Дефицит ГСМ: новые НПЗ, сырьё и мини-заводы

Я не буду писать про состав, про то как все организовано и т д., а напишу просто в общем про текущую ситуацию.

Сначала общая проблематика - дефицит ГСМ в Казахстане.

Дефицит ГСМ в Казахстане является следствием нехватки мощностей наших НПЗ. На сегодня порядка 800 тыс тонн по АИ 92 и 500 тыс тонн по Дизельному топливу. В текущей ситуации, методом ручного управления, наши НПЗ более или менее загружены нефтью, поэтому главный вопрос остается в импорте дефицита из-за рубежа. Разница в ценах на ГСМ, приграничная торговля, и аварийная остановка НПЗ в России. Все это привело к тому, что импортировать ГСМ очень сложно. Соответственно, сейчас в ручном режими пытаются решить вопрос обеспечения ГСМ. Это текущая краткосрочная ситуация. Падение рубля по отношению к доллару серьезно поможет нашему Минэнерго в решении данной проблемы.

Соответственно, сейчас так или иначе, решат проблему.

Второй вопрос, который стоял на повестке - это решение проблемы путем реконструкции 3-х НПЗ и строительство (пристройка) 4-го НПЗ.

Сейчас в целом, три завода в совокупности могут переработать порядка 14,5 млн тонн нефти, после реконструкции планируется переработка 18 млн тонн, и при строительстве (пристройке) 4-го НПЗ общий объем переработки составит порядка 24 млн тонн.

И здесь главный вопрос, который встает - это обеспечение сырьем данных заводов, а также сбыт излишней продукции, так как увеличится выход светлых и в целом возрастет переработка.

По первому вопросу - все сложно. Текущие запасы мелких и средних месторождений иссекают, а крупные гиганты навряд ли будут продавать нефть на местный рынок, так как у них имеются контракты, позволяющие им практически все экспортировать в страны дальнего зарубежья (Тенгиз, Карачаганак и Кашаган). Они будут только в одном случае продавать на внутреннем рынке, если это будет выгондно, а при регулировании внутренних цен, такой выгодности будет достичь сложно.

Если несколько летназад принудительно заставляли сдавать на внутренний рынок порядка 25% , то сейчас уже 35%. Минэнерго устанавливает квоты на экспорт для каждого недропользователя, что позволяет им регулировать поставки на внутренний рынок. Но тенденция такова, что с каждым годом долю придется повышать, что будет вызывать недовольство мелких и средних недропользователей. Такой метод ручного управления ни к чему хорошему не приведет, а чтобы сохранить долю на текущем уровне, нужно вводить новые месторождения и стимулировать разведку и добычу. К сожалению, у нас разведка и добыча вообще никак не стимулируется, только наоборот, происходит усложнение в принятии решений. У мелких и средних недропользователей нет ресурсов влиять на ситуацию, в отличии от крупных игроков, и им приходится, либо проходить круги ада, либо договариваться. В общем, могу спрогнозировать, что после ввода новых НПЗ, будет новая проблема - обеспечение сырьем (просто парадокс для нефтяной державы).

На счет сбыта, конечно есть опасения, но - переизбыток мощностей позволит увеличить конкуренцию на этом рынке, что скажется на стоимости услуг переработки, маржи оптовиков и трейдеров и повлияет на стоимость ГСМ. В этом смысле, если и строить новый завод, то лучше отдельно от текущих, так как это повысит конкуренцию. Может быть, заводы будут загружены не на полную мощность, но это позволит увеличить наш экспорт, а экспорт продукции более высокого передела всегда выгоднее, чем просто сырье и меньше подвержено колебаниям цен.

Если наш бензин будет дешевле, то не думаю, что Россия откажется от него. К тому же КМГ нужно подумать о развитии своей сети АЗС в России, а не в Румании :), так как продавать через собственную сеть в России будет очень выгодно и позволит решить вопрос со сбытом (частично). Мы боимся конкуренции, так мне показалось из выступлений наших уважаемых нефтяников.

Теперь про Мини-НПЗ. Нужно понимать, что простая атмосферная разгонка на три фракции - легкий дистиллят (прямогонный бензин), дизельное топливо и мазут вообще экономически не выгодно (если кому надо, могу посчитать). Из трех продуктов, можно по разумной цене продать только Дизельное топливо. Прямогонка, даже если использовать суперприсадки, максимум поднимется до 80-го. Для выходов более качественных продуктов требуются установки, которые могут ставиться только на большие объемы переработки (например установка реформинга или каталитического крекинга, гидрокрекинга и т п) Поэтому, у нас сейчас Мини-НПЗ ассоциируются только с серыми схемами, когда используют различные схемы смешивания и получая двухфракционнные составы нефтепродуктов, экспортируют зарубеж. Правда, это становится тоже не выгодным, так как выросли пошлины на такие продукты и поднялись тарифы на железную дорогу, в результате, нефть в точки назначения, если ее транспортировать трубой, даже с учетом всех налогов, становится дешевле чем выше указанные нефтепродукты. В этой связи, мне кажется, Мини НПЗ не будут той панацей, как думают некоторые, и они никак не решат вопрос с увеличением ГСМ.

Про Атырауский НПЗ - непонятна была логика, почему сначала стали ставить установки для производства ароматики, а потом только для увеличения выхода светлых. Как раз, для Атырау, напрашивалась, в первую очередь, именно установки по увеличению глубины переработки, а потом уже нужно было уходить в нефтехимию. Правда, мне совсем не понятно, куда будет продаваться Бензол и Ортоксилол, в России своих производств хватает, а в Китай вести такие продукты будет очень дорого, думаю у них и своих хватает производств. Не понятен маркетинг. У нас нет потребностей в таких продуктах, в общем, было бы хорошо, если бы КМГ показали Бизнес план по нефтехимии, или это просто исполнение программы ГПФИИР?

Павлодарский НПЗ - сейчас используется оптимальная схема - СВОП операций, так что с Павлодаром все нормально, правда возмущаются Павлодарские чиновники, мол, переход на давальческое сырье отражается на экономики региона - по стране разницы нет, да и для Павлодара изменение происходит только на цифрах.

Это небольшие мысли по этой проблематике.