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

Обоснованность позиций

12.07.2012 / 14:44

«Рупек» проводит сравнительный анализ итоговых документов Международного форума «Большая химия» – резолюции, особого мнения холдинга СИБУР и комментариев «Татнефтехиминвест-холдинга».

В начале июня президент Республики Башкортостан Рустэм Хамитов подписал финальный вариант резолюции II Международного форума «Большая химия». Стоит сказать, что положения резолюции разделили не все участники мероприятия. В частности, с особым мнением выступил холдинг СИБУР, что вызвало ответные комментарии «Татнефтехиминвест-холдинга» (ТНХИХ). Со всеми документами – резолюцией форума, особым мнением СИБУРа и комментариями ТНХИХ – можно ознакомиться на сайте «Большой химии».

Сравнительный анализ этих материалов позволяет установить серьезные расхождения между крупнейшими отраслевыми группами во взглядах на текущее положение вещей и перспективы развития российской нефтехимии. Попробуем проанализировать эти расхождения.

Бензин против газов

Первым из них является взгляд на варианты сырьевой ориентации нефтехимии Поволжья. СИБУР убежден, что сырьем текущих и будущих пиролизных производств в ПФО может быть прямогонный бензин местного производства и в меньшей степени – легкие углеводородные смеси с региональных ГПЗ. С точки зрения холдинга, такой подход позволяет предприятиям региона иметь гарантии по сырью на многие годы вперед, избегая зависимости от протяженного транспортного плеча по доставке, а также в больших объемах производить маржинальную продукцию на базе ароматических и диеновых углеводородов.

С такой позицией не согласен «Татнефтехиминвест-холдинг». Аргументация компании вкратце сводится к следующему. Во-первых, пиролизные производства региона еще на этапе своего проектирования были ориентированы на переработку ШФЛУ. Во-вторых, производство нафты, то есть относительно низкомаржинального сырьевого полупродукта, на НПЗ региона может сделать нерентабельной работу этих заводов, поскольку год от года им приходится перерабатывать все более и более тяжелую нефть (главным образом, это касается НПЗ Татарстана). Вместо нафты заводы должны производить «конкурентоспособные на внешних рынках нефтепродукты европейского качества». В-третьих, использование нафты в нефтехимии возможно только за счет соответствующего сокращения ее использования в производстве автомобильных бензинов. В-четвертых, «использование нафты и керосино-газойлевых фракций неконкурентоспособно по сравнению с использованием легких углеводородных фракций».

Попробуем разобраться в проблеме глубже. Действительно, пиролизные комплексы Поволжья изначально проектировались на загрузку ШФЛУ. Но справедливости ради надо добавить, что вообще все российские пиролизы были также ориентированы под легкие смеси. Однако источником этих смесей в подавляющем большинстве случаев должна была быть именно нефтепереработка, а точнее – легкий бензиновый погон с установок первичной переработки нефти, так называемый рефлюкс, по составу практически не отличимый от ШФЛУ. Не случайно из 10 российских пиролизов 7 были изначально агрегированы с нефтеперерабатывающими заводами.

Что касается рентабельности производства нафты. Например, структура производства товарной продукции «ТАИФ-НК» («ТАНЕКО» пока только выходит на производственный режим) весьма далека от ориентации на «конкурентоспособные на внешних рынках нефтепродукты европейского качества». Согласно годовому отчету компании за 2011 год, 60,5% продукции пришлось на сырьевые нефтепродукты: мазут (24,6%), прямогонный бензин (15%), вакуумный газойль (8,4%), печное топливо (7,2%), газовый бензин (5,3%). На товарные топлива пришлось всего 34,5%: автобензины (7,2%), дизельное топливо (23,7%), керосин и реактивное топливо (3,6%). 5% – прочая продукция, включая дорожный битум. Тем не менее, такая структура производства не помешала предприятию в 2011 году иметь почти 16 млрд рублей чистой прибыли, нулевой объем кредитного портфеля и рентабельность продаж 16,3%. Если же говорить про необходимость изъятия нафты из топливного производства для снабжения нефтехимии, то это неверно в корне, поскольку, например, по данным компании «Альянс-Аналитика», в 2011 году суммарное производство сырьевых бензинов (прямогонный, БГС и легкий дистиллят газового конденсата) в России составило 18,4 млн тонн, из которых было экспортировано 13,7 млн тонн, то есть 75%. Понятно, что рост потребления нафты в нефтехимии не несет угрозы для производства товарных автомобильных бензинов, а связан с банальным сокращением экспорта этого сырья.

Аргумент же насчет неконкурентоспособности тяжелого сырья пиролиза перед легким верен лишь отчасти. Тонна прямогонного бензина и аналогичных смесей, действительно, стоит на рынке немного дороже (5–10%), чем тонна, скажем, СПБТ. Однако тут есть важный момент – теоретическая выручка от продаж продуктов пиролиза бензина больше, чем при пиролизе сжиженных газов (потому что больше получается таких ценных продуктов, как бензол или фракция С4). Кроме того, именно ориентация на бензин необходима тем производителям, которые глубоко погружены в интегрированный каучуковый или стирольный бизнес. Поясним эту мысль на примере «Нижнекамскнефтехима». Компания получает бутадиен (дивинил) для дальнейшего производства каучуков двумя способами. Первый – дегидрирование нормального бутана с дальнейшим извлечением дивинила из бутан-бутилен-бутадиеновой фракции. Этим занимается дочернее общество «НКНХ-Дивинил». Мощности по бутадиену – 90 тыс. тонн в год. Вторым способом является как раз извлечение бутадиена из фракции С4 пиролиза. Этот способ можно считать основным, поскольку при номинальной мощности 90 тыс. тонн в год выработка бутадиена уже 6 лет ее превышает. А загрузка «НКНХ-Дивинил», напротив, последние 7 лет на 100% так и не вышла. В 2011 году дегидрированием бутана было получено 82 тыс. тонн дивинила (или 41%), а 117,4 тыс. тонн – из ББФ (59%).

Теперь посмотрим на планы «Нижнекамскнефтехима» по развитию производства бутадиеновых каучуков. По имеющимся у нас данным, к 2020 году компания намерена производить 150 тыс. тонн в год СКД-Н, 34 тыс. тонн СКД-Л и 50 тыс. тонн ДССК. Для этого в качестве сырья потребуется порядка 247 тыс. тонн бутадиена. Вычитаем из этого 90 тыс. тонн получаемого дегидрированием бутана (вряд ли эти мощности будут наращиваться). Итого из фракции С4 пиролиза «Нижнекамскнефтехиму» придется извлекать около 157 тыс. тонн бутадиена.

Согласно ТУ, содержание дивинила во фракции С4 колеблется от 20% до 40%. Будем считать, что это 30%. Итак, чтобы произвести в год 157 тыс. тонн бутадиена в составе фракции С4 пиролиза «Нижнекамскнефтехиму» понадобится одновременно выпускать около 3,3 млн тонн этилена в случае применения в качестве сырья сжиженных газов (СПБТ), 2,3 млн тонн в случае ШФЛУ и всего около 1,6 млн тонн этилена в случае использования прямогонного бензина. Понятно, что первые два варианта находятся за рамками реальности (профинансировать такие проекты российская нефтехимия не в состоянии, кроме того, такой объем этилена на одной площадке избыточен), а вот третий – мощность этиленового комплекса 1,6 млн тонн по этилену – в точности соответствует планам «Нижнекамскнефтехима» по строительству дополнительного «миллионника». Тогда суммарная мощность пиролизных мощностей компании составит как раз около 1,6 млн тонн в год по этилену.

Аналогично ситуация складывается с бензолом. Согласно годовому отчету группы «ТАИФ» за 2010 год, в планах НКНХ в 2020 году выпускать 432 тыс. тонн бензола в год. В случае применения в качестве сырья пиролиза СПБТ или ШФЛУ эквивалентное производство этилена должно составлять немыслимые 4,3 млн и 4,6 млн тонн в год соответственно. В случае с бензином – всего 1,2–1,4 млн тонн в год.

Таким образом, бензин не всегда корректно сравнивать по цене с легкими углеводородами без дополнительного учета характера конечных продуктов, в ряде случаев бензин просто безальтернативен. И это не считая существенной разницы в расходах на доставку бензинов с близлежащих НПЗ и ШФЛУ за 2–3 тыс. км.

Терминологический барьер

Вторым спорным вопросом, по которому российские нефтехимики придерживаются противоречащих взглядов, – это обоснованность (или, напротив, необоснованность) проекта магистрального трубопроводного транспорта ШФЛУ из Западной Сибири в Поволжье. Стоит сказать, что тут разногласия вообще носят терминологический характер. Резолюция форума вместо ранее используемого термина «ШФЛУ-провод «Западная Сибирь – Урал – Поволжье» (ЗСУП) устанавливает новый: «маршрут Ямал – Поволжье».

С точки зрения СИБУРа, вопрос сырьевой загрузки трубопровода далеко не так прост, а задача изыскания и аккумуляции достаточного количества сырья теоретически решаема, но очень сложна и относится к неопределенной временной перспективе. Но даже если гипотетически предположить возможность сырьевой загрузки трубы, непреодолимым препятствием является отсутствие в этом проекте экономического смысла с точки зрения окупаемости инвестиций при более или менее приемлемом тарифе. То есть СИБУР и не против этого проекта, но сомневается в возможности его реализации.

Такая позиция компании обусловлена тем, что, во-первых, имея газоперерабатывающие предприятия в ЯНАО и ХМАО, СИБУР прекрасно знает ситуацию с переработкой ПНГ в ШФЛУ. Глава холдинга Дмитрий Конов не раз публично заявлял о том, что уже в ближайшей перспективе в регионе проявится определенный потолок доступного для переработки попутного газа, то есть тех объемов ПНГ, которые по чисто технологическим или экономическим соображениям могут быть вовлечены в переработку. Что же касается легких углеводородов от переработки природного газа и газового конденсата, то ранее «Рупек» уже анализировал этот вопрос. И пришел к выводу, что практически все более или менее реальные проекты в горизонте 4-5 лет также попадают в сферу интересов СИБУРа, и соответствующие объемы ШФЛУ и СУГ компанией законтрактованы для сырьевого обеспечения проектов на тобольской площадке. Однако в своих комментариях «Татнефтехиминвест-холдинг» ссылается на слова президента Башкирии Рустэма Хамитова, который говорит о «разведанных запасах ШФЛУ» и о том, что «постоянно разведываются новые скважины». Кроме того, отмечается, что в рамках подписанного трехстороннего протокола о намерениях между ЯНАО, Татарстаном и Башкортостаном автономный округ намерен организовать оценку ресурсов ШФЛУ.

Очевидна простая разница в понимании терминов. Попутный нефтяной газ, о котором, очевидно, говорит Рустэм Хамитов и ресурсы которого намерен определить ЯНАО, – это вовсе не то же самое, что ШФЛУ, их разделяет один технологический передел. И если оперировать термином «ресурсы ШФЛУ», то тут надо говорить не о скважинах, а о газоперерабатывающих заводах для переработки попутного газа, природного газа и газового конденсата. И именно с этим в ЯНАО проблемы.

Трубная экономика

Если теоретически предположить, что все-таки удастся изыскать требуемые объемы сырья для загрузки магистрального продуктопровода, то встает вопрос с экономикой этого проекта.

Ключевым вопросом являются цены. Сегодня действительно и ШФЛУ, и СУГ стоят немного дешевле, чем прямогонный бензин. Однако возникает вопрос, а выиграет ли с точки зрения тарифа трубопроводная доставка углеводородных смесей из регионов добычи в Поволжье (с учетом возврата инвестиций) у железнодорожного пути.

Для начала определимся с базовой стоимостью сырья в двух интересующих нас точках, например, в Уренгое и Нижнекамске. Не секрет, что стоимость сжиженных газов и смесей типа ШФЛУ для нефтехимии формируется по принципу экспортной альтернативы (хотя реальная цена внутреннего рынка всегда премиальнее). Она рассчитывается таким образом: берется референтная котировка на внешнем рынке, из нее вычитается значение экспортной пошлины и полных транспортных затрат. Например, тонна смеси СПБТ на базисе DAF Брест 4 июля стоила порядка $635. Величина июльской экспортной пошлины на СУГ – $133 за тонну. Величина полных затрат на железнодорожную доставку тонны СПБТ из Уренгоя в Брест – порядка $285–290 (подвагонная отправка с возвратом «порожняка», по курсу 32,2 рубля за $1, без НДС). Таким образом, условная цена тонны СПБТ в Уренгое, рассчитанная по экспортной альтернативе, составляет $212. Аналогично, цена тонны СПБТ в Нижнекамске составляет $285. Разница в этих ценах – $73 – как раз и отображает затраты на железнодорожную доставку СУГ из Уренгоя (регион добычи сырья) в Нижнекамск (регион переработки). Реальный железнодорожный тариф даже больше – около $77 за тонну (без НДС, с возвратом порожних вагонов) плюс затраты на аренду подвижного состава (порядка $30–35 на тонну). Именно на такую величину нефтехимическое сырье в Поволжье дороже, чем на Ямале.

Понятно, что стоимость трубопроводной доставки ШФЛУ должна быть меньше стоимости железнодорожной, иначе это обессмысливает проект. Попробуем приблизительно оценить, каким должен быть тариф на прокачку тонны ШФЛУ для окупаемости проекта.

Обсудим исходные данные. Маршрут трубопровода и его протяженность возьмем из презентации «Разработка технико-экономического обоснования строительства системы продуктопроводов ШФЛУ «Западная Сибирь – Урал – Поволжье», представленной на форуме «Большая химия 2012» председателем правления ПАО «Укргазпроект» Любомиром Чабановичем. Общая протяженность «северного» (более короткого) варианта маршрута трубопровода должна составлять 2845,1 км, содержать одну головную насосную станцию и 8 промежуточных.

Как оценить капитальные затраты? По словам генерального директора СИБУРа Дмитрия Конова, стоимость строительства 1 км продуктопровода ШФЛУ составляет $2,5 млн. Доверять этой оценке можно потому, что СИБУР сейчас сам завершил проектирование продуктопроводной системы для транспортировки ШФЛУ, причем участок «Юг» от Южного Балыка до Тобольска должен иметь мощность порядка 8 млн тонн в год – аналогично проекту «Западная Сибирь – Урал – Поволжье». Разница лишь в протяженности и количестве насосных станций. При этом существуют оценки, что стоимость продуктопровода в Поволжье может быть на 20–40% выше из-за большего количества водных переходов, пересечений с автомобильными и железными дорогами, а также большей заселенности территорий, по которым пройдет труба. С другой стороны, значительная часть маршрута продуктопровода ЗСУП проходит по менее суровым с климатической точки зрения местностям, что может удешевить строительство. Поэтому оставим оценку в $2,5 млн на 1 км трассы неизменной. Тогда общие капитальные затраты в проект ШФЛУ-провода «Западная Сибирь – Урал – Поволжье» должны составлять $7,11 млрд (более 210 млрд рублей, это существенно расходится с оценкой, которую приводит в своей презентации Л. Чабанович – 95–100 млрд рублей).

Теперь оценим возможные эксплуатационные затраты. По словам нашего источника в одной из проектных организаций, с которым мы обсуждали экономику продуктопроводных проектов, операционные затраты в текущих ценах на эксплуатацию линейной части и головной насосной станции трубопровода не превысят 500 млн рублей в год, зато каждая насосная станция обойдется в порядка 150 млн в год. Кроме того, эксплуатация трубопроводов требует затрат на текущий ремонт, стоимость которого составляет порядка 0,5% от капитальных затрат и страхования (порядка 1% от капитальных вложений). Поэтому годовые операционные затраты положим равными 5,12 млрд рублей, или $158,4 млн (курс $1=32,9 рубля).

Единственной доходной частью этого проекта может быть тариф за прокачку ШФЛУ. Если просто поделить капитальные затраты, скажем, на 20 лет и мощность трубопровода и учесть годовые операционные затраты, то тариф этот должен составлять не менее $73 за тонну при мощности 7 млн тонн в год или не менее $51 при мощности 10 млн тонн в год. Значения, уже сопоставимые с железнодорожными перевозками. Но это без учета дисконтирования, амортизации, налогов и инфляции.

Теперь учтем дисконтирование со ставкой, скажем, 13%, амортизацию по линейной схеме до нулевой остаточной стоимости со сроком службы 25 лет, налоги на прибыль и имущество (опять-таки без учета инфляции). В этом случае, если принять оптимистичный вариант, при котором инвестиции будут осуществлены за 3 периода, NPV проекта за 20 лет станет нулевым (то есть дисконтированный срок окупаемости – 20 лет) только при тарифе $234,5 за тонну при мощности в 7 млн тонн в год или $164,2 при мощности в 10 млн тонн в год (без учета индексации тарифа). Эти значения заметно превышают стоимость железнодорожной перевозки ШФЛУ из Ямала в Поволжье. В итоге, необходимость окупить колоссальные инвестиции может привести к тому, что доставленная этим трубопроводом тонна ШФЛУ может превысить в цене стоимость местного прямогонного бензина.

Пересечения

В чем нефтехимики сходятся, так это в необходимости решения более актуального вопроса – пропускной способности железных дорог России для перевозки нефтехимического сырья. «Татнефтехиминвест-холдинг» отмечает, что эта проблема в большей степени актуальна для ЯНАО и ХМАО, нежели для Поволжья, где «узкие места» возникают в основном на призаводских путях и станциях. СИБУР проблемы железной дороги в Западной Сибири частично обходит через проектирование и строительство собственного магистрального трубопровода «Пуровск – Тобольск».

Еще одной точкой соприкосновения нефтехимиков является готовность СИБУРа участвовать в деятельности рабочей группы по разработке ТЭО проекта ЗСУП, или «Ямал – Поволжье». Напомним, согласно трехстороннему протоколу о намерениях ТЭО должно быть разработано до 30 апреля 2013 года. «Татнефтехиминвест-холдинг» отмечает высокую степень компетентности проектного института СИБУРа «НИПИГАЗпереработка» как в вопросах сырьевой базы Западной Сибири, так и проектирования продуктопроводов. Кстати, недавно институт выполнил инженерно-геологические и инженерно-геодезические изыскания под строительство продуктопровода «Южный Балык – Тобольск» и сдал документы в Главгосэкспертизу. Так что, какими бы разными ни были взгляды российских нефтехимиков на вопросы сырья и его транспорта, развитию отрасли это, в общем-то, не мешает.

Вернуться в раздел