Нпз не хватает глубины

Бурная автомобилизация страны в сочетании с постоянно растущим числом иномарок вызвала быстрый рост спроса на более качественные бензины с высоким октановым числом. Долгое время единственной компанией, откликнувшейся на этот рыночный вызов, была ТНК-ВР. С 2000-го по 2003 год она вложила около миллиарда долларов в реконструкцию и модернизацию принадлежащего ей Рязанского НПЗ. Он стал первым нефтеперерабатывающим заводом, который начал производить полноценное высокооктановое топливо, то есть не путем разгона прямогонного бензина присадками, а на основе крекингового бензина, дополненного алкилированными фракциями.

Большинство остальных компаний сосредоточилось на иных проблемах. Нефтедобыча становилась важнейшим источником доходов для бюджета, что привело к введению в 1999 году дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов. Наиболее низкими пошлины оказались для мазута, и этот продукт стал для нефтяников весьма интересным в качестве альтернативного экспортного товара. После 2005 года объемы первичной переработки стали расти быстрее, чем объемы добычи нефти, а экспорт нефти начал сокращаться. И этот период «большого мазутного экспорта» длится до сих пор.

Однако, несмотря на то, что «субсидия» обеспечивала достаточно высокий уровень операционной прибыли нефтепереработки, это не привело к инвестиционному буму в отрасли.

Выгодным экспортным товаром стало и дизельное топливо; его, как и мазут, начали использовать на европейских НПЗ в качестве сырья для дальнейшей переработки. Однако для того, чтобы экспортировать российскую солярку по нефтепродуктопроводам (см. карту), ее необходимо было предварительно очищать от вредных примесей, в первую очередь от серы. По этой причине нефтяники были вынуждены массово инвестировать в относительно простые и недорогие установки гидроочистки. Что касается бензина, то инвестиции ограничились относительно небольшими по мощности установками по производству присадок для повышения октанового числа прямогонного бензина. По числу реализованных инвестиционных проектов (см. таблицу 2) такие типы установок уверенно лидируют. Их строительством занималось большинство нефтеперерабатывающих компаний. Все это позволило сравнительно быстро начать выпуск более качественных типов бензина и дизельного топлива, но увеличить глубину переработки нефти все равно не смогло.

Таблица 2 - Прогноз реализации инвестиционных проектов в НПЗ.

Дефицит инвестиций в полноценную модернизацию привел к парадоксальной ситуации: отрасль наращивала объемы переработки, заводы приближались к стопроцентной загрузке производственных мощностей, однако внутренний рынок все острее ощущал дефицит бензина.

Главным толчком, приведшим к качественному росту инвестиций в российскую нефтепереработку, стало принятие в 2008 году нового технического регламента, в соответствии с которым в России должны вводиться европейские экологические стандарты на производство моторных топлив. В частности, за несколько лет на территории страны должно прекратиться производство топлив стандарта «Евро-2» и начаться переход к стандартам «Евро-4» и «Евро-5». В 2011 году для более точного следования графику модернизации НПЗ между органами власти и нефтяными компаниями были заключены так называемые четырехсторонние соглашения, регламентирующие объемы и сроки ввода нефтеперерабатывающих установок. Основной упор в соглашениях делался на класс топлива, но глубину переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов на НПЗ каждая нефтяная компания должна определить для себя сама. Несмотря на некоторую задержку с введением нормативов, поток инвестиций в нефтепереработку за несколько лет возрос кратно. К 2012 году на нефтеперерабатывающую промышленность пришлось почти 20% общего объема инвестиций в обрабатывающую промышленность России.

Диаграмма 3- Основные инвестиции в российскую нефтепереаботку

Одновременно в отрасли завершилась и консолидация нефтепереработки. Прежде де-факто имеющие несколько акционеров и покупающие нефть у независимых поставщиков уфимские НПЗ и Московский НПЗ вошли, соответственно, в состав «Башнефти» (после поглощения ее АФК «Система») и «Газпром нефти». Последним крупным событием на рынке стало приобретение «Роснефтью» ТНК-ВР, за счет которого компания вышла на первое место по объемам нефтепереработки в России и обеспечила себя несколькими крупными и уже модернизированными НПЗ в европейской части России.

Диаграмма 4- Структура переработки нефти в РФ в 2012г, %

Все основные компании -- участники рынка заявили достаточно амбициозные программы модернизации НПЗ. В случае их реализации объем первичной переработки к 2020 году увеличится до 294 млн тонн, выход светлых нефтепродуктов вырастет с 55 до 72%, а глубина переработки -- с 72 до 85%. Правда, при этом выход дизельного топлива возрастет сильно -- с 27,8 до 38,1%, тогда как бензина -- с 14,3 всего до 19,0. В результате изменения выхода и увеличения объема переработки произойдет двукратное снижение выпуска мазута, увеличение выпуска бензина на 50%, а дизельного топлива -- на 57%.

При этом основная часть проектов, реализуемых российскими нефтеперерабатывающими компаниями, все еще направлена лишь на облагораживание топлив. Ввод крупных установок каталитического крекинга и гидрокрекинга, направленного на повышение выхода качественных дизельных и бензиновых фракций, начнется только с 2015 года.

Предварительные итоги модернизации

Модернизация российских НПЗ, даже в таком незаконченном виде, уже приносит свои плоды. Производство бензинов от Аи-95 и выше быстро растет, фактически вытеснив из легальной топливной торговли бензины более низких марок. Наконец, на внутреннем рынке произошло насыщение бензином стандарта «Евро-3» и выше. Интересно, что в случае реализации всех без исключения проектов строительства заявленных мощностей в стране образуется избыток бензина, который, в отличие от дизтоплива, не имеет экспортного потенциала, за исключением разве что Казахстана. Однако если это и произойдет, то только после 2020 года, так что радикального снижения цен на бензин можно не ждать.

График 1- Динамика переработки нефти в РФ.

Что касается дизельного топлива, то программы модернизации НПЗ повышают его качество, во многих случаях оно уже может поставляться на экспорт напрямую потребителям, то есть без предварительной обработки на местных НПЗ. В частности, по данным ИАЦ «Кортес», доля дизтоплива с содержанием серы 0,035% и ниже выросла с 35,5% в 2011 году до 50,2% в 2012-м. То есть все излишки дизтоплива неминуемо будут уходить на экспорт, не оказывая никакого давления на внутренние цены.

И эта ситуация продлится, видимо, вплоть до 2015 года, когда правительство собирается вывести экспортные пошлины на мазут на один уровень с пошлинами на сырую нефть.

График 2- Динамика экспорта нефтепродуктов из РФ

Только после этого привлекательность НПЗ лишь с первичной переработкой нефти, без производства качественного товарного автомобильного бензина и дизтоплива, снизится. Только тогда фронтальные инвестиции в нефтепереработку со стороны всех без исключения игроков рынка, включая «Газпром нефть», «Башнефть», «Сургутнефтегаз» и «Татнефть», резко снизят выход мазута и увеличат выход моторных топлив.

Program of the Russian refineries modernization and innovative development of oil refining

E. CHERNYSHEVA,
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (NIU)

Современное состояние и проблемы развития нефтеперерабатывающей промышленности в России. Состояние модернизации российских НПЗ. Внедрение инновационных технологий на НПЗ России.

Current state and problems of development of oil refining industry in Russia. State of modernization of Russian refineries. Introduction of innovative technologies at Russian refineries.

Нефтеперерабатывающая промышленность во всем мире в последние годы претерпевает значительные изменения, связанные с изменением структуры отрасли и перераспределением основных игроков на нефтяном рынке. Кроме изменения мировых цен на нефть и газ, увеличения количества вовлечения в переработку новых видов сырьевых ресурсов, таких как сланцевая нефть из низкопроницаемых пород, матричные нефти, высоковязкие и битуминозные нефти, альтернативное и возобновляемое сырье, наблюдается постоянное ужесточение требований и норм по качеству сырья и продуктов.
Направления развития и функционирования нефтепереработки в России обусловлены структурными и технологическими изменениями, произошедшими в связи с модернизацией отрасли. Большое влияние на изменение структуры производства нефтепродуктов оказывают технологические изменения, связанные с постоянным развитием и обновлением оборудования и техники, что приводит к необходимости опережающего развития целых направлений, как в науке, так и в индустрии.

Сегодня это, прежде всего, разработка и производство двигателей нового поколения, создание новых материалов и композитов. Вместе с тем на период до 2030 г. не прогнозируется серьезных сдвигов в сторону распространения электромобилей и гибридных двигателей. Прогнозируется к 2035 г. существенное увеличение количества автомобилей с традиционными двигателями с 1000 млн до 1800 млн штук, а электромобилей незначительное – с 10,0 млн до 80,0 – 140,0 млн штук. Несмотря на отсутствие в процессе эксплуатации электромобилей вредных выбросов, следует обратить внимание на экологические проблемы при производстве самих электрокаров (при производстве электромобиля мощностью 22 кВт*час выбрасывается 3 т углекислого газа, что эквивалентно выбросам бензинового двигателя при пробеге в 16 тыс. км при среднем расходе 8 л на 100 км пути), при их эксплуатации (парниковые газы вырабатываются при производстве электроэнергии, необходимой для зарядки автомобилей) и при утилизации отработанных батарей (в настоящий момент утилизация батарей неэффективна, так как стоимость извлекаемого лития и кобальта меньше стоимости утилизации в три раза). Максимальные стимулы и экономические преференции для внедрения электромобилей были введены в Норвегии и Дании, что привело, с одной стороны, к распространению этого вида транспорта в данных странах, с другой стороны – к снижению налоговых сборов и уменьшению внутренних доходов.

Российская нефтепереработка сегодня представлена 34 заводами, перерабатывающими более 1 млн т нефтяного сырья, суммарной установленной мощностью 310,4 млн т/год. Из них 26 заводов принадлежит ВИНК и 8 независимых НПЗ. В 2017 г. НПЗ, принадлежащие ВИНК, переработали 234,9 млн т нефтяного сырья, независимые заводы – 34,6 млн т, а за переработку 10,5 млн т отчитались 43 мини–НПЗ из 230 зарегистрированных предприятий.

Несмотря на опасения экономистов, поставщики нефти и автопроизводители уверены, что полностью отказаться от обычных машин не получится, поэтому спрос на нефть не упадет, по крайней мере, в ближайшие 10 – 20 лет. По данным ОПЕК, предполагается рост спроса на нефть с 95,4 млн бар/сут до 111,0 млн бар/сут к 2035 г., при этом будет наблюдаться сохранение сложившейся в мире тенденции замещения автомобильного бензина дизельным топливом при некотором суммарном увеличении потребления бензина . Для России, по целому ряду причин, целесообразнее использовать газомоторное топливо. В период среднесрочной и долгосрочной перспективы в мировой экономике не предполагается также серьезных изменений в структуре топливопотребления на воздушном и железнодорожном транспорте. К 2020 г. значительные изменения ожидаются на водном транспорте, в основном за счет ужесточения требования по содержанию серы в судовом топливе в соответствии с Международной конвенцией по предотвращению загрязнения с судов (MARPOL). По ориентировочным оценкам, потребление флотского мазута снизится с 80 % до 40 – 45 % за счет увеличения потребления дизельного топлива.
Сегодня мир вступает в эпоху шестого технологического уклада, который направлен на использование наукоемких технологий и позволит за счет организации непрерывного инновационного процесса обеспечить выход на новый цифровой уровень в системах управления государством, обществом, экономикой и производством.
В США доля производительных сил 5-го технологического уклада составляет около 60 %, а в России – только порядка 12 %. При этом у нас постоянно сокращается финансирование на научные исследования. Компании тратят на НИР минимально возможные средства, предпочитая покупать западные готовые технологии. А инжиниринг и техноструктуры отсутствуют. Такая ситуация приводит к разрушению материально-технической базы российских институтов, социальным проблемам, оттоку кадров и реализации российских разработок за рубежом. Техническое развитие прогрессивно только в том случае, если оно связано с инновациями. Это комплексная проблема, которая не может быть решена только за счет увеличения финансирования, необходимо понимание и правительственными структурами, и бизнесом, что такая ситуация с наукой и инженерией связана в первую очередь с неправильной расстановкой приоритетов и приведет к необратимой технологической зависимости от высокотехнологичного мира новой формации.
Сегодня в России ситуация в нефтепереработке и нефтехимии осложняется целым рядом факторов, связанных с введением санкций, оттоком инвестиций, падением рубля и реализацией налогового маневра, что приводит к необходимости корректировки программы модернизации, изменению направления развития инновационных технологий и замедлению темпов решения вопросов импортонезависимости.
Динамика изменения добычи и распределения нефтяного сырья в 2015 – 2017 гг., по данным Минэнерго РФ характеризуется снижением добычи и поставки нефти на внутренний рынок при некотором увеличении экспорта (рис. 1) .
Снижение объема поставляемого (включая все мини-НПЗ) и перерабатываемого сырья происходит на фоне достаточно высокого экспорта не только нефти, но и нефтепродуктов (табл. 1) . При этом экспорт нефтепродуктов за 2017 г. составил 148,413 млн т против 156,016 млн годом ранее – снизился на 4,9 %. Показатель в денежном выражении составил 58,244 млрд долл. против 45,952 млрд за 2016 г. (рост на 26,8 %). Это наименьший показатель с 2013 г., максимум пришелся на 2015 г. – 172 млн т. Налоговый маневр сделал невыгодной работу заводов с низкой глубиной переработки, а на мировом рынке уменьшился спрос на сернистые мазуты из-за ограничений по выбросам, в результате чего часть низкокачественных нефтепродуктов в экспорте заместилась нефтью. Так, по сравнению с пиковым 2015 г., на 24,6 млн т, или на 35 %, уменьшился вывоз мазута с содержанием серы свыше 1 % до 46,7 млн т, на 3,7 млн т, или на 31 %, – прямогонного мазута, до 8,3 млн т, по сравнению с 2013 г., вывоз сократился вдвое, на 3 млн т, или на 21 %, – дизтоплива с содержанием серы свыше 0,2 %, до 11,3 млн т. Часть нефтепродуктов, такие как битумы, кокс, воски и т.п., классифицируются во внешнеторговой статистике отдельно от основной массы. Добавление их дает показатель экспорта всех нефтепродуктов в 2017 г. – 155 млн т, меньше на 3,3 %, чем в 2016 г. Это значение уступает только показателям 2014 – 2016 гг., где максимум 2015 г. равнялся 174 млн т. В последние годы вывоз вязких и твердых нефтепродуктов резко вырос, отчасти благодаря поставкам нефтяного кокса, которые ранее не превышали 150 тыс. т, а в 2017 г. составили 1,2 млн т. В мире Россия впервые с 2000 г. опустилась на второе место по экспорту обычных нефтепродуктов, пропустив вперед США, откуда экспорт продуктов составил ориентировочно в 2017 г. 155 млн т. Если же рассматривать всю совокупность нефтепродуктов, то Россия уступает США с 2011 г., при этом последние два года разрыв сильно вырос: в 2017 г. около 200 млн т у США против 155 млн т у России. Еще одна яркая иллюстрация того, что нефтепереработка наряду с добычей может являться серьезным источником прибыли .
Российская нефтепереработка сегодня представлена 34 заводами, перерабатывающими более 1 млн т нефтяного сырья, суммарной установленной мощностью 310,4 млн т/год. Из них 26 заводов принадлежит ВИНК и 8 независимых НПЗ. В 2017 г. НПЗ, принадлежащие ВИНК, переработали 234,9 млн т нефтяного сырья, независимые заводы – 34,6 млн т, а за переработку 10,5 млн т отчитались 43 мини-НПЗ из 230 зарегистрированных предприятий .

В мире Россия впервые с 2000 г. опустилась на второе место по экспорту обычных нефтепродуктов, пропустив вперед США, откуда экспорт продуктов составил ориентировочно в 2017 г. 155 млн т. Если же рассматривать всю совокупность нефтепродуктов, то Россия уступает США с 2011 г., при этом последние два года разрыв сильно вырос: в 2017 г. около 200 млн т у США против 155 млн т у России.

Анализ динамики изменения объемов перерабатываемого сырья и выпуска продукции показал, что значительного изменения количества основных нефтепродуктов, таких как бензин, авиакеросин и дизельное топливо, за период с 2014 г. не наблюдалось. Однако произошло существенное уменьшение количества выпускаемого в России котельного топлива. Производство мазута снизилось до 18,3 % масс. на нефть в 2017 г. (табл. 2). При этом наблюдается уменьшение загрузки предприятий, что снижает их рентабельность. На фоне уменьшения общего количества перерабатываемого сырья наблюдается увеличение объемов производства ДТ.
Изменения в структуре производства основных нефтепродуктов связано в первую очередь с результатами модернизации отрасли, которая проходит в сложных экономических условиях. С 2011 г. модернизация предприятий нефтепереработки реализуется в рамках четырехстороннего стороннего соглашения. До 2016 г. модернизация была направлена, в основном, на улучшение качества получаемой продукции – 1-й этап модернизации, а с 2016 г. начал свою реализацию второй этап, направленный на углубление переработки нефти. За весь период должно было быть построено и реконструировано 135 установок, из них 37 – реконструкция, 98 – новое строительство, 70 – установки, направленные на производство компонентов бензина, а 54 – на производство компонентов дизельного топлива. В рамках ВИНК должен быть реализован 101 проект, а 34 проекта выполнено для НПЗ независимых компаний. Данная программа модернизации, которая была инициирована в первую очередь для выполнения требований технического регламента на топлива, является очень важной для развития нефтеперерабатывающей отрасли России.

Темпы роста глубины переработки в 2017 г. несколько затормозились, что вполне закономерно, так как ввод углубляющих процессов откладывается до 2027 г. Самая высокая глубина переработки нефти наблюдается на заводах ПАО «ЛУКОЙЛ» и башкирской группы заводов ПАО «НК «Роснефть».
В 2017–м, по данным Минэнерго России, инвестировано компаниями в нефтеперерабатывающую промышленность – 190,4 млрд руб.

К основным проблемам модернизации нефтепереработки и внедрения современных технологий и инноваций в России можно отнести сокращение капитальных вложений в нефтепереработку и нефтехимию, замедление программы модернизации и перенос сроков ввода установок глубокой переработки углеводородного сырья, необходимость развития внутреннего рынка потребления нефтепродуктов и ориентирование нефтепереработки на производство сырья для нефтехимии.

Такие перекосы в сторону тех или иных процессов на НПЗ свидетельствуют о необходимости усиления четкости в управлении стратегией развития отрасли в целом и, несмотря на наличие различных комиссий и групп, создания структуры координации технологического и инновационного развития нефтяных компаний на государственном уровне. В настоящее время каждая компания преследует, прежде всего, свои коммерческие интересы, о чем свидетельствуют, например, планы существенного роста мощностей по гидрокрекингу и недостаточное увеличение мощностей по алкилированию, специализированному коксованию или производству сырья для нефтехимических процессов.
В России в последние годы наблюдается активное внедрение новых инновационных проектов, в том числе в рамках программы импортозамещения . К самым интересным российским и зарубежным технологиям, которые были недавно внедрены или находятся на стадии промышленной реализации, можно отнести следующие проекты:
– изомеризацию легких бензиновых фракций по технологии Изомалк 2 (ПАО «НК «Роснефть», ОАО «ТАИФ-НК», АО «Газпромнефть-ОНПЗ», ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез», ОАО «Славнефть–ЯНОС»; ОАО «Орскнефтеоргсинтез»);
– технологию каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора, разработки НПП «Нефтехим» (установка проектируется ООО «Ленгипронефтехим», предварительно предполагается внедрение на Ильском НПЗ);
– алкилирование изобутана олефинами на твердом катализаторе (разработка ИНХС РАН имени А.В. Топчиева, опытная установка построена при участии ПАО «Газпром Нефть»);
– гидроочистку бензина каталитического крекинга (зарубежные технологии: ООО «ЛУКОЙЛ – Нижегороднефтеоргсинтез», АО «Газпромнефть-–МНПЗ», АО «Славнефть–ЯНОС», АО «Газпромнефть–ОНПЗ», Филиал ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть – УНПЗ»; российская технология: ОАО «ТАИФ-НК»);

– гидроочистку дизельного топлива с гидроизодепарафинизацией (технология ExxonMobil, АО «Ангарская НХК»);
– гидроочистку тяжелого газойля коксования (технология Axens, АО «ТАНЕКО);
– замедленное коксование (ООО «ЛУКОЙЛ–Пермнефтеоргсинтез», ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть–Новойл», ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть–Уфанефтехим», АО ТАНЕКО»);
– производство коксующей добавки (российская технология, ПАО АНК «Башнефть», ООО «ЛУКОЙЛ–Пермнефтеоргсинтез»);
– гидроконверсию тяжелых остатков на наноразмерных катализаторах (технология ИНХС РАН имени А.В. Топчиева, опытно-промышленная установка на АО «ТАНЕКО»);
– комплекс глубокой переработки тяжелых остатков VCC (технология KBR, ОАО «ТАИФ-НК»);
– производство катализаторов каталитического крекинга, гидроочистки и гидрокрекинга (разработка ИК СО РАН, ИППУ СО РАН, АО «Газпромнефть–Омский НПЗ»).
– комбинированная установка переработки нефти «Евро+» (зарубежные технологии, АО «Газпромнефть-МНПЗ»);
– гидрокрекинг для производства дизельного топлива и авиакеросина и масел III группы (ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез», ООО «ЛУКОЙЛ–Волгограднефтепереработка», АО «ННК-Хабаровский НПЗ», АО «ТАНЕКО»).
Такие установки и процессы никогда не были ранее внедрены на отечественных предприятиях, каждый из них характеризуется использованием определенных инноваций. Три из представленных здесь технологии получили статус «национальные проекты» – гидроконверсия, производство отечественных катализаторов и риформинг с непрерывной регенерацией. За последние годы созданы и внедрены в промышленность новые высокоэффективные катализаторы и технологии, отвечающие требованиям времени и пользующиеся спросом не только на российском рынке. Можно констатировать, что в настоящее время формируется отечественный рынок разработок катализаторов и каталитических процессов, характеризующихся высоким научно-техническим уровнем.
Таким образом, к основным проблемам модернизации нефтепереработки и внедрения современных технологий и инноваций в России можно отнести сокращение капитальных вложений в нефтепереработку и нефтехимию, замедление программы модернизации и перенос сроков ввода установок глубокой переработки углеводородного сырья, необходимость развития внутреннего рынка потребления нефтепродуктов и ориентирование нефтепереработки на производство сырья для нефтехимии.

Литература

1. В.М. Капустин, Е.А. Чернышева, О роли российских компаний в модернизации нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности // Химическая техника. 2015. № 8. С. 5–7.
2. [Электронный ресурс] https://minenergo.gov.ru/press/doklady (дата обращения: 10.04.2018).
3. [Электронный ресурс] http://tass.ru/ ekonomika/4855275 (дата обращения: 12.04.2018).
4. [Электронный ресурс] http://ac.gov.ru/files/publication/a/15796.pdf (дата обращения: 06.04.2018).
5. Е.А. Чернышева, Современное состояние и перспективы развития нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий России // Насосы и оборудование. 2017. № 1–2. С. 12–16.

1. V.M. Kapustin, E.A. Chernysheva, O roli rossijskih kompanij v modernizacii neftepererabatyvayushchej i neftekhimicheskoj promyshlennosti . Himicheskaya tekhnika , 2015, no. 8, pp. 5–7.
2. https://minenergo.gov.ru/press/doklady (accessed 10.04.2018).
3. http://tass.ru/ekonomika/4855275 (accessed 12.04.2018).
4. http://ac.gov.ru/files/publication/a/15796.pdf (accessed 06.04.2018).
5. E.A. Chernysheva Sovremennoe sostoyanie i perspektivy razvitiya neftepererabatyvayushchih i neftekhimicheskih predpriyatij Rossii . Nasosy i oborudovanie , 2017, no. 1–2, pp. 12–16.

» сдвинула завершение программы модернизации нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) с 2020 г. на 2027 г., другие крупные нефтяники практически выполнили план, сообщает «Коммерсантъ» со ссылкой на апрельскую презентацию Минэнерго. В «Роснефти» информацию опровергают.

Как следует из презентации, «Роснефть » пока лишь наполовину выполнила свои обязательства по модернизации НПЗ в рамках четырехсторонних соглашений между правительством и нефтяными компаниями от 2011 г. К 2020 г. «Роснефть » (владеет 13 крупными НПЗ, 36% в первичной переработке нефти в стране) должна была построить 42 установки на своих заводах, но пока построила только 20, а от двух отказалась. Остальные 20 установок компания теперь рассчитывает построить в период до 2027 г.

«Информация о переносе сроков программы модернизации НПЗ компании на срок до семи лет не соответствует действительности. "Роснефть " реализует программу модернизации согласно утвержденному бизнес-плану и графику работ», – сообщили изданию в госкомпании, не уточнив плановый срок завершения модернизации.

«Газпром нефть », владеющая двумя НПЗ в России, завершит модернизацию в 2018 г., указано в презентации: построено восемь из девяти установок, от изначально запланированной десятой установки компания отказалась. «Лукойл », оперирующий четырьмя НПЗ, построил 10 из 11 установок, четыре установки компания решила не строить.

В 2011-2027 гг. запланирован запуск 128 установок, по состоянию на май 2018 г. введено 78 установок, сообщили газете в Минэнерго. В ведомстве подтвердили, что темпы инвестирования в модернизацию замедлились из-за изменившихся макроэкономических, ценовых и налоговых условий. В Минэнерго также отметили, что в отрасли нет «понимания долгосрочной системы налогового и таможенного регулирования», а рентабельность инвестиций низкая. Сейчас правительство обсуждает меры поддержки НПЗ, в качестве основного варианта рассматривается обратный акциз, напомнили в Минэнерго.

Заключенные в 2011 г. четырехсторонние соглашения между ФАС, нефтяниками, Ростехнадзором и Росстандартом накладывают на нефтекомпании обязательства по модернизации НПЗ и объемам поставляемых нефтепродуктов на внутренний рынок. ФАС «крайне отрицательно» относится к невыполнению соглашений и «недавно ряду компаний были направлены напоминания о необходимости отгрузки на внутренний рынок 20% от произведенных светлых нефтепродуктов», сказал «Коммерсанту» начальник управления ТЭКа службы Дмитрий Махонин. Позже ФАС сообщила, что такое предупреждение выдано «Роснефти».

«Роснефть » сокращает инвестиции в модернизацию НПЗ уже несколько лет – со 195 млрд руб. в 2013 г. до 65 млрд руб. в 2016 и в 2017 гг. По оценке аналитика АКРА Василия Тануркова, на завершение модернизации госкомпании может потребоваться еще 400 млрд руб. Ранее «Коммерсантъ» сообщал, что 8 февраля главный исполнительный директор «Роснефти» Игорь Сечин направил письмо президенту Владимиру Путину с просьбой о бюджетной поддержке НПЗ компании на 145 млрд руб.

ЛУКОЙЛ станет первой из российских вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), кто полностью завершит модернизацию своих НПЗ. Согласно намеченному плану, это произойдет к середине текущего года. Об этом сообщил президент нефтяной компании Вагит Алекперов на встрече с российским премьер-министром Дмитрием Медведевым.

Помимо прочего это означает, что ЛУКОЙЛ станет флагманом процесса перехода отечественной нефтепеработки на выпуск моторного топлива экологического стандарта “Евро-5”. Напомним, что ранее планировалось с 1 января 2016 года запретить во всех странах Таможенного союза (Россия, Белоруссия и Казахстан) оборот автомобильного горючего качеством ниже 5-го экологического класса. Однако не все компании смогли провести модернизацию своих заводов, и, чтобы не допустить дефицит топлива на рынке до 1 июля, а возможно, и до конца нынешнего года.

Алекперов, в частности, рассказал премьеру во время рабочей встречи, что почти закончена модернизация на принадлежащем ЛУКОЙЛу Волгоградском НПЗ, который был построен еще в 1957 году. Там готовится к запуску уникальная установка гидрокрекинга, которая позволит свести к нулю выпуск темных нефтепродуктов – вакуумного газойля и мазута, чья доля в продукции завода сейчас превышает 25%. Соответственно, значительно увеличится после запуска установки выход светлых нефтепродуктов, прежде всего дизельного топлива как раз стандарта “Евро-5”.

Президент ЛУКОЙЛа рассказал, что продукция Волгоградского НПЗ будет реализовываться в Южном федеральном округе и экспортироваться в страны Средиземноморья. Для поставок дизельного топлива за рубеж “Транснефть” полным ходом ведет строительство продуктопровода “Юг”, который соединит завод в Волгограде с новороссийским морским портом. Первую очередь трубопровода пропускной способностью 8,7 млн тонн в год планируется ввести в строй в 2018 году.

После завершения модернизации Волгоградского НПЗ, глубина переработки на нем приблизится к 100%. Максимальный показатель до этого был достигнут на Пермском НПЗ, который также входит в группу ЛУКОЙЛ. Благодаря этому, средняя глубина переработки на российских предприятиях этой компании станет выше, чем у других ВИНК, и значительно выше средней по стране (по данным Минэнерго, в 2015 году она составила 74,2%).

Успешно ведет работы ЛУКОЙЛ и на своих зарубежных НПЗ. Например, завод в болгарском Бургасе, как и намечалось, через две недели – 1 апреля – выйдет из планово-предупредительного ремонта. Между прочим, речь идет о крупнейшем на Балканах нефтеперерабатывающем предприятии, в состав которого также входят нефтехимический комплекс и завод полимеров. Проектная мощность НПЗ – 9,8 млн тонн в год.

Увы, похвастать такими же успехами могут далеко не все нефтеперерабатывающие предприятия России. О существующих у ряда НПЗ проблемах с вводом в эксплуатацию установок вторичной переработки нефти рассказал на этой неделе Глава Ростехнадзора Алексей Алешин. В перечень отстающих попали и заводы “Роснефти”.

“Такие проблемы существуют на заводах компании “Роснефть” и на независимых нефтеперерабатывающих заводах – “ТАИФ НК”, “Марийский НПЗ”, “Новошахтинский ЗНП” и “Афипский НПЗ””, – уточнил Алешин.

Ситуация и вправду тревожная. Напомни, что “Роснефть” владеет 10 крупными НПЗ. Компании также принадлежит 50% завода “Славнефть – ЯНОС”. В прошлом году на эти НПЗ поступило свыше 84 млн т нефти – около 29% от совоскупного объема сырья, направленного на нефтепереработку в РФ. Так что пробуксовка с модернизацией этих заводов действительно грозит дефицитом топлива 5-го класса на рынке.

Слышать это из уст главы федерального ведомства тем более удивительно, что госкомпания в декабре 2015-го официально . Кроме того, как только в прошлом году речь заходила о переносе сроков запрета на оборот в России топлива “Евро-4”, “Роснефть” уверяла, что она тут ни при чем и к правительству с такой просьбой не обращалась.

“К настоящему моменту в эксплуатацию введены 52 установки вторичной переработки нефти, предусмотренные четырехсторонними соглашениями (между нефтяными ВИНК, ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом о строительстве и реконструкции НПЗ для выпуска моторного топлива высокого экологического класса – ред.). Строительство и реконструкция еще 17 установок, из которых две должны были быть введены в 2014 году, а 15 – в 2015 году, не завершены”, – констатировал Алешин.

Срыв четырехсторонних соглашений может в очередной раз отложить на более поздний срок переход на моторное топливо стандарта Евро-5 и значительно затормозить процесс модернизации российской нефтепереработки. :///

За последние три года в нашей стране отмечается небольшое снижение объемов первичной переработки нефти, связанное с крупномасштабной программой модернизации отрасли.

При этом актуальными задачами в этой сфере продолжают оставаться планомерное улучшение качества переработки, санкционные ограничения при поставках импортного оборудования, а также изменения налогового и таможенного режимов.

По объемам нефтепереработки наша страна входит в тройку мировых лидеров. Сегодня из 1 килограмма нефти в РФ получают 990 граммов продукции - это бензин, керосин, дизтопливо. Еще несколько лет назад этот показатель был на четверть ниже. Подобные успехи стали возможными благодаря масштабной модернизации нефтеперерабатывающих заводов, которая проводилась в течение последнего семилетия.

Так, с 2011 по 2017 год были модернизированы либо пущены в эксплуатацию 78 установок вторичной переработки. Несмотря на некоторый спад в привлечении инвестиций, в 2014-2017 годы вложения в модернизацию отрасли составили около 760 миллиардов рублей. Всего к 2027 году российские компании планируют модернизировать 127 установок вторичной переработки нефти, в том числе построить 91 новую установку. Согласно расчетам энергетического ведомства, в результате этих усилий уже к 2020 году производство автомобильного бензина должно вырасти до 41,4 миллиона тонн, а дизельного топлива - до 90 миллионов тонн.

Однако, по словам замминистра энергетики РФ Кирилла Молодцова, в нынешних экономических условиях предприятия отрасли испытывают целый ряд сложностей, которые негативно сказываются на общих темпах модернизации. Так, относительно низкие цены на нефть последних нескольких лет снизили маржу в сфере нефтепереработки, что привело к соответствующему падению инвестиционной активности и увеличению сроков окупаемости новых проектов. "Влияет на нефтепереработку и выравнивание вывозных таможенных пошлин на нефть и темные нефтепродукты. Также существует проблема конкурентоспособности тех НПЗ, которые удалены от источников сырья и рынков сбыта. В основном это относится к заводам Восточной Сибири и Дальнего Востока, которые играют ключевую роль на региональных топливных рынках, при этом также поставляют нефтепродукты на логистически труднодоступные рынки стран АТР", - рассказал он.

За последние годы российской нефтепереработке удалось добиться значительных успехов, считает начальник управления по ТЭК Аналитического центра при правительстве РФ Виктория Гимади. "Во-первых, удалось перевести внутренний рынок на полное обеспечение собственным бензином и дизельным топливом пятого экологического класса. Для сравнения, в 2011 году доля топлива пятого класса в структуре потребления автомобильных бензинов составляла всего 2 процента, дизельного топлива - 17 процентов. Во-вторых, удалось повысить глубину переработки нефти. Так, если в 2011 году глубина переработки на российских НПЗ в среднем составляла 70,6 процента, то в 2017 году по предварительным данным Росстата - уже 81. Позитивные результаты обусловлены происходящей в отрасли модернизацией", - отмечает эксперт. Напомним, что в 2011 году были подписаны четырехсторонние соглашения между основными российскими нефтеперерабатывающими компаниями, ФАС России, Ростехнадзором и Росстандартом. Также в 2011 году (и несколько раз после) корректировалось таможенно-тарифное регулирование, что было нацелено, в первую очередь, на повышение глубины нефтепереработки. А несколько ранее были введены требования по переводу внутреннего рынка в перспективе на моторное топливо высоких экологических классов. При этом, для сравнения, в США уже в 2015 году глубина переработки нефти превышала 97 процентов, в Канаде была близка к 95, в Великобритании и Германии - около 92, в Италии - 90. Эти показатели стали ориентиром, заложенным в проекте Энергетической стратегии РФ на период до 2035 года, где цели по глубине переработке нефти заданы на сопоставимом уровне - планируется достичь показателя в 90-91 процент ко второму этапу реализации стратегии в 2021-2035 годах.

Для предприятий, входящих в нефтегазохимические кластеры, предусмотрены меры господдержки

За 2011-2017 годы компании провели большую работу по модернизации НПЗ, однако в последнее время наблюдается небольшое отставание от принятых планов, отмечает Виктория Гимади. "К основным проблемам и ограничениям можно отнести - ухудшение макроэкономических условий (в первую очередь, снижение цен на нефть) и условий по привлечению внешнего финансирования по сравнению с существующими ранее условиями. Также на изменения условий проектов повлияли корректировки параметров "налоговых маневров" в нефтяной отрасли", - рассказала эксперт.

Повышению объемов выпуска отечественных НПЗ способствует ряд новых проектов, в частности, по добыче газового конденсата. Так, ГК "Иркутская нефтяная компания" планирует построить в Усть-Куте завод по производству 600 тонн полиэтилена. В ИНК оценивают инвестиции в реализацию газового проекта в 300 миллиардов рублей. Сам проект состоит из четырех этапов. В первый входит строительство установки комплексной подготовки природного и попутного нефтяного газа производительностью 3,6 миллиона кубометров сырья в сутки.

Перспективным проектом развития отрасли также является строительство Новоуренгойского газохимического комплекса. Его проектная мощность рассчитана на производство до 400 тысяч тонн полиэтилена низкой плотности различных марок в год. Кроме основной продукции создаваемое предприятие будет производить широкую фракцию углеводородов и метановую фракцию. В рамках проекта для переработки дополнительных объемов конденсата ачимовских залежей Надым-Пур-Тазовского региона "Газпром" ведет строительство установки стабилизации в районе Нового Уренгоя. Ее ввод в эксплуатацию запланирован в конце 2019 года. Однако, как считает руководитель проектов "Морстройтехнологии" Софья Каткова, текущий статус - недостроенный комплекс, может повлиять на сроки сдачи объекта. Как отмечает эксперт, трудности ввода в эксплуатацию связаны с оборудованием, попавшим под "санкции", и ограничением заемных средств. Как напоминает С. Каткова, это уже не первая попытка "Газпрома" достроить, наконец, НГХК. Ранее планировалось завершить строительно-монтажные работы к сентябрю 2018 года, а пусконаладочные - в октябре 2019-го.

Еще одно перспективное направление развития отрасли связано с более рациональным использованием нефтяных отходов. "Картина с нефтяными отходами полностью повторяет сценарий с ПНГ, - считает гендиректор CREON Energy Санджар Тургунов. - Сначала добывающие компании шли по пути наименьшего сопротивления, то есть попросту сжигали попутный газ. Но потом вмешалось государство, и ситуация перевернулась на 180 градусов - ПНГ превратился в ценное нефтехимическое сырье. То же самое мы наблюдаем и сейчас: официально НК признают опасность нефтехимических и буровых отходов и необходимость их переработки. Однако по факту проблема не решается", - резюмирует он. Сдвинуть ситуацию с мертвой точки по его мнению, поможет либо "всплеск сознательности" у самих добывающих компаний либо "волшебный пинок" от государства.

В любом случае сделать развитие отрасли более прогнозируемым и устойчивым призван кластерный принцип деятельности нефтеперерабатывающих предприятий. Сегодня в стране сформировано шесть нефтегазохимических кластеров, в структуру которых входят как нефтегазоперерабатывающие и нефтегазохимические предприятия, так и научно-исследовательские организации и профильные учебные заведения. Для предприятий, входящих в нефтегазохимические кластеры, предусмотрены меры господдержки - повышение доступности долгосрочных кредитов, упрощение процедур для прямых иностранных инвестиций, развитие инфраструктуры путем государственного финансирования, предоставление льгот по налогам.

Инфографика: Александр Чистов / Ирина Фурсова