Российские НПЗ - в зоне риска
В ночь на 25 января на территории Туапсинского нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) по неустановленным пока причинам загорелась вакуумная установка. Двумя неделями ранее из строя вышла установка каталитического крекинга на Нижегородском НПЗ ЛУКОЙЛа. До тех пор, пока неисправность не будет устранена, завод будет производить вдвое меньше бензина. В 2023 году предприятие обеспечило более одной десятой совокупного годового потребления топлива в России. Розничные цены на бензин ещё не растут, и регуляторы не спешат с включением ручного управления. Нефтяникам предстоит пересмотреть планы по модернизации перерабатывающих мощностей, констатирует корр. «Октагона» Анна Таволга.
Производство и ключевые игроки
В минувшем году российские нефтяные компании увеличили первичную переработку нефти до 274,9 млн тонн (плюс 1,1 процента по отношению к 2022 году). Производство бензина повысилось почти на 2,8 процента по сравнению с 2022 годом – до 43,8 млн тонн. Об этом сообщил в своей авторской колонке в журнале «Энергетическая политика» вице-премьер Александр Новак.
Если исходить из того, что в 2023 году экспорт бензина превысил 5 млн тонн (по оценкам исследовательской компании «Петромаркет», только за 9 месяцев года он составил 5,1 млн тонн), НПЗ ЛУКОЙЛа «Нижегороднефтеоргсинтез», выпустивший за год менее 5 млн тонн бензина, покрывал более 12 процентов внутреннего спроса на этот вид топлива в стране. «Петромаркет» приводит данные, согласно которым ежемесячно завод производил около 410 тыс. тонн бензина. Поломка привела к сокращению этого показателя почти вдвое.
Всего в России действует более 30 нефтеперерабатывающих заводов. По сведениям Независимого аналитического агентства нефтегазового сектора («НААНС-Медиа»), более 80 процентов переработки осуществляется на предприятиях, входящих в структуру вертикально интегрированных нефтяных компаний. На долю «Роснефти» приходится 30 процентов об общего объёма переработки, на долю ЛУКОЙЛа – 20 процентов, «Газпром нефти» – 18 процентов, «Газпрома» – 8 процентов, «Сургутнефтегаза» – 6 процентов, «Славнефти» (совместное предприятие «Роснефти» и «Газпром нефти») и «Татнефти» – по 5 процентов.
Помимо «Нижегороднефтеоргсинтеза», крупнейшими в стране по объёмам переработки за год являются Омский НПЗ («Газпром нефть»), КИНЕФ («Сургутнефтегаз»), «Славнефть-ЯНОС» («Славнефть»), Волгоградский НПЗ (ЛУКОЙЛ), Пермский НПЗ (ЛУКОЙЛ), Рязанская нефтеперерабатывающая компания («Роснефть»), Московский НПЗ («Газпром нефть»). Подробности – в таблице выше.
Цены на бензин: пока растёт только опт
С момента аварии на нижегородском заводе биржевые цены на нефть начали динамичный рост. Если 12 января тысяча литров АИ-92 стоила 40,6 тыс. рублей, то 23 января цена составила 46,7 тыс. Бензин АИ-95 подорожал с 43,4 тыс. за тонну до 49,3 тыс. Итого менее чем за две недели оптовые цены поднялись примерно на 15 процентов. В рознице в среднем по России бензин практически не подорожал. В столице, которая получала топливо, в частности, с «Нижегороднефтеоргсинтеза», ценники застыли на отметках 51,2 рубля за литр АИ-92 и 56,6 рубля за литр АИ-95. Таковы данные Московской топливной ассоциации.
Сдерживание розничных цен происходит силами самих нефтяных компаний, очевидно, получивших своего рода мотивацию к этому 19 января на совещании у Александра Новака, посвящённом внутреннему рынку. Участие в нём принимали представители нефтяных компаний, Минэнерго, Минфина, ФАС, Минсельхоза, РЖД и Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой биржи. Накануне встречи участники отрасли были обеспокоены возможностью введения нового запрета на экспорт нефтепродуктов, однако этого не произошло. Нефтяникам лишь поручили контролировать цены на АЗС, что они в настоящее время и делают.
Как долго это продлится, будет зависеть от ряда факторов – скорости починки оборудования на Нижегородском НПЗ, весеннего роста спроса на нефтепродукты (в январе спрос традиционно минимальный) и объёмов компенсации, которую нефтяники получают за удержание цен. Ещё один фактор, который сейчас существует только умозрительно, – вероятность чрезвычайных происшествий, аналогичных случившемуся на «Нижегороднефтеоргсинтезе», на других нефтеперерабатывающих предприятиях.
Каткрегинг и зависимость от импорта
Большая часть российских нефтеперерабатывающих заводов была построена в далёкие советские годы. Один из долгожителей – Туапсинский НПЗ – через несколько лет отметит 100-летний юбилей. После приобретения предприятий в 1990-х годах нефтяные компании принялись за их активное переоборудование и модернизацию. Если судить по информации на официальных сайтах вертикально интегрированных нефтяных компаний, последние шаги в этом направлении предпринимались в прошлом десятилетии. Некоторые отчитываются о продолжающейся модернизации. В частности, в планах «Газпром нефти» проводить её на своих заводах в Москве и Омске до 2025 года.
Одним из наиболее чувствительных агрегатов НПЗ являются установки каталитического крекинга (производят глубокую термокаталитическую переработку нефтяных фракций с целью получения компонента высокооктанового бензина), имеющие в большинстве своём импортное происхождение.
Этого не скрывают в компаниях, хотя используют весьма округлые формулировки, говоря о деталях, описывающих ход модернизации на предприятиях.
В частности, на сайте «Газпром нефтехим Салават» (предприятие «Газпрома», производящее в числе прочего автомобильные бензины) указывается, что «базовый проект комплекса каткрекинга был разработан компанией Shell».
Ещё в марте 2022 года в докладе Аналитического центра при Правительстве РФ «ТЭК России в условиях санкционных ограничений» в числе ключевых фигурировало «ограничение на импорты оборудования нефтепереработки», введённое США, ЕС, Швейцарией, Норвегией, Японией и Великобританией.
Со ссылкой на сведения Минпромторга и ФТС России были приведены данные за 2019 год, из которых следовало, что 77 процентов катализаторов крекинга, гидрокрекинга, гидроочистки поступало из стран, присоединившихся к санкциям, 20 процентов – из государств, не присоединившихся к ним. И лишь 3 процента производилось внутри страны. В качестве возможных рисков назывались снижение эффективности НПЗ, срыв планов по модернизации установок переработки и сокращение объёмов производства топлива класса «Евро-5».
Программа есть, прозрачности нет
Эксперты затрудняются точно определить актуальную степень зависимости российских предприятий от иностранного оборудования из недружественных стран, оговариваясь, что по некоторым чувствительным позициям она может превышать 90 процентов. Сами компании вовсе не обнародуют такую информацию, что не мешает им подчёркивать свой прогресс в импортозамещении. В частности, «Роснефть» утверждает, что не только «проводит систематическую работу по развитию отечественных технологий» и «снабжает свои российские заводы собственными катализаторами», но и начала их поставку за рубеж в 2022 году.
Решать проблему пытаются и на правительственном уровне. В апреле 2021 года Минэнерго заключило с нефтяными компаниями инвестиционные соглашения на 800 млрд рублей, согласно которым к 2031 году в России должно появиться 30 новых установок переработки нефти, что позволило бы увеличить выпуск бензина более чем на 3,6 млн тонн в год. После введения санкций условия соглашений изменились. Срок модернизации скорректирован до 2028 года, число установок – до 50, рост производства бензина – до 4 млн тонн.
Сумма инвестиций оценивается в 1 трлн рублей.
Инвестиционное соглашение было заключено в том числе и с ЛУКОЙЛом и касалось его Нижегородского НПЗ.
– В конце 2022 года на «Нижегороднефтеоргсинтезе» был введён в эксплуатацию комплекс переработки нефтяных остатков, включающий, в частности, комбинированную установку гидроочистки бензина и дизельного топлива», – рассказывает «Октагону» генеральный директор Независимого аналитического агентства нефтегазового сектора, доцент РАНХиГС Тамара Сафонова.
По её словам, проекты модернизации с установкой каталитического крекинга могут быть реализованы Ангарской нефтехимической компанией, «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», Рязанской нефтеперерабатывающей компанией и Сызранским НПЗ («Роснефть»). По сведениям эксперта, совокупная мощность установок при условии реализации проектов может оцениваться на уровне 4,55 млн тонн. Исчерпывающей информации о планах модернизации и импортозамещения по всем российским НПЗ не существует.
– И другие предприятия могут заниматься разработкой технико-экономических обоснований проектов или, наоборот, изменить объёмы финансирования или пересмотреть целесообразность реализации проектов с учётом перспектив реорганизации мировых энергетических рынков, – замечает собеседница издания.
В «НААНС-Медиа» прогнозируют неизбежное снижение глобального спроса на нефтепродукты в перспективе до 2050 года, в результате которого российская переработка за четверть века может уменьшиться (по пессимистичному сценарию) на 41 процент.
