Нестандартный переход
Почему нашим НПЗ невыгодно производить экологичное топливо
Сроки обращения дизельного топлива и бензина класса K2 (Евро-2) на территории Казахстана продлены до 1 января 2018 года. Не позднее этой даты отечественные НПЗ должны начать выпуск топлива К4 и К5 (Евро-4, Евро-5). Однако, пока не будут решены вопросы поставок нефти на внутренний рынок, а также экспорта произведенного в стране бензина, Казахстан так и не сможет перейти на новый экологичный стандарт.
Причина, по которой в Казахстане снова отложили требования по переходу к производству и обращению топлива высокого экологического класса, — это неготовность казахстанских нефтеперерабатывающих заводов выпускать бензин стандарта К4 и К5 к 1 января 2016 года. В пояснительной записке к изменениям в технический регламент Таможенного союза указано, что модернизация наших НПЗ, проводимая сейчас, будет завершена в течение 2017 года. При этом, до 1 января 2018 года все выпускаемое топливо класса К2 будет реализовываться исключительно на территории нашей страны. И это понятно, ведь в России и Беларуси запрет на выпуск и обращение автомобильного бензина и дизеля экологических классов К2 и К3 действует еще с 2013 года. А для дизельного топлива, используемого для сельскохозяйственной и внедорожной техники, изначально нормы были установлены только для Казахстана.
Переход на К5 задерживает Казахстан
Технический регламент «Требования к безопасности бензина, дизельного топлива и мазута», где были прописаны экологические классы для нефтепродуктов, был установлен на территории нашей страны еще в начале марта 2010 года. Его требования предусматривали поэтапное (с 2010-го по 2016 год) введение в Казахстане экологических стандартов для автомобильного топлива. Параллельно было объявлено о запрете на ввоз и производство автотранспортных средств, соответствующих экологическому классу Евро-2 и ниже, а также о переходе на Евро-3. Изначально планировалось, что новый экологический стандарт в нашей стране будет действовать уже с 1 января 2011 года. Однако известие о введении новой нормы сильно обеспокоило автолюбителей. Ведь многие на тот момент уже успели заказать за рубежом машины, не соответствующие стандарту Евро-3. На доставку и растаможку уходит несколько месяцев, и завезти эти авто в страну до нового года никак не удавалось. В результате в Казахстане были введены льготные таможенные пошлины на ввоз автомобилей. Такой подарок от правительства был рассчитан всего на год. Из-за ажиотажа вокруг льготных машин число подержанных легковушек в республике сильно возросло. Застрявшие в пути автомобили оказались под угрозой запрета ввоза в страну. В правительстве снова пошли навстречу автовладельцам и перенесли ввод Евро-3 до 1 января 2012 года. Кроме того, был поставлен вопрос о внедрении в Казахстане с 1 июля 2013 года экологического стандарта Евро-4. Однако отечественные НПЗ уже тогда объявили, что производство бензина такого качества они смогут начать только в 2016 году и до этого времени топливо казахстанского производства будет соответствовать лишь Евро-2. В конце 2012 года был утвержден технический регламент ТС «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту». Тогда же было введено понятие «экологический класс» и классификационные коды (К2, К3, К4, К5), определяющие требования к безопасности топлива. С того момента название дизтоплива состоит из аббревиатуры ДТ (дизельное топливо для автомобильных двигателей), букв Л (летнее), З (зимнее), А (арктическое) или Е (межсезонное), обозначающих климатические условия применения, и К с цифрой, указывающей на экологический класс дизтоплива. К примеру: ДТ-З-К4 — дизельное топливо зимнее экологического класса 4. Для каждой страны Таможенного союза были установлены свои сроки поэтапного перехода на выпуск и обращение более экологичных видов ГСМ. В том же техрегламенте указано, что в моторных топливах К4 и К5 должно быть в 10–50 раз меньше серосодержащих соединений, чем в К-2. При этом в автомобильных бензинах К5 объемная доля бензола должна снизиться в 5 раз.
В России стандарт Евро-2 был введен в 2006-м. Но сроки перехода на топливо более высоких экологических стандартов переносились неоднократно. К примеру, изначально планировалось, что Евро-3 будет внедрен в 2009-м, но впоследствии срок перенесли на 2011 год. Позже с просьбой об отсрочке в российское Минэнерго обратились нефтегазовые предприятия, не успевающие построить на своих НПЗ установки, необходимые для выпуска нового топлива. В июле 2011 года 12 нефтяных компаний России подписали с Федеральной антимонопольной службой (ФАС), Ростехнадзором и Росстандартом соглашение о модернизации НПЗ и постепенном переходе до 2015 года на производство более качественных видов нефтепродуктов. В сентябре 2011 года правительство продлило оборот бензинов и дизтоплива Евро-2 – на два года — до 31 декабря 2012-го, Евро-3 – на три года, до 31 декабря 2014 года, а Евро-4 – на один год, до 31 декабря 2015-го. А в конце сентября 2012 года глава ФАС Игорь Артемьев высказался за целесообразность переноса сначала еще на полгода, а затем на год (до 1 января 2014-го) запрета на использование в России моторного топлива низких экологических классов. Объяснялось это различиями в сроках перехода на более качественное топливо внутри ТС. Мол, Россия и Беларусь вводят запреты раньше, чем в Казахстане. После многочисленных споров правительство РФ все же заняло жесткую позицию и приняло решение оставить сроки своего техрегламента. К тому же оно потребовало от нефтяных компаний во что бы то ни стало снабжать рынок топливом необходимого качества. А недостающие объемы рекомендовало восполнять за счет импорта. Более того, для решения проблемы Минэнерго и ФАС РФ предложили закрепить за нефтяниками обязательства по соблюдению определенных объемов поставок ГСМ на внутренний рынок.
В Беларуси переход на более экологичное топливо происходил практически безболезненно. Поставляя значительное количество своей продукции на экспорт, белорусские нефтепереработчики изначально ориентировались на европейские стандарты Евро-4 и Евро-5. Реализовав ряд крупных инвестиционных проектов на ОАО «Нафтан» и ОАО «Мозырский НПЗ», белорусы полностью покрыли потребности внутреннего рынка в дизельном топливе и высокооктановом бензине К3 и К5. До настоящего времени Беларусь соблюдала все условия и сроки, указанные в техрегламенте. Как результат, и Россия, и Беларусь уже два года не используют топливо К2 и готовы к переходу на К4 и К5. И только казахстанские НПЗ тянут с выпуском экологичного топлива.
Сырье «утекает» за рубеж
В настоящее время в нашей стране действуют три нефтеперерабатывающих завода. Атырауский НПЗ введен в эксплуатацию в 1945 году, Павлодарский НХЗ — в 1978 году, а Шымкентский НПЗ — в 1985-м. Понятно, что все они построены еще в советское время и требуют модернизации. Сейчас глубина переработки нефти на этих предприятиях в среднем составляет 68%. Планировалось, что к 2016 году она достигнет 89%. Однако модернизация затянулась из-за нехватки денежных средств. В марте заместитель генерального директора по маркетингу АО «КазМунайГаз — переработка и маркетинг» Ерлан Койбагаров сообщил, что компания планировала переработать 15 млн т нефти в год, но план переутвердили на уровне 14 млн 300 тыс. т. В результате НПЗ недополучили деньги, которые могли бы потратить на модернизацию, и выпуск топлива К4 и К5, запланированный на 2016 год, придется отложить.
Выходит, что наши НПЗ сталкиваются с дефицитом сырья. А ведь предполагалось, что после модернизации заводов объем переработки вырастет с 14,3 млн до 18,5 млн т в год. И если спрос НПЗ на сырую нефть не будет удовлетворен, то миллиардные вложения в строительство объектов, необходимых для выпуска топлива К4 и К5, просто не окупятся.
К примеру, на реализацию проекта Атырауского НПЗ «Строительство комплекса по производству ароматических углеводородов» Банк развития Казахстана уже выделил $1 млрд 64 млн. Еще $34 млн выделяются за счет собственных средств предприятия. На проект «Строительство комплекса глубокой переработки нефти» этому же нефтеперерабатывающему заводу необходимо затратить еще $2 млрд 23 млн.
В январе этого года БРК предоставил 25% необходимого финансирования на проведение строительно-монтажных работ в рамках модернизации Павлодарского нефтехимического завода. При этом, по информации банка, общая стоимость контракта под ключ составляет более $1,2 млрд.
В начале июня тот же БРК выделил для АО «Конденсат» заем в размере $120 млн на создание в Западно-Казахстанской области нового предприятия по производству бензина класса К5. Общая стоимость проекта составляет $200 млн.
Что касается реконструкции Шымкентского НПЗ (ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс»), то точных данных по необходимым инвестициям нет, хотя понятно, что и здесь речь идет о сотнях миллионов. Отметим, что Казахстан также рассматривает возможность строительства нового, четвертого НПЗ, который обойдется примерно в $10 млрд.
В настоящий момент стоимость переработки нефти на наших НПЗ составляет $60–75 за тонну. И для того, чтобы покрыть имеющиеся затраты им нужно перерабатывать минимум 17,5 млн т нефти в год. Но пока заводы не могут получить даже запланированные 15 млн т.
Между тем только в 2014 году Казахстан экспортировал 62 млн т нефти и газового конденсата. То есть несмотря на то, что внутри страны сырья недостаточно, основной его объем уходит за рубеж. Тот же «КазМунайГаз» ежегодно переправляет около 5 млн т казахстанской нефти в Румынию.
Еще в 2007 году компания приобрела контрольный пакет (75%) акций в Rompetrol Group, а в 2009-м были выкуплены оставшиеся 25%. В отчете КМГ за 2014 год указано, что «приобретение Rompetrol Group и дальнейшие существенные инвестиции в реконструкцию производительности ее нефтеперерабатывающих мощностей, развитие логистической инфраструктуры и расширение розничной сети позволило компании приобрести статус «энергетического моста», соединяющего ресурсы Центральной Азии с перспективными рынками Европы». В 2014 году Rompetrol Group был переименован в KMG International. В настоящее время KMG International N. V. зарегистрирована в Нидерландах с головным офисом в Бухаресте и осуществляет свою основную деятельность в Румынии, а также странах Черноморского и Средиземноморского бассейнов.
Компания владеет румынским нефтеперерабатывающим заводом Petromidia, который расположен в уезде Констанца на Черном море. Мощность НПЗ составляет 5 млн т нефти в год. Завод, прошедший модернизацию в 90-х годах прошлого века и в 2005 году, сегодня способен перерабатывать высокосернистые и тяжелые сорта нефти марки Urals. При этом, в отличие от казахстанских предприятий, здесь освоен выпуск продукции стандарта Евро-5.
КМГ также принадлежит НПЗ Vega, расположенный недалеко от Бухареста и Плоешти. Он построен в 1905 году и модернизирован в 1970-х. Проектная мощность предприятия составляет 500 тыс. т в год. Завод специализируется на использовании альтернативных видов сырья (нафта, тяжелые углеводородные фракции, мазут). В 2014 году объем переработки здесь составил 309 тыс. т.
В числе иностранных активов КМГ есть также нефтехимический комплекс, интегрированный с НПЗ Petromidia. Действующие производственные линии комплекса номинальной мощностью 220 тыс. т выпускают полипропилен, полиэтилен низкого и высокого давления различных марок. Источником сырья является пропилен, производимый на НПЗ Petromidia, и покупной этилен. Объем переработки комплекса в 2014 году составил 180,1 тыс. т.
Посредством своих дочерних компаний Dyneff и KMG Trading AG во Франции, Испании, Швейцарии и Сингапуре KMG International также осуществляет трейдинговые операции на международных рынках. При этом доля рынка, которую «КазМунайГаз» занимает в этих странах, ежегодно растет. К примеру, в Румынии она увеличилась с 24% в 2010-м до 27% — в 2014-м. За последние 4 года присутствие компании в Грузии выросло на 5%, в Болгарии — на 3,7%, а в Украине — на 0,7%.
Понятно, что увеличиваются и объемы сырья, необходимые для продажи готовой продукции на этих рынках. Если в 2010 году KMG Trading поставила для Petromidia 3,3 млн т нефти, то в 2014 — уже 4,8 млн т. За это же время продажа нефти третьим сторонам выросла с 311 тыс. т до 4,9 млн т. При этом АО «КазМунайГаз — переработка и маркетинг» не хватило всего 700 тыс. т, чтобы часть прибыли от переработки пустить на модернизацию НПЗ.
В июне текущего года на парламентских слушаниях по вопросам оборота нефтепродуктов депутат Шафхат Утемисов заметил, что в Казахстане действуют 63 контракта на добычу нефти, 31 из которых не предусматривает обязательства по ее поставке на внутренний рынок. Из 68 контрактов на совмещенную разведку и добычу, 16 также не имеют таких требований. Но самое тревожное заключается в том, что практически все контракты, где оговорены квоты на внутренний рынок, распространяются на разработку месторождений, на которых пик добычи уже прошел и наблюдается устойчивая тенденция к ее падению. В связи с этим г-н Утемисов предложил ввести с 2017 года обязательную реализацию нефти через товарные биржи в объеме 30% от уровня среднемесячной добычи. При этом, по его мнению, с учетом того, что данное требование не будет распространяться на крупные проекты, а без поставок добываемой ими нефти на внутренний рынок республика не сможет удовлетворить свои потребности в сырье, Минэнерго необходимо проработать дополнительный механизм обеспечения спроса внутри страны.
Возможно, предложение депутата будет принято. Но тогда казахстанские НПЗ столкнутся с проблемой реализации произведенного бензина. Страна с населением 17 млн человек в таких объемах топлива не нуждается. Как отметил по этому поводу экономист Петр Своик, в Казахстане слишком малый рынок и слишком бедное население, чтобы обеспечить коммерческую окупаемость таких проектов, как модернизация и строительство новых НПЗ. И пока не решится вопрос с экспортом излишков топлива, казахстанские нефтеперерабатывающие заводы будут искать способы отодвинуть сроки введения стандартов К4 и К5.
Римма Ивахникова