В ущерб качеству. Почему поправки ФАС – это крик в пустоту

Несколько месяцев назад Федеральная антимонопольная служба активно занялась проектом, изменяющим правила подключения НПЗ к федеральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам. И хотя большинство экспертов указало на то, что данное предложение нуждается в серьезной переработке и может привести к потерям в экономике России, федеральная служба стоит на своем и продолжает обсуждение этого проекта. В данном случае хочется разобраться – а кому собирается упрощать подключение к трубопроводам ФАС? Чем руководствуется ФАС, внося проект изменений в постановление правительства? Как отмечается в обосновании проекта, «отдельные требования правил подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам и (или) нефтепродуктопроводам и учета нефтеперерабатывающих заводов в России создают дополнительные административные барьеры для подключения НПЗ к магистральным трубопроводам». В антимонопольном ведомстве считают, что существующее количество нефтеперерабатывающих заводов в России не позволяет развиваться конкуренции, а также ведет к их монополизации основными участниками рынка. Начальник управления контроля ТЭК ФАС Дмитрий Махонин считает, что гарантии поставок нефти не нужны с учетом развития в перспективе биржевой торговли нефтью в РФ. Включать же завод в реестр де-юре не нужно, уверены в ведомстве – его можно будет всегда поместить в него и после запуска. Все это, заявили в ФАС, положительно повлияет на ценовую ситуацию рынка нефтепродуктов расширение перерабатывающих мощностей. «Кроме того, появление новых игроков на рынке, где сейчас 80% занимают «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «Газпром нефть» и «Сургутнефтегаз», усилит конкуренцию»,— уточняет представитель службы. То есть, ФАС уверяет, что в ближайшее время на рынке может появиться компания, сопоставимая с этими гигантами, либо намекает на создание мини-НПЗ, которые, кивают головой в ФАС на международный опыт, обеспечивают топливом немало европейских стран. Но конкуренция конкуренции – рознь. Одно дело – увеличивать количество НПЗ, которые могут и готовы соответствовать предъявляемым требованиям, а другое – подключать к трубопроводу кого попало. Напомним, что в том постановлении, которое хочет изменить ФАС, речь шла о заводах мощностью не менее 1 млн тонн нефти в год, глубиной переработки не ниже 75% и с обязательными процессами вторичной переработки сырья. Хотя ФАС и говорит о том, что намеревается оставить в качестве порога уровень глубины переработки нефти не менее 70%, нужно отметить, что тогда подключать никого и не придется. Возраст выше – качество ниже Судите сами – сегодня глубина переработки нефти в России обратно пропорциональна возрасту НПЗ. Чем старше он, тем ниже уровень переработки – сказывается износ основных фондов. Но, если крупные НПЗ еще хоть как-то могут исправить эту ситуацию, выделяя средства на модернизацию, то как быть мини-НПЗ? Вопрос в том, что большинству НПЗ необходимо приобретать специальные установки для того, чтобы увеличивать глубину переработки нефти, которая, с каждым годом, все больше теряет в качестве. Эксперты говорят, что в российской нефтепереработке основными проблемами отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая глубина переработки нефти – (в России – 72%, в Европе – 85%, в США – 96%), отсталая структура производства – минимум вторичных процессов, и недостаточный уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Средняя глубина переработки – это как средняя температура по больнице. То есть, большинство заводов не может обеспечить и 60%, а общий уровень поднимают несколько модернизированных заводов, на которых производится топливо для экспорта. На сегодняшний день процесс переработки вакуумного газойля возможен только на 2/3 всех НПЗ. Эксперты сходятся во мнении, что решение таких задач невозможно отдельными компаниями, предприятиями и даже государственными структурами, так как требует концентрации и консолидации большого количества финансовых и технологических ресурсов. Модернизация отечественных НПЗ при сегодняшнем уровне развития технологических процессов потребует колоссальных затрат – речь идёт о 1,5-2 трлн руб. в ближайшие годы. У каждой компании на первом месте свои интересы и решение собственных проблем, что, в общем-то, понятно и естественно. Капиталовложения в переработку - это «долгие» и, вдобавок, крупные вложения, которые едва ли окупятся столь же быстро и столь же значительно, как вывоз сырья. Естественно, ВИНКи ждут помощи от государства. Но не нужно думать, дело только в возрасте заводов. Даже новые заводы крупнейших компаний не могут похвастать высоким уровнем переработки. Что же тогда говорить о мини-НПЗ? Мал, да не удал Формирование сектора малой переработки нефти в России началось после распада СССР. Сейчас большинство мини-НПЗ в технологическом плане представляют собой установки атмосферной перегонки нефти, сконструированные на основе упрощенных схем. При этом, установки мощностью по сырью от 5 до 500 тыс тонн в год принято относить к малотоннажным установкам (МТУ), тогда как установки мощностью 1-2 млн тонн в год - к малым НПЗ, совокупность же МТУ и малых НПЗ принято объединять под термином «мини-НПЗ». Проектов действительно качественных мини-НПЗ очень мало. А те, что есть – невероятно дороги. Так, недавно новгородские власти одобрили проект строительства НПЗ «Лезно» стоимостью 45 млрд руб. под городом Чудово. Предполагается, что мощность НПЗ составит 3,5 миллиона тонн в год (первая очередь - 1 миллион тонн). Инициаторы проекта рассматривают четыре варианта переработки нефти. Предполагается, что НПЗ будет перерабатывать 2,62 миллиона тонн газового конденсата и 0,88 миллиона тонн нефти Urals. Глубина переработки составит 83,5-94,7%. Проект собираются окупить примерно девять лет. А вот строительство так называемого «самовара» - заводика с низкой глубиной переработки нефти - по сравнению с качественным НПЗ, обойдется в сущие «копейки». Без учета стоимости покупки или аренды земли и получения разрешительной документации стоимость строительства такого предприятия будет составлять около 1 млн руб на 1 тонну переработки топлива. А если строить завод не в чистом поле, а при нефтебазе, то капиталоемкость строительства сильно снизится. Для примера, завод мощность 100 тыс т в год с железнодорожной эстакадой и резервуарным парком «под ключ» можно построить менее, чем за 200 млн руб А возвести МНПЗ по модели «Нефтемашстроя» в Саратовской области – с двумя кустарными установками без «автоматики» суммарной мощностью 50 тыс т в год - можно и за 30 млн руб. Окупится такое производство гораздо быстрее. Правда, как говорят эксперты, глубина переработки также будет на соответствующем скорости уровне. Естественное для коммерческого предприятия желание скорее получить прибыль помноженное на бездействие властей приводит к тому, что для уменьшения стоимости оборудования большинство мини-НПЗ не имеют дополнительной колонны, необходимой для отпарки дизельного топлива. Это приводит к увеличению содержания легких фракций в дизельном топливе и к ухудшению его качества. Одновременно в дизельном топливе при использовании традиционной ректификационной колонны может увеличиться содержание тяжелых фракций с температурой кипения выше 360° С (по данным ЗАО НПП «Линас-Техно»). Особенно если стараться выжать максимум светлых фракций из тяжелого остатка. И это обычно делается в ущерб качеству дизельного топлива. Кроме того, уровень автоматизации ректификационного процесса также уступает строгим требованиям по выдерживанию основных параметров, что приводит к колебанию параметров ректификационного режима и соответственно качества продукции. В целом, по основным параметрам, полученное таким образом дизельное топливо укладывается в основные параметры ГОСТа. Однако такое топливо далеко от требований международных стандартов, в частности по фракционному составу и температуре вспышки. Важно понимать, почему владельцам мини-НПЗ попросту не хочется увеличивать качество продукции. Во-первых, из-за назначения таких НПЗ. В специализированной литературе, в зависимости от рынков сбыта мини-НПЗ принято разделять на три группы. • Первую составляют заводы в районах нефтедобычи. Основная их задача состоит в обеспечении горюче-смазочными материалами нефтяных городков вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК). • Во вторую группу входят припортовые мини-НПЗ (например, Ванинский НПЗ). Их строят преимущественно для экспорта нефтепродуктов или бункеровки (погрузки на суда запасов топлива). В случае поставок на экспорт полуфабрикаты этих заводов, прежде чем попасть к конечному потребителю, как правило, проходят дополнительную переработку на заграничных НПЗ. Это вызвано невысоким качеством нефтепродуктов, получаемых на большинстве действующих мини-НПЗ, где отсутствуют технологические возможности для вторичной перегонки. • К третьей группе относятся региональные мини-НПЗ. Рынок сбыта для них – близлежащие территории и соседние регионы. Но, как видно, эти мини-НПЗ не нацелены на трубопроводы – их задача обеспечивать топливом близлежащие районы, до которых, чаще всего, нефтепродукты выгоднее всего везти транспортом. Залил цистерну, привез до места назначения, выгрузил и поехал назад. Объемы небольшие, а спрос постоянный. Речь о качестве даже не идет. Очевидно, что на трети действующих мини-НПЗ не применяется даже термокрекинг мазута, и они представляют собой исключительно малотоннажные установки атмосферной перегонки нефти. Данный факт свидетельствует о явно специфическом предназначении большинства действующих установок. Во-вторых, из-за яркого криминального характера деятельности многих из них. По нашим подсчетам, сегодня в России зарегистрировано 305 мини-НПЗ. По оценке ООО «ИнфоТЭК-консалт», количество реально существующих мини-НПЗ превышает официальные цифры как минимум вдвое. По данным Минэнерго, только 63 из них включены в реестр и дают стране 11 млн тонн нефтепродуктов. То есть, как один большой НПЗ. Количество же так называемых «самоваров» (закопанных в землю котлов от вагонов-цистерн, в которых путем нагрева разделяют нефть на простейшие фракции) вообще не поддается никакому подсчету, особенно в южных регионах России. Обычно «самовары» ставятся на нелегальных врезках к трубопроводам. Но если у большого (продолжая следовать нашей терминологии) завода основной источник прибыли – продажа нефтепродуктов, то у многих его куда более мелких коллег этот источник совсем другой – а, именно, уход от налогов. Введённый с 1 октября налоговый режим «60-66» снизил экспортную пошлину на нефть с 65% до 60%, зато повысил пошлину на тёмные нефтепродукты (мазут и битум) с 40% до 66% от пошлины на нефть. А ведь как раз топочный мазут и прямогонный бензин - основная продукция небольших НПЗ. Казалось бы, сокращение разницы между пошлинами на нефть и нефтепродукты должно было заставить нефтяные компании инвестировать в развитие вторичных процессов переработки нефти. Только, оказалось, что снижать качество – выгоднее. Низкий уровень переработки приводит к тому, что на выходе у «самоваров» получается мазут и прямогонный бензин (нафта). Использовать их можно только для дальнейшей переработки, так как потребители предпочитают более качественный мазут. И так как в России с избытком хватает собственной нефти, спрос на мазут и нафту предъявляют только зарубежные покупатели. Сегодня экспортировать мазут и прямогонный бензин намного выгоднее, чем нефть – экспортная пошлина ниже. В этих условиях высокорентабельными оказываются самые примитивные мини-НПЗ. Оставшиеся 60% тяжелой нефти, которые остались после «переработки», под видом мазута продаются иностранным НПЗ. Иностранцы же, используя другое оборудование и присадки, делают из нашего мазута (а, точнее, недопереработанной нефти) бензин. Понятное дело, что покупатели за рубежом платят за такой мазут почти как за нефть, а вот экспортная пошлина на него выходит на треть ниже. Естественно, ни о какой глубине переработке в 70% речь не идет. А ведь это более половины всех мини-НПЗ в России. В-третьих, простая экономика. Глубина переработки нефти свыше 90% рентабельна при мощности больше 5 млн тонн, иначе не имеет смысла строительство установок вторичных процессов переработки нефти, в которых и получается топливо, соответствующее стандартам Таможенного союза. Экономические подсчёты подтверждают, что мощность нового НПЗ должна составлять 10 млн тонн в год и более. Выход – увеличение мощности заводов (то есть переход в категорию малых и средних НПЗ) за счет монтажа дополнительных установок первичной переработки и параллельно развертывание вторичных процессов. Владельцам мини-НПЗ, которые не пойдут по этому пути, рано или поздно придется свернуть свой бизнес. Естественно, им проще будет уходить в нелегальный сектор и там надеяться, что очередное решение какого-либо ведомства позволит им подключиться к трубе. Классический пример на эту тему: заработавший в Кемеровской области в октябре 2012 года Яйский НПЗ при мощности 3 млн тонн в год обещал глубину переработки 92%. На сегодня официально завод еще не вышел на проектную мощность, но уже выпускает низкосортную солярку для дальнейшей переработки на иностранных НПЗ, печное топливо - для России, а мазут отправляет в Венгрию. Просто так выгоднее. Заботиться же о качестве нефти и нефтепродуктов предстоит государству. Александр Дармин - главный редактор портала Topneftegaz.ru и журнала «Topneftegaz»