Данияр Тиесов, КМГ: Модернизация НПЗ полностью себя оправдала

В 2021 году работа НПЗ и ситуация на топливном рынке были одними из самых популярных тем в медиапространстве Казахстана. Дефицит дизеля, ремонты на заводах и обвинения в срыве поставок ГСМ – с такой критикой сталкивались казахстанские нефтепереработчики. Но так ли однозначна ситуация на рынке нефтепродуктов? Именно об этом мы поговорили с Данияром Тиесовым, заместителем председателя правления по переработке нефти и нефтехимии нацкомпании "КазМунайГаз". Он подробно рассказал о проведённой модернизации НПЗ, причинах дефицита дизеля и объяснил, что Казахстану делать с вопросом четвёртого НПЗ.

– В 2018 году три крупнейших нефтеперерабатывающих завода, которыми владеет КМГ, завершили модернизацию, призванную решить вопросы с обеспечением внутреннего рынка качественным топливом. Поэтому предлагаю начать разговор с этого процесса. Что означает модернизация НПЗ в нашем случае?

– Модернизации предшествовала большая подготовительная работа – был просчитан баланс нефтепродуктов в Казахстане и его перспективы – тогда выявились несколько моментов, которые и повлияли на принятие решений о модернизации НПЗ.

Первый – это недостаток выпуска так называемых светлых нефтепродуктов. До модернизации в стране производили недостаточные объемы ГСМ, прежде всего высокооктановых автобензинов. Мы выпускали в основном устаревшие марки АИ-76 и АИ-80, но не выпускали АИ-95 и АИ-98, недостаточно производили дизеля и авиакеросина.

Второй момент – это стандарты качества топлива. Если говорить о стандартах «Евро», то там более 18 параметров, важнейшие из которых – экологические. В этих стандартах постепенно сокращаются нормативы по содержанию в моторных топливах примесей, которые выбрасываются в атмосферу. Например, между Евро-2 и Евро-4 в плане качества для работы двигателя разница небольшая, но в плане экологии она очень велика.

И третий аспект – экологический. Мы потратили большие деньги на модернизацию, потому что само состояние НПЗ с учётом времени их постройки и сроков эксплуатации требовало вложений в общезаводское хозяйство. Нужно было сократить выбросы в воду, землю и воздух. И этого удалось достичь.

То есть модернизация трёх НПЗ дала не только больше топлива стране, но и существенно сократила выбросы автомобилей и заводов в окружающую среду. Об этом мало говорят, и это влияние трудно посчитать в деньгах или тоннах, но переход на более качественное топливо делает автомобильный выхлоп чище, избавляя его от вредных примесей, что в свою очередь очень сильно помогает экологии, особенно в крупных городах.

Если обобщить всё сказанное выше, то можно однозначно констатировать – модернизация нефтеперерабатывающих заводов полностью себя оправдала, и это неоспоримый факт.

С другой стороны, модернизацию проводили не просто для обновления оборудования – мы смотрели на конкретные условия каждого из предприятий. Дело в том, что все НПЗ находятся в определённых регионах со своей спецификой, и нужно было под неё подстроить конфигурацию.

– Как именно учитывалась специфика регионов?

– Основная масса населения страны сосредоточена на юге, где оно будет расти и дальше – именно в таком регионе находится Шымкентский НПЗ.

На западе, в случае с Атырауским НПЗ есть преимущество – это зона нефтедобычи и близость к экспортным маршрутам. Но области, которые окружают АНПЗ, малочисленны по населению.

Павлодарский НХЗ исторически расположен вдалеке от мест добычи нашей нефти и был рассчитан на приёмку нефти из Сибири. От него далеки экспортные маршруты и есть конкуренция с российскими НПЗ, которые находятся рядом в приграничных регионах.

Из этого и сложилась основная концепция модернизации заводов. Допустим, на АНПЗ мы построили комплекс по производству ароматических углеводородов. По стандартам Евро-4 и Евро-5 нормируется содержание вредных веществ в топливе, таких как бензол и ароматические углеводороды. 

Когда их извлекают из топлива, то они сами по себе становятся ценным сырьем для нефтехимической отрасли. И поэтому комплекс по производству ароматики был построен в рамках модернизации АНПЗ.

Что касается Шымкентского НПЗ, то там реализована концепция по моторному варианту, то есть с максимизацией выработки светлых нефтепродуктов. Завод находится в густонаселённом регионе, рядом расположен мегаполис Алматы и перспективный рынок для экспорта бензина – Центральная Азия с большим населением.

В Павлодаре нашей ключевой задачей была минимизация бюджетов при достижении целевых значений – нужно было привести завод в порядок, чтобы его продукция соответствовала высоким стандартам. Исходя из этого по каждому заводу был разработан отдельный проект.

– Модернизацию ещё до её завершения критиковали за долгие сроки работ. Почему она затянулась?

– Нужно понимать, что любой проект состоит из практической части и предварительных стадий. До размещения заказов на оборудование, доставки этого оборудования, подготовки стройплощадки и так далее нужно ещё дойти.

Так вот, эти предварительные стадии, даже если всё делать быстро, занимают по пять лет. Именно здесь, забегая вперёд, есть одна возможность для улучшения в казахстанской практике. В отличие от других стран, например, России и Китая, у нас трёхступенчатая процедура подготовки проектной документации.

Мы должны сначала сделать ТЭО и пройти госэкспертизу, затем идёт стадия технического проектирования, после которого снова нужно пройти госэкспертизу. И третья стадия – это рабочее проектирование, чтобы вести строительство. В других странах первые два этапа объединены, и с учетом ТЭО и госэкспертизы можно было бы сэкономить год.

Далее – организация финансирования. Есть два специфических момента, которые нужно понимать в нашем случае.

Во-первых, наши проекты не «шоколадные» с точки зрения инвестирования. Так сложилось, что розничные цены на топливо у нас в стране должны быть социально понятными, а нефтедобытчикам выгоднее поставлять нефть на экспорт, а не нам на переработку – в первом случае цены значительно привлекательнее. В этих условиях убедить банки дать финансирование было сложно.

Поэтому мы утвердили тарифную сетку, где в стоимость тарифа на процессинг включается инвестиционная составляющая. Эта схема понятна банкам, потому что при нашем ценообразовании сложно достигнуть окупаемости. По сути, мы сделали модернизацию заводов, чего греха таить, за счет нефтедобывающих компаний.

Нам не давали льготных кредитов, мы привлекали деньги коммерческих банков по рыночным ставкам, проходили все банковские экспертизы, залогом были гарантии КМГ, и это тоже заняло длительный период.

Отсюда видно, что только само проектирование модернизации НПЗ и поиск финансирования заняли много времени. И это ещё до начала строительных работ.

И в строительстве были сложности – нам нужно было обеспечить безаварийную работу действующего производства на НПЗ. То есть заводы должны были работать и продолжать выпускать нефтепродукты, а мы должны были строить рядом – в рамках территории заводов – новые установки и модернизировать действующие.

Мы смогли сделать и то, и то. Приходилось делать врезки и проводить испытания в стесненных условиях. Если честно, строить в чистом поле легче, чем работать с таким кейсом.

– Долго ещё займы выплачивать?

– Сроки кредитов по каждому из НПЗ разные – всё-таки и суммы тратились неодинаковые. Сразу скажу, в целях сокращения рисков в будущем и поскольку мы получаем выручку в национальной валюте, мы активно работаем над переводом валютных займов в тенге.

Мы почти рассчитались по всем займам, привлеченным на модернизацию ПНХЗ, около половины осталось по долгам АНПЗ, по Шымкентскому НПЗ – чуть больше.

Чтобы было понятно, о каких суммах идет речь, возьмём для примера ставку процессинга на АНПЗ. Условно говоря, нам нужно вернуть $3 млрд кредита этого завода – если поделить на 10 лет, то нужно возвращать по $300 млн в год. Учитывая объём переработки в 5 млн тонн, это значит, что по 60 долларов на тонну нужно добавлять в тариф, чтобы просто собрать деньги для банков.

И вот у нас стоимость переработки в $90 за тонну, из которых $60 просто уходит на покрытие займов. Остальное – это наши операционные расходы, включая зарплаты, налоги, поддержание предприятия в работоспособном состоянии.

– В этом году особенно много говорили о дефиците топлива, в основном негативно. Вы согласны с такой оценкой ситуации?

– Модернизацию заводов мы завершили в 2018 году. И все сейчас вспоминают ситуацию этого года, но, например, в 2019 году мы даже останавливали ключевые установки на предприятиях, потому что был большой профицит по топливу. И пока нам не разрешили его экспортировать, НПЗ работали не на полную мощность. В 2020 году были Covid-19 и резкое падение спроса, и мы опять были вынуждены приостановить установки из-за перенасыщения рынка.

Да, в 2021 году возникла сложная ситуация с топливом, которая обострилась в октябре. Всё-таки ключевой проблемой является дисбаланс цен на рынке. При разнице цен, которая сформировалась с сопредельными странами, наш нефтепродукт активно вывозился. И это сильно повлияло на спрос и ситуацию, с которой мы столкнулись.

Если мы говорим о дизельном топливе, то это вообще специфический продукт. Есть возмущающиеся по части его нехватки в отдельных моментах – так это малая толика от общего объёма потребления дизеля. Его потребляют в больших объёмах железная дорога, отрасль сельского хозяйства, военные, горнорудная промышленность. По всем ним – а это около 80% странового потребления – сбоев поставок не было.

А та небольшая часть попала на дефицит в тот момент, когда его и начали вывозить. Поток транзитного транспорта заправляется топливом в Казахстане – не у себя в стране, а у нас – из-за низких цен в сравнении с теми же Россией, Узбекистаном и Кыргызстаном.

Мы всегда согласны с конструктивной критикой в наш адрес, ведь, как известно, не критикуют только тех, кто ничего не делает.

Кроме того, есть вопросы и по загрузке НПЗ. Мы завершили модернизацию и вывели оборудование на проектные показатели, но на 100% сырьём мы ещё не загружены.

Нужно понимать, что от поставок недропользователями нефти на внутренний рынок теряют все – не только нефтедобытчики, получая меньше денег, чем могли бы получить от продажи за рубежом, но и государство в виде налогов и пошлин.

Если уж прямо говорить, интереса на 100% загрузить заводы ни у одного из игроков рынка нет. Заводы загружаются по принципу, чтобы был обеспечен баланс производства нефтепродуктов с их потреблением. И вот если здесь где-то просчитались, то нагнать потом объёмы сложно.

У завода есть определённая мощность. И если кто-то хочет, чтобы завод в одно время выдавал только дизель или битум, или бензин – это так не работает. Завод работает равномерно, и никуда от этого не денешься. И если возникает дисбаланс, и топливо вымывается из страны, то начинают заканчиваться запасы.

При этом вопросом корректировки цен никто не занимается. И завозить топливо из соседних стран не хотят, потому что это убытки. Тогда и складывается ситуация, что если в какой-то момент все запасы проедаются, возникает нехватка топлива.

У наших НПЗ нет возможности прямо влиять на розничные цены на топливном рынке. В Казахстане действует так называемая «давальческая схема» – давалец, то есть владелец нефти, передает её на завод для переработки, за что платит тариф, после чего завод возвращает давальцу нефтепродукты. То есть сам НПЗ не участвует в топливном бизнесе как отдельный игрок, определяющий цены, НПЗ лишь получают определенную сумму в виде процессинга от владельцев сырья – и то она не позволяет делать бизнес прибыльным.

При этом ещё раз отмечу, что КМГ не участвует в розничном сегменте топливного рынка – в 2019 году собственная сеть АЗС КМГ была реализована. То есть и со стороны НПЗ, и со стороны всего «КазМунайГаза» прямого влияния на ценовую политику сейчас нет.

И возвращаясь к вашему вопросу про дизель. Откровенно говоря, дизель – это сезонный продукт, который зимой особо никому не нужен. Потому зимой сейчас рынок опять начнёт заполняться, никакого дефицита не будет. То же самое и с битумом – он нужен всем только в сезон дорожных работ, и никто запасы заранее не делает.

Схожая ситуация у нас и с авиакеросином, о дефиците или дороговизне которого периодически любят заявлять авиакомпании. На самом-то деле он всегда в наличии, просто отличается по ценам. Грубо говоря, есть три группы керосина по цене.

Первая – от КМГ и крупных давальцев, зачастую самый привлекательный по цене авиакеросин. Вторая – от малых давальцев нефти, уже дороже. И третья – импортное топливо. Оно, впрочем, иногда бывает даже дешевле казахстанского, но обычно всё же дороже.

Так вот – авиакеросин доступен всегда, но не по той цене, которую хотели бы видеть авиаперевозчики. Всем хочется самого дешёвого керосина, но его не всегда хватает. Зарубежные авиакомпании стали активнее дозаправляться в наших аэропортах, потому что керосин у нас дешевле и у них получается здорово сэкономить.

– И как, по вашему мнению, можно исправить ситуацию?

– Ситуацию с нехваткой нефтепродуктов в целом можно было бы исправить и даже предотвратить, если бы законодательно закрепили формирование в регионах двухнедельных запасов топлива. Это достаточный срок для того, чтобы перекрывать возникающие проблемы.

Формирование запасов – это удел не только крупных республиканских сетей АЗС. На региональном уровне тоже есть местные сети, их можно включать в местный пул. Так – формирование запасов на сетях АЗС и нефтебазах – работает система во всем мире.

Много говорят о том, что заводы ломаются. Но поймите, сбоев в работе заводов не избежать – это железо и это люди. К слову, большая часть всех инцидентов на наших НПЗ – это, к сожалению, человеческий фактор, ошибки персонала.

Мы много сделали по железу и установкам, сейчас соответствуем передовым зарубежным заводам. Почему мы так говорим? Мы одними из первых в Казахстане пошли на независимый внешний аудит.

Есть компания Solomon Associates – это то же самое, что Fitch и Moody’s для банков, но только в нефтепереработке и нефтехимии. Компания аудирует более 300 заводов по всему миру.

Мы открыли им свои данные с 2018 года, и наши предприятия включили в мировой рэнкинг. Радостно видеть, что по итогам 2020-го в сравнении с 2018-м есть определенное улучшение, но нам ещё работать и работать.

Аудиторы показали, по каким направлениям нужно улучшаться. На основе этого мы разработали программу операционной эффективности, энергоэффективности. При этом отмечают, что по уровню цифровизации мы очень хорошо продвинулись – это одна из немногих отраслей нашей экономики, которая в этом плане структурно подготовлена.

Но вот где мы уступаем, так это культура эксплуатации, это люди. Нужно эту культуру повышать.

– Что конкретно вы планируете делать в этом направлении?

– Первый путь – это работа с персоналом по целевым программам. Мы установили на заводах компьютерные тренажеры с симуляцией работы установок, сделали это отраслевым стандартом. На тренажерах есть полная имитация работы оборудования – если человек совершит там «виртуальную» ошибку, то эта же ошибка может случится и на реальной установке. Поэтому теперь люди допускаются к работе только после прохождения тренажеров.

Ещё одно направление – это цифровизация и автоматизация производственных процессов. По сути нефтепереработка – это работа с двумя ключевыми показателями: температурой и давлением. Программы по некоторым вещам могут лучше управлять этими процессами, чем человек-оператор. Например, мы уже внедрили такую систему «автопилота» на установке первичной переработки на АНПЗ – уже получилось улучшить отборы продуктов.

– Предлагаю вернуться немного назад – к дефициту топлива. Почему сложилась такая ситуация, если убрать в сторону вопрос с транзитом?

– Еще раз подчеркну – по бензину на сегодня вопросов на внутреннем рынке нет.

Но расскажу интересную деталь: когда мы приступали к модернизации, мы брали прогнозы по потреблению у разных госорганов – по транзитному потенциалу, потреблению в целом. Например, в регионах планировалось активно внедрять газомоторное топливо, но эти планы не были реализованы. А ведь в случае с переводом на газ городского общественного транспорта, который был обещан, речь идёт о 400 тысячах тонн дизеля, которые мог бы заместить газ. Но не сбылось, хотя планы и были утверждены.

Кроме того, важен и ценовой фактор, о котором я уже говорил. Я считаю, что у нас цена должна быть немного ниже, чем в соседних странах, тенге на 20, но выше, чем сейчас. Конечно, транзитники и дальше будут заправляться у нас, но в Казахстане всё равно останется больше денег.

Потом это дало бы больше денег добытчикам нефти – затащить их на поставки сырья на НПЗ та еще работа. Больше бы получило и государство от более высоких акцизов – порядка 90–120 млрд тенге в год.

Вообще, НПЗ стали удобной мишенью для критики, их легко обвинить во всех грехах и сказать, что они во всём виноваты. Но нужно ориентироваться не только на них, нужна работающая в целом система, создание резервов. У важных игроков – нефтебаз – нет контрольных приборов учета, собрать реальную информацию об их запасах невозможно. И в каком состоянии резервуары – тоже неясно.

А ведь рынок нефтепродуктов – это все звенья, включая НПЗ, нефтебазы и АЗС. Если на всех трёх составляющих всё в порядке, то и в стране ситуация с топливом нормальная.

Акиматы вообще мониторят запасы по телефону. В своё время мы поднимали этот вопрос, но его заблокировали, назвав дополнительной нагрузкой на бизнес. Но ведь это важный момент на рынке, влияющий на ситуацию с топливом и в итоге на граждан.

– Ещё один вопрос по нефтепереработке – это ремонты на НПЗ. Часто можно услышать критику из-за того, что заводы встают на ремонт в сезон сельхозработ, когда топливо нужно больше всего. Почему так происходит?

– Сначала отмечу, все три НПЗ останавливаются на капитальный ремонт поочередно, каждый один раз в три года,ранее останавливались ежегодно.

Да, каждый год проходят планово-предупредительные ремонты – но это больше про диагностику и замену деталей, узлов при выявлении неисправностей.

Критика в адрес остановки на ремонты есть, мы её понимаем. Но мы не можем не останавливать завод для обслуживания, иначе это может привести как минимум к остановке производства, а может и к серьезному ЧП – всё-таки работаем с нефтью и нефтепродуктами. Этого допустить никак нельзя, поэтому мы каждый год делаем диагностику и обслуживаем оборудование.

Ещё раз подчеркну: ремонты для объектов повышенной опасности, к коим относятся НПЗ, – это не наша прихоть, а необходимость, установленная отраслевыми стандартами. И нарушать их мы не имеем права.

Другой вопрос – почему мы это делаем летом, и это больше относится к ПНХЗ. Обычная практика, что при обслуживании оборудования и агрегатов проводится их промывка водой, и делать её можно только при плюсовой температуре в дневное и ночное время суток. Иначе вода может замерзнуть, и дорогостоящее оборудование попросту будет повреждено. И тогда о возобновлении работы предприятия до того, как будет проведена замена, не может быть и речи.

Поэтому подходит для ремонта только тёплое время года. Это аналогично сельскому хозяйству – никто же не собирает пшеницу зимой, так и мы не делаем ремонты на НПЗ в холодное время года. Я попытался объяснить на простом примере, но, думаю, он даёт общее понимание.

– Что вы думаете о строительстве четвёртого НПЗ в Казахстане? Часто его преподносят как решение всех проблем с топливом.

–  Сразу скажу – даже если построить такой завод, то с точки зрения его загрузки будут вопросы. У нас доля компаний, которые не поставляют нефть на внутренний рынок, растёт из года в год. Дело в том, что добыча в стране растёт за счёт трех крупнейших месторождений – Кашагана, Тенгиза и Карачаганака, которые всё отправляют на экспорт. Даже текущие мощности трех НПЗ со временем будет сложнее загружать.

Кроме того, как я говорил ранее, переброска нефти с экспорта на внутренний рынок – это прямые потери для бюджета при текущей фискальной политике, поэтому экономических стимулов для строительства в текущих реалиях пока не предвидится.

Вопрос с топливом решить можно, точечно наращивая мощности по отдельным видам продуктов на конкретных НПЗ. Это более простое, понятное и эффективное решение в наших условиях.

– Недавно КМГ принял новую стратегию развития до 2031 года, где обозначил нефтегазохимию как новое направление деятельности. О развитии данной отрасли Первый Президент Нурсултан Назарбаев говорил еще в 2006 году, но на дворе 2021 год. Есть ли уже результаты?

– «КазМунайГаз» пришел в управление проектом газохимического комплекса летом 2018 года, и уже в этом году мы завершаем строительную часть завода по производству полипропилена и параллельно проводим предпусконаладочные работы. К предприятию уже подведены все энергоресурсы, работают инженерные коммуникации.

С нового года мы приступаем к пусковым операциям – хотим запустить всё за четыре месяца, и это очень амбициозная задача. Например, коллеги из Узбекистана на более простом оборудовании запускались девять месяцев, россияне на первом предприятии – около года.

Завод KPI будет производить 500 тысяч тонн продукции – а это почти 1% от мирового производства полипропилена. Из этого сырья можно будет производить самую разную продукцию – маски, трубы, автомобильные детали и многое другое. Это целая отрасль для новых производств в стране.

Мы привлекли в проект крупную нефтехимическую компанию СИБУР – у них есть и компетенция, поскольку они владеют такими же заводами, и налаженные рынки сбыта. Они также помогут в пусконаладочных работах и с обучением персонала. 150 наших молодых специалистов уже прошли обучение и получили практические навыки на заводах СИБУРа.

– Каковы планы по развитию на следующий год?

В целом на следующий год в наших планах успешный запуск предприятия KPI и развитие нового для нас направления – нефтегазохимии и, конечно же, стабильная работа наших НПЗ. Кроме того, возможно начало процесса по изучению  расширения мощности Шымкентского НПЗ. Уверен, что со всем этим мы справимся.

За годы независимости в Казахстане уже сформировалось профессиональное поколение нефтепереработчиков, которые днём и ночью своим трудом вносят вклад в дальнейшее развитие экономики нашей страны. Пользуясь случаем, поздравляю коллег с наступающим праздником и желаю успехов в наступающем году!

Интервью опубликовано по материалам Forbes.kz