Интерес стратегических инвесторов

Вследствие усиления дисбаланса между добычей и переработкой, а также отсутствия транспортных возможностей для наращивания экспорта сырой нефти нефтяные компании стали больше внимания уделять выстраиванию более сбалансированных производственных вертикальных структур. Вкупе с другими факторами это активизировало стратегических инвесторов:

• Русснефть приобрела у ТНК-ВР Орскнефтеоргсинтез;

• АФК «Система» скупила на фондовом рынке блокирующие пакеты в

предприятиях башкирского ТЭКа;

• Газпром заявил о намерении приобрести 100% акций

Салаватнефтеоргсинтеза;

• Группа Альянс (владелец Хабаровского НПЗ) стала рассматривать

возможность IPO.

Сделки по слияниям и поглощениям в секторе downstream коснулись не только

России, но и Европы.

Будущее отрасли

Модернизация мощностей

Модернизация российских НПЗ идет медленно. Минэнерго в свое время разработало программу по реконструкции и модернизации предприятий нефтеперерабатывающей промышленности. Однако повышение глубины переработки до 73-75% не было достигнуто, и эта цель отодвинулась на 2010 год. Доведение глубины до 82-85% было отсрочено соответственно на 2020 год.

Основной задачей для российских НПЗ в ближайшие годы станет переход на производство экологически чистого дизельного топлива, повышение глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов.

Для увеличения глубины переработки нефтяного сырья запланировано построить около 30 установок и несколько реконструировать (табл. 2). Среди процессов, позволяющих, наряду с углублением нефтепереработки, получать качественные компоненты топлив, в основном два типа процессов – каталитический крекинг (высокооктановый компонент бензинов, сырье для нефтехимии) и гидрокрекинг (высокооктановые компоненты автобензинов с низким содержанием серы, низкозастывающие Д.Т. с ультранизким содержанием серы и авиакеросин).

Для увеличения доли высококачественных нефтепродуктов в экспортируемой товарной продукции необходимо осуществить коренную модернизацию действующих НПЗ и построить новые, прежде всего экспортно-ориентированные нефтеперерабатывающие и нефтехимические комплексы на терминалах магистральных нефтепроводов в пограничных и приморских центрах. Такие комплексы запланированы. Часть из этих проектов находится на стадии реализации. Значительный объем работ по модернизации осуществляет ОАО «НК «Роснефть» на принадлежащих ей НПЗ. Ведется строительство Туапсинского НПЗ, планируется построить НПЗ в Приморске и Грозном.

 

Экспорт нефтепродуктов

Структура потребления и сам рынок нефтепродуктов значительно изменились со времен создания большинства НПЗ, что, как считает правительство, требует кардинальной перестройки системы функционирования нефтепереработки в России в связи с изменением внутреннего рынка потребления нефтепродуктов и экспортных планов правительства. Поскольку Россия делает ставку на увеличение доли экспорта именно нефтепродуктов, а не сырой нефти, правительство намерено форсировать строительство НПЗ, которые будут расположены ближе к границе. Дело в том, что большинство существующих НПЗ, за исключением Киришинефтеоргсинтеза и Туапсинского НПЗ, имеют слишком большое транспортное плечо, чтобы ориентироваться на внешний рынок: они расположены в глубине территории, и длина транспортировки на экспорт составляет не менее 2.5-3 тыс. км. Именно это и препятствует расширению экспорта нефтепродуктов и дает низкую рентабельность. Так, если затраты на перевозку у заводов, расположенных в Центральной России, составляют около $30 с тонны, то у Орского, Ачинского и Ангарского – $60-90 c тонны. Развитие системы нефтепродуктопроводов позволит нарастить экспорт нефтепродуктов. В настоящее время к системе подключено 16 НПЗ в России и Белоруссии, ежегодная перевалка составляет около 28 млн т, из которых более18 млн т отправляется на экспорт. Ожидается, что к 2015 году объемы прокачки существенно возрастут. До недавнего времени большая часть экспорта светлых нефтепродуктов шла через Вентспилский порт. Через порты Балтийского моря ежегодно отгружается порядка 11-12 млн т нефтепродуктов. К 2010 году эта цифра увеличится до 20-30 млн т.Сейчас реализуется проект экспортного магистрального трубопровода Кстово–Ярославль–Кириши–Приморск протяженностью 1056 км. Проект разбит на два пусковых комплекса – 8.4 и 17 млн т в год. Основу составят НПЗ в Ярославле и Киришах. Также возрастет прокачка с башкирских НПЗ на 3 млн т в год и с Самарских – на 4 млн т.Также будет «задействован» ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез.Другим стратегическим направлением является строительство магистрального нефтепродукто провода из Сызрани к черноморскому побережью протяженностью1520 км и мощностью 8.7 млн т в год. В качестве основных поставщиков на этом направлении рассматриваются башкирские и самарские НПЗ, а также НПЗ Омска, Саратова и Волгограда. Таким образом, для рассматриваемых в нашем обзоре НПЗ наращивание экспортной инфраструктуры в будущем положительно скажется на их финансовых показателях.

 

 

Новые мощности по переработке

Правительство намерено форсировать развитие нефтепереработки в стране, в том числе за счет использования государственных финансовых средств. Согласно недавно озвученным планам правительства, планируется к 2015 году увеличить мощности нефтеперерабатывающих заводов на 80 млн т (+30%). Сейчас суммарная мощность российских НПЗ составляет 275 млн т в год. По всей видимости, это коснется в основном приграничных регионов, поскольку ставка в развитии делается на экспорт нефтепродуктов. Из основных проектов можно выделить следующие:

Южное направление. Расширение перерабатывающих мощностей в Туапсе (проект Роснефти). В недалеком будущем этот регион станет важнойстратегической точкой на юге;

Северное направление. Модернизация завода в Киришах (Сургутнефтегаз), а также возможное строительство нового завода в Ленинградской области;

Восточное направление. Возможное строительство НПЗ мощностью до 20 млн тв год на восточном окончании ВСТО (Роснефть).

Центральное направление. Строительство НПЗ в Нижнекамске.

Можно предполагать, что мощности по переработке будут построены с большой вероятностью, однако сохраняется риск, что они окажутся невостребованными в полном объеме. Во-первых, объем мировой переработки, по прогнозам, вырастет на 17% до 2015 года, а потребление – на 18%. Во-вторых, в России есть потенциал по увеличению уровня загрузки оборудования, что может дать дополнительные 20-30 млн т переработки в год. В-третьих, по статистике строительство нового НПЗ обойдется примерно в 2-3 раза дороже на тонну мощности.

Развитие нефтехимии

В промышленно развитых странах темпы роста нефтехимии в силу ее зрелости относительно низки, однако в развивающихся странах (особенно в странах Ближнего Востока и АТР) отрасль переживает настоящий бум. Так, в Китае темпы ее роста составляют 10-15% в год. Быстрыми темпами растет отрасль в Южной Корее, Малайзии, Вьетнаме, Саудовской Аравии, Иране, Катаре, Кувейте и некоторых других странах. В результате доля нефтехимии в мировой химической индустрии неуклонно увеличивается. Оценочно она составляет около 40%, в том числе в промышленно развитых странах – порядка 35%, в России – 40%, на Ближнем Востоке – 80-85%. Органические химикаты на основе нефти составляют свыше 80% всего сырья для нефтехимической промышленности.

Российские компании все больше инвестируют в нефтехимию, так как она связана с нефте- и газопереработкой, более рентабельна и обеспечена сильно растущим мало эластичным спросом на 5-10 лет. Это выгодно ряду российских НПЗ, например заводам, производящим ароматические углеводороды. Главный компонент производства ПЭТФ – параксилол, который производят всего три НПЗ в России. Единственный поставщик для Полиэфа на сегодняшний день – Уфанефтехим. Весь параксилол Омского НПЗ и Киришинефтеоргсинтеза идет на экспорт. Этот пример показывает, что наличие подобных взаимосвязей может не только привести к росту производства на НПЗ, но и сделать предприятие более привлекательным объектом для поглощения в вертикально-интегрированную структуру. Все это может существенно добавить капитализации подобным компаниям.

Газ

Переработка газа в России ведется в незначительных объемах: в 2009 г. она составила около 63,8 млрд куб.м или 10,9%добытого свободного и попутного природного газа; в мире эта доля превышает 50%.В РФ перерабатывается сероводородсодержащий газ, газ с входящим в его состав гелием, а также некоторое количество этан содержащего газа. Переработка «сухого», метанового газа – так называемая «метановая газохимия», позволяющая получать метанол, аммиак, а также синтетические жидкие топлива, в России практически не ведется. Свободный газ поступает на газоперерабатывающие предприятия (ГПЗ) ОАО «Газпром» – Сосногорский (Республика Коми), Оренбургский и Астраханский, их суммарная мощность по переработке составляет 52,5 млрд куб.м сырья в год. На заводы идет в основном сероводородсодержащий газ и газовый конденсат; ведется очистка их от вредных и коррозионно активных примесей, глубокая осушка и подготовка к транспортировке. В 2009г. на предприятиях ОАО «Газпром» переработано около30 млрд куб.м газа. В состав Оренбургского газоперерабатывающего комплекса, помимо Оренбургского ГПЗ, входит завод по производству гелия; его продукция составляет около4-5 тыс.куб.м гелия в год. В процессе получения гелия на заводе производится также извлечение этана из этан содержащего газа. В 2009 г. здесь было получено0,36 млн т этановой фракции – большая часть произведенной в России. Всего же в стране из этан содержащего газа было выделено лишь 0,5 млн т этого углеводорода, это всего 5% этана, извлеченного из недр. Переработкой попутного (нефтяного)газа (ПНГ) занимаются нефтедобывающие компании. Большая часть его поступает на заводы, расположенные в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком АО, они принадлежат компаниям ОАО «СИБУР Холдинг»,ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НК "ЛУ-КОЙЛ"» и ОАО «ТНК-ВР Холдинг».В 2009 г. переработано около 70% добытого попутного газа (33,8 млрд куб.м).Крупнейший нефтехимический холдинг России и Восточной Европы ОАО «СИ-БУР Холдинг» включает четыре газоперерабатывающих предприятия (ГПП):Ноябрьское ГПП, Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс (ГПК), газоперерабатывающий завод «Няганьгазпереработка» в ХМАО и Губкинский ГПК вЯНАО. Кроме того, компания участвует всовместном предприятии с ОАО «ТНК-ВРХолдинг» (51% акционерного капитала и49% соответственно) «Юграгазпереработ-ка», которое владеет Нижневартовскими Белозерным ГПК в Ханты-МансийскомАО. Общая проектная мощность газопереработки ОАО «СИБУР Холдинг», после ввода в сентябре 2009 г. второй очереди Южно-Балыкского ГПК проектной производительностью 1,5 млрд куб.м, выросла до19 млрд куб.м попутного нефтяного газа вгод; в 2002 г. этот показатель составлял около 8 млрд куб.м, в 2004 г. – 12 млрд куб.м.Предприятия холдинга переработали в2009 г. 16,8 млрд куб.м ПНГ и произвели15 млн т нефтехимической продукции и14,8 млрд куб.м сухого от бензиненного газа. В октябре 2010 г. ОАО «СИБУР Холдинг»запустил вторую установку низкотемпературной конденсации на Губкинском газоперерабатывающем комплексе, которая позволяет повысить извлечение углеводородных фракций из попутного нефтяного газа до 99%, повысив глубину переработки до уровня лучших мировых предприятий. По этому показателю Губкинский ГПК стал лидирующим предприятием России. Ввод в эксплуатацию новой установки позволит дополнительно производить ежегодно до150 тыс.т широкой фракции легких углеводородов и поставлять их на предприятие«Тобольск-Нефтехим» для дальнейшей переработки. Компании ОАО «Сургутнефтегаз» принадлежит Сургутский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) мощностью 7,3 млрд куб.мв год, ОАО «НК "ЛУКОЙЛ"» – Локосовский ГПЗ (2,1 млрд куб.м/год) вг.Лангепас(ХМАО).Из действующих в европейской части страны десяти ГПЗ наибольшее количество попутного газа перерабатывает Зайкинское газоперерабатывающее предприятие в Оренбургской области, принадлежащее ОАО «ТНК-ВР Холдинг»; сырье на него поступает с месторождений Самарской и Оренбургской областей. Однако этан входе переработки на этом заводе не выделяется, в составе сухого газа он поступает в газопровод и затем сжигается. Небольшое количество этана получают при переработке сероводородсодержащего нефтяного (попутного) газа на при- (Самарская область) газоперерабатывающих заводах, а также на Миннибаевском ГПЗ компании ОАО «Татнефть» (Республика Татарстан).Уровень извлечения пропана и бутанов из свободного газа несколько выше, чем этана, поскольку при избыточном содержании в газе эти углеводороды конденсируются в трубопроводах, что крайне негативно сказывается на объемах и качестве транспортировки. Утилизируется примерно 13%пропана и около16%бутанов,добытых из недр, в том числе около половины добытых в составе растворенного в нефти газа.