Об эволюции идеи создания магистрального продуктопровода нефтехимического сырья, связывающего центра газодобычи с центрами нефтехимии в Европейской России, масштабах проекта и вариантах его реализации «Рупек» беседует с генеральным директором ОАО «Ямал-Поволжье» Константином Хлудневым.

В январе 2015 года ОАО «Ямал-Поволжье» исполняется два года. Как за это время изменилась концепция проекта?

Нашей самой первой задачей был детальный анализ доступной сырьевой базы для загрузки продуктопровода. Изначально представлялось, что это достаточно простой вопрос: в Западной Сибири есть газоперерабатывающие компании, которые монополизировали производство ШФЛУ и занимаются экспортом сырья. Всем казалось, что просто нужно этот поток перенаправить в Поволжье. Хотя детально никто наверняка не знал, просто бытовало такое мнение. Мы потратили полгода, чтобы разобраться в ситуации, перепроверить балансы у переработчиков ПНГ и компаний, осуществляющих газофракционирование и переработку конденсата. Оказалось, что никаких «свободных» объемов легкого нефтехимического сырья в Западной Сибири нет, по крайней мере, в объемах, достаточных для загрузки трубопровода. Профицитными оказалось всего около 1 млн тонн в год. Осознав это и подтвердив балансы, мы встали перед выбором: либо искать другие потенциальные ресурсы для загрузки трубопровода, либо отказаться от проекта со ссылкой на то, что сырья для нефтехимии Поволжья в Западной Сибири нет. Мы выбрали первый вариант и начали изучать варианты, связанные с «жирным газом». У института «СибНАЦ» была заказана оценка запасов, в сотрудничестве с Министерством энергетики мы получили от недропользователей прогнозные данные по добыче на период до 2030 года. Мы начали взаимодействовать с крупнейшими компаниями в регионе – «Газпромом» и «Роснефтью», - посетили объекты подготовки и переработки газа, они предоставили данные о прогнозных составах в рамках своих проектов разработки недр. У нас возникло гораздо больше понимания в этом вопросе. Стало ясно: чтобы перспективные запасы «жирного» газа в земле стали реальным сырьем для нефтехимии, проекту нужна газопереработка. С помощью санкт-петербургского проектного института «ЛенНИИхиммаш» мы построили расчетную модель, показывающую, какое количество легкого сырья можно извлечь из «жирного» газа с применением низкотемпературной конденсации и ректификации при оптимальных с точки зрения энергозатрат коэффициентах извлечения. Были выполнены предварительные оценки капитальных затрат и операционных издержек. С учетом имеющегося прогноза по добыче «жирного» газа мы видим потенциальный объем ШФЛУ и этана в Надым-Пур-Тазовском районе около 9 млн тонн в год. Заявленная потребность предприятий-потребителей ПФО составляет 9,4 млн тонн. Наличие свободных коммерческих ресурсов составляет 4,2 млн тонн. Необходимость выделения ШФЛУ из газа составляет 5,2 млн. тонн в год.

Что за свободные коммерческие ресурсы?

Можно привести пример. Так, дочерняя компания «Роснефти» «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» осуществляет добычу «жирного» газа на Ново-Уренгойском и Восточно-Уренгойском лицензионных участках в контуре Большого Уренгоя. В рамках проекта предполагается строительство установок комплексной подготовки газа и стабилизации конденсата. Они будут производить СПБТ, которую планируется вывозить по железной дороге, для чего требуется создание мощностей по наливу этой продукции. По сути, мощность наливной эстакады будет ограничивать сверху потенциал производства СПБТ. Имея в качестве альтернативы трубопроводную инфраструктуру, «РОСПАН» и другие недропользователи региона могут производить больше продукции без оглядки на производительность эстакад и ограничения на железной дороге. Вторая тема – нестабильный конденсат. Согласно имеющимся прогнозам, в какой-то момент объемы добычи его превысят мощности компаний по его стабилизации. То есть у недропользователей две опции: создавать или расширять мощности по стабилизации и думать, как все это транспортировать, либо удерживать добычу от роста. Наш проект в состоянии решить эти проблемы.

Эта достаточно разнообразная сырьевая база синхронизирована в прогнозными потребностями нефтехимии в ПФО?

Собственно, формируя варианты загрузки продуктопровода, мы и исходили из потребностей потребителей. Ключевые проекты, на которые мы ориентированы, это новые этиленовые комплексы в Нижнекамске и Новокуйбышевске, на который мы планируем поставлять ежегодно 2,6 млн тонн и 2 млн тонн ШФЛУ марки Б, соответственно. Стабильный конденсат, получающийся после переработки поступающей по продуктопроводу смеси, планируется поставлять в ТАИФ-НК в объеме 1,0 млн тонн ежегодно. «Казаньоргсинтез» будет потреблять этан в количестве 1 млн тонн и пропан в количестве 500 тыс. тонн. Причем пропан планируется поставлять в Казань по железной дороге. Последний ключевой потребитель – олефиновый комплекс «Объединенной нефтехимической компании», который потребует 1,7 млн тонн этана. Плюс у нас остается коммерческий ресурс пропана в размере около 300 тыс. тонн.

Газоперерабатывающие мощности для нужд продуктопровода – самое серьезное отличие от изначальной идеи. Как видится их организация?

Принципиально существует две концепции. Первая – это собственно строительство газоперерабатывающих заводов полного цикла, способных выделять из «жирного» газа этан, ШФЛУ. Вторая – глубокая модернизация тех УКПГ, которые уже осуществляют подготовку «жирного» газа, либо предусмотреть такие технологии при строительстве новых УКПГ. И если у недропользователей сейчас сложится понимание, что наш продуктопровод будет, им существенно проще будет принять решение о модернизации установок в сторону углубления извлечения ценных компонентов, которые потом локальными продуктопроводами могут быть стянуты к головной насосной станции магистрали «Ямал – Поволжье». Для недропользователей это возможность зарабатывать не только на продаже сухого газа, но и монетизировать ценные компоненты «жирного» газа, которые при других раскладах вряд ли будет возможность вывезти. Особенно это касается этана. С темой глубокой модернизации УКПГ смыкается еще один момент. В последнее время активизировались дискуссии о проекте экспортного газопровода «Алтай», трасса которого должна пересечь Алтайские горы, характеризующиеся большими высотами и резкими перепадами. А поскольку ресурсной базой газопровода должны стать месторождения Надым-Пур-Тазовского района, в том числе неокомские и ачимовские залежи газа, вопрос о модернизации УКПГ или даже полноценной газопереработке актуален.

Если же говорить о новых ГПЗ, то есть уже предварительное видение их мощностей, локализации?

Здесь тоже возможны варианты. И связаны они, как это ни странно, с перспективами проекта «ТрансВалГаз». Если инвесторы примут решение реализовывать этот проект, это будет означать, что он заберет весь «жирный» газ из района Уренгоя, а потому для генерации требуемых продуктопроводу «Ямал – Поволжье» объемов ЛУВС придется создавать 4 отдельных ГПЗ, тяготеющих к более отдаленным месторождениям. В этом случае мы видим суммарный ежегодный объем газопереработки в 48 млрд м3. Это завод на Ямбургском месторождении, завод на Восточно-Уренгойском месторождении «Роспана», небольшой ГПЗ на Уренгойском ГКМ на 8 млрд м3 под объемы, в частности, «Ачимгаза», и самый восточный – на Заполярном месторождении. В такой конфигурации нет нужды создавать сети сбора газа в одну точку. Вместо этого требуется создание локальных продуктопроводов, которые будут поставлять ЛУВС от заводов к головной насосной станции продуктопровода, которую предполагается разместить в районе город Уренгой. Если же от проекта «ТрансВалГаз» откажутся, то потребуется создание одного большого ГПЗ вблизи головной станции.

Между этими двумя опциями есть разница в размерах капитальных вложений?

По предварительной оценке инвестиции в создание 4 ГПЗ и инфраструктуры общей мощностью 48 млрд м3 в год могут составить 120 млрд рублей. Для получения такого же количества ШФЛУ из газа ачимовских залежей потребуется один ГПЗ мощностью 40 млрд м3 в год. Пересчет по формуле Нельсона в конфигурацию одного ГПЗ дает оценку в 85 млрд рублей. То есть это существенная экономия.

В данный момент компания «Ямал – Поволжье» завершает разработку ТЭО проекта строительства ГПЗ. Какая концепция рассматривается там?

В рамках ТЭО мы анализируем оба варианта – с одним и четырьмя ГПЗ. Мы находимся в постоянном диалоге с компаниями, оперирующими в регионе, они информируют нас об эволюции своих прогнозов и планов, мы держим их в курсе своей работы. В целом, недропользователи понимают важность монетизации ценных компонентов «жирного» газа. По итогу работы мы предоставим им ТЭО, которое они внимательно проанализируют и будут готовы на более детальное обсуждение вариантов.

Получается, что в магистральную часть продуктопровода попадает довольно сложная смесь из этана, углеводородов С3-С5 и более тяжелых компонентов конденсата. Но существует проблема со стандартами на проектирование подобных трубопроводных систем. Как планируется решить вопрос?

Действительно, по продуктопроводу предполагается перекачивать в жидкой фазе достаточно сложную смесь, причем содержание этана в ней может доходить до 27%. Вопрос с нормами на проектирование мы детально обсуждали с нашим подрядчиком по разработке ТЭО – это нижегородский институт «Гипрогазцентр». В рамках ТЭО разрабатываются специальные технические условия (СТУ), в которых будут в первую очередь освещены вопросы безопасной эксплуатации и условия проектирования.

Как в текущей концепции проекта видится трасса продуктопровода?

Как известно, изначально предполагалось воспользоваться коридором исторического продуктопровода по маршруту через Тобольск и Уфу. Однако за прошедшие десятилетия вокруг старого коридора возникли населенные пункты, что фактически делает невозможным его использование. Плюс возникают сложные вопросы с пересечением Уральских гор в Башкирии. Поэтому в текущей концепции рассматривается новый маршрут, проходящий по территории ЯНАО, западной части ХМАО, северу Свердловской области, Пермскому краю, Башкирии и Татарстана. Мы рассчитываем, что продуктопровод пройдет на минимально допустимом расстоянии от коридора действующих газопроводов «Газпрома». Трасса нового маршрута проложена преимущественно в безлюдных местах. Как я уже сказал, головная станция планируется в

районе Уренгоя, конечная точка – в районе Нижнекамска. Общая протяженность – 2186 км из которых около 1500 км пролегают по малонаселенным регионам. По обводненной местности проходит 621 км, по болотистой местности – 552 км. Трасса не проходит по участкам особо охраняемых природных территорий, природным заказникам и заповедникам и не приближается к населенным пунктам на расстояние менее 1000 м. Глубина заложения трубопровода не менее 1,5 м, расстановка запорной арматуры на расстоянии не более 30 км друг от друга. Планируется 9 промежуточных насосных станций.

С учетом необходимости строительства газоперерабатывающих мощностей, какова текущая суммарная оценка стоимости проекта?

Можно разделить весь проект на три подпроекта. Первый – это подроект недропользователей, связанный с генерацией объем ЛУВС. Второй – собственно магистральная часть продуктопровода и площадочные объекты. Третье – подпроект потребителей нефтехимического сырья, включающий завод по разделению углеводородной смеси (ЗРУС) и продуктопроводы-отводы. В самой дорогой конфигурации с 4 отдельными ГПЗ суммарная величина инвестиций в подпроект головной части оценивается в 126 млрд рублей, из которых 8 млрд руб. – создание локальных продуктопроводов от ГПЗ к ГНС. По подпроекту продуктопровода оценка капитальных затрат составляет 194 млрд рублей в линейную часть и 51 млрд рублей в площадочные объекты. Стоимость строительства ЗРУС мы оцениваем в 20 млрд рублей и 40 млрд рублей – продуктопровдов-отводов. Итого 431 млрд рублей. Это, кстати, весьма близко к той оценке, которую год назад приводило Минэнерго России.

Как планируется структурировать столь масштабные инвестиции? Ведь ясно, что в одиночку «Ямал – Поволжье» вряд ли сможет эффективно привлечь столько средств?

Именно поэтому мы логически разбиваем проект на три подпроекта. Головной подроект, связанный с газопереработкой, планируется реализовать за счет средств инвестора. Существует целый спектр вариантов, кто может быть таким инвестором. Это может быть «Ямал – Поволжье» единолично, это может быть некое совместное предприятие с недропользователями, это могут быть самостоятельно недропользователи. Аналогично с оконченной инфраструктурой продуктопровода. Здесь строительство ЗРУС могло бы проинвестировать «Ямал – Поволжье» самостоятельно или в партнерстве с потребителями, а вот строительство продуктопроводов-отводов было бы логичнее передать на счет заинтересованных нефтехимических компаний. Более сложно обстоит дело с подпроектом магистральной части продуктопровода. Это наиболее дорогая часть всего замысла – почти 250 млрд рублей.

Какие варианты финансирования этой части вы видите?

Концептуально мы прорабатывали три опции. Первая – это использование механизмов государственно-частного партнерства (ГЧП), вторая – создание специализированной Федеральной целевой программы (ФЦП) и, наконец, сейчас мы активно изучаем вариант привлечения средств Фонда национального благосостояния (ФНБ). У каждого из вариантов есть свои преимущества и недостатки. Например, по ГЧП существует ряд ограничений и у нас есть обоснованные сомнения в возможности реализации этого механизма в данном проекте. Создание ФЦП мы считаем хорошей идеей. Но и тут есть нюансы. Например, в нашем проекте фактически задействовано шесть субъектов федерации. С этой точки зрения ФЦП достаточно сложно четко структурировать. Нужна очень кропотливая и тщательная проработка документа. Кроме того, инициатором создания подобной программы должен быть орган исполнительной власти, курирующий данное направление. В нашем случае это Министерство энергетики. Поэтому если Минэнерго поддержит проект, мы сможем детально обсудить вариант с инициацией создания ФЦП. Однако на сегодняшний день мы считаем наиболее эффективным вариантом привлечение средств ФНБ. С нашей точки зрения, это наиболее рациональный способ долгосрочного инвестирования, поскольку наш проект относится к инфраструктурным. Согласно нашему анализу правовой базы касательно расходования средств ФНБ в инфраструктуру, наш проект полностью удовлетворяет всем критериям. Такие инвестиции не окажут влияния на рост инфляции в стране, напротив, станут мощным импульсом для развития смежных отраслей промышленности: металлургии, машиностроения, строительства, инжиниринга, то есть дадут прямой вклад в ВВП. Ведь по нашей оценке до 99% оборудования и материалов по проекту может быть поставлено российскими поставщиками. Это поддержка крупными заказами металлургов, производителей высокопроизводительного насосного оборудования, арматуры и электрики.

Какие еще эффекты в смежных отраслях возможны?

Стоит сказать, что наш проект на этапе эксплуатации предполагает создание около 15 тыс. новых высокотехнологичных рабочих мест. А на этапе его строительства и всех обеспечивающих объектов число занятых может достичь отметки в 70 тыс. человек. Кроме того, качественная переработка или подготовка «жирного» газа приведет к монетизации его ценных компонентов. Это, понятно, очевидный плюс для недропользователей в части повышения эффективности использования углеводородного сырья. Есть и пара не столь очевидных преимуществ. Например, замещение части нафты на предприятиях ПФО позволит вывести эти объемы из-под действия отрицательного акциза, предусмотренного «налоговым маневром», сэкономив тем самым бюджетные средства. Косвенный эффект получит и Свердловская железная дорога из-за снижения некоторого объема товарных грузов, что важно в свете новых грузогенерирующих проектов в Тюменской области.

Изучался ли вопрос привлечения финансирования на открытом коммерческом рынке?

Мы смотрим на ситуацию, изучаем возможности российским банков, доступный инструментарий по господдержке в виде субсидирования ставок. Если говорить про иностранные заимствования, то есть свои нюансы, связанные с сегодняшней политической ситуацией и проблемами с доступом к западным банкам. Если говорить про азиатские банки, то они редко идут на финансирование такого рода проектов без обязательного участие родственных инжиниринговых, машиностроительных или монтажных организацией. Такой вариант не очень привлекателен, поскольку повлечет за собой рост размера капитальных затрат. Но в целом мы видим, что проект по своим экономическим параметрам может представлять интерес для коммерческого кредитования.

С учетом вариативности схем инвестирования в строительство продуктопровода, какие есть варианты структурирования его коммерческой деятельности, торговли сырьем, продуктами и услугами в контуре проекта?

Здесь тоже масса вариантов. Например, как я уже упоминал, создание СП с недропользователями, которое будет строить ГПЗ, а затем его эксплуатировать на принципах процессинга. Окупаемость и прибыльность для такого СП будут опираться на соответствующий тариф за услуги процессинга. Готовые продукты – ШФЛУ, этан, конденсат, – ресурсодержатели смогут как напрямую продавать потребителям, оплачивая услуги транспортировки по магистрали и разделения в конце маршрута, так и продавать «Ямал – Поволжье», которое будет самостоятельно транспортировать, разделять и реализовывать потребителям.

Эта схема похожа на ту, что использовалась до недавнего времени совместным предприятием «Юграгазпереработка»…

Совершенно верно. Собственно, на такую схему нам указала в ходе диалога компания «Роснефть». Второй вариант заключается в том, что недропользователи сами инвестируют в создание ГПЗ или глубокую модернизацию УКПГ, что, кстати, с точки зрения инвестиций смотрится куда более привлекательно. Перерабатывая газ на собственных мощностях, недропользователь может продавать нефтехимическое сырье или «Ямал – Поволжье», или опять-таки оплачивать услуги прокачки и процессинга по разделению смеси и реализовывать продукты напрямую потребителям. Существуют еще несколько конструкций, все они являются предметом детальных договоренностей с ресурсодержателями.

Получается, что наполнение продуктопровода напрямую завязано с реализацией инвестпроектов у компаний-потребителей. Не видите ли вы здесь рисков? С учетом того, что принятие решений по заявленным проектам постоянно откладывается?

Мы смотрим на этот вопрос следующим образом. Инвестор, который изучает вопрос создания новой крупной нефтехимической мощности, в качестве ключевых вводных данных смотрит, прежде всего, на наличие сырья и его стоимость. Если говорить о таком сырье, как прямогонная нафта, закупаемая на свободном рынке, то цена этого продукта подвержена очень серьезным колебаниям в связи с волатильностью мировых нефтяных цен. Построить достоверную долгосрочную модель инвестпроекта на таких данных очень сложно, высоки неопределенности, а от этого – высоки риски таких инвестиций. С другой стороны, если мы предоставим такому инвестору понятный набор вводных – состав и количество сырья, его стоимость, - с гарантией бесперебойной поставки на многие годы вперед, принять решение об инвестициях в нефтехимические мощности будет существенно проще. С другой стороны, мы понимаем, что синхронно реализовать все новые нефтехимические проекты в ПФО не удастся. Поэтому и загрузка продуктопровода будет расти постепенно в течение нескольких лет. Но в случае, если, например, запаздывать будут этанопотребляющие проекты, мы без особых проблем можем в головной части продуктопровода отказаться от вовлечения этана, а недостающий для полной загрузки объем восполнить, скажем, нестабильным конденсатом. Мы таким образом снимаем с себя риски недозагрузки, а значит, окупаемости вложений. В рамках подготовки ТЭО предполагается анализ вариантов загрузки от 80% до 110%. Вообще, самая большая проблема, это как раз этан. Мы видим, что если вообще отказаться от него в качестве сырья, то можно получить очень существенную экономию на капитальных и операционных затратах. Поэтому если мы будем понимать, что этан не понадобиться, можем пересмотреть конфигурацию проекта. Конечно, мощность продуктопровода сократиться, и тариф по идее должен вырасти, но как мы видим, как раз этот эффект может быть нивелирован общим сокращением размера инвестиций.

С учетом огромного размера инвестиций, каким должен быть тариф за прокачку сырья по продуктопроводу?

Поскольку нам потребуется окупить вложения в разумные сроки, будь то государственные средства или привлеченные, тариф не может быть маленькими. Задачи дотировать нефтехимические предприятия Поволжья не стоит. Согласно имеющейся у нас предварительной финансово-экономической модели проекта, конечная стоимость сырья для потребителя не будет выше рыночных альтернатив. Возможно, будет некая премия за объем поставок, ведь получить в ПФО близкие объемы по железной дороге чрезвычайно сложно, а если говорить про такое ценнейшее сырье, как этан, то попросту и невозможно.

Какие краткосрочные задачи стоят перед компанией?

Как я уже говорил, в начале 2015 года мы представим заинтересованным компаниям и органам власти ТЭО проекта. Кроме того, перед министерствами сейчас стоит задача скорректировать «Стратегию 2030». У нас есть договоренность с Министерством энергетики, что после представления ТЭО ведомство рассмотрит вопрос о включении нашего проекта в «План развития газо- и нефтехимии на период до 2030 года», и далее в «Стратегию развития химического и нефтехимического комплекса до 2030 года». У Министерства энергетики существуют критерии отбора проектов для включения в «План». Это прежде всего понимание по сырьевой базе и потребителям. У нас есть ответы на все эти вопросы. В целом, мы видим, что наш проект эффективен с многих точек зрения, и наш долг – обосновать и доказать эту эффективность, опираясь на реалистичные вводные. Проект нужно реализовывать, и нужно это делать сейчас.

RUPEC в Telegram