«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
1
СОДЕРЖАНИЕ Введение
3
О компании
5
Общая характеристика мирового нефтегазового рынка
10
Нефтеперерабатывающие заводы АзиатскоТихоокеанского региона
18
Приложения
24
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
Команда Changellenge >> подготовила данный кейс исключительно для использования компанией «Газпром нефть». Авторы не намереваются иллюстрировать как эффективное, так и неэффективное решение управленческой проблемы. Некоторые имена в данном кейсе, а также другая идентификационная информация могли быть изменены с целью соблюдения конфиденциальности. Данные, представленные в кейсе, не обязательно являются верными или актуальными и также могли быть изменены с целью соблюдения коммерческой тайны.
2
ВВЕДЕНИЕ На Почтамтской улице у дома номер 3 Марию1 должно было ждать такси. Она вышла из дверей и, сощурившись, быстрым шагом пересекла залитую солнцем площадку перед офисом «Газпром нефти». Ее день был распланирован по минутам: утром сборы в дорогу, потом подготовка документов, встречи в офисе, а впереди был еще восьмичасовой перелет. Зато завтра Марию ждал Пекин.
— Никита? Вот это да! Откуда ты здесь?
Компания «Газпром нефть» рассматривала возможность приобретения нефтеперерабатывающего предприятия в Азиатско-Тихоокеанском регионе, и Мария как руководитель направления по управлению зарубежными активами со своей командой скоро должны были выступать перед советом директоров с предварительным предложением по покупке завода. Проведя первичный анализ, они остановились на четырех альтернативах. В их числе были два таиландских нефтеперерабатывающих завода, одно предприятие на Филиппинах и одно в Австралии. Мария углубилась в изучение темы и использовала любую возможность, чтобы получить дополнительную информацию, поэтому с радостью приняла приглашение китайских коллег принять участие в конференции региональных нефтяных компаний.
Оказалось, что Никита был в городе проездом и уже завтра отправлялся в Норвегию для участия в важных переговорах. По дороге в аэропорт речь переключилась на работу. Совсем недавно нефтедобывающая компания, в которой работал Никита, осуществляла процесс приобретения и интеграции в свою структуру НПЗ2, и он принимал активное участие в подготовке сделки.
Из-за подъезжающих и отъезжающих машин на улице царила суматоха. Но не было видно ни одного такси. Мария начала нервничать — самолет вылетал из Пулково уже через два часа, опоздать на него она никак не могла. Как назло, зазвонил телефон — оператор извинялся за задержку машины и просил подождать еще 15 минут. На объяснения со службой такси времени не было. Мария протиснулась сквозь ряд припаркованных авто и вытянула руку, чтобы поймать машину. — Маша, тебе куда? — услышала она знакомый голос из первой же остановившийся машины. 1 2 3
За рулем сидел университетский знакомый Марии. Они вместе учились в Губкинском, еще в Москве. Почти сразу после выпускного Никита уехал работать в Дубай, а Мария пошла работать в «Газпром нефть» и вслед за компанией переехала в Санкт-Петербург.
— Да, Никита, сейчас мы именно на этой стадии. Для меня это первый подобный проект в должности руководителя направления. Задача захватывающая, но, честно говоря, голова идет кругом. — Не переживай, ты справишься. Хотя это действительно очень сложный процесс. Несмотря на то что объективной информации у вас пока недостаточно, уже на этом этапе вам нужно думать на несколько лет вперед. Закрыть сделку непросто, но это только половина работы. То, как впоследствии будет происходить интеграция нефтеперерабатывающего бизнеса в вашу структуру, тоже должно решаться уже сейчас.
— Я, конечно, знал, что НПЗ — это очень сложная система, но, честно говоря, даже не догадывался насколько, пока сам не поучаствовал в проекте. Еще задолго до того, как наша компания отправила индикативное письмо с запросом на первичное раскрытие информации, у нас уже кипела аналитическая работа. На начальном этапе мы собирали все данные, которые могли найти: макроэкономические показатели, индексы и курсы валют. Изучали буквально каждый сантиметр годовых отчетов завода. Читали подряд все новости отрасли за последний год, чтобы ничего не упустить и представить адекватное индикативное предложение. Потом последовало официальное знакомство. Мы поехали на производство. НПЗ — это целый город из разных установок и сотни километров труб и коммуникаций, закрученных на площади в несколько десятков гектаров. И мы действительно вникали в каждый процесс, происходящий на нем. Так что дело еще не дошло до due diligence3, а у нас в модели завода уже была добрая сотня экономических, технических и финансовых показателей.
Все персонажи кейса, а также описываемые события являются вымышленными, любые совпадения случайны Здесь и далее — нефтеперерабатывающий завод Процедура передачи информации об объекте инвестирования с целью создать о нем максимально объективное представление, включающая оценку рисков, независимую оценку стоимости объекта инвестирования, комплексную проверку финансового состояния и т. п.
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
3
ВВЕДЕНИЕ — Спасибо тебе огромное за советы. Кажется, мы подъезжаем... — Да. У тебя тяжелый чемодан? Давай провожу тебя до стоек регистрации? — Не беспокойся, пожалуйста, Никит, я теперь часто летаю в командировки и уже научилась не брать с собой весь гардероб. Спасибо тебе еще раз! — Ну как скажешь. Было приятно увидеться. Позвони, когда вернешься. Я после Норвегии взял пару дней отпуска — погуляю еще по Питеру, вдруг получится встретиться. Выйдя из машины, Мария на пару секунд остановилась помахать на прощание отъезжающему Никите. Всю поездку в машине их сопровождало по-летнему яркое солнце, и только теперь, стоя на холодном осеннем ветру, Мария вспомнила, что уже октябрь — ее любимый месяц. Она с удовольствием вдохнула прохладный воздух. Разговор с Никитой помог ей почувствовать себя уверенно. Несмотря на то что ничего нового вроде бы сказано не было, теперь она гораздо лучше представляла себе, на чем стоит сосредоточиться в ближайшее время. До вылета оставалось чуть меньше полутора часов, и Мария поспешила внутрь аэропорта. Людей на регистрации и контроле было немного, поэтому уже через час она сидела в зале ожидания. Посадку на борт задерживали, но пауза была как раз кстати — первый раз за весь день Мария никуда не торопилась и могла спокойно спланировать работу своей проектной команды на следующую неделю. Она достала из сумки ноутбук и открыла электронную почту.
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
Коллеги Приобретение НПЗ
Коллеги, Как вы знаете, нам необходимо составить индикативное предложение по приобретению НПЗ (без учета дополнительной инфраструктуры и дистрибьютерской сети) в Азиатско-Тихоокеанском регионе, которое в скором времени мы будем защищать перед советом директоров. За эту неделю нам предстоит собрать всю наработанную информацию и подготовить презентацию из восьми слайдов, в которой отразить следующее: • Выбрать из представленных альтернатив в Юго-Восточной Азии и Австралии наилучший с точки зрения стратегических целей компании НПЗ для приобретения. Подробно обосновать свой выбор. • Определить граничные условия целесообразности сделки и предложить оптимальную в сложившихся сейчас условиях цену. • Проанализировать основные риски приобретения НПЗ, включая макроэкономические, регулятивные, связанные с персоналом и т.п. и предложить меры по управлению этими рисками. • Предложить план интеграции бизнесов — с позиции управления производством, трейдинга, финансов и т. п. • Проработать возможные сценарии долгосрочного развития (на 10–15 лет) приобретенного бизнеса: возможные изменения мощности, измененмя корзины производимых продуктов, обеспечение сырьем, направления сбыта продукции, включая развитие розницы и продуктовых бизнес-единиц. Несмотря на то что всю неделю я буду находиться на конференции в Китае, я готова активно участвовать в процессе подготовки предложения по email и телефону.
Перечитав письмо с постановкой задач еще раз, Мария нажала кнопку «Отправить». А вот и приглашение на посадку…
4
О компании
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
5
О компании4 «Газпром нефть» — вертикально-интегрированная нефтяная компания, основные виды деятельности которой — разведка и разработка месторождений нефти и газа, нефтепереработка, а также производство и сбыт нефтепродуктов. Доказанные запасы углеводородов по классификации SPE (PRMS) компании составляют 1,34 млрд тонн нефтяного эквивалента (н.э.), что ставит «Газпром нефть» в один ряд с 20 крупнейшими нефтяными компаниями мира. В структуру «Газпром нефти» входят более 70 нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и сбытовых предприятий в России, странах ближнего и дальнего зарубежья. Компания перерабатывает порядка 80% добываемой нефти, демонстрируя одно из лучших в российской отрасли соотношений добычи и переработки. По объему переработки нефти «Газпром нефть» входит в тройку крупнейших компаний в России, по объему добычи занимает четвертое место.
4
«Газпром нефть» ведет работу в крупнейших нефтегазоносных регионах России: Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, Томской, Омской, Оренбургской областях. Основные перерабатывающие мощности компании находятся в Омской, Московской и Ярославской областях, а также в Сербии. Кроме того, «Газпром нефть» реализует проекты в области добычи за пределами России — в Ираке, Венесуэле и других странах. Продукция «Газпром нефти» экспортируется в более чем 50 стран мира и реализуется на всей территории РФ и за рубежом через разветвленную сеть собственных сбытовых предприятий. В настоящее время сеть АЗС компании насчитывает почти 1750 станций в России, странах СНГ и Европы. Крупнейший акционер «Газпром нефти» — ОАО «Газпром» (95,68 %). Остальные акции находятся в свободном обращении.
По данным официального сайта компании: http://www.gazprom-neft.ru
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
6
О компании История компании 1995 г. В соответствии с Указом Президента РФ создано ОАО «Сибирская нефтяная компания». Учредителем Общества выступило государство, передав в уставной капитал холдинга государственные пакеты акций крупнейших нефтяных предприятий страны: ОАО «Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Ноябрьскнефтегазгеофизика», ОАО «Омский нефтеперерабатывающий завод» и ОАО «Омскнефтепродукт». 1996–1997 гг. В целях развития рыночной экономики правительством РФ реализован план приватизации «Сибнефти». В 1996 году частные инвесторы приобрели на аукционах 49% акционерного капитала «Сибнефти». В 1997 году, в рамках правительственной программы «Акции за кредиты», на аукционе по продаже государственной доли «Сибнефти» победила «Финансовая нефтяная компания». 1998–2004 гг. Хорошая ресурсная база, эффективные мощности по переработке сырья и профессиональное руководство определили высокие темпы развития компании. Руководство «Сибнефти» проделало значительную работу по модернизации производства, внедрению современных технологий и оптимизации бизнес-процессов. Благодаря реализации активной политики по наращиванию активов была значительно расширена география добычи (Томская, Омская области) и сбытовая сеть в регионах России (Свердловская область, Тюменская область, Красноярский край, Санкт-Петербург, Москва). Среди крупнейших приобретений компании в этот период — покупка 49,9% акций ОАО «НГК «Славнефть», ведущей добычу нефти и газа на территории Западной Сибири и Красноярского края. 2005 г. Контрольный пакет акций ОАО «Сибнефть» (75,68%) приобретен Группой «Газпром». 13 мая 2006 года компания была переименована в Открытое акционерное общество
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
«Газпром нефть». На первый план в развитии компании вышли стратегические задачи завоевания позиций глобальной компании, обладающей регионально диверсифицированным пакетом активов по всей цепочке создания стоимости. 2006 г. «Газпром нефть» вышла на розничный рынок Средней Азии, учредив дочернее общество «Газпром нефть Азия» , реализующее нефтепродукты компании в Кыргызстане, Таджикистане и Казахстане. 2007 г. В структуре компании созданы бизнес-единицы по отдельным направлениям деятельности: «Газпромнефть Марин Бункер», «Газпромнефть — смазочные материалы» и «Газпромнефть-Аэро». В целях дальнейшего расширения ресурсной базы в декабре 2007 года «Газпром нефть» приобрела 50% акций компании «Томскнефть» (ВНК), осуществляющей добычу нефти и газа на территории Томской области и Ханты-Мансийского автономного округа. 2008 г. ОАО «Газпром нефть», ОАО «Роснефть», ОАО «Лукойл», ТНК-ВР и ОАО «Сургутнефтегаз» подписали Меморандум о взаимопонимании, который предусматривает сотрудничество и совместное участие в проектах в Венесуэле и на Кубе в рамках «Национального нефтяного консорциума». 2009 г. «Газпром нефть» наращивает ресурсную базу и мощности по переработке нефти за счет приобретения новых активов: компании «Нефтяная индустрия Сербии» (NIS) и контрольного пакета акций Sibir Energy, увеличив долю владения Московским нефтеперерабатывающим заводом и получив доступ к разработке Салымских месторождений. В апреле 2009 года компания закрыла сделку по приобретению у Chevron Global Energy завода по производству масел и смазок Chevron Italia S.p.A. в городе Бари
(Италия). Значительным событием в жизни Компании стал запуск масштабной программы ребрендинга сети АЗС «Газпром нефть». 2010 г. «Газпром нефть» активно расширяет свое присутствие на глобальном нефтегазовом рынке. Подписан контракт на разработку месторождения Бадра в Ираке. Кроме того, в 2010 году «Газпром нефть» назначена компаниейлидером проекта «Хунин-6» в Венесуэле. Также компания продолжила выход на новые топливные рынки за пределами России — была приобретена розничная сеть из 20 АЗС и 9 земельных участков в Казахстане. Компания увеличивала и свое присутствие на российском рынке, став участником проекта по разработке перспективных месторождений на севере ЯНАО, лицензии на разработку которых принадлежат ООО «СеверЭнергия». В феврале завершена сделка по приобретению компании «СТС-Сервис» — подразделения шведской компании Malka Oil, осуществляющей деятельность на месторожденях Томской области. 2011 г. «Газпром нефть» существенно увеличила производственные показатели за счет повышения эффективности разработки существующих месторождений и приобретения новых активов. Компания выкупила 5,15% акций сербской NIS, доведя свою долю в ней до 56,15%, стала единственным акционером Sibir Energy и приобрела первые активы в Оренбургской области — Царичанское и Капитоновское месторождения, а также Восточную часть Оренбургского месторождения. Было начато бурение на месторождении Бадра в Ираке. Компания наладила выпуск топлив 4-го экологического класса на своих НПЗ, запустила в продажу новое моторное топливо премиум-класса под брендом G-Drive через собственную сеть АЗС. За счет выхода на рынок Южного федерального округа России была расширена география присутствия АЗС «Газпромнефть».
7
О компании 2012 г. «Газпром нефть» занимает лидирующие позиции в России по темпам роста добычи углеводородного сырья и переработки нефтепродуктов, а также по ряду показателей эффективности. Компания начала добычу нефти в рамках опытно-промышленной эксплуатации крупных новых месторождений на севере ЯНАО — Восточно-Мессояхском и Новопортовском. Введена в промышленную эксплуатацию первая очередь Самбургского НГКМ, принадлежащего российско-итальянской компании «СеверЭнергия», где «Газпром нефть» контролирует 25%. Продолжилось формирование и развитие нового добывающего кластера в Оренбургской области. Компания вошла в новые проекты по разведке и разработке запасов углеводородов на территории Ирака. Московский НПЗ перешел на производство автомобильных бензинов 4-го экологического класса, на Омском НПЗ начато производство бензинов классов Евро-4 и Евро-5, а также дизтоплива класса Евро-5. «Газпром нефть» приступила к развитию сбытовой сети в Европе (Сербии и Румынии) — под брендом GAZPROM. 2013 г. Совет директоров «Газпром нефти» утвердил стратегию развития компании, расширив горизонт планирования до 2025 г. Документ развивает стратегию до 2020 года,
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
определяя пути достижения ранее намеченных целей в основных сегментах бизнеса — добыче углеводородов, нефтепереработке и сбыте нефтепродуктов — с учетом изменившихся условий в отрасли и мировой экономике. До 2025 года компания продолжит активно наращивать акционерную стоимость. Аналогично до 2025 г. были актуализированы стратегии развития бункерного, авиатопливного бизнеса и бизнеса по производству масел. «Газпром нефть» в качестве оператора по разработке Приразломного месторождения, расположенного на шельфе Печорского моря, добыла в декабре 2013-го года первую нефть на шельфе Арктики. На Московском НПЗ введены в эксплуатацию установки гидроочистки бензинов каталитического крекинга и изомеризации легкой нафты. Это позволило заводу полностью перейти на выпуск бензинов экологического класса Евро-5. Таким образом, все нефтеперерабатывающие активы компании перешли на выпуск топлив стандарта Евро-5 со значительным опережением сроков, установленных Техническим регламентом РФ.
8
О компании Стратегия развития Компании В мае 2013 года Совет директоров «Газпром нефти» утвердил стратегию развития компании до 2025 года. Документ развивает стратегию до 2020 года, определяя пути достижения ранее намеченных целей в основных сегментах бизнеса - добыче углеводородов, нефтепереработке и сбыте нефтепродуктов - с учетом изменившихся условий в отрасли и мировой экономике. До 2025 года компания продолжит активно наращивать акционерную стоимость. Для создания условий развития после 2020 года усилия компании в области добычи будут сосредоточены на формировании новых источников роста бизнеса, эффективной разработке зрелой ресурсной базы и обеспечении максимального возврата на инвестиции по новым проектам. «Газпром нефть» предполагает поддерживать добычу на уровне 100 млн тонн нефтяного эквивалента в год, а также сохранить текущий уровень обеспеченности запасами, который в настоящее время составляет порядка 20 лет. С учетом планов по добыче это потребует от компании увеличения запасов на дополнительные 1,2-1,7 млрд тонн н.э. В период до 2025 года приоритетами «Газпром нефти» в сегменте добычи также остаются сохранение лидирующих позиций при реализации проектов на севере ЯНАО, работа
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
на шельфе, вовлечение нетрадиционных запасов за счет применения передовых технологий и активное развитие за рубежом. В сегменте переработки приоритетом компании является лидерство в операционной эффективности и реализации проектов модернизации перерабатывающих активов. К 2020 году глубина переработки должна достигнуть 95%. При неизменном объеме переработки, за счет внедрения вторичных процессов, выпуск моторного топлива планируется увеличить на 17%. Компания практически прекратит выпуск мазута. Уже сейчас «Газпром нефть» одной из первых в отрасли перевела свои заводы на выпуск моторного топлива, соответствующего экологическим классам «Евро-4» и «Евро-5». После глубокой модернизации мощности российских НПЗ компании достигнут мирового уровня по показателям технологической оснащенности. Основной задачей «Газпром нефти» в сфере сбыта нефтепродуктов является реализация 100% объемов всей производимой продукции через собственные каналы продаж для максимального покрытия цепочки создания стоимости. При этом предполагается возможность использования франшизы для тиражирования существующих в компании успешных бизнес-моделей, а также максимальное коммерческое присутствие на рынках деятельности ключевых
клиентов. Целевым показателем 2025 года для сети АЗС в РФ и СНГ является розничная продажа 15 млн тонн топлива. На рынках авиатопливообеспечения, бункеровки и реализации битумных материалов компания будет стремиться занимать до 30%. «Газпром нефть» будет активно развиваться на международном рынке, планируя добывать за пределами России не менее 10% от общего объема добычи нефти. Приоритетными регионами для компании останутся Ближний Восток, Западная Африка, страны балканского региона, Латинская Америка и Северная Африка. Рассматривая возможность доступа компании к зарубежным нефтеперерабатывающим мощностям, «Газпром нефть» в первую очередь будет изучать рынки Европы и Юго-Восточной Азии. «Газпром нефть» остается одним из лидеров по эффективности в российской нефтяной отрасли и намерена сохранять эти позиции в будущем. Разработанная стратегия определяет задачи и вызовы, которые стоят перед компанией, и формирует прочную базу для дальнейшего расширения масштабов и географии бизнеса, обеспечивая вхождение в число мировых лидеров по глубине переработки нефти, значительное увеличение акционерной стоимости и устойчивое развитие «Газпром нефти» до 2025 года» — отметил Председатель Совета директоров «Газпром нефти».
9
Общая характеристика мирового нефтегазового рынка
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
10
Общая характеристика мирового нефтегазового рынка5 Современный этап развития мирового рынка нефти начался в 2004 году со значительного роста цен. Причиной послужило стремительное увеличение спроса на энергоносители странами Азиатского региона и достижение предельных темпов добычи нефти во всем мире. Мировой рынок нефти значительно усложнился. Вслед за ростом цен увеличились и объемы добычи трудно извлекаемой нефти, технологии добычи которой до того момента считались нерентабельными. В результате многие страны, до того импортирующие нефть, уже начали или планируют в ближайшем будущем сосредоточиться на экспорте этого ресурса. Уровень развития добывающих технологий стал едва ли не главным фактором конкуренции крупнейших нефтедобывающих компаний. С 2011 года обладательницей самых больших запасов нефти в мире (298,3 млрд баррелей, что составляет порядка 17,7 % от общемировых запасов) является Венесуэла6, потеснив тем самым прежнего лидера — Саудовскую Аравию с 265,9 млрд баррелей. При этом большая часть венесуэльской нефти трудно извлекаемая и обладает очень высокой вязкостью. Этот факт позволяет Саудовской Аравии сохранять мировое лидерство в объемах добычи, извлекая более 11,5 млн баррелей легкой высококачественной нефти в день (13,1 % от общемировой добычи). Однако рост цен на нефть в последнее десятилетие сделал возможным использование более дорогих методов в геологоразведке и добыче. Растущий спрос на углеводороды уже позволил вовлечь в разработку глубоководный шельф, месторождения нефти с высокой вязкостью и низкопроницаемые коллекторы. Сейчас около 15 млн баррелей в сутки нефти на рынке имеют стоимость рентабельной добычи
выше 70 долларов за баррель. Например, проекты по добыче сланцевой нефти в США окупаются при цене нефти в 80 долларов за баррель. Таким образом, будущий рост добычи будет во многом обеспечиваться именно тяжелой нефтью Венесуэлы и Канады, а также глубоководным шельфом и сланцами в США. Новой точкой пересечения энергетических интересов ведущих держав мира становится бассейн Южно-Китайского моря. В этом районе находятся большие неиспользуемые запасы углеводородов, по некоторым оценкам достигающие 50 млрд баррелей нефти и 20 трлн кубических метров природного газа. Здесь же проходят важные транспортные артерии региона. Спорное политико-географическое положение региона делает его яблоком раздора для Китая, Тайваня, Филиппин, Вьетнама, Малайзии и Брунея, претендующих на весь или хотя бы на часть архипелага островов Спратли и Парасельских островов, являющегося ключевой позицией. Вследствие этого в последнее десятилетие в регионе наблюдается рост милитаризации и числа военно-морских баз различных государств. Сейчас все претендующие на шельф страны ведут активную геологоразведку в спорной акватории. Одним из самых активных претендентов на акваторию Южно-Китайского моря выступает Китай, для которого зависимость от импорта нефти является точкой уязвимости. Пекин называет Южно-Китайское море вторым Персидским заливом, ведь углеводородные залежи на шельфе моря могут стать решением энергетических проблем страны на ближайшие 60 лет. По подсчетам управления по энергетической информации Министерства энергетики США, в центре и на юге Южно-Китайского моря сосредоточено до
213 млрд баррелей нефти, таким образом, по запасам бассейн уступает только разведанным запасам Саудовской Аравии и Венесуэлы. В связи с этим соседние с Китаем государства крайне обеспокоены укреплением его военной мощи. Несмотря на это, Пекин продолжает массивное инвестирование в новые нефтедобывающие технологии. Китайская компания CNOOC7 потратила почти 1 млрд долларов на сооружение нефтедобывающей платформы в Южно-Китайском море. Пока компания добывает нефть в своей прибрежной зоне, но эксперты прогнозируют, что установка может быть использована и для освоения спорных южных морских районов. Роли меняются не только в добыче, но и в сбыте углеводородов. Заметной тенденцией сейчас стала переориентация экспортных потоков сырой нефти и нефтепродуктов с западных рынков на привлекательные и динамично развивающиеся рынки азиатских стран, в первую очередь в пользу крупнейшего потребителя углеводородов — Китая. Одним из основных драйверов роста и миграции центров потребления нефти на юго-восток является наращивающая темпы автомобилизация азиатских стран. Под ее влиянием и несмотря на ускоренное развитие энергосберегающих технологий и попытки замещения нефтепродуктов в различных отраслях (ЖКХ, электроэнергетике и т. п.), к 2025 году мировое потребление нефти будет расти со среднегодовым темпом в 1,2 % и составит порядка 105 млн баррелей в сутки8. Параллельно с этим стремление к энергонезависимости будет вынуждать Европу и США задействовать собственные ресурсы, развивая сланцевые месторождения, альтернативную энергетику и возобновляемые источники энергии, еще больше снижая объемы импорты углеводородов.
По материалам Statistical Review of World Energy 2014, BP и отчета «Основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025 года», 2013, «Лукойл» Statistical Review of world energy 2014, BP http://en.cnooc.com.cn/ 8 Основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025 года, Лукойл 5 6 7
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
11
Общая характеристика мирового нефтегазового рынка Технические аспекты нефтепереработки9 Целью нефтепереработки является получение различных нефтепродуктов. В зависимости от того, какие продукты получаются на выходе, нефтеперерабатывающие комплексы разделяются на разные профили: топливный, топливномасленый и топливно-нефтехимический. Сегодня границы между профилями все больше стираются, новые производства носят в основном универсальный характер. Наиболее значимыми в экономическом плане продуктами нефтепереработки являются бензин, дизельное топливо, асфальты, печное топливо, керосин и сжиженный нефтяной газ. Нефтеперерабатывающие заводы представляют собой большие промышленные комплексы с обширной системой трубопроводов, несущих потоки жидкости между отдельными установками, осуществляющими разные стадии обработки нефтяного сырья. Всю технологию промышленной нефтепереработки можно разделить на первичные и вторичные процессы. Первичные процессы не предполагают химических изменений и представляют собой физическое разделение на фракции. Все начинается с подготовки нефти, поступившей на НПЗ в пригодном для транспортировки виде. Она очищается от механических примесей, растворенных в ней легких углеводородов и воды на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Затем нефть поступает в ректификационные колонны на перегонку при атмосферном давлении, где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжелую бензиновые фракции, керосиновую, дизельную фракции и мазут. Качество получаемых на этой стадии нефтепродуктов не соответствует требованиям, предъявляемым
9
к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей переработке. Еще одним этапом первичной переработки нефти может быть вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута, оставшегося после атмосферной перегонки, фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины, церезины и другую продукцию. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном — он может служить сырьем для получения битумов. Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив. Они связаны с химической модификацией нефтяного сырья. По своим направлениям все вторичные процессы можно разделить на три вида: углубляющие, облагораживающие и прочие. К углубляющим относятся каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д. К числу облагораживающих могут быть отнесены риформинг, гидроочистка, изомеризация и т. д. Прочие процессы охватывают производство масел, МТБЭ, алкилирование, производство ароматических углеводородов и т. д. Важнейшей технологией вторичной переработки является крекинг — процесс термического или каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций и сырья для последующего получения нефтехимических продуктов. Важным этапом переработки нефти является гидроочистка на гидрирующих катализаторах бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода.
К числу вторичных процессов также относится риформинг. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и ее октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов. Задача каталитического крекинга заключается в расщеплении молекул тяжелых углеводородов — газойля, полученного на стадии атмосферной или вакуумной дистилляции, с целью его использования для выпуска топлива. Основные продукты крекинга — пентан-гексановая фракция (так называемый газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута. Гидрокрекинг представляет собой процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем для гидрокрекинга служит тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода выступает газ риформинга. Основные продукты гидрокрекинга — это дизельное топливо и так называемый бензин гидрокрекинга, являющийся компонентом автобензина. В рамках вторичных процессов из нефтепродуктов также удаляют серу, получают изомеры различных углеводородов и т. п. Перечисленные выше процессы переработки нефти используются в отрасли уже довольно давно. Современные процессы отличаются тем, что протекают при все более
По материалам http://himsnab-spb.ru/article/all/oil-refining/
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
12
Общая характеристика мирового нефтегазового рынка разнообразных условиях, температурах и давлениях. Они характеризуются большой производительностью и непрерывностью. Важной особенностью современных технологий является необходимость в постоянном и очень точном контроле за химическим составом потоков, что требует применения большого количества высокоточного автоматизированного оборудования. Одним из самых заметных технологических вызовов для современной отрасли нефтепереработки стала необходимость замены дефицитных и дорогих металлов на более дешевые и недефицитные неметаллические материалы. Решение этой задачи требует нетривиальных подходов, особенно если учесть, что диапазоны температур и давлений в процессах нефтепереработки постоянно расширяются.
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
По всей видимости, рост численности населения и темпов автомобилизации азиатских стран будет также гарантом стабильно высоких цен на нефть. Необходимость вовлечения в разработку новых месторождений для обеспечения стремительно растущего спроса на энергию, в свою очередь, повлечет дальнейшее существенное увеличение затрат нефтедобывающих компаний в среднесрочной перспективе, при том что на протяжении последнего десятилетия среднемировые затраты на добычу нефти уже успели вырасти примерно в три раза. Таким образом, снижение цен на нефть ниже уровня 100 долларов за баррель в рассматриваемом периоде маловероятно.
13
Общая характеристика мирового нефтегазового рынка Рынок нефтепереработки Лидером на рынке нефтепереработки сегодня являются США, на долю нефтеперерабатывающих предприятий которых приходится 17,8 млн баррелей в сутки, или 18,8 % от всего мирового объема. Развивающиеся страны, в первую очередь Азиатско-Тихоокеанского региона, показывают существенно более активный рост. Например, вторую строчку в рейтинге занимает Китай со средним показателем 12,6 млн баррелей в сутки. Наращивают мощности и становятся заметными игроками рынка и другие страны региона: Япония (4,3 млн баррелей в сутки), Южная Корея (2,9 млн баррелей в сутки), Сингапур (1,4 млн баррелей в сутки) и Таиланд (1,3 млн баррелей в сутки). При этом увеличение легкового автопарка в развивающихся странах и здесь, по всей видимости, окажет большое влияние на динамику. Ожидается смещение центров потребления светлых10 нефтепродуктов в сторону Юго-Восточной Азии. Уже сегодня Китай является крупнейшим в мире рынком сбыта легковых автомобилей, при этом он продолжает показывать высокие темпы роста, и к 2025 году ожидается, что количество легковых автомобилей в Китае достигнет 266 млн. Увеличение потребления как светлых нефтепродуктов, так и мазута будут демонстрировать страны Ближнего Востока, использующие мазут в электроэнергетике, промышленности, для опреснения воды и в качестве топлива на НПЗ. Развитые страны Европы и Северной Америки тенденцию к росту уровня использования светлых углеводородов вряд ли поддержат — их рынки автомобилей уже достигли предельных показателей и находятся на стадии насыщения. Поэтому потребление бензинов в развитых странах будет
снижаться, а спрос на дистилляты11 возрастет из-за ужесточения экологических требований. Таким образом, среди всех нефтепродуктов спрос на дизельное топливо будет расти наиболее высокими темпами — с 32%-ной доли в мировом потреблении сегодня до 37 % в 2025 году. Это потребует изменения конфигурации действующих перерабатывающих мощностей.
тившийся кризис: многие нефтеперерабатывающие заводы Европы уже сегодня имеют крайне низкую рентабельность и невысокую загрузку. Для преодоления кризисной ситуации в Европе требуется закрыть дополнительно 1–1,5 млн баррелей в сутки перерабатывающих мощностей, что, однако, оперативно сделать не представляется возможным из-за давления местных властей и профсоюзов.
В региональной структуре нефтепереработки также наметились значительные изменения. В частности, в США рост добычи сланцевых углеводородов привел к увеличению загрузки НПЗ и росту выпуска нефтепродуктов. Этому способствовали также инфраструктурные ограничения, которые привели к тому, что значительные объемы нефти начали накапливаться в нефтехранилищах страны, в результате чего цены на сырье снизились. В ближайшем будущем запланирована реализация нескольких инфраструктурных проектов, призванных улучшить транспортировку сырой нефти по региону, что, по всей видимости, приведет к снижению рентабельности континентальных НПЗ. Существенное влияние на отрасль также оказывает деятельность Правительства США по снижению потребления моторных топлив и стимулированию использования биотоплива. Таким образом, если до середины 2000-х годов США были крупнейшим импортером бензина, то в настоящий момент зависимость от импорта снижается, а экспорт дизельного топлива растет. США становятся нетто-экспортером нефтепродуктов, направляя излишки продукции в Европу и страны Латинской Америки.
Несмотря на обозначенные трудности, среднегодовой чистый прирост общемировых мощностей по первичной переработке нефти до 2025 года ожидается на уровне 1 млн баррелей в сутки. Наибольший рост прогнозируется на Ближнем Востоке и в Юго-Восточном регионе, где запланированы проекты по строительству ряда НПЗ высокой мощности и сложности. В частности, Китай для снижения зависимости от импорта нефтепродуктов к 2018 году планирует увеличить собственные мощности на 2,4 млн баррелей в сутки. На данный момент один из ведущих переработчиков в мире Sinopec строит несколько заводов на юге страны, в том числе НПЗ в провинции Гундун (совместно с KPC12) на 300 тыс. баррелей в сутки. CNPC13 совместно с PDVSA14 реализует проект «Цзеян» мощностью 400 тыс. баррелей в сутки и НПЗ в провинции Чжэцзян мощностью 400 тыс. баррелей в сутки. Страны Ближнего Востока также планируют значительные инвестиции в создание дополнительных мощностей по переработке нефти. Только в Саудовской Аравии планируется строительство новых мощностей по переработке 1,2 млн баррелей в сутки к 2017 году.
Эксперты отмечают, что складывающаяся на рынке нефтепродуктов США ситуация будет длительное время негативно влиять на экономику европейских НПЗ, усугубляя наме-
Ввод в эксплуатацию новых мощностей в Азии и на Ближнем Востоке приведет к перераспределению потоков нефтепродуктов. Необходимо отметить также, что новые мощности, возводимые в этих регионах, будут иметь высокие
К светлым нефтепродуктам относятся бензины, дизельное топливо и т. п. Продукты многостадийного разделения нефти. В основном имеются в виду продукты, получаемые из легких фракций нефти, в противоположность остаткам — более тяжелым фракциям Kuwait Petroleum Company, http://www.kpc.com.kw/ 13 China National Petroleum Corporation, http://www.cnpc.com.cn/en/ 14 Petroleos de Venezuela S.A., http://www.pdvsa.com/ 10 11 12
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
14
Общая характеристика мирового нефтегазового рынка индексы сложности Нельсона15, что предполагает наличие процессов по глубокой переработке нефти. Если индекс Нельсона для европейских НПЗ равен в среднем 7 единицам, то для новых крупных проектов на Ближнем Востоке и в Азии данный показатель составляет в среднем 10 единиц. Еще одной важной тенденцией является ужесточение стандартов бункеровочного топлива. Например, с 2015 года в зоне ECA16 будут ужесточены требования к качеству топлива, подлежащего бункеровке. Со следующего года содержание серы в нем не должно превышать 0,1 %, сегодня этот порог установлен на уровне 1 %. По оценкам экспертов, это приведет к росту потребления дистиллятов до 450 тыс. баррелей в сутки.
Общемировая тенденция по ограничению содержания серы в бункеровочном топливе хоть и не столь строгая, но также стабильно движется в сторону серьезного ужесточения правил. С 2012 года топливо не должно содержать свыше 3,5 % серы, а после 2020 года будет запрещена эксплуатация судов на топливе с содержанием серы свыше 0,5 %. Сейчас у компаний, осуществляющих морские грузоперевозки, есть два альтернативных ответа на ужесточение требований. С одной стороны, на крупных судах возможно использование фильтров-скрубберов17 для очистки выхлопных газов. Это позволит не менять вид бункеровочного топлива для 80 % его потребления. С другой стороны, еще одним способом соответствовать экологическим ограничениям является перевод судов на СПГ18. Это решение потребует развития дополнительной инфраструктуры.
Индекс отражает относительную стоимость процессов НПЗ к стоимости первичной нефтепереработки на основании значений факторов сложности и производительности каждого процесса относительно атмосферной перегонки Emission Control Area — Зона контроля выбросов, в которую входят акватории Северной Европы, США и Канады Устройства, используемые для очистки твердых или газообразных сред от примесей в различных химико-технологических процессах 18 Сжиженный природный газ 15 16 17
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
15
Общая характеристика мирового нефтегазового рынка Нефтегазовый рынок в России Россия является одним из лидеров по объемам добычи нефти и занимает восьмое место в мире по доказанным запасам. По данным Министерства энергетики РФ, геологические запасы нефти в России составляют 74,3 млрд тонн, а ресурсы — 157,1 млрд тонн. С учетом технических возможностей извлекаемые запасы на территории РФ оцениваются в 22 млрд тонн. При этом оценка запасов нефти по международной классификации примерно в два раза ниже, чем по российской, что связано с различиями в методологии подсчета: в России система оценки основана преимущественно на геологических и технических признаках, в то время как экономика проектов разработки месторождений учитывается слабо. Однако Россия имеет значительный потенциал наращивания запасов по международной классификации при условии создания экономических стимулов для развития технологий и разработки месторождений, которые на данный момент нерентабельны. На протяжении последних 10–15 лет добыча на действующих месторождениях динамично росла, за исключением периода кризиса 2008–2009 годов, и превысила 500 млн тонн в год. Как бы то ни было, сегодня 90 % добычи обеспечивается месторождениями, открытыми еще во времена СССР, и только 10 % — месторождениями, открытыми в 1990 и 2000-е годы. Большинство вновь открытых месторождений и потенциально нефтеносных регионов в основном расположено в удаленных регионах со сложными климатическими условиями, поэтому их вовлечение в разработку требует значительных инвестиций.
19 20
Для большинства действующих месторождений характерны высокие темпы падения добычи, связанные с истощением запасов. Большая часть добычи приходится на месторождения Западной Сибири, активное развитие которых осуществлялось еще в 60–70-е годы прошлого века. К 2000-м годам отсутствие развития в отрасли привело к тому, что темпы падения добычи по переходящему фонду19 скважин возросли, достигнув значения 11 % в год. С 2009 года нефтедобывающим компаниям удалось стабилизировать темпы падения добычи, проведя значительное количество геолого-технических мероприятий. Ввод в разработку с 2010 года новых месторождений, большая часть которых находится в Восточной Сибири (Ванкорское, Талаканское, Верхнечонское), позволил выровнять ситуацию и обеспечил дальнейший рост добычи. Однако темпы падения добычи на большей части месторождений продолжают оставаться высокими, что бросает вызов российской нефтяной промышленности. Для преодоления естественного падения добычи необходимо ежегодно вводить 3–4 месторождения, сопоставимых по размерам с Ванкорским, однако в 2012 году уже были распределены лицензии на разработку последних крупных участков на балансе Роснедр — Лодочного, им. Шпильмана и Имилорского. Согласно планам компаний до 2020 года в эксплуатацию будет введен ряд месторождений, среди них ЮрубченоТохомское, Русское, Восточно-Мессояхское, Куюмбинское, Имилорское, в результате чего прирост годовой добычи за счет ввода в разработку новых крупных месторождений к 2025 году составит примерно 100 млн тонн.
В ближайшем будущем уровень добычи будет сильно зависеть от способности российских нефтяных компаний своевременно вводить в эксплуатацию новые месторождения и внедрять новые технологии, поддерживающие и повышающие добычу на действующих месторождениях. Эксперты выделяют три направления практических действий по поддержке добычи в России. Во-первых, это повышение нефтеотдачи на действующих месторождениях, во-вторых, разработка трудноизвлекаемых запасов, в-третьих, освоение ресурсов арктического шельфа. Развитие данных направлений невозможно без создания благоприятных условий для внедрения новых технологий и проведения новых исследований. На данный момент внедрение третичных методов повышения нефтеотдачи20 и разработка нетрадиционной нефти обладают очень высокой себестоимостью, делающей их экономически нецелесообразными в текущем налоговом режиме. В 2010–2011 годах государством были предприняты некоторые меры по поддержке всего нефтегазового сектора, например, снижены экспортные пошлины и адресные льготы, которые доказали свою эффективность, способствуя стабилизации и приросту добычи. Для поддержания устойчивой добычи в долгосрочном периоде необходимы дополнительные шаги по реформированию системы налогообложения нефтедобычи, иначе снижения добычи можно будет с высокой вероятностью ожидать уже начиная с 2016 года.
Переходящие скважины — это скважины, участвовавшие в производственном процессе в месяце, предшествовавшем планируемому году, независимо от количества добытой из каждой скважины нефти и длительности эксплуатации в этом месяце Имеются ввиду методы, повышающие продуктивность нефтяных скважин, осуществляемые при искусственном поддержании энергии пласта или искусственном изменении физико-химических свойств нефти
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
16
Общая характеристика мирового нефтегазового рынка Нефтепереработка российской нефти На долю российских НПЗ приходится 6,0 млн баррелей в сутки, что составляет примерно 6,3 % от общемировой переработки. Это делает Россию заметным игроком рынка, но далеко не лидером. При этом отрасль нефтепереработки в России в своем сегодняшнем состоянии была сформирована по большей части еще в советское время. Для периода ее становления было характерно наличие больших запасов нефти, необходимость использования значительных ресурсов мазута в отоплении и дизельного топлива в военно-промышленном комплексе. Все это определило конфигурацию большинства работающих сегодня в России НПЗ, производящих в результате избыточное количества мазута и дизельного топлива и в то же время едва обеспечивающих спрос на бензины. По показателю глубины переработки российские НПЗ в среднем значительно отстают от европейских и американских заводов, что обусловлено недостаточным распространением процессов глубокой переработки тяжелых остатков. Как бы то ни было, с 2011 года Правительство РФ предпринимает меры по стимулированию инвестиций
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
в модернизацию НПЗ. Во-первых, был изменен налоговый режим в нефтепереработке, предполагающий поэтапное повышение пошлин на темные нефтепродукты. Во-вторых, был заключен ряд соглашений между ФАС, Ростехнадзором, Росстандартом и нефтяными компаниями, фиксирующих планы компаний по модернизации НПЗ. Благодаря этим и ряду других мер в 2011-2020 годах десятилетие ожидается масштабная модернизация отрасли нефтепереработки.
Важной тенденцией на рынке нефтепереработки в России является рост спроса на автобензины. Средний прирост автопарка составит 1,5–2 млн автомобилей ежегодно, а потребление автобензинов к 2025 году вырастет до 43–47 млн тонн в год. По мере модернизации автопарка будет происходить структурное изменение спроса на автобензины в пользу увеличения доли высококачественного бензина класса 5 в суммарном потреблении, что станет серьезным вызовом для производителей.
Ощутимым изменением структуры производства на российских НПЗ в ближайшие годы будет снижение производства мазута. В настоящее время его доля в производстве нефтеперерабатывающей продукции составляет порядка 28 %, что соответствует производству 68 млн тонн в год. В ближайшие 10–15 лет благодаря планируемой компаниями модернизации НПЗ производство мазута сократится в три раза, в результате чего глубина переработки нефти к 2025 году на отечественных заводах составит 92 %, что превышает среднеевропейский уровень.
Еще один драйвер изменений в отрасли — это меры Правительства по повышению качества топлив. В частности, действующий сегодня Технический регламент запрещает к обороту топлива ниже класса 5 с 2016 года. Кроме того, введены дифференцированные ставки акцизов, стимулирующие производителей активно переходить на выпуск более качественного бензина. Ожидается, что до 2016 года, когда будут введены в строй несколько крупных установок каталитического крекинга, баланс на российском рынке бензинов будет оставаться крайне напряженным.
17
Нефтеперерабатывающие заводы Азиатско-Тихоокеанского региона
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
18
Нефтеперерабатывающие заводы Азиатско-Тихоокеанского региона Особенности отрасли нефтепереработки в регионе22 Активное развитие отрасли нефтепереработки в регионе началось с 1970-х годов и было обусловлено активным ростом экономик восточно-азиатских государств, требовавшим все большего количества энергии. Примерно в это время благодаря инвестициям международных корпораций выделился заметный центр импорта сырой нефти регионального уровня. Индия и Китай, располагавшие богатыми экономическими ресурсами, начали развивать нефтеперерабатывающую отрасль силами государственных компаний, что определило подчиненную роль сектора Downstream в этих странах с регулируемыми государством ценами. Несмотря на то что в большинстве других стран региона основными владельцами нефтеперерабатывающих мощностей были международные корпорации, модель бизнеса с государством в качестве основного заказчика продукции и регулятора рынка также осталась характерна для Индонезии, Малайзии, Таиланда и Вьетнама. В рамках этой модели
22 23
нефтяные компании также несут ответственность за объемы производства и должны гарантировать удовлетворение растущего спроса на нефтепродукты. Таким образом, для частных компаний определенной проблемой является тот факт, что рентабельность производства напрямую зависит от взаимоотношений с государством и его поддержки. Как бы то ни было, на протяжении последнего десятилетия наблюдается активный рост нефтеперерабатывающих мощностей в странах, не входящих в ОЭСР23. АзиатскоТихоокеанский регион обеспечивает львиную долю этого роста, прибавив 8 млн баррелей в сутки с начала бурного роста в 2002 году. За грядущее пятилетие (2014–2018) ожидается, что прирост в нефтепереработке региона составит еще 6 млн баррелей в сутки, при этом больше половины этого роста (55 %) придется на Китай, еще четверть (24 %) — на Индию. На данный момент в регионе запланировано строительство 20 новых НПЗ, включая 7 в Китае и 3 в Индии. Интересно отметить, что 75 % новых мощностей региона будет построено национальными государственными компаниями.
По материалам The Future of Asian Refining, Gaffneu, Cline & Associates, 2014 Организация экономического сотрудничества и развития, http://www.oecd.org/
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
19
Нефтеперерабатывающие заводы Азиатско-Тихоокеанского региона Bangchak Petroleum (Thailand) НПЗ Bangchak в Тайланде расположился на 100 гектарах на берегу реки Chao Phraya, в районе Phra Khanong Бангкока. Он был построен в 1964 году по инициативе Министерства обороны Таиланда с целью обеспечить 5000 баррелей в сутки собственных мощностей нефтепереработки внутри страны. Полный цикл производства топлив и продуктов нефтехимии долгое время оставался важнейшей стратегической целью Таиланда, поэтому с самого открытия завода государство, с одной стороны, всячески ограждало НПЗ от вмешательства в его управление международных нефтяных корпораций, а с другой — стимулировало его расширение до 20 тыс. баррелей в сутки. В последующие годы рост цен на сырую нефть привел к тяжелому экономическому кризису в стране, вынудившему Таиланд национализировать НПЗ, положение которого к тому времени значительно ухудшилось — производство аккумулировало убытки в размере 130 млн долларов США. Для того чтобы выправить ситуацию на нефтеперерабатывающем заводе, Правительство Таиланда основало ком-
24
панию Bangchak Petroleum PLC, которая на сегодняшний момент и управляет заводом. Компания смогла создать на заводе систему эффективного управления, благодаря которой экономические проблемы производства были преодолены и завод начал приносить прибыль, войдя в десятку самых успешных проектов в стране. Сегодня НПЗ Bangchak располагает мощностями по переработке 120 тыс. баррелей нефти в сутки. Производимые на заводе автомобильные топлива соответствуют стандартам не ниже «Евро-4», кроме того, производственная линия обладает высокой энергоэффективностью. Более 80 % продуктов нефтепереработки продается напрямую потребителям через сеть автозаправок. Большая часть акций компаний на-ходится в свободном обращении (62,8 %), остальные акции делят между собой PTT Group24 (27,22 %) и Министерство финансов Таиланда (9,98 %). Хотя 98,2 % доходов компании до сих пор генерируется в нефтеперерабатывающем бизнесе, Bangchak активно развивает новые направления, вводя в свою структуру дочерние компании, реализующие
проекты в сфере «чистой» энергетики — биотоплив и солнечной электроэнергетики. Также Bangchak Petroleum имеет 21 % доли в крупной национальной компании по производству биоэтанола. По итогам 2013 года НПЗ Bangchak в среднем перерабатывал 99,34 тыс. баррелей нефти в сутки с глубиной переработки в районе 83 %. Большую часть реализованной продукции составило дизельное топливо (порядка 2,7 млрд литров) и бензины (около 1,3 млрд литров). Завод располагает одной из лучших технологий гидрокрекинга в рамках собственного комплексного процесса переработки и современной системой производственной безопасности. Также была размещена установка по обработке остаточных газов, что позволило значительно снизить выбросы серы в окружающую среду в процессе производства. Средняя рентабельность нефтепереработки (с учетом затрат) составляет порядка 5,76 доллара США за баррель. Подробная информация о заводе: http://www.bangchak.co.th/en/
http://www.pttplc.com/en/pages/home.aspx
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
20
Нефтеперерабатывающие заводы Азиатско-Тихоокеанского региона Petron (Филиппины) Компания Petron ведет свою историю с 1933 года, когда две компании — Socony Vacuum Oil Company и Standard Oil Company — объединились, чтобы создать единую Standard Vacuum Oil Company, или Stanvac. В 1957 году на фоне возросшего в стране спроса на топливо Stanvac начала строительство нефтеперерабатывающего завода в Лимэе (провинция Батаан). К 1961 году завод был построен и имел мощность в 25 тыс. баррелей в сутки. В 1962 году партнерство Standard Oil и Socony Vacuum распалось, и завод стал принадлежать Esso Philippines. В 1973 году на волне экономического кризиса Филиппинская национальная нефтяная компания (Philippine National Oil Company — PNOC) приобрела Esso Philippines и переименовала ее в Petrophil Corporation. В 1988 году Petrophil была снова переименована — на этот раз в Petron Corporation. 1990-е годы для нефтяной отрасли Филиппин стали очень непростыми: война в Персидском заливе сказалась на экспорте сырой нефти из региона. В это время PNOC заключила партнерское соглашение с самой крупной нефтедобывающей компанией мира Saudi Aramco, что обеспечило Petron стабильные поставки сырой нефти и открыло доступ к самым современным технологиям нефтепереработки. В 1994 году PNOC и Saudi Aramco подписали акционерное соглашение, по которому Aramco получала 40%-ную долю в Petron. В тот же год PNOC продала 20 % своих акций,
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
произведя первое публичное размещение акций за всю историю страны. Приватизация НПЗ послужила драйвером к дальнейшим переменам: прежде всего, была увеличена мощность завода, установлены дополнительные агрегаты, повышающие уровень экологической безопасности производства и качество производимого топлива. В 2000 году Petron запустила проект диверсификации своего производства в сторону нефтехимического бизнеса, разместив на НПЗ установки по производству пластмасс. В 2010 году этот бизнес пополнился приобретенным заводом по производству полипропиленов в Маривелесе (провинция Батаан). Таким образом, сегодня Petron Corporation — это крупнейшая нефтеперерабатывающая компания на Филиппинах. НПЗ Petron обеспечивает порядка 40 % потребностей страны в нефтепродуктах, предлагая топливо и нефтехимию мирового уровня через собственную сеть заправочных станций. Компании принадлежит интегрированный нефтеперерабатывающий и нефтехимический комплекс в Батаане общей мощностью 180 тыс. баррелей в сутки. Завод производит полный спектр нефтепродуктов, включая автобензин, дизельное топливо, сжиженный нефтяной газ, реактивное топливо, керосин и др. Petron постоянно совершенствует свои технологии и поддерживает имидж одной из самых высокотехнологичных компаний мира в нефтепереработке. В частности, Petron Blaze 100 — один из немногих, если
не единственный коммерчески доступный автомобильный бензин с октановым числом 100. Нефтехимический комплекс Petron включает мощности по производству полипропилена в объеме 160 тыс. тонн в год, а также фабрики по производству смазочных материалов и присадок к топливу. С нефтеперерабатывающего завода продукция морским транспортом поставляется в 32 терминала по всей стране, образующих единую сеть дистрибьюции для промышленных потребителей. Также Petron поставляет реактивное топливо в ключевые аэропорты региона для внутренних и международных перевозчиков. Компании также принадлежит самая большая розничная сеть региона, состоящая из 1900 заправочных станций. Компания экспортирует часть бензинов и нетопливных продуктов в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, в частности, в Японию, Малайзию, Сингапур, Южную Корею, Таиланд, Пакистан и даже в Арабские Эмираты. Для дальнейшего развития на международных рынках была создана Petron Oil and Gas International, целью которой будет управление еще тремя компаниями в Малайзии. Подробная информация о заводе: http://www.petron.com/
21
Нефтеперерабатывающие заводы Азиатско-Тихоокеанского региона Thai Oil (Тайланд) Сегодня НПЗ Thaioil располагает перерабатывающими мощностями в 280 тыс. баррелей в сутки, что составляет порядка 21 % национального рынка нефтепереработки и обеспечивает 35 % внутреннего спроса на углеводороды. Завод проектировался с целью извлечения максимальной стоимости на протяжении всего цикла производства нефтепродуктов, поэтому он имеет довольно сложную технологическую схему, включающую множество ступеней переработки — от дистилляции сырой нефти до специализированных процессов улучшения свойств нефтепродуктов. Это позволяет Thaioil занимать позицию среди лидеров отрасли в сфере производства высококачественного топлива. Завод обладает достаточно гибкой технологией, для того чтобы использовать различное сырье из различных источников, а также варьировать выпуск различных бензинов в соответствии с внутренними потребностями. В структуре производства завода преобладают средние дистилляты, в том числе авиационное топливо для гражданских и военных самолетов, а также керосин. Они составляют 56 % выпуска. Светлые нефтепродукты, включая сжиженный нефтяной газ и автомобильные топлива, образуют еще 33 % продукции завода. В свое время завод стал одним из первых производителей автомобильного бензина класса «Евро-4» в стране. Сегодня он производит бензины с октановым числом 95, в основном на экспорт, и 91, большая часть которого потребляется внутри страны. Также он
25 26
выпускает бензиновую базу (G-Base) для производства бензин-этаноловых смесей (автомобильных топлив E10, Е20 и E85). Дизельное топливо, производимое на заводе, также соответствует стандарту «Евро-4». Тяжелые нефтепродукты, к числу которых относятся асфальт, мазут и жидкая сера, определяют оставшиеся 11 % выпуска. Конфигурация завода включает три основных блока: дистилляционный, вторичной переработки и улучшения качества. В дистилляционном блоке осуществляется разделение нефти на основные фракции под воздействием температуры. В блоке вторичной переработки полученные нефтепродукты доводятся до товарного состояния с помощью различных химических реакций. Третий блок — улучшения качества — окончательно готовит нефтепродукты к выпуску на рынок. Его основная задача — сделать так, чтобы нефтепродукты удовлетворяли высоким требованиям к качеству и безопасности. НПЗ ThaiOil характеризуется очень высокой загрузкой — на протяжении 2013 года он работал на 102 % от номинальной мощности. Чистый доход в 2013 году составил 350 млн долларов США. При этом завод на протяжении нескольких лет уверенно занимает первую строчку в рейтинге по операционным затратам в отрасли региона, что определяет его мощную конкурентную позицию. Рентабельность переработки нефти на заводе оценивается в 5,1 доллара США за баррель. Для обеспечения высокого уровня использования мощностей на заводе были внедрены системы управления техно-
логическими и бизнес-процессами. Например, была развернута база данных, охватывающая все производственные процессы и агрегирующая их в единое целое. Ее задача — облегчить доступ к информации о производственном процессе и обеспечить безопасность этой информации. Внедренная на НПЗ система управления оповещениями, помогающая операторам своевременно реагировать и решать возникающие на производстве проблемы, считается одной из лучших в мире. Также на заводе установлены различные автоматизированные системы управления процессами производства, позволяющие увеличить выход более дорогих нефтепродуктов при переработке того же сырья. За прошедший год компании удалось привлечь 1 млрд долларов США инвестиций с помощью бондов, которым были присвоены достаточно неплохие рейтинги BBB по оценкам Standard and Poor’s25 и Baa1 по оценкам Moody’s26. Нефтеперерабатывающий завод Thaioil находится недалеко от крупнейшего порта Таиланда Лаем Чабанг, который обеспечивает завод всеми необходимыми транспортными услугами, будь то морские, автомобильные или железнодорожные грузоперевозки. Также ПНЗ пользуется услугами Thai Petroleum Pipeline — мультипродуктовой системы трубопроводов. Такое положение позволяет компании доставлять свою продукцию региональным потребителям с минимальными издержками. Подробная информация о заводе: http://www.thaioilgroup.com/
Рейтинговое агентство, http://www.standardandpoors.com/ Рейтинговое агентство, https://www.moodys.com/
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
22
Нефтеперерабатывающие заводы Азиатско-Тихоокеанского региона Caltex (Австралия) Caltex — это бренд, принадлежащий Chevron Corporation, используемый в более чем 60 странах Азиатско-Тихоокеанского региона, на Среднем Востоке и в Южной Африке. Австралийский филиал — Caltex Petroleum Australia Pty. Ltd — принадлежит Chevron только на 50 %. Остальными 50 % акций владеют многочисленные австралийские акционеры. Caltex является ведущей компанией в отрасли нефтепереработки в Австралии. Свой нефтеперерабатывающий завод компания построила в 1950-х годах. Начальный этап развития бизнеса компания провела в жесткой борьбе с другой нефтеперерабатывающей компанией — Ampol. Вплоть до 1995 года обе компании оставались относительно небольшими по сравнению с присутствующими в стране международными компаниями, однако их слияние позволило Caltex стать самым крупным нефтепереработчиком Австралии. В отличие от остальных компаний австралийского рынка Caltex смогла сохранить свою независимость — все решения принимаются советом директоров в Австралии. На
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
сегодняшний момент, помимо нефтеперерабатывающего, компания располагает также логистическим и маркетинговым бизнесом в сфере нефтепродуктов. Таким образом, полная цепь поставок Caltex включает НПЗ, 76 нефтехранилищ и 12 терминалов, каналы распределения и продаж продукции для конечных и промышленных потребителей. Также у Caltex есть розничная сеть, состоящая из 2000 заправочных станций, в числе которых есть как собственные, так и работающие по франшизе. С ее помощью удовлетворяется треть внутреннего спроса Австралии на топливо. В бизнес компании вовлечены более 3500 тысяч работников по всей стране. На сегодняшний момент компания располагает двумя нефтеперерабатывающими заводами, в Карнелле (Сидней) и Литтоне (Брисбан), однако в планах компании значится закрытие нефтепереработки в Карнелле и конверсия завода в терминал для импорта нефти. Переработка нефти на заводе продолжится вплоть до четвертого квартала 2014 года, однако параллельно с ней в его зданиях уже ведется работа по переоборудованию. По планам компании Карнелл станет крупнейшим и самым современным терминалом Австралии по импорту сырой нефти. Таким образом,
единственным нефтеперерабатывающим предприятием Caltex в Австралии начиная с четвертого квартала 2014 года останется НПЗ в Литтоне, имеющий мощность 106 тыс. баррелей в сутки. По итогам 2013 года чистый убыток нефтеперерабатывающего бизнеса компании составил 171 млн долларов США. Невпечатляющие результаты компания оправдывает внешними факторами, главный из которых — падение курса австралийского доллара по отношению к доллару США, что привело к потерям в 78 млн долларов США по долговым обязательствам. Второй фактор, негативно повлиявший на успехи компании в прошлом году, — это флуктуации цены на нефть, из-за которых компания потеряла еще 33 млн долларов США. Среднегодовая рентабельность нефтепереработки всей компании составила 9,34 доллара США за баррель с учетом повышенных издержек на закрываемом производстве в Карнелле. Подробная информация о заводе: http://www.caltex.com.au/
23
Приложения
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
24
ПриложениЕ Прогноз потребления жидких УВ, млн барр./сутки
Стуктура потребления энергоносителей, %
120
100 %
Транспортный сектор развивающихся стран Транспортный сектор стран ОЭСР Прочие секторы
100
90 %
80 80 % 60 70 % 40 60 %
20
0
2000
2005
2010
2015
2020
2025
50 % 2000
2005 Электроэнергия
2010
2015 Газ
Прочие
2020
2025 Нефть
Рисунок 1. Прогноз потребления углеводородов.
Источник: «Лукойл», Основные тенденции развитии глобальных рынков нефти и газа до 2025 года
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
25
ПриложениЕ Изменение автопарка в отдельных регионах за 2010-2025 гг., млн авто
Траектории автомобилизации Легковые автотранспортные средства / 1 000 чел
350
600
Легковые 2010
Стадия бума
Грузовые 2010
300
500
Прирост
250
400
200 300
Европа
200
Китай 2025 г.
50
Китай 2010 г. 0
10 000
100
Азия
100
0
150
Северная Америка
ВВП/чел., $ 2011 20 000
30 000
40 000
50 000
0
Северная Америка
Европа
Китай
Индия
Латинская Америка
Рисунок 2. Тенденции автомобилизации.
Источник: «Лукойл», Основные тенденции развитии глобальных рынков нефти и газа до 2025 года
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
26
ПриложениЕ Динамика цен на нефть марки Brent c 1984 по 2014 год
150
120
90
60
30
0
4 84 86 87 89 90 92 93 95 96 98 99 01 02 04 05 07 08 10 11 13 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 20 20 20 20 20 20 20 20 20 g 201 Au
Рисунок 3. Динамика цен на нефть. Источник: http://www.citizensbankdelphos.com/category/oil-gas/
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
27
ПриложениЕ Динамика изменения прироста мощностей по первичной переработке нефти (год к году), тыс. барр./сутки 2 000 1 500 1 000 500 0 - 500 - 1 000 - 1 500 - 2 000 2005
2010 Китай Европа Прочие
2015 Латинская Америка Азия
2020
2025
Ближний Восток Северная Америка
Рисунок 4. Динамика изменения прироста мощностей по регионам. Источник: «Лукойл», Основные тенденции развитии глобальных рынков нефти и газа до 2025 года
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
28
ПриложениЕ Крупнейшие проекты новых НПЗ на Ближнем Востоке, в Южной Азии и АТР
Пекин Гюмюшан
Тегеран
Тайчжоу
Аль-Зоур Янбу
Эль Джубайл
Бендер-Аббас
Цзеян
Нью Дели
Руваис
Чжаньцзян
Джизан
Манила
Парадип
Бангкок Куддалор НПЗ мощностью болеее 15 млн тонн/год Мощность завода - 20 12 - Сложность завода (индекс Нельсона)
Рисунок 5. Крупнейшие проекты новых НПЗ.
Источник: «Лукойл», Основные тенденции развитии глобальных рынков нефти и газа до 2025 года
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
29
ПриложениЕ Объемы переработки «Газпром нефти»
2013
20,23
7,52
11,08
42,63
2,75 1,10
2012
20,95
2011
2010
19,95
7,39
10,80
18,98
Омский НПЗ Московский НПЗ
7,64
10,67
8,91
ЯНОС NIS
7,15
2,14 1,94
2,36
2,85
43,34
40,49
37,90
НПЗ в Республике Беларусь
Рисунок 6. Объемы нефтепереработки на мощностях «газпром нефти». Источник: официальный сайт Компании «Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
30
ПриложениЕ Структура продуктов нефтепереработки «Газпром нефти»
2013
8,30
10,70
2,60
6,70
1,70
5,70
1,10
2012
10,30
8,10
2,60
7,70
1,40
5,90
1,20
2011
7,60
10,80
2,50
7,90
1,60
4,60
1,00
2010
6,70
1,50
Бензин автомобильный Бензин технологический Дизельное топливо
10,60
2,40
7,30
1,30
Реактивное топливо Мазут Битум
3,50
38,80 36,70 39,30 37,20 38,10 36,10 35,00 Переработка 33,20 Производство Прочее Переработка нефти
Рисунок 7. Структура продуктов нефтепереработки на мощностях «газпром нефти». Источник: официальный сайт Компании «Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
31
ПриложениЕ
Рисунок 8. Возможная схема нефтепереработки.
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
32
Кейс написан и опубликован Changellenge >> — ведущей организацией по кейсам в России www.changellenge.com info@changellenge.com vk.com/changellengeglobal facebook.com/changellenge
Кейс создан по заказу ОАО «Газпром нефть» www.gazprom-neft.ru
«Газпром нефть»: Ворота в Азию | Кейс по приобретению нефтеперерабатывающего завода
41