«Остановиться и подумать»

Модернизация отечественного downstream в условиях экономического кризиса.

По данным российского Минэнерго, в 2015 г. российские компании сократили инвестиции в модернизацию своих НПЗ до 214 млрд рублей с 289 млрд рублей (по итогам 2014 г.). Тем не менее, обновление отечественной нефтепереработки будет продолжено. В текущем году планируется ввод в эксплуатацию и завершение реконструкции 12 новых технологических установок, благодаря чему глубина российского downstream вырастет до 75% (74,2% в 2015 г.). К 2020 г. этот показатель должен увеличиться до 85%.

Согласно планам министерства, нас ожидает форсированный рост производства высококачественных моторных топлив на 44% с 117 (2015 г.) до 168 млн т в год (в 2020 г.). За десять лет модернизации с 2011 г. по 2020 г. мощности установок вторичной переработки должны вырасти на 91 млн т. Министерство подсчитало: на российских НПЗ было введено или планируется запустить 123 установки вторичной переработки, причем 12 из них, как ожидается, будут запущены в строй в 2021-2027 годах. Реалистичны ли эти планы? Нужны ли на российском рынке такие объемы высококачественных нефтепродуктов? Будут ли они востребованы на международных рынках в среднесрочной и долгосрочной перспективах?

Роль государства в развитии российской нефтепереработки огромна: четырехсторонние соглашения компаний с ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом, а также введение новых норм в Технический регламент в 2011 г. привели к серьезным изменениям в отечественном downstream, подтолкнули компании к строительству новых установок и модернизации отрасли. Но сегодня перед нашими ВИНК стоит не менее острая проблема недостатка финансовых средств для продолжения реализации их модернизационных планов. Санкции оказали существенное воздействие на сокращение финансирования новых проектов и приостановку их реализации.

Согласно оценке «ВНИПИнефть», в целом по итогам 2015 г. на фоне жесточайшего экономического кризиса в стране отрасль выглядит неплохо. В России увеличились объемы выпуска светлых продуктов и глубина переработки. На 1,5 млн т выросло производство автобензинов до 39,8 млн т (38,3 по итогам 2014 г.). Существенно снизился выпуск мазута с 77,2 до 70,1 млн т, но сократилось и производство дизельного топлива с 77,3 до 76,1 млн т, авиакеросина – с 10,9 до 9,7 млн т. В целом объем российской нефтепереработки составил в прошлом году 282,4 млн т, немного сократившись с 289 млн т (по итогам 2014 г.). Загрузка российских НПЗ снизилась всего на 1% до 94% (с 95% в 2014 г.). В нефтехимии хорошие показатели достигнуты в основном за счет перезапуска (после аварии) мощностей в Буденовске.

«На российских НПЗ в прошлом году было запущено в строй 11 новых установок: были реализованы проекты, нацеленные на повышение качества выпускаемых нефтепродуктов. В основном это установки, инвестиции в которые были сделаны в «тучные» годы. Хоть правительство и осторожничает: вводит требование полного перехода на этот класс с 1 июля 2016 г., все российские компании, в том числе и «Роснефть» (в декабре 2015 г.), подтвердили, что перешли на класс Евро-5. Я считаю, что компании абсолютно правильно делают акцент на завершении тех проектов, реализация которых была начата в последние 4-5 лет», – рассказал генеральный директор «ВНИПИнефть» Владимир Капустин, выступая на проходившей в Москве 10-11 марта конференции «Строительство и модернизация НПЗ, ГПЗ и НХП – практические примеры. Стратегии, технологии, процессы и оборудование», организованной Vostock Capital.

По мнению специалиста, программа модернизации в соответствии с четырехсторонними соглашениями выполнялась неплохо: все российские ВИНК успешно ее завершили. «Если же посмотреть программы независимых НПЗ, много говорилось, что они находятся сейчас в критическом положении. Да, у большинства так оно и есть. Но поражает, например, инвестиционная программа Антипинского НПЗ, у которого, конечно, очень влиятельные собственники… Или, например, Афипский НПЗ, запланировавший инвестиции на 2015-2016 годы на уровне ведущих российских ВИНК. Так, «Роснефть» декларировала, что направит на модернизацию своих НПЗ порядка 100 млрд рублей, а тут один независимый НПЗ свои капиталовложения запланировал на уровне 50 млрд рублей. Там, где собственники смогли найти контакт с банками, несмотря на высокие проценты, инвестиции в нефтепереработку идут довольно серьезные», – рассказал Капустин.

По оценке «ВНИПИнефть», Минэнерго проводило жесткую политику, направленную на реализацию четырехсторонних соглашений и внедрение в практику норм Технического регламента. Однако теперь стратегия изменилась. «Если вы посмотрите протоколы последних заседаний министерства по реализации четырехсторонних соглашений, очевидно, что для 90% еще не введенных в эксплуатацию объектов сроки перенесены на неопределенное время. Согласно прежним планам, сейчас компании должны приступить к строительству объектов для дальнейшего углубления переработки нефти. Они все очень капиталоемкие. Ввод установки гидрокрекинга – это 2 млрд долларов. Кто сейчас может дать связанный ответ на вопрос нужно ли продолжать реализацию таких проектов в России или нет? Наши компании продемонстрировали разные подходы к этому вопросу. Многие заморозили или приостановили проекты, чтобы подумать. В реальности количество планируемых проектов значительно сократилось. Постройка новой установки на НПЗ окупается, как правило, за 7 лет, а при нашем разгильдяйстве они еще и строятся 7 лет. Привлечение кредитных средств по ставке в 10-11% (сегодня это ниже инфляции) дает в результате увеличение стоимости реализации проекта в 2-3 раза. Мягко говоря, вложили огромные средства, понастроили так много всего, чего и строить то было не надо, а теперь смотрят: окупятся ли уже построенные проекты? Это касается новых объектов для коксования и гидрокрекинга. Увеличение мощностей по гидрокрекингу привело к серьезному увеличению выпуска в стране дизельного топлива, которое, к сожалению, в России широким спросом не пользуется. Действительно, большая часть выпускаемого у нас бензина и дизельного топлива теперь соответствует классу Евро-5. Из 76-77 млн дизеля, выпускаемого в стране, 27 млн т идет на внутренний рынок, а 50 млн т – на экспорт. А гидрокрекинг продолжает и продолжает запускаться, что же мы будем делать с этим дизелем? Найдет ли сбыт на внешних рынках российский дизель, при дальнейшем наращивании его выпуска? Может быть, в дальнейшем сделать ставку на увеличение каткрекинга? При заградительных пошлинах на мазут наши средней сложности НПЗ будут через год убыточны, самые простые уже показывают минус. Даже самые продвинутые наши НПЗ, при введении в 2018 г. 100% пошлины на мазут, покажут лишь небольшую прибыль. Правительство должно найти другие формы налогообложения отрасли, чтобы наша нефтепереработка не умерла», – отмечает Владимир Капустин.

Среди главных проблем отечественной модернизации, помимо финансовых санкций со стороны США и ЕС, глава «ВНИПИнефть» выделил увеличение стоимости оборудования из-за падения курса рубля, высокую импортозависимость отрасли, а также отсутствие ясности в налоговой политике правительства. Для российских проектов обновления НПЗ характерны затягивание сроков реализации и поставок оборудования, значительное превышение запланированных капиталовложений, низкая доля привлечения отечественных технологий и оборудования. «Что касается зарубежного downstream, там кризиса нет. Он только у нас и связан с обесцениванием рубля и сокращением потребительского рынка. Недавно на конференции по нефтепереработке в Дубае, представитель Shell утверждал, что таких золотых времен для нефтепереработчиков давно не было. Кроме того, совмещение мощностей нефтепереработки и нефтехимии приносит сегодня зарубежным компаниям большие прибыли. В этом сегменте наступил золотой век. Тогда как на российских НПЗ именно такие проекты сейчас и будут останавливаться», – заявил Владимир Капустин, выступая на конференции Vostock Capital.

Сегодня для российских проектов в области нефтехимии характерны: длительные сроки выбора объектов строительства и определения источников финансирования; необходимость участия государства в реализации таких проектов; отсутствие генеральной схемы развития транспортной инфраструктуры для нефтегазохимии; а также низкий спрос на внутреннем рынке РФ.

«Роснефть» является крупнейшей российской компанией по объемам нефтепереработки. За последние два года компания ввела в строй много модернизированных мощностей, что позволило значительно поднять качество выпускаемой продукции. «В сектор downstream «Роснефти» пришла новая команда во главе с вице-президентом Романовым, пересмотревшим стратегию модернизации. Сейчас руководство компании размышляет над вопросом: как развивать процессы глубокой переработки нефти? Оценивает: как повысить эффективность заводов в условиях такого жесточайшего финансового кризиса? В «Роснефти» десятки объектов находятся сейчас на стадии практического завершения. Инвестировано много средств. Понятно, что уже запущенные проекты модернизации нужно довести до практического завершения, но в каком виде? Нужно посмотреть и задуматься: не бездумно инвестировать, а определить куда, действительно, сейчас нужно вкладывать? Хотелось бы отметить одно из правильных решений по Туапсинскому НПЗ, в компании задумались: нужно ли здесь делать флексикокинг. А за «Роснефтью» и в «Газпром нефть» задались аналогичным вопросом в отношении Московского НПЗ? Да, я считаю, что именно сейчас нужно остановиться и подумать», – отмечает Капустин.

«Газпром нефть» в 2015 г. много инвестировала в нефтепереработку и сейчас этот сегмент в компании в очень хорошем состоянии: из 79,7 млн т добытого в 2015 г. углеводородного сырья было переработано 43 млн т. «Однако сегодня многие из тендеров приостановлены, что означает: руководство компании думает, куда можно наиболее эффективно вложить деньги, предназначенные для модернизации. «Газпром нефть» запустила проектирование установки АВТ мощностью в 6 млн т на МНПЗ. Генеральный подрядчик иностранная компания – Tecnimont. Сейчас российские институты воюют с генподрядчиком, чтобы получить хоть какие-нибудь работы по проектированию строительной части. Что касается всего остального, Tecnimont считает, что у нее не загружены офисы в Индии – индийцев надо загрузить проектированием! При этом российские проектные институты остаются без работы. Считаю, что это неправильное решение. То же самое творится и в «Сибуре», у которого в одном из проектов генеральным подрядчиком стала Linde, у которой тоже не загружены индийские офисы… Санкции, нет санкций, российские компании продолжают размещать заказы в основном в зарубежных проектных институтах. Нужно доверять отечественным проектным институтам, которые находятся сегодня в непростой ситуации. Тем не менее, нужно отметить большие достижения «Газпром нефти» по обновлению парка установок на МНПЗ с привлечением новых технологий. Нужно похвалить компанию за акт «жесткой политики», который поддержало российское правительство, по строительству катализаторной фабрики в Омске, что будет сделано по технологиям российских ученых. Планируется выпуск 21 тыс. т российских катализаторов, 15 тыс. катализаторов крекинга, по российской технологии и на отечественном оборудовании. Это революция в производстве катализаторов», – отметил глава «ВНИПИнефть».

Согласно информации «Газпром нефть», проект строительства производства катализаторов на ОНПЗ должен быть разработан до конца 2017 г. «Газпромнефть-ОНПЗ» объявила отбор организации на подготовку проектной и рабочей документации для строительства производства катализаторов нефтепереработки в Омске. Согласно техническому заданию, в состав комплекса войдут: производство катализаторов каталитического крекинга, гидроочистки дизельного топлива и вакуумного газойля, гидрокрекинга вакуумного газойля, а также установка реактивации и регенерации катализаторов глубокой гидроочистки дизельного топлива. Московский проектный институт «ВНИПИнефть» выполнил для «Газпром нефти» технико-экономическое обоснование катализаторного проекта. В конце декабря Минэнерго РФ присвоило проекту статус национального, а двумя месяцами ранее он получил поддержку со стороны правительства Омской области: инвестору были предоставлены льготы по налогу на прибыль и имущество.

Сейчас на предприятии в Омске ежегодно выпускается 3 тыс. т катализаторов. Катализаторы гидроочистки и гидрокрекинга на сегодняшний день в России не производятся вообще и поставляются в страну из-за рубежа. Общая мощность нового комплекса составит 21 тыс. т в год, что позволит полностью обеспечить потребности российской нефтеперерабатывающей отрасли в катализаторах каталитического крекинга и гидрогенизационных процессов. Катализаторы предназначены для процессов вторичной переработки нефти для производства моторных топлив стандарта Евро-5. Комплекс стоимостью более чем в 15 млрд рублей планируется ввести в эксплуатацию в 2019 г.

«ЛУКОЙЛ» – безусловный лидер по глубине переработки и выходу светлых нефтепродуктов. По итогам 2015 г. компания выполнила в срок программу модернизации нефтеперерабатывающих мощностей в соответствии с четырехсторонними соглашениями. Владимир Капустин особо отметил запуск «ЛУКОЙЛом» в строй второй очереди в Кстово, что является «большим достижением для всей российской нефтепереработки». «Что касается «Башнефти», нефтеперерабатывающие мощности у компании всегда были с высокой глубиной переработки, и сейчас вопросы модернизации решаются здесь успешно. Однако проводимые в компании тендеры идут месяцами, иногда отменяются. В результате сейчас компания получила иск по поводу одного из тендеров. Безусловно, это сказывается на реализации проектов и модернизации», – считает гендиректор «ВНИПИнефть».

Выступая на конференции «Строительство и модернизация НПЗ, ГПЗ и НХП – практические примеры. Стратегии, технологии, процессы и оборудование», организованной Vostock Capital, Капустин особо выделил новые проекты в области нефтепереработки, реализуемые сейчас в Татарстане. Так, ТАИФ НК планирует до конца этого года запустить первую в мире установку мощностью в 3,7 млн т в год по глубокой переработке тяжелых остатков на основе технологии Veba Combi Cracking по лицензии фирмы KBR. Благодаря вводу в эксплуатацию комплекса, в состав которого входят установки VCC, производства водорода и серы, глубина переработки у ТАИФ НК увеличится с 74,5% до 95%. «В мире шли дискуссии о том, что невозможно построить такую по мощности установку. В непростое для экономики страны время ТАИФ НК нашла деньги на запуск прорывной технологической установки», – рассказал Капустин.

По словам главы «ВНИПИнефть», компания «Татнефть» «перешла у нас в другое измерение». «Кризис, санкции, а они продолжают вводить все новые объекты. То, что делает компания на своем заводе уму непостижимо, не жалеет никаких средств на развитие нефтепереработки. Сегодня «Татнефть» собирается запускать установку замедленного коксования: этот проект нацелен на развитие электроэнергетических мощностей. Они понимают, что кризис приходит и уходит, а завод с высокой глубиной переработки в 90% им нужен. Нефтеперерабатывающий комплекс Татарстана переходит в статус одного из ведущих в мире. Впервые в России на ТАНЕКО будет введена (согласно планам в 2017 г.) установка по гидроочистке тяжелого газойля коксования мощностью в 850 тыс. т по лицензии компании Axens. Никто у нас в России еще не использовал гидроочистку для тяжелых дистиллятов с высоким содержанием олефинов. Еще одна установка ТАНЕКО имеет революционное значение для нефтеперерабатывающей промышленности РФ: в 2017 г. «Татнефть» планирует запустить установку по гидроконверсии тяжелых остатков на наноразмерных катализаторах мощностью в 50 тыс. т в год. Разработчиками инновации являются ИНХС и ИПХФ РАН, ИНКО-ТЭК «Татнефть» и американская компания Chevron. Несмотря на участие зарубежного игрока, 95% оборудования для этой установки будет российским. Проект уже прошел стадию подготовки проектной документации, идет разработка рабочей документации. Будет использовано уникальное отечественное оборудование. Однако наши министерства побоялись дать возможность запустить установку промышленного уровня, пока это будет опытно-промышленная установка мощностью в 50 тыс. т в год, тогда как итальянская Eni уже запустила установку такого типа мощностью в 1,2 млн т в год. Увы, в текущих ценах наша установка не будет такой уж прибыльной и позволит лишь апробировать технологию. Вдумайтесь, в гудрон вводят 0,05% молибдена, который играет роль катализатора, проходит через реактор, колонну и так далее, нигде не остается и весь выпадает в осадок. В результате получаются светлые продукты. Все это приведет к революции на нефтеперерабатывающих заводах. В перспективе при сравнительно небольших инвестициях мы можем получить полностью другую гамму выпускаемых нефтепродуктов», – рассказал Капустин.

В своем выступлении на конференции Vostock Capital Владимир Капустин выделил два проекта в области нефтехимии. В частности, проект по производству этилена в объеме 1,5 тыс. т в год на «ЗАПСИБНЕФТЕХИМе» в Тобольске. «Основная установка – пиролиз, затем они нацелены на выпуск полиэтилена (1530 тыс. т в год) и полипропилена (550 тыс. т). К 2019 г. они полностью должны запустить свои нефтехимические мощности. Это большое достижение, учитывая выполнение наших скромных планов по нефтехимии до 2035 г. Сейчас даже этот небольшой планчик трещит по швам. Стратегия развития нефтехимии была нацелена на развитие в России пиролиза, но с момента утверждения этого плана до сих пор ни одна установка так и не была введена. «Новоуренгойский комбинат» побьет все рекорды по задержкам. Никак не могут договориться с лицензиаром. По Амурскому ГПЗ, очень много времени уходит на тендеры. Сроки реализации проекта уходят за 2020 г., в любой момент он может быть остановлен», – рассказал Капустин.

Гендиректор «ВНИПИнефть» особо остановился в своем выступлении на проблеме замещения импорта в нефтепереработке. «Мы сейчас много говорим об импортозамещении. Но нужно понимать: реальных сдвигов в замещении импортной продукции и услуг в области нефтепереработки и нефтехимии так и не произошло. Я бы поостерегся от бравурных рапортов, что мы сейчас все импортное заменим российским. Нужно реалистично смотреть на состояние рынка. Лицензии на наиболее востребованные процессы принадлежат зарубежным лицензиарам, наиболее востребованные на российском рынке катализаторы и присадки импортируются. Те зарубежные компании, которые показали себя хорошо на российском рынке с ними нужно продолжать работу. Недавно BASF передал Губкинскому институту нефти и газа свое оборудование на 500 тыс. долларов, чтобы с помощью него в ВУЗе вели научную работу и занимались созданием новых продуктов. В условиях санкций мы должны сделать все, чтобы зарубежные компании, которые хотят работать в России, остались бы на рынке. Увы, нельзя говорить, что в России можно сделать абсолютно все. Отказ от сотрудничества с западными компаниями приведет к серьезным проблемам с продвижением у нас в стране передовых технологий… Мы переживаем непростые времена. Нефтепереработка должна приносить прибыль при низких ценах на сырье, а в России этого не происходит. Все планы и расчеты, в независимости кто их делал, российский или западный проектант, сегодня мало стоят. Никто не мог предсказать такие цены на мировом нефтяном рынке и такую девальвацию рубля. Сегодня в правительстве нам говорят о невозможности сохранения устойчивого курса национальной валюты. Как можно выполнять в таких условиях новые проекты? Прежде всего, нам нужна стабильность в экономике. Если же мы посмотрим, что сейчас происходит в Соединенных Штатах, как технологическом лидере, ряд экспертов говорит о том, что и нефтеперерабатывающие заводы будут через 30 лет не нужны. Цивилизация перейдет на электромобили и не нужен нам будет ни дизель, ни бензин. Нужно пересмотреть программы и понять, что нам действительно стоит сейчас делать: какие стратегии нужно выстраивать, проводя модернизацию отечественной нефтепереработки», – отметил Владимир Капустин.

Источник: http://neftianka.ru/ostanovitsya-i-podumat/