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

Балтийская нефтехимия?

11.02.2013 / 23:24

ОАО «Компания Усть-Луга» в рамках проекта комплексного развития одноименного морского порта и прилегающей территории разработала концепцию формирования индустриальной зоны, где основными производствами рассматриваются нефтепереработка и нефтехимия. Однако варианты сырьевого обеспечения комплекса по-прежнему туманны.

Идея создания нефтехимических мощностей на Балтике далеко не нова. В последние годы условный термин «Балтийский нефтехимический комплекс» прочно обосновался в отраслевых дискуссиях и вслед за стратегическими изысканиями холдинга СИБУР и «Газпрома» перекочевал в государственный «План 2030». Согласно ему, основными вариантами сырьевого обеспечения комплекса могут стать два альтернативных варианта. Первый («ТрансВалГаз») предполагает использование существующей магистральной газопроводной инфраструктуры коридора Уренгой-Грязовец с выделением нитки под автономный транспорт «жирного» газа до Череповца, где должен размещаться газоперерабатывающий завод. Он будет выделять компоненты С2+ (в «Плане» носит название «этан-пропан-бутан-конденсатной фракции»), метан сдавать в газопровод для дальнейшей прокачки по традиционным маршрутам, а легкие углеводороды подавать по продуктопроводу к побережью Балтийского моря. Второй вариант («Хорда») предполагает аккумуляцию сырья (в форме ШФЛУ) с существующих и перспективных газоперерабатывающих заводов в Западной Сибири и транспорт его по специально построенному продуктопроводу до Балтики. Соответственно, конфигурация самого комплекса согласно «Плану» будет зависеть от вариантов снабжения. В первом случае основой может стать олефиновый комплекс мощностью до 2,2 млн тонн в год по этилену и сопутствующие производства, во втором – пиролиз на 1,4 млн этилена в год. Возможен вариант организации обоих вариантов доставки сырья и соответственно конфигурирование Балтийского ГХК в две очереди.

Впрочем, со времен создания «Плана» реалии российской нефтехимии существенно изменились. СИБУР, в свое время работавший над идеей «Хорды», на практике приступил к строительству ШФЛУ-провода не на запад, а на юг, уводя и все перспективные объемы сырья на площадку в Тобольске. Тем самым, фактически, отказавшись от «Хорды». Что касается «ТрансВалГаза», проекта более выгодного в связи с возможностью использования уже построенной инфраструктуры, то по этой идее пока нет решения собственника большей части ресурса («жирного» газа) и газопроводов по возможности выделения ниток под «жирный» газ, а также организации его отдельного сбора на месторождениях. Так что можно констатировать, что масштабное нефтехимическое производство у северо-западных портов России остается пока не более чем концепцией.

Припортовая промзона

Однако вполне очевидные преимущества размещения нефтехимических мощностей у европейского моря не дают идее окончательно умереть. В декабре прошлого года «Компания Усть-Луга» - заказчик-застройщик одноименного порта, - сообщила, что получила в аренду «земельные участки для выполнения изыскательских работ под размещение объектов индустриальной зоны, прилегающей к Морскому торговому порту Усть-Луга». Речь идет о 2542 га земли, предусмотренных под промышленную застройку в рамках проекта «Комплексное развитие Морского торгового порта Усть-Луга и прилегающей территории» (КРТ). Причем, как говорится в релизе девелопера, «предполагается, что основными инвесторами станут компании, занимающиеся глубокой переработкой углеводородов». Концепция индустриальной зоны в рамках проекта КРТ была совместно разработана «Компанией Усть-Луга» и немецкой консалтинговой группой Roland Berger Strategy Consultants. Решением правительства он признан приоритетным инвестиционным проектом Северо-Западного федерального округа и включен в стратегию социально-экономического развития Ленинградской области до 2020 года. Согласно концепции, Индустриальная зона должна размещать более 50 производств, главными из которых будут предприятия нефтеперерабатывающего и нефтехимического профиля, а именно НПЗ, пиролиз на прямогонном бензине с полимерными комплексами, а также два отдельных пиролиза на этане и сжиженных газах:

2.jpg

Источник: «Компания Усть-Луга»

По словам представителя девелопера, в разработке концепции российские и зарубежные нефтегазовые и химические компании принимали участие в форме экспертных интервью, с некоторыми заключены предварительные соглашения: «Ожидаем приход первого «профильного» инвестора на территорию в 2014-2015 годы. Пока действуем в рамках заключенных меморандумов о сотрудничестве». На вопрос «Рупека» о формате функционирования этой территории в компании ответили, что Индустриальная зона будет представлять собой «скорее совокупность индустриальных парков с создаваемой инженерно-транспортной и социально-бытовой инфраструктурой, единой сервисной моделью, управляемая одной компанией».

Как сообщили «Рупеку» в «Компании Усть-Луга», источниками сырья для производств Индустриальной зоны может быть трубопроводная система БТС-2, запущенная в марте прошлого года. Также изучаются возможности строительства ответвлений от перспективных ниток газопроводного проекта Nord Stream. Не исключаются также надежды на реализацию «ТрансВалГаза» с доставкой сырья из Череповца. Что касается природного газа для топливных или газохимических нужд, то, по информации компании, достигнуты принципиальные договоренности с «Газпромом» о возможности увеличения поставок. Ссылаясь на председателя комитета по топливно-энергетическому комплексу Ленинградской области Андрея Бондарчука, «Рупеку» сообщили, что «потребности в газоснабжении промзоны порта Усть-Луга можно обеспечить, реконструировав газопровод «Кохтла-Ярве – Ленинград» и построив его новую ветку увеличенного сечения. Однако, для этого необходимы конкретные запросы на потребление газа от инвесторов-резидентов индустриальной зоны».

Исторические параллели

Из этой группы соображений касательно сырья для нефтехимии более или менее реальной выглядит только мысль с использованием БТС-2. Действительно, раз уж сырая нефть пришла в Усть-Лугу, а концепция Индустриальной зоны предполагает создание НПЗ, то вполне можно ориентироваться на прямогонный бензин, как сырье нефтехимии. Производимые же попутно мазут и товарное дизельное топливо – востребованные экспортные продукты. Не случайно к концепции Индустриальной зоны комплекс пиролиза нафты спарен с НПЗ, а комплексы на СУГ и этане вынесены в отдельный блок.

Впрочем, слабые места есть и у этой идеи. Наиболее ярко это видно на примере проектов прошлых лет, которые также пытались развивать нефтепереработку и нефтехимию, ориентируясь на нефть БТС-2.

Еще в феврале 2004 года петербургская фирма «Амерол-Экотех» (позднее переименованная в «Кингисеппский нефтехимический комплекс») подала заявку на строительство на территории бывшего предприятия по добыче и обогащению фосфоритов нефтеперерабатывающего завода мощностью 12 млн тонн в год. В начале 2007 года была подана заявка на подключение к еще проектируемой в то время магистрали БТС-2. В разработке ТЭО и проектировании комплекса принимали участие «ВНИПИнефть» и Shell Global Solutions (Eastern Europe) B. V. Предполагалось, что в окончательной конфигурации комплекс будет ежегодно производить 1,86 млн тонн реактивного топлива, 6 млн тонн дизельного топлива, 1,06 млн тонн полиэтилена, 567 тыс. тонн полипропилена, 329 тыс. тонн полистирола, 153 тыс. тонн серы и ряд других продуктов. Запуск предполагалось осуществить тремя очередями: первичный блок, комплексная установка гидрокрекинга и нефтехимический комплекс. Предполагалось также построить отвод от БТС-2 протяженностью 5 км с пунктом сдачи-приема нефти, береговую базу хранения в порту и расширить близлежащую железнодорожную станцию Сала. Инвестиции оценивались в $10 млрд. Причем договоренности с пулом иностранных и российских банков были достигнуты и подтверждались в течение нескольких лет.

Но «Транснефть» подключение не согласовала. В этом ее поддержало Минэнерго, аргументировав тем, что инвестор должен иметь конкретные договоренности с поставщиками нефти на 3 года вперед. Разумеется, заключить такие соглашения «Кингисеппский нефтехимический комплекс» не смог: 12 млн тонн – значительный, а главное, дорогой объем. Инвестор изменил тактику, предлагая подключиться к нефтепроводу не на трассе, а на конечном пункте сдачи нефти уже на территории терминала с тем, чтобы выкупать у нефтяников сырье на тех же условиях, что и зарубежные клиенты и трейдеры. Только переваливать ее не на суда, а отправлять по отводу на завод. Была и идея перерабатывать нефть на условиях процессинга. Но и эти подходы не устроили «Транснефть» и Минэнерго. Даже ФАС, куда в 2009 году обратился инвестор с жалобой на монополию и министерство, закрыло разбирательство после принятия правительством постановления «Правила подключения нефтеперерабатывающих заводов к магистральным нефтепроводам», где фиксировалась необходимость НПЗ иметь контракты с поставщиками нефти, чтобы получить подключение к трубопроводам.

Сырьевые альтернативы

Анализ причин отказа ведомств подключать перспективный завод позволяет сделать ряд важных выводов, которые относятся в целом к ситуации, когда экспортные объемы сырой нефти предлагается не перевалить на танкера, а переработать.

Мы считаем, что для государства с точки зрения объемов собираемых вывозных пошлин экспорт сырой нефти существенно выгоднее, чем экспорт продуктов ее переработки (поскольку понятно, что нефтехимические производства в портах будут ориентированы на экспорт). А потому оно будет стараться блокировать любые попытки оттянуть часть нефти из экспортных каналов в переработку. Это легко установить, если на примере линейки продуктов Кингисеппского нефтехимического комплекса сопоставить объемы таможенных сборов при вывозе сырой нефти и продуктов переработки. При текущих (январских) ставках вывозных пошлин на нефть и нефтепродукты, а также текущих ставках на полимеры и текущих цен на них получается, что при экспорте 12 млн тонн сырой нефти государство получает $4,75 млрд в виде пошлин, а при экспорте продуктов только порядка $2,3 млрд, то есть в два раза меньше.

Именно поэтому мы считаем, что ориентация на объемы из БТС-2, как на сырье для нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств Индустриальной зоны уязвимо именно в вопросе получения разрешение на подключение.

Впрочем, отказ от БТС-2 как источника сырья вовсе не означает, что аккумулировать нефтяное сырье для переработки в Индустриальной зоне невозможно. Во-первых, в Ленинградской области действуют как минимум два мини-НПЗ, производящие прямогонный бензин. Это «СибРосьПереработка» (мощность по разным данным менее 100 тыс. тонн в год по нефти) в районе Гатчины и заработавший в конце 2011 года «Волховнефтехим», мощностью 0,5 млн тонн и планами по расширению. Во-вторых, источником сырья может быть «Киришинефтеоргсинтез». Завод производит в частности бензин для промышленных целей, вакуумный газойль, нефрасы, сжиженные газы (СПБТ, бутан, изо-бутан, фракции пентана и изо-пентана). В 2011 году суммарное производство нефтехимического сырья превысило 500 тыс. тонн.

В-третьих, в ближайшее время «НОВАТЭК» завершает проект создания в порту Усть-Луга комплекса по перевалке углеводородов, в состав которого входит установка первичной разгонки газового конденсата. По сообщению «НОВАТЭКа», установка будет вводиться двумя очередями по 3 млн тонн в год каждая, а суммарный выход на ней легкой и тяжелой нафты 73%, то есть около 4,3-4,4 млн тонн в год. Как нам кажется, приобретение части этого сырья на условиях, которые были бы выгодны «НОВАТЭКу» как экспортеру вполне возможно. Однако, как сообщили «Рупеку» в «Компании Усть-Луга», «вопрос использования сырья, производимого в Ленинградской области, до настоящего времени не использовался, в будущем возможна проработка».

Альтернатива экспорту

Ну а самый простой, лежащий на поверхности, вариант загрузки нефтехимического блока производств Индустриальной зоны заключается в перехвате тех объемов легких углеводородов, которые уже сейчас едут на экспорт в порты Ленинградской области, Финляндии и Прибалтики. Так по данным «Альянс-Аналитики» в 2011 году через Высоцк, Ригу, Вентспилс и в направлении Финляндии российскими нефтеперерабатывающими предприятиями было экспортировано около 1 млн тонн нафты. Если же сюда добавить остальные порты Северо-Западного региона (Калининград, Светлый, Балтийск, Архангельск, Мурманск, Витино), то это уже 3,2 млн тонн промышленных бензиновых фракций с 14 НПЗ по всей стране. Очевидно, что при сохранении ценовых принципов экспортной альтернативы производства Индустриальной зоны могут привлечь эти объемы к себе, а наличие экспортной пошлины в 90% сделает это сырье более дешевым, чем у нефтехимических предприятий Европы.

Тоже самое касается и сжиженных газов. На одну только Финляндию без учета объемов СИБУРа в 2011 году уехало порядка 350 тыс. тонн СУГ. А строительство терминала по перевалке газов в порту Усть-Луга показывает, что железнодорожная доставка в этот регион вполне имеет экономический смысл. Что же в таком случае может мешать нефтехимическим производствам Индустриальной зоны получать СУГ «на колесах»? Тем более, что РЖД занимается расширением внешних железнодорожных подходов к порту по маршруту Мга – Гатчина – Веймарн – Усть-Луга.

Конечно, перечисленные выше варианты сырьевой загрузки нефтехимических мощностей на Балтике сопряжены с определенными рисками, выражающимися зависимостью от десятков различных поставщиков. Да и железнодорожная доставка сырья порой из очень отдаленных точек России снижается экономическую привлекательность его переработки. Но тут стоит сказать, что «лоскутной» загрузкой своих мощностей занимаются очень многие предприятия нефтехимического комплекса России и успешно работают.

Вернуться в раздел