Фракционный смотритель

Новые НПЗ в России строятся подальше от месторождений нефти, поближе потребителям топлива Фото: Андрей Порубов

Стратегические фракции

Для участников рынка слова президента новостью не стали. Практически все крупные российские НПЗ введены в строй еще в советское время. Степень их износа превышает 80%, а уровень технологического развития не отвечает требованиям дня. «Полная переработка подразумевает разделение нефти на все фракции, производство всей гаммы продуктов — от битума и мазута до высокооктанового бензина и авиакеросина», — объясняет заместитель главы Уралнедр Евгений Ворожев. Между тем, по данным специалистов НовоУфимского НПЗ, доля мощностей так называемой вторичной переработки нефти (позволяющей выпускать качественные светлые нефтепродукты, в том числе бензин) на отечественных НПЗ составляет лишь 23% — это почти втрое ниже, чем в США.

Объективно нефтяников к развитию нефтепереработки подталкивают два фактора. Вопервых, потребление топлива в России и в мире постоянно растет. Вовторых, экспортные пошлины благоприятствуют переработчикам. С 1 октября 2007 года за экспорт тонны российской нефти компаниям придется заплатить около 250 долларов, за экспорт светлых нефтепродуктов — 181, темных нефтепродуктов — 97,5 доллара.

Неудивительно, что почти все вертикальноинтегрированные нефтяные компании (ВИНК) наращивают долю перерабатываемого сырья. Лукойл намерен в ближайшие 5 — 7 лет увеличить мощности своих НПЗ на 10 — 12 млн тонн в год (сейчас перерабатывает около 54 миллионов). Роснефть планирует довести переработку нефти с 30 до 50%. Такие же планы и у других компаний. Показатели уже растут: за первое полугодие2007 объем первичной переработки нефти в России увеличился на 5,4% к аналогичному уровню прошлого года.

Лидеры — отдельно, рынок — отдельно

Отраслевые аналитики считают, что инициатива правительства вполне укладывается в рыночные тренды. «Развитие НПЗ — общемировая тенденция», — замечает аналитик ИК «Баррель» Анна Анненкова. Однако реакция участников рынка на слова Юрия Трутнева оказалась более чем осторожной. Президент Лукойла Вагит Алекперов заявил: «Это дополнительное обременение для компаний, ведущих разработку. Каждое отдельное месторождение… должно быть тщательно изучено, проведены отдельные переговоры с правительством».

В компаниях опасаются, что чиновники могут заставить строить заводы вблизи месторождений. «Это не очень разумно: крупные месторождения, оставшиеся в нераспределенном фонде, находятся на шельфе Арктики, Крайнем Севере, на неосвоенных территориях», — говорит Евгений Ворожев. По его мнению, для недропользователей логичнее строить НПЗ в районах с развитой инфраструктурой и устойчивым сбытом. Например, в Свердловской области Александр Кузнецов из ИК «Проспект» говорит, что достаточно разместить предприятие на конце нефтяной трубы, например, в районе морского порта. В ответ в прессслужбе Лукойла напомнили, что в свое время компания предлагала построить НПЗ в Приморье, в конце нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО), но не смогла найти партнеров, а в одиночку строить завод не рискнула: слишком дорого. Ранее Сургутнефтегаз отказался от похожего проекта по той же причине. Как поясняет Анна Анненкова, постройка современного завода обойдется в 4 — 5 млрд долларов. 

Строительство менее дорогих миниНПЗ (мощностью 0,5 — 0,7 млн тонн нефти в год) — не выход. По мнению Евгения Ворожева, такие заводы не обеспечивают глубокой степени переработки нефти. Высокооктановое топливо, соответствующее стандартам евро3 и выше, на которые собирается переходить российская экономика, они выпускать не могут.

Поэтому большинство проектов в области развития переработки нефти связаны с модернизацией существующих мощностей или покупкой готовых активов. Лукойл еще весной 2007 года заявил, что готов приобрести НПЗ в Европе по сходной цене, правда, пока не дождался подходящего предложения. Роснефть на торгах выкупила пять НПЗ обанкроченного ЮКОСа и присматривается к европейским активам. И все ВИНК занялись расширением мощностей своих НПЗ. Это тоже недешево: Сургутнефтегаз, например, тратит 2 млрд долларов на новую установку гидрокрекинга для НПЗ в Киришах (Ленинградская область). Кроме того, российские нефтяники активно отправляют нефть на переработку по давальческим схемам, в том числе за рубеж. Запущенный в прошлом году под Тюменью Антиповский НПЗ тоже работает на давальческом сырье: московский нефтетрейдер «Нефтегазохимические технологии», контролирующий завод, не стал тратиться на разработку месторождений.

Из числа ВИНК, опрошенных «Э-У», только обремененная долгами после покупки активов ЮКОСа государственная Роснефть сообщила, что рассматривает возможность строительства НПЗ — в Находке, в конце ВСТО. Впрочем, пресссекретарь компании Николай Манвелов не исключил, что Роснефть попытается найти партнеров на проект. Сургутнефтегаз, накопивший на счетах около 14 — 15 млрд долларов, тоже может осилить строительство второго НПЗ в Киришах. Остальные ВИНК говорят, что новые перерабатывающие заводы им не по карману. Эксперты считают, что нефтяники лукавят. «Они найдут деньги на НПЗ, если захотят. Но на это в ближайшие годы может уйти большая часть прибыли компаний, изза этого их отчетность ухудшится, а дивиденды по акциям уменьшатся», — прогнозирует Анна Анненкова. Еще одним следствием новаций МПР станет отсечение просто крупных компаний от лидеров бизнеса. Игрокам, которые не потянут строительство НПЗ, придется на аукционах бороться за менее привлекательные месторождения без дополнительной нагрузки.

Если инициатива МПР будет одобрена, и без того невысокая степень мобильности на нефтяном рынке сведется к нулю. Государство получит дополнительный мощный рычаг для воздействия на участников рынка: если они не выполнят требований правительства, то им можно будет пригрозить отзывом лицензии и добиться передачи привлекательного актива в руки компании, контролируемой государством. Такое уже бывало в современной экономической истории России.