Как нефтепереработка РК отстала от потребностей внутреннего рынка. Нефтепереработка нефти в казахстане


Модернизация НПЗ Казахстана: конец «бензинового голода»?

26 Июня 2018 г.

Три нефтеперерабатывающих завода Казахстана – Атырауский, Павлодарский и Шымкентский – не могут обеспечить растущую потребность страны в бензине и других светлых нефтепродуктах. Астана модернизирует существующие НПЗ и хочет построить еще один новый завод, что могло бы в перспективе обеспечить нефтепродуктовую самодостаточность Казахстана. Однако для российских производителей, в прошлом году поставивших в страну нефтепродуктов на более чем $1 млрд, такое развитие событий означает возможное сокращение крупного рынка сбыта.

По мере роста нефтедобычи в Казахстане неизбежно рассмотрение перспектив нефтепереработки – уязвимого места казахстанской энергетики. Традиционно Астана не покрывала всех потребностей в нефтепродуктах, и определенную часть ей приходилось импортировать из России (в последние годы этот показатель колебался вокруг 15%). Хотя модернизация трех действующих нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) страны на несколько лет приблизит ее к самообеспечиваемости, растущий по всем секторам спрос будет и впредь указывать на необходимость дополнительных мер для преодоления импортозависимости.

Нефтепереработка Казахстана во многом страдает от того, что страна на протяжении слишком длительного времени пользовалась плодами советского наследия – как и в России, развитость нефтеперерабатывающей отрасли оставляет желать лучшего. Если в РФ, благодаря объемным инвестициям в 2010-х гг. (хотя модернизация НПЗ все еще неудовлетворительна) глубина нефтепереработки достигла 81,5%, то в Казахстане она по-прежнему на уровне 70%. Это, однако, изменится к лучшему на протяжении 2018 г., по мере того, как будут усовершенствованы НПЗ в Павлодаре, Атырау и Шымкенте. Тогда, возможно, проблему «бензинового голода», регулярно возникающую ввиду недостаточности собственной выработки, жители Казахстана забудут навсегда.

Модернизация НПЗ Казахстана обусловлена сильным креном в сторону производства тяжелых нефтепродуктов – только на мазут, большую часть которого направляют ввиду избыточности на экспорт, приходится треть общего объема выработанных нефтепродуктов.

В то же время наблюдается хроническая нехватка легких фракций, таких как бензин или керосин, и северная часть Казахстана снабжается продуктами с Омского НПЗ «Газпром нефти».

Наибольший масштаб модернизации наблюдается на Атырауском НПЗ, построенном в далеком 1945 г. на базе оборудования, поставляемого Советскому Союзу из США по ленд-лизу, – с финансовой помощью казахстанских и японских инвесторов и использованием японско-китайских технологий для строительства комплекса по глубокой переработке нефти. Глубина нефтепереработки на нем будет доведена с текущих 63% до 78%. Примечательно, что при этом для Атырауского НПЗ индекс Нельсона, используемый в энергетике для оценки уровня вторичной мощности переработки, вырастет с 4 до 11.

Наименее амбициозные преобразования имеют место на Павлодарском НПЗ, самом современном крупном нефтеперерабатывающем заводе в Казахстане, где упор делается скорее на повышение качества продукции (например, строительство установки изомеризации для соответствия качественным стандартам К4/ЕВРО-4), а не расширение мощностей переработки. Таким образом, к концу 2018 г. мощности переработки Павлодарского, Атырауского и Шымкентского НПЗ достигнут 5 млн, 5,5 млн и 6 млн т соответственно, в то время как глубина нефтепереработки на них возрастет до 82%, 78,5% и 78%.

На деле модернизация казахстанских НПЗ приведет к росту производства дефицитного бензина и дизельного топлива. Если в 2017 г. производство бензина в Казахстане составляло 3,072 млн т (включая и авиационное топливо), то уже к началу следующего десятилетия выработка превысит 4 млн т в год. Аналогичным образом производство дизельного топлива, находящееся на уровне 4,4 млн т, вырастет до 6 млн т в течение 2-3 лет после завершения процесса модернизации НПЗ. Это, безусловно, снизит риски дефицита топлива (последний серьезный случай был в сентябре-октябре 2017 г.), однако лишь в среднесрочной перспективе.

Так как регулярно возникающий дефицит топлива несет в себе существенные политические риски, Астана в первую очередь заинтересована в скорейшем достижении нефтепродуктовой самодостаточности, вопросы возможного экспорта имеют второстепенный характер.

При этом ряд стран Центральной Азии также испытывает недостаток в светлых нефтепродуктах (наглядный пример – Кыргызстан), и они могли бы стать привлекательным рынком сбыта для казахстанских компаний. Именно для воспрепятствования экспорту светлых нефтепродуктов власти Казахстана ввели на них запретительно высокие экспортные пошлины.

Власти Казахстана осознают, что модернизация НПЗ может быть лишь временным решением – долгосрочной заявкой должно стать строительство еще одного, четвертого нефтеперерабатывающего завода. Предпосылки для этого, безусловно, имеются – на фоне четырехкратного роста количества автомобилей в стране за последние 15 лет потребление нефтепродуктов возросло почти в 2,5 раза. Рост будет продолжаться и впредь, спрос на бензин и дизельное топливо будет в среднем увеличиваться на 2% в год. Исходя из этого, под эгидой министерства энергетики Казахстана организована специальная группа для изучения целесообразности строительства четвертого НПЗ в Казахстане.

По предварительным планам, четвертый НПЗ может быть построен в сотрудничестве с акционерами месторождения Карачаганак – Royal Dutch Shell, ENI, Chevron и «ЛУКОЙЛ». До какой степени инициатива Астаны будет поддержана акционерами (компании KPO), неясно, так как прежние сложности наложили свой отпечаток на их отношения. Власти Казахстана инициировали судебный арбитраж в отношении акционеров Карачаганака, ссылаясь на предоставление недействительной информации об их доходах и требуя $1,5 млрд в качестве компенсации. Предполагается, что строительство четвертого казахстанского НПЗ может включать в себя урегулирование спора и снятие всех претензий в отношении KPO со стороны властей. Имеется ли необходимое для этого доверие, пока непонятно.

В любом случае, с точки зрения Астаны, к строительству четвертого НПЗ следует приступить уже в следующем, 2019 году. Максимально скорое начало строительства оправданно, так как, по данным министерства энергетики Казахстана, уже к 2021-2023 гг. образуется дефицит бензина в стране, а дизельного топлива – еще раньше, между 2018-2023 гг.

Для российских производителей стремление Казахстана обеспечивать себя в полной мере нефтепродуктами – сокращение крупного рынка сбыта.

Виктор Катона, экономист, специалист по закупкам нефти MOL Group (Венгрия)

eurasia.expert

Как нефтепереработка РК отстала от потребностей внутреннего рынка — Forbes Kazakhstan

Фото: архив пресс-службы

В сентябре о возможном коллапсе воздушного сообщения из-за нехватки авиатоплива заявила Air Astana, сообщив, что среднемесячный объем поставок керосина из РФ сократился с 44 тыс. тонн в месяц в 2016 до 15 тыс. тонн в 2017, а поставки на октябрь и вовсе отменены (по официальной версии – из-за высокого спроса в самой России, по альтернативной - из-за высокого спроса в Сирии). Причем один из основных поставщиков – «Газпромнефть» – уведомил о возобновлении экспорта не ранее мая 2018. Другой авиаперевозчик, Qazaq Аir, специализирующийся на внутренних рейсах, заявил о схожих проблемах. Его глава Блэр Поллок обмолвился, что в Казахстане производится лишь 60% внутренних потребностей в авиакеросине. При этом здесь заправляют лишь керосином советского стандарта ТС-1, который взять, кроме России, негде.

Международное топливо JET А-1, которое можно было бы купить, например, в Китае, стандартами не предусмотрено (отличается от ТС-1 большей степенью очистки, но не может использоваться при температуре ниже -45°С, в то время как первое работает до -60°С). Минэнерго отрицало серьезность проблемы, однако за три дня до этого обсуждало с Комитетом гражданской авиации возможность перехода местных авиакомпаний частично на JET А-1, который Павлодарский нефтехимический завод сможет производить после завершения модернизации.

По словам теперь уже бывшего вице-министра энергетики Асета Магауова (отправлен в отставку в октябре 2017), дефицит авиатоплива появился «два-три года назад», когда была «изменена схема поставок российской нефти на Павлодарский НХЗ: пошла нефть с большим содержанием серы, соответственно, завод не имел права производить авиакеросин». Почему в таком случае Минэнерго не инициировало работу в направлении сертификации JET А-1 раньше, а довольствовалось полной зависимостью отечественной авиации от поставок из единственного, к тому же уже третий год воюющего источника, остается неясным.

С небес на землю

А в октябре 2017 дефицитным стало уже автомобильное топливо, причем практически одновременно по всей стране. (Такие вещи случались и раньше, во время уборки урожая, но особых потрясений не вызывали, поскольку перебои были краткосрочными, а талонная система вводилась в основном в сети КМГ.) Одновременно выросли «неталонные» цены в некоторых сетях, что вызвало дополнительную панику.

Основных факторов бензинового кризиса было названо два – перенос сроков капремонта ПНХЗ с лета на осень (когда еще не закончился ремонт Атырауского НПЗ) в связи с несвоевременной поставкой оборудования и значительным снижением курса тенге к доллару (с 316 до 340 тенге за доллар) и совпавший с этим рост цен на бензин в России: на границе с Казахстаном, по словам министра энергетики Каната Бозумбаева, они выросли за лето с $517 до $573 за тонну. Председатель правления КМГ Сауат Мынбаев объяснил дефицит в том числе нежеланием сетей АЗС «подставляться» под штрафы: несмотря на отмену так называемых предельных цен (кроме АИ-80), Комитет по регулированию естественных монополий (КРЕМ) активно инициирует расследования по сговору (результатом одного из них для КМГ в сентябре стал штраф в 500 млн тенге).

Мынбаев заверил, что после завершения в ноябре 2017 модернизации ПНХЗ, а в 2018 – АНПЗ проблемы с высокооктановым бензином в стране прекратятся. Однако этому мешают поверить данные аудированного отчета КМГ за 2016, согласно которым консолидированный объем переработки углеводородного сырья по сравнению с 2015 уменьшился на АНПЗ с 4868 тыс. до 4761 тыс. тонн, а на ПНХЗ – с 4810 тыс. до 4590 тыс. тонн. И связано это вовсе не с ремонтом или падением спроса, а с «сокращением поставок со стороны давальцев нефти».

Энергия прошлого

То есть причины проблем с ГСМ в Казахстане системные. В общественном сознании, особенно после поручения президента страны о рассмотрении вопроса по строительству четвертого НПЗ, сложилось представление, что в стране не хватает мощностей по переработке нефти. На самом же деле в секторе переработки существуют две другие проблемы: поздно начатая, а затем еще и затянувшаяся (программа стартовала в 2010 и должна была завершиться в 2015) модернизация имеющихся заводов и нежелание добывающих компаний продавать нефть на внутреннем рынке. Первая, согласно Национальному энергетическому докладу – 2017, презентованному на форуме KazEnergy в начале сентября, привела к тому, что Казахстан стал чистым импортером бензина с 2000 и дизельного топлива с 2012. «Хотя на этих НПЗ в той или иной мере присутствуют мощности глубокой переработки нефти, в целом в Казахстане применяются относительно простые технологии. Как следствие, в нефтеперерабатывающей отрасли наблюдается явный перекос в сторону мазута (остаточного нефтяного топлива), что более не соответствует структуре внутреннего спроса», – говорится в докладе, подготовленном англо-американской HIS Market совместно с ассоциацией KazEnergy.

Фото: Анатолий Устиненко

Все три завода фактически принадлежат государству (КМГ является единственным собственником АНПЗ и ПНХЗ, половинным – Шымкентского НПЗ), то есть рынок переработки не только монополизирован, но и огосударствлен (согласно докладу, в стране есть 32 мини-НПЗ общей мощностью 6,5 млн тонн в год, однако в 2015 на них было переработано лишь 450 тыс. тонн сырья, а единственный современный среди них – завод АО «Конденсат», запустивший недавно секцию вакуумной перегонки и выпускающий бензин марки евро-5).

НПЗ эти в свое время в разной степени приватизировались – по одинаково непрозрачным схемам. Однако ни государственный, ни частные владельцы практически не вкладывали в них ничего сверх того, что поддерживало текущую деятельность. «Капиталовложения в НПЗ Казахстана после обретения страной независимости были незначительными по меркам отрасли (в совокупности в период после 2000 года общий объем инвестиций составил всего порядка $3,8 млрд в эквиваленте). Таким образом, ассортимент выпускаемой НПЗ продукции не претерпел существенных изменений и заводы не смогли адаптироваться к меняющейся структуре потребления на внутреннем рынке. Вакуумная дистилляционная установка и установка висбрекинга, смонтированные в указанный выше период на Шымкентском НПЗ, стали единственными крупными инвестиционными проектами в данной отрасли с 2000 года», – отмечалось два года назад в предыдущем аналогичном докладе. В результате, если в РФ доля производства нефтепродуктов высокого качества составляла в 2017 - 74,2%, в 2016 – уже 78,1%, в развитых странах достигает 85-90%, то в Казахстане с 2014 по 2016 выросла лишь с 55,8% до 59,1%.

Общий объем капитальных расходов на программу модернизации – примерно $6 млрд, что на $1,5–2 млрд дешевле, чем строительство нового НПЗ. Однако при этом совокупные добавляющиеся объемы – всего 2 млн тонн в год, притом что строящийся за $8 млрд НПЗ «Сокар» в Азербайджане рассчитан на 7 млн тонн переработки. IHS Markit считает, что до 2030 года Казахстану нет смысла думать о дополнительных мощностях переработки, если нынешняя модернизация достигнет заявленных целей – потенциал роста потребления не так высок (базовым аналитики взяли среднегодовой рост ВВП в 2,9%), возможности экспорта ограничены географически.

Твердая рука государства

Отчего возникла вторая проблема – незаинтересованность добывающих компаний в доле на внутреннем рынке? Потому что на этом рынке слишком много государства, что делает этот бизнес бессмысленным, объясняют авторы доклада. Цены на переработку на внутреннем рынке гораздо ниже экспортных, в последние два года этот разрыв только вырос. «Если в 2013–2014 они составляли 40% от средней Urals на Средиземном море, то в 2015 – 33%, а в 2016 – 25–29%. Доходы от продажи продукции составили 50% в 2013 и 32–37% в 2016», – говорится в докладе. Без приведения внутренних цен к уровню экспортного паритета (нетбэк, то есть рыночная цена за вычетом стоимости транспортировки и экспортных пошлин) дальнейшее развитие отрасли невозможно, считают эксперты, потому что добыча КМГ падает (хотя и медленнее, чем ожидалось).

Пока же государство действует силовыми методами – за недопоставки на НПЗ можно лишиться экспортной лицензии. Однако 70% добываемой сейчас нефти приходится совокупно на Тенгиз, Карачаганак и Кашаган, недропользователи которых защищены СРП (соглашение о разделе продукции), и с ними (в будущем, когда модернизированные НПЗ потребуют больше сырья) эти методы не сработают.

Несмотря на некоторую либерализацию рынка (отменены предельные цены на основные нефтепродукты, тарифы на переработку теперь устанавливает не КРЕМ, а совет директоров КМГ), нефтепереработка не является в Казахстане сектором рыночной экономики, считают авторы доклада: «НПЗ… не являются реальными участниками рынка, которые покупают нефть и продают нефтепродукты, вместо этого они получают толлинговое вознаграждение за переработку сырой нефти, размер которого определяется государственной компанией».

В последнее время эти тарифы слишком высоки из-за включения инвестиционной составляющей – сегодня это $11,2 за баррель для АНПЗ и $7,2 для ПНХЗ, причем ожидается дальнейший рост в ближайшие несколько лет. Притом что в мире маржа переработки сильно упала после 2015 (в Северо-Западной Европе, например, с $5 за баррель до менее $2). HIS Market полагает, что долго так продолжаться не может: потенциал повышения цен на нефть выше, чем потенциал повышения цен на нефтепродукты, и потому в условиях интеграции рынков РФ и РК казахстанским НПЗ может просто не достаться нефти. НПЗ включены в программы приватизации на 2016–2020, однако эксперты отмечают, что «ситуация с реализацией этой программы остается неопределенной».

В целом, по мнению HIS Market, рынок нефтепереработки и сбыта нефтепродуктов в Казахстане находится под прямым контролем и регулированием со стороны большого количества госорганов, включая Минэнерго, Минфин, МИР и Минсельхоз. Регулируются даже графики поставок сырой нефти на НПЗ, годовые объемы и месячные графики переработки, утверждаются объемы импорта. Консультанты же рекомендуют отказаться от толлинговой схемы и перевести сектор на реальную коммерческую основу, с покупкой нефти и продажей нефтепродуктов, а в более долгосрочной перспективе - уравнять экспортные пошлины и акцизы с российскими, раз уж мы вошли в экономический союз без таможенных границ.

Однако в том же докладе констатируется, что даже отмена предельных цен моментально привела к их повышению на рынке, причем в долларовом выражении: на бензин – с 36 до 38 центов, на дизтоп­ливо – с 34 до 39 центов. Рост мог бы быть и больше, если бы не сдерживало опасение расследования со стороны КРЕМ. Повышение цен на ГСМ всегда тянет за собой подъем цен в других секторах, продовольственных и непродовольственных. Как это отразится на инфляции и, следовательно, курсе тенге и реальных доходах, можно не гадать.

А вот распространенное в обществе мнение, что повышение цен, последовавшее за дефицитом, – результат монополии продавцов, не подтвердилось: на конец 2016 доля четырех крупнейших участников рынка составляла лишь 32%: 17% у КМГ (325 АЗС), 9% у Helios (360 АЗС), 5% у SinOil (105 АЗС), 1% у «Газпромнефти» (30 АЗС).

forbes.kz

Четвертый НПЗ в Казахстане. Там… за горизонтом

Четвертый НПЗ в Казахстане. Там… за горизонтом

суббота, 30 декабря 2017 г. 9:49:37

Очередной топливный кризис еще не разрешился, затянувшаяся модернизация нефтеперерабатывающих заводов не вывела их на проектные объемы, а преисполненные оптимизма чиновники уже бодро рапортуют о предстоящем переизбытке топлива. Так, в конце октября на встрече с общественностью в Мангистауской области премьер-министр Бакытжан Сагинтаев заявил, что вопрос о строительстве четвертого НПЗ продолжает обсуждаться: «Сейчас временно топлива не хватает, но после завершения модернизации 2 млн тонн будут лишними… если строить дополнительный нефтеперерабатывающий завод, к этим двум добавится еще 3 млн тонн топлива, куда мы эти 5 млн тонн потом денем?» По словам главы правительства, «сегодня нужно думать о том, куда их продавать».

 

Казалось бы, надо радоваться столь радужным перспективам, но радости по поводу грядущего бензинового изобилия нет. По оценке министерства энергетики, профицит на топливном рынке страны сохранится до 2022-2023 гг., а что дальше? Вновь дефицит и продолжение реконструкции уже реконструированных НПЗ?

 

Спрос на горючее растет. Автопарк Казахстана только за последние пять лет вырос в полтора раза (до 4 млн легковых машин) и качественно изменился. Количество проданных новых автомобилей, к примеру, с 2010 по 2015 г. выросло в 10 раз – с 16,4 тыс. до 163,5 тыс. – и этот процесс продолжается. Таким образом, четвертый НПЗ стране жизненно необходим, и вопрос о его строительстве не снимается с повестки дня, но затягивается, подобно проводимой с 2009 г. модернизации. Чиновники в очередной раз «взяли паузу на более детальное изучение данного вопроса». Их вновь озаботило то, что должно быть сделано еще много лет назад.

 

Все остается в рамках проводимой в стране «диверсификации» экономики: чиновники на всех уровнях вещают о ее необходимости, даже утверждаются различные стратегии и программы по импортозамещению, реиндустриализации, но они не выполняются и экономика по-прежнему остается ориентированной на экспорт сырья и продукции низких переделов.

 

Напомним, что постановление о строительстве НПЗ в Мангистауской области было принято Кабмином тогда еще КазССР в 1991 году, когда при добыче 25 млн тонн нефти три имевшихся в республике НПЗ перерабатывали 18 млн тонн сырья. С тех пор добыча нефти более чем утроилась, но объемы переработки упали до 15 млн тонн. Периодически обостряющийся дефицит – до 40% – бензина компенсируется поставками из России. Тем не менее обсуждение необходимости строительства четвертого НПЗ уже в независимом Казахстане идет более 10 лет, но его мощности, месторасположение, срок начала строительства реальны не более миражей в пустыне. Ситуация напоминает гадание на ромашке: любит – не любит, будет – не будет…

 

В частности, в апреле 2009 г. Китай предлагал построить НПЗ на территории Казахстана там, где заканчивается нефтепровод Казахстан–Китай. Однако чиновники это предложение отклонили. В октябре 2011 г., будучи министром нефти и газа, Сауат Мынбаев обещал к 2019 г. построить новый НПЗ, рассчитанный «на нашу нефть». В апреле 2013-го он же заявил, что строительство нового НПЗ планируется начать в 2016 г., поскольку «к 2023 году вырастет спрос на горюче-смазочные материалы и возникнет их нехватка».

 

Затем задача строительства нового НПЗ была поставлена в послании президента от 17 января 2014 г. Предварительное ТЭО проекта должно было быть разработано к апрелю того же года. Но и вмешательство президента Н. Назарбаева ничего не изменило: проекта как не было, так и нет.

 

В 2016 г. новый поворот: к осени должно быть разработано ТЭО четвертого НПЗ. И вновь тишина: чиновники «взяли паузу на более детальное изучение данного вопроса» с целью определиться с рынками сбыта излишков продукции этого НПЗ, но, как видим, до сих пор не могут найти эти рынки. А ведь, учитывая растущую потребность республики в нефтепродуктах, принимать решение нужно было еще вчера. Сколько времени займет проектирование и строительство нового НПЗ, если завершение выполнения «Комплексного плана развития нефтеперерабатывающих заводов Республики Казахстан на 2009-2015 годы» ожидается во второй половине 2018 г.?

 

Пока власти проводят затянувшиеся на годы исследования по поиску рынков сбыта, в соседнем Узбекистане, имеющем три НПЗ общей мощностью 11,2 млн тонн, решено строить новый нефтеперерабатывающий комплекс в Джизакской области мощностью 5 млн тонн, который планируют сдать в 2022 г. Предприятие будет выпускать 3,7 млн тонн моторного топлива стандарта «Евро-5», более 700 тыс. тонн авиатоплива и 300 тыс. тонн сопутствующих нефтепродуктов.

 

Складывается впечатление, что власти Казахстана не заинтересованы в четвертом НПЗ и просто тянут время, проявляя активность лишь в наращивании поставок сырой нефти для переработки за рубежом. В частности, приобретя проблемную румынскую компанию The Rompetrol Group N.V., «КазМунайГаз» быстро провел модернизацию входящего в нее НПЗ Petromidia. Объем переработки сырья был увеличен с 3,8 до 5 млн тонн и совершен переход на производство топлива класса Евро 5.

 

Для национальной компании это оказалось важнее решения задачи обеспечения качественным топливом собственного рынка. И это понятно. Будучи министром нефти и газа Сауат Мынбаев заявил, что «если мы уменьшим наш экспорт на 7 млн тонн и отправим их на внутренний рынок, то наш бюджет недополучит 1,8 млрд долларов в год». По логике властей производство отечественного горючего уменьшит экспортную выручку страны. Потеря в 1,8 млрд долларов действительно весомая, а во сколько обходится экономике страны хронический дефицит топлива? Этого в профильных ведомствах подсчитать, видимо, не могут.

 

Но сырья для четвертого НПЗ будет вполне достаточно, если его спроектировать под переработку низкооцениваемой на мировом рынке (на 30-40% дешевле марки Brent) высоковязкой нефти с месторождений Бузачи, Каражанбас, Каламкас, Жетыбай. Тем более что рассчитывать на Кашаган, Тенгиз, Карачаганак (и еще с десяток месторождений) не приходится: они работают по соглашениям о разделе продукции и ориентированы на экспорт.

 

Что же касается рынков сбыта излишков нефтепродуктов, то, сколько лет их ни изучай, они остаются прежними. Это в первую очередь Кыргызстан, Таджикистан, Узбекистан, Афганистан. Понятно, что эти рынки заняты другими странами, но для проникновения на них есть конкуренция и удобная логистика. Вместе с тем, застыв в многолетних раздумьях «строить - не строить», страна рискует их потерять, как уже практически потерял активно развивающий свою нефтепереработку Узбекистан.

 

Кому-то очень хочется, чтобы не иссякали направляемые на модернизацию старых заводов денежные потоки и сохранялся мутный омут дефицита нефтепродуктов?

 

"Ритм Евразии"

Сергей СМИРНОВ 

29.12.17

        

Другие материалы раздела:

Комментарии

inozpress.kg

Нефтегазовая отрасль промышленности Казахстана | «Каспийский вестник»

Все страны Каспийского региона обладают значительными запасами нефти, однако в последние годы именно казахстанская нефть и маршруты ей поставок на внешние рынки являются главными катализаторами геополитического соперничества на Каспии. В связи с этим, читателям нашего портала, наверняка,  будет интересен аналитический материал о состоянии нефтегазовой отрасли промышленности Казахстана, подготовленный порталом Neftegaz.RU:

Будущее Казахстана как нефтедобывающей страны зависит от развития и расширения 3х его крупнейших проектов: Карачаганака, Кашагана и Тенгиза.

Об этом 10 мая 2017 г сообщает Управление энергетической информации Минэнерго США (EIA).

Тенгиз и Карачаганак составили 50% (Тенгиз 35%, Карачаганак 15%) добычи страны в 2016 г.

Когда добыча на Кашагане (которая началась в октябре 2016 г) выйдет на полку, совокупный объем производства всех 3х проектов составит не менее 60% общего объема добычи в Казахстане.

Нефть в Казахстане добывается с 1911 г.

Казахстан после России обладает 2ми по величине запасами нефти и 2й по величине нефтедобычей среди бывших республик СССР.

Доказанные запасы сырой нефти на 1 января 2017 г составляют 30 млрд баррелей ( 4,09 млрд т)

Общий объем добычи нефти в стране в 2016 г планировался на уровне 1,698 млн барр / сутки ( о,232 млн т/сутки) или около 620 млн барр/год ( 84,5 млн т/год).

Для продолжения роста добычи жидких углеводородов, кроме вышеуказанных месторождений, нужно развивать дополнительные экспортные мощности.

С 1911 г добыча в Казахстане не увеличилось до значимого уровня до 1970х гг, когда полка добычи поднялась на уровень почти 0,5 млн барр / сутки (ок 70 тыс т/сутки).

С середины 1990х гг с помощью мировых нефтяных мейджоров в 2003 г объем добычи в Казахстане превысил 1 млн барр / сутки.

В 2016 г случилось 2 важных этапа в развитии казахстанского нефтегаза:

— в октябре гигантское месторождение Кашаган возобновило добычу после нескольких лет задержек. Ожидается, что Кашаган даст 0,37 млн барр / сутки (более 50 тыс т/сутки) на полке,

— в июле 2016 г консорциум Тенгизшевройл принял решение о продолжении планов расширения, которые должны увеличить добычу нефти в проекте Тенгиз примерно на 0,26 млн барр / сутки, начиная с 2022 г.

Казахстан не имеет выхода к морю и находится далеко от международных нефтяных рынков.

Отсутствие доступа к открытому океану заставляет страну зависеть от магистральных нефтепроводов (МНП) и магистральных газопроводов (МГП) для транспортировки своей нефти и газа на мировые рынки. Казахстан также является транзитной страной для экспорта нефти и природного газа в Китай.

В 2014 г Казахстан потреблял 2,66 квадрлн британских тепловых единиц (Btu) или около 780 млрд кВт*час электроэнергии, в тч угля — 63% ( около 60,3 млн т/год), нефти — 18% ( около 12 млн т/год), природного газа — 16% ( около 11,7 млрд м3/год).

Казахстан является прибрежным государством Каспийского моря, правовой статус которого пока останется неурегулированным.

Министерство энергетики РК после реформы 2014 г взяло на себя функции Министерства нефти и газа, части функций Минпрома и Минприроды.

Государственная компания «КазМунайГаз» (КМГ) представляет интересы государства в нефтегазовой отрасли промышленности Казахстана. Создана в 2002 г и владеет долями участия в Карачаганаке (10%), Кашагане (16,88%) и Тенгизе (20%), а также во многих других производственных проектах от 33% до 100%.

Казахстан экспортирует в основном легкую малосернистую нефть CPC Blend. которая ценится за высокий выход бензина и легких дистиллятов.

CPC Blend — плотность 45,3 ° API, 0,56% серы.

Экспорт нефти и газового конденсата в 2016 г составил 1,3 млн барр/сутки (0,177 млн т/сутки).

Государственный КазТрансОйл, дочка КазМунайГаза, которое эксплуатирует около 5,5 тыс км трубопроводов.

Основные экспортные нефтепроводы : МНП Каспийского трубопроводного консорциума в черноморский порт Новороссийск, МНП Казахстан-Китай и МНП Узень-Атырау-Самара в Россию.

Казахстан также экспортирует сырую нефть через Каспийское море и по железной дороге.

Нефть загружается на нефтеналивные танкеры в портах Актау или меньшем Атырау, затем транспортируется через Каспийское море, для загрузки в МНП Баку-Тбилиси-Джейхан или МНП Северный маршрут (Баку-Новороссийск) для доставки в Европу ( в основном)в Европу.

Другой экспортный маршрут для каспийской нефти — обмен (своп) с Ираном: поставка нефти в иранский порт Каспийского моря в Неке с получением равных объемов нефти из портов Персидского залива. После введения санкций против Ирана нефтяной своп сошел на нет, и по состоянию на конец 2016 г — не возобновился.

По состоянию на 1 января 2017 г в Казахстане было 3 крупных нефтеперерабатывающих завода с мощностью перегонки нефти 340 тыс барр/ сутки (ок 46,4 тыс т/сутки):

— Павлодарский НПЗ находится в северо-центральном Казахстане и получает в основном по МНП российскую сырую нефть из Западной Сибири,

— Атырау НПЗ использует нефть с северо-запада Казахстана,

— Шымкентский НПЗ использует нефть с месторождений в Кумколе и близлежащем районе в центральном Казахстане.

В Актау также имеется более мелкий НПЗ, который перерабатывает тяжелую нефть, добываемую на близлежащем месторождении, для производства битума для дорожного строительства.

3 основных НПЗ удовлетворяют примерно 70% казахстанского спроса на бензин и дизельное топливо, при этом большая часть остающегося спроса удовлетворяется за счет импорта из России.

На всех 3х НПЗ реализуются проекты модернизации, которые будут завершены в конце 2017 г или в начале 2018 г.

Крупнейшие нефтяные месторождения в Казахстане также содержат значительные объемы природного газа, большая часть которого повторно закачивается в нефтяные скважины для повышения коэффициента извлечения нефти (КИН).

Доказанные запасы природного газа в Казахстане составляют 85 трлн фт3 (2,4 трлн м3) по состоянию на 1 января 2017 г.

За последнее 1 — летие годовая валовая добыча природного газа увеличилась почти в 2 раза — с 22,6 млрд м3 в 2005 г до 42,47 млрд м3 в 2015 г.

Большая часть газа в Казахстане повторно закачана (более 30% в 2015 г) для увеличения добычи нефти.

Большая часть природного газа, добываемого на месторождениях Тенгиз и Кашаган, содержит большое количество серы и поэтому требует специальной обработки и требует больших затрат на переработку.

В 2016 г на месторождениях Карачаганак и Тенгиз в совокупности приходилось около 70% добычи природного газа в Казахстане.

В проекте Тенгиз имеется установка по переработке природного газа, на которой по информации Chevron получено 7,75 млрд м3 товарного газа в 2016 г.

Проект Карачаганак имеет недостаточные мощности по переработке газа, поэтому большая часть добываемого на Карачаганакском месторождении газа экспортируется в Россию для переработки на Оренбургском ГПЗ.

На месторождении Кашаган ожидается получение около 100 млрд м3 /год природного газа для внутреннего потребления, а добываемый сверх этого газ повторно закачивается в пласт для повышения нефтеотдачи.

Транспортируется газ по МГП Средняя Азия -Центр (САЦ), который проходит на западе Казахстана, МГП Туркменистан-Китай, который пересекает южную окраину страны, направляясь в Китай и МГП Бухара-Ташкент-Бишкек-Алматы, обслуживающий внутренний спрос в южном Казахстане. На этом газопроводе расположены 2 из 3хподземных газохранилищ (ПХГ) Казахстана.

МГП САЦ также обслуживает местный спрос на природный газ в Западном Казахстане, в тч в северо-западном Казахстане, где со времен СССР сосредоточено большинство промышленных предприятий.

Добыча природного газа в Казахстане сосредоточена на северо-западе и до недавнего времени не была связана с населенными пунктами на юге, севере, в центре и на востоке.

До 2016 г потребители в южном Казахстане получали импортный природный газ из Туркменистана или Узбекистана.

В ноябре 2015 г КазТрансГаз завершила строительство МГП Бейну-Бозой-Шымкент, что позволило газифицировать населенные пункты вдоль маршрута и связать месторождения природного газа и инфраструктуру на северо-западе страны с населенными пунктами на юге страны, заменив импортируемый природный газ на этих рынках газом, производимым внутри страны.

Этот МГП также связал добывающие регионы Казахстана с МГП в Китай, что позволило экспортировать продукцию из северо-западного Казахстана в Китай.

Казахстан также обсудил возможность использования этой инфраструктуры для транзита российского природного газа в Китай.

Планы газификации других частей страны и подключения их к существующей инфраструктуре на западе и юге более неопределенны.

Огромные расстояния и относительно низкая плотность населения на севере, в центре и на востоке делают экономику сложной задачей для любых проектов потенциальных газопроводов, которые будут обслуживать эти регионы. Казахстан договорился импортировать из России 5 тыс тонн сжиженного природного газа (СПГ) в 2017 г для поставки в г Астану и другие города на севере страны.

Казахстанские угольные бассейны, расположенные на севере и в центре страны, также могут быть источником поставок природного газа в районы страны, которые далеки от существующей добычи природного газа и инфраструктуры. Казахстан изучает возможности добычи и сбыта метана угольных пластов.

Источник

casp-geo.ru

Нефтепереработка в Казахстане - Prosperite

На «Атырауском НПЗ» построят производство ароматикиНа «Атырауском нефтеперерабатывающем заводе» (Казахстан) реализуется проект по модернизации производства. На выездном совещании по вопросам реализации инвестиционных проектов и развитию береговой инфраструктуры казахстанского сектора Каспийского моря, прошедшем на прошлой неделе, министр нефти и газа РК Сауат Мынбаев сообщил, что все вопросы по модернизации АНПЗ и созданию на заводе комплекса по производству ароматики решены.

Стоимость проекта, который будет реализовывать китайская компания «Синопек Инжиниринг», составляет 1 млрд 110 млн долларов. После завершения работ объем переработки нефти на АНПЗ увеличится с 4,3 млн тонн до 4,5 млн тонн в год. Значительно повысится глубина переработки. В год предприятие будет выпускать 592 тыс. тонн высокооктанового бензина - на 124 тыс. тонн больше, чем в настоящее время. Кроме того, на первом этапе, после создания комплекса по производству ароматических углеводородов, на заводе будет налажен выпуск 62 тыс. тонн в год бензола и 137 тыс. тонн параксилола. По данным казахстанских СМИ, в дальнейшем производство бензола будет доведено до 133 тыс. тонн в год, а параксилола до 496 тыс. тонн. Качество всех выпускаемых нефтепродуктов будет отвечать стандарту Евро-3.

По словам министра, решается и вопрос о строительстве в регионе первого интегрированного газохимического комплекса. В этом году уже начнутся земляные работы и создание инфраструктуры нового предприятия. После решения всех технических и финансовых вопросов начнётся непосредственно создание комплекса. Строить его будет также китайская компания «Синопек Инжиниринг». На первом этапе мощности комплекса будут рассчитаны на производство 500 тыс. тонн полипропилена в год. При необходимости комплекс можно расширить и довести производственные мощности до 1 млн 250 тыс. тонн полиэтилена и полипропилена в год.

RCCnews.ru. 2010. 25 мая

Плановый ремонт на «Павлодарском нефтехимическом заводе» начнется в июле Плановый ремонт на «Павлодарском нефтехимическом заводе» (Казахстан) начнется в июле. Об этом сообщила пресс-секретарь АО «Торговый дом «КазМунайГаз» Бибугуль Мырзахметова.

«Завод выйдет на ремонт в июле. Когда точно это произойдет, пока неизвестно. Но он будет стоять один месяц», - сказала Б. Мырзахметова. В соответствии со сложившейся практикой, для недопущения дефицита топлива на внутреннем рынке страны, ПНХЗ должен обеспечить месячный запас ГСМ на своих хранилищах.

В ремонте, модернизации, замене нуждаются внутренние устройства оборудования, трубопроводы, футеровочные (защитные – КазТАГ) покрытия печей. В 2010 году руководство завода планирует привлечь специалистов Санкт-Петербургского НИИ «НефтеМаш» для обследования и определения остаточного ресурса комплекса «КТ 1». Также в текущем году предусмотрено техническое обследование всего технологического оборудования с привлечением специализированных профильных институтов России и Казахстана.

«Павлодарский нефтехимический завод» - крупное предприятие по переработке нефти, производству и реализации нефтепродуктов. Глубина переработки нефти составляет 80-85 %. Проектная мощность нефтепереработки составляет 7,5 млн тонн в год. Завод ориентирован на западносибирскую нефть. Согласно данным KASE, по состоянию на 1 апреля АО «Торговый дом «КазМунайГаз» через дочернее TOO «Refinery Company RT» владел 58 % акций ПНХЗ, остальные 42 % акций завода принадлежало фонду национального благосостояния «Самрук-Казына».

RCCnews.ru. 2010. 26 мая

В Казахстане построят завод по переработке ПНГ стоимостью 278 млн долларов 21 мая на месторождении Алибекмола, расположенном в Мугалжарском районе (Казахстан), состоялась церемония закладки капсулы в основание строительства завода по переработке попутного нефтяного газа ТОО «Казахойл Актобе».

Строительство данного объекта осуществляется в рамках Карты индустриализации Актюбинской области, а также государственной программы по утилизации попутного газа. Ввод в эксплуатацию завода запланирован на 1 июня 2011 года.

Казахские СМИ со ссылкой на пресс-службу областного акимата сообщают, что проект стоимостью 278 млн долларов предусматривает строительство установки комплексной переработки газа производительностью 50 тыс. нм3/час месторождения Алибекмола и установки подготовки газа месторождения Кожасай. Производственная мощность проекта - переработка 400 млн куб. м попутного нефтяного газа, производство 320 млн куб. м товарного сухого газа и 57 тыс. тонн сжиженного газа (пропан-бутановой смеси) в год. Технологии соответствуют мировым стандартам экологической безопасности. (ISO14001:2004, OHSAS 18001:2007, ISO9001:2000).

RCCnews.ru. 2010. 24 мая

В Казахстане три нефтеперерабатывающих завода. В связи с ростом добычи нефти возмникла необходимость в дополнительных мощностях и соответственно в модернизации нефтеперерабатывающей отрасли.

prosperite.livejournal.com

Быть ли четвертому нефтеперерабатывающему заводу в Казахстане?

 

Могут ли три существующих нефтеперерабатывающих завода обеспечить Казахстан топливом в будущем? Нет. Они не могут сделать это уже сейчас, и модернизация даст зыбкую передышку лишь на каких-то пять лет.

В октябре прошлого года Минэнерго решило не строить четвертый НПЗ и заявило: «В соответствии с прогнозом производства и потребления нефтепродуктов, предполагается незначительный, но растущий дефицит дизтоплива с 2021-го и бензинов с 2025 года. При этом небольшие объемы дефицита до 2024 года могут быть покрыты за счет импорта из России. В этих условиях возможный вариант полного обеспечения внутреннего рынка отечественными нефтепродуктами – это увеличение нефтеперерабатывающих мощностей после 2024 года».

быть ли четвертому НПЗ в Казахстане?

Такая недальновидность может стоить дорого, особенно в условиях колебаний мировой экономики. Шымкентский НПЗ, который было решено модернизировать, произвел в 2014 году 1,1 млн тонн бензина, Павлодарский – 1,2 млн тонн, Атырауский – 0,6 млн тонн (табл. 1). Первый и второй будут укрупнять до конца 2016 года, хотя ранее было обещано, что это произойдет еще в 2014-м. Если верить прогнозам Минэнерго, то внутренний спрос и предложение по бензину сравняются в 2017-м. Восемь лет «изобилия», и затем мы снова столкнемся с дефицитом. Подобные заявления можно расценивать как презумпцию безответственности.

Министерство энергетики заявляет, что после модернизации заводов дефицит дизеля наступит в 2021-м. Здесь стоит заметить, что в 2013 году 1,6 млн тонн дизтоплива уходило на экспорт (табл. 3), а 2,6 млн тонн завозилось извне. То есть даже если чудом развернуть экспорт, дефицит сегодня составляет 1 млн тонн. Этот дисбаланс действительно могут обеспечить три существующих НПЗ при условии их модернизации плюс правительству следует обратить внимание и помочь аксайскому заводу АО «Конденсат», который выдал в 2014 году 0,5 млн тонн топлива и наверняка смог бы больше, будь у него поддержка. Но это при общем потреблении 8,07 млн тонн. Ведь если предположить, что потребление дизеля будет расти по 3% в год, то к 2021-му его использование может составить 10,2 млн тонн, а если на 4% – то все 11 млн. В реальности его дефицит наступит гораздо раньше и завозить его придется из России. Сколько он будет стоить у северного соседа, предсказать невозможно, к тому же, как однажды выразился Егор Гайдар, «прогнозировать курс рубля и цены на нефть – это опасное занятие для профессиональной репутации экономиста».

ЕСЛИ ВЕРИТЬ ПРОГНОЗАМ МИНЭНЕРГО, ТО ВНУТРЕННИЙ СПРОС И ПРЕДЛОЖЕНИЕ ПО БЕНЗИНУ СРАВНЯЮТСЯ В 2017-М. ВОСЕМЬ ЛЕТ «ИЗОБИЛИЯ», И ЗАТЕМ МЫ СНОВА СТОЛКНЕМСЯ С ДЕФИЦИТОМ. ПОДОБНЫЕ ЗАЯВЛЕНИЯ МОЖНО РАСЦЕНИВАТЬ КАК ПРЕЗУМПЦИЮ БЕЗОТВЕТСТВЕННОСТИ.

Ценовой вальс

Сейчас цены на АИ-92 в России и Казахстане практически сравнялись. В Оренбургской области самый популярный бензин стоит 30,9 рубля за литр, что при курсе 2,9 составляет 89,6 тенге. Этот относительный паритет позволяет сделать непривлекательным переток топлива из одной страны в другую. Полный паритет был отмечен в ноябре 2014 года (рис. 1), когда АИ-92 в среднем по России стоил 124,6 тенге, а в Казахстане – 128 тенге. Примерно в это же время в нашей стране «рассосался» дефицит бензина этой марки. Почему он был? Потому что на пике дисбаланса в июне 92-й в РФ стоил 159,2 тенге, а в РК – 115 (рис. 2), что рождало естественное желание продавцов перенаправлять потоки на север. На этом фоне необеспеченный производством спрос в примерно 1 млн тонн в год, который ранее удовлетворялся за счет российских поставок, дал о себе знать, когда запасы стали иссякать. Никто из торговцев не был готов работать в убыток при «потолочном» ценообразовании. Министр энергетики РКВладимир Школьник так объяснял, что было дальше: «Мы заставили оператора «КазМунайГаза» (АО «КазМунайГаз Онiмдерi», – прим. авт.) покупать бензин в России по тем ценам, по которым можно договориться, привозить сюда и продавать его по ценам, которые установлены здесь».

Политику предельных цен можно называть протекционистским ходом, но ходом абсолютно оправданным и верным, более того – выверенным. Министерство оказалось зажато между двух стен: социальным напряжением – слишком высокая цена могла спровоцировать всплеск недовольства населения, и чрезмерными издержками – очевидно, что «КМГ Онiмдерi» жутко потратилось.

Исправил ситуацию, как это ни парадоксально звучит, мировой экономический тремор с падением цен на нефть и ослаблением рубля. Цены в России начали падать такими темпами, что Казахстану пришлось «ронять» стоимость бензина вслед за российским, чтобы не получилась обратная ситуация, когда отечественные торговцы начали бы массово закупаться в РФ, полностью игнорируя казахстанские НПЗ. Сейчас ситуация удовлетворительная почти для всех – народ удивлен и счастлив, заводы работают в штатном режиме, единственным недовольным звеном остаются операторы АЗС. Минэнерго опять между двух огней – с одной стороны, имеется недовольство продавцов бензина, чья маржа сокращается чужой рукой, с другой – риск разрыва коридора цен. Ведь если российский бензин упадет еще ниже, а наш зафиксируется на отметке в 99 тенге, торговцы незамедлительно сменят родного покупателя на российского.

Гармонизация цен останется долгим и мучительным «вальсом» для Казахстана до тех пор, пока не будет достигнута топливная безопасность и независимость. При наличии полностью удовлетворенного внутреннего спроса отечественными НПЗ и даже при образовании излишка «танцевать» станет гораздо легче и приятнее. Если вдруг в России цены окажутся критически высокими, и наши торговцы захотят продавать туда – народ не останется без бензина, если критически низкими – в хранилищах будет запас, и операторы АЗС не смогут ссылаться на дефицит для оправдания массовых закупок на севере. Это приведет к управляемому скольжению, что позволит Минэнерго очень деликатно, без напряжения влиять на рынок, денежные потоки и умонастроение людей. Но три завода этого обеспечить не смогут.

Потребление

Доля бензина, использованного для нужд населения в общем объеме с 2010 года выросла с 41% до 58% (табл. 2), потребление дизеля увеличилось за тот же период почти в два раза (табл. 3) с 666 тыс. тонн до 1,25 млн тонн. Количество проданных новых автомобилей, по данным АКАБ, с 2009 по 2014 годы выросло в десять раз с 16,4 тыс. до 163,5 тыс. Доля проданных на сером рынке авто существенно снизилась из-за активного роста продаж новых, запрета на ввоз машин с правым рулем и автомобилей старше 2007 года. И все же неофициальные дилеры продолжают работать, а значит, рынок есть. Автопарк Казахстана за пять лет вырос в полтора раза до 4 млн легковых машин (рис. 2). Потребление дизеля в качестве топлива для производства энергии выросло в два раза за четыре года с 2,1 млн тонн в 2009-м до 4,2 в 2013 году.

Все это говорит о возрастающем потреблении бензина и дизеля, и темпы роста явно превышают увеличение мощностей трех заводов. Если предположить, что потребление бензина будет скромно расти в среднем на 5% ежегодно, а потребление дизеля на 4%, то к 2021 году Казахстан будет расходовать 18,5 млн тонн этих продуктов, а к 2019 году – 16,2 млн тонн (табл. 5).

Модернизация и строительство

Атырауский НПЗ к 2016 году должен перерабатывать 5,5 млн тонн сырой нефти при уровне переработки 83% – это 4,56 млн тонн светлых нефтепродуктов.

Шымкентский НПЗ в 2016-м будет переделывать 6 млн тонн при уровне переработки 90% – 5,4 млн тонн.

Павлодарский НПЗ в 2016 году будет способен перерабатывать 7 млн тонн при глубине переработки нефти 85% – это 5,95 млн тонн.

Итого, все вместе они будут выпускать 15,91 млн тонн. Это значит, что дефицит при вышеуказанных темпах роста потребления с большой долей вероятности наступит в 2018-2019 годах.

Четвертый НПЗ нужно начинать строить уже сейчас. Учитывая, что на модернизацию трех существующих заводов, по заявлению Владимира Школьника, будет потрачено $6,1 млрд, строительство нового производства может оказаться накладным. Как считает Олег Егоров, главный научный сотрудник Института экономики Министерства образования и науки РК, стоимость строительства современного завода может составить $4 млрд, срок строительства – около четырех лет. Вероятнее всего – больше и дольше, но этот вопрос зависит от наличия таланта по привлечению инвесторов у функционеров Минэнерго. Если учесть, что динамика спроса положительна и прослеживается на десятилетия вперед, – проект не будет лишен внимания, следовательно, поиски не будут сложными. Важнее всего как минимум половину средств найти внутри страны.

Сама идея строительства четвертого НПЗ в Казахстане стара как мир – еще в 1991 году Кабмин КазССР принял соответствующее постановление.

По словам ветерана нефтяной отрасли Атагозы Ботагараева, четвертый завод начали строить в Мангистауской области. За 1992-1994 годы были проложены несколько десятков километров асфальтовой дороги до планируемого завода, более 20 км внешнего технологического трубопровода морской воды (диаметром 1220 мм), 15 км водопровода питьевой воды, 47 км железной дороги от станции Тамак до завода, высоковольтные линии. Построены ремонтно-механическая база, база стройиндустрии и много других объектов.

Атагозы Ботагараев считает, что «построенные внешние инженерные коммуникации и инфраструктура завода сократят срок строительства и ввода в эксплуатацию нового предприятия на 1-1,5 года и сэкономят финансовые средства на сооружение. Еще один важный момент: высокая вязкость и малое содержание светлых углеводородов бузачинской нефти низко оцениваются на мировом рынке (на 30-40% дешевле марки Brent). Высокие транспортные затраты делают ее продажу за границу неэффективной. Переработка же на месте позволит эффективно использовать природные богатства края».

Более того, рядом есть Каражанбас, Каламкас, Жетыбай, Жалгыстобе и другие месторождения. А это значит, что сырья для загрузки мощностей будет достаточно.

В конечном счете, в начале этого года правительство получило задачу сверху привлечь заинтересованных инвесторов. Если учесть, что ситуация с мировым хозяйством остается напряженной, очень хорошим подспорьем для экономики страны выступят инфраструктурные проекты. В случае с таким необходимым крупным инвестпроектом как НПЗ вложения вернутся относительно быстро.

Рис. 1. Соотношение цен на бензин в РФ и РК

 

nb.kz

| Atameken Business

30 Ноября -0001 00:00

Вложения при строительстве четвертого нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в Казахстане могут не оправдаться, считает директор по исследовательским проектам Исследовательской группы «Петромаркет» Иван Хомутов, пишет «Интерфакс-Казахстан».

«Если исходить из текущих предпосылок развития Казахстана, развития нефтепереработки, рынков сопредельных стран, не находится емких рынков нефтепродуктов для четвертого завода (НПЗ – «ИФ-К»). Естественно, если реализовывать проект четвертого завода, это большие риски и вложения, которые могут не оправдаться», - сказал сегодня Иван Хомутов, зачитывая итоги исследования «Стратегия развития нефтеперерабатывающей отрасли Казахстана в новых условиях: Нужен ли Казахстану четвертый НПЗ?» на III ежегодной конференции «Нефтепереработка и нефтехимия в Центральной Азии» в Астане.

Он отметил, что после модернизации трех действующих НПЗ в Казахстане, предприятия выйдут на 100% загрузку.

«Следовательно, дефицит (топлива – «ИФ-К») сменится профицитом, который будет сохраняться на протяжении 15 лет - до 2030 года», - пояснил эсперт.

Казахстану, по мнению директора по исследовательским проектам, при экспорте продукции четвертого НПЗ будет сложно выдержать конкуренцию.

«Казахстанским предприятиям придется вступить в конкуренцию прежде всего с российскими предприятиями. И выдержать ее будет очень сложно, если не воспользоваться поддержкой со стороны государства. Причем поддержкой как экономической, так и политической», - считает Иван Хомутов.

Казахстану, по его словам, в настоящее время необходимо «минимизировать риски строительства четвертого завода и подумать о развитии каких-то альтернативных вариантов развития переработки».

В свою очередь, вице-министр энергетики Казахстана Магзум Мирзагалиев подчеркнул, что вопрос строительства четвертого НПЗ рассматривался с учетом дальнейшего роста Казахстана.

«Строительство НПЗ долгий процесс и в дальнейшем потребление будет расти и, соответственно, этот вопрос надо будет решать. По четвертому НПЗ мы сейчас взяли паузу на более детальное изучение этого вопроса и будем к нему еще возвращаться», - заключил он.

В Казахстане с населением свыше 17,5 млн человек действуют три НПЗ, которые находятся в управлении АО «КазМунайГаз - Переработка и Маркетинг"» (в структуре нацкомпании «КазМунайГаз»).

Основными направлениями деятельности этой компании является управление нефтеперерабатывающими активами, экспорт нефти и нефтепродуктов, развитие розничной сети реализации нефтепродуктов. В активе компании - Атырауский НПЗ (99,5%), Шымкентский НПЗ (49,7%), Павлодарский НХЗ (58%).

«КазМунайГаз» является национальным оператором по разведке, добыче, переработке и транспортировке углеводородов, представляющим интересы государства в нефтегазовой отрасли Казахстана.

abctv.kz