Модернизация российских НПЗ под угрозой?

Программа модернизации российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) была запущена ещё в далёком 2011 году. За эти годы глубина переработки нефти сдвинулась с 72 до 84,4% к 2020 году. Прогресс налицо, но надо понимать, что изначально в 2020 году стояла цель достичь 90-процентной глубины переработки.

Так что процесс модернизации НПЗ, хотя и длится уже больше десяти лет, всё ещё далёк от завершения. А после введения в начале года новых санкций встаёт вопрос: удастся ли в принципе довести этот процесс до логического конца?

Новая жизнь российских НПЗ  

Средний возраст российских НПЗ — почтенный, большинство из них были построены ещё 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.

Понимали это как топ-менеджеры ВИНКов (вертикально интегрированных компаний), так и высокопоставленные чиновники. Результатом стало подписание в 2011 году четырёхсторонних 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 объёмам поставок на внутренний рынок. Происходить это должно было в два этапа. На первом речь шла об улучшении качества нефтепродуктов, а на втором — о повышении глубины переработки нефти и увеличении объёмов выпуска светлых нефтепродуктов.

Именно эти соглашения запустили масштабную программу модернизации. Но, несмотря на «бойкий» старт, сроки реализации программы неоднократно переносились. Изначально завершить её должны были в 2015 году, затем план был скорректирован, теперь добиться намеченных показателей планировалось уже в 2020 году.

В 2019 году были заключены новые модернизационные соглашения между Министерством энергетики и бизнесом, по которым собственники предприятий должны были построить 98 установок и реконструировать ещё 36 в срок до 2027 года.

Наконец, в 2021 году Минэнерго заключило с 14 российскими НПЗ инвестиционные соглашения. Было заявлено, что в модернизацию и строительство новых мощностей с 2019 по 2026 годы будет вложено около 800 млрд рублей. 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. Оценивая промежуточные итоги, стоит отметить, что в разных отраслях и компаниях успехи отличаются.

 «Существующая программа по модернизации НПЗ в рамках четырёхсторонних соглашений выполнила задачу по улучшению качества нефтепродуктов, однако вторая часть, предусматривающая повышение глубины переработки нефти и увеличение объёма 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 в период до 2027 года», — пишут в своей статье «Проблемы осуществления процессов модернизации в нефтехимической промышленности России на современном этапе» Г. К. Габдулина, Л. Р. Ягудина, Н. П. Веретенников.

Стоит отметить, что за эти годы «с нуля» был построен только один новый завод — «ТАНЕКО» в Татарстане. Именно он 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%), приводит цифры Минэнерго. В то же время остаются НПЗ, на которых используют устаревшие, энергоёмкие и экологически несовершенные технологии.

Государство: не только помощь, но и препоны

Почему модернизация российских НПЗ всё ещё далека от завершения? Несмотря на то, что на программу выделяют серьёзные деньги, эксперты говорят о её недофинансировании. На то есть целый комплекс причин.

Во-первых, последние 10 лет цены на «чёрное золото» были достаточно высокими. Поэтому компании получали достаточную высокую прибыль от экспорта сырой нефти и не имели серьёзных стимулов для того, чтобы вкладываться в переработку, пишут Г. К. Габдулина, Л. Р. Ягудина и Н. П. Веретенников.

Также на темпы модернизации негативно повлияли изменения в законодательстве. В частности, в 2015 году вступил в силу налоговый манёвр, суть которого заключалась в снижении экспортных пошлин на нефть, которое компенсировалось ростом НДПИ, что привело к росту цен на внутреннем рынке. И если крупные ВИНКи могли финансировать нефтепереработку за счёт других направлений бизнеса, то независимые НПЗ оказались в тяжёлой ситуации.

«Недофинансирование модернизации также связано со снижением инвестиционной привлекательности отрасли, на что существенное влияние оказывает фискальная политика государства. Так, помимо повышенного общего налогового бремени, государство занимается дезорганизацией нефтехимического сектора, постоянно изменяя налоговые правила (в налоговый кодекс за последнее время внесено около 50 поправок).

Неясность налоговой политики Правительства в области нефтепереработки мешает нефтехимическим корпорациям составлять долгосрочные планы инвестиционной деятельности и снижает инвестиционную привлекательность отрасли…

В частности, это достаточно коррелируется с объёмом капитальных вложений в модернизацию действующих и строительство новых производственных объектов НПЗ, которые, по данным Минэнерго России, за три года 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%», — пишут Г. К. Габдулина, Л. Р. Ягудина и Н. П. Веретенников.

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

Модернизация под ударом санкций  

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: нефтепереработка в числе первых попала под санкции западных государств. Так, власти ЕС запретили европейским компаниям поставлять в РФ подобные оборудование и технологии.

При этом, по данным Eurostat, российские компании ежегодно закупали в 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 сырьё 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, пишет «Коммерсантъ».

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

«В прошлом году очень много работали с зарубежными стартапами, особенно по теме СО₂ и водорода. После февраля многие перестали брать трубку. Но мы не бросали работу с российской наукой и старались находить баланс. Если говорить про поставщиков оборудования, то могу сказать, что у нас в RND-центре как раз с марта по июль шёл основной процесс закупки технологического оборудования.

И в результате около 95% оборудования мы подобрали российского или завезённого из дружественных стран, то есть эти вопросы можно решить», — отметил на круглом столе «Технологическое развитие нефтепереработки и нефтехимии в современных условиях: разработка и коммерциализация новых продуктов и технологий в рамках отрасли» в Уфе генеральный директор «Газпромнефть — Промышленные инновации» Михаил Никулин.  

В «Газпромнефть — Промышленные инновации» сформулировали основные направления развития в горизонте до 2030‒2035 гг. В этот список вошли нефтепереработка и катализаторы, нефтехимия и спецхимия, малотоннажная химия, декарбонизация и биотехнологии. В перспективе 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, сошлись во мнении участники круглого стола в Уфе.

«Пока мы замещаем импортные катализаторы и присадки и радуемся, если у нас получается. Но вообще-то мы должны делать лучше. Например, если мы идём в пропилены, то полиэтилен и полипролен — это уже прошлый век. Все уже делают PLA, биоразлагаемые пластики, занимаются вторичной переработкой», — убеждён Михаил Никулин. 

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.

«Мы за обсуждение всех проблем совместно с наукой. Но важно понимать, что это обсуждение не всегда заканчивается проектом не потому, что корпорация не слышит науку. Просто всё иногда упирается в производственные или экономические реалии. Нужна совместная работа, как приземлить эту идею на наши производственные мощности и сырьё», — объяснил значение платформы Михаил Никулин.

В то же время нельзя закрывать глаза на то, что есть сферы, где альтернативы импортным решениям попросту нет. В качестве примера можно привести ПО и IT-оборудование.

«Сейчас занимаемся гибридным цифровым моделированием, когда технологическое моделирование (Aspen Hysys) соединяем с Data Science. И если в Data Science мы уже сейчас работаем с российским разработчиком, то Aspen Hysys замены пока нет», — признавал Михаил Никулин в мае этого года.

Так что недооценивать влияние санкций ни в коем случае 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 ещё больше вопросов. Большинство вопросов решаемо, сейчас уже не вызывает сомнений, что российские НПЗ продолжат свою работу. Однако завершение модернизации вновь будет отодвинуто на неопределённый срок, более того, на первых этапах импортозамещения по некоторым направлениям, возможно, придётся вернуться к более простым решениям.

Текст: Андрей Халбашкеев