Заключение по анализу состояния конкуренции на товарном рынке по переработке нефти
г. Астана июнь 2024 года
Агентством по защите и развитию конкуренции Республики Казахстан (далее – Агентство) во исполнение плана работы Агентства на 2024 год проведен анализ состояния конкуренции на рынке переработки нефти.
Анализ проведен в соответствии со статьей 196 Предпринимательского кодекса Республики Казахстан и Методикой по проведению анализа состояния конкуренции на товарных рынках, утвержденной приказом Председателя Агентства по защите и развитию конкуренции Республики Казахстан от 3 мая 2022 года № 13 (далее – Методика).
Цель анализа:
- оценка состояния конкурентной среды на товарном рынке по переработке нефти по Республике Казахстан;
- выявление субъектов рынка, занимающих доминирующее или монопольное положение на товарном рынке по переработке нефти;
- определение обладателей ключевой мощности (Протокол заседания Правления Агентства № 0/5297-вн от 27.12.2023г.)
Для выполнения анализа были использованы следующие материалы:
При проведении данного Анализа, Агентство руководствовалось Законами Республики Казахстан «О государственном регулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов» (далее – Закон о госрегулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов), «О естественных монополиях», «О газе и газоснабжении» и др.
В ходе анализа использовались следующие понятия и определения:
Нефтью признаются сырая нефть, газовый конденсат, сланцевая нефть, а также углеводороды, полученные после очистки сырой нефти и обработки горючих сланцев, нефтебитуминозных пород или смолистых песков.
производство нефтепродуктов – комплекс работ по переработке сырой нефти и (или) газового конденсата, и (или) продуктов их переработки, а также компаундированию, обеспечивающих получение нефтепродуктов;
производитель нефтепродуктов – юридическое лицо, имеющее на праве собственности и (или) иных законных основаниях нефтеперерабатывающий завод и осуществляющее производство нефтепродуктов в соответствии с паспортом производства, а также реализацию произведенных собственных нефтепродуктов и (или) передачу нефтепродуктов, являющихся продуктом переработки давальческого сырья;
производитель нефтепродуктов малой мощности (далее – мини-НПЗ) - производитель нефтепродуктов, осуществляющий производство нефтепродуктов на технологических установках, проектная мощность которых предусматривает объем переработки сырой нефти и (или) газового конденсата менее восьмисот тысяч тонн в год;
производственный объект производителя нефтепродуктов – комплекс зданий и сооружений, включающий технологическое оборудование, резервуарный парк, эстакады налива нефтепродуктов, технические устройства и коммуникации, предназначенный для приема сырой нефти и (или) газового конденсата, производства, хранения, слива, налива, прокачки, транспортировки, отгрузки и реализации нефтепродуктов, соответствующий требованиям законодательства Республики Казахстан в области технического регулирования;
паспорт производства - документ установленной формы, отражающий показатели производственных мощностей производителя нефтепродуктов, основные его характеристики, регламентирующий использование имеющегося оборудования для соблюдения технологического процесса производства;
продукты переработки – продукты переработки сырой нефти и газового конденсата, пригодные для последующей переработки производителем нефтепродуктов (за исключением производителя нефтепродуктов малой мощности);
производственный объект баз нефтепродуктов – технологическое оборудование, резервуарный парк, технические устройства и коммуникации, предназначенные для приема, хранения, отгрузки и реализации нефтепродуктов, соответствующие требованиям законодательства Республики Казахстан в области технического регулирования;
поставщик нефти – физическое или юридическое лицо, поставляющее производителю нефтепродуктов, а также нефтеперерабатывающим заводам, расположенным за пределами Республики Казахстан, самостоятельно добытые, полученные Республикой Казахстан в качестве налогов, уплачиваемых в натуральной форме в соответствии с налоговым законодательством Республики Казахстан, импортированные или приобретенные непосредственно у недропользователя сырую нефть и (или) газовый конденсат на условиях, установленных настоящим Законом.
Основными потребителями услуг по переработке сырой нефти в соответствии с Законом о госрегулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов являются поставщики нефти, поставляющие нефть на нефтеперерабатывающие заводы (далее – НПЗ) для получения продуктов, вырабатываемых из нефти.
ГОСТ РК ИСО 1998-4-2004 (ИСО 1998-4; 1998, IDT) дает определение переработки нефти как процесса очистки, крекинга нефти и др., при которых сырье (нефть) превращается в товарные продукты.
С 1 января 2018 года на территории Казахстана применяются бензин и дизельное топливо экологических классов К4 и К5. Три крупных НПЗ РК: прошедшие модернизацию ТОО «Павлодарский нефтехимический завод» (далее – ПНХЗ), ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод» (далее – АНПЗ) и ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» (далее – ПКОП) отвечают требованиям экологических классов К4 и К5.
В свою очередь мини-НПЗ не имеют в своем составе технологических установок, позволяющих производить топливо, соответствующие выше третьего экологического класса согласно принятому Техническому регламенту Таможенного союза ТР ТС 013/2011 «О требованиях к автомобильному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту».
Вместе с тем, согласно проведенному тесту гипотетического монополиста (https://forms.gle/tuVd53kwmVnx9jvq6), следует, что потребители анализируемого рынка (физические и/или юридические лица, которым необходимо осуществить переработку сырой нефти) в случае увеличения цены на услуги по переработке нефти в НПЗ на 5-10%, не готовы заменить услугу, оказываемую НПЗ, услугой мини НПЗ.
Таким образом, исходя из перечисленных характеристик, анализируемая услуга переработки на НПЗ не взаимозаменяема с услугой на мини НПЗ, то есть по своим потребительским свойствам не имеет заменителей и является однородной товарной группой услуг.
В настоящее время переработка нефти для получения нефтепродуктов, соответствующих качеству К4, К5 осуществляется только на НПЗ, при этом, поставка иных видов сырья для производства нефтепродуктов, как и использование иных способов получения нефтепродуктов данного класса качества, не представляется возможным.
На основании вышеизложенного, процесс переработки нефти не имеет заменителей, товарными границами определена услуга – переработка нефти.
В соответствии с пунктом 17 Методики границы рынка определяются с учетом доступности приобретения товаров по следующим критериям:
1) возможность приобретения товара на данной территории;
Потребителями услуг по переработке нефти являются недропользователи, соответственно поставка нефти на НПЗ осуществляется с месторождений, расположенных в Атырауской, Актюбинской, Западно-Казахстанской, Кызылординской и Мангистауской областях.
Обязательства недропользователей предусмотрены статьей 130 Кодекса «О недрах и недропользовании», согласно которой они обязаны на нужды внутреннего рынка в соответствии с графиками поставки осуществлять поставку нефти для переработки на территории Республики Казахстан. Формирование графика поставки осуществляется в порядке, утверждаемом уполномоченным органом в области углеводородов.
В рамках Графика поставки нефти ресурсы недропользователей по системе магистральных нефтепроводов и железной дороге распределяется на экспорт и с учетом Плана переработки нефти и производства нефтепродуктов поставляется на НПЗ.
Согласно пунктам 1 и 2 статьи 18 Закона о госрегулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов План переработки нефти, продуктов переработки для производителей нефтепродуктов, за исключением производителей нефтепродуктов малой мощности, на предстоящий календарный год утверждается уполномоченным органом в области производства нефтепродуктов ежегодно не позднее 15 декабря в целях обеспечения максимальной загрузки мощностей производителей нефтепродуктов и удовлетворения потребностей внутреннего рынка Республики Казахстан в нефтепродуктах.
План переработки нефти и (или) продуктов переработки определяет объем сырой нефти и (или) газового конденсата, и (или) продуктов переработки, который производитель нефтепродуктов обязан ежемесячно перерабатывать для производства соответствующих видов нефтепродуктов в течение календарного года с учетом прогнозируемого потребления нефтепродуктов на внутреннем рынке Республики Казахстан.
Отгрузка нефти осуществляется в строгом соответствии с Графиком поставки нефти на внутренний рынок РК.
2) обоснованность и оправданность транспортных затрат относительно стоимости товара;
Тарифы на услуги по транспортировке нефти на внутренний рынок утверждаются уполномоченным органом в сфере естественных монополий.
Стоимость тарифа транспортировки 1 тонны нефти на 1 000 км. по трубопроводам АО «КазТрансОйл» с 2021 году составило – 4355,57 тенге, а с июля 2023 года – 4849,39 тенге без НДС, общая протяженность сетей 8,4 тыс.км, магистральные трубопроводы АО «КазТрансОйл» соединяют месторождения и все НПЗ Республики Казахстан.
Цена переработки на НПЗ не зависит от транспортных затрат отправителя (недропользователя либо поставщика нефти).
3) сохранение качества, надежности и других потребительских свойств товара при его транспортировке;
Услуга переработки нефти и ее качество не зависит от способа транспортировки нефти.
Транспортировка нефти по магистральным трубопроводам, автомобильным, железнодорожным и морским транспортом осуществляется в соответствии с ГОСТ.
4) отсутствие ограничений (запретов) купли-продажи, ввоза и вывоза товаров;
Согласно подпунктам 8) и 10) статьи 12 Закона о госрегулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов производители нефтепродуктов обязаны:
- предоставлять поставщикам нефти равные условия доступа к переработке сырой нефти и (или) газового конденсата, и (или) продуктов переработки;
- обеспечить равный доступ поставщикам нефти, а также приобретать, принимать на переработку сырую нефть, газовый конденсат, продукты переработки (за исключением производителей нефтепродуктов малой мощности) при наличии документов, подтверждающих их происхождение, указанных в части второй пункта 5 статьи 18 настоящего Закона.
административные ограничения по покупке услуги переработки нефти осуществляются через план поставки нефти на внутренний рынок, утверждаемый уполномоченным органом в лице Министерства энергетики.
Правилами доступа поставщиков нефти к переработке сырой нефти и (или) газового конденсата, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 2 февраля 2015 года № 51, определяется порядок предоставления доступа поставщиков нефти к переработке нефти.
Так, производитель нефтепродуктов в соответствии с пунктом 5 статьи 18 Закона о госрегулировании и обороте нефтепродуктов, обязан обеспечивать равный доступ поставщику нефти к переработке нефти, в том числе при условии соблюдения следующих требований:
1) наличие у поставщика нефти документа, подтверждающего происхождение приобретаемых (принимаемых) сырой нефти и (или) газового конденсата, и (или) продуктов переработки;
2) наличие у поставщика нефти документа, подтверждающего качество поставляемых сырой нефти и (или) газового конденсата, и (или) продуктов переработки (паспорт качества).
5) наличие равных условий конкуренции на территории, в пределах которой осуществляются реализация, поставка товаров.
Согласно пункту 8 статьи 18 Закона о госрегулировании и обороте нефтепродуктов поставщики нефти и производители нефтепродуктов, за исключением производителей нефтепродуктов малой мощности, обязаны осуществлять поставки нефтепродуктов, произведенных из принадлежащих им на праве собственности или иных законных основаниях сырой нефти и (или) газового конденсата, в соответствии с планом поставок нефтепродуктов.
При этом, с учетом формируемого Министерство энергетики Правил формирования графика поставки нефти, НПЗ находятся в условиях конкуренции между собой в связи с административным регулированием распределения сырья между заводами вне зависимости от нахождения потребителя (месторождения).
На основании вышеизложенного границами рынка переработки нефти определена Республика Казахстан.
Согласно пункту 27 Методики если покупатели не заменяют и не готовы заменить в потреблении товар, приобретаемый в один период времени, этим же товаром, приобретаемым в другой период времени, то при выборе временного интервала учитываются обусловливающие данный выбор характеристики товарного рынка.
В соответствии с действующим законодательством нефть поставляется на внутренний рынок республики на НПЗ непрерывно в течении года согласно Графику поставок нефти, утверждаемого Министерством энергетики Республики Казахстан в соответствии с пунктом 6 статьи 18 Закона о госрегулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов.
В связи с чем, изучаемый товарный рынок не является сезонным, товар (нефть) поставляется на НПЗ в течении всего года непрерывно, равномерный объем ежемесячных поставок нефти на НПЗ свидетельствует об отсутствии пика и спада в потреблении товара (нефти), договора заключаются преимущественно на один год.
На основании изложенного временным интервалом исследования определен период с 2021 по 2023 год.
Структура нефтеперерабатывающей отрасли Республики Казахстан представлена крупными НПЗ, такими как АНПЗ, ПНХЗ, ПКОП, ТОО «Caspi Bitum» и АО «Конденсат». АНПЗ, ПНХЗ, ПКОП прошли модернизацию и реконструкцию в рамках Государственной программы индустриально-инновационного развития.
Согласно информации Министерства энергетики по Республике Казахстан переработка нефти осуществляется следующими нефтеперерабатывающими заводами:
АНПЗ, ПНХЗ, ПКОП, ТОО «Caspi Bitum» являются организациями, с участием АО «НК «КазМунайГаз». При этом, АО «Конденсат» осуществляет переработку собственной нефти.
Остальная переработка нефти приходится на долю «мини-НПЗ», которые производят объемы низкокачественной продукции или полуфабрикатов, и участвуют в обеспечении мазутом и низкооктановым бензином (АИ-80), выпуск которого на трех основных крупных НПЗ после модернизации прекращен.
В соответствии с Законом «О госрегулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов» производителем нефтепродуктов малой мощности является производитель нефтепродуктов, осуществляющий производство нефтепродуктов на технологических установках, проектная мощность которых предусматривает объем переработки сырой нефти и (или) газового конденсата менее 800 тысяч тонн в год.
При этом, в соответствии с пунктом 1 статьи 18 Закона о госрегулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов в целях обеспечения максимальной загрузки мощностей производителей нефтепродуктов и удовлетворения потребностей внутреннего рынка Республики Казахстан в нефтепродуктах ежегодно утверждается План переработки нефти, продуктов переработки для производителей нефтепродуктов, за исключением производителей нефтепродуктов малой мощности, на предстоящий календарный год уполномоченным органом в области производства нефтепродуктов.
Агентством был направлен запрос в адрес вышеуказанных НПЗ, Министерство энергетики, а также НАО «Государственная корпорация «Корпорация для граждан», согласно их ответам установлен состав субъектов, осуществляющих переработку нефти:
Таблица 1
|
№ |
Наименование НПЗ |
Адрес |
Учредители |
Характеристика |
|
1 |
ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» |
г. Шымкент, ул. Капал батыра, 5. 8 7252 24 11 08 |
Valsera Holding B.V.- Х% Osauhing MGN Dorpat-Х% физических лиц – Х%, при этом участниками Valsera Holding B.V. являются АО «НК «КазМунайГаз- Х % и CNPC E&D Х % (КНР)
|
Завод построен в 1985 году, является самым новым из трех НПЗ Казахстана. Основными конечными продуктами нефтепереработки являются: бензины различных марок, дизельное топливо, котельное топливо (мазут), авиационный и осветительный керосины, печное топливо, сжиженный газ и другие нефтепродукты. Проектная мощность, по переработке нефти составляет 5,25 млн. тонн в год
|
|
2 |
ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод» |
г. Атырау ул. Зейноллы Кабдолова, 1 |
АО «НК «КазМунайГаз- Х%, ТОО «Алмаз Интернэшнл трейдинг компани»-Х% ТОО «A.G.Securities»-Х% ТОО «Компания A.G.Securities» (отозвана лиц-я)-Х% Физические лица Х% |
ТОО "АНПЗ" – первый крупный завод в нефтеперерабатывающей отрасли РК, построен в годы Великой Отечественной войны в течение двух лет на базе комплектации оборудования, поставляемого из США по «ленд-лизу», введен в эксплуатацию в сентябре 1945 года. Основными конечными продуктами нефтепереработки являются: бензины различных марок, дизельное топливо, котельное топливо (мазут), авиационный и осветительный керосины, печное топливо, сжиженный газ, битум, параксилол, бензол и другие нефтепродукты. Проектная мощность, по переработке нефти составляет 5,5 млн. тонн в год
|
|
3 |
ТОО «Павлодарский нефтехимический завод» |
г. Павлодар, ул. Химкомбинатовская, 1 |
АО «НК «КазМунайГаз»-Х% |
Завод был введен в эксплуатацию в 1978 году и ориентирован на переработку нефтяного сырья западносибирских месторождений. Основными конечными продуктами нефтепереработки являются: бензины различных марок, дизельное топливо, котельное топливо (мазут), авиационный и осветительный керосины, печное топливо, сжиженный газ и другие нефтепродукты. Проектная мощность, по переработке нефти составляет 6,000 млн. тонн в год, загруженность на 90 %. |
|
4 |
ТОО «Caspi bitum» |
Мангистауская область, г. Актау, Промзона 5 |
CITIC CANADA PETROLEUM LIMITED («CCPL») Х%, при этом АО «КазМунайГаз» владеет Х% долей участия в «CITIC Canada Energy Ltd.» Конечной контролирующей стороной оставшейся Х% доли участия в «CITIC Canada Energy Ltd.» является Правительство Китайской Народной Республики. |
Построен в рамках реализации проекта "Производство дорожных битумов на Актауском заводе пластических масс", предусмотренного Государственной программой по форсированному индустриально-инновационному развитию Республики Казахстан на 2010–2014 годы, для обеспечения потребностей дорожной отрасли в высококачественном дорожном битуме. Основными конечными продуктами нефтепереработки являются: битум, очищенная (товарная) нефть. Компания осуществляет услуги по переработке нефти и производству битума только для АО «Каражанбасмунай» на базе схемы давальческого сырья. |
|
5 |
АО «Конденсат» |
ЗКО |
Крупные акционеры: ТОО «Конденсат Холдинг LTD», ТОО «TPKL UK LLP», ТОО «Премиум холдинг», Валерий и Наталья Джунусовы |
Расположен в Западно-Казахстанской области на территории Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. Основными конечными продуктами нефтепереработки являются: бензины различных марок, дизельное топливо, вакуумный газойль, гудрон. Проектная мощность, по переработке нефти составляет 846 тыс.тонн в год, загруженность на 6,5 %.
|
Согласно статье 165 Предпринимательского Кодекса на основании изученных учредительных документов установлена группа лиц КазМунайГаз, в составе ТОО «Павлодарский нефтехимический завод», ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод» и ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс», где одним из учредителей является АО «НК «КазМунайГаз».
Согласно пункту 58 Методики и пункту 2 статьи 165 Предпринимательского Кодекса, группа лиц КазМунайГаз рассматривается как единый субъект рынка.
НПЗ с долевым участием АО «НК «КазМунайГаз» оказывают услуги по переработке нефти по установленным тарифам, не закупая нефть для переработки и не продают полученные нефтепродукты. Поставщики нефти реализуют готовые нефтепродукты самостоятельно. НПЗ фокусируются только на производственных вопросах, в результате чего оптимизируется деятельность по переработке и сокращаются издержки.
Так, АНПЗ, ПНХЗ и ПКОП работают по давальческой схеме переработки сырья, т. е. перерабатывает получаемое сырье в различные виды нефтепродуктов, которые затем возвращаются давальческим компаниям.
Согласно данным Министерства энергетики Республики Казахстан, объем переработки нефти на НПЗ составил:
в 2021 году – 16999,7 тыс.тн.,
в 2022 году – 17900,032 тыс.тн.,
в 2023 году – 17900 тыс.тн.
Основной объем казахстанской нефти отправляется на экспорт. На сырую нефть и газ приходится около 60 % экспортной выручки. На внутренний рынок для переработки недропользователями страны поставляется порядка 20 % добываемой нефти по стране.
Объемы добычи и отгрузки нефти на внутренний рынок для переработки за период 2021 – 2023 гг. представлены в таблице 2.
Таблица 2.
Объемы добычи и отгрузки нефти на внутренний рынок для переработки за период 2021–2023 гг.
|
Наименование |
Год |
|||
|
2021 |
2022 |
2023 |
||
|
1 |
2 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
Объем добычи нефти, тыс. тонн |
85879,5 |
84238,08 |
89806,2 |
|
2 |
Объем переработки нефти на НПЗ РК, тыс. тонн |
17028 |
17922 |
17679 |
|
3 |
Доля переработки в РК, % |
20% |
21% |
20% |
Таким образом, на НПЗ перерабатывается порядка всего 20% от общей добытой нефти.
Учитывая долю, не участвующих в поставках нефти на внутренний рынок, месторождений Тенгиз, Кашаган и Карачаганак в размере 60% от общего объема добычи, основная «социальная нагрузка» ложится на недропользователей, относящихся к «стареющей» группе месторождений. Между тем, в связи с истощением месторождений, в НПЗ поставляются газовые конденсаты, в том числе в рамках СРП Жаикмунай, Дунга оперэйтинг, КПО конденсат.
В соответствии с подпунктом 12) статьи 7 Закона о госрегулировании и обороте нефтепродуктов нефть недропользователями поставляется на вышеуказанные НПЗ согласно Графику поставок сырой нефти и (или) газового конденсата производителям нефтепродуктов, а также нефтеперерабатывающим заводам, расположенным за пределами Республики Казахстан, утверждаемого Министерством энергетики Республики Казахстан.
За основу принимаются потребности в переработке на НПЗ с целью обеспечения внутреннего рынка нефтепродуктами, без достаточного учета экономической и логистической составляющих собственников нефти (недропользователей).
Таким образом, соблюдено требование статьи 196 Кодекса, в соответствии с которым определение доли субъектов рынка возможно при наличии информации от субъектов, доля объема поставки которых занимает в общем объеме поставки более восьмидесяти пяти процентов.
Таблица 3
Расчет долей доминирования субъектов рынка по переработке
нефти за 2021-2023 года
|
Наименование |
2021 год |
2022 год |
2023 год |
|
|||||||
|
Объем переработки/ тыс тонн |
Доля |
Квадрат долей |
Объем переработки/ тонн |
Доля |
Квадрат долей |
Объем переработки/ тыс.тонн |
Доля |
Квадрат долей |
|||
|
Группа лиц КазМунайГаз |
16046 |
94,13 |
8861 |
16910 |
94,31 |
8895 |
16650 |
94,2 |
8870 |
||
|
Caspi bitum |
х |
х |
х |
х |
х |
х |
х |
х |
х |
||
|
АО «Конденсат» |
х |
х |
х |
хх |
х |
х |
х |
х |
х |
||
|
Итого |
17046 |
100 |
х |
17930 |
100 |
х |
17679 |
100 |
х |
||
Основной объем переработки нефти приходится на 3 основных НПЗ республики: на группу лиц КазМунайГаз (94 %) в составе:
Группа лиц Казмунайгаз: ТОО «Павлодарский нефтехимический завод» – 32; 30; 31 %, ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод» – 32; 30; 31 % и ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» – 31; 35; 33 %.
В соответствии с пунктом 4 статьи 172 Кодекса положение АНПЗ, ПНХЗ, ПКОП признается доминирующим, так как им признается положение каждого из нескольких субъектов рынка, если совокупная доля не более чем трех субъектов рынка, которым принадлежат наибольшие доли на соответствующем товарном рынке, составляет пятьдесят и более процентов или совокупная доля не более чем четырех субъектов рынка, которым принадлежат наибольшие доли на соответствующем товарном рынке, составляет семьдесят и более процентов, если в отношении такого субъекта рынка установлены в совокупности следующие обстоятельства:
Как видно из таблицы 3, доли АНПЗ, ПНХЗ и ПКОП почти неизменны, составляют 94% в 2021, 2022, 2023 годах от общего объема переработки.
Кроме того, по данным АО «Ситуационно-аналитический центр топливно-энергетического комплекса РК» переработка нефти на мини-НПЗ составила:
На сегодняшний день приоритетной продукцией для производства мини-НПЗ является: мазут, печное топливо, дизельное топливо, нафта, легкий дистиллят.
В настоящее время переработка нефти осуществляется на НПЗ, при этом, поставка иных видов сырья для производства нефтепродуктов, как и использование иных способов получения нефтепродуктов, не представляется возможным.
В соответствии с пунктом 40 Методики для определения уровня концентрации рынка используется:
Рекомендуется использовать уровень концентрации трех (CR 3), четырех (CR 4) крупнейших поставщиков.
2) индекс рыночной концентрации Герфиндаля-Гиршмана (НН) рассчитывается как сумма квадратов долей всех предприятий, действующих на рынке, и может измеряться в долях или процентах:
Таблица 7
Оценка состояния конкурентной среды на рынке
переработки нефти
|
Наименование |
2021 год |
2022 год |
2023 год |
||||
|
Доля |
Квадрат долей |
Доля |
Квадрат долей |
Доля |
Квадрат долей |
||
|
Группа лиц КМГ |
94,13 |
8861 |
94,31 |
8895 |
94,2 |
8870 |
|
|
Caspi bitum |
х |
х |
х |
х |
х |
х |
|
|
АО "Конденсат" |
х |
х |
х |
х |
х |
х |
|
|
Итого |
100 |
х |
100 |
х |
100 |
х |
|
В соответствии с пунктом 40 Методики для определения уровня концентрации рынка используется:
Сумма квадратов долей составляет х
На основании вышеизложенного, рынок переработки нефти является высококонцентрированным:
при 70% <94< 100%; 2000 < х < 10000.
Динамика цен на рассматриваемом товарном рынке
Согласно Предпринимательскому кодексу, тариф на переработку нефти не утверждается уполномоченным органом с 2017 года, то есть с 1 января 2017 года НПЗ сами устанавливают тариф на переработку нефти. До отмены регулирования тарифы на процессинг устанавливались Комитетом по регулированию естественных монополий и защиты конкуренции, последние тарифы были утверждены в октябре 2015 года на уровне 20501 тенге за тонну для АНПЗ, 14895 тенге для ПНХЗ и 11453 для ПКОП.
Таблица 4
Динамика тарифов НПЗ на переработку нефти
тенге/тонна
|
НПЗ |
Период |
январь |
февраль |
март |
апрель |
май |
июнь |
июль |
август |
сентябрь |
октябрь |
ноябрь |
декабрь |
|
АНПЗ |
2021 год |
41 466 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
|
2022 год |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
42 515 |
|
|
2023 год |
53 927 |
53 927 |
53 927 |
53 927 |
53 927 |
53 927 |
53 927 |
53 927 |
54 450 |
54 450 |
54 450 |
54 450 |
|
|
ПНХЗ |
|||||||||||||
|
2021 год |
20 904 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
|
|
2022 год |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
|
|
2023 год |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
23 240 |
|
|
ПКОП |
|
||||||||||||
|
2021 год |
33 671 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
|
|
2022 год |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
|
|
2023 год |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
35 336 |
|
|
Сaspi Bitum |
|
||||||||||||
|
2021 год |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
|
|
2022 год |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
|
|
2023 год |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
|
|
АО «Конденсат»
|
2021 год |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
|
2022 год |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
|
|
2023 год |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
|
С 1 января 2017 года утверждение тарифов на переработку сырой нефти уполномоченным органом отменено. В связи с чем, НПЗ самостоятельно устанавливают тарифы на переработку сырой нефти. Повышение тарифов на переработку с 2017 произошло во всех НПЗ.
Изучение тарифа за переработку сырой нефти показал динамику изменения цены за переработку сырой нефти за последние три года:
ТОО «Павлодарский нефтехимический завод» - от 20 904 тг./тн. до 23 240 тг./тн. или рост на 11 %;
ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод» - от 41 466 тг./тн. до 54 450 тг./тн. или рост на 30 % ;
ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» - от 33 671 тг./тн. до 35 336 тг/тн или рост на 5 %.
К барьерам входа на товарный рынок по переработке нефти относятся:
– экономические ограничения: вхождение на рынок переработки сырой нефти требует значительных финансовых вложений.
Необходимо отметить, что действующие в настоящее время крупные НПЗ функционируют уже длительное время (справочно: ТОО «ПНХЗ» запущен в 1978 году, ТОО «АНПЗ» в 1945 году, ТОО «ПКОП» в 1985 году).
Помимо строительства непосредственно НПЗ, для полноценного функционирования необходимо иметь нефтебазу, терминалы для приема сырья и отгрузки нефтепродуктов.
Поскольку АНПЗ, ПНХЗ, ПКОП являются крупными НПЗ в республике и поставка нефти на них осуществляется в соответствии с Графиком поставки нефти на внутренний рынок, утверждаемым Министерством энергетики Республики Казахстан, АО НК «КазМунайГаз» обладает возможностью оказывать решающее влияние на товарный рынок, в том числе
Таким образом, для привлечения новых субъектов (НПЗ) на данный рынок возможны инвестиционные условия в виде:
- наличия офтейк контрактов с предоставлением доступа к ресурсу (сырью) для самостоятельной переработки;
- дерегулированного смежного рынка нефтепродуктов;
- отмены государственного регулирования в части распределения ресурса (сырья).
– административные ограничения, вводимые государственными органами
При формировании Графика поставки учитываются пропускная мощность трубопровода и мощность производства НПЗ, а также наличие свободных «мест» в магистральном трубопроводе для того, чтобы поставить сырье в тот или иной завод, который зависит от объема экспортных обязательств и мощности магистрального трубопровода.
При этом, необходимо предоставить доступ к переработке нефти в соответствии с критериями по «Правилам формирования графика поставки нефти» (малые недропользователи, в зависимости от регионального распределения, недостающие объемы за национальной компанией), а также оцифровать систему приема и обработки заявок на переработку нефти.
В соответствии с частью 3 статьи 11-1 Закона о госрегулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов поставщиком нефти признается лицо, взаимосвязанное с недропользователем, при соблюдении не менее чем одного из следующих условий:
- поставщику нефти принадлежат пятьдесят и более процентов акций (долей участия в уставном капитале) в недропользователе;
- недропользователю принадлежат пятьдесят и более процентов акций (долей участия в уставном капитале) в поставщике нефти;
- поставщик нефти и недропользователь контролируются лицом, которому принадлежат пятьдесят и более процентов акций (долей участия в уставном капитале) в поставщике нефти и недропользователе.
Cогласно внесенным изменениям в данный Закон, вступили в силу в 2023 году нормы, где предусматриваются право недропользователей на самостоятельную переработку нефти на НПЗ и реализации нефтепродуктов.
После получения распределения на НПЗ, недропользователям либо поставщику нефти необходимо внести обращение на бумажном носителе на представление проекта договора и учредительных документов для заключения договора.
считаем необходимым обладателю ключевой мощности (заводу) размещать на своем интернет-ресурсе информацию о наличии информационной системы для приема заявок на заключение договора (далее – заявка) и порядка получения доступа к услуге по переработке сырой нефти.
В рамках Указа Президента РК «О мерах по либерализации экономики», дано поручение Правительству совместно с АЗРК до 31 декабря 2024 года обеспечить качественное сокращение доли квазигосударственного сектора на рынке поставки нефти на нефтеперерабатывающие заводы, равный и недискриминационный доступ частных поставщиков нефти к услугам переработки нефти, транспортировки нефти, а также хранения авиатоплива на территории аэропортов, в том числе посредством оцифровки процедур предоставления доступа.
Таким образом для автоматизации системы обработки заявок поставщиков нефти и равного и недискриминационного доступа в соответствии с требованиями законодательства НПЗ, необходимо признать обладателями ключевой мощности.
Данные меры также позволят не допускать навязывания дополнительных услуг, осуществлять цифровизацию исполнения услуги и формирование графиков поставок нефти при дальнейшем дерегулировании рынка.
Деятельность НПЗ осуществляется в рамках Паспорта производства для НПЗ, который утверждается уполномоченным органом в области производства нефтепродуктов в соответствии с подпунктом 2-1) статьи 7 вышеуказанного Закона и регламентирована Правилами утверждения и отзыва паспорта производства, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 3 марта 2015 года № 171, где приводится перечень технологических объектов и процессов.
Деятельность, связанная по переработке нефти, не подлежит обязательному лицензированию в связи с его отменой, а при переработке нефти отдельный НПЗ долгое время не имел в собственности резервуаров хранения для не прерывно вырабатываемого сжиженного нефтяного газа (АНПЗ).
Таким образом, на текущий день выдача или наличие паспорта производства не гарантирует исключение дальнейшего дробления услуг завода, создание монопольных услуг, которые приведут к удорожанию себестоимости продуктов нефти на внутреннем рынке.
Причиной возможности дробления услуги переработки нефти является отсутствие в вышеуказанных Правилах утверждения паспорта производства, детализации и требований касательно наличия технологических объектов с характеристикой в собственности данного НПЗ.
Тем самым, в Правилах не указаны основные базовые требования для осуществления деятельности по переработке, в частности обязательства по наличию в собственности резервуаров хранения, подъездных путей, эстакад слив и налива.
Так, отсутствует и не осуществляется контроль оказания услуг по переработке нефти.
Учитывая технологические аспекты данной деятельности необходимо ввести лицензирование деятельности НПЗ или усилить требования к НПЗ в рамках утверждения Паспорта производства.
Кроме того, пунктом 5 данных Правил формирования графика поставки нефти, утверждённых приказом Министра энергетики от 17 мая 2018 года № 191, установлено, что в целях поддержания равномерной нагрузки на недропользователей для обеспечения внутреннего рынка нефтепродуктами, при распределении объемов, учитывается процентная нагрузка по регионам.
Изменение процентной нагрузки по регионам вводится уполномоченным органом в зависимости от уровня добычи нефти недропользователей в регионе, но не более десяти процентов (накопительная нагрузка) в сторону увеличения.
В связи с чем процентная загруженность собственников нефти на обеспечение внутреннего рынка может определяться неравномерно по РК, усугубляет данную ситуацию имеющиеся неравные тарифы по переработке между НПЗ.
В качестве факторов, искажающих конкуренцию на рассматриваемом рынке, выявлены, в том числе отдельные условия, осуществляемого уполномоченным органом регулирования деятельности субъектов рынка, в частности утверждение графика поставки, в рамках которого ввиду отсутствия четких критериев распределения объемов нефти отдельным субъектам рынка могут быть предоставлены конкурентные преимущества.
Таким образом, действует непрозрачный механизм государственного регулирования рынка поставок нефти, используемый как инструмент монополизации рынков переработки, транспортировки и оптовой реализации нефтепродуктов.
Учитывая высокую концентрацию рынка и применимую практику ограничения доступа для бизнеса, а также отсутствие прозрачных критериев формирования графика поставки необходимо три НПЗ признать обладателями ключевой мощности в соответствии с Правилами равного доступа к ключевой мощности.
ограничение ввоза-вывоза товаров:
В 2021 и 2022 годах АНПЗ не располагало собственным резервуарным парком для хранения сжиженного нефтяного газа и эстакад налива для отгрузки, инфраструктуры ж/д и авто налива и весь объем СНГ по жесткой технологической схеме прокачивается с АНПЗ в резервуары ТОО «Парк хранения сжиженного нефтяного газа», а в ПНХЗ объем хранения сжиженного нефтяного газа ограничен на 4 тыс.тонн или на 2 сутки, что ставит получателей продукта в ограниченные условия хранения.
АНПЗ с 2023 года вернул 50 % доли ТОО «Парк хранения сжиженного нефтяного газа», возвращены также услуги по ремонту и обслуживанию КИПиА, электрооборудования и электрических сетей, а также услуги по ремонту технологического оборудования.
В целях обеспечения доступа субъектов бизнеса к объектам инфраструктуры («последнего километра») на нефтеперерабатывающих заводах с 1 января 2023 года у АНПЗ, ПНХЗ, ПКОП появился новый вид деятельности по производству обслуживания подъездных путей, в связи с чем оперированием услуг подъездных путей НПЗ занимается самостоятельно, также функции грузоотправления возвращены на ПКОП.
В 2021 году ПНХЗ включен в перечень стратегических объектов, а также с ТОО «BIG Capital IST» расторжены договора аренды насосной станции.
Кроме того, Закон «О газе и газоснабжении» дополнен понятием «производственный объект производителя сжиженного нефтяного газа», который предусматривает наличие в заводе всех сооружений технологического цикла при производстве сжиженного нефтяного газа с вступлением в силу 1 июля 2024 года (подпункт 31-1) статьи 1).
Однако, в Законе о госрегулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов не предусмотрено понятие единого технологического цикла для процесса переработки нефти, так как в следствие отсутствия такого понятия не определены основные объекты входящие в периметр НПЗ.
Также, в АНПЗ и ПНХЗ имеются установки по производству и очистке водорода, по производству и обеспечению техническим азотом, которые входят в состав единого технологического цикла и находятся в собственности и эксплуатации третьих лиц - ТОО «Эр Ликид Мунай Тех Газы».
В связи с чем, поручения Правительства об обеспечении единого технологического цикла от загрузки сырья до отгрузки продуктов на всех крупных НПЗ выполнено не в полном объеме.
В свою очередь, выведение активов и услуг привело к созданию новых монополий на территории заводов и удорожанию стоимости конечного продукта, монопольных услуг.
При этом, в деятельности ПКОП, где имеется доля иностранного участия, аналогичные нарушения отсутствуют.
Кроме того, низкое качество управления государством НПЗ характеризуется также значительным количеством внеплановых ремонтов на АНПЗ и ПНХЗ, не смотря на вложенных в модернизацию указанных НПЗ за 5 лет денежных средств.
Всего за последние 3 года на указанных государственных НПЗ произошло 106 внеплановых остановок, тогда как на ПКОП с частным инвестором произошло 21 внеплановая остановка, что указывает на более эффективное управление активом.
В свою очередь, государственное участие в НПЗ усложняет устранение аварий, так как требуется проведение и соблюдение условий закупок оборудования в соответствии с действующим законодательством.
В этой связи, учитывая, что в НПЗ с участием иностранного инвестора, отсутствуют аналогичные нарушения, в том числе по проведению частых ремонтных работ и значительных повышения тарифа в течении трех лет, в этой связи предлагается осуществить приватизацию НПЗ с сохранением государственного контроля.
Наличие частного управления предположительно благоприятно повлияет на уровень управления НПЗ.
1) общие положения: анализ состояния конкуренции рынка переработки нефти проведен в соответствии с Методикой;
2) временной интервал исследования: 2021 -2023 гг.;
3) границы товарного рынка: Республика Казахстан;
4) состав субъектов рынка, действующих на рассматриваемом товарном рынке:
ТОО «Павлодарский нефтехимический завод», ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод», ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс», ТОО «Caspi Bitum», ТОО «Конденсат».
При этом в составе группы лиц КазМунайГаз находится: ТОО «Павлодарский нефтехимический завод», ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод» и ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс».
5) объем рынка и доли субъектов рынка:
объем переработки нефти на НПЗ составил:
в 2021 году – 16999,7 тыс.тн.,
в 2022 году – 17900,032 тыс.тн.,
в 2023 году – 17900 тыс.тн.
Доминирующее положение на рынке переработки нефти занимает группа лиц КазМунайГаз с 94 % долей доминирования соответственно за 2021-2023 гг.
6) уровень концентрации рынка – рынок переработки сырой нефти является высококонцентрированным:
7) барьеры входа на рынок – экономические и административные ограничения, которые являются трудно преодолимыми;
8) оценку состояния конкурентной среды на товарном рынке - рынок монополизирован 3-мя крупными НПЗ, доступ к которым не затруднен и зависит от части, формирования Графика поставки.
Рекомендации по развитию конкуренции:
Зависимость от цены нефти в связи с «голландской болезнью» вызывает риски в связи с волатильностью цен на международном рынке.
Учитывая соотношение добычи и переработки в РК, необходимо увеличение объемов нефтепереработки за счет переориентирования экспортируемых объемов нефти на отечественные НПЗ.
К примеру, такие страны как Германия, Япония, Южная Корея, не имеющие месторождений нефти, осуществляют переработку «импортной» нефти до 90% глубины переработки нефти (в Казахстане на уровне 80 %).
При этом, вместо увеличения степени и качества переработки нефти привлекаются инвестиции без инноваций, что приводит к росту объема переработки без увеличения качества переработки.
Отход от экспортно-сырьевой экономики требует решений, в том числе по строительству новых высокотехнологических НПЗ, что повлечет развитие экспортного потенциала нефтепродуктов, в т.ч. в соседние страны.
В ТШО реализуется Проект будущего расширения, запуск Кашаганского ГПЗ, которые позволят увеличить мощность добычи нефти.
Наряду с увеличением объема добычи ТШО и NCOC усугубляется наличие зависимости компаний от использования трубопровода Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) как низкозатратного средства транспортировки сырой нефти для осуществления переработки за границей.
Развитие переработки может обусловливаться наличием интегрированных компаний, которые инвестируют на организацию переработки, на строительство нефтепроводов, жд путей до завода, терминалов хранения и отгрузки.
По данным Министерства энергетики потребности страны в нефтепродуктах (бензин, ДТ, авиатопливо) растет, с населением на 20 млн. численности по статистике потребления необходимо иметь мощность переработки на 20 млн тонн вместо имеющихся 17 млн тонн.
При этом, возможно увеличение доли государства на крупных месторождениях СРП (ТШО, NCOC, KPO) в обмен на равновесные доли в НПЗ в целях увеличения объемов переработки нефти и повышения технологичности производства.
В целом, для наполнения отечественных НПЗ дополнительными объемами нефти требуется выравнивание цен нефти на уровне экспортного/импортного нетбека, которое достигается путем дерегулирования цен на продукты нефтепереработки.
Также, учитывая проблематичность увеличения поставок нефти традиционными поставщиками и возможную необходимость обеспечения поставок нефти на НПЗ Казахстана из других источников, внутренним ценам на нефть необходимо дойти до рыночных показателей, что осуществимо через внедрение рыночных механизмов и либерализацию рынка.
Таким образом, предлагается: