ИРТТЭК: Оценки динамики потребления нефтепродуктов в Дальневосточном федеральном округе

Топливный кризис на Дальнем Востоке снова выдвинул в центр обсуждения возможность строительства в регионе нефтеперерабатывающего предприятия
1 марта 2021  19:42 Отправить по email
Печать

Нынешний топливный кризис в регионах Дальнего Востока снова выдвинул в центр обсуждения потенциальную возможность строительства на территории макрорегиона (федерального округа) крупного нефтеперерабатывающего предприятия. Кризис пока лишь частично погашен, но вопрос «быть или не быть» НПЗ не уходит с повестки дня. Мы попробовали разобраться в доводах pro et contra и оценить возможности большого топливного проекта для развития макрорегиона страны, в первую очередь – его транспортной и социальной инфраструктуры.

1. Проблематика, исходные положения.

Сторонники создания нового нефтеперерабатывающего производства оперируют двумя главными аргументами: необходимостью удовлетворения в ДФО внутреннего спроса на моторное топливо и увеличения экспортного нефтепродуктового потенциала округа, главным образом, с прицелом на быстро растущие рынки АТР. При этом аргументация в пользу новых НПЗ, по крайней мере, в публичном поле, носит преимущественно декларативный, а порой и манипулятивный характер. Это обстоятельство, очевидно, обусловлено социальным значением нынешнего топливного кризиса, требующего от участников обсуждения конъюнктурных мер и заявлений.

В то же время за рамками дискуссии остается вопрос об эффективном использовании существующих перерабатывающих мощностей и их увеличении, в том числе за счет реализуемых их собственниками программ модернизации. Кроме того, полностью отсутствует прогноз развития автомобильного транспорта в регионе, в том числе с учетом демографической динамики, роста парка автомобилей, дорожной инфраструктуры и др. факторов.

Анализ поставок нефти по системе «Транснефти» на НПЗ России в 2020 году и января 2021 в сопоставлении с факторами, влияющими на структуру потребления топлива в макрорегионах (прежде всего, в ДФО) позволяют сформировать более обоснованную позицию относительно целесообразности/нецелесообразности строительства новых НПЗ на Дальнем Востоке.

Доля транспорта в мировом потреблении нефти составляет примерно 65%, в развитых странах — 70–80%. Причем больше половины этой доли приходится на легковые и малотоннажные грузовые автомобили. На внутреннем рынке России спрос также определяется этим фактором – транспортный сектор потребляет порядка трех четвертей производимых нефтепродуктов. Соответственно, анализ текущего состояния транспорта, а также прогноз его развития являются необходимыми ключами к оценке соответствия мощностей НПЗ актуальному и перспективному спросу на нефтепродукты.

Ожидается, что к 2035–2040 годам число автомобилей достигнет 2-2,5 млрд единиц. Наибольший рост парка произойдет в развивающихся странах с низким текущим уровнем автомобилизации, преимущественно в странах Африки и Азии. Так, в странах АТР, согласно прогнозу ВР, количество автомобилей к 2030 г. увеличится более чем в 2 раза. В России же при выполнении благоприятного сценария демографического прогноза к 2040 г. ожидается рост количества автомобилей на 14,4 млн: с 51,8 млн до 66,2 млн. Это является основным фактором, который будет поддерживать спрос на жидкие углеводороды в среднесрочной перспективе.

Вице-премьер - полпред президента в ДФО Юрий Трутнев говорит о дефиците топлива в округе в размере 2 млн тонн в год: при потреблении 6 млн тонн топлива в год выпускается 4 млн тонн.

В округе работают два нефтеперерабатывающих предприятия – Хабаровский НПЗ (ННК) и Комсомольский НПЗ («Роснефть»). Оба находятся в Хабаровском крае. Совокупные мощности обоих предприятий позволяют перерабатывать 14 тонн нефти в год (6 млн и 8 млн тонн, соответственно).

Согласно данным о поставках нефти по системе «Транснефти» на НПЗ России, Комсомольский НПЗ в прошлом году поступило на переработку лишь 5,18 млн тонн нефти, то есть, на 3 млн меньше, чем предприятие способно перерабатывать ежегодно. В феврале 2021 «Роснефть» сообщила о 20% увеличении в начале нынешнего года выпуска автомобильных бензинов по сравнению с аналогичным периодом 2020 года. При этом согласно данным «Транснефти», поставки нефти на КНПЗ в январе 2021 года лишь на 10% выше среднемесячных поставок прошлого года, и ниже показателей января 2020 года (470,03 в январе 2021 г. против 509,01 в январе 2020 г.).

На Хабаровский НПЗ по системе «Транснефти» поступило порядка 4,675 млн тонн нефти при мощности переработки порядка 6 млн тонн.

На обоих предприятиях проходит модернизация, которая позволит еще больше повысить глубину переработки нефти и увеличить производство светлых нефтепродуктов. Так, по данным компании «Роснефть», ввод в эксплуатацию комплекса гидрокрекинга должен увеличить глубину переработки на Комсомольском НПЗ выше 92%. Согласно стратегии «Роснефть-2022», основная часть проектов по модернизации и строительству новых производств должна завершиться в период до 2023 года. В результате выход светлых нефтепродуктов на российских НПЗ компании увеличится до 70%, сообщают представители компании. Аналогичный уровень глубины переработки должна обеспечить модернизация Хабаровского НПЗ.

Таким образом, НПЗ, расположенные в Хабаровском крае НПЗ, обладают потенциалом от полутора до двукратного превышения производства над нынешним спросом в 6 млн тонн нефтепродуктов в ДФО. Перспективное изменение спроса в округе – предмет отдельного изучения, и этому вопросу мы далее также уделим внимание. Отметим лишь, что внутренний спрос на топливо в стране в целом стагнирует.

Здесь же мы лишь напомним о прогнозе аналитиков ЛУКОЙЛа, опубликованном в самом конце 2019 года. В нем, в частности, говорится о том, что в среднесрочной перспективе в России может увеличиться профицит бензина и дизтоплива, а заводы могут столкнуться с проблемой их сбыта. Производство бензина в России к 2035 г. может вырасти на 13,3% до 45,4 млн т, а дизельного топлива – на 26,6% до 105,5 млн т по сравнению с 2018 г., прогнозирует ЛУКОЙЛ.

В опубликованном компанией обзоре развития мирового рынка жидких углеводородов описано несколько сценариев. При этом профицит топлива ожидается при любом из них. Рост производства топлива ЛУКОЙЛ связывает с модернизацией нефтеперерабатывающих предприятий, которая идет с 2011 года. Стагнация спроса объясняется медленным ростом экономики, увеличением доли экономичного автопарка, а также тем, что спрос на личный транспорт приближается в крупных городах к предельному уровню, ограниченному развитием инфраструктуры.

Прогноз ЛУКОЙЛа не уникален. О снижении российского экспорта нефтепродуктов, в частности, говорится и в ПРОГНОЗЕ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ МИРА И РОССИИ ДО 2040 ГОДА Института энергетических исследований РАН и Аналитического центра при правительстве РФ.

Между тем, экспортная ориентированность нефтепереработки в России сегодня является одним из возможных факторов образования внутреннего дефицита. В настоящее время, по данным Банка России, более половины производимых в стране нефтепродуктов экспортируется. Однако увеличение в долгосрочной или среднесрочной перспективе экспорта нефтепродуктов за счет их возможного избыточного производства в ДФО не выглядит очевидном в силу целого ряда факторов, о чем подробнее будет сказано ниже.

С точки зрения целесообразности проекта нового НПЗ сначала следует понять – в каком состоянии у планируемого к производству продукта находится потребительская база и какова может быть ее динамика в долгосрочном периоде, ведь капиталовложения в данном случае будут возвращаться десятилетиями. Для этого обратимся к данным статистики.

2. Демография и социально-экономическая статистика

ДВФО, население которого составляет 8,2 млн чел., – самый депопулирующий регион страны. Согласно Национальной программе развития Дальнего Востока, утвержденной правительством РФ в сентябре 2020 года, одним из факторов, сдерживающих социально-экономическое развитие Дальнего Востока, считается сокращение численности населения в результате продолжающегося миграционного оттока. За 27 лет численность населения сократилась в 1,3 раза – с 10,5 млн человек в 1991 году до 8,2 млн человек в 2019 году. Несмотря на сокращение миграционного оттока населения число жителей Дальневосточного федерального округа ежегодно уменьшается на 0,3 — 0,5%.

По некоторым прогнозам, население Дальнего Востока России к 2050 году может сократиться почти на 40% и составит менее 4 млн человек. По другим расчетам, за 2010-2050 годы общая численность населения российского Дальнего Востока может уменьшиться на 21,1%, а трудоспособного – на 42,5%.

В числе других сдерживающих факторов, обозначенных в Национальной программе развития Дальнего Востока, указаны значительное отставание от среднероссийского уровня по ключевым социальным показателям и низкий уровень обеспеченности транспортной и социальной инфраструктурами.

Общий уровень развития транспортной сети в регионе крайне низок, фактически, только на юге региона в Приамурье, Приморье и на Сахалине имеется сеть железных и автомобильных дорог. Северные же районы практически не имеют дорожной сети. Уровень развития транспортной инфраструктуры на Дальнем Востоке является самым низким в России, что затрудняет снабжение, и сильно увеличивает транспортные расходы и стоимость продукции.

Плотность сети дорог с твёрдым покрытием на Дальнем Востоке составляет 5,3 км на 1000 км², тогда как в среднем по России — 31,7 км на 1000 км².

Железнодорожный транспорт является основным видом магистрального транспорта. На его долю приходится свыше 80% грузооборота и около 40% внутреннего пассажирооборота на территории. Как потребитель нефтепродуктов железнодорожная сеть не слишком заметна (единицы процентов дизельного топлива).

Общая протяжённость сети автомобильных дорог — 41,5 тыс. км.

Число аэродромов гражданской авиации — 107.

Действуют 28 морских портов. Основные порты — Восточный, Находка, Владивосток, Ванино и Де-Кастри. Действует паромная переправа Ванино-Холмск. Именно морские перевозчики являются самыми заметными потребителями топлива.

Источник: INFRAONE, аналитический обзор «Инвестиции в инфраструктуру», 2019 г.

В июле 2020 года рейтинговое агентство «Национальные кредитные рейтинги» (НКР) по заказу РБК составило рейтинг российских регионов за 2019 год по качеству жизни населения. Высокодотационные и малонаселенные территории Дальнего Востока и Восточной Сибири оказались в десятке регионов-аутсайдеров. В Рейтинге российских регионов по качеству жизни – 2019, подготовленном РИА Новости, Еврейская автономная область и Забайкальский край, входящие в состав Дальневосточного федерального округа и Дальневосточного экономического района, оказались на 3-м и 4-м месте с конца рейтинга соответственно. Согласно рейтингу РИА Новости, среди 11 субъектов ДФО лучший результат показал Камчатский край, улучшив свой результат на две позиции по сравнению с 2018 годом, но при этом регион располагается лишь на 30-м месте в общем списке субъектов федерации.

В своем июльском выступлении в Госдуме с отчетом о работе правительства премьер-министр РФ Михаил Мишустин заявил, что уровень жизни на Дальнем Востоке к 2024 году должен выйти на среднероссийский уровень и затем превысить его. Спустя несколько месяцев – в сентябре 2020 года – была утверждена Национальная программа развития Дальнего Востока. Ее реализации запланирована в три этапа: с 2020 по 2024 год, с 2025 по 2030 год и с 2031 по 2035 год. Исходя из программы, в экономике Дальнего Востока в перспективе до 2035 года будет создано не менее 450 тыс. новых рабочих мест, особый акцент сделан на развитии социальной и транспортной инфраструктуры (прежде всего, железнодорожной сети). Но в программе не удалось обнаружить целевых показателей по улучшению демографической ситуации на Дальнем Востоке с точки зрения роста числа населения. А если население не будет увеличиваться, то нет и той гарантированной базы для роста производства топлива, которая строится на индивидуальном потреблении.

Как мы можем видеть, реализация программы займет 15 лет, и нет уверенности, что существенные позитивные изменения в демографической и социально-экономической статистике появятся раньше, чем через 7-10 лет. Обоснованного и реализуемого решения данной проблемы пока нет, и непонятно, почему этот фактор не учитывается при продвижении проекта нового НПЗ на Дальнем Востоке.

3. Общее состояние ТЭК ДФО

Теперь обратимся к структуре и основным показателям развития топливно-энергетического комплекса в Дальневосточном федеральном округе.

ДФО остается продуцентом и транзитером (особенно заметным после ввода в эксплуатацию нефтепровода ВСТО) топливного сырья, тогда как потребление ТЭР остается на незначительном уровне, в пределах 6% от среднероссийского уровня по нефтепродуктам; потребление природного газа и электроэнергии остаются на совсем низком уровне главным образом вследствие убыли населения и неразвитости инфраструктуры.

В среднем по России структура потребления топлива преимущественно газовая – до 60%, а в ДФО она ориентирована в основном на уголь (около 40%) и нефтепродукты (около 30%), что осложняет экологическую обстановку в ряде промышленных центров округа.

Что касается производства ВИЭ, то ДФО остается аутсайдером в масштабах страны.

На внутреннее потребление (на территории округа) расходуется около 30% ТЭР, вывозится за пределы ДФО (в том числе на экспорт) – 70%. Из 78,6 млн т у.т. вывезенных из ДФО энергоресурсов доля нефти составляет более 40%, природного газа – 35%, нефтепродуктов – около 12%, угля – около 12%, электроэнергии – менее 1%.

Основные характеристики регионов ДВФО и индексы развития инфраструктуры регионов (данные InfraOne Research, 2019):

  • Максимальное значение регионального индекса составляет 10.
  • Для Москвы индекс равен 8,60.
  • Не всем регионам следует ускоренно развивать свою инфраструктуру до максимальных значений индекса. Для постепенного и сбалансированного развития отдельному региону сначала достаточно довести свою инфраструктуру до уровня развития лучшего из своих соседей (такое значение принимается за оптимальное).

В последние годы принято множество директивных документов, реализация которых должна повысить энергоэффективность экономики РФ в целом и ее регионов в отдельности. Один из основных документов в этой области – Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. (Энергостратегия–2030), приоритетом которой является повышение энергоэффективности российской экономики. Согласно Энергостратегии–2030, для ДФО основными индикаторами развития ТЭК к 2030 г. по сравнению с 2008 г. являются:

  • рост производства первичных ТЭР в 4,4 раза;
  • увеличение потребления ТЭР в 1,7–1,9 раза.

Основное внимание в Энергостратегии–2030 применительно к ДФО уделено освоению нефтегазовых месторождений Сахалинской области, Республики Саха (Якутия), Магаданской шельфовой зоны и Западно-Камчатского сектора Тихого океана, увеличению добычи угля преимущественно за счет месторождений Южной Якутии и Магаданской области, развитию производства электрической и тепловой энергии на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ), а также созданию новых нефте- и газохимических центров в ДФО.

Эти мероприятия направлены на то, чтобы к 2030 г. ДФО стал крупным энергоизбыточным регионом, полностью обеспечивающим собственные потребности в первичных источниках энергии и экспортирующим их в страны АТР. В результате их реализации должна быть полностью обеспечена энергетическая безопасность округа и значительно повышена энергоэффективность его экономики.

Однако развитие мировой экономики и глобальных рынков энергоносителей за период 2009–2016 гг. привело к необходимости пересмотра Энергостратегии–2030. Минэнерго РФ подготовило проект Энергостратегии России на период до 2035 года, который уточнялся вплоть до лета 2020. Прогнозные индикаторы в этом документе значительно снижены по отношению к Энергостратегии–2030. В то же время особое внимание уделено повышению гибкости и диверсификации экспортных поставок за счет развития новых экспортных продуктов и маршрутов, выхода на новые рынки, а также усилению роли ДФО.

Ковид-энергетический кризис 2020 года может подтолкнуть и к пересмотру Энергостратегии-2035 и именно на территории ДФО надо самым критичным образом подойти к реализации ее положений.

Энергостратегия-2035 включает в себя понятие некоего «рывка», должного обеспечить:

  • структурную диверсификацию, в рамках которой углеродная энергетика дополнится безуглеродной, централизованное энергоснабжение – децентрализованным, экспорт энергетических ресурсов – экспортом российских технологий, оборудования и услуг в сфере энергетики, расширится спектр применений электрической энергии, сжиженного природного газа и газомоторного топлива;
  • цифровую трансформацию и интеллектуализацию отраслей топливно-энергетического комплекса, в результате которых новое качество приобретут все процессы в сфере энергетики, новые права и возможности получат потребители продукции и услуг отраслей топливно-энергетического комплекса;
  • оптимизацию пространственного размещения энергетической инфраструктуры, в рамках которой в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и в Арктической зоне Российской Федерации сформируются нефтегазовые минерально-сырьевые центры, нефтегазохимические комплексы, расширится инфраструктура транспортировки энергетических ресурсов, Российская Федерация станет ведущим игроком на рынках Азиатско-Тихоокеанского региона;
  • уменьшение негативного воздействия отраслей топливно-энергетического комплекса на окружающую среду и адаптацию их к изменениям климата, в результате чего Российская Федерация внесет существенный вклад в переход к низкоуглеродному развитию мировой экономики, в международные усилия по сохранению окружающей среды и противодействию изменениям климата.

Важным аспектом в оценке перспектив строительства НПЗ на Дальнем Востоке являются мировые тренды потребления энергии, где мы можем видеть переход от ископаемого топлива к ВИЭ. Большинство компаний добывающей и энергетической отраслей публично объявили о своих планах по достижению углеродной нейтральности производства к 2050 году. Ближайший сосед – Китай – собирается к 2060 году достичь углеродной нейтральности за счет отказа от угля и развития мощностей ветровой и солнечной генерации. Российский «Газпром» уже планирует расширить объемы своего экспорта за счет поставок водорода на рынок Европы, а впоследствии и на азиатские рынки.

Да, использование ВИЭ и водорода пока в большей степени охватывает генерацию электроэнергии, проигрывая конвенциональным видам топлива на поле автотранспорта. Но Китай с 2016 года также является самым быстрорастущим и крупнейшим рынком электромобилей в мире, благодаря продуманной государственной политике стимулирования спроса.

И, главное, Поднебесная упорно стремится перейти на самообеспечение в энергетическом плане. А в фарватере Китая часто следуют и близлежащие азиатские страны. В не самой отдаленной перспективе этот рынок будет частично или полностью закрыт для углеродного топлива из других стран, включая Россию. Так что на данном направлении авторам проекта нового НПЗ не следует рассчитывать на какой-либо успех в длительном периоде времени.

4. Автопарк ДФО

Важными для планирования развития инфраструктуры макрорегиона и прогнозов потребления ТЭР являются прогнозы развития автопарка.

Динамика автопарка легковых автомобилей, зарегистрированных в РФ:

По данным Автостат, в январе 2020 года автопарк России вырос до 52,9 млн автомобилей.

44,5 млн шт. или 84% от общего автопарка составляют легковые автомобили, более 4,2 млн ед. или 8% приходится на легкие коммерческие автомобили (LCV), почти 3,8 млн ед. или 7% составляют грузовые автомобили и менее 0,4 млн ед. или около 1% приходится на автобусы.

Многолетняя динамика уровня обеспеченности населения страны легковым автотранспортом приводится маркетинговым подразделением РБК:

Парк легкового автотранспорта страны близок к временному насыщению, особенно с учетом падения спроса на новые автомобили в 2020 году и начавшимся ростом цен в условиях снижения реальных доходов населения.

На территории ДФО легковой автопарк вырос на 40% при снижающейся численности населения, обеспеченность легковым автотранспортом достигла внушительных показателей, однако этот рост обеспечен поставками в основном б/у автомобилей:

Таким образом, парк легкового автотранспорта ДФО находится в пределах 2,5 млн единиц и, по многолетним статнаблюдениям, потребляет автобензинов в пределах 6-7% от общего объема потребления в стране. То есть, исходя из достигнутого в 2019 объема потребления автобензина в пределах 40 млн т по стране, потребление в ДФО составляет 2,5-3,3 млн т в год, что согласуется с данными по объему автопарка и данными о среднем пробеге автомобиля (15-17 тыс. км в год). Примерно 3-3,5 млн т в год – потребление дизельного топлива в ДФО (но, видимо, без учета судового топлива).

Росту средних величин пробега автотранспорта препятствует неразвитость дорожной сети, а также невысокий уровень среднего дохода населения: среднемесячные доходы населения в 2019 составили около 37,5 тыс. руб. на чел., так что при сложившихся на тот период ценах автотоплива (45 руб./л) отдавать 65-70 тыс. руб. в год довольно затруднительно для домохозяйства, во многом поэтому на территории не снижается потребление низкокачественного топлива.

Высококачественный бензин предполагает наличие автомобиля, двигатель которого для этого вида топлива предназначен.

Однако в РФ (как и в ДФО) автопарк находится в изношенном состоянии.

Средний возраст легковых автомобилей в России – около 12 лет (иномарок – 9 лет, отечественных – 14,9 года). Доля грузовиков возрастом свыше 10 лет составляет 61,8%, автобусов – 45,9%.

По данным ИГ «Петромаркет», среди автотранспортных средств 27,8% оснащены бензиновыми двигателями, предназначенными для потребления топлива экологического класса «Евро-4», класса «Евро-3» – 22%, «Евро-2» и ниже – 44,6%.

Таким образом, значительная доля автопарка не ориентирована на потребление экологически чистого, высококачественного топлива.

Основным драйвером спроса на дизельное топливо, как и на автобензин, является рост парка автотранспортных средств. В 2015 г. доля автотранспорта в совокупном потреблении дизтоплива составляла 59%, железнодорожного – 8%, сельскохозяйственной техники – 11%. Больше всего дизтоплива среди разных типов транспортных средств потребляет грузовой транспорт – 77%, на долю автобусов приходится 14%, легковых автомобилей – не более 9%.

Автотранспортные средства с дизельными двигателями, предназначенными для потребления топлива экологического класса «Евро-2» и ниже, составляют 67,9% от общего числа, для топлива класса «Евро-3» – 16,8% и «Евро-4» – 11,3%. На долю топлива класса «Евро-5» приходится лишь 4,2% от общего числа автотранспорта.

Основные причины сложившейся ситуации – изношенность российского автопарка и частичная взаимозаменяемость дизельного топлива различных экологических классов.

С учетом ограниченности целевого использования печного и судового топлив было выявлено, что в год свыше 7 млн т таких видов топлива используется в качестве дизельного в двигателях внутреннего сгорания наземной техники страны.

Сегментирование рынка газойлевых топлив по основным группам потребляющей техники (2013):

  • автотранспорт (зарегистрированные автомобили) – 26 млн т (60,1%);
  • сельскохозяйственная техника – 4,1 млн т (9,5%);
  • строительная техника – 3,8 млн т (8,7%);
  • железнодорожный транспорт (потребление локомотивами на дизельной тяге) – 3,1 млн т (7,1%);
  • водный транспорт (потребление легкого бункерного топлива в судовых двигателях, а также в качестве компонента тяжелого бункерного топлива) – 1,7 млн т (3,9%);
  • карьерная и другая горнодобывающая техника – 1,6 млн т (3,6%);
  • прочие виды техники (потребление для генерации тепла, электроэнергии и прочими видами техники, оснащенной дизельными двигателями) – 3,1 млн т (7,2%).

За 2008–2013 гг. спрос на газойлевые топлива вырос с 36,1 до 43,3 млн т, их производство – с 75,6 до 85,2 млн т, экспорт – с 39,9 до 42,5 млн т; импорт не превышал 0,4 млн т. За эти годы производство печного и судового топлив выросло в 3,5 раза, а спрос внутреннего рынка – в 4,6 раза. Экспорт увеличился в 2,3 раза. Однако в 2013 г. доля экспорта сократилась на 36%. Это связано с растущим спросом внутри страны. При этом производство товарного дизельного топлива возросло лишь на 4%, спрос внутреннего рынка – на 5%, экспорт – на 3%.

Судя по состоянию автопарка в России в целом и в Дальневосточном федеральном округе в частности, высокотехнологичный НПЗ будет вынужден в итоге либо пытаться выйти на азиатский рынок, что, как мы отмечали выше, представляется сомнительным, либо перестраиваться под производство топлива класса «Евро-2» и «Евро-3», что выглядит нецелесообразным с точки зрения заявленных задач.

5. Дорожно-транспортная инфраструктура

Динамика развития сети автодорог на территории России – общей протяженности автодорог и дорог с «усовершенствованным твердым покрытием»:

Прогнозируется совсем невысокая динамика развития дорожной сети, даже несмотря на запуск соответствующего национального проекта.

Макрорегиональная структура динамики развития дорожной сети – общей протяженности дорог и протяженности дорог с усовершенствованным твердым покрытием:

Доля дорог на территории ДФО (что общих дорог, что дорог с усовершенствованным покрытием) от величины общей протяженности дорог страны снижается, что не способствует ни развитию инфраструктуры макрорегиона, ни развитию транспортной активности населения.

Однако мы наблюдаем относительный рост протяженности дорог с усовершенствованным покрытием на территории ДФО, вызванный скорее всего присоединением сети Забайкальского края и Республики Бурятия к ДФО.

Необходимо отметить, что наибольшие темпы роста загрузки автодорог наблюдаются на дорогах федерального значения, поэтому для развития транспортной инфраструктуры в ДФО требуется приоритетное развитие федеральной сети.

6. Конкуренция в макрорегионе

По данным исполнительного директора ООО «НААНС-МЕДИА» Тамары Сафоновой, нефтепереработка России объединяет несколько групп НПЗ. Согласно группировкам, применяемым в учете ООО «НААНС-МЕДИА», выделяются:

1. Группа - НПЗ ВИНК - 29 НПЗ

2. Группа - НПЗ, управляемые ВИНК через специально созданные подразделения - 4 НПЗ

3. Группа - условно независимые НПЗ - 5 НПЗ

4. Группа - 35 Мини-НПЗ

Группа "НПЗ ВИНК" включает:

1. Роснефть (включая Башнефть) -13 НПЗ

2. Лукойл - 4 НПЗ

3. Сургутнефтегаз -1 НПЗ

4. Газпром нефть - 2 НПЗ

5. Газпром - 5 НПЗ и ГПЗ

6. Славнефть - 1 НПЗ

7. Татнефть - 1 НПЗ

8. ННК - 1 НПЗ

9. Новатэк - 1 НПЗ

Группа "НПЗ, управляемые ВИНК через специально созданные подразделения" включает:

1. Сафмар - 3 НПЗ: ОрскНОС, Афипский НПЗ, Краснодарский НПЗ

2. Сокар-энергоресурс - 1 Антипинский НПЗ

Группа "условно независимые НПЗ" с переработкой больше миллиона включает:

1. ТАИФ-НК

2. Новошахтинский

3. Нефтехимсервис

4. Ильский

5. Марийский

Группа мини-НПЗ включает 35 предприятий, расположенных на объектах нефтедобычи, терминалах и заводы без углублённых процессов, часть которых признаны банкротами, но поскольку они присутствуют в учетной структуре ЦДУ «ТЭК», они также не исключаются из перечня.

Структура собственности нефтеперерабатывающих предприятий страны:

Россия остается одним из крупнейших переработчиков нефти, занимая в мировом производстве долю не менее 6,6% на протяжении последних 5 – 6 лет.

Еще 7-8 лет назад нефтепереработка в России отличалась крайне низкими показателями выхода светлых нефтепродуктов и глубиной переработки нефти:

Проекты ВИНК и независимых компаний по модернизации и строительству современных НПЗ привели к существенному росту данного показателя в период 2014–2019 годов – с 72,3 до 82,8%, что показывает этот рисунок:

Наибольшая глубина переработки зафиксирована на независимых Антипинском (99,5%), Марийском (99,3%) и Яйском (99,3%) НПЗ.

Средний выход светлых нефтепродуктов на отечественных НПЗ составил 62,2%.

С 2016 года отечественные предприятия вырабатывают автобензины и дизельное топливо только стандарта Евро-5. Причем если в Европе для перехода моторных топлив на такой уровень потребовалось десять лет, то в России – всего три года. В настоящее время достаточно успешно решается вопрос импортозамещения катализаторов, что приобретает особую важность в условиях высокой зависимости от зарубежных закупок по некоторым видам данной продукции.

В 2019 году стартовал очередной этап налогового маневра в нефтяной промышленности, направленный на поэтапный рост фискальных платежей в сфере природопользования (налога на добычу полезных ископаемых) при одновременном снижении пошлин на вывоз нефти и бензина за рубеж. В результате к 2024 году ставка пошлин на вывоз нефти и отдельных нефтепродуктов должна быть снижена до нуля, а для организаций, реализующих отечественное топливо на внутреннем рынке, введен отрицательный акциз. Рост налоговой нагрузки и трансформации в системе налогообложения могут повлечь дальнейшее изменение ценообразования и структуры производства нефтепродуктов.

Территориальная (по макрорегионам – федеральным округам страны) структура нефтепереработки выглядит следующим образом:

Доля ДФО вырастает в последние годы, но пока не дотягивает до уровня среднего потребления, однако имеются и развиваются цепочки поставок с предприятий СФО, в первую очередь с Ангарского НХК.

В региональной структуре отрасли первое место по объему первичной переработки нефти занимает ПФО. На него приходится 36,4% первичной переработки нефти в России. В 2019 году показатель вырос на 0,6 млн тонн и составил 101,7 млн тонн. Всего в ПФО 14 крупных НПЗ.

Наиболее крупные заводы в округе принадлежат компании ЛУКОЙЛ. Это «Нижегороднефтеоргсинтез» и «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» мощностью 17 млн тонн и 13,1 млн тонн, соответственно. Значительные мощности в округе сосредоточены в Башкирской группе предприятий, а также на НПЗ Самарской области (Новокуйбышевском, Куйбышевском и Сызранском). В регионе также расположены наиболее технологичные заводы с глубиной переработки около 99% (Марийский, ТАНЕКО).

Второй регион по объему первичной переработки нефти – ЮФО, территориально наиболее приближенный к экспортным рынкам нефтепродуктов через порты на Черном и Каспийском морях. В 2019 году объем переработки нефти в округе снизился на 0,5 млн тонн и составил 45,5 млн тонн, или 16,3% от общероссийского показателя. В ЮФО сосредоточено восемь крупных НПЗ. Наиболее крупный из них – Волгоградский НПЗ компании ЛУКОЙЛ с установленной мощностью 15,7 млн тонн сырья в год.

ЦФО – третий по масштабам первичной переработки (14,6%). В округе расположены три крупных НПЗ, суммарный объем переработки которых составил 40,9 млн тонн, что на 0,8 млн тонн меньше, чем в 2018 году. Снижение показателей связано с проведением капитального ремонта технологических установок.

Четвертый регион – СФО (14%). В 2019 году объем первичной переработки там сократился на 0,9 млн тонн, до 39,2 млн тонн. Наибольший вклад в снижение этого показателя внес Ачинский НПЗ (–0,7 млн тонн). Всего в округе расположено четыре крупных НПЗ, в том числе крупнейший в России Омский НПЗ.

В СЗФО перерабатывается 9,9% российской нефти. В 2019 году объем переработки вырос на 0,7 млн тонн и составил 27,7 млн тонн. В округе находится один из крупнейших российских НПЗ – «Киришинефтеоргсинтез» с объемом первичной переработки сырья более 18 млн тонн в год. Всего в округе работает три крупных НПЗ.

Что касается ДФО, то Комсомольский НПЗ (переработка 8 млн т нефти в год) и Хабаровский НПЗ (переработка 6 млн т нефти в год) после проведенной модернизации почти полностью покрывают топливные потребности федерального округа. По данным на середину февраля 2021 года, Комсомольский НПЗ увеличил производство автобензинов почти на 20% по сравнению с аналогичным периодом 2020 года. На Транссибе также находится современный Ангарский НХК (переработка 10 млн т нефти в год), снабжающий топливом регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока. В то же время, как мы уже упоминали и как видно из приведенной таблицы, оба дальневосточных НПЗ постоянно работают со значительной недозагрузкой.

Предприятия, обеспечивающие поставки на рынок нефтепродуктов ДФО, исправно получали из системы «Транснефти» в течение всего 2020 – начале 2021 года требуемые ими объемы сырья:

Отчетный месяц

Получатель

Объем

01.01.2021

Ангарский НПЗ

774,97

01.01.2021

Комсомольский НПЗ

470,03

01.01.2021

Хабаровский НПЗ

392,83

01.12.2020

Ангарский НПЗ

855,97

01.12.2020

Комсомольский НПЗ

488,28

01.12.2020

Хабаровский НПЗ

379,93

01.11.2020

Ангарский НПЗ

865,96

01.11.2020

Комсомольский НПЗ

342,29

01.11.2020

Хабаровский НПЗ

380

01.10.2020

Ангарский НПЗ

863,97

01.10.2020

Комсомольский НПЗ

319,01

01.10.2020

Хабаровский НПЗ

455

01.09.2020

Ангарский НПЗ

434,96

01.09.2020

Комсомольский НПЗ

386,99

01.09.2020

Хабаровский НПЗ

405,2

01.08.2020

Ангарский НПЗ

584,99

01.08.2020

Комсомольский НПЗ

340

01.08.2020

Хабаровский НПЗ

379,13

01.07.2020

Ангарский НПЗ

741,94

01.07.2020

Комсомольский НПЗ

297,99

01.07.2020

Хабаровский НПЗ

449,98

01.06.2020

Ангарский НПЗ

804,96

01.06.2020

Комсомольский НПЗ

334

01.06.2020

Хабаровский НПЗ

420

01.05.2020

Ангарский НПЗ

804,97

01.05.2020

Комсомольский НПЗ

583

01.05.2020

Хабаровский НПЗ

319,2

01.04.2020

Ангарский НПЗ

718,99

01.04.2020

Комсомольский НПЗ

510,99

01.04.2020

Хабаровский НПЗ

270

01.03.2020

Ангарский НПЗ

879,8

01.03.2020

Комсомольский НПЗ

570,02

01.03.2020

Хабаровский НПЗ

430

01.02.2020

Ангарский НПЗ

825,97

01.02.2020

Комсомольский НПЗ

498,01

01.02.2020

Хабаровский НПЗ

400

01.01.2020

Ангарский НПЗ

892,98

01.01.2020

Комсомольский НПЗ

509,01

01.01.2020

Хабаровский НПЗ

386,6

Уже осуществленной модернизацией дело не ограничивается. Например, на Комсомольском НПЗ сейчас реализуется масштабный проект по строительству комплекса гидрокрекинга, что позволит получать дополнительные объемы дизтоплива с низким содержанием серы экологического стандарта «Евро-5», а также авиационный керосин. То есть, проблемы с нехваткой высококачественного топлива в перспективе тоже не ожидается.

Фактически, уже действующие на территории Дальневосточного федерального округа НПЗ могут закрыть даже повышенную потребность во всех видах автомобильного топлива. Для этого требуется, во-первых, улучшить качество управления с тем, чтобы максимально использовать имеющиеся мощности, а во-вторых, возможно, провести дополнительную модернизацию и укрупнение, что несравнимо дешевле, чем строить НПЗ с нуля. С учетом того, что такая потребность в ближайшем будущем и не ожидается, было бы странно поддержать новый проект в ущерб уже работающим.

6. «Зеленая» повестка

В АТР находится несколько крупнейших нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, которые в сложившейся после 2020 года ситуации могут выводиться из работы. Так, по оценкам Блумберг, чтобы сбалансировать глобальный рынок переработки нефти до уровня 2019 года (82% загрузки) нужно закрыть мощности переработки примерно на 250 млн т нефти в год (!). Основные мощности, запланированные к закрытию, располагаются в Сингапуре, Японии, Европе и США. Одновременно КНР строит новые перерабатывающие комплексы суммарной мощностью более 90 млн т/год.

Основной нефтеперерабатывающий хаб в КНР мощностью переработки 7,9 млн барр./сут. расположен на северо-востоке страны (Bohai Bay), что дает неплохую транспортную привязку к Приморскому краю по ж/д и морским маршрутам.

Активизация «зеленой повестки» в мировой экономике приводит к заметному снижению спроса на нефтепродукты, ускоряет закрытие старых и неэффективных перерабатывающих мощностей. Удивительно, КНР строит новые избыточные современные нефтехимические мощности, но одновременно объявляет об опережающем развитии электрического автопарка, соответственно, большая часть строящейся нефтепереработки будет ориентирована на экспорт, в первую очередь в страны, отстающие в экологизации своих экономик. Уже на начало 2021 только азиатские производители нефтепродуктов имеют экспортные мощности более 10 млн барр./сут. (почти 500 млн т в год), так что Россия может оказаться в условиях растущей конкуренции на внутреннем и внешних рынках нефтепродуктов.

Кроме того, заметными темпами развивается рынок газомоторного топлива.

Строить НПЗ «про запас» – не самое разумное вложение сил и средств. Развитая к настоящему моменту инфраструктура экспортных поставок нефти в ДФО позволяет найти оптимальные решения в кризисные периоды (как случилось в начале 2021 года): например, организовать своп-поставки нефти в обмен на поставки нефтепродуктов в регионы ДФО.

Что можно предложить для ДФО?

1. Приоритетные инвестиции в развитие транспортной инфраструктуры макрорегиона, что возможно снизит темпы депопуляции, активизирует его экономику.

Вероятно, требуется пересмотр существующих программ развития ДВ и Забайкалья, как и углубленный анализ их реализации на протяжении последних лет 20.

Одним из путей развития инфраструктуры макрорегиона может быть возврат к известным мегапроектам: мост/тоннель материк - Сахалин, тоннель Сахалин – Хоккайдо, тоннель под Беринговым проливом. В любом случае такие крупные проекты могут быть исключительно международными.

2. Строительство нового мощного нефтехимического комплекса на территории ДФО не может серьезно рассматриваться в условиях усиления «зеленой» повестки в глобальной экономике и наличия значительных экспортных мощностей в странах АТР.

К тому же наработанные кадровые ограничения, связанные с депопуляцией макрорегиона и переориентацией его экономики на ресурсный экспорт, вряд ли позволят запустить высокотехнологичную переработку в минимально означенные сроки.

Опять же в Энергостратегии-2035 явно прописаны приоритеты развития рынков СПГ и газомоторного топлива как промежуточных этапов к безуглеродной экономике. Приведем цитату из Энергостратегии-2035, относимой и к проблемам ДФО.

«Решению задачи развития производства и увеличения объема потребления газомоторного топлива (в том числе с использованием сжиженного природного газа) будут способствовать:

  • Налоговое стимулирование инфраструктуры производства и реализации газомоторного топлива;
  • Стимулирование производителей транспортной техники к увеличению производства и расширению модельного ряда техники, использующей газомоторное топливо, в том числе сжиженный природный газ;
  • Разработка и экспорт соответствующих технологий для расширения рынка использования природного газа как моторного топлива.

Показателем решения задачи совершенствования внутреннего рынка газа и эффективного удовлетворения внутреннего спроса на газ является доля газа, реализуемого по нерегулируемым ценам, в общем объеме поставок:

  • 2018 год – 33%;
  • к 2024 году – 35%;
  • к 2035 году – 40%.

Показателем решения задачи гибкого реагирования на динамику мирового рынка газа является место в тройке мировых лидеров по экспорту газа.

Показателем решения задачи развития производства и потребления сжиженного природного газа, вхождения Российской Федерации в среднесрочной перспективе в число мировых лидеров по его производству и экспорту является объем производства сжиженного природного газа:

  • 2018 год - 18,9 млн тонн;
  • к 2024 году - 46 - 65 млн тонн;
  • к 2035 году - 80 - 140 млн тонн.

Показателем решения задачи развития производства и увеличения объема потребления газомоторного топлива (в том числе с использованием сжиженного природного газа) является объем потребления метана на транспорте:

  • 2018 год - 0,68 млрд куб. метров;
  • к 2024 году - 2,7 млрд куб. метров;
  • к 2035 году - 10 - 13 млрд куб. метров».

Программы развития ДФО ориентированы на развитие особых зон, поэтому разработать дополнительные налоговые и экологические механизмы стимулирования перехода транспорта на газомоторное топливо представляется вполне решаемой задачей.

Важно отметить, что позиция России в переходе к «зеленой» энергетике отличается от европейской тем, что природный газ и СПГ не должны считаться полностью углеродным ресурсом, в том числе Россия рассматривает развитие водородной энергетики преимущественно на технологиях переработки природного газа.

Таким образом, российские энергокомпании не находятся под прессингом ускоренного перехода к возобновляемой энергетике, а могут выбрать промежуточный этап, основанным на газовой энергетике. По-видимому, такой подход сохранится и в политике развития автотранспорта: вместо административного принуждения к переходу автопарка на электротягу будут вырабатываться решения, мотивирующие к переходу автотранспорта на газомоторное топливо.

3. Принятие приоритетной экологической повестки на территории ДФО, например введение механизмов перехода к низкоуглеродной экономике с тем, чтобы ДФО не выглядел «гадким утенком» среди развитых стран АТР, заодно и являлся бы примером для остальной части России.

Здесь хотелось бы развить идею гендиректора ФРДВ А.Чекункова: «Если мы сделаем 1% лесов инвестиционными, у нас будет актив, сопоставимый с нефтяной отраслью».

Разрабатываемый сервис по управлению лесными инвестициями даст не только дополнительные ресурсы развитию макрорегиона, но и включит механизмы связывания углерода лесами Сибири и Дальнего Востока.

Мы полагаем, что инфраструктурным компаниям, располагающим и лесными ресурсами в зонах отчуждения, имело бы смысл включиться в программы инвестиционных лесов, т.к. эти компании имеют необходимые компетенции, возможно превосходящие компетенции федеральной лесной службы, в сфере управления лесными участками.

Подписывайтесь на наш канал в Telegram или в Дзен.
Будьте всегда в курсе главных событий дня.

Комментарии читателей (0):

К этому материалу нет комментариев. Оставьте комментарий первым!
В настоящее время вакцинация от COVID-19 в России добровольна. Вы привились?
60.4% Нет
Всемирная организация здравоохранения (ВОЗ) для России?
Подписывайтесь на ИА REX
Войти в учетную запись
Войти через соцсеть