Войти используя аккаунт
Войти используя аккаунт:
Логин Пароль Забыли свой пароль?

"Не заставляйте нас производить пластиковые тазики" – президент СИБУРа

20.09.2010 / 17:57

Главная нефтехимическая компания страны определила стратегию своего развития. "СИБУР" теперь активно инвестирует не только в газопереработку, но и в дальнейшие технологические переделы, за исключением разве что потребительских товаров. Теперь он даже тратит деньги на разработку новых технологий. О перспективах развития холдинга и всей российской нефтехимии президент "СИБУРа" Дмитрий Конов рассказал в интервью журналу "Эксперт". "Рупек" приводит выдержки из его интервью:

Основное конкурентное преимущество "СИБУРа" - доступ к дешевому попутному нефтяному газу (ПНГ). Цены на него низкие, а нефтяники сетуют, что субсидируют "СИБУР"…

В чем проблема-то? Госрегулирование цен на попутный газ было отменено еще три года назад.

Но ведь рыночного ценообразования на попутный нефтяной газ нет до сих пор.

А что такое, по-вашему, рыночная цена, если ПНГ не торгуется на бирже? Мы считаем, что сейчас цена на попутный нефтяной газ завышена, а кто-то считает, что занижена. Тем не менее договоры на поставку ПНГ как заключались, так и заключаются. Значит, цена рыночная.

Понятно, что этим ценам должно быть какое-то здравое экономическое объяснение. Без него кажется, что вы используете свое исключительное положение для поддержания их на низком уровне.

К сожалению, для нефтяных компаний и, возможно, для государства в целом использование попутного нефтяного газа, кроме как в нефтехимии, имеет мало технологических альтернатив. Но они все же есть. Например, его можно было бы вкачать обратно в пласт для поддержания давления нефти и увеличения коэффициента ее извлечения. Другой подход - сжигать ПНГ для производства электроэнергии. Что мешает нефтяникам воспользоваться этими альтернативами и уменьшить предложение ПНГ на рынке, на котором мы сейчас крупнейший покупатель? Я вам отвечу. Закачка газа обратно в пласт - экономичная, но мало кем из нефтяников освоенная технология. А на существующих электростанциях сжигать ПНГ технологически невозможно, газовые турбины на таком топливе с высоким содержанием жидких фракций эксплуатировать нельзя. Надо покупать и устанавливать специальное оборудование. Все варианты упираются в необходимость дополнительных вложений.

Поэтому на практике у нефтяников остается только две альтернативы: либо продавать ПНГ нам, либо перерабатывать на собственных газоперерабатывающих заводах. Закачивать ПНГ напрямую в магистральную трубу "Газпрома" нельзя, под давлением эта смесь может самопроизвольно взрываться.

Что мешает нашим партнерам из нефтяных компаний воспользоваться собственными мощностями, ведь на ГПЗ попутный газ разделяется на три уже рыночных продукта? Первое - это сухой отбензиненный газ, который можно и на электростанциях сжигать, и поставлять в систему "Газпрома". Второе - бензин газовый (нафта), который является привычным товаром для нефтяников. И третье - ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов, сырье для нефтехимии). Дело, как мне кажется, в профильности и капиталоемкости. У неф­тяников основной бизнес — добыча нефти, а в качестве отягощающего обстоятельства им приходится утилизировать ПНГ, а не просто сжигать его в факелах. Все в руках нефтяников: развивайте энергетику, закачивайте в пласт, договаривайтесь с "Газпромом". В конце концов, постройте собственный газоперерабатывающий завод! Десятилетиями говорится о том, что попутный нефтяной газ — конкурентное преимущество "СИБУРа", но почему-то никто из нефтяников эту экономику не материализовал. Есть, конечно, "Сургутнефтегаз" и "ЛУКОЙЛ", которые купили советские газоперерабатывающие заводы и расширили их. Есть ТНК-BP, которая строит небольшой Зайкинский ГПЗ. Но это все.

Нефтяники понимают, что одними газоперерабатывающими мощностями проблема не решится. Есть и сложности в дальнейшей технологической цепочке. Вот, скажем, ШФЛУ. Его некуда деть на месте, в Сибири, и в речку не сольешь. Значит, нужно строить, например, наливную эстакаду для транспортировки нефтехимического сырья по железной дороге. А это крупные затраты: наша наливная эстакада в Ноябрьске на миллион тонн в год обойдется в 250 миллионов долларов. Так что без капиталоемких проектов вся эта цепочка для нефтяников несостоятельна. Но они не готовы идти на эти траты, у них другой профиль.

Зато мы готовы. Мы развиваем и газопереработку, и инфраструктуру. В 2003 году переработка ПНГ на наших заводах составляла 10,9 миллиардов кубометров, а сейчас мы перерабатываем 16,8 миллиардов кубометров.

Но если мы инвестируем крупные средства, то хотим, чтобы цена на сырье на входе для нас была оправданной и прогнозируемой, чтобы инвестиции окупались.

Если вы посмотрите на структуру наших контрактов по поставкам попутного нефтяного газа, то увидите, что большая часть из них - долгосрочные. Если не считать совместные предприятия, главным образом трехлетние, в этом году был только один годовой контракт. Кто бы пошел на это, будь это невыгодно?

А сколько стоит построить сегодня современный газоперерабатывающий завод средней мощности?

Завод мощностью три миллиарда кубометров обойдется в 400-500 миллионов долларов.

Активные миграционные процессы по переносу нефтехимических производств из развитых стран в развивающиеся, особенно в страны с дешевыми источниками сырья, почему-то не затронули Россию…

Во-первых, в отрасли не было сильных финансово устойчивых игроков, которые могли бы этот процесс осуществлять.

Во-вторых, не было государственной ставки на развитие отрасли в целом. И в-третьих, миграция отраслевого капитала шла туда, где был спрос и где было структурированное предложение по конкурентному сырью. Соответственно миграция отрасли шла в Китай и Индию, а еще на Ближний Восток, где была отдельная государственная политика в части нефтехимического сырья.

Вот пример, как все это работает в Саудовской Аравии. Там есть национальная нефтяная компания Saudi Aramco. Государство принудительным образом заставляет ее инвестировать из своего бюджета средства в утилизацию ПНГ. При этом нефтяники обязаны выделять из ПНГ этан и продавать его по фиксированной государством цене. Эту фракцию Saudi Aramco должна направлять в специально выделенные места и поставлять тем компаниям, на которые укажет государство. Дальше государство приходит на мировой рынок и предлагает нефтехимическим компаниям этан, фиксированные цены на него и площадки для строительства производств по его переработке.

В стратегии развития "СИБУРа" заметно, что компания склоняется к пропиленовому направлению. Чем вас не устраивает этиленовая технологическая цепочка? Это как-то связано с мировой миграцией в нефтехимии?

Любой нефтехимический проект из запущенных на Ближнем Востоке был построен на дешевом этане. Причем с фиксированными низкими ценами, в отличие от цен на другие фракции - пропан, бутан, нафту, которые торгуются с 10–30-процентным дисконтом. Так получается, что когда какая-нибудь нефтехимическая компания запускает проект в Саудовской Аравии, цены на основное сырье для нее фиксированы, и к моменту выхода проекта на полную мощность, через десять лет, она имеет цены на этан на уровне 15% от мировых.

С ними невозможно конкурировать по этой цепочке. Это одна из причин, почему мы идем в пропилен. Мы хотим переждать волну введения новых этиленовых мощностей на Ближнем Востоке, которая, по моим оценкам, закончится в 2015 году. Сейчас на Ближнем Востоке дешевый газ заканчивается. И мы видим, что в 2011 году там будут повышать цены, причем на все

Я думаю, что этан вряд ли станет основой нефтехимии в России. Потому что этан может оставаться в природном газе, и при наличии системы газопроводов всегда будет более интересная альтернатива его переработке - продажа в качестве энергетического сырья, в том числе на экспорт. Содержание этана в природном газе примерно 4%, для его выделения надо переработать огромное количество газа. Это капиталоемко, гораздо дороже, чем выделение этана из ПНГ. Поэтому у нас в России не будет модели Саудовской Аравии и Ближнего Востока.

Что касается пропана и бутана, то их экспорт возможен только в сжиженном виде, что гораздо менее эффективно. Более интересным и доходным представляется для нас переработка внутри страны. Но тут есть один нюанс. Если мы начнем крупный инвестпроект, в котором в качестве сырья используются пропан и бутан, то можем потерять экспортные рынки по сжиженному углеводородному газу. Этой ситуацией наверняка воспользуются наши конкуренты и увеличат экспортные цены, что разрушительным образом скажется на переработке внутри страны. Поэтому под достаточно долгие, капиталоемкие проекты нам необходим grace period (льготный период – "Эксперт"), скажем семь-десять лет. В течение этого срока введение высоких экспортных пошлин позволит сделать экспорт сжиженных газов непривлекательным, а переработку, наоборот, интересной. Вопрос лишь в том, что государство пока еще не разработало законодательного инструмента по введению таких гарантированных долгосрочных пошлин.

Вот вы сказали, что в Саудовской Аравии сырье для нефтехимии кончается. А у нас с этим как?

Сырье вообще и сырье для нефтехимии - это две разные истории. Просто сырье - это нефть и ПНГ, попутный нефтяной газ. Сырье собственно для нефтехимии - это так называемые мономеры. Полиэтилен производится не из нефти и даже не из ШФЛУ, он производится из мономера — этилена. Ключевой процесс тут - переработка абстрактного сырья, которое всегда имеет альтернативное применение, помимо нефтехимического. Так вот: сырья очень много, однако оно очень плохо конвертируется в базовое нефтехимическое сырье. В первую очередь мало мощностей пиролиза.

На какой мономер делать ставку? В целом потребление в России сейчас по этилену сбалансировано. Грубо говоря, мы производим этого мономера столько, сколько нужно стране. В дальнейшем спрос будет расти, но он будет закрыт мощностями, которые заявлены к строительству уже сегодня. Поэтому дополнительного объема этилена России сейчас не нужно. Но вот спрос на пропилен превышает его предложение. Сырья, пропан-бутана, с избытком хватит для удовлетворения этого спроса. Однако нам не хватает мощностей по переработке этих газов.

В технологическом плане основной источник мономеров — пиролизные печи. В стране, что, мало пиролизных печей?

Именно.

А мы сами пиролизные печи можем строить или надо опять выклянчивать у западных производителей лицензии на их строительство?

Основная проблема пиролиза не в этом, нужен доступный капитал. Пиролиз будет стоить 1000–1500 долларов за тонну мощности. Здесь единичный размер инвестиций очень высок.

В мире пять поставщиков технологий пиролиза — Linde, ABB-Lummus, Technip, Kellogg Brown & Root, Stone & Webster. Все они продают лицензии. Более того, они друг с другом серьезно конкурируют за продажу лицензий. Компания Linde, например, имеет в России даже технологическую экспертизу, что очень важно, потому что перевод западных стандартов в российские — сложная и нетривиальная тема. Сама лицензия стоит копейки — 50 миллионов долларов. Однако завод будет стоить дорого. Высокие температура и давление - нужны компрессоры, охлаждающие мощности. Много железа, сопутствующего оборудования, технологической инфраструктуры.

Так вы новое пиролизное производство в России будете строить?

Возьмемся. Возможно, это будет проект в Тобольске. Но прежде, чем ставить там печь, придется реконструировать продуктопровод ШФЛУ, поставить новые компрессоры и новую газофракционирующую установку. Дальше можем расширить производство полиэтилена и полипропилена.

Еще раз подчеркну: это очень капиталоемко. В 2004 году, когда мы это все затевали, у нас была альтернатива, что строить - новый пиролиз или установку дегидрирования. (В пиролизных печах в условиях высокого давления и температур производится несколько групп мономеров - этилен, пропилен, бензол и др. Меняя параметры и режимы пиролиза, можно регулировать долю выхода того или иного мономера. Установки дегидрирования пропана фактически в условиях комнатной температуры и давления производят только пропилен. Соответственно, оборудование здесь намного дешевле, а вот возможностей реагировать на изменение конъюнктуры рынка намного меньше. – "Эксперт".) Пиролиз для нас оказывался в два с половиной раза дороже. На тот момент мы были не в состоянии взять на себя проект стоимостью шесть миллиардов долларов.

А есть ли в нефтехимии крупнотоннажные технологии, которые дороги именно из-за недоступности или дороговизны лицензий?

Самая известная такая технология — производство изоцианатов для полиуретанов MDI и TDI. Основные компании, которые эти полиуретаны производят, но не продают лицензии, — Dow, BASF, Bayer, Huntsman, Yantai Wanhua. Продает лицензию только одна компания. Называется Chematur. Кстати, мы в России тоже владеем такой труднодоступной технологией — производством бутилкаучуков. Только четыре компании в мире имеют лицензии на это производство: две российские – "Нижнекамскнефтехим" и "СИБУР" и две зарубежные — ExxonMobil и Lanxess.

Но вообще, в нефтехимии, за указанными исключениями, нет ни одной крупнотоннажной технологии, которая из-за стоимости лицензии была бы неэкономична. Обычно все продается. Вот, скажем, крупнейший лицензиар полипропилена, компания Lyondell-Basell, является крупнейшим его производителем. Однако она легко продает лицензии: собственных продаж полипропилена у нее 2 миллиона тонн, а лицензий она реализовала на 15 миллионов тонн. Правда, за свои технологии и маркетинг она обычно просит 25−процентный пакет акций в совместном проекте.

"СИБУР" олицетворяет собой всю российскую нефтехимию. Однако бизнес компании носит явную сырьевую направленность. По сути, вы не являетесь высокотехнологичной химической корпорацией, как все гранды мирового химпрома. Это вас не задевает?

Я концептуально не согласен с тем, что крупные химические компании должны специализироваться на всех переделах. Мировой опыт показывает, скорее, другое. Основа успеха химической компании - наличие у нее технологий в портфеле. Есть очень разные бизнес-модели, и они очень сильно зависят от региона. Если вы посмотрите на десять крупнейших химических компаний мира, то лишь половина из них находится в сегменте специальной химии, где велика доля высокотехнологических разработок. Все остальные близки, в вашем понимании, к сырьевым.

<="">

Нам кажется, что у такой сырьевой экспортной ориентации нет светлого будущего…

Например, в Саудовской Аравии государство регулирует цены на сырье. В результате EBITDA margin у любого производителя базового продукта, например полиэтилена, составляет до 45%. Сейчас государство хочет посадить на саудовскую землю производства по переработке полиэтилена, чтобы решать проблемы занятости. У них очень высокая безработица - треть мужского населения не занята в экономике. Но там государство сталкивается с двумя проблемами. Первая связана с тем, что не все производства по переработке полиэтилена можно там создать, ну невозможно оттуда возить пластиковые тазики в Европу. Вторая связана с тем, что нельзя заставить частные компании снизить цены на базовые продукты, нет экономической выгоды.

Мы в России находимся в той же ситуации, хотя в нефтехимии нет прямого госрегулирования. Дальнейшее углубление переделов случится только в том случае, если это будет иметь экономический смысл. Ведь дело иногда доходит до того, что мы вынуждены финансировать своих потребителей.

Это как?

Расскажу на примере пластиковых бутылок. Какая тут технологическая цепочка? Coca-Сola продает только напиток, в бутылки его разливает смежник - компания-ботлер. В самом лучшем варианте ботлер может выдувать бутылки из преформ. Преформы производит другой поставщик, который, в свою очередь, закупает для этого на рынке сырье - ПЭТФ-гранулы (гранулы полиэтилентерефталата. – "Эксперт"). Последний продукт "СИБУР" уже производит. Что произошло в этой цепочке в ходе кризиса? Потребление газированных напитков, а значит, и пластиковых бутылок упало всего на 5%. Несмотря на это, спрос на наше сырье (ПЭТФ-гранулы) упал на 60%. Оказалось, что производители преформ стали использовать все накопленные запасы. Причина оказалась банальной - у переработчиков наших ПЭТФ-гранул не было возможности получить доступный кредит. В итоге мы их просто профинансировали, дав им на полгода отсрочку и, таким образом, ликвидность. У них же бизнес-цикл 60 дней, быстрая оборачиваемость и возврат.

Интересные вещи вы рассказываете, прямо-таки удивительные. Смахивает на зачатки рыночного кластера, когда между участниками технологической цепочки выстраивается особая инфраструктура, появляются особые отношения и взаимовыручка…

Этот подход мы продвигаем в полимерах и каучуке. Мы видим примеры, когда кто-то переключался на наш продукт, потому что мы шли им навстречу. К примеру, компания "Биаксплен", производитель БОПП-пленки, полностью перешла на наше сырье из Томска, потому что мы продавали его "Биаксплену" в 2008 году дешевле других. Однако в какой-то момент им пришлось отказаться от выпуска части номенклатуры, потому что на нашем продукте они не могли производить некоторые виды пленок. И мы специально меняли производство в Томске, меняли катализатор и часть технологий, для того чтобы производить сырье нужного им свойства. Позже, уже в рамках нашей стратегии в пропиленовом бизнесе, мы купили 50% этой компании.

Так "СИБУР" надо считать сырьевой компанией или уже нет?

Точно не сырьевой, мы все-таки занимаемся переработкой. Просто не надо заставлять нас идти в производство полиэтиленовых тазиков.

Но, наверное, до грандов мирового химпрома мы пока еще не доросли. Сейчас, если посмотреть на наши проекты, то по большей части это адаптация чужих технологий. На это мы тратим основное время, силы и деньги. Мы видим необходимость развивать в России именно те технологии, которые дают возможность значительной переработки нефтехимического сырья. Они помогут исправить существующий дисбаланс его избытка. Это технологии дегидрирования пропана в полипропилен. Это технологии производства полипропилена и поли­этилена с определенными свойствами. Это новые технологии производства ПВХ, основанные на новом мембранном способе производства каустика и хлора.

Полностью интервью Дмитрия Конова читайте в журнале "Эксперт".

Вернуться в раздел