В ближайшее время "Транснефтепродукт" ожидает выхода постановления правительства РФ о реализации проекта "Юг", с которым связаны основные перспективы развития российской нефтепродуктопроводной системы. Новая труба, как шампур, нанижет на себя целый ряд НПЗ, ключевыми из которых можно считать два ранее не подключенных к системе МНПП завода: Волгоградский и Саратовский. Только с этих НПЗ планируется привлечь в систему дополнительно порядка 4 млн тонн ДТ с 10 ррm серы. Впрочем, в лучшем случае, дорогой (76,7 млрд рублей) и не самый приоритетный для "Транснефти" проект "Юг" будет реализован в 2014 году. На год раньше, при условии выхода к этому времени на проектную мощность по ДТ стандарта Евро-5 строящегося ТАНЕКО, в полную силу (8,4 млн тонн в год) может заработать проект "Север". До масштабного перехода к Евро-5 еще далеко. Пока же реальным достижением "Транснефтепродукта" является осуществленный в прошлом году перевод всей системы МНПП на транспортировку ДТ с содержанием серы не более 1000 ррm. В трехлетней перспективе - всеобщий переход на 500 ррm. И все это на фоне реализации масштабного проекта интеграции "Транснефтепродукта" и "Транснефти", основные события в рамках которого должны произойти в 2010-2011 годах.

Наступление нового года ознаменовалось для "Транснефтепродукта" сменой президента. Вместо Михаила Меженцева руководителем компании был назначен Владимир Шиманович, в последний год руководивший "Мостранснефтепродуктом".

2009 год компания закончила с хорошими показателями на фоне кризиса. Чистая прибыль компании по РСБУ составила 3,541 млрд рублей, выручка - 25,565 млрд рублей. Таким образом, чистая прибыль за 2009 год увеличилась более чем в 4,3 раза по сравнению с 2008 годом (829,9 млн рублей).

Справедливости ради вспомним, что, в свою очередь, в 2008 году прибыль компании по РСБУ снизилась по сравнению с годом предыдущим в 4,6 раза. Колебания курса рубля способствовали то ухудшению, то улучшению показателей компании.

Несмотря на значительное снижение потребления топлива на российском рынке, в 2009 году "Транснефтепродукту" удалось сохранить объемы транспортировки нефтепродуктов (порядка 28,4 млн тонн, из них на экспорт - 19,6 млн тонн) почти на уровне 2008 года (29,2 млн тонн, из них на экспорт - 17,9 млн тонн).

В текущем году по системе нефтепродуктопроводов планируется прокачать 28,57 млн тонн нефтепродуктов, из них на экспорт - 20,23 млн тонн. Объем транспортировки на экспорт дизельного топлива Евро-5 (10 ррт) через Приморск планируется увеличить на 1,69 млн тонн, а транспорт в направлении Вентспилса сохранить на уровне 2009 года в объеме 3,8 млн тонн нефтепродуктов.

Тарифы растут.

Протяженность системы магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) составляет более 18 тыс. км, при этом резервуарный парк на сегодняшний день насчитывает порядка 5 млн м3. К системе подключены 15 российских и два белорусских НПЗ. Основным транспортируемым продуктом является дизельное топливо, доля в экспорте которого от подключенных к системе НПЗ в 2009 году составила 82%, и этот показатель "Транснефтепродукт" планирует ежегодно увеличивать.

В целом, ТНП транспортирует примерно 50-57% дизтоплива, производимого в России, осуществляет около 25% от общего объема перевозок светлых нефтепродуктов со всех российских НПЗ. Основной конкурент компании - ОАО "РЖД". Конкурируют они "дружно". Повышается тариф у железнодорожников - поднимает тарифы и ТНП.

Так, несмотря на то, что в конце прошлого года М.Меженцев был уверен в том, что в первом квартале 2010 года повышения тарифов не предвидится, после повышения железнодорожных тарифов с 01.01.10 "Транснефтепродукт", в свою очередь, пересчитал тарифы на перекачку с 1 февраля.

Средний прирост стоимости транспортировки (суммарно за перекачку и диспетчеризацию) по территории России составил 7,9%. Как известно, тарифы на услуги по перекачке нефтепродуктов привязаны к стоимости транспортировки нефтепродуктов по железной дороге с понижающим коэффициентом 0,7.

При этом в компании утверждают, что готовы уменьшать тарифы, как на перекачку, так и на диспетчеризацию по наиболее интересным для компаний маршрутам в случае сдачи гарантированных объемов нефтепродуктов в трубу - по принципу "больше качаем - дешевле стоит". Да и на незагруженных направлениях ТНП готов снижать стоимость услуг взамен получения гарантированной загрузки системы.

Одна труба хорошо, а две лучше.

Прошедший год был первым годом работы "Транснефтепродукта" в роли 100%-ной дочки "Транснефти". Процесс слияния в настоящее время обкатывается на сервисных и проектных дочерних предприятиях обеих компаний. В течение 2010 года планируется завершить интеграцию четырех сервисных компаний "Транснефтепродукта" (ОАО "Институт "Нефтепродуктпроект", ОАО "Подводспецтранснефтепродукт", ОАО "Телекомнефтепродукт", ООО "СОТРАНС") и соответствующих предприятий "Транснефти".

Кроме того, в текущем году должен стартовать процесс слияния основных перекачивающих дочерних обществ ТНП с дочерними обществами "Транснефти". Для пилотного проекта выбрано одно из самых маленьких дочерних обществ компании - ОАО "Северо-Кавказский транснефтепродукт", процесс интеграции которого с "Черномортранснефтью" уже начался. В 2011 году планируется объединить большинство дочерних предприятий обеих компаний.

В ходе интеграции ТНП уже успел получить ряд преимуществ. В частности, с помощью материнской компании был реструктурирован кредит ВТБ (взятый на реализацию проекта "Север") на достаточно выгодных для "Транснефтепродукта" условиях.

В декабре агентство Standard & Poor's улучшило прогноз рейтингов ОАО "АК "Транснефтепродукт" до "стабильного" с "негативного". Долгосрочный кредитный рейтинг подтвержден на уровне "ВВ+", рейтинг по национальной шкале - на уровне "ru-АА+". Чистый долг компании по состоянию на 31 декабря 2009 года при этом составил порядка 20 млрд рублей.

К Евро-5

В течение первой половины прошлого года ТНП осуществлял переход на транспортировку дизельного топлива с содержанием серы не более 1000 ррm. Как известно, Евросоюз с 1 января 2009 года ужесточил требования к качеству топлива, наложив запрет на ввоз и использование дизельного топлива 2000 ррm.

Объем транспортировки ДТ с содержанием серы не более 1000 ррm по системе "Транснефтепродукта" в 2009 году составил 18,9 млн тонн. В настоящее время, по словам В.Шимановича, в трубе ТНП уже не осталось дизтоплива с 2000 ррm серы.

Данный процесс потребовал наличия банка качества нефтепродуктов, и он был создан компанией, кстати, впервые в России. Фактически ТНП выступил координатором процесса перехода к выпуску ДТ 1000 ррm на российских НПЗ.

При этом в системе есть и более продвинутые участки, на которых транспортируется дизтопливо с содержанием серы не выше 500 ррm, есть и участки транспорта топлива стандарта Евро-5 с 10 ррm серы - прежде всего, проект "Север" (см. "Основные направления транспортировки..."). В планах компании на ближайшие два-три года - перевод всей системы на транспортировку топлива с содержанием серы не более 500 ррm.

"В стратегии - переход на Евро-5, хотя точные сроки назвать сложно. Это будет зависеть от работы НПЗ, с которыми будет согласован соответствующий график перехода", - отмечает Владимир Назаров, первый вице-президент "Транснефтепродукта". Вместе с тем, на отдельных направлениях системы, там, где это целесообразно, сохранится транспортировка топлива более низких стандартов.

В 2013 году, при условии выхода строящегося ТАНЕКО на проектную мощность по производству ДТ с содержанием серы 10 ррm, ТНП планирует вывести на полную мощность транспортировки топлива стандарта Евро-5 нефтепродуктопровод "Север" (см. "Проект "Север").

"Север"

Перекачка дизельного топлива 10 ррт в направлении порта Приморск и далее в Европу и США началась по экспортному нефтепродуктопроводу Кстово (Второво) - Ярославль - Кириши - Приморск (проект "Север") в мае 2008 года.

По словам М.Меженцева, дизельное топливо 10 ррт, перекачиваемое по "Северу", это "продукт почти конечный для европейского рынка. Почти - потому что все-таки для продажи на европейском рынке его приходится немного улучшать". Основными поставщиками топлива для нефтепродуктопровода являются Рязанский, Ярославский (ЯНОС) и Нижегородский (НОРСИ) НПЗ. В 2010 году по "Северу" планируется прокачать около 6 млн тонн дизтоплива (примерно 70% загрузки).

По окончании строительства ТАНЕКО в нефтепродуктопровод могут влиться еще более 2,5 млн тонн дизельного топлива 10 ррт. Но, возможно, все не поместится, так как проектная мощность "Севера" составляет 8,4 млн тонн в год.

Для обеспечения приема в трубу максимально возможного объема дизтоплива от ТАНЕКО в настоящее время осуществляется реконструкция нефтепродуктопровода Нижнекамск-Альметьевск-Кстово, проектная мощность которого составляет 2,7 млн тонн в год. Из этого нефтепродуктопровода ДТ будет поступать в нефтепродуктопровод "Север".

Перспективы дальнейшего увеличения мощности "Севера" неясны. "На сегодняшний день никто больше не производит топливо данного качества. Мы не берем во внимание Пермь ("Пермнефтеоргсинтез" - прим. ред.), которая подключена к нашей системе, но ЛУКОЙЛ пока принципиально возит продукт на свой терминал в Высоцке. Возможно, что-то изменится в связи с ужесточением требований в части технического регламента. Как бы нефтяные компании ни смотрели "легко" на его существование, тем не менее, в 2009 году все начали производить для внутреннего рынка дизтопливо 500 ррm", - рассказывает В.Назаров.

Проект "Север" положил начало масштабной диверсификации экспортных направлений транспортировки нефтепродуктов, продолжить которую должен проект "Юг".

"Юг"

Справочно:

- протяженность трассы составляет 1465 км.

- проектная мощность 8,7 млн тонн ДТ в год

- в состав магистрального нефтепродуктопровода входят три головных перекачивающих станции (Прибой, Саратов, Волгоград), восемь промежуточных перекачивающих станций (ППС)- Левобережная, Камышин, Котельниковская, Цимлянская, Пролетарская, Сальск, Березанская, Предгорная,

- подводящие трубопроводы общей протяженностью 104,0 км,

- конечный пункт ПНБ «Грушовая» с обеспечением перевалки дизельного топлива на существующих причалах ПНБ «Шесхарис».

-ориентировочно общий объем инвестиционных издержек определен в размере 76,7 млрд. рублей.

В ближайшее время "Транснефтепродукт" ожидает выхода постановления правительства о реализации проекта "Юг". Проект постановления, по словам президента ТНП, давно готов и согласован со всеми заинтересованными структурами.

Планируется, что срок реализации проекта составит три года. Самым неопределенным моментом остается дата начала строительства. В феврале Николай Токарев, президент "Транснефти", сообщил о том, что "к сожалению, сейчас этот проект не самый приоритетный у "Транснефти". Его реализация требует серьезных финансовых инвестиций. О начале строительства нефтепродуктопровода "Юг" в этом году речи не идет".

С другой стороны, по словам того же Н.Токарева, "нефтяники давно ждут его реализации, потому что он, как на шампур, нанизывает на себя много НПЗ". Прежде всего, подразумеваются Волгоградский (ЛУКОЙЛ) и Саратовский заводы (ТНК-ВР), до сей поры не подключенные к системе "Транснефтепродукта".

Только с этих двух НПЗ планируется привлечь в систему дополнительно порядка 4 млн тонн дизтоплива. Во всяком случае ТНП рассчитывает, что к концу 2013 года ЛУКОЙЛ и ТНК-ВР начнут производить на своих заводах именно такие объемы дизтоплива с 10 ррm серы.

Реализация проекта позволит также переориентировать транспортные потоки от Самарской группы НПЗ ("Роснефть"), "Салаватнефтеоргсинтеза" ("Газпром") и Омского НПЗ ("Газпром нефть"), что предопределяет заинтересованность в реализации проекта компаний - владельцев заводов.

Возможно, в будущем к южной трубе удастся подключиться и кому-то из южных НПЗ - Краснодарскому, Афипскому, новому Новошахтинскому. У последнего, впрочем, в феврале Ростехнадзор отобрал только что выданную лицензию на эксплуатацию взрывоопасных производственных объектов. Фальстарт для такого предприятия, как НПЗ, - конечно, существенная проблема, хотя и временная.

Более серьезными препятствиями на пути к "Югу" могут стать технологические ограничения. По словам В.Шимановича, технического регламента по подключению НПЗ к магистральным нефтепродуктопроводам, в отличие от нефтепроводов "Транснефти", пока не существует. Напомним, что для того, чтобы подключиться к магистральной трубе "Транснефти", НПЗ должен представить, в частности, данные о качестве нефтепродуктов и глубине переработки. Так, мощность завода должна быть не менее 1 млн тонн нефти в год, глубина переработки - не ниже 75%, а также на предприятии должны быть реализованы процессы вторичной переработки сырья.

Тем не менее, подключиться к нефтепродуктопроводам ТНП тоже не так просто. "Мы не примем продукт ни с железной дороги, ни с любого завода, пока не убедимся в том, что он соответствует всем качественным характеристикам того продукта, который уже лежит в трубе", - поясняет В.Шиманович.

Стоимость "Юга", по данным ТНП, составляет ориентировочно 76,7 млрд рублей. В этой сумме, по словам В.Шимановича, "сидит" и реконструкция новороссийской нефтебазы "Шесхарис" - конечной точки маршрута.

Источники финансирования проекта должны быть указаны в постановлении правительства.

На сайте ТНП указывается, что проект направлен на развитие и территориальную диверсификацию энергетической инфраструктуры Российской Федерации, при этом будущее проекта напрямую связано с заинтересованностью нефтяных компаний в его реализации. В тоже время их заинтересованность должна быть подтверждена гарантиями загрузки системы топливом и участием в финансировании строительства.

Интересно, что в рамках инвестиций ТНП в 2010 году (8,3 млрд рублей) 3 млрд рублей на реализацию проекта "Юг" все-таки предусмотрены (остальные 5,3 млрд рублей планируется потратить на реализацию комплексной программы по диагностике, техническому перевооружению, капитальному ремонту и развитию объектов системы МНПП). Даже если все они освоены не будут, видимо, подготовительные работы, включая разработку ТЭО проекта, в этом году все-таки начнутся.

Если ранее планировалось, что проект стартует в 2010 году и соответственно в 2013-м будет завершен, то сегодня можно с уверенностью сказать, что пуск "Юга" состоится в лучшем случае в 2014 году. Впрочем, возможен запуск проекта по частям. Так, в качестве первой стадии строительства рассматривается участок Волгоград-Новороссийск.

Трасса "Юга" пройдет по территории шести субъектов РФ: Самарской, Ульяновской, Саратовской, Волгоградской, Ростовской областей и Краснодарского края. На протяжении большей части маршрута нефтепродуктопровод будет проложен в одном коридоре с действующим нефтепроводом Куйбышев-Тихорецк-Новороссийск.

Проектная мощность южного нефтепродуктопровода в однониточном исполнении составит 8,7 млн тонн в год, из которых порядка 8-8,5 млн тонн планируется поставлять на экспорт. При этом максимально возможная мощность, которой можно будет при необходимости добиться с помощью дополнительных мероприятий, достигает 9-9,5 млн тонн. Это предельная пропускная способность, как самой трубы, так и новороссийского терминала "Транснефти".

Красиво, но дорого

Существующий комплекс по перевалке нефти и светлых нефтепродуктов в Новороссийске, включающий нефтебазы "Грушовая" и "Шесхарис" (входящие в состав ОАО "Черномортранс-нефть"), в настоящее время ориентирован, в основном, на перевалку нефти. "Транснефть" планирует перенаправить значительную часть сырья, переваливавшегося через "Шесхарис" (37 млн тонн в год), на терминал КТК в Южной Озереевке, расположенный совсем рядом - в 15 км от Новороссийска.

Игорь Демин, пресс-секретарь "Транснефти", ранее заявлял, что на базе терминала КТК будет построен новый порт мощностью более 100 млн тонн нефти в год. Фактически это означает создание в России нового крупнейшего нефтяного порта. В свою очередь, нефтебаза "Шесхарис" в Новороссийском порту будет перепрофилирована под приемку дизтоплива стандарта Евро-5 по проекту "Юг".

Решение о переводе части нефти из "Шесхариса" в Южную Озереевку непосредственно связано с планами расширения КТК с 33 млн до 67 млн тонн. Однако бытует мнение о том, что "Транснефть" затеяла проект в Южной Озереевке главным образом для того, чтобы "насолить" частным акционерам НМТП, с которыми у компании конфликт.

В 2006 году, по словам Н.Токарева, у "Транснефти" фактически увели причальное хозяйство нефтегавани "Шесхарис". Безусловно, перевод потоков нефти в новый порт ударит по доходной части НМТП, владеющего портовой инфраструктурой "Шесхариса".

"Наши претензии к владельцам НМТП сводятся сегодня к одному: есть ваши обязательства, предусмотренные договором купли-продажи, будьте любезны, обеспечивайте поддержание этого терминала в нормальном техническом состоянии. Если этого не делать, то через три-четыре года Ростехнадзор просто отзовет лицензию и остановит его работу. Россия может лишиться нефтяного терминала на юге, обеспечивающего почти 50 млн тонн в год экспорта, что стало бы колоссальным ущербом для страны, для бюджета, угрозой экономической безопасности", - считает Н.Токарев.

Впрочем, окончательное решение еще не принято. Проект обсуждается "Транснефтью" с Chevron, "КазМунайГазом" и другими заинтересованными компаниями. По словам президента "Транснефти", "проект красивый, но стоит очень дорого". 

"Нефтегазовая вертикаль"