Процесс модернизации российских нефтеперерабатывающих заводов, хотя и длится уже больше десяти лет, все еще далек от завершения. А после введения в начале года новых санкций встает вопрос: удастся ли довести этот процесс до логического конца? Об этом пишет портал dprom.online.

НЕДОСТАТОЧНАЯ ГЛУБИНА ПЕРЕРАБОТКИ.

Большинство НПЗ были построены еще в СССР, а завод в Ярославле работает с 1879 года. Неудивительно, что в начале нового тысячелетия остро встал вопрос износа оборудования. Однако просто поддерживать в рабочем состоянии технику середины прошлого века не представлялось дальновидным решением.

Необходимо было повысить общий технологический уровень предприятий отрасли. Так что российским НПЗ была нужна именно масштабная модернизация с переходом на новые стандарты, повышением глубины переработки нефти и увеличением доли производства светлых нефтепродуктов. Результатом стало подписание в 2011 году четырехсторонних соглашений между 12 крупнейшими нефтяными компаниями, Федеральной антимонопольной службой, Ростехнадзором и Росстандартом.

В их рамках ВИНКи взяли на себя обязательства по модернизации своих НПЗ и объемам поставок на внутренний рынок. Происходить это должно было в два этапа. На первом речь шла об улучшении качества нефтепродуктов. На втором – о повышении глубины переработки нефти и увеличении объемов выпуска светлых нефтепродуктов.

Именно эти соглашения запустили масштабную программу модернизации. Но, несмотря на "бойкий" старт, сроки реализации программы неоднократно переносились. Изначально завершить ее должны были в 2015 году, затем план был скорректирован. Добиться намеченных показателей планировалось уже в 2020 году. За эти годы глубина переработки нефти сдвинулась с 72 до 84,4% к 2020 году. Прогресс налицо, но изначально в 2020 году стояла цель достичь 90-процентной глубины переработки.

В 2019 году были заключены новые соглашения между Министерством энергетики РФ и нефтекомпаниями. Собственники предприятий должны были построить 98 установок и реконструировать еще 36 в срок до 2027 года. В 2021 году Минэнерго заключило с 14 российскими предприятиями инвестиционные соглашения.

Было заявлено, что в модернизацию и строительство новых мощностей с 2019 по 2026 годы будет вложено около 800 млрд рублей (об этом Информ-Девон писал здесь). В новую программу вступили заводы Роснефти, Газпром нефти, группы Сафмар, Татнефти, Газпром нефтехим Салават и независимые Новошахтинский, Антипинский и Ильский НПЗ.

Таким образом, модернизация российских НПЗ продолжается. В разных отраслях и компаниях успехи отличаются. Существующая программа в рамках четырехсторонних соглашений выполнила задачу по улучшению качества нефтепродуктов. Однако вторая часть, предусматривающая повышение глубины переработки нефти и увеличение объема выпуска светлых нефтепродуктов, окончательно не реализована.

Часть крупных нефтяных компаний, таких как ЛУКОЙЛ, Газпром нефть, Газпром, Сургутнефтегаз, Татнефть, практически выполнили заявленный план по модернизации. Однако Роснефть свои обязательства на текущий момент выполнила наполовину. Из 42 установок, заявленных на строительство, построено только 20. От реализации двух проектов компания отказалась. Остальные 20 установок компания планирует построить до 2027 года (об этом говорилось еще в 2018 году – прим. ИА «Девон»)

ЧТО ТОРМОЗИТ РАЗВИТИЕ ОТРАСЛИ.

За эти годы "с нуля" был построен только один новый завод – ТАНЕКО в Татарстане. Именно нефтеперерабатывающий комплекс Татнефти по итогам 2021 года занимает первое место по выходу светлых нефтепродуктов с показателем 98%. На втором месте располагается Волгоградский НПЗ ЛУКОЙЛа (93%), на третьем – Омский НПЗ Газпром нефти (72,6%). В то же время остаются заводы, на которых используют устаревшие, энергоемкие и экологически несовершенные технологии.

Почему модернизация российских НПЗ все еще далека от завершения? Несмотря на то, что на программу выделяют серьезные деньги, эксперты говорят о ее недофинансировании. На то есть целый комплекс причин. Во-первых, последние 10 лет цены на "черное золото" были достаточно высокими. Поэтому компании получали достаточную высокую прибыль от экспорта сырой нефти и не имели серьезных стимулов для того, чтобы вкладываться в переработку.

На темпы модернизации негативно повлияли и изменения в законодательстве. В 2015 году вступил в силу налоговый маневр, суть которого заключалась в снижении экспортных пошлин на нефть. Оно компенсировалось ростом НДПИ, что привело к росту цен на внутреннем рынке. И если крупные ВИНКи могли финансировать нефтепереработку за счет других направлений бизнеса, то независимые заводы оказались в тяжелой ситуации.

Недофинансирование модернизации также связано со снижением инвестиционной привлекательности отрасли. На это существенное влияние оказывает фискальная политика государства. Помимо повышенного общего налогового бремени, государство занимается дезорганизацией сектора, постоянно изменяя налоговые правила, пишет издание. В Налоговый кодекс РФ за последнее время внесено около 50 поправок.

Неясность налоговой политики правительства в области нефтепереработки мешает корпорациям составлять долгосрочные планы инвестиционной деятельности и снижает инвестиционную привлекательность отрасли. Это коррелируется с объемом капитальных вложений в модернизацию действующих и строительство новых производственных объектов. По данным Минэнерго России, за три года инвестиции сократились более чем в два раза.

При этом рынок открытых тендеров на научно-исследовательские и проектно-изыскательские работы в стоимостном выражении за пять лет сократился более чем в восемь раз. Корпоративные научные и проектные организации, даже находясь в привилегированном положении, загружены не более чем на 60.

Так что государство, с одной стороны, стимулирует модернизацию НПЗ, с другой – ужесточает фискальную политику. По мнению, экспертов, подобная непоследовательность – главная причина того, что технологическое перевооружение российских заводов не удалось завершить в намеченные сроки.

САНКЦИИ НПЗ НЕ НА ПОЛЬЗУ.

Впрочем, сейчас стоит вопрос уже не о сроках, а о том, удастся ли в принципе завершить начатое. В ходе модернизации российских НПЗ предпочтение отдавалось зарубежным технологиям и оборудованию. Однако ситуация кардинальным образом изменилась после февральских событий. Власти Евросоюза запретили европейским компаниям поставлять в РФ подобные оборудование и технологии.

При этом, по данным Eurostat, российские компании ежегодно закупали странах Европы установки для нефтепереработки в среднем на 1,3 млрд евро. Крупнейшим поставщиком была Германия, из которой в Россию ввозили технику общей стоимостью 670 млн евро. Теперь продукция таких брендов, как ThyssenKrupp, BASF, Siemens, стала недоступной.

Сильнее всего пострадали вторичные процессы нефтепереработки, в результате которых получают светлые нефтепродукты и сырье для нефтехимии. Всего в список попали установки алкилирования и изомеризации, производства ароматических углеводородов, каталитического риформинга и каталитического крекинга, замедленного коксования, гидрокрекинга, технологии производства водорода и гидроочистки.

В связи с этим Глава Еврокомиссии Урсула фон дер ЛЯЙЕН даже заявила, что новые санкции сделают невозможной дальнейшую модернизацию российских НПЗ. Но так ли это, и какие альтернативы могут предложить российские наука и промышленность?

"В прошлом году очень много работали с зарубежными стартапами, особенно по теме СО2 и водорода, – отметил генеральный директор компании "Газпромнефть – Промышленные  инновации" Михаил НИКУЛИН. - После февраля многие перестали брать трубку. Но мы не бросали работу с российской наукой и старались находить баланс. У нас в RND-центре как раз с марта по июль шел основной процесс закупки оборудования. Около 95% оборудования мы подобрали российского или завезенного из дружественных стран, то есть эти вопросы можно решить".

НУЖНО ИМПОРТООПЕРЕЖЕНИЕ.

В "Газпромнефть – Промышленные инновации" сформулировали основные направления развития до 2030-2035 гг. В этот список вошли нефтепереработка и катализаторы, нефтехимия и спецхимия, малотоннажная химия, декарбонизация и биотехнологии. Стоит задача обеспечить в этой продукции не только внутренние потребности компании, но и запросы российского рынка в целом. Что-то удалось сделать и до введения санкций.

"Если раньше отечественные производители были недостаточно сильны в производстве адсорбентов и уступали зарубежным конкурентам, то в последние несколько лет сильно подтянулись. Перешли на отечественные адсорбенты. При пуске были небольшие проблемы, но сейчас они решены – работаем", – рассказал начальник НТЦ ООО "Газпром нефтехим Салават" Андрей АЛЯБЬЕВ.

В то же время простое импортозамещение – путь к дальнейшему нарастанию технологического отставания. Для того чтобы российская нефтепереработка оставалась конкурентоспособной, нужно мыслить в категориях импортоопережения.

"Пока мы замещаем импортные катализаторы и присадки и радуемся, если у нас получается, – убежден Михаил Никулин. - Но вообще-то мы должны делать лучше. Например, если мы идем в пропилены, то полиэтилен и полипропилен – это уже прошлый век. Все уже делают PLA, биоразлагаемые пластики, занимаются вторичной переработкой".

Понятно, что такие задачи можно решать только в тесном союзе с наукой. Неслучайно, на выставке "Газ. Нефть. Технологии" в Уфе была презентована научно-технологическая платформа по внедрению российских разработок в области нефтепереработки и нефтехимии, производства полимеров, биотехнологий и экологических решений.

Но есть сферы, где альтернативы импортным решениям попросту нет. В качестве примера можно привести ПО и IT-оборудование. Так что недооценивать влияние санкций не стоит. Российская нефтепереработка потеряла не только доступ к зарубежным технологиям, но и, что не менее важно, к европейскому рынку сбыта. А значит, финансовое положение отечественных заводов будет вызывать еще больше вопросов. 

Большинство вопросов решаемо. Не вызывает сомнений, что российские НПЗ продолжат свою работу. Однако завершение модернизации вновь будет отодвинуто на неопределенный срок. Более того, на первых этапах импортозамещения по некоторым направлениям, возможно, придется вернуться к более простым решениям.