Нефтегазохимия и нефтепереработка
Модернизация НПЗ Казахстана: расширение мощностей или строительство нового завода?
Казахстан – один из крупных нефтедобытчиков мира (добыча ~90 млн тонн/год), однако обеспечение внутреннего рынка нефтепродуктами становится всё более сложной задачей. Три действующих нефтеперерабатывающих завода – Атырауский (АНПЗ), Павлодарский нефтехимический (ПНХЗ) и Шымкентский (ПКОП) – после модернизации 2009-2018 гг. практически достигли проектных пределов и уже не покрывают растущий спрос. В 2024 году суммарная переработка составила 17,9 млн тонн нефти (рост на 1,1% к 2023), выпуск нефтепродуктов – 14,5 млн тонн (+2,1%), из них бензина – 5,46 млн, дизельного топлива – 5,38 млн тонн. Несмотря на это, дефицит остается на повестке дня.
Аскар Исмаилов
Профессиональный нефтяник, эксперт. Участвовал в разработке Карачаганака, Тенгиза, Кашагана в Казахстане, в проектах «Шах-Дениз» (Азербайджан), Южно-кавказский трубопровод, газопровод TANAP (Турция). Автор телеграмканала «PACE». Имеет более чем 20-летний опыт работы в нефтегазовой и нефтеперерабатывающей отраслях. Работал в крупных нефтегазовых компаниях: ConocoPhillips, Eni, «Лукойл». В последние годы курировал химические и нефтехимические активы Фонда национального благосостояния «СамрукКазына».
Помимо ограниченных мощностей, на ситуацию с обеспечением рынка топливаом негативно влияют частые внеплановые остановки заводов. За 2021-2023 гг. на государственных АНПЗ и ПНХЗ произошло 106 внеплановых остановок, тогда как на частично приватизированном Шымкентском – 21. Отраслевые аналитики и эксперты связывают это с качеством управления: государственные процедуры закупок и обслуживания менее оперативны, что затягивает ремонт и обновление оборудования. В итоге, страна сталкивается с перебоями снабжения, особенно в период пикового спроса (посевная, уборочная).
Рост потребления опережает производство: только за 2023 год внутренний спрос на бензин вырос на ~4%, на дизтопливо – на ~3%. Правительство признаёт необходимость кардинальных мер для предотвращения дефицитов и укрепления топливной безопасности. Обсуждаются два основных пути: дельнейшая модернизация и расширение действующих НПЗ или строительство нового четвертого завода. Параллельно ведётся дискуссия о приватизации отрасли как способе повысить эффективность управления.
Расширение существующих НПЗ: проекты и показатели
После завершения крупной модернизации трёх НПЗ в 2018 году (стоимость ~$6,3 млрд, хотя изначально планировалось $3,5 млрд) Казахстан почти достиг самодостаточности по бензину и дизтопливу. Однако дальнейший рост потребления требует новых мощностей. Специализированное исследование одного из западных аналитических агентств о перспективах рынка до 2035 г. порекомендовало Министерству энергетики Республики Казахстан увеличить выпуск за счёт расширения действующих заводов вместо строительства нового.
Это решение ведомство поддержало и объявило о начале проектов, которые к 2030 г. должны поднять суммарную переработку с 18 до 27 млн тонн в год. В частности планируется: ПКОП увеличить с 6 до 12 млн т/год, ПНХЗ – с 5,5 до 8 млн т/год, увеличение битумного завода Caspi Bitum с 0,5 до 0,75 т/год (реализовано), а АНПЗ на 0,7 млн тонн на вторичных процессах. Таким образом, основной прирост планируется в Шымкенте и Павлодаре.
Рис. 1. Планируемое расширение мощностей казахстанских НПЗ к 2030 году (млн тонн в год)
Павлодарский НХЗ: модернизация и расширение
Нынешний план развития ПНХЗ предусматривает поэтапное расширение мощности до 8 млн т/год к 2030 году. Первый этап, вероятно, доведёт переработку до ~6,5 млн т, второй – до 8 млн. Проект пока находится на стадии пред-ТЭО, потому точные параметры CAPEX и конфигурации не объявлены. Оценочно, дополнительные 2,5 млн тонн могут потребовать $1,5-2 млрд инвестиций, однако использование существующей инфраструктуры позволяет снизить удельные затраты. Предполагается, что расширение ПНХЗ усилит обеспечение топливом промышленно развитого севера и востока Казахстана, снизит зависимость этих регионов от перетока ГСМ из центра и юга.
Ожидается рост глубины переработки и снижение удельных издержек за счёт внедрения современных технологий. Капитальные затраты, вероятно, будут ниже благодаря наличию инфраструктуры (энергетика, резервуары, коммуникации). Но, как всегда, есть одно «Но»! И это зависимость от одного источника сырья (РФ). Ключевой риск. В случае неблагоприятной конъюнктуры или политических факторов Павлодарский НХЗ может столкнуться с нехваткой нефти либо ростом её цены. Следовательно, логичный вопрос к «КазМунайГазу» и Министерству энергетики: как в экономических расчётах учитывается стоимость страховочных механизмов (например, создание запасов или резервных маршрутов снабжения)?
По факту мы видим, что риски КМГ просчитывает не так эффективно, как озвучивает. Проблемы на заводе KPI Inc. из-за продажи доли российскому «Сибуру» привели к невозможности обслуживать критическое оборудование по гарантии некоторыми европейскими производителями. При том, что «Сибур» даже не находится под санкциями.
Шымкентский НПЗ (ПКОП): проект двукратного увеличения
Шымкентский НПЗ – самый «молодой» из тройки (годовой проектный объём ~6 млн т). Он расположен на юге, обслуживая густонаселённые регионы (Алматинская, Жамбылская обл., г. Алматы, область Жетысу, г. Шымкент). Завод принадлежит СП «ПетроКазахстан Ойл Продактс» (КМГ 49,7%, CNPC – 50,3%), что отражается в более эффективной эксплуатации по сравнению с двумя квазигосударственными НПЗ. После модернизации 2017 г. Шымкент полностью перешёл на производство топлива стандарта Евро-5, однако его мощности уже не покрывают растущий спрос юга. По данным КМГ, в 2024 году ПКОП переработал ~5,74 млн тонн нефти (близко к максимуму).
В 2025 году минэнерго и акционеры приняли решение о масштабном расширении Шымкентского НПЗ до 12 млн тонн в год, что означает фактически удвоение мощности. Проект оценивается в $5-6 млрд и сопоставим со строительством нового завода! По сути, на действующей площадке возведут дополнительный перерабатывающий комплекс. Сроки реализации: 2025-2026 гг. – разработка ТЭО (совместно с Восточно-Китайским проектным институтом уже выполнено пред-ТЭО); 2026-2028 – подготовка проектно-сметной документации; 2028-2030 – строительно-монтажные работы.
Пуск новой очереди намечен на 2030 год. В июне 2025 г. стороны (КМГ, CNPC, Минэнерго) подписали рамочное соглашение и базовые принципы совместной реализации, в том числе гарантии долгосрочного обеспечения сырьём и преференции для инвестора. После завершения ТЭО стоимость будет уточнена, но уже ясно, что это один из самых капиталоёмких проектов в нефтепереработке за историю Казахстана.
Но вопросы вызывает окупаемость проекта. При CAPEX порядка $6 млрд проект должен генерировать значительный денежный поток!
Также для вывода Шымкента на 12 млн т/год потребуется значительно нарастить снабжение сырой нефтью. В условиях, когда добыча в Кызылординской области катастрофически падает, сырьевой вопрос ощущается более остро. Вероятно, для загрузки дополнительных 6 млн т будет использован комплексный подход: CNPC может направить часть добычи на свои доли (например, с месторождений Актюбинской области) на переработку, КМГ – увеличить лимиты внутреннего рынка для «Тенгизшевройла» и НКОК (Тенгиз, Кашаган), либо законтрактовать часть российского сырья по взаимным соглашениям.
Основным риском модернизации ПКОП остается концентрация большого прироста мощностей в одной точке. Шымкентский НПЗ станет крупнейшим в стране (12 из 27 млн т совокупной мощности). Его аварийная остановка будет иметь критические последствия для топливного рынка республики.
Атырауский НПЗ: потенциал роста и ограничения
Атырауский НПЗ – старейший в Казахстане. Он введён еще в 1945 г. и расположен в западном нефтедобывающем регионе. Его проектная мощность после модернизации составляет около 5 млн т/год. В 2024 году АНПЗ переработал ~4,9 млн т (с учётом периодических простоев). Завод специализируется на переработке тяжёлой высокосернистой нефти казахстанских месторождений. В 2018 г. здесь запущен комплекс глубокой переработки нефти (КГПН) стоимостью ~$2,1 млрд, позволивший увеличить выход светлых продуктов и начать выпуск ароматических углеводородов (бензол, параксилол). Однако полной безаварийной работы добиться не удалось: в 2021-2024 на АНПЗ фиксировались частые инциденты, в том числе выходы из строя новых установок.
В планах минэнерго значилось разработать ТЭО расширения АНПЗ, но ожидать существенного роста его первичной мощности не приходится. Речь идёт, скорее, о доводке существующих узких мест и повышении глубины переработки на ~0,7-1 млн т, то есть перерабатывать тот же объём нефти, но получать больше светлых продуктов. Строительство новых крупных секций на этой площадке не планируется, так как ограничены площади и инфраструктура города Атырау. Приоритет планируемой модернизации с учетом возраста завода – это надежность и безопасность работы. Прежде чем наращивать объёмы, АНПЗ предстоит решить хронические проблемы: модернизировать энергохозяйство. Сейчас завод страдает от перебоев с электроэнергией в регионе. Нужно устранить причины аварийности, обновить изношенное оборудование, повысить квалификацию персонала.
Отдельно стоит проанализировать идею, выдвигаемую некоторыми экспертами: вместо единственного расширения на 6 млн т в Шымкенте целесообразнее увеличить мощности Павлодара и Атырау на 3 млн т каждый. Такой подход подразумевает более сбалансированное географическое распределение переработки. Распределение мощностей по двум объектам вместо одного уменьшало бы системный риск. Если, например, в Шымкенте случится длительный простой (авария, задержка стройки), то при сценарии «6 млн т только в Шымкенте» страна теряет весь запланированный прирост топлива. А при сценарии «по 3 млн т на Павлодар и Атырау» даже в случае проблем на одной площадке вторая даст хотя бы половину прироста. Такая диверсификация снижает вероятность тотального дефицита. Тем более, опыт последних лет показывает уязвимость АНПЗ и ПНХЗ к авариям.
Велика вероятность, что «КазМунайГаз» и Министерство энергетики исходили из логики, что Шымкентский проект уже запущен де-факто: пред-ТЭО выполнено, сотрудничество с Китаем оформляется, поставлена цель к 2030 году. Если сейчас менять концепцию и переключаться на Павлодар и Атырау, это означает потерю времени на новые исследования, переговоры, возможно, на поиск финансирования. Рынок же не ждёт: спрос на топливо растёт ежегодно, и уже через 2-3 года страна может столкнуться с дефицитом ГСМ повсеместно, если не будет уверенности в расширении мощностей.
Так, в 2024 г. впервые начался импорт даже 92-го бензина, и без расширения эта зависимость может увеличиться. Проект Шымкента наиболее проработанный и готовый к стадии ТЭО, его отмена или заморозка ради варианта «3+3» может привести к тому, что в итоге не будет реализован ни один вариант вовремя. Политически и практически это риск, поэтому была выбрана синица (Шымкент) вместо журавля («двухпроектной» схемы). Кроме того, удвоение ПКОП – это продолжение сотрудничества с проверенным партнёром (CNPC), у которого есть опыт модернизации Шымкентского завода и гарантированный интерес (они уже владеют 50%). Значит, риски недофинансирования ниже.
Альтернатива: строительство четвёртого НПЗ – «с нуля»
Идея построить новый, четвёртый НПЗ в Казахстане обсуждается уже более десятилетия, особенно остро всплывая во времена топливных кризисов. Ещё в 2009 году, параллельно планам модернизации старых заводов, рассматривался проект НПЗ на стыке с нефтепроводом в Китай (юго-восток Казахстана) при участии китайского капитала. Однако тогда предпочтение отдали модернизации, как более дешёвой: оценка была $3,5 млрд против $6 млрд за новый завод. В итоге модернизация затянулась и обошлась в $6,3 млрд – практически сравнявшись со стоимостью потенциального нового НПЗ, а проблем дефицита топлива полностью не решила!
На сегодняшний день официальная позиция следующая: четвёртый НПЗ планируется построить после 2030 года, с ориентировочной мощностью до 10 млн тонн в год, на западе Казахстана. Если внутренний рынок будет насыщен за счёт расширения трёх НПЗ до 27 млн т, новый завод потребуется, главным образом, для экспорта продукции и глубокой переработки углеводородов в нефтехимию.
Ключевой концепцией нового проекта является создание не просто НПЗ, а полного нефтегазохимического комплекса на его базе. То есть, помимо производства моторных топлив, новый завод мог бы выпускать базовые нефтехимические продукты. Такой подход повышает добавленную стоимость и диверсифицирует продуктовую линейку (что важно с учётом возможного глобального снижения спроса на бензин/дизель после 2035 г.). Вероятная локация – западная часть страны, рядом с крупными месторождениями и морским путём (порт Актау), через который можно экспортировать нефтехимию. В Атырауском регионе уже работают над реализацией газохимического кластера, и создание нового НПЗ могло бы синергично дополнить его.
Очевидны и экономические плюсы нового НПЗ:
- Обеспеченность сырьём: Казахстан обладает избыточной добычей нефти. Новый завод мощностью 10 млн т сможет получать сырьё без ущерба для экспорта, перераспределяя часть будущего прироста добычи.
- Снижение зависимости от импорта ГСМ: Новый завод создаст резерв мощностей, исключая риск дефицита в долгосрочной перспективе (до 2040 г. и далее).
- Экспортный потенциал продуктов: Четвёртый НПЗ мог бы ориентироваться на внешние рынки. Центральноазиатский рынок ГСМ также испытывает дефицит (Узбекистан, Таджикистан, Афганистан – это потенциальные покупатели).
- Новые технологии и эффективность: Строительство с нуля позволяет изначально заложить современные процессы с высокой энергетической эффективностью, автоматизацией и экологичностью. Удельные операционные расходы (OPEX) и себестоимость на новом комплексе могут быть ниже, чем на старых НПЗ, даже после их модернизации. Например, глубину переработки на новом комплексе можно приблизить к 100%.
- Региональное развитие: Завод на западе страны даст мультипликативный эффект – новые рабочие места, развитие инфраструктуры (энергетической, транспортной), заказы для строительного и сервисного секторов. Капитальные вложения $8-10 млрд стимулируют ВВП и могут привлечь иностранные инвестиции (при условии участия стратегических партнёров).
Очевидно, что в долгосрочной перспективе без инвестиций в нефтепереработку, вопрос обеспечения ГСМ в стране останется открытым. Даже с учетом, что государство уже вложило миллиарды в модернизацию, но до конца проблемы не решило. Возникает вопрос: может, дело в самой системе управления госактивами? Здесь на сцену выходит тема приватизации НПЗ.
Дискуссия о приватизации нефтепереработки: модели, риски, эффект на рынок
Весной 2025 года Агентство по защите и развитию конкуренции (АЗРК) выступило с неожиданной инициативой – приватизировать 50% долей двух крупных заводов: Атырауского и Павлодарского. Первый зампред АЗРК Рустам Ахметов привёл в пример положительный опыт Шымкентского НПЗ, где 51% акций у частного инвестора (CNPC): «На Шымкентском НПЗ меньше аварий и ниже затраты на ремонт – частное управление эффективнее госуправления», –отметил он. Предложение вызвало широкую дискуссию.
Вариант, предложенный АЗРК – реализовать порядка 50% акций АНПЗ и ПНХЗ стратегическим инвесторам. Государство в лице КМГ сохранило бы значительную долю, но передало бы операционное управление частнику. Такая модель близка к Шымкентскому СП, хотя там доли примерно поровну. Плюс в том, что инвестор заинтересован эффективно управлять, но при этом государство сохраняет контрольный пакет (50%+).
Минус – миноритарному совладельцу может быть неинтересно вкладывать средства, если у него нет полномочий принимать решения. Кроме того, остаются риски политического вмешательства.
Более радикальный сценарий – продать более 51% акций одного или обоих НПЗ какому-либо крупному игроку (иностранному или консорциуму). Тогда инвестор получает свободу действий: сможет оптимизировать персонал, инвестиции, политику цен. Для государства это означало бы отказ от прямого влияния на стратегические активы, что политически чувствительно. Это мы видим на примере нарушений Казахстаном квот по соглашениям добычи нефти ОПЕК+.
Если продать доли НПЗ эффективному инвестору и при этом либерализовать до конца рынок, в долгосрочной перспективе выиграют потребители. Частный собственник, заинтересованный в прибыли, будет стремиться выпускать больше продукции высокого качества – чтобы и на внутреннем рынке продать дороже (после отмены ограничений цен), и экспортировать излишки. Это подтолкнет конкуренцию между заводами: появятся разные игроки вместо одного КМГ. Например, Шымкент (CNPC) уже конкурирует с ПНХЗ/АНПЗ (КМГ) – через косвенные показатели видно, что операционные затраты Шымкента ниже, ремонты короче.
Если Павлодаром будет управлять, скажем, условный «Лукойл» (гипотетически), а Атырау возьмёт «Татнефть», три независимые компании начнут бороться за рынок сбыта. Конечно, в Казахстане всего три больших НПЗ – полноценной ценовой конкуренции «много игроков» не получится, но хотя бы уйдёт вертикальная монополия КМГ. Теоретически это должно привести к большему вниманию к нуждам клиентов: расширению ассортимента (смеси топлива, премиальные марки), развитию сети сбыта, улучшению сервиса.
Розничный рынок уже относительно конкурентен (есть Qazaq Oil, Sinooil, Газпромнефть, Helios и др. сети АЗС). Если конкурентная среда будет и на уровне производства, то рыночные механизмы заработают полнее, в том числе сгладятся сезонные колебания – частники заранее начнут готовиться к пикам спроса, привлекая импорт или наращивая запасы, чтобы не потерять долю рынка.
С другой стороны, нельзя исключать и негативных эффектов. В краткосрочной перспективе, при приватизации без должной либерализации, возможно даже ухудшение положения: новые владельцы, не имея возможности заработать из-за низких цен, могут снизить производство, чтобы давить на правительство. Либо начнут экономить на безопасности, что чревато авариями и простоями (как это случалось в 1990-х на приватизированных НПЗ постсоветских стран).
Вспомним, что модернизация наших НПЗ была профинансирована государством – частник мог бы не пойти на такие расходы, и тогда заводы до сих пор работали бы на старом оборудовании. То есть, у госуправления были и плюсы: оно обеспечивало выполнение социально значимых инвестпроектов, удерживало низкие цены для населения. Приватизация же неизбежно приведёт к росту цен на топливо – иначе инвестор не сможет оперировать с прибылью. Впрочем, эти цены и так растут по объективным причинам, так что различить, что именно стало драйвером – приватизация или интеграция рынков – будет сложно.
В итоге, объективно оценивая дискуссию, можно сделать вывод: без реформирования принципов рынка приватизация не приведёт к цели. Необходимо одновременно создавать условия для конкуренции: убирать ценовые перекосы, компенсировать уязвимые слои населения не через удержание цен на бензин, а прямыми субсидиями, открывать доступ независимым поставщикам нефти на НПЗ и т.д. Только тогда стратегические инвесторы могут прийти и превратить казахстанские НПЗ в эффективные предприятия, интегрированные в мировые цепочки.
Президент страны Касым-Жомарт Токаев ранее критиковал неэффективность многомиллиардных вложений в модернизацию, фактически дав сигнал искать новые подходы. Возможно, компромиссным решением станет постепенная приватизация: сперва продаются миноритарные пакеты с сохранением контроля у КМГ, налаживается прозрачность и отчётность, потом – при успешном опыте – доведение доли частника до контрольной. При этом надо параллельно (и опережающими темпами) снимать административные барьеры на рынке ГСМ. Без либерализации приватизация превратится лишь в смену вывески, а не сути.
Вместо заключения
Казахстан уже подошёл к той черте, когда прежние методы (100% госуправление при фиксированных ценах) исчерпали себя. Дальнейший рост отрасли возможен только на основе экономической целесообразности проектов. Это означает выбор инвестиций с максимальной отдачей – будь то в расширение существующих НПЗ или в строительство нового завода.
Решения должны опираться на чёткий анализ CAPEX/OPEX, логистических издержек и рыночных перспектив. Правильное сочетание модернизации и новых строек, помноженное на эффективное управление, возможно, с элементами приватизации, позволит Казахстану не только закрыть свои потребности в ГСМ, но и стать заметным экспортёром высококачественных нефтепродуктов и нефтегазохимии.
И здесь нужно подключать все возможности от добычи газа на крупных месторождениях. В частности, с Карачаганакского месторождения, на газе которого можно производить ЭТБЭ, этанол и алкилаты, которые являются важными компонентами высокооктановых и экологичных бензинов, что для планируемого роста объемов нефтепереработки крайне критично и необходимо.
Это стратегическая цель, достижение которой потребует скоординированных действий правительства, национальных компаний и частных инвесторов в ближайшие годы.