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

Арабский стиль

16.02.2014 / 13:40

Казахстан развивает нефтехимию по модели Ближнего Востока

Сегмент полипропилена в последнее время остается в центре внимания. Связано это в первую очередь со знаковыми для всей постсоветской нефтехимии запусками крупных производств в Омске и Тобольске. Влияние этих событий на российский рынок значительно – согласно итоговой статистике «Маркет Репорт» за 2013 год, импорт полипропилена сократился на 21%. В отраслевом сообществе уже мало кто сомневается, что полипропилен станет первым отечественным полимером экспортной ориентации.

Но до недавнего времени казалось, что на основном целевом внешнем рынке для российских полиолефинов – в Китае, - конкуренцию нашим поставщикам будут оказывать только производители с Ближнего Востока. Именно с компаниями из региона Персидского залива мы привыкли сравнивать нашу конкурентоспособность в смысле издержек на производство полиэтилена и полипропилена, с ними же – делить виртуальные рыночные ниши в Азии.

Однако помимо России на постсоветском пространстве к пониманию важности развития глубокой переработки углеводородного сырья пришли и наши южные соседи – партнеры по СНГ. Обладая мощнейшим ресурсным потенциалом, часто более низкой, нежели в России, себестоимостью нефти и газа, широкой поддержкой со стороны государственной власти, не будучи при этом в заложниках советского инфраструктурного и производственного наследия, а реализуя проекты с нуля, привлекая крупнейших мировых игроков в качестве партнеров, лицензиаров и подрядчиков, эти страны готовы в ближайшем будущем вмешаться в баланс торговли полимерами в Азии. Ранее «Рупек» рассказывал о проектах Узбекистана в области нефтегазохимии. Сейчас речь пойдет о Казахстане.

Некуда деваться

Как и в случае с узбекским проектом газохимического комплекса на базе газоконденсатного месторождения Сургиль, Казахстан ориентирован на построение нефтехимии на базе легкого газового сырья, источником которого должно стать уникальное по запасам, сложности геологического строения и капиталоемкости освоения нефтяное месторождение Тенгиз в западной части страны. Иных альтернатив у республики по сути нет – несмотря на достаточно высокие показали добычи нефти и газового конденсата (81,7 млн тонн в 2013 году, то есть на душу населения Казахстан добывает больше жидких углеводородов, чем Россия), нефтепереработка развита крайне слабо: в стране действует всего 3 НПЗ, которые в 2013 году переработали 14,4 млн тонн нефти – менее 18% от объема ее добычи.

Задуматься об увеличении глубины переработки легких углеводородов Казахстан заставляют, скорее всего, и другие обстоятельства, связанные с деятельностью оператора разработки Тенгиза консорциума «Тенгизшевройл» (ТШО, 50% у Chevron, 25% - ExxonMobil, 20% - государственной «КазМунайГаз», 5% - российского «ЛУКЙОЛ»).

ТШО производит три основных вида энергетической продукции: нефть, сухой газ и сжиженные углеводородные газы. С транспортировкой жидкой продукции у ТШО проблем нет – основная часть ее уходит по трубопроводной системе «Каспийского трубопроводного консорциума» (КТК) на перевалку в Новороссийске. Сухой газ по трубопроводу Тенгиз – Кульсары имеет выход на магистральную систему «Средняя Азия – Центр», что позволяет реализовывать его как на внутреннем рынке, так и на экспорт. Система же вывоза сжиженных газов – наиболее сложная и затратная. СУГ отгружаются на железнодорожный транспорт и транзитом через территорию России и Украины следуют на перевалку на черноморские терминалы. Протяженность этого маршрута составляет 2,3-2,5 тыс. км в зависимости от порта назначения, что в условиях высоких транзитных тарифов не очень выгодно производителю.

Кроме того, фактически безальтернативная привязка к терминалам перевалки СУГ в Украине ограничивает потенциальные рынки реализации казахстанских сжиженных газов, замыкая их, по сути, в акватории Черного моря и ближайшего Средиземноморья. В то время как основная мировая торговля сжиженными газами складывается все же в северо-западной Европе. Кроме того, до недавнего времени украинские терминалы могли переваливать только смесевые СУГ, премиальность которых уступает индивидуальным газам.

TCOProduction.jpg

Таким образом, ТШО, обладая значительным объемом производства СУГ, по инфраструктурным причинам не мог извлекать максимум прибыли из их реализации. В этой ситуации переработка сжиженных газов в продукцию с более высокой добавленной стоимостью и при этом более универсальную в транспортировке – вполне логичное решение. Кроме того, осенью 2013 года Астана утвердила «Проект будущего расширения», нацеленный на увеличение добычного потенциала Тенгиза до 38 млн тонн в год. Предполагается, что проект будет реализован к 2019 году. Можно ожидать, что производство СУГ вырастет пропорционально, до 1,9-2 млн тонн в год.

Взять, что есть

Амбициозный проект под названием «Строительство интегрированного газохимического комплекса в Атырауской области» на базе сырья Тенгиза структурирован в два этапа с двумя различными операторами. Первая фаза проекта – создание производства полипропилена, - реализуется компанией ТОО Kazakhstan Petrochemical IndustriesInc. (KPI). Ее контролирующим акционером (51%) является ТОО «Объединенная химическая компания» (ОХК), полностью принадлежащая государственному инвестиционному фонду АО «Фонд национального благосостояния «Самрук-Қазына». Партнером ОХК по первой фазе интегрированного комплекса является АО SAT&Company - многопрофильный холдинг, интересы которого сосредоточены на проектах в металлургии и химии. По некоторым, впрочем, непроверенным сведениям, SAT&Company также представляет интересы и капитал государства.

Точкой размещения комплекса выбрана станция Карабатан в 40 км к северо-востоку от Атырау. Карабатан – новая промышленная площадка, активно развивающаяся в рамках проекта освоения шельфового гиганта месторождения Кашаган. В Карабатне размещаются заводы по подготовке нефти, очистке газа от серы и обратной его закачке в пласты. Кроме того, в Карабатане находятся производственные объекты трубопровода КТК.

Первая фаза проекта интегрированного нефтехимического комплекса предполагает создание установок дегидрирования пропана и производства полипропилена мощностью 500 тыс. тонн в год. Лицензиаром обеих установок в апреле 2011 года была выбрана компания Lummus Technology, она же получила контракт на базовый инжиниринг по этим объектам. В марте того же года в ходе визита президента Казахстана в Китай было подписано кредитное соглашение между KPI и Экспортно-импортным банком Китая на открытие линии в $1,38 млрд. В июне 2013 года EPC-контракт на создание установок дегидрирования пропана и полимеризации выиграла компания Sinopec Engineering. Группа Sinopec выступит также офф-тейкером существенной части продукции завода.

Поставки пропана обеспечит ТШО, доставка от станции Тенгиз до станции Карабатан будет осуществляться по железной дороге (около 250 км). Это позволит ТШО снять с неэффективных экспортных направлений около половины от текущего производства СУГ. Базовые коммерческие условия поставок пропана на объекты первой фазы проекта были согласованы между KPI и ТШО еще в марте 2011 года.

По оценке фонда «Самрук-Қазына» на лето 2013 года, размер инвестиций в объекты первой фазы проекта и часть объектов ОЗХ составлял $2,03 млрд, из них порядка $500 млн – капитал акционеров проекта, остальное – заемные средства. В текущий момент в целом завершена планировка площадки, строительство основных объектов автодорожной и железнодорожной инфраструктуры, электросетевого хозяйства. Проект выходит на заключение контрактов на изготовление основного оборудования с длительным сроком исполнения и начало строительно-монтажных работ. Ввод объектов первой фазы в эксплуатацию формально намечен на 2015 год, но, скорее всего, сроки эти будут скорректированы.

Получить, чего нет

Газ Тенгиза очень жирный. По данным Комитета геологии и недропользования Министерства индустрии и новых технологий Казахстана, содержание метана в нем составляет всего 54%, в то время как доля этана доходит до 13%, пропана – 6,9%, суммарных бутанов – 3,9%. В текущей производственной конфигурации промысла этан не выделяется из ПНГ Тенгиза и уходит на реализацию в составе сухого газа. При этом при сегодняшнем уровне потенциал производства этана превышает 1 млн тонн в год. Вторая фаза проекта интегрированного комплекса – производство полиэтилена, - нацелена именно на это сырье. Она реализуется компанией ТОО KLPE. Ее иностранным участником является корейская LG Chem (50%), партнерами выступают те же SAT&Company (25%) и ОХК (25%).

В рамках второй фазы предполагается создание газоперерабатывающей установки на Тенгизе, позволяющей выделять этан из товарного потока сухого газа, этанопровода до площадки размещения комплекса в окрестностях станции Карабатан протяженностью около 200 км, комплекса пиролиза этана мощностью 833 тыс. тонн в год по этилену, двух установок полимеризации по 400 тыс. тонн в год каждая, установки производства бутена-1 мощностью 33 тыс. тонн в год для выпуска линейных марок полиэтилена.

В сентябре 2013 года KLPE заключил EPC-контракт с консорциумом, состоящим из компаний Petrofac (Великобритания), Linde AG (Германия) и GS Engineering&ConstructionCorporation (Южная Корея). По сведениям источника «Рупека» в компании-участнике консорциума, Petrofac будет заниматься газоперерабатывающей установкой, Linde – установкой пиролиза этана, GS – объектами ОЗХ и хозяйственно-бытовыми объектами на период строительства («городок строителей»). Лицензиаром установки димеризации этилена с получением бутена-1 выступит компания Axens, установок полимеризации этилена – Univation Technologies.

По оценке фонда «Самрук-Қазына», стоимость проекта составляет $4,15 млрд, из которых собственные средства акционеров должны составить $1,24 млрд. Остальное планируется привлечь по схеме проектного финансирования с участием южнокорейских экспортно-кредитных агентств K-SURE и K-EXIM. Разрешить вопросы финансирования проекта планируется весной 2014 года, примерно тогда же приступить к работам на площадках. Ввод объектов второй фазы в эксплуатацию опять таки формально намечен на 2016 год, но темп прогресса проекта дает основания ожидать корректировки прогноза по вводу комплекса.

Госкапитализм как двигатель

Итак, Атырауский интегрированный проект предполагает создание производств полипропилена и полиэтилена мощностью 500 тыс. тонн в год и 800 тыс. тонн в год. Для Казахстана, страны с численностью населения в 8 раз меньшей, чем в России, подобные мощности для нужд внутреннего рынка мягко говоря избыточны. Если взять характерные для нашей страны показатели потребления полимеров на душу населения, то емкость внутреннего рынка Казахстана по полиэтилену можно оценить в 230-240 тыс. тонн в год, по полипропилену – 100-110 тыс. тонн в год. Таким образом, республика рассчитывает использовать свои конкурентные преимущества заведомо для выхода на экспортные рынки. Учитывая же сырьевой потенциал страны, удаленность от мировой торговли нефтехимическим сырьем (что дает низкие локальные цены по принципу экспортного паритета), дешевизну рабочей силы и энергетики и стимулирующую политику государства, стоит ожидать высокой конкурентоспособности казахстанских проектов по издержкам. И соревноваться с ними российским производителям придется на одних и тех же внешних рынках.

Попробуем сравнить проект интегрированного нефтехимического комплекса в Атырауской области с имеющимися аналогами в России и проанализировать его структуру.

Первая фаза проекта очень похожа на реализованный в прошлом году СИБУРом проект «Тобольск-Полимер». Совпадают и мощности производства, и сырье (пропан из ПНГ), и технология получения мономера (дегидрирование) и даже порядок потребных инвестиций. Есть, однако, и небольшое различие: в проекте СИБУРа исключен железнодорожный транспорт пропана, в проекте KPI он присутствует, хотя и с относительно небольшим плечом. В пользу конкурентоспособности российского проекта также играет несколько большее (около 600 км) расстояние до точки ценообразования на сырье (белорусско-польская граница), традиционно используемая для расчета локальной стоимости сырья по принципу экспортного паритета. В пользу конкурентоспособности казахстанского – несколько меньший (по текущей оценке) размер инвестиций.

Вторую же фазу проекта Атырауского интегрированного комплекса сравнить с какими-то существующими российскими производствами сложнее. Масштабных проектов по довыделению этана из потока товарного сухого газа, получаемого переработкой ПНГ, в России нет. Среди проектов локального характера можно отметить реконструкцию Миннибаевского ГПЗ с увеличением производства этана в 2010 году. Да и в целом нефтехимия на этане в России почти не развивается: среди всего многообразия масштабных проектов в отрасли чисто этановой можно считать только инициативу «Газпрома» и СИБУРа по созданию спаренного производства ГПЗ-ГХК в Белогорске. Впрочем, это пока лишь только идея.

Что касается модели проекта Атырауского интегрированного комплекса, она в целом похожа на нефтехимический проект в Узбекистане и, кажется, является одной из вариаций базовой модели, с успехом применяемой на Ближнем Востоке. Речь идет о партнерстве государственного капитала в лице госкомпаний с иностранными партнерами, которые либо выступают соинвесторами проекта, привлекая свои национальные финансовые институты в качестве источника заемных средств, и свои национальные инжиниринговые и сервисные компании для участия в реализации проектов, либо выступают контракторами полного цикла, также привлекая банки-соотечественники. Подобное международное сотрудничество, во-первых, открывает для местных госкомпаний доступ к компетенциям в области управления проектами, выход на рынки лучших мировых технологий, инжиниринга и заемных средств, а во вторых обеспечивает будущие производства каналами экспорта продукции. Иностранные же партнеры получают доступ к дешевому сырью и эффективной по издержкам нефтехимической продукции для продаж на своих или сопредельных рынках, а также обеспечивают заказами национальные сервисные и технологические компании.

Стоит отметить, что в России подобные весьма эффективные схемы международного сотрудничества в масштабных нефтехимических проектах никогда не применялись. Наши нефтехимические компании предпочитают действовать в одиночку или же в партнерстве друг с другом. В чем может быть причина? Глядя на модели проектов в Узбекистане и Казахстане можно заключить, что главной их движущей силой являются государственные компании и государственные же инвестиции, а также широкая политическая поддержка как внутри страны, так и в отношениях с государствами-партнерами. В российской жеотрасли госкомпании лишь недавно встали на путь крупных инвестиций в новые нефтехимические мощности. Поэтому недавнее заявление «Роснефти» об открытости к партнерству с китайскими инвесторами в проекте «Восточной нефтехимической компании» может оказаться первым шагом на пути применения в России любопытной модели наших соседей по азиатской части СНГ. К сожалению, конец этого пути наступит – и если наступит, - в тот период, когда нефтехимические проекты Казахстана и Узбекистана будут вовсю конкурировать с российскими полимерами на азиатских рынках.

Вернуться в раздел