ЛУКОЙЛ к осени представит новую газовую стратегию, включающую проекты по переработке сырья. Нефтегазохимия станет «новой точкой роста» для компании, заявил вице-президент ЛУКОЙЛа по нефтепереработке, нефтехимии, газопереработке Рустем Гималетдинов. «У нас есть большое количество очень качественного сырья для производства и полиэтилена, и полипропилена через классическую нефтехимию через пиролиз»,— приводит его слова «Коммерсант».

Он напомнил, что ЛУКОЙЛ, первым в РФ начавший масштабную программу модернизации НПЗ, собирается в 2021 году полностью завершить ее вводом установки замедленного коксования в Нижнем Новгороде стоимостью 100 млрд руб.

После этого ЛУКОЙЛу уже фактически некуда вкладывать в России. В секторе добычи все перспективные нефтяные месторождения на суше уже распределены, а на шельф у компании нет доступа. При этом компании получила в 2018 году рекордный денежный поток в 555,1 млрд руб. и почти в семь раз снизила чистый долг - до 42 млрд руб.

ЛУКОЙЛ не видит дальнейшей экспансии по классическим топливам, считает Гималетдинов. Компания ожидает снижения спроса на дизтопливо в Европе на фоне ужесточения экологических норм в регионе, предполагающих отказ в перспективе от двигателей внутреннего сгорания. В то же время в ЛУКОЙЛе рассчитывают, что спрос на дизтопливо поддержит всемирный запрет на использование судового топлива с содержанием серы выше 0,5%. Он должен привести к сокращению использования мазута в бункеровке в пользу дизтоплива.

В связи с этим ЛУКОЙЛ рассматривает строительство мощностей на 1 млн тонн по полиэтилену и 500 тыс. тонн по полипропилену. Спрос на него растет «кратно быстрее, чем растет ВВП (прогноз на 2019 год — 1,3% в РФ)». Ранее площадкой для проекта назывался Нижегородский НПЗ компании в Кстово («ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» - прим ИА Девон).

«Сейчас по всем показателям лидирует Пермь, где есть большое количество «правильного» сырья — этана, сжиженных углеводородных газов и легкой нафты», сказал он. Обычно срок ввода всех очередей НПЗ составляет пять-шесть лет с момента окончательного инвестиционного решения, отметил Гималетдинов. В то же время он отметил, что компания в этом году не готова принять решение.

ЛУКОЙЛ производит в России около 120 тыс. тонн полипропилена на заводе «Ставролен» в Буденновске Ставропольского края. Еще около 80 тыс. тонн выпускает «ЛУКОЙЛ Нефтохим Бургас» в Болгарии. Мощности обоих предприятий предполагается расширить в ближайшие пять лет.

Помимо этого, ЛУКОЙЛу необходимо монетизировать активно растущую добычу газа -в первом квартале на 12%, до 9 млрд кубометров. Одним из способов переработки газа, в частности, с каспийских месторождений ЛУКОЙЛа могут стать строительство на «Ставролене» комплекса по производству 1,7 млн тонн карбамида и 170 тыс. тонн аммиака. Также нужно наладить выделение и переработки этана. Проект могут запустить в 2023 году.

ЛУКОЙЛ готов рассмотреть участие в проектах по переработке газа на северо-западе РФ, но только в партнерстве с кем-либо, заявил Гималетдинов. Речь может идти о проектах по производству метанола и газохимических проектах.

По данным издания, компания рассматривала проект строительства производства метанола в г. Высоцк (Ленинградская область) мощностью 1,7 млн тонн на базе терминала по перевалке нефтепродуктов.

Рост спроса на автобензин сильно ограничен, соглашается руководитель направления «Газ и химия» VYGON Consulting Дмитрий Акишин. Поэтому логично переориентировать свои НПЗ на выпуск нефтехимии, рынок которой растет по 3–5% в год. Маржинальность нефтехимии значительно выше, чем в переработке, она достигает 30–50%, говорит эксперт.

Кроме того, пропилен является побочным продуктом переработки на НПЗ, следовательно, у него низкая себестоимость. Поэтому интеграция нефтеперерабатывающих  и нефтехимических комплексов — стратегически верное решение, считает Акишин.

По его мнению, рынки по большинству крупнотоннажных нефтехимических продуктов в РФ практически сбалансированы, поэтому новое производство будет ориентировано на экспорт. Это подтверждают и в ЛУКОЙЛе. Эксперт подчеркивает, что нефтехимические проекты очень капиталоемкие — от $0,5–1 млрд для мощностей по переработке пропилена и до $5–7 млрд для полноценных нефтехимических комплексов с пиролизами.