом, только от продажи бензина и дизтоплива давальцы и розничные продавцы, в числе которых и КМГ, ежегодно получают выручку в пределах $7,7 млрд – в два раза больше, чем они тратят на покупку нефти. И это, не считая доходов от продажи сжиженного нефтяного газа, авиатоплива, мазута и других продуктов, получаемых при переработке сырья.

Подробно о рынке нефтепродуктов можете также прочитать в статье «Как в Казахстане обеспечат растущий спрос на автомобильное топливо».

Кроме того, надо учитывать, что существует «серый» экспорт топлива. По оценкам S&P Global, ежегодно помимо около 150 тыс. тонн дизтоплива, потребляемого транзитным транспортом, еще примерно 200 тыс. тонн продукции вывозится нелегально. А если учесть, что цена топлива для иностранных авто чуть выше, чем для граждан Казахстана, и на экспорт его можно продать дороже, то и доходы давальцев стало быть намного больше.

Как было раньше

В концепции отмечается, что предыдущий среднесрочный «Комплексный план развития НПЗ на 2009-2015 годы» предусматривал реконструкцию и модернизацию мощностей трех крупных заводов. Но он не предусматривал необходимость долгосрочного развития нефтеперерабатывающей отрасли.

По итогам модернизации в 2010-2019 годах мощности переработки НПЗ выросли с 14 до 17 млн тонн в год: АНПЗ – с 4,7 до 5,5 млн тонн, ПНХЗ – с 4,7 до 5,5 млн, ШНПЗ – с 4,6 до 6 млн.

Экологический класс выпускаемого топлива улучшился с К2 до К4 и К5 соответственно, содержание серы в нем снизилось в 10-50 раз.

Производство бензина выросло на 76% – 2,9 до 5,3 млн тонн в год, а его потребление за этот же период – на 24%, с 4,1 до 5,1 млн тонн. Выпуск дизтоплива увеличился на 30%, с 3,9 млн до 5,2 млн тонн в год, потребление – на 17%, с 4,7 до 5,5 млн тонн.

Производство авиатоплива выросло более чем в два раза – с 301 до 637 тыс. тонн при потребности 900 тыс. тонн, битума – на 25%, с 745 до 930 тыс. тонн при спросе 1,1 млн тонн.

Благодаря модернизации, в 2018 году начали экспортировать бензин: с Атырауского НПЗ – в Европу, с Шымкентского – в Центральную Азию. Но это длилось не долго, поскольку топлива стало не хватать для обеспечения внутреннего рынка, где потребление росло в среднем на 20% в год.

Минэнерго ежегодно согласовывает с властями России планы по импорту 285 тыс. тонн бензина, 300 тыс. тонн авиатоплива, 450 тыс. тонн дизтоплива, 280 тыс. тонн гудрона и 300 тыс. тонн дорожного битума.

Сейчас три основных НПЗ уже выработали заданные ресурсы и действуют на пределе своих проектных мощностей, что приводит к частым поломкам. В 2020-2022 годах заводы внепланово останавливались 391 раз, в том числе 119 раз из-за аварий, что, конечно же, влияет на объем выпуска нефтепродуктов.

При этом часто для решения проблем с сезонной нехваткой нефтепродуктов планово-предупредительные ремонты НПЗ переносятся на срок от 6 до 12 месяцев. Предприятия не получают полноценного финансирования, мер по техническому обслуживанию и надзору оборудования, у них не хватает квалифицированных кадров. Заводы работают с превышением расчетного срока службы оборудования, который составляет 20 лет (см. таблицу №1).

По прогнозам IHS Markit, к 2030 году дефицит бензина может достичь 1,7 млн тонн, дизтоплива – 4 млн тонн, авиатоплива – 0,6 млн тонн. Тогда же (в 2030 году) НПЗ начнут испытывать нехватку сырья из-за истощения запасов зрелых месторождений. Значит, к этому времени нужно начать поставлять на внутренний рынок уже тенгизскую и кашаганскую нефть.

Авторы концепции считают, что необходимо также улучшить соотношение добычи и переработки нефти на примере стран с развитой и развивающейся экономикой (см. таблицу №2). Здесь самые высокие показатели у США – они добывают и перерабатывают нефти больше всех. Чем ниже значение соотношения добычи и переработки нефти, тем выше уровень развития, экспортный потенциал продукции и вклад отрасли в ВВП страны. В правительстве считают, что наиболее близким к Казахстану может оказаться опыт Саудовской Аравии и Канады.

Специалисты объясняют, что в международной практике в качестве показателей эффективности технологической схемы НПЗ учитываются глубина переработки нефти и индекс технологической сложности Нельсона. Глубина используется как показатель эффективности нефтепереработки и выработки светлых нефтепродуктов. В Европе она составляет 85-90%, в США – 95-96%. Индекс Нельсона характеризует уровень технологичности завода. Наиболее современные европейские и американские заводы имеют индекс Нельсона свыше 15. В рыночных условиях конкурентоспособными останутся заводы с индексом 10 и выше.

Придется менять законы

По мере реализации концепции будут актуализироваться взаимосвязанные нормативно-правовые и программные документы, а также отраслевые законы. Будет создан научно-исследовательский институт, который должен провести комплексное исследование нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли, выявить основные вызовы и возможности для улучшения производства, определить целесообразность расширения или строительства новых мощностей заводов.

За 2023-2028 годы планируется перейти с ежегодных 25-30 дней текущего ремонта до капремонтов раз в 3 года продолжительностью 40-45 дней, во время которых ресурсы оборудований заводов должны полностью восстанавливаться, и при необходимости заменятся.

Также цены на бензин, дизтопливо и авиатопливо надо будет поднять до уровня сопредельных стран, чтобы исключить их неконтролируемый вывоз. Этого можно добиться в том числе за счет развития рыночных механизмов ценообразования на примере развитых стран, когда рынок диктует спрос, предложение и возможность выбора потребителем нефтепродуктов. А это значит, что цены на топливо придется отпустить в свободное плавание.

Ожидается, что благодаря расширению мощностей НПЗ, появится возможность экспорта 200 тыс. тонн бензина и 240 тыс. тонн дизтоплива.

Планируется также решить вопрос с загрузкой нефтью НПЗ АО «Конденсат», который способен перерабатывать в год до 850 тыс. тонн нефти, выпускать 221 тыс. тонн в год бензина и 225 тыс. тонн дизтоплива.

Авторы концепции полагают, что ее реализация увеличит объем переработки нефти до 27 млн тонн в год, что должно помочь полностью обеспечить растущий спрос на топливо до 2050 года, при возможности экспорта до 10% вырабатываемых нефтепродуктов. При этом качество автомобильного топлива должно достичь класса К-5 и К-6, авиационного – Jet A-1.

Таблица №1

Характеристики крупных НПЗ Казахстана

Таблица №2

Рейтинг стран по соотношению добычи и переработки нефти, млн тонн/год

Источник: Проект «Концепции развития нефтеперерабатывающей отрасли РК на 2024 — 2050 гг.». BP Statistical review of world energy – 2022, OPEC Annual statistical bulletin – 2023.

Проект «Концепции развития нефтеперерабатывающей отрасли РК на 2024 — 2050 годы» разработан Министерством энергетики совместно с Министерством экологии и природных ресурсов, Ассоциацией KAZENERGY, фондом «Самрук-Қазына», КМГ, АНПЗ, ПНХЗ, ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс», ТОО «СП «CaspiBitum» и АО «Институт топлива, катализа и электрохимии имени Д.В. Сокольского».