Как нефтепереработка РК отстала от потребностей внутреннего рынка

Осень 2017 года на казахстанский рынок ГСМ пришла с сентенцией «где тонко, там и рвется». Довольно странная для страны, входящей в топ-20 мировых экспортеров нефти, практика многолетнего импорта светлых нефтепродуктов для нужд внутреннего рынка не выдержала столкновения плавающего тенге с жестким, но не особенно качественным госрегулированием нефтеперерабатывающей отрасли

Фото: архив пресс-службы

В сентябре о возможном коллапсе воздушного сообщения из-за нехватки авиатоплива заявила Air Astana, сообщив, что среднемесячный объем поставок керосина из РФ сократился с 44 тыс. тонн в месяц в 2016 до 15 тыс. тонн в 2017, а поставки на октябрь и вовсе отменены (по официальной версии – из-за высокого спроса в самой России, по альтернативной - из-за высокого спроса в Сирии). Причем один из основных поставщиков – «Газпромнефть» – уведомил о возобновлении экспорта не ранее мая 2018. Другой авиаперевозчик, Qazaq Аir, специализирующийся на внутренних рейсах, заявил о схожих проблемах. Его глава Блэр Поллок обмолвился, что в Казахстане производится лишь 60% внутренних потребностей в авиакеросине. При этом здесь заправляют лишь керосином советского стандарта ТС-1, который взять, кроме России, негде.

Международное топливо JET А-1, которое можно было бы купить, например, в Китае, стандартами не предусмотрено (отличается от ТС-1 большей степенью очистки, но не может использоваться при температуре ниже -45°С, в то время как первое работает до -60°С). Минэнерго отрицало серьезность проблемы, однако за три дня до этого обсуждало с Комитетом гражданской авиации возможность перехода местных авиакомпаний частично на JET А-1, который Павлодарский нефтехимический завод сможет производить после завершения модернизации.

По словам теперь уже бывшего вице-министра энергетики Асета Магауова (отправлен в отставку в октябре 2017), дефицит авиатоплива появился «два-три года назад», когда была «изменена схема поставок российской нефти на Павлодарский НХЗ: пошла нефть с большим содержанием серы, соответственно, завод не имел права производить авиакеросин». Почему в таком случае Минэнерго не инициировало работу в направлении сертификации JET А-1 раньше, а довольствовалось полной зависимостью отечественной авиации от поставок из единственного, к тому же уже третий год воюющего источника, остается неясным.

С небес на землю

А в октябре 2017 дефицитным стало уже автомобильное топливо, причем практически одновременно по всей стране. (Такие вещи случались и раньше, во время уборки урожая, но особых потрясений не вызывали, поскольку перебои были краткосрочными, а талонная система вводилась в основном в сети КМГ.) Одновременно выросли «неталонные» цены в некоторых сетях, что вызвало дополнительную панику.

Основных факторов бензинового кризиса было названо два – перенос сроков капремонта ПНХЗ с лета на осень (когда еще не закончился ремонт Атырауского НПЗ) в связи с несвоевременной поставкой оборудования и значительным снижением курса тенге к доллару (с 316 до 340 тенге за доллар) и совпавший с этим рост цен на бензин в России: на границе с Казахстаном, по словам министра энергетики Каната Бозумбаева, они выросли за лето с $517 до $573 за тонну. Председатель правления КМГ Сауат Мынбаев объяснил дефицит в том числе нежеланием сетей АЗС «подставляться» под штрафы: несмотря на отмену так называемых предельных цен (кроме АИ-80), Комитет по регулированию естественных монополий (КРЕМ) активно инициирует расследования по сговору (результатом одного из них для КМГ в сентябре стал штраф в 500 млн тенге).

Мынбаев заверил, что после завершения в ноябре 2017 модернизации ПНХЗ, а в 2018 – АНПЗ проблемы с высокооктановым бензином в стране прекратятся. Однако этому мешают поверить данные аудированного отчета КМГ за 2016, согласно которым консолидированный объем переработки углеводородного сырья по сравнению с 2015 уменьшился на АНПЗ с 4868 тыс. до 4761 тыс. тонн, а на ПНХЗ – с 4810 тыс. до 4590 тыс. тонн. И связано это вовсе не с ремонтом или падением спроса, а с «сокращением поставок со стороны давальцев нефти».

Энергия прошлого

То есть причины проблем с ГСМ в Казахстане системные. В общественном сознании, особенно после поручения президента страны о рассмотрении вопроса по строительству четвертого НПЗ, сложилось представление, что в стране не хватает мощностей по переработке нефти. На самом же деле в секторе переработки существуют две другие проблемы: поздно начатая, а затем еще и затянувшаяся (программа стартовала в 2010 и должна была завершиться в 2015) модернизация имеющихся заводов и нежелание добывающих компаний продавать нефть на внутреннем рынке. Первая, согласно Национальному энергетическому докладу – 2017, презентованному на форуме KazEnergy в начале сентября, привела к тому, что Казахстан стал чистым импортером бензина с 2000 и дизельного топлива с 2012. «Хотя на этих НПЗ в той или иной мере присутствуют мощности глубокой переработки нефти, в целом в Казахстане применяются относительно простые технологии. Как следствие, в нефтеперерабатывающей отрасли наблюдается явный перекос в сторону мазута (остаточного нефтяного топлива), что более не соответствует структуре внутреннего спроса», – говорится в докладе, подготовленном англо-американской HIS Market совместно с ассоциацией KazEnergy.

Фото: Анатолий Устиненко

Все три завода фактически принадлежат государству (КМГ является единственным собственником АНПЗ и ПНХЗ, половинным – Шымкентского НПЗ), то есть рынок переработки не только монополизирован, но и огосударствлен (согласно докладу, в стране есть 32 мини-НПЗ общей мощностью 6,5 млн тонн в год, однако в 2015 на них было переработано лишь 450 тыс. тонн сырья, а единственный современный среди них – завод АО «Конденсат», запустивший недавно секцию вакуумной перегонки и выпускающий бензин марки евро-5).

НПЗ эти в свое время в разной степени приватизировались – по одинаково непрозрачным схемам. Однако ни государственный, ни частные владельцы практически не вкладывали в них ничего сверх того, что поддерживало текущую деятельность. «Капиталовложения в НПЗ Казахстана после обретения страной независимости были незначительными по меркам отрасли (в совокупности в период после 2000 года общий объем инвестиций составил всего порядка $3,8 млрд в эквиваленте). Таким образом, ассортимент выпускаемой НПЗ продукции не претерпел существенных изменений и заводы не смогли адаптироваться к меняющейся структуре потребления на внутреннем рынке. Вакуумная дистилляционная установка и установка висбрекинга, смонтированные в указанный выше период на Шымкентском НПЗ, стали единственными крупными инвестиционными проектами в данной отрасли с 2000 года», – отмечалось два года назад в предыдущем аналогичном докладе. В результате, если в РФ доля производства нефтепродуктов высокого качества составляла в 2017 - 74,2%, в 2016 – уже 78,1%, в развитых странах достигает 85-90%, то в Казахстане с 2014 по 2016 выросла лишь с 55,8% до 59,1%.

Общий объем капитальных расходов на программу модернизации – примерно $6 млрд, что на $1,5–2 млрд дешевле, чем строительство нового НПЗ. Однако при этом совокупные добавляющиеся объемы – всего 2 млн тонн в год, притом что строящийся за $8 млрд НПЗ «Сокар» в Азербайджане рассчитан на 7 млн тонн переработки. IHS Markit считает, что до 2030 года Казахстану нет смысла думать о дополнительных мощностях переработки, если нынешняя модернизация достигнет заявленных целей – потенциал роста потребления не так высок (базовым аналитики взяли среднегодовой рост ВВП в 2,9%), возможности экспорта ограничены географически.

Твердая рука государства

Отчего возникла вторая проблема – незаинтересованность добывающих компаний в доле на внутреннем рынке? Потому что на этом рынке слишком много государства, что делает этот бизнес бессмысленным, объясняют авторы доклада. Цены на переработку на внутреннем рынке гораздо ниже экспортных, в последние два года этот разрыв только вырос. «Если в 2013–2014 они составляли 40% от средней Urals на Средиземном море, то в 2015 – 33%, а в 2016 – 25–29%. Доходы от продажи продукции составили 50% в 2013 и 32–37% в 2016», – говорится в докладе. Без приведения внутренних цен к уровню экспортного паритета (нетбэк, то есть рыночная цена за вычетом стоимости транспортировки и экспортных пошлин) дальнейшее развитие отрасли невозможно, считают эксперты, потому что добыча КМГ падает (хотя и медленнее, чем ожидалось).

Пока же государство действует силовыми методами – за недопоставки на НПЗ можно лишиться экспортной лицензии. Однако 70% добываемой сейчас нефти приходится совокупно на Тенгиз, Карачаганак и Кашаган, недропользователи которых защищены СРП (соглашение о разделе продукции), и с ними (в будущем, когда модернизированные НПЗ потребуют больше сырья) эти методы не сработают.

Несмотря на некоторую либерализацию рынка (отменены предельные цены на основные нефтепродукты, тарифы на переработку теперь устанавливает не КРЕМ, а совет директоров КМГ), нефтепереработка не является в Казахстане сектором рыночной экономики, считают авторы доклада: «НПЗ… не являются реальными участниками рынка, которые покупают нефть и продают нефтепродукты, вместо этого они получают толлинговое вознаграждение за переработку сырой нефти, размер которого определяется государственной компанией».

В последнее время эти тарифы слишком высоки из-за включения инвестиционной составляющей – сегодня это $11,2 за баррель для АНПЗ и $7,2 для ПНХЗ, причем ожидается дальнейший рост в ближайшие несколько лет. Притом что в мире маржа переработки сильно упала после 2015 (в Северо-Западной Европе, например, с $5 за баррель до менее $2). HIS Market полагает, что долго так продолжаться не может: потенциал повышения цен на нефть выше, чем потенциал повышения цен на нефтепродукты, и потому в условиях интеграции рынков РФ и РК казахстанским НПЗ может просто не достаться нефти. НПЗ включены в программы приватизации на 2016–2020, однако эксперты отмечают, что «ситуация с реализацией этой программы остается неопределенной».

В целом, по мнению HIS Market, рынок нефтепереработки и сбыта нефтепродуктов в Казахстане находится под прямым контролем и регулированием со стороны большого количества госорганов, включая Минэнерго, Минфин, МИР и Минсельхоз. Регулируются даже графики поставок сырой нефти на НПЗ, годовые объемы и месячные графики переработки, утверждаются объемы импорта. Консультанты же рекомендуют отказаться от толлинговой схемы и перевести сектор на реальную коммерческую основу, с покупкой нефти и продажей нефтепродуктов, а в более долгосрочной перспективе - уравнять экспортные пошлины и акцизы с российскими, раз уж мы вошли в экономический союз без таможенных границ.

Однако в том же докладе констатируется, что даже отмена предельных цен моментально привела к их повышению на рынке, причем в долларовом выражении: на бензин – с 36 до 38 центов, на дизтоп­ливо – с 34 до 39 центов. Рост мог бы быть и больше, если бы не сдерживало опасение расследования со стороны КРЕМ. Повышение цен на ГСМ всегда тянет за собой подъем цен в других секторах, продовольственных и непродовольственных. Как это отразится на инфляции и, следовательно, курсе тенге и реальных доходах, можно не гадать.

А вот распространенное в обществе мнение, что повышение цен, последовавшее за дефицитом, – результат монополии продавцов, не подтвердилось: на конец 2016 доля четырех крупнейших участников рынка составляла лишь 32%: 17% у КМГ (325 АЗС), 9% у Helios (360 АЗС), 5% у SinOil (105 АЗС), 1% у «Газпромнефти» (30 АЗС).

: Если вы обнаружили ошибку или опечатку, выделите фрагмент текста с ошибкой и нажмите CTRL+Enter
4655 просмотров
Поделиться этой публикацией в соцсетях:
Об авторе:
24 мая родились
Куаныш Бектемиров
председатель совета директоров АО "Самрук-Энерго", главный директор по управлению активами АО «ФНБ «Самрук-Қазына»
Самые интересные материалы сайта у тебя на почте!
Подпишись на рассылку
Самые Интересные

Орфографическая ошибка в тексте:

Отмена Отправить