«Эпоха легких нефтей уходит»
«Эпоха легких нефтей уходит»
24.10.12
Игорь Кацал, заместитель вице-президента «Транснефти»:

«Эпоха легких нефтей уходит»

Версия для печати

Вопрос. Игорь Николаевич, сорт «ВСТО» пользуется на рынке стран АТР устойчивой популярностью. Не в последнюю очередь – благодаря его качественным характеристикам. Нет ли угрозы их ухудшения в связи с вводом в строй нефтепроводов Заполярье – Пурпе, Куюмба – Тайшет, ориентированных на новые месторождения?

Ответ. Действительно, наряду с сортом Siberian Light, который мы транспортируем выделенным потоком из Сибири в Новороссийск (с 2012 года туда переведена из Туапсе отгрузка малосернистой нефти), и смесь «ВСТО», и само это экспортное направление в порт Козьмино являются премиальными для нефтяных компаний. Разница в цене по сравнению, например, с Приморском достигает 20 долл. за тонну. Ни сегодня, ни в ближайшей перспективе (2015–2016 годы) мы не видим причин для ухудшения качества нефти на этом направлении.

Проекты, которые вы назвали, будут реализованы к 2016 году. При этом качество, заявленное нефтяниками, и в Заполярье, и в Куюмбе вполне укладывается в характеристики сорта «ВСТО» (сера – до 0,65%, плотность – до 850 кг/м3). Так что ни потребителям в странах АТР, ни трейдерам волноваться не нужно. Качественные характеристики нефти сорта «ВСТО» останутся стабильными, а объемы экспорта будут нарастать с каждым годом.

Вопрос. По-прежнему актуальной остается задача снижения процента высокосернистой нефти в смеси Urals. Серьезные надежды возлагались в свое время на завод «ТАНЕКО». Насколько они оправдались?

Ответ. Вы правы, надежды всех участников нефтяного рынка европейской части России на улучшение качества сырья были связаны с работой нового завода в Татарии. Планировалось, что этот НПЗ оттянет на себя 7 млн. т высокосернистой нефти в год. Однако, по имеющейся у нас информации, технологически к ее переработке завод не готов. И несмотря на то что Схемой нормальных (технологических) грузопотоков нефти в системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» уже с 2013 года предусмотрена поставка на «ТАНЕКО» нефти с содержанием серы до 2,3%, собственник завода (ОАО «Татнефть») эту возможность не подтверждает.

Нефтяная компания планирует сохранить содержание серы в потоке (до 1,8%) аж до 2015 года! Ситуация очень и очень непростая. Тем более что количество высокосернистой нефти в системе за последние два года увеличилось почти на 3 млн. т. Тяжелая нефть наступает на нас по всем направлениям. Весомую лепту в эту нефтяную корзину вносят нефтяники не только Татарии, но и Башкирии, чем еще больше осложняют решение вопроса по снижению содержания серы в смеси Urals.

Вопрос. Что планируется делать в этой связи? В компании разработаны мероприятия по перераспределению высокосернистой нефти в грузопотоки, имеющие запас по качеству. Это, конечно, связано с серьезными затратами на техническое перевооружение, но очевидно, что эпоха легких нефтей уходит. Нужна своевременная и просчитанная реакция на вызовы времени. В ближайшее время мы планируем выйти с предложениями по корректировке схемы грузопотоков в Минэнерго России, к концу 2013 года – завершить выполнение технических мероприятий. Только после этого появится возможность улучшить качество нефти на всех западных экспортных направлениях.

Запас качества есть, к примеру, у «ВСТО». Сегодня реальные характеристики этого сорта таковы: сера –0,51%, плотность – 843 кг/м3. Предельные показатели, как уже говорилось, другие содержание серы – 0,65%, плотность – 850 кг/м3). То есть, если направить на восточное направление некоторое количество высокосернистой нефти, из этих пределов мы не выйдем. Заявленное качество смеси, отгружаемой в Козьмино, не ухудшится, зато на западе мы уйдем от предельных показателей.

Есть возможность направить высокосернистую нефть и в Казахстан по маршруту Омск – Павлодар. Сейчас на этом участке показатели по сере 1,1–1,2%,в то время как утвержденная схема грузопотоков устанавливает предел 1,5%. Эти варианты находятся в русле требований Минэнерго, и мы полагаем, что соответствующие технические мероприятия на объектах «Уралсибнефтепровода» и «Транссибнефти» позволят решить поставленные задачи. Предполагается, что будут работать два центра компаундирования – в Уфе и Омске. Из Уфы поток высокосернистой нефти будет поступать в Омск, откуда после повторного компаундирования нефть будет транспортироваться в направлении ТС ВСТО и в Казахстан.

Вопрос. Несмотря на рост «высокой серы», цены на Urals в последнее время несколько раз превышали котировки маркерного сорта Brent. Это тенденция или чисто ситуативный фактор?

Ответ. На этот вопрос лучше ответят, конечно же, нефтяные аналитики. Мое же мнение таково: если даже в условиях ухудшения качества смеси Urals, например по сравнению с 2007 годом, спрос на нее возрастает и цена относительно сорта Brent тоже растет, это значит, что потребители, то есть европейские НПЗ, предпочитают легким североморским сортам российскую нефть. И это не игры рыночных спекулянтов, а тренд!

Давайте посмотрим на цифры. В 2007 году содержание серы на «Дружбе» было 1,45%, сейчас – 1,6%. Плотность составляла 862 кг/м3, сейчас – 867 кг/м3. В Приморске и Новороссийске показатели чуть лучше, но тенденция такая же. Ухудшение качества налицо, а цена не падает. Спред, скидка относительно сорта Brent уменьшается, а иногда, как вы отметили, цена на Urals даже оказывается выше цены североморской смеси.

Не исключаю, что одной из причин мог стать отказ Европы от иранской нефти, а она по качеству близка к Urals. Заводы, потреблявшие иранское сырье, будут замещать его чем-то подобным, но никак не североморской легкой смесью.

Вопрос. Как могут измениться грузопотоки в связи с вводом в строй новых и реконструкцией ряда действующих НПЗ?

Ответ. Постановление Правительства РФ от 21 декабря 2009 года № 1039 «О порядке подключения нефтеперерабатывающих заводов к магистральным нефтепроводам...» предусматривает сохранение существующей схемы грузопотоков при подключении новых заводов. То есть, если планируемый отбор нефти из системы в месте подключения завода существенным образом влияет на изменение качественного состава сырья, мы отказываем таким заявителям.

К примеру, Антипинский НПЗ под Тюменью очень хотел получить 6 млн. т малосернистой нефти в год из выделенного потока Холмогоры – Новоросийск. Мы смогли обеспечить только 1,7 млн. т, остальные 4,3 млн. было предложено взять из сернистого потока. Так же был решен и вопрос о загрузке Афипского НПЗ, который в результате реконструкции увеличит свою производительность до 11 млн. т в год. Чтобы исключить влияние отбора нефти на ее качественные показатели, весь объем потребления был разбит на две части: 5 млн. т малосернистой и 6 млн. т сернистой нефти. В ближайшее время предстоит большая работа по расширению ТС ВСТО для подключения заводов на Дальнем Востоке – Комсомольского, Хабаровского, нового завода ОАО «НК «Роснефть» (ЗАО «Восточная нефтехимическая компания»). Но на качестве экспортной смеси это не отразится.

Вопрос. А как может отразиться подключение НПЗ на перспективах окупаемости нефтепровода и обретения сортом «ВСТО» статуса маркера?

Ответ. Увеличение добычи, заявленное нефтяными компаниями, не соответствует тому приросту отбора нефти на переработку, который они хотят получить. Подключение Хабаровского завода назначено на первое полугодие 2014 года, подключение Комсомольского – на конец 2015-го, НПЗ Восточной нефтехимической компании – на 2017 год. Если в указанные сроки не произойдет соответствующего увеличения поставок сырья по ВСТО, мы будем вынуждены уменьшить экспорт или снять необходимые объемы с западного направления.

Комсомольский НПЗ претендует на 7 млн. т, Хабаровский – на 6 млн. т в год. Если бы пришлось подключать их сегодня, соответствующие объемы необходимо было бы снять с Козьмино. Разумеется, при таком варианте отдаляется и перспектива окупаемости, и перспектива выхода на маркерный уровень. Ведь известно, что сорт «ВСТО» сможет стать маркером для рынка стран АТР только при условии стабильных отгрузок в порту Козьмино не менее 30 млн. т нефти в год.

Вопрос. Как известно, Белоруссия отказалась от поставок азербайджанского сырья по нефтепроводу Одесса – Броды. Каковы теперь перспективы этого маршрута?

Ответ. Сразу скажу, что перспективы восстановления транзита российской нефти на участке Броды – Одесса нет. Построена БТС-2, и те объемы, которые раньше шли через Украину, теперь поставляются через Усть-Лугу.

Существует ли вероятность использования маршрута Одесса – Броды – Будковце? Да, и в последнее время она возросла. Вызвано это сокращением объемов поставок российской нефти в Чехию. Очевидно, что это никак не связано с «Транснефтью», это вопрос поставщиков и потребителей, однако факт остается фактом. Украина, которой надо решать проблему потери грузооборота на маршруте Одесса – Броды, уже ведет переговоры со словацкой компанией «Транспетрол», обсуждая варианты транспортировки легкой азербайджанской нефти через Словакию в Чехию. Раньше словаки не были в этом заинтересованы. Но теперь, потеряв объем 2–3 млн. т транзитной нефти, они получили понятную мотивацию. От Брод до Будковце идут две трубы. Одна уже заполнена легкой азербайджанской нефтью, и особых технических проблем для начала поставок нет. Другой вопрос – ресурсы. В Азербайджане добыча падает. Свободной нефти для этого маршрута нет, ведь им надо еще загружать Баку – Джейхан. Но есть ведь еще казахстанская нефть, в частности нефть Каспийского трубопроводного консорциума. По какому маршруту она пойдет, учитывая «заморозку» проекта «Бургас – Александруполис» и загруженность турецких проливов? Нельзя не принимать во внимание и то, что Украина не отказалась от проекта «Сарматия», строительства маршрута Одесса – Броды – Плоцк – Гданьск. В его реализации с некоторых пор заинтересована и Польша. Ведь теперь, когда многие поставщики выбирают маршрут на Усть-Лугу, в направлении Адамовой заставы мы качаем на 1 млн. т в месяц меньше, чем прежде. А это примерно в равных долях затрагивает не только польский, но и немецкий рынок.

Вопрос. Чем может обернуться для России реализация этих проектов?

Ответ. Теперь, с вводом в строй БТС-2, нам ничего не грозит. Использование нефтепровода Одесса – Броды – Плоцк – Гданьск просто заместит выбывающие объемы российской нефти – не более. Другое дело, что это ставит под вопрос перспективы возможной «разморозки» проекта «Бургас – Александруполис».

 

Вопрос. Для казахстанской нефти имеется и еще один маршрут. Есть ли планы увеличения мощности нефтепровода Атырау – Самара?

Ответ. Мы заинтересованы в этом проекте. Именно поэтому в 2009 году был проведен целый комплекс мероприятий – технико-экономические обсчеты, презентация в Казахстане. Этот интерес связан со стремлением гарантировать оптимальную загрузку системы АК «Транснефть». Мы впервые предложили казахстанским партнерам обеспечить поставку их нефти с сохранением качества. С этой целью планируется использовать выделенный поток Холмогоры – Новороссийск. В этом случае 10 млн. т казахстанской нефти мы направляли бы в Новороссийск, а аналогичные российские объемы – в Усть-Лугу.

К сожалению, мы получили отказ, мотивированный отсутствием необходимых объемов нефти. Но наше предложение остается в силе. Вполне возможно оперативно, с незначительными капитальными вложениями и без прокладки линейной части увеличить пропускную способность нефтепровода на 5 млн. т – до 20 млн. т.

Вопрос. Как Вы прокомментируете решение Казахстана о снижении тарифа на транспортировку нефти российских поставщиков по своей территории?

Ответ. Думаю, это решение продиктовано не столько стремлением Казахстана увеличить транзитный грузооборот, сколько желанием Китая привлечь дополнительные объемы российской нефти. Раз на ВСТО не удалось, решили попробовать здесь.

Однако экспортный график, по которому мы могли бы поставлять нефть через Казахстан в Китай, сегодня отсутствует. Это значит, что Правительство России и Минэнерго посчитали подобное решение нецелесообразным. Если бы этот вариант был принят, мы бы понесли потери. Дело в том, что плечо поставок по территории России в направлении Казахстана меньше, транспортировка дешевле, чем в направлении на Дальний Восток или на запад. «Транснефть» не получила бы запланированную тарифную выручку. Но и выгода нефтяников сомнительна. Платить за транзит по Казахстану все равно придется, а цена нефти в сравнении с ВСТО будет, как я уже говорил, значительно меньше.

Здесь имеет смысл упомянуть еще об одной проблеме. В соответствии с договоренностями в рамках Таможенного союза Казахстан получает российскую нефть беспошлинно. Но это профицитная страна, нефть и нефтепродукты, поступившие туда по беспошлинной схеме, затем отправляются за пределы государства, за что уже взимается пошлина. Очевидно, что Россия в этой ситуации несет потери. Нашей стороной предложена справедливая методика компенсаций. Суть ее в следующем. На территорию России должна поставляться на переработку казахстанская нефть – беспошлинно и в адекватном объеме. А мы будем поставлять соответствующее количество за рубеж, получая пошлину. К сожалению, эта методика пока не утверждена казахстанской стороной и Россия продолжает нести потери.

Вопрос. Предстоит более четко отрегулировать отношения в области беспошлинных поставок и с Белоруссией?

Ответ. Конечно, поставляя нефть на территорию Белоруссии, компания теряет тарифную выручку, ведь транспортировать туда сырье дешевле, чем в порты. Кроме того, при поставках нефти в Белоруссию государство теряет пошлину. В течение достаточно длительного времени в Белоруссию беспошлинно поставлялось порядка 18 млн. т нефти. В 2010 году Правительством РФ было принято решение поставлять на НПЗ республики 6 млн. т беспошлинно и еще 6 млн. т с пошлиной. В 2011-м снова вернулись к 18 млн. т без пошлины. А в 2012 году объем поставок возрос до 21,5 млн. т в год, при этом нефтепродукты из Белоруссии идут на экспорт. Вместо этого 3,5 млн. т нефти вполне можно было бы направить в дальнее зарубежье через порт Усть-Луга.

В условиях профицита экспортных мощностей системы магистральных нефтепроводов, безусловно, необходимо корректировать межправительственные соглашения с Белоруссией.

Источник: журнал «Трубопроводный транспорт нефти»

Поделиться: