Замкнутый цикл

16.10.2017

На базе предприятий ТЭК ПФО будет создан Волжский нефтехимический кластер

Согласно разработанному Минэнерго России «Плану развития нефтегазохимии до 2030 года», в ближайшие годы в Приволжском федеральном округе на базе нескольких десятков профильных предприятий будет сформирован Волжский нефтехимический кластер. В сферу его деятельности войдет вся технологическая цепочка — от добычи местных углеводородов до их глубокой переработки. Проблема заключается в том, что для загрузки кластера на месте сырья (в первую очередь малосернистых углеводородов) просто не хватит. Зато в макрорегионе преобладают вязкие и сверхвязкие углеводороды, переработка которых требует дополнительных капиталовложений.

Шапка для Сеньки

Нефтегазо­химический комплекс ПФО — особая гордость руководства округа, своего рода становой хребет добычи и переработки углеводородов России, состоящий из 77 предприятий, образующих мощную индустриальную дугу между Европой и Азией — от полярных областей до знойных казахских степей. Доля промышленного производства ПФО в экономике России составляет 23,9% (второй показатель после ЦФО) и более четверти доли отечественного АПК. Здесь сосредоточены 13% российских запасов нефти, почти половина мощностей по ее переработке — 13 крупных нефтеперерабатывающих заводов суммарной мощностью 113,9 млн тонн, 16 мини-НПЗ общей мощностью 1,7 млн тонн. В ПФО производят 40% продукции отечественной нефтехимии.
Основное ядро переработки — два пула из поволжской и башкирской групп НПЗ, занимающих первое место в России по концентрации этого вида производства и обеспечивающих нефтепродуктами значительную долю европейской части России.
Здесь работает крупнейшее в Европе нефтехимическое пред­­приятие — «Нижнекамскнефтехим» (принадлежит ПАО «ТАИФ-НК», выручка в 2016 году — 153,4 млрд рублей, чистая прибыль — 25,05 млрд рублей) — основной производитель синтетического каучука и сырья для его синтеза (мощность производства — 2,4 млн тонн в год).
Именно эти факторы побудили руководство Минэнерго РФ инициировать создание крупнейшего в мире Волжского нефтехимического кластера (ВНХК)...


Задача для консолидации

По замыслу разработчиков в состав кластера в качестве «локомотивов» должны войти ряд подразделений «СИБУР-Холдинга» («СИБУР-Кстово», «СИБУР-Химпром», «Тольяттикаучук», «ПОЛИЭФ», СП «СИБУРа» и бельгийской компании SolVin по производству ПВХ «РусВинил»), а также ведущие активы по производству полиэтилена другого холдинга ТАИФ («Казаньоргсинтез» и «Нижнекамскнефтехим»), куст башкирских гигантов («Объединенная нефтехимическая компания», «Газпром нефтехим Салават») и входящая в «Роснефть» «Новокуйбышевская нефтехимическая компания». По сути свои кусты профильных предприятий в составе ВНХК появятся не только в Татарстане и Башкортостане, но и в районе Нижнего Новгорода, Самары и Саратова.
В задачу кластера входит налаживание на своих мощностях продукции глубокой переработки углеводородов, которую до сих пор Россия импортировала. Это ряд пластиков, резина, удобрения, лекарства и пр. Акцент в их развитии будет делаться на организацию эффективного взаимодействия крупных предприятий с малыми и средними, ориентированными на использование продукции крупнотоннажной химии в своем производстве.


Логика задачи вполне понятна: в Поволжье обширные запасы углеводородов, которые необходимо не гонять «по трубе» по всей стране, а перерабатывать на месте, отправляя по продуктоводам или на внутренний рынок, или на экспорт продукцию глубокой переработки.

По сути, работа уже началась. «СИБУР-Нефтехим» приступил к реконструкции своих предприятий для наращивания мощностей по выпуску этилена с 240 до 360 тыс. тонн в год. Дополнительные объемы этилена из Кстово будут направляться на ПВХ «РусВинил» для производства 330 тыс. тонн поливинилхлорида и 225 тыс. тонн каустической соды в год.

По мнению владельца «СИБУРа» Леонида Михельсона, «реализация проекта будет способствовать решению задачи по импортозамещению поливинилхлорида на российском рынке, который в настоящее время является дефицитным, а также направлен на развитие более глубокой переработки и потребления нефтехимической продукции».
Параллельно «СИБУР-Химпром» запустил вторую очередь завода и расширил выпуск вспенивающегося полистирола с 100 до 150 тыс. тонн в год.
Расширяет мощности и «Нижнекамскнефтехим». Уже запущены производства АБС-пластиков (60 тыс. тонн в год) и 4-я очередь полистирола (50 тыс. тонн в год). На очереди комплекс по выпуску альфа-олефинов, этилена (мощностью 1 млн тонн в год), полиэтилена (600 тыс. тонн), полипропилена (400 тыс. тонн).
Сегодня этот проект уже прошел государственную экспертизу, однако, по данным отраслевого аналитика Марины Максимовой, «пока дальнейшему развитию мешают финансовые проблемы. Тендер на определение проектировщиков для рабочего проектирования заморожен, поскольку его проведение невозможно без закупки оборудования». По прогнозу генерального директора ОАО «ВНИПИНефть» Владимира Капустина, ввод комплекса ВНХК в эксплуатацию ожидается не ранее 2018 года. В башкирском кусте ВНХК наиболее интересным проектом видится создание установки пиролиза мощностью 1 млн тонн в год на предприятии «Газпром нефтехим Салават». В его планах также наращивание мощностей производства полиэтилена низкого давления, создание комплекса акриловой кислоты и акрилатов. Со своей стороны «Газпром» рассматривает данные проекты как новый технопарк. У «Новокуйбышевской нефтехимической компании» запланировано создание пиролизного комплекса мощностью производства 1,2 млн тонн этилена, 600 тыс. тонн пропилена и 120 тыс. тонн бутадиена в год. Смена собственника в 2014 году с SANORS Holding Limited на НК «Роснефть» несколько задержала реализацию проекта, но Владимир Капустин из «ВНИПИНефть» уверен, что к 2020 году его завершат.

Планы партии и планы народа

Но для того чтобы все эти задумки были в объявленный срок завершены, необходимо в нужном объеме сырье. К примеру, базовым сырьем для запланированных к выпуску в ВНХК мономеров является ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов), а вот с ними в ПФО предполагаются большие проблемы. Дефицит ШФЛУ и сжиженных газов на предприятиях ПФО уже сегодня составляет 6 млн тонн, а до 2020 года может возрасти до 8 млн тонн. ШФЛУ придется импортировать с Ямала, для чего предполагалось строительство продуктопровода «Ямал — Поволжье». Его начало прогнозировали на 2018 год.

Генеральный директор компании «Ямал-Поволжье» Константин Хлуднев отметил: «С учетом имеющегося прогноза по добыче «жирного» газа мы видим потенциальный объем ШФЛУ и этана в Надым-Пур-Тазовском районе около 9 млн тонн в год. Заявленная потребность предприятий-потребителей ПФО составляет 9,4 млн тонн. Наличие свободных коммерческих ресурсов составляет 4,2 млн тонн. Необходимость выделения ШФЛУ из газа — 5,2 млн тонн в год. Ключевые проекты, на которые мы ориентированы, — это новые этиленовые комплексы в Нижнекамске и Новокуйбышевске, на которые мы планируем поставлять ежегодно 2,6 млн тонн и 2 млн тонн ШФЛУ марки Б соответственно. Стабильный конденсат, получающийся после переработки поступающей по продуктопроводу смеси, планируется поставлять в ТАИФ-НК в объеме 1 млн тонн ежегодно. «Казаньоргсинтез» будет потреблять этан в количестве 1 млн тонн и пропан в количестве 500 тыс. тонн. Причем пропан планируется поставлять в Казань по железной дороге. Последний ключевой потребитель — возможный олефиновый комплекс «Объединенной нефтехимической компании», который потребует 1,7 млн тонн этана».

Тем не менее в мае же появилось сообщение со ссылкой на вице-премьера Башкортостана Фархада Самедова о том, что проект строительства отложен «в связи с его нерентабельностью».

Объясняется это высокими капзатратами (80-120 млрд рублей, сам г-н Хлуднев говорил о 250 млрд рублей на условиях ГЧП), а также введением налогового маневра, при котором акциз на переработку ШФЛУ сравнялся с акцизом на переработку БГС (бензин газовый стабильный). Таким образом, актуальность в «трубе» уже далеко не такая очевидная при ее огромной стоимости для инвесторов.

Логичный вопрос — чем заменять сибирскую ШФЛУ и загружать работой будущий кластер? Башкортостан покрывает из собственных углеводородов лишь 30% потребностей в сырье. В Поволжье же превалируют вязкие и сверхвязкие углеводороды. Геологическая структура здешних недр такова, что добыча углеводородов из низкопроницаемых карбонатных коллекторов, в отличие от сибирских девонских пластов, сопряжена со значительными капиталовложениями из-за их высокой сернистости (до 3%), обводненности и низкой плотности (порядка 26-28 в градусах Американского нефтяного института — API). При этом «легкая» сибирская нефть имеет плотность 36,5 градуса при содержании серы 0,57%. Татарстанские нефтяники добывают самую дорогую в России нефть себестоимостью до 50 долларов за баррель (себестоимость сибирской нефти — 5,4-7,7 доллара).

Именно уральское и поволжское высокосернистое черное золото, смешиваясь в трубопроводах «Транснефти» с сибирскими углеводородами, дают низкодоходный сорт Urals. Итоговое же содержание серы в нефти сорта Urals составляет 1,2% при плотности 31-32 градуса. В то время как легкие «сибиряки» вполне сопоставимы по качественным показателям с высокодоходной нефтью Северного моря эталонной марки Brent (0,37% серы при плотности 38,6-39 градусов API).

Высоковязкие и наиболее тяжелые углеводороды залегают на небольшой глубине (чуть более 100 м), составляя свыше половины всех запасов республиканского черного золота. Однако их добыча технологически гораздо сложнее обычной нефти. Битум не течет, его нужно сначала разогреть. Для извлечения сверхвязких битумов на поверхность необходима предварительная термическая обработка продуктивного пласта паром способом парогравитационного дренирования, разжижающего густую консистенцию. Для этого приходится бурить не одну, а две скважины, расположенные на расстоянии нескольких метров друг от друга, чтобы через одну закачивать горячий пар, а через другую выкачивать разогретую битумозную нефть. Таким образом, к двойной цене за бурение параллельных скважин собственнику придется еще раскошелиться на электроэнергию, тарифы на которую сегодня повышаются уже дважды в год.

К примеру, на Ашальчинском месторождении «Татнефти» только в одну скважину из восьми действующих приходится закачивать около 60 тонн пара в сутки при максимальной добыче не более 44-45 тонн битума в день (у «ЛУКОЙЛа» на Каспии дебит скважины достигает 800 тонн в сутки). Себестоимость добычи составляет 9,1 тыс. рублей за тонну при 1 тыс. рублей чистого убытка. При этом, по подсчетам аналитика Газпромбанка Александра Назарова, себестоимость добычи обычной нефти на других месторождениях «Татнефти» не превышает 1,317 тыс. рублей за тонну.

Лобби-бар

Для нефтяников в этих условиях выход был в лоббистских возможностях, для нефтехимиков — в инновационных. Руководство ОАО «Татнефть» включило свои лоббистские ресурсы и доказало, что добываемое сырье сверхвязкое (вязкость свыше 10 тыс. сантипуаз), и обнулило с 1 июля 2012 года на 10 лет ставку НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых). «Был принят закон о дифференцированном налогообложении старых месторождений в зависимости от степени выработанности запасов нефти и освобождения от НДПИ месторождений высоковязкой нефти, — вспоминает бывший президент Татарстана Минтимер Шаймиев, больше всего сделавший для лоббирования интересов отрасли, дающей 90% всего внешнеторгового оборота и половину бюджетных отчислений республики. — Этот прогрессивный закон в дальнейшем будет совершенствоваться, так как пока не стимулирует разработку новых нефтяных месторождений и залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти».

Заметим, что другие специалисты утверждали, что проект добычи битумозной нефти является нерентабельным лишь при цене ниже 40 долларов за «бочонок». А с учетом обнуления НДПИ точка безубыточности опускалась и вовсе до 32 за баррель. Так что нынешние цены на Urals на уровне нынешних 50-52 долларов никак не могли бы расстраивать нефтяников. Давно ожидаемая новость с оптимизмом была воспринята среди татарстанских нефтяников. Директор института ТатНИПИнефть Равиль Ибатуллин подчеркнул, что именно эта мера позволит «Татнефти» добывать за время действия преференций до 1 января 2023 года как минимум 1,8-2,5 млн тонн природного битума. В то же время, чтобы «попасть в трубу», холдингу необходимы собственные мощности по переработке битумов. Как пояснили в «Татнефти», речь идет о строительстве завода по промысловой переработке сверхвязкой нефти. НПЗ будет выпускать деасфальтизированную нефть и неокисленный (остаточный) дорожный битум, характеризующийся высокими эксплуатационными качествами, устойчивостью к процессам термоокислительного старения и лучшими адгезионными свойствами к минеральным компонентам асфальтонных смесей. Предусматривается возможность использования нефтяных дистиллятов, получаемых в ходе переработки, в качестве резервного топлива для парогенераторов. Вырабатываемый пар используется для разогрева сверхвязкой нефти в пласте и для выработки электроэнергии. Но для этого необходимо вкладывать серьезные средства в модернизацию перерабатывающих мощностей, что как раз основные игроки в ПФО слишком затянули. Руководитель ФАС Игорь Артемьев еще в 2011 году заявил: «Мы столкнулись с масштабной мистификацией: 15 лет нефтяные компании писали отчеты о модернизации, и все это оказалось пустым звуком. Лишь «Газпром нефть» и «ЛУКОЙЛ» построили небольшие заводы». В Республике Башкортостан удельный вес полностью изношенных основных фондов в прошлом году составлял в секторе добычи нефти и газа 19,8%, в производстве нефтепродуктов — 15,2%, в химическом производстве — 13,8%, в производстве резиновых и пластмассовых изделий — 11,4%. Для будущего кластера и ныне действующих предприятий нефтехимии необходимы в первую очередь серьезные финансовые ресурсы для модернизации мощностей. Необходимы инновации, позволяющие перерабатывать «тяжелую нефть». Нужна господдержка в виде субсидий и льгот ключевых проектов, способных стать локомотивами кластера и всей евразийской индустриальной дуги.