CC BY
79
86
00 ПЕРЕРАБОТКА
К вопросу о румынской нефтеперерабатывающей промышленности: традиции, современное состояние, перспективы развития
А.В. Вотинов (Туапсе, Россия)
В статье представлены некоторые аспекты развития румынской нефтеперерабатывающей промышленности, рассмотренные в контексте современного состояния и развития рынка нефтепродуктов в черноморском регионе.
Ключевые слова
нефтеперерабатывающая промышленность Румынии, экспорт нефтепродуктов, SWOT-анализ, «КазМунайГаз», НПЗ-Петромидия
To a question of the Romanian oil-processing industry: traditions, current state, and development prospects
Authors
A.V. Votinov (Tuapse, Russia )
PhD
Abstract
In the article there are presented some aspects of development of the Romanian oil-processing industry, considered in a context of a current state and development of the market of oil products in the Black Sea region.
Keywords
oil-processing industry
of Romania,
export of oil products,
SWOT analysis,
"KazMunaiGas",
oil refinery-Petromidiya
Румынская нефтяная и нефтеперерабатывающая промышленность имеет давние и серьезные традиции. В межвоенный период, в 1920-1940-е гг. в стране функционировали нефтедобывающие и крупные по тем временам нефтеперерабатывающие предприятия, а в годы войны НПЗ в г. Плоешь-ти представляли собой основную цель для бомбардировок союзнической авиацией.
В послевоенный период, особенно, в 1970-1980-е гг., в эпоху интенсивного развития национальной экономики Румынии, нефтеперерабатывающая промышленность получила дальнейшее развитие. Были построены новые мощности по переработке нефти, нефтехимические комбинаты, установки по производству удобрений и др. В послевоенные годы СССР оказывал большую помощь Румынии в восстановлении разрушенных в ходе войны предприятий. В тот период практически все НПЗ были сконцентрированы в г. Плоешти — Рафинария Норд (Северный НПЗ), Рафинария Вега (НПЗ Вега), Рафинария Астра Ромына (НПЗ Румынская Астра), Рафинария Бразь (НПЗ Сосны). Кроме того, достаточно крупные мощности были сконцентрированы в районе гг. Дерманешть и Брашов.
С помощью СССР были построены крупнейший нефтеперерабатывающий комплекс в г. Онешть (позже — г. Георге-Георгиу Деж), НПЗ-Теляжен в г. Плоешть. В 1970-е гг. в г. Питешть был построен НПЗ-НХК — Плоешть. Основными поставщиками оборудования стали компании из ФРГ, Франции. Тогда же был модернизирован завод Бразь в Плоешти, в основном с помощью американских компаний. Позже, в конце 1970-е гг. заработал НПХ-Мидия-Нэводарь в Констанце. Таким образом, в конце 1980-х гг. общая мощность румынских НПЗ составляла примерно 22 млн.т нефти в год. Нефтеперерабатывающие предприятия снабжались сырьём, преимущественно, за счёт собственных месторождений — Румыния в тот период добывала 14 млн.т. и примерно 6 млн.т импортировала. В дальнейшем добыча нефти в стране падала из-за истощения месторождений, и в настоящее время она балансирует в пределах 5 млн.т в год.
В настоящее время нефтеперерабатывающая промышленность по-прежнему играет в экономике Румынии важную роль. Эта отрасль не была подвергнута «суровой приватизации», например, так, как это произошло с машиностроительными предприятиями, с обрабатывающим сектором в целом. Надо сказать, что, несмотря на достаточно скромные инвестиционные возможности национальной экономики, нефтеперерабатывающая промышленность получала государственное финансирование, что, в целом, помогло ей выжить.
Основным игроком в нефтяном секторе страны выступает Национальное Общество Нефти «Петром» — СА Бухарест. Пройдя в недавнем прошлом через процедуру «слияние-поглощение-приватизация», оно в настоящее время оно принадлежит «Csterreichische Mineralclverwaltung AG» — крупнейшей в Центральной Европе австрийской нефтяной компании (OMV). Сфера деятельности нового объединения охватывает геологоразведку и добычу углеводородного сырья на суше и на континентальном шельфе Черного моря, переработку нефти, транспортировку нефтепродуктов, коммерциализацию нефтепродуктов через собственную распределительную сеть, экспорт и импорт нефтепродуктов. Корпорация включает в себя Коммерческие общества «Петротел ЛУКойл СА Плоешть», «Ромпетрол СА Петромидия» (г. Констанца) и «РАФО СА Онешть», в которых преобладает частный капитал.
Национальное Общество Нефти «Петром» — СА Бухарест объединяет два НПЗ («Петробразь» и «Арпеким»), химический комбинат («Должким»), многочисленные предприятия по распределению нефтепродуктов, предприятие по транспортировке нефтепродуктов («Транспеко»), а также научно-проектные и информационные организации. Национальное Общество Нефти «Петром» — СА Бухарест обеспечивает примерно 50% внутренних потребностей в нефтепродуктах и 40% в природном газе.
Кроме того, нефтеперерабатывающая отрасль Румынии насчитывает пять крупных нефтеперерабатывающих заводов, полностью или частично принадлежащих частному капиталу — Коммерческое общество (КО) АСТРА Плоешть, КО Ромпетрол ВЕГА Плоешть, КО Стяуа Ромына Кымпина, КО НПЗ Дэрмэнешть СА, КО ПЕТРОЛСУБ Суплаку де Баркэу, а также компании по транспортировке и хранению нефти и нефтепродуктов КО Ойл Терминал-СА Констанца, КО Конпет — СА Плоешть и КО Петротранс СА Плоешть.
Нефтеперерабатывающая отрасль страны (нефтепереработка и нефтехимия) является основным потребителем нефти и поставщиком нефтепродуктов и нефтехимической продукции для других отраслей экономики. В настоящее время общая мощность румынских НПЗ составляет 22,3 млн.т в год (пять крупных и пять небольших НПЗ).
Проведенный анализ SWOT для нефтеперерабатывающей отрасли показал следующие результаты: Сильные стороны:
• ежегодно поставки собственной нефти на НПЗ страны составляют примерно 6 млн.т;
• мощности пяти крупнейших НПЗ Румынии соответствуют средним мощностям заводов стран ЕС;
• отрасль имеет большие традиции
и располагает опытными специалистами;
• существует необходимая инфраструктура для транспортировки нефтепродуктов;
• нефтеперерабатывающая отрасль страны оснащена вполне современным технологическим оборудованием;
• румынские НПЗ имеют высокую технологическую гибкость (самые современные НПЗ, доля которых составляет 8о% по мощностям, построены на модульной основе);
• малые НПЗ после модернизации смогут функционировать в независимом режиме, что позволит им найти
свою нишу на рынке;
• все НПЗ выпускают топливо, удовлетворяющее требования ЕС.
Слабые позиции:
• отрасль зависит от импорта нефти для загрузки предприятий;
• низкий уровень использования мощностей по переработке(операционная мощность - 22,3 млн.т в год, в год реально перерабатывается примерно 12 млн.т);
• высокие эксплуатационные затраты;
• серьезные колебания мировых цен на нефть.
К факторам препятствующим развитию
отрасли следует отнести следующие: потребность в значительных финансовых вложениях с целью подведения цен на землю к
сопоставимым с европейскими показателям и закрепления их на среднесрочный и долгосрочный период. Кроме этого, в контексте развития необходимо будет принять меры по охране окружающей среды, что также потребует значительных капвложений и скажется на конечной цене продукта.
Современное состояние и перспективы развития нефтеперерабатывающей промышленности Румынии в целом проиллюстрируем данными по отдельным предприятиям отрасли. В районе г. Констанца (ранее поселок Мидия-Нэводарь) располагается один из крупнейших НПЗ страны — Петромидия. Завод был построен в 1970-е гг. и специализировался на переработке арабских нефтей, которые завозились на констанцкий морской нефтетерминал. Напомним, что порт Констанца является одним из крупнейших на Черном море и осуществляет перевалку практически всех видов грузов — наливных, навалочных, генеральных, контейнерных.
НПЗ-Петромидия румынское правительство после 1989 г. рассматривало как стратегическое предприятие и стремилось сохранить над ним государственный контроль. Вопрос о привлечении иностранного капитала рассматривался с позиций обеспечения предприятию возможности вхождения в число наиболее передовых в Европе, в том числе, по качеству выпускаемой продукции. Предлагались различные схемы приватизации,
производился глубокий анализ перспектив партнерства, однако ни один из них не позволял достичь желаемого результата. Российские компании на определенном этапе предпринимали попытки приобрести акции данного НПЗ, однако сделки не состоялись (к слову, в некоторых отраслях румынской промышленности, например, в черной металлургии, алюминиевой промышленности, российские компании сумели приобрести значительные активы).
В конце 2007 г. казахстанская компания «КазМунайГаз» приобрела 75% акций «1котре1:го[» у румынского бизнесмена Дину Патричиу, консолидировав 100%-ный пакет акций в середине 2009 г. Официальным владельцем этих активов в настоящее время является дочерняя фирма «КазМунайГаз» — «КазМунайГаз»-переработка и маркетинг». Приобретенные активы обошлись в 1,75 млрд.долл. и еще 1,1 млрд. долл. было направлено на рефинансирование ранее накопленной задолженности «1котре1:го1».
К тому времени НПЗ-Петромидия уже требовал модернизации, имел крупные долги. По сообщениям румынских источников, в 2011 г. «КазМунайГаз» не завершил выплату за акции завода и имел задолженность перед румынским государством в 517 млн. евро. На третий год владения заводом «Казмунай-газ», как и в предыдущие два года, заявил, что убытки в 2011 г. составили 87,2 млн.долл.
г. Плоешти
В 1970-1980-х гг. построены: Рафинария Норд (Северный НПЗ), Рафинария Вега (НПЗ Вега), Рафинария Астра Ромына (НПЗ Румынская Астра) Рафинария Бразь (НПЗ Сосны), НПЗ-Теляжен
Мы не будем затрагивать вопросы, связанные с приватизацией компании и т.д. Многие аспекты данной проблемы носят внутренний характер, отражают внутриполитические трения. Сосредоточимся на вопросах, имеющих отношение к конкуренции НПЗ в черноморском регионе.
В первом квартале 2012 г. планировалось завершить первую инвестиционную программу «КазМунайГаза» по модернизации НПЗ-Петромидия. В производственный процесс планировалось запустить три новые установки: установку мягкого гидрокрекинга, установки по производству водорода и серы.
Мощность установки мягкого гидрокрекинга составляет 1,7 млн. т в год, что позволит увеличить производство топлива по стандарту Евро-5, а также подготовку сырья с пониженным содержанием серы для установки каталитического крекинга. Новая установка по производству водорода позволит получать 40 тыс.куб.м водорода в час чистотой 99,98% (давление 86 бар.). Это дает возможность, наряду с другими усовершенствованиями, увеличить мощность по первичной переработке нефти с 4 до 5 млн.т в год. Объем капиталовложений в модернизацию завода оценивается в 377 млн. долл.
Разработанная программа по модернизации производства, как указывают казахстанские источники, является частью стратегии «Rompetrol» и ее единственного акционера - «КазМунайГаз». Руководство намерено консолидировать и наращивать присутствие компании в Центральной и Восточной Европе, стремится войти в число 25-ти крупнейших НПЗ в Европе по рентабельности и операционным результатам.
С увеличением переработки до 5 млн. нефти в год, вырастет выход дизельного топлива. При этом 100% продукции будет соответствовать стандарту Евро-5 согласно требованиям Европейского Союза . Кроме того, сократятся технологические потери, снизится уровень отрицательного воздействия на окружающую среду (выбросы в атмосферу и хранение опасных отходов), а себестоимость сырья будет снижена за счет возможности полностью перейти на нефть марки Urals.
После 2008 г. на заводе была запущена в эксплуатацию установка по переработке тяжелых остатков (технология Willacy), которые скопились с момента ввода в эксплуатацию НПЗ. Был проведен ремонт и модернизация резервуаров для хранения бензина, поскольку повсеместно стали внедряться положения Европейской директивы по летучим органическим соединениям. В порту Мидия был модернизирован причал для приема танкеров, что позволило увеличить мощность перевалки в 3,5 раза, открыт новый морской терминал для перевалки нефти (Buoy), что положительно повлияло на логистические затраты. Кроме того, в порту Мидия был построен терминал для перевалки сжиженного нефтяного газа.
В 2011-2012 гг. также планируется провести модернизацию установки по очистке газа, переоборудование установки вакуумной очистки и дистилляции в установку очистки дизельного топлива, а также строительство новой установки по производству азота и новой факельной системы.
По данным «КазМунайГаза», по состоянию на 2012 г., глубина переработки нефти на НПЗ-Петромидия составляет 98%, мазута в остатке практически нет. Примерный уровень затрат на переработку 1 т нефти оценивается в 50 долл. Хотя, как хорошо знают специалисты, данный показатель отнюдь не дает исчерпывающей информации относительно экономических показателей предприятия. Показатель Нельсона у НПЗ-Петромидия составляет 11,2. Для сравнения, в среднем этот показатель в Европе не превышает 8,6, а в Западной Европе — 9,2. Сами румыны считают, что их завод по показателям эффективности и затрат на нефтепереработку входит в число первых 40-ка НПЗ Европы.
Как уже говорилось выше, завод имеет развитую инфраструктуру, включая принадлежащий ему морской нефтяной терминал. Это дает основание румынской стороне вести речь о выгодном стратегическом положении НПЗ на Черном море, что положительно сказывается на его конкурентоспособности. Власти считают, что в долгосрочном плане они смогут извлечь большую пользу из выгодного географического расположения предприятия, и обеспечить себе ведущее место среди НПЗ черноморского региона, в т.ч. и за счет собственной транс-портно-логистической инфраструктуры.
«КазМунайГаз» намерен увеличивать свою долю присутствия на ключевых европейских рынках с концентрацией внимания на черноморском регионе. В настоящее время румынский сектор компании осуществляет операции в двенадцати странах мира (Румыния, Молдова, Грузия, Болгария, Испания, Франция, Казахстан, Украина, Россия, Ливия, Нидерланды, Швейцария). Ее европейская розничная сеть насчитывает более 1100 автозаправок.
Известны и планы компании относительно создания франчайзинговой сети из 100-120 АЗС «1кзтре1:го1» на юге Украины. Компания увеличила в 2011 г. объемы поставок бензина на Украину в 1,7 раза. Украина импортировала 172,67 тыс. т. бензина и 34,22 тыс. т. дизтоплива. По мнению казахстанской стороны, рынок Украины может оказаться чрезвычайно перспективным для «котре:го!», во многом благодаря тому, что перспективы производства высококачественных моторных топлив на украинских НПЗ пока не просматриваются.
Подводя некоторые
итоги, выделим следующее.
Черноморский регион в части касающейся нефтепереработки и развития рынков сбыта нефтепродуктов, представляет собой достаточно активный сегмент
экономической деятельности в Европе. В последнее время активизировалась Россия, о чем свидетельствует строительство нового НПЗ в Туапсе. Отмечаются попытки наращивания своего влияния в регионе со стороны Болгарии, Турции. Что касается Румынии, то она располагает достаточно крупными возможностями для присутствия на черноморском рынке нефтепродуктов. Существуют реальные возможности для развития, учитывая рост экономики страны в целом, что, в свою очередь, будет подталкивать потребление нефтепродуктов и продукции нефтехимии. Усиление позиций, которого старана стремится достичь в черноморском регионе, во многом связано в настоящее время с деятельностью казахстанских партнеров, с тем, что нефтеперерабатывающие предприятия, в том числе, НПЗ-Петромидия, получают средства, которые вкладываются в реальное производство.
Свои интересы, несомненно, преследует и «КазМунайГаз» Безусловно, казахстанская компания считает румынские активы одними из самых привлекательных на восточноевропейском рынке. К успеху компании следует отнести приобретение вполне современного НПЗ, который, на наш взгляд, по ряду показателей лучше, чем НПЗ-Теля-жен, приобретенный компанией «ЛУКОЙЛ» в г. Плоешти в 1990-х гг. Приобретение НПЗ-Петромидия практически обеспечила «КазМунайГазу» выход к стабильному европейскому рынку. У Казахстана появились дополнительные возможности по доставке своих энергоресурсов на европейский рынок, охватывающий, ориентировочно, более 300 млн. человек.
Конечно, в долгосрочной перспективе следует ожидать увеличения экспорта нефти из Казахстана. Не будем забывать, что из Казахстана на Черное море идет трубопровод КТК, что практически гарантирует доставку нефти и в Констанцу. Казахстан ушел от угрозы своим поставкам со стороны Турции в части проливов. Законтрактованную нефть из Южной Озереевки вывезут акционеры КТК (крупные зарубежные компании), дополнительные объемы будут вывезены в Румынию. Компания по существу завершила создание вполне интегрированной цепочки - добыча нефти в Казахстане, ее прокачка по КТК, затем вывоз на Констанцу и немедленно закачка в технологические трубопроводы. Выход на еврорынки обеспечен.
Полагаем, что если бы «КазМунайГаз» занялся строительством завода и организацией каких-то собственных проектов, то это заняло бы гораздо больше времени и потребовалось бы гораздо больше средств.
Вместе с тем не будем и забывать, что определенная нестабильность в мировой экономике, столкновение самых различных политических интересов на Балканах, может оказывать и не самое позитивное воздействие на бизнес, доказательством чему могут служить многочисленные факты истории региона.
1 Представители «Казмунайгаза» заявили, что затраты на модернизацию установок одного из казахстанских НПЗ для выпуска моторного топлива по стандартам Евро-4 и Евро-5 оценивались в 1 млрд.долл. Все три НПЗ смогут производить такое топливо не ранее 2015 г., когда в действие должны
войти стандарты Евро-6.
