ЦЕНЫ НА НЕФТЬ: Brent $51.90 (+0.48) WTI $51.00 (+0.39)
 

Темная сторона независимости

Новошахтинский завод нефтепродуктов

Новошахтинский завод нефтепродуктов. Источник: oilrusi.ru

28 февраля. OilCapital.ru. В новых экономических реалиях юг России теряет один из самых амбициозных в недавнем прошлом сегментов своей экономики – мини-НПЗ

Экономический кризис поставил под большое сомнение независимые проекты в сфере нефтепереработки на юге России, хотя всего несколько лет назад этот макрорегион считался чуть ли не самым перспективным в стране для небольших НПЗ. По оценке отраслевых аналитиков, более или менее внятное будущее есть сейчас только у тех предприятий, которые способны найти финансирование для дальнейшей модернизации и при этом уже смогли перейти к стадии производства светлых нефтепродуктов, достигнув объема переработки хотя бы 4-5 млн тонн нефти в год.

Тройной удар

Еще в первой половине нынешнего десятилетия список независимых инвестиционных проектов в нефтепереработке на юге России включал до десяти пунктов. В первом «эшелоне» этих проектов числились уже действовавшие предприятия, заявлявшие о масштабных планах модернизации и расширения своих мощностей – Афипский и Ильский НПЗ в Краснодарском крае, Новошахтинский завод нефтепродуктов (НЗНП) в Ростовской области. Вторую группу составляли перспективные начинания, которые разрабатывались главным образом в республиках Северного Кавказа – Дагестане, Чечне, Адыгее, Северной Осетии. Макеты будущих НПЗ активно показывали на различных инвестиционных форумах, включали в списки приоритетных региональных проектов и т.д. 

Преимущества юга России для независимой нефтепереработки хорошо известны: это аграрный регион с повышенным спросом на горючее, обладающий развитой инфраструктурой для экспорта нефтепродуктов.

Естественные преимущества юга России для независимой нефтепереработки хорошо известны.

Во-первых, это аграрный регион с повышенным спросом на горючее с низким октановым числом, на котором главным образом и специализируются независимые НПЗ. В свое время именно эти соображения легли в основу строительства НЗНП, инвестором которого выступил крупнейший в Ростовской области агрохолдинг «Юг Руси».

Во-вторых, на юге России есть хорошо развитая инфраструктура для экспорта нефтепродуктов – прежде всего через порты Азово-Черноморского бассейна.

В-третьих, традиционно присутствовали мотивы политического характера: для глав ряда южных регионов, в особенности кавказских республик, наличие собственного НПЗ – это вопрос престижа. Здесь можно вспомнить неоднократные попытки главы Чечни Рамзана Кадырова склонить НК «Роснефть» к строительству НПЗ в Грозном либо найти для этого начинания альтернативных инвесторов.  

Кроме того, для некоторых глав южных регионов наличие НПЗ на территории вверенного им субъекта РФ – вопрос престижа. Были и другие соображения.

Например, в 2013 г. несколько компаний, близких к бизнесмену Михаилу Гуцериеву, анонсировали проект строительства в Адыгее нового НПЗ, который выступил бы вспомогательным звеном для старейшего на юге России Краснодарского НПЗ, расположенного в границах города и не имеющего возможностей для развития. Словом, нехватки предложений не было.

Первый удар по планам независимых нефтепереработчиков нанесла двукратная девальвация рубля, которая мгновенно привела к удорожанию их планов. Например, стоимость ключевого для модернизации ОАО «Новошахтинский завод нефтепродутов» (НЗНП) строительства установки электрообессоливания и атмосферно-вакуумной перегонки нефти в начале 2015 года подскочила с 2,5 до 5,5 млрд рублей.

«Это произошло исключительно из-за изменения курса валют. Там все оборудование импортное», – пояснили тогда в правительстве Ростовской области.

Вторым «ударом в спину» для независимых переработчиков стал введенный правительством практически одновременно с девальвацией налоговый маневр, предполагавший резкое повышение вывозных пошлин на мазут и снижение пошлин на сырую нефть. Из-за этого упала рентабельность экспортных поставок мазута – одного из основных продуктов небольших НПЗ, а цена сырья для них выросла. Это также заставило компании пересматривать первоначальные планы.

Характерный пример – проект модернизации Ильского НПЗ, принадлежащего Кубанской нефтегазовой компании. Первоначально он оценивался в 18,5 млрд руб., затем (в конце 2013 г.) стало известно, что стоимость увеличилась до 40 млрд руб., а в начале 2015 года – до более чем 60 млрд рублей. Как поясняли тогда в компании, удорожанию и увеличению сроков окупаемости проекта способствовал налоговый маневр, изменение экономической ситуации в стране и снижение маржи переработки. Если первоначально Ильский НПЗ собирался довести мощность переработки до 3,5 млн тонн нефти в год, то в пресловутых «новых экономических условиях» минимальная для окупаемости проекта мощность по переработке должна была составлять 5-6 млн тонн.

«От налогового маневра пострадали все российские НПЗ мощностью переработки от 0,5 до 1,5 млн тонн в год, – констатирует председатель совета директоров группы CREON Energy Фареса Кильзие. – НПЗ небольшого масштаба строились в два этапа: сначала выпуск темных нефтепродуктов, затем – светлых. Раньше по всей России было 212 таких производственных точек, сегодня более половины из них стоят».

По словам Кильзие, кредиторы предприятий, остановивших производство, пытаются продать их почти за бесценок, желая избавиться от этих активов, и консультанты почти ежедневно ведут переговоры по поводу покупки того или иного производителя.

Результаты этих переговоров определяются в первую очередь достигнутой глубиной переработки.

«Если завод остановился на стадии выпуска темных нефтепродуктов, то этот актив на сегодняшний день стоит ноль, – утверждает Фарес Кильзие. – В некоторых случаях мы видим перспективу, если есть потенциал расширения до светлых нефтепродуктов. Но о проектах в диапазоне до миллиона тонн, которые заявлялись до кризиса, в том числе на юге России, лучше даже и не думать – это будет повторение тех ошибок, которые уже есть».

Кроме того, изменилась сама структура рынка.

«Для реализации проектов самостоятельных НПЗ требуется прежде всего наличие спроса, – поясняет независимый аналитик Александр Полыгалов. – Строительство современного НПЗ, выпускающего высококачественную продукцию, требует больших затрат, которые в сегодняшней ситуации вряд ли окупятся быстро. Конечно, можно построить простейший НПЗ с первичной переработкой вроде уже существующих независимых НПЗ Краснодарского края и Ростовской области. Это относительно небольшие заводы, выпускающие полуфабрикаты в виде прямогонного или газового бензина, высокосернистого дизтоплива (хотя некоторые НПЗ частично освоили выпуск низкосернистого дизтоплива), а также большого количества мазута. Но это значит, что спрос на продукцию таких заводов должны обеспечивать компании с современными нефтеперерабатывающими мощностями, которые по каким-либо причинам захотят покупать прямогонный бензин, мазут или высокосернистое дизтопливо у гипотетически новых НПЗ для дальнейшей переработки. Внутри России сегодня существует избыток мазута и дизельного топлива, а высокосернистое дизтопливо тем более никому особо не нужно. Это само по себе снижает норму прибыли при поставках и на внутреннем рынке, и на европейский рынок, поскольку экспортеров дизтоплива и мазута более чем достаточно. А налоговый маневр окончательно сделал первичную переработку нефти с высоким выходом мазута невыгодной».

Синдром инвестиционного похмелья

По оценке Фареса Кильзие, первоначальные вложения в независимые НПЗ составляли 6-7 млрд руб., или $120-130 млн по текущему курсу. Сегодня, чтобы дойти до выпуска светлых нефтепродуктов, таким предприятиям надо вкладывать еще столько же, но эти инвестиции, полагает эксперт, скорее всего, не окупятся: перспективы успешной модернизации остались только у тех независимых проектов, которые уже перешагнули за отметку 4-5 млн тонн годовой переработки, что составляет половину объема крупного НПЗ.

Из всех небольших заводов юга России этот уровень уверенно преодолел пока только Афипский НПЗ, входящий в группу компаний «Нефтегазиндустрия», основным бенефициаром которой считается бизнесмен Владимир Коган. В 2016 году предприятие установило рекордный объем переработки нефти за все 54 года своего существования – 6 млн тонн, модернизацию производства планируется завершить к 2020 году. Заключенное в 2016 году соглашение между «Нефтегазиндустрией» и «Роснефтью» предполагает, что последняя в течение 3,5 лет будет поставлять по нефтепроводу на Афипский НПЗ от 6 до 7,8 млн тонн нефти. Официально не отменены и докризисные планы строительства продуктопровода до Новороссийска для отправки нефтепродуктов на экспорт в обход железной дороги.

Однако глубина переработки на этом предприятии пока не слишком велика, впрочем, как и на остальных действующих независимых НПЗ юга России. На прошедшем не так давно ежегодном совещании Совета главных механиков нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий России и СНГ заместитель председателя Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков Александр Шахназаров назвал Афипский, Ильский и Новошахтинский НПЗ в числе десяти наиболее отстающих по этому параметру заводов за девять месяцев 2016 года. Глубина переработки на Афипском НПЗ, по данным Шахназарова, составила 56,3%, на Ильском НПЗ – 53% при среднем по России показателе 79%. 

Один из наиболее принципиальных для независимых НПЗ вопросов – источники финансирования проектов модернизации, и здесь возникает негативный для этого сегмента фактор – западные санкции.

«Даже если кто-то из независимых переработчиков все же намеревался вложиться в модернизацию НПЗ, санкции, из-за которых прекратился доступ к западному финансовому рынку, в сочетании с высокой реальной ставкой по кредитам внутри России сделали эти планы заведомо неосуществимыми», – считает Александр Полыгалов.

По мнению экспертов, на сегодняшний день независимой переработке можно ожидать вливаний из Китая, но пока китайские инвесторы не спешат вкладываться в российские мини-НПЗ.

 Ограничение доступа к западным финансовым ресурсам из-за санкций повлияло на то, что часть планов по модернизации попросту была свернута.

По мнению Фареса Кильзие, единственный актуальный источник финансирования для независимых проектов по переработке – это Китай. «Но когда китайцы начинают изучать экономические и финансовые модели мини-НПЗ, они понимают, что проекты не окупятся, и отходят назад», – добавляет эксперт.

Характерный пример – планы по модернизации НЗНП. В мае 2015 года, на пике конфликта с Западом, когда Россия демонстративно проявляла интерес к расширению сотрудничества с Китаем, президент агросоюза «Юг Руси» Сергей Кислов подписал с главой компании CNCEC Юем Цзиньбо соглашение о сотрудничестве, которое предусматривало поставку оборудования, необходимого для увеличения глубины переработки до 85%. Предполагалось, что финансирование проекта в виде долгосрочного кредита для НЗНП возьмет на себя китайский Exim Bank.

Однако в марте прошлого года с критикой в адрес донского предприятия обрушился Ростехнадзор, назвавший НЗНП в числе заводов, где откладывается ввод в эксплуатацию установок вторичной переработки нефти.

«Не сделал ничего, как говорится, и ржавого гвоздя не вбил в землю», – заявила в одном из интервью заместитель главы этого ведомства Светлана Радионова.

Руководство НЗНП отреагировало на это заверениями, что работа по модернизации предприятия ведется в соответствии со стратегией его развития. В августе 2016 года стало известно о ближайших планах – о строительстве третьей установки ЭЛОУ-АВТ стоимостью 5 млрд руб., что позволит предприятию увеличить мощность переработки нефти до 7,5 млн тонн в год. Между тем уже в 2015 году рентабельность завода заметно снизилась. По данным «СПАРК-Интерфакс», по итогам 2015 года НЗНП получил чистую прибыль в размере 564,5 млн рублей при выручке в 60,2 млрд рублей, тогда как годом ранее соответствующие показатели равнялись 1,97 и 49,5 млрд рублей соответственно. Показатели за 2016 год пока неизвестны.

Серьезные проблемы с Ростехнадзором возникли и у проекта мини-НПЗ мощностью 1 млн тонн в год, который был заявлен в Дагестане на территории нефтебазы «Дагнефтепродукт», прилегающей к Махачкалинскому морскому торговому порту. Первый этап строительства предприятия начался еще в 2011 году и был завершен по дагестанским меркам весьма быстро, но затем у него возникли проблемы с разрешительной документацией: очевидно, надзорные органы справедливо усомнились в безопасности производства, расположенного почти в самом центре столицы Дагестана. Претензии к несоблюдению экологических нормативов неоднократно предъявлялись и в Краснодарском крае – в отношении Ильского НПЗ и битумного завода в окрестностях города Славянска-на-Кубани.

Все эти сюжеты вскрывают еще одну фундаментальную проблему независимых переработчиков.

«У мини-НПЗ практически нулевая экологическая ответственность, поскольку они почти не существуют для проверяющих органов», – говорит Фарес Кильзие.

«Вопросы экологической безопасности у НПЗ юга России обеспечены примерно в той же степени, что и планы по модернизации – собственно, экологические вопросы и являются частным случаем этой модернизации. То есть в первую очередь они обеспечены на бумаге. Причины те же: коммерчески нецелесообразно вкладывать значительные средства в модернизацию поставщиков полуфабрикатов», – добавляет Александр Полыгалов.

Кроме того, перечисленные выше проблемы подталкивают отдельных игроков рынка к уходу в теневой сегмент. По словам Фареса Кильзие, те независимые НПЗ, кого кризис застал на «темном» этапе, либо остановились, либо перешли к работе за наличный расчет, чтобы избежать претензий со стороны контролирующих органов.

«Случаи, когда за это наказывали, имели место, но пока без серьезных последствий: все боятся, но продолжают работать, к тому же проблем с сырьем нет», – добавляет эксперт.

Александр Полыгалов допускает еще одну схему: некоторые переработчики могут сливать обратно в трубопровод под видом непереработанной нефти мазут, получаемый на мини-НПЗ после первичной переработки. За слитые объемы такой «как бы нефти» переработчик не платит, оставляя себе только полуфабрикаты в виде прямогонного бензина и высокосернистого дизельного топлива.

И все же хоронить независимую переработку на юге России пока рано. Как отмечает заместитель директора группы корпоративных рейтингов АКРА Василий Танурков, в условиях нынешних цен на нефть и налоговой политики при глубине переработки 95% и более южные НПЗ в принципе рентабельны, особенно учитывая близость к транспортной инфраструктуре, которая существенно улучшает финансовые показатели предприятий. Поэтому при отсутствии высокой долговой нагрузки вопросы доступа к дополнительному финансированию можно решить и через российские финансовые институты, в том числе с использованием лизинговых механизмов.

Кроме того, допускает Фарес Кильзие, налоговый маневр – это не навсегда, поскольку он уже негативно сказывается и на крупных игроках.

«ВИНКи рассуждают так: мы не будем производить темные нефтепродукты, но тогда мы будем вынуждены остановить производство битума, которого Россия раньше выпускала 10 млн тонн в год, – поясняет Кильзие. – Налоговый маневр оказался бумерангом: нехватки нефтепродуктов нет, но на рынке наступил дисбаланс. Даже у тех переработчиков, которые вышли на производство светлых нефтепродуктов, маржинальность настолько низка, что бизнес становится неинтересным».

Николай Проценко 

Поставка и переработка нефти на южных мини-НПЗ, тыс. тонн

Поставка нефти

Объём переработки

НПЗ / год

2013

2014

2015

2013

2014

2015

Афипский НПЗ

5 246

5 881

5 739

4 904

5 856

5 775

Ильский НПЗ

2 303

2 830

2 995

1 575

2 716

2 872

Краснодарский НПЗ

2 507

2 483

1 651

2 504

2 466

1 676

НЗНП

2 245

2 640

3 161

2 554

2 623

3 166



Производство прямогонного бензина 2013-15 гг., тыс. тонн
Производство прямогонного бензина в 2013-15 гг., тыс. тонн

Производство дизельного топлива 2013-15 гг., тыс. тонн
Производство дизельного топлива в 2013-15 гг., тыс. тонн

Производство мазута в 2013-15 гг., тыс. тонн
Производство мазута в 2013-15 гг., тыс. тонн


28 февраля. 17:00
Подписаться на рассылки
RSS


OilCapital.ru

Темная сторона независимости

В новых экономических реалиях юг России теряет один из самых амбициозных в недавнем прошлом сегментов своей экономики – мини-НПЗ. По оценке отраслевых аналитиков, более или менее внятное будущее есть сейчас только у тех предприятий, которые способны найти финансирование для дальнейшей модернизации и при этом уже смогли перейти к стадии производства светлых нефтепродуктов, достигнув объема переработки хотя бы 4-5 млн тонн нефти в год

Вся статья
Закрыть

Вакансии ТЭК

Geoscience Specialists

Компания: Brunel Energy 27.02.2012
Все вакансии

Контакты Реклама на сайте Карта сайта

© ЗАО «Издательский Дом Нефть и Капитал» 2002-2017.

Перепечатка материалов сайта допускается только с письменного разрешения редакции.