За последние три года в 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 Россия входит в тройку мировых лидеров. Сегодня из 1 кг нефти в РФ получают 990 гр. 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 г. по 2017 г. были модернизированы либо пущены в эксплуатацию 78 установок вторичной переработки. Несмотря на некоторый спад в привлечении инвестиций, в 2014-2017 гг. вложения в модернизацию отрасли составили около 760 млрд. руб. Всего к 2027 г. 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 г. производство автомобильного бензина должно вырасти до 41,4 млн. т, дизельного топлива – до 90 млн. т.
Однако, по словам замминистра энергетики РФ Кирилла Молодцова, в нынешних экономических условиях предприятия отрасли испытывают 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 г. доля топлива пятого класса в структуре потребления автомобильных бензинов составляла всего 2%, дизельного топлива – 17%. Во-вторых, удалось повысить глубину переработки нефти. Так, если в 2011 г. глубина переработки на российских НПЗ в среднем составляла 70,6%, то в 2017 г., по предварительным данным Росстата, – уже 81%. Позитивные результаты обусловлены происходящей в отрасли модернизацией”, – отмечает эксперт.
В 2011 г. были подписаны четырехсторонние соглашения между основными российскими нефтеперерабатывающими компаниями, ФАС России, Ростехнадзором и Росстандартом. Также в 2011 г. (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 в США в 2015 г. глубина переработки нефти превышала 97%, 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 г., где цели по глубине переработке нефти заданы на сопоставимом уровне – планируется достичь показателя в 90-91% ко второму этапу реализации стратегии в 2021-2035 гг.
Для предприятий, входящих в нефтегазохимические кластеры, предусмотрены меры господдержки. За 2011-2017 гг. 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 т полиэтилена. В ИНК оценивают инвестиции в реализацию газового проекта в 300 млрд. руб. Проект состоит из четырех этапов. В первый входит строительство установки комплексной подготовки природного и попутного нефтяного газа производительностью 3,6 млн. кубометров сырья в сутки.
Перспективным проектом развития отрасли также является строительство Новоуренгойского газохимического комплекса. Его проектная мощность рассчитана на производство до 400 тыс. т 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 г. 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 НГХК. Ранее планировалось завершить строительно-монтажные работы к сентябрю 2018 г., пуско-наладочные – в октябре 2019 г.
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. (nangs.org/Химия Украины и мира)