Перейти к основному содержанию

2124 просмотра

Румынские активы «КазМунайГаза» сыграли на спросе

Европейские потребители оценили продукцию НПЗ Petromidia

Высокий спрос на бензин и дизель стандарта Евро-5 в странах Европы позволили румынскому нефтеперерабатывающему заводу Petromidia – крупнейшему зарубежному активу «КазМунайГаза» – расширить производство высококачественного топлива. 

Экспортный форпост 

Отметивший 40-летие с момента ввода в промышленную эксплуатацию румынский завод Petromidia для АО НК «КазМунайГаз» является одним из важнейших производственных активов. Наряду с сетью АЗС под брендом Rompetrol и НПЗ Vega, специализирующемся на производстве битума, которые компания приобрела в 2007 году, Petromidia служит для КМГ своеобразным мостом к Черноморскому региону с прямым выходом на европейские рынки в 300 млн человек. 

rumynskie-aktivy-kazmunajgaza-sygrali-na-sprose1.jpg

Кроме того, эксплуатация этого НПЗ позволяет создавать добавленную стоимость к добываемым КМГ ресурсам. К примеру, высокая технологическая оснащенность Petromidia обеспечивает высокий уровень (до 86%) выхода таких светлых нефтепродуктов, как бензины, дизельное топливо, авиатопливо и полимеры стандарта Евро-5. Дальнейшая реализация готовых нефтепродуктов осуществляется через оптовые каналы и собственную сеть АЗС Rompetrol в Румынии, Болгарии, Грузии и Молдове.

Примечательно, что хорошее самочувствие этого бренда на восточноевропейских рынках во многом основано именно на эффективной деятельности НПЗ Petromidia. То есть европейский потребитель уже оценил высокое качество производимого заводом топлива и голосует за него своим кошельком.

В первой лиге по Соломону 

То, что румынский завод «КазМунайГаза» сейчас в прекрасной форме, подтверждают и независимые исследования ведущих международных консалтинговых агентства SOLOMON и Wood Mackenzie, опубликовавших ранее свои страновые отчеты по сегменту нефтепереработки в Румынии. Согласно этим документам, НПЗ Petromidia является одним из самых эффективных в Европе по целому ряду показателей. 

В частности, благодаря масштабным инвестициям со стороны казахстанской материнской компании завод оценивается как предприятие с высоким уровнем передела нефти. По данным SOLOMON, за 2018 год индекс сложности композитного нефтеперерабатывающего завода на 25% превысил аналогичный показатель других европейских предприятий.

Кроме того, опережает Petromidia другие НПЗ и по степени загруженности. По состоянию на 2017 год специалисты Wood Mackenzie оценили среднегодовое использование мощности НПЗ Petromidia на уровне 89,87%. Это значительно выше среднего показателя загруженности НПЗ по региону. 

С учетом высокого уровня передела нефти, Petromidia также является одним из самых экологически чистых нефтеперерабатывающих заводов в регионе. Замеры уровня выбросов и индекса энергоемкости показали, что Petromidia обеспечивает на 10% меньше выбросов и на 10% является более эффективным в использовании электроэнергии. 

Потенциал роста

За последние годы текущему казахстанскому менеджменту компании удалось увеличить объем переработки НПЗ практически вдвое – сначала за счет модернизации с 3,8 млн до 5 млн тонн, а затем за счет цифровизации и технологической «доводки» – еще с 5 до 5,4 млн тонн. 

Последовавшая за этим трансформация бизнес-процессов и оптимизация позволили Petromidia по объемам производства и переработки выйти на исторические максимумы. 

В итоге, общее количество сырья, переработанного в 2018 году на НПЗ Petromidia, составило 5,92 млн тонн, что на 1 млн тонн выше запланированного объема и является самым высоким уровнем переработки за всю историю работы завода. В текущем году целевой показатель определен на уровне 6,1 млн тонн, что станет еще одним историческим максимумом в операционной деятельности завода. В том, что это вполне достижимо указывает то, что за первое полугодие 2019 года на заводе уже было переработано 3,1 млн тонн сырой нефти. 

По мнению Алексея Калачева, эксперта-аналитика АО «ФИНАМ», цифровизация производственного процесса не только повысила эффективность завода, но и снизила издержки, обеспечивая стабильность качества конечного продукта.

«Это то, что должно позволить KMG International удержаться и закрепиться на достаточно плотном топливном рынке региона и успешно конкурировать нам нем с европейскими компаниями», – отмечает он.

Кроме того, обсуждаются планы и по дальнейшему расширению производственных мощностей Petromidia до 10 млн тонн нефтепродуктов в год за счет модернизации имеющейся установки по первичной переработке сырья или строительства новых. 

По словам Азамата Жангулова, управляющего директора АО НК «КазМунайГаз» по международным проектам, вопрос удвоения перерабатывающей мощности НПЗ Petromidia напрямую связан с планами по наращиванию добычи и экспорта казахстанской нефти.

«Сейчас уровень добычи составляет порядка 90 миллионов тонн в год. В планах на ближайшие пять лет – увеличение до 110 миллионов тонн нефти в год. Сегодня обсуждаются разные планы по размещению этой нефти. Есть много разных вопросов по поводу того, что лучше – перерабатывать или продавать сырую нефть, каково будет распределение спроса. Эти вопросы обсуждаются. С точки зрения расходов на модернизацию, наверное, расширение мощности Petromidia было бы самым дешевым способом увеличить объемы переработки. Но дальнейшие решения будут приниматься с учетом всего комплекса факторов», – заявил он.

Со своей стороны, о готовности начать работу в этом направлении говорят и в KazMunayGas International. Как заявил Садуохас Мералиев, главный операционный директор компании, «домашняя работа» по проведению технического обоснования данного проекта уже выполнена. 

rumynskie-aktivy-kazmunajgaza-sygrali-na-sprose2.JPG

АЗС Rompetrol в Румынии

Позитивно новость о возможном удвоении мощностей Petromidia воспринял и рынок. По мнению аналитика финансовой компании «Альпари» Анны Бодровой, этот проект вполне реализуем, поскольку Казахстан давно готов к увеличению сырьевого экспорта и со сбытом проблем не ожидается.

«Основной риск – это масштабные инвестиции. Однако в данном случае мы учитываем, что это – вложения на будущее, поэтому стратегических инвесторов это не напугает», – комментирует эксперт.

Однако тема удвоения мощностей обсуждается пока только на уровне планов. Из уже реализуемых инициатив компании, на которые группа делает ставку и направляет инвестиции – проект по дальнейшему расширению сети АЗС Rompetrol в Европе. В ближайших планах сети нарастить рыночную долю в рознице в Румынии с 16% до 24%, в Молдове – с 24% до 30%, Грузии – с 17% до 25% и в Болгарии – с 3% до 12%.

В рамках этой работы и дальнейшего развития НПЗ KazMunayGas International планирует реализовать полный переход завода на технологии Smart Refinery, построить на его основе ТЭЦ в режиме когенерации, а также продолжить развитие нефтехимического блока. 

* Партнерский материал.

1189 просмотров

Фактор газа

Кто построит газоперерабатывающий завод на Кашагане

Фото: Depositphotos/lagereek

Увеличение добычи нефти на Кашагане автоматически влечет за собой вопрос: что делать с попутным газом? Оператор месторождения предпочитает закачивать его обратно в пласт, а власти респуб­лики хотят, чтобы газ перерабатывали. Осталось решить, кто будет финансировать переработку.

Газ – сдерживающий фактор для увеличения добычи на Кашагане: его надо либо закачивать обратно в пласт, либо перерабатывать. В рамках расширения производства первого этапа освоения месторождения к 2022 году консорциум должен увеличить уровень добычи нефти с нынешних 380 тыс. до 420 тыс. баррелей в сутки. Чтобы поддерживать объем производства нефти на сегодняшнем уровне, NCOC приходится ежесуточно закачивать обратно в пласт около 12 млн куб. м попутного газа. При этом чем больше выкачивается нефти, тем больше попутного газа надо утилизировать. Казахстан же заинтересован в переработке газа, чтобы его поставлять на внутренний рынок или отправлять на экспорт.

Обсуждаем детали

Сейчас в правительстве создана рабочая группа, в которой заинтересованные стороны обсуждают детали строительства газоперерабатывающего завода (ГПЗ) мощностью 1 млрд куб. м газа. По сведениям Министерства энергетики РК, начало строительства ГПЗ запланировано на 2020 год, а общий период строительства займет 2,5 года. Разрабатывается проектно-сметная документация объекта, финансирование проекта будет осуществляться за счет инвестора и заемных средств. Завод в год будет выпускать до 700 млн куб. м товарного и около180 тыс. т сжиженного газа, а также серу и газовый конденсат. Поставят ГПЗ в 60 км от города Атырау и в 12 км от установки комплексной подготовки нефти и газа «Болашак» компании North Caspian Operating Company.

В январе на портале yicaiglobal.com появилась информация, что китайская China Oil HBP Science & Technology (HBP) выиграла тендер на строительство ГПЗ на  месторождении Кашаган стоимостью $242 млн. В сообщении  говорилось, что компания предоставит владельцу проекта Gas Processing Company подробный дизайн проекта и все навесное оборудование, а также руководоство по монтажу оборудования и вводу в эксплуатацию проекта.  Однако в Минэнерго эту информацию опровергли. «В настоящее время все вопросы по данному проекту находятся лишь в стадии рассмот­рения, и никаких договоренностей, тем более контрактов не заключалось», – сообщили в ведомстве. Аналогичный ответ дали «Курсиву» в ТОО «Gas Processing Company». К слову, это предприятие построило ГПЗ в Актюбинской области на месторождении Кожасай и закупило часть оборудования у HBP. 
   
В компании отметили, что к проекту ГПЗ на Кашагане имеет отношение ТОО «GPC Investment», и это другое юридическое лицо. Информация об учас­тии в проекте GPC Investment появилась в конце декабря, когда в Макатском районе Атырауской области, где и будет построен завод, были проведены общественные слушания по оценке воздействия на окружающую среду будущего объекта. Как раз там было объявлено, что финансирование ГПЗ берет на себя ТОО «GPC Investment». В компании «Курсиву» сказали, что до официального объявления уполномоченными органами решения по ГПЗ они не могут раскрывать деталей проекта.

Проблемы производства

Найти инвестора, который готов вкладывать свои средства в строительство ГПЗ в Казахстане, не слишком просто. 

Эксперты IHS Markit считают, что производство газа в республике невыгодно. Недропользователи вынуждены продавать газ по ценам, которые значительно ниже его себестоимости. Цены устанавливаются индивидуально путем переговоров между производителями и покупателями, прежде всего АО «КазТрансГаз» (КТГ), за которым закреплены монопольные полномочия, предполагающие наличие преимущественного права на приобретение попутного газа. В 2018 году средняя цена на газ, выплачиваемая казахстанским производителям, составляла 14,5 тыс. тенге за 1 тыс. куб. м, в 2019-м – 14,3 тыс. тенге. «Этого может оказаться достаточно для покрытия себестоимости сухого газа с небольшой глубиной залегания, но не хватает для покрытия себестоимости жирного попутного газа с высоким содержанием серы, который необходимо извлечь, подготовить и транспортировать к месту подачи в газопровод», – поясняют эксперты и отмечают, что, пока цены на газ остаются искусственно заниженными, инвестиций в его производство ожидать трудно.

Нужный продукт

При этом газ – довольно востребованный продукт, который необходим как для внутреннего потребления, так и для отправки на экспорт. 

Газ на внутренний рынок в основном поставляет КТГ – нацио­нальный оператор в сфере газа и газоснабжения. Хотя есть компании, продающие газ напрямую энерговырабатывающим предприятиям. «Тенгизшевройл», к примеру, в год поставляет на Атыраускую ТЭЦ около 1 млрд куб. м газа.

По предварительным данным, в прошлом году продажа 14 млрд куб. м газа населению нанесла КТГ ущерб в размере 101 млрд тенге, поскольку газ коммунально-бытовым потребителям продается по утвержденным Антимонопольным комитетом ценам. Но благодаря экспорту 9,6 млрд куб. м газа компания не только покрыла убыток, но и получила чистую прибыль в размере 330 млрд тенге. Такая схема субсидирования внутреннего рынка работала бы долго, если бы параллельно росту потребления рос еще и объем производства газа.

В целом коммерческие объемы газа, то есть валовая добыча за вычетом обратной закачки, в Казахстане растут. В 2018 году они составили около 36,4 млрд куб. м, что на 10% выше, чем в 2017-м. Но и внутреннее потреб­ление растет – приблизительно на 1 млрд куб. м в год. По прогнозу IHS Markit к 2040 году объем производства товарного газа в республике увеличится всего лишь на 3,6%, до 38 млрд куб. м, тогда как конечное потребление вырастет на 68% – до уровня 25,4 млрд куб. м.

В сложившейся ситуации в увеличении коммерческих объемов казахстанского газа, а значит и строительстве газоперерабатывающих заводов, должны быть заинтересованы «КазТрансГаз» и Китай. Казахстанский национальный оператор не захочет терять экспортную выручку. В 2018 году одним из основных направлений экспорта казахстанского газа стал Китай, куда ушло 5,2 млрд куб. м. КТГ получил свыше $2,4 млрд выручки ($1,7 млрд в 2017-м). Поднебесная заинтересована в том, чтобы объемы казахстанского газа позволили заполнить газопровод «Цент­ральная Азия – Китай». 

Рост поставок из нашей страны в предыдущем году увеличил загрузку газопровода до уровня свыше 90% от существующей пропускной способности, которая составляет 55 млрд куб. м в год. Поэтому в октябре 2018 года КТГ и Petro China International подписали пятилетний контракт об увеличении с 2019 года экспорта газа до 10 млрд куб. м в год.

Читайте нас в TELEGRAM | https://t.me/kursivkz

drweb_ESS_kursiv.gif