РОЗОВЫЕ ОЧКИ ПОЛИЭТИЛЕНА
Катар является одним из ведущих производителей полиэтилена в регионе Персидского залива. Совокупная текущая мощность по производству полиэтилена в Катаре составляет более 2,1 млн тонн в год. Кроме того, в настоящее время строится новый нефтехимический комплекс в Рас-Лаффане, который, как ожидается, увеличит производство полиэтилена еще на 1,7 млн тонн в год после запуска в 2026 году. Таким образом, после ввода в эксплуатацию нового комплекса, общая мощность по производству полиэтилена в Катаре превысит 3,8 млн тонн в год.
Нам часто говорят, что казахстанский полиэтилен выгодней всех остальных по причине своей низкой себестоимости. На одном из отраслевых форумов в Астане презентовали затраты на сырье при производстве 1 тонны этилена. Утверждалось, что в Казахстане это порядка 490 ДСША, так как планируется получать его из этана, а не нафты. Так вот в Катаре затраты на 1 тонну того же этилена составляют порядка 200 ДСША.
❓ Спрашивается с кем собрался конкурировать казахстанский полиэтиленовый «колосс на глиняных ногах» при своей мощности втрое ниже и себестоимости вдвое больше, чем в Катаре?!
Катар является одним из ведущих производителей полиэтилена в регионе Персидского залива. Совокупная текущая мощность по производству полиэтилена в Катаре составляет более 2,1 млн тонн в год. Кроме того, в настоящее время строится новый нефтехимический комплекс в Рас-Лаффане, который, как ожидается, увеличит производство полиэтилена еще на 1,7 млн тонн в год после запуска в 2026 году. Таким образом, после ввода в эксплуатацию нового комплекса, общая мощность по производству полиэтилена в Катаре превысит 3,8 млн тонн в год.
Нам часто говорят, что казахстанский полиэтилен выгодней всех остальных по причине своей низкой себестоимости. На одном из отраслевых форумов в Астане презентовали затраты на сырье при производстве 1 тонны этилена. Утверждалось, что в Казахстане это порядка 490 ДСША, так как планируется получать его из этана, а не нафты. Так вот в Катаре затраты на 1 тонну того же этилена составляют порядка 200 ДСША.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
КАШАГАН 2.0: КИНА НЕ БУДЕТ?
Изучил международную аналитику по Кашагану. Согласно их подсчетам цена безубыточности проекта Кашаган, то есть уровень, при котором покрываются издержки и обеспечивается разумная прибыль, существенно превышает 100 ДСША за баррель. Инвестиционный банк Goldman Sachs оценивал, что для прибыльности Кашагану необходимы цены на нефть в диапазоне от 120 до 130 ДСША за баррель. Исследовательская компания IHS Energy оценивала цену безубыточности для 1-й фазы проекта в 129 ДСША. Экс-глава КМГ Сауат Мынбаев говорил, что цена безубыточности находится в районе 100 долларов за баррель.
Рентабельность проекта для консорциума положительная, но довольно скромная: внутренняя норма доходности (IRR) для 1-й фазы составляет всего 6%, хотя для 2-й фазы она значительно выше. Это уже мнение Мэтта Сагерса, старшего директора IHS Energy.
В нефтегазовой отрасли считается, что компании дают «зелёный свет» проектам, если IRR составляет 10% и выше. Как мы видим на Кашаган таких цифр нет. Поэтому сейчас говорить о реализации 2-й фазы Кашагана не приходится. В текущей ситуации с низкими ценами на нефть, акционерам сложно принять решение о продолжении инвестиций в разработку месторождения. Прибавьте сюда еще и иски на 160 млрд долларов. Козырь Казахстана в переговорах с иностранными инвесторами это продление срока СРП еще на 20 лет. Очевидно, что в убытках сидеть нефтяные гиганты вряд ли захотят. Поэтому вопрос продления срока СРП для них очень критичен.
Изучил международную аналитику по Кашагану. Согласно их подсчетам цена безубыточности проекта Кашаган, то есть уровень, при котором покрываются издержки и обеспечивается разумная прибыль, существенно превышает 100 ДСША за баррель. Инвестиционный банк Goldman Sachs оценивал, что для прибыльности Кашагану необходимы цены на нефть в диапазоне от 120 до 130 ДСША за баррель. Исследовательская компания IHS Energy оценивала цену безубыточности для 1-й фазы проекта в 129 ДСША. Экс-глава КМГ Сауат Мынбаев говорил, что цена безубыточности находится в районе 100 долларов за баррель.
Рентабельность проекта для консорциума положительная, но довольно скромная: внутренняя норма доходности (IRR) для 1-й фазы составляет всего 6%, хотя для 2-й фазы она значительно выше. Это уже мнение Мэтта Сагерса, старшего директора IHS Energy.
В нефтегазовой отрасли считается, что компании дают «зелёный свет» проектам, если IRR составляет 10% и выше. Как мы видим на Кашаган таких цифр нет. Поэтому сейчас говорить о реализации 2-й фазы Кашагана не приходится. В текущей ситуации с низкими ценами на нефть, акционерам сложно принять решение о продолжении инвестиций в разработку месторождения. Прибавьте сюда еще и иски на 160 млрд долларов. Козырь Казахстана в переговорах с иностранными инвесторами это продление срока СРП еще на 20 лет. Очевидно, что в убытках сидеть нефтяные гиганты вряд ли захотят. Поэтому вопрос продления срока СРП для них очень критичен.
𝗣𝗔𝗖𝗘
ГПЗ vs. КПО: ВЗГЛЯД БЕЗ ЭМОЦИЙ В последние дни в информационном пространстве активно обсуждается «письмо», якобы направленное PSA в адрес консорциума KPO, в котором говорится о необходимости распустить совместную рабочую группу, отвечающую за реализацию проекта…
РУБРИКА Q&A
Меня спрашивают, почему я не упомянул возможность производить полиэтилен и полипропилен из газа Карачаганака, раз уж в нём есть этан, пропан и бутан.
Ответ простой: такие проекты возможны технически, но нецелесообразны экономически. Во-первых, содержание этана и пропана в карачаганакском газе существенно ниже, чем на Кашагане или Тенгизе. Во-вторых, чтобы перерабатывать хотя бы 9–10 млрд кубов в год, понадобится проект стоимостью порядка 8–9 млрд ДСША. На выходе это даст около 600–800 тыс. тонн полиэтилена и примерно 400 тыс. тонн полипропилена в год. При текущей конъюнктуре, особенно учитывая перенасыщение мирового рынка и падение цен почти вдвое за последние годы, окупаемости здесь не будет.
Теоретически, проект можно попытаться удешевить за счёт китайского оборудования, но вряд ли на это пойдут нынешние участники консорциума. Так что, с точки зрения экономики, идея слабая.
Меня спрашивают, почему я не упомянул возможность производить полиэтилен и полипропилен из газа Карачаганака, раз уж в нём есть этан, пропан и бутан.
Ответ простой: такие проекты возможны технически, но нецелесообразны экономически. Во-первых, содержание этана и пропана в карачаганакском газе существенно ниже, чем на Кашагане или Тенгизе. Во-вторых, чтобы перерабатывать хотя бы 9–10 млрд кубов в год, понадобится проект стоимостью порядка 8–9 млрд ДСША. На выходе это даст около 600–800 тыс. тонн полиэтилена и примерно 400 тыс. тонн полипропилена в год. При текущей конъюнктуре, особенно учитывая перенасыщение мирового рынка и падение цен почти вдвое за последние годы, окупаемости здесь не будет.
Теоретически, проект можно попытаться удешевить за счёт китайского оборудования, но вряд ли на это пойдут нынешние участники консорциума. Так что, с точки зрения экономики, идея слабая.
BAKER HUGHES: ПОПЫТКА ВТОРАЯ
Прочитал новость, что ведётся работа по локализации производств совместно с ведущими мировыми компаниями-производителями оригинального оборудования, наиболее востребованного в нефтегазовой отрасли. Одной из них назвали Baker Hughes.
Но немного предыстории. В июле 2017 года компания объединилась с подразделением General Electric Oil and Gas (GEOG). В результате слияния образовалась новая компания, известная как Baker Hughes, a GE Company (BHGE). История сотрудничества Казахстана с BHGE началась в 2019 году. Идея была простая - попробовать на практике улучшить процессы подземного ремонта скважин в ОзенМунайГаз, где накопились проблемы. Провели выездную оценку, подключили КМГ, и даже создали рабочую группу, чтобы не просто поговорить, а реально выработать конкретные решения. По итогам рабочая группа подготовила чёткий план: как повысить надёжность скважин, как внедрить регулярный операционный ритм, и как создать обучающий центр на базе академии BHGE. Это всё выглядело очень перспективно. Когда перешли к экономике, оказалось, что невыгодно. Как говорится это было давно и неправда.
Позднее компания BHGE снова стала называться Baker Hughes. Очень надеюсь, что новые шаги нового Baker Hughes дадут результат в Новом Казахстане. Это хорошо, когда международный опыт и локальные задачи действительно сходятся.
Прочитал новость, что ведётся работа по локализации производств совместно с ведущими мировыми компаниями-производителями оригинального оборудования, наиболее востребованного в нефтегазовой отрасли. Одной из них назвали Baker Hughes.
Но немного предыстории. В июле 2017 года компания объединилась с подразделением General Electric Oil and Gas (GEOG). В результате слияния образовалась новая компания, известная как Baker Hughes, a GE Company (BHGE). История сотрудничества Казахстана с BHGE началась в 2019 году. Идея была простая - попробовать на практике улучшить процессы подземного ремонта скважин в ОзенМунайГаз, где накопились проблемы. Провели выездную оценку, подключили КМГ, и даже создали рабочую группу, чтобы не просто поговорить, а реально выработать конкретные решения. По итогам рабочая группа подготовила чёткий план: как повысить надёжность скважин, как внедрить регулярный операционный ритм, и как создать обучающий центр на базе академии BHGE. Это всё выглядело очень перспективно. Когда перешли к экономике, оказалось, что невыгодно. Как говорится это было давно и неправда.
Позднее компания BHGE снова стала называться Baker Hughes. Очень надеюсь, что новые шаги нового Baker Hughes дадут результат в Новом Казахстане. Это хорошо, когда международный опыт и локальные задачи действительно сходятся.
БУДУЩЕЕ ГАЗА. ЮЖНЫЙ ГАЗОВЫЙ КОРИДОР
Казахстан имеет отличные возможности стать частью Южного газового коридора, проложив газопровод по дну Каспийского моря. Это позволит соединить Казахстан с уже существующими магистралями Южного газового коридора, предоставив кратчайший и стратегически важный путь для транспортировки газа. Особое значение проект приобретает в контексте новых договоренностей России о транспортировке до 300 миллиардов кубометров газа в Иран.
Проект строительства подводного газопровода вполне реалистичен как с технической, так и с экономической точки зрения. Ожидаемая стоимость такого газопровода составляет от 1,2 до 2,5 миллиардов долларов США, учитывая расстояние между Казахстаном и Азербайджаном с учетом особенностей дна Каспия, которое не превысит 500 км. Предполагаемая окупаемость проекта — 7-10 лет, при объеме поставок газа в 10-15 миллиардов кубометров в год, что особенно выгодно с учетом высоких цен на газ в Европе. Напомню, что на пике стоимость газа достигала 3600 долларов США за 1 тысячу кубических метров.
Изначально Южный газовый коридор был рассчитан на поставки газа объемом 10 миллиардов кубометров в год, но с потенциалом роста до 80-100 миллиардов кубометров в будущем. В случае роста производства товарного газа в Казахстане до 100 миллиардов кубометров, газопровод через Каспий может стать ключевым маршрутом для поставок газа в Европу. Как достичь таких объемов производства, я уже подробно рассказывал и обсуждал в предыдущих материалах.
Важный момент — это то, что газопровод ТАПИ (Туркменистан — Афганистан — Пакистан — Индия) для Казахстана не является самым выгодным вариантом. Напротив, газопровод через Каспий откроет прямой выход на международные рынки, связывая Казахстан с Южным газовым коридором, и усилит позиции страны как ключевого игрока в международном транзите углеводородов. В этом контексте интересы Казахстана и соседних стран не пересекаются, что делает проект более выгодным и перспективным.
Реализация этого проекта потребует согласования с Азербайджаном, Туркменистаном, Ираном и Россией. Также нужно будет соблюсти все юридические и экологические нормы, связанные с использованием дна Каспийского моря. Однако, при грамотном подходе, проект вполне осуществим и может существенно повлиять на энергетическую стратегию Казахстана, расширяя его присутствие на мировых рынках.
Строительство подводного газопровода через Каспий — это не только реальный, но и выгодный шаг для Казахстана, который может стать важным двигателем для страны на мировом энергетическом рынке. С его реализацией Казахстан получит новые экспортные возможности, усилит свои позиции в международной энергетической политике и привлечет значительные инвестиции.
Казахстан имеет отличные возможности стать частью Южного газового коридора, проложив газопровод по дну Каспийского моря. Это позволит соединить Казахстан с уже существующими магистралями Южного газового коридора, предоставив кратчайший и стратегически важный путь для транспортировки газа. Особое значение проект приобретает в контексте новых договоренностей России о транспортировке до 300 миллиардов кубометров газа в Иран.
Проект строительства подводного газопровода вполне реалистичен как с технической, так и с экономической точки зрения. Ожидаемая стоимость такого газопровода составляет от 1,2 до 2,5 миллиардов долларов США, учитывая расстояние между Казахстаном и Азербайджаном с учетом особенностей дна Каспия, которое не превысит 500 км. Предполагаемая окупаемость проекта — 7-10 лет, при объеме поставок газа в 10-15 миллиардов кубометров в год, что особенно выгодно с учетом высоких цен на газ в Европе. Напомню, что на пике стоимость газа достигала 3600 долларов США за 1 тысячу кубических метров.
Изначально Южный газовый коридор был рассчитан на поставки газа объемом 10 миллиардов кубометров в год, но с потенциалом роста до 80-100 миллиардов кубометров в будущем. В случае роста производства товарного газа в Казахстане до 100 миллиардов кубометров, газопровод через Каспий может стать ключевым маршрутом для поставок газа в Европу. Как достичь таких объемов производства, я уже подробно рассказывал и обсуждал в предыдущих материалах.
Важный момент — это то, что газопровод ТАПИ (Туркменистан — Афганистан — Пакистан — Индия) для Казахстана не является самым выгодным вариантом. Напротив, газопровод через Каспий откроет прямой выход на международные рынки, связывая Казахстан с Южным газовым коридором, и усилит позиции страны как ключевого игрока в международном транзите углеводородов. В этом контексте интересы Казахстана и соседних стран не пересекаются, что делает проект более выгодным и перспективным.
Реализация этого проекта потребует согласования с Азербайджаном, Туркменистаном, Ираном и Россией. Также нужно будет соблюсти все юридические и экологические нормы, связанные с использованием дна Каспийского моря. Однако, при грамотном подходе, проект вполне осуществим и может существенно повлиять на энергетическую стратегию Казахстана, расширяя его присутствие на мировых рынках.
Строительство подводного газопровода через Каспий — это не только реальный, но и выгодный шаг для Казахстана, который может стать важным двигателем для страны на мировом энергетическом рынке. С его реализацией Казахстан получит новые экспортные возможности, усилит свои позиции в международной энергетической политике и привлечет значительные инвестиции.
ПОЛИМЕРНЫЙ БЕНЧМАРК (продолжение)
Китайская нефтегазовая госкомпания PetroChina к октябрю планирует запустить новое производство полипропилена в Гуанси (КНР). Мощность нового завода составит 400 тыс. тонн в год. Стоимость проекта 1,7 млрд долларов США.
*В Казахстане аналогичный проект обошелся в 2,6 млрд долларов.
В рамках запуска этого нефтехимического комплекса PetroChina планирует ввести в эксплуатацию и установку по производству этилена мощностью 1,2 млн тонн в год. Объем инвестиций 1,2 млрд долларов США.
** В Казахстане аналогичная установка обходится в 2,45 млрд долларов.
ℹ️ Таким образом Китай станет менее зависим от импорта полимеров. Из Казахстана в частности.
Китайская нефтегазовая госкомпания PetroChina к октябрю планирует запустить новое производство полипропилена в Гуанси (КНР). Мощность нового завода составит 400 тыс. тонн в год. Стоимость проекта 1,7 млрд долларов США.
*В Казахстане аналогичный проект обошелся в 2,6 млрд долларов.
В рамках запуска этого нефтехимического комплекса PetroChina планирует ввести в эксплуатацию и установку по производству этилена мощностью 1,2 млн тонн в год. Объем инвестиций 1,2 млрд долларов США.
** В Казахстане аналогичная установка обходится в 2,45 млрд долларов.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
РУБРИКА Q&A. Газификация Восточного Казахстана
Если проект прокладки газопровода «Газпрома» в Китай через Восточный Казахстан не будет реализован, вопрос газификации восточных и северных областей страны встанет более остро.
В Восточном Казахстане спрос на газ постоянно растет, и Сарбулакское месторождение в Восточном Казахстане с запасами газа около 118 миллионов кубометров, может стать важным источником для (!) частичной газификации региона. Этого объема газа недостаточно для полного покрытия потребностей региона, где общее потребление может составить более 1 миллиарда кубометров газа в год. То есть Сарбулакское месторождение обеспечит 5% от общего объема, необходимого региону. Для стабильного газоснабжения потребуется использование дополнительных источников, таких как СПГ-терминалы как часть решения проблемы газоснабжения Восточного Казахстана. СПГ позволяет гибко поставлять газ в удаленные и труднодоступные районы, где прокладка магистральных газопроводов может быть экономически нецелесообразной.
Что касается газопровода «Сарыарка», то он хорошо работает для центральной и северных частей Казахстана, но для Восточного Казахстана этого недостаточно. Потребности в газе в этом регионе значительно превышают возможности «Сарыарки» и Сарбулакского месторождения.
Важно для региона, во-первых, расширять трубопроводную инфраструктуру вглубь региона, что позволит более эффективно использовать местные запасы газа. Во-вторых, это развитие СПГ-терминалов, которые смогут снабжать газом те районы, где нет доступа к магистральным газопроводам. Кроме того, создание локальных СПГ-терминалов и мобильной газификации будет разумным шагом для отдаленных территорий региона. Это особенно важно в зимний период, когда потребление газа возрастает.
Таким образом, для полного обеспечения Восточного Казахстана газом необходимо сочетание местных источников газа, магистральных газопроводов и технологий СПГ. Такой комплексный подход обеспечит стабильное и гибкое газоснабжение региона на долгие годы. Также важно привлекать крупные предприятия, которые заинтересованы в использовании газа для промышленности. Это даст гарантии того, что они будут вовлечены в процесс газификации, либо как участники проектов, либо как гарантированные потребители по контрактам типа take-or-pay.
Если проект прокладки газопровода «Газпрома» в Китай через Восточный Казахстан не будет реализован, вопрос газификации восточных и северных областей страны встанет более остро.
В Восточном Казахстане спрос на газ постоянно растет, и Сарбулакское месторождение в Восточном Казахстане с запасами газа около 118 миллионов кубометров, может стать важным источником для (!) частичной газификации региона. Этого объема газа недостаточно для полного покрытия потребностей региона, где общее потребление может составить более 1 миллиарда кубометров газа в год. То есть Сарбулакское месторождение обеспечит 5% от общего объема, необходимого региону. Для стабильного газоснабжения потребуется использование дополнительных источников, таких как СПГ-терминалы как часть решения проблемы газоснабжения Восточного Казахстана. СПГ позволяет гибко поставлять газ в удаленные и труднодоступные районы, где прокладка магистральных газопроводов может быть экономически нецелесообразной.
Что касается газопровода «Сарыарка», то он хорошо работает для центральной и северных частей Казахстана, но для Восточного Казахстана этого недостаточно. Потребности в газе в этом регионе значительно превышают возможности «Сарыарки» и Сарбулакского месторождения.
Важно для региона, во-первых, расширять трубопроводную инфраструктуру вглубь региона, что позволит более эффективно использовать местные запасы газа. Во-вторых, это развитие СПГ-терминалов, которые смогут снабжать газом те районы, где нет доступа к магистральным газопроводам. Кроме того, создание локальных СПГ-терминалов и мобильной газификации будет разумным шагом для отдаленных территорий региона. Это особенно важно в зимний период, когда потребление газа возрастает.
Таким образом, для полного обеспечения Восточного Казахстана газом необходимо сочетание местных источников газа, магистральных газопроводов и технологий СПГ. Такой комплексный подход обеспечит стабильное и гибкое газоснабжение региона на долгие годы. Также важно привлекать крупные предприятия, которые заинтересованы в использовании газа для промышленности. Это даст гарантии того, что они будут вовлечены в процесс газификации, либо как участники проектов, либо как гарантированные потребители по контрактам типа take-or-pay.
ШИРОКА СТРАНА МОЯ РОДНАЯ
Продолжаем изучать наши нефтегазовые регионы. Много мыслей и инициатив по развитию отрасли. Убеждаюсь в очередной раз, что самый главный актив Казахстана - это люди. Особенно в регионах.
За двое суток в пути более 2 тыс километров. Соберу все свои наблюдения и буду делиться своим видением. Много вызовов, но и много возможностей.
NB! Для того, чтобы понимать и поднимать отрасль, нужно ездить в регионы и общаться с людьми. Много и часто. Мир меняется очень быстро и нужно держать руку на пульсе.
Продолжаем изучать наши нефтегазовые регионы. Много мыслей и инициатив по развитию отрасли. Убеждаюсь в очередной раз, что самый главный актив Казахстана - это люди. Особенно в регионах.
За двое суток в пути более 2 тыс километров. Соберу все свои наблюдения и буду делиться своим видением. Много вызовов, но и много возможностей.
NB! Для того, чтобы понимать и поднимать отрасль, нужно ездить в регионы и общаться с людьми. Много и часто. Мир меняется очень быстро и нужно держать руку на пульсе.
𝗣𝗔𝗖𝗘
#ВОСТОЧНЫЙЭСПРЕССО Ближний Восток я изучаю более 20 лет. Интересна история региона, и всегда наблюдаю за происходящими событиями. С большим сожалением хочу отметить, что в стране нет хороших специалистов по Ирану. Хотя бы для того, чтоб казахстанцам доносить…
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
ШНПЗ: ОТВЕТСТВЕННОСТЬ, ЭКОНОМИКА И КИТАЙСКАЯ АЛЬТЕРНАТИВА
Проект модернизации Шымкентского НПЗ на сумму около $6 млрд сталкивается сразу с тремя фундаментальными ограничениями, которые ставят под вопрос его реалистичность и рентабельность.
Во-первых, личная ответственность китайской стороны. В соответствии с законодательством КНР, фактический руководитель проекта — а в случае с ШНПЗ это представитель CNPC — несёт персональную ответственность за любые производственные, экологические и управленческие и экономические риски. Это сдерживает инициативность и делает китайского инвестора крайне осторожным. Подобные риски зачастую проще обойти, чем брать на себя.
Во-вторых, низкая экономическая эффективность проекта. Даже при росте мощности НПЗ до 12 млн тонн в год, невозможность экспортировать продукцию делает инвестиции в модернизацию малопривлекательными. Внутренние цены на нефтепродукты пока остаются низкими, срок окупаемости может затянуться до 15 лет, а внутренняя норма доходности (IRR) при таких сроках не превысит 5%. Добавление продуктопровода Шымкент–Алматы ещё больше усложняет реализацию проекта.
В-третьих, существует прямая альтернатива. Китайская сторона вполне может построить прямой продуктопровод от Тушаньцзы (КНР) до Алматы. Это дешевле, быстрее и с кратной окупаемостью. Китайский инвестор будет избавлен от обязательств по переработке нефти в Казахстане, ответственности за проект, и сможет напрямую снабжать казахстанский рынок нефтепродуктами по рыночным условиям.
И наконец, неясно, откуда Казахстан возьмёт ещё 6 млн тонн нефти для полной загрузки расширенного НПЗ. При текущей логистике и внутреннем балансе даже базовое обеспечение переработки на существующих мощностях вызывает напряжение. И если CNPC начнёт требовать гарантированных поставок сырья, то на каких условиях и по какой цене?
На фоне всего этого идея модернизации выглядит не как экономически обоснованный проект, а скорее как псевдостратегическая задача. Но без понятной экономики и обязательств со стороны китайских партнёров она останется на бумаге.
На следующей неделе ожидается Второй саммит «Центральная Азия – Китай». Интересно, что нового заявят представители двух государственных компаний.
Проект модернизации Шымкентского НПЗ на сумму около $6 млрд сталкивается сразу с тремя фундаментальными ограничениями, которые ставят под вопрос его реалистичность и рентабельность.
Во-первых, личная ответственность китайской стороны. В соответствии с законодательством КНР, фактический руководитель проекта — а в случае с ШНПЗ это представитель CNPC — несёт персональную ответственность за любые производственные, экологические и управленческие и экономические риски. Это сдерживает инициативность и делает китайского инвестора крайне осторожным. Подобные риски зачастую проще обойти, чем брать на себя.
Во-вторых, низкая экономическая эффективность проекта. Даже при росте мощности НПЗ до 12 млн тонн в год, невозможность экспортировать продукцию делает инвестиции в модернизацию малопривлекательными. Внутренние цены на нефтепродукты пока остаются низкими, срок окупаемости может затянуться до 15 лет, а внутренняя норма доходности (IRR) при таких сроках не превысит 5%. Добавление продуктопровода Шымкент–Алматы ещё больше усложняет реализацию проекта.
В-третьих, существует прямая альтернатива. Китайская сторона вполне может построить прямой продуктопровод от Тушаньцзы (КНР) до Алматы. Это дешевле, быстрее и с кратной окупаемостью. Китайский инвестор будет избавлен от обязательств по переработке нефти в Казахстане, ответственности за проект, и сможет напрямую снабжать казахстанский рынок нефтепродуктами по рыночным условиям.
И наконец, неясно, откуда Казахстан возьмёт ещё 6 млн тонн нефти для полной загрузки расширенного НПЗ. При текущей логистике и внутреннем балансе даже базовое обеспечение переработки на существующих мощностях вызывает напряжение. И если CNPC начнёт требовать гарантированных поставок сырья, то на каких условиях и по какой цене?
На фоне всего этого идея модернизации выглядит не как экономически обоснованный проект, а скорее как псевдостратегическая задача. Но без понятной экономики и обязательств со стороны китайских партнёров она останется на бумаге.
На следующей неделе ожидается Второй саммит «Центральная Азия – Китай». Интересно, что нового заявят представители двух государственных компаний.
ЭТАН БЕЗ ПОНТОВ — БЕСПОНТОВЫЙ ЭТАН
В Казахстане помимо гигантомании есть еще одна черта строить все дороже, чем можно. Так и с газосепарационной установкой на Тенгизе. Можно было построить в 5 раз дешевле, но, как всегда, выбрали путь подороже.
Для отделения этана из природного газа существует традиционная технология — классическая низкотемпературная ректификация. При переработке 9 миллиардов кубометров газа с содержанием этана 8% можно извлечь около 830 тысяч тонн этана в год, что тоже хороший показатель. Стоимость такого проекта составила бы около ❗️360 млн долларов. Это рабочее, отлаженное решение, которое применяется по всему миру. Особенно, когда газ уже очищен от сероводорода.
Но в Казмунайгазе пошли другим путём. Вместо этого был выбран максимально дорогой вариант. Стоимость установки ❗️ более 2 млрд долларов. При этом финансирование до сих пор не закрыто, деньги ещё ищут.
Похоже, в основе решения лежит страх, что этана не хватит для загрузки будущего производства полиэтилена на СЭЗ НИНТ. Поэтому ставка сделана на максимально возможный отбор этана, даже ценой многократного удорожания проекта.
Что особенно странно: газ на установку поступает уже осушенным и очищенным от H₂S. Это снимает необходимость в дорогом оборудовании для кислых сред и снижает технические риски. Казалось бы, можно было построить компактную установку, быстрее и дешевле, без особых компромиссов. Но была выбрана схема, которую в мире строят только для очень крупных экспортных проектов с высоким уровнем маржи и готовой логистикой. Но этого в Казахстане нет. ГСУ - это убыточный проект!
Добавим к этому, что к установке нужно будет ещё построить продуктопроводы до Карабатана — этановый и пропановый. Это сотни километров и ещё сотни миллионов долларов. Само производство полиэтилена пока не реализовано, а экономика всей цепочки остаётся крайне неочевидной.
В итоге, Казахстан рискует получить проект с высокой технологической сложностью, большими затратами и весьма туманной окупаемостью.
❕ Альтернатива есть, она реальная, и в 5–6 раз дешевле. Но выбрали как обычно.
В Казахстане помимо гигантомании есть еще одна черта строить все дороже, чем можно. Так и с газосепарационной установкой на Тенгизе. Можно было построить в 5 раз дешевле, но, как всегда, выбрали путь подороже.
Для отделения этана из природного газа существует традиционная технология — классическая низкотемпературная ректификация. При переработке 9 миллиардов кубометров газа с содержанием этана 8% можно извлечь около 830 тысяч тонн этана в год, что тоже хороший показатель. Стоимость такого проекта составила бы около ❗️360 млн долларов. Это рабочее, отлаженное решение, которое применяется по всему миру. Особенно, когда газ уже очищен от сероводорода.
Но в Казмунайгазе пошли другим путём. Вместо этого был выбран максимально дорогой вариант. Стоимость установки ❗️ более 2 млрд долларов. При этом финансирование до сих пор не закрыто, деньги ещё ищут.
Похоже, в основе решения лежит страх, что этана не хватит для загрузки будущего производства полиэтилена на СЭЗ НИНТ. Поэтому ставка сделана на максимально возможный отбор этана, даже ценой многократного удорожания проекта.
Что особенно странно: газ на установку поступает уже осушенным и очищенным от H₂S. Это снимает необходимость в дорогом оборудовании для кислых сред и снижает технические риски. Казалось бы, можно было построить компактную установку, быстрее и дешевле, без особых компромиссов. Но была выбрана схема, которую в мире строят только для очень крупных экспортных проектов с высоким уровнем маржи и готовой логистикой. Но этого в Казахстане нет. ГСУ - это убыточный проект!
Добавим к этому, что к установке нужно будет ещё построить продуктопроводы до Карабатана — этановый и пропановый. Это сотни километров и ещё сотни миллионов долларов. Само производство полиэтилена пока не реализовано, а экономика всей цепочки остаётся крайне неочевидной.
В итоге, Казахстан рискует получить проект с высокой технологической сложностью, большими затратами и весьма туманной окупаемостью.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
АЭС: ВСЕ СОПАДЕНИЯ СЛУЧАЙНЫ...
Русский, китаец и француз приехали в Казахстан строить АЭС. Сидят, обсуждают, кто что предложит.
Русский говорит:
— Мы вам реактор ВВЭР, проверенный десятилетиями, поставим. Надёжно, но быстро — не обещаем.
Китаец:
— А мы построим за два года и в три раза дешевле. Правда, инструкция только на китайском.
Француз улыбается:
— А мы дадим самый красивый проект. Дорого, зато с вином на запуске!
Казах смотрит на них и говорит:
— Ребята, главное, чтоб потом не пришлось объяснять бабушке в ауле, почему лампочка не горит и радиоактивные кони бегают…
Все трое переглянулись и хором:
— А может, просто газовую станцию поставим?..
#юмор
Русский, китаец и француз приехали в Казахстан строить АЭС. Сидят, обсуждают, кто что предложит.
Русский говорит:
— Мы вам реактор ВВЭР, проверенный десятилетиями, поставим. Надёжно, но быстро — не обещаем.
Китаец:
— А мы построим за два года и в три раза дешевле. Правда, инструкция только на китайском.
Француз улыбается:
— А мы дадим самый красивый проект. Дорого, зато с вином на запуске!
Казах смотрит на них и говорит:
— Ребята, главное, чтоб потом не пришлось объяснять бабушке в ауле, почему лампочка не горит и радиоактивные кони бегают…
Все трое переглянулись и хором:
— А может, просто газовую станцию поставим?..
#юмор
1
𝗣𝗔𝗖𝗘
ЭТАН БЕЗ ПОНТОВ — БЕСПОНТОВЫЙ ЭТАН В Казахстане помимо гигантомании есть еще одна черта строить все дороже, чем можно. Так и с газосепарационной установкой на Тенгизе. Можно было построить в 5 раз дешевле, но, как всегда, выбрали путь подороже. Для отделения…
(продолжение) Есть хороший индикатор при строительстве крупных промышленных предприятий - номинальные затраты на 1 кг продукции. Так вот, у завода по производству полиэтилена в Атырауской области при стоимости 7,7 млрд долларов и мощности 1,25 млн тонн в год, расчетные затраты ~6 долларов США на 1 кг продукции. Выглядит слишком высокой и свидетельствует о дороговизне проекта. Для примера сравнение на глобальном уровне:
🔵 США ~0.8–1.2 доллара/кг
🔵 Китай ~1.2–1.8 доллара/кг
🔵 Ближний Восток ~0.7–1 доллар/кг
То есть мировой отраслевой уровень затрат на производство 1 кг полиэтилена не превышает 2 долларов, а чаще всего и 1–1.3 доллара даже с учётом полной амортизации завода за 10 лет. Что не так с казахстанским проектом? Затраты в 6–7 раз выше, чем у конкурентов. Какие возможные причины дороговизны на проекте:
1. Избыточные административные издержки
2. Неэффективность
3. Гигантомания, а не экономическая оптимизация
4. Переоценка стоимости в тендерах
И это при широко распиаренном дешёвом этане с Тенгизского месторождения. А если ТШО не согласиться продавать газ дешево?! Цену на газ так и не озвучили официально.
❗️ Надо разбираться пока не поздно…
То есть мировой отраслевой уровень затрат на производство 1 кг полиэтилена не превышает 2 долларов, а чаще всего и 1–1.3 доллара даже с учётом полной амортизации завода за 10 лет. Что не так с казахстанским проектом? Затраты в 6–7 раз выше, чем у конкурентов. Какие возможные причины дороговизны на проекте:
1. Избыточные административные издержки
2. Неэффективность
3. Гигантомания, а не экономическая оптимизация
4. Переоценка стоимости в тендерах
И это при широко распиаренном дешёвом этане с Тенгизского месторождения. А если ТШО не согласиться продавать газ дешево?! Цену на газ так и не озвучили официально.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
𝗣𝗔𝗖𝗘
ШНПЗ: ОТВЕТСТВЕННОСТЬ, ЭКОНОМИКА И КИТАЙСКАЯ АЛЬТЕРНАТИВА Проект модернизации Шымкентского НПЗ на сумму около $6 млрд сталкивается сразу с тремя фундаментальными ограничениями, которые ставят под вопрос его реалистичность и рентабельность. Во-первых, личная…
Касательно подписанного рамочного соглашение по модернизации Шымкентского НПЗ. Что такое рамочное соглашение? Это рукопожатие на бумаге. Стороны зафиксировали намерение работать вместе. Но конкретные сроки, суммы, объёмы и обязательства прописываются позже, если будет о чем договариваться. Поэтому не стоит переоценивать такие новости. Важно смотреть будет ли за ним экономическая целесообразность, реальное движение, деньги и работа.
Просто у PR работа такая. Ничего личного...
Просто у PR работа такая. Ничего личного...
НЕ 60! НО И НЕ 7...
Нурлан Жакупов в недавнем брифинге затронул тезис, который часто звучит в социальных сетях и из уст политиков, что фонд контролирует якобы половину экономики:
Мне, конечно, стало интересно. Зашел на сайт KASE. А там вот такая арифметика: совокупные активы Фонда - 41 трлн тенге. Получается Фонд "Самрук-Казына" это четверть экономики Казахстана. Конечно, это не половина, но и не 7%...
Тот случай, когда истина и вправду оказалась посередине.
Нурлан Жакупов в недавнем брифинге затронул тезис, который часто звучит в социальных сетях и из уст политиков, что фонд контролирует якобы половину экономики:
... Откуда такое мнение взялось, не знаем. Любой студент экономфака знает: ВВП - это стоимость товаров и услуг, произведенных в стране за год, - здесь спикер явно решил блеснуть преподавательскими способностями. - В прошлом году размер ВВП страны составил 134 трлн тенге, а валовой доход фонда - 16,5 трлн тенге. 16,5 трлн тенге - это уже не 50-60, а порядка 12 процентов. Но опять же, это не верный показатель для определения доли “Самрука” в экономике, в ВВП страны. Из этого показателя необходимо вычесть себестоимость, которая составляет порядка 10,3 трлн тенге, и прибавить к данной цифре стоимость проектов, которые реализовывал фонд в 2024 году. Данная цифра составила 3,9 трлн тенге, то есть, соответственно, доля фонда в экономике страны - 10,1 трлн тенге, а это 7,5 процента. А доля малого и среднего бизнеса составляет 38 процентов.
Мне, конечно, стало интересно. Зашел на сайт KASE. А там вот такая арифметика: совокупные активы Фонда - 41 трлн тенге. Получается Фонд "Самрук-Казына" это четверть экономики Казахстана. Конечно, это не половина, но и не 7%...
Тот случай, когда истина и вправду оказалась посередине.
𝗣𝗔𝗖𝗘
(продолжение) Есть хороший индикатор при строительстве крупных промышленных предприятий - номинальные затраты на 1 кг продукции. Так вот, у завода по производству полиэтилена в Атырауской области при стоимости 7,7 млрд долларов и мощности 1,25 млн тонн в год…
(продолжение) На Тенгизе за весь период добычи извлечена почти половина запасов. Что это значит для газохимии?
Это важный сигнал. Вместе с нефтью на Тенгизе добывается и попутный газ, который должен стать сырьём для планируемого газохимического комплекса по производству полиэтилена.
Но если половина извлекаемой нефти уже ушла, значит и объём попутного газа, который можно было бы использовать для выделения этана, тоже ограничен. С учётом обводнённости, газового фактора и режимов добычи, возникает вопрос о сырьевой базе для крупного газохимического проекта.
В перспективе это приведет к дефициту этана. А это уже прямая угроза экономике всего полиэтиленового проекта. Особенно при таких крупных мощностях и миллиардных затратах.
Это важный сигнал. Вместе с нефтью на Тенгизе добывается и попутный газ, который должен стать сырьём для планируемого газохимического комплекса по производству полиэтилена.
Но если половина извлекаемой нефти уже ушла, значит и объём попутного газа, который можно было бы использовать для выделения этана, тоже ограничен. С учётом обводнённости, газового фактора и режимов добычи, возникает вопрос о сырьевой базе для крупного газохимического проекта.
В перспективе это приведет к дефициту этана. А это уже прямая угроза экономике всего полиэтиленового проекта. Особенно при таких крупных мощностях и миллиардных затратах.
This media is not supported in your browser
VIEW IN TELEGRAM
ЧЕТЫРЕ ЛУЧШЕ, ЧЕМ ТРИ
Недавно произошел пожар на крупнейшем НПЗ США. И это тревожный сигнал и для Казахстана. Даже в США, где стандарты промышленной безопасности и технического контроля считаются одними из самых высоких в мире, не удалось избежать катастрофы: мощный взрыв и пожар на НПЗ Marathon Petroleum в Техас-Сити 14 июня нарушили работу одного из крупнейших перерабатывающих предприятий страны. Завод перерабатывал до 30 млн тонн в год!
Этот инцидент — очередное напоминание о том, насколько уязвима инфраструктура переработки нефти, особенно когда страна полагается на ограниченное число крупных объектов. В Казахстане ситуация ещё острее: всего три НПЗ, работающие на пределе своих возможностей, и чрезмерная ставка на модернизацию одного из них — Шымкентского до 12 млн тонн в год — при сохраняющихся рисках аварий или перебоев выглядит стратегически уязвимой.
Увеличение переработки за счёт модернизации ШНПЗ может дать прирост мощностей, но в случае аварии или остановки переработки (по техническим, экономическим или даже форс-мажорным причинам), вся система внутреннего обеспечения нефтепродуктами окажется под угрозой.
Именно поэтому строительство четвёртого НПЗ — это не просто про рост мощностей. Это про снижение системных рисков. Один новый завод легко может перекрыть переработку, сопоставимую с модернизацией ШНПЗ, но главное обеспечит устойчивость всей системы. В случае ЧП на одном из НПЗ у страны всегда будут источники переработки, а значит — стабильность в снабжении бензином, дизелем и авиакеросином.
Инцидент в США должен ускорить принятие решения — не откладывать строительство четвёртого НПЗ. Казахстану нужен новый, современный, устойчивый к внешним угрозам перерабатывающий завод.
Недавно произошел пожар на крупнейшем НПЗ США. И это тревожный сигнал и для Казахстана. Даже в США, где стандарты промышленной безопасности и технического контроля считаются одними из самых высоких в мире, не удалось избежать катастрофы: мощный взрыв и пожар на НПЗ Marathon Petroleum в Техас-Сити 14 июня нарушили работу одного из крупнейших перерабатывающих предприятий страны. Завод перерабатывал до 30 млн тонн в год!
Этот инцидент — очередное напоминание о том, насколько уязвима инфраструктура переработки нефти, особенно когда страна полагается на ограниченное число крупных объектов. В Казахстане ситуация ещё острее: всего три НПЗ, работающие на пределе своих возможностей, и чрезмерная ставка на модернизацию одного из них — Шымкентского до 12 млн тонн в год — при сохраняющихся рисках аварий или перебоев выглядит стратегически уязвимой.
Увеличение переработки за счёт модернизации ШНПЗ может дать прирост мощностей, но в случае аварии или остановки переработки (по техническим, экономическим или даже форс-мажорным причинам), вся система внутреннего обеспечения нефтепродуктами окажется под угрозой.
Именно поэтому строительство четвёртого НПЗ — это не просто про рост мощностей. Это про снижение системных рисков. Один новый завод легко может перекрыть переработку, сопоставимую с модернизацией ШНПЗ, но главное обеспечит устойчивость всей системы. В случае ЧП на одном из НПЗ у страны всегда будут источники переработки, а значит — стабильность в снабжении бензином, дизелем и авиакеросином.
Инцидент в США должен ускорить принятие решения — не откладывать строительство четвёртого НПЗ. Казахстану нужен новый, современный, устойчивый к внешним угрозам перерабатывающий завод.
ПАРАДОКС МОНОПОЛИИ
На первый взгляд, новость позитивная: QazaqGaz и китайская CNPC подписали рамочное соглашение о совместной геологоразведке участка Северный-1 в Актюбинской области. Причём все затраты на первом этапе берёт на себя китайская сторона (carry-финансирование). Риски для Казахстана минимальные. Но если копнуть глубже, появляется парадокс.
Что произойдёт, если/когда газ найдут и начнут добывать:
🤍 Казахстан (в лице QazaqGaz) выкупит газ у совместного предприятия.
🤍 Затем продаст его обратно в Китай уже по более высокой цене.
🤍 Причём через свою же транспортную систему, взимая тариф.
🤍 То есть, по сути, зарабатывает на партнёре, который и инвестировал, и рисковал.
В бизнесе так не делают. Такая модель воспринимается как недобросовестная и снижает привлекательность для инвесторов. Особенно если учитывать, что QazaqGaz остаётся монопольным оператором транспортной системы и крупным игроком на рынке.
Вывод очевиден. От монополии нужно уходить. Именно демонополизация и создание конкуренции в газовой отрасли основа устойчивого инвестиционного климата. Это повысит доверие со стороны иностранных партнёров, даст возможность новым игрокам войти в рынок и приведёт к росту добычи газа в Казахстане.
Как на текущую схему отреагирует китайская сторона покажет время. Но если Казахстан всерьёз хочет стать привлекательной газовой державой, придётся не только заключать соглашения, но и пересматривать архитектуру отрасли.
На первый взгляд, новость позитивная: QazaqGaz и китайская CNPC подписали рамочное соглашение о совместной геологоразведке участка Северный-1 в Актюбинской области. Причём все затраты на первом этапе берёт на себя китайская сторона (carry-финансирование). Риски для Казахстана минимальные. Но если копнуть глубже, появляется парадокс.
Что произойдёт, если/когда газ найдут и начнут добывать:
В бизнесе так не делают. Такая модель воспринимается как недобросовестная и снижает привлекательность для инвесторов. Особенно если учитывать, что QazaqGaz остаётся монопольным оператором транспортной системы и крупным игроком на рынке.
Вывод очевиден. От монополии нужно уходить. Именно демонополизация и создание конкуренции в газовой отрасли основа устойчивого инвестиционного климата. Это повысит доверие со стороны иностранных партнёров, даст возможность новым игрокам войти в рынок и приведёт к росту добычи газа в Казахстане.
Как на текущую схему отреагирует китайская сторона покажет время. Но если Казахстан всерьёз хочет стать привлекательной газовой державой, придётся не только заключать соглашения, но и пересматривать архитектуру отрасли.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from Казинформ
🛢 «Это паника или реальная угроза?» — что стоит за ростом цен на нефть
«Это сочетание и паники, и реальных рисков. Любое обострение в регионе Персидского залива моментально воспринимается рынками как угроза поставкам. Израиль и Иран — не просто локальные игроки, а участники потенциального конфликта, способного затронуть Ормузский пролив, через который проходит до 20% мировых поставок нефти. Это автоматически закладывает «премию за риск» в цену. Так устроен рынок нефти».
@kazinform_news
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM