Растущие потребности. Как увеличить мощности нефтепереработки в России

Москва. В этом году с августа до начала октября в нескольких регионах России наблюдались перебои с поставками топлива. В таких условиях расширение мощностей нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) в России и их стабильная работа является важнейшей стратегической задачей.

Как можно увеличить мощности, что задерживает модернизацию и в какие сроки реально построить новые заводы, изучило Агентство нефтегазовой информации.

Трудности модернизации

Расширить мощности НПЗ в России можно за счет модернизации действующих предприятий и внедрения современных технологий. Это одна из основных целей энергетической стратегии России до 2050 года.

Согласно ей, глубина переработки нефти к 2030 году должна достичь 90% с 84,1% в 2023 году. Выход светлых нефтепродуктов, таких как бензин, дизельное топливо, авиационный керосин, должен увеличиться с 64 до 72%.

В 2021 году Минэнерго заключило инвестсоглашения с 14 российскими НПЗ. Тогда планировалось, что в период с 2019 по 2026 годы в модернизацию и строительство новых мощностей будет вложено около 800 млрд рублей. К 2028 году на них должны были ввести 30 технологических установок вторичной переработки и ряд вспомогательных установок.

Однако позже срок действия инвестсоглашений продлили до 2031-2032 годов при условии, что компания инвестирует в модернизацию более 100 млрд рублей до конца 2028 года.

Несмотря на задержки, некоторые проекты эффективно реализуются, отметил технический эксперт Минтранса РФ, руководитель группы компаний «ЭСТЛС» Дмитрий Ивлиев. Так, на НПЗ «Танеко» в июне 2025 года была достроена вторая установка гидрокрекинга, что уже позволяет сохранить глубину переработки на уровне 99%. Московский НПЗ в настоящий момент обновляет резервуарный парк, а до конца года введет комплекс глубокой переработки нефти. Омский НПЗ в этом году планировал завершить 10-летний этап модернизации и, как ожидается, доведет глубину переработки до 100%. О завершении модернизации сообщал Афипский НПЗ. Но часть заводов заявила о сдвигах сроков.

Как отметил ведущий аналитик ФНЭБ, научный сотрудник Финансового университета при правительстве РФ Игорь Юшков, сейчас этому есть ряд причин.

«Во-первых, влияют санкции со стороны стран Запада, запретившие поставлять в Россию оборудование для ремонта, модернизации и строительства НПЗ. Становится дороже его завозить: что-то приходится везти параллельным импортом, что-то закупать в Азии, что-то производить в России. Внутри страны есть повышенный спрос на оборудование, которое мы можем сами произвести, и цены на него растут, - поделился эксперт. - Во-вторых, во многом была завершена предыдущая волна модернизации НПЗ, которая подстегивалась с помощью обратного акциза. Сейчас эта опция недоступна, и государство пока не готово продолжать стимулировать нефтяные компании».

Игорь Юшков подчеркнул, что рентабельность нефтепереработки сильно снизилась из-за возросших затрат на ремонты и сокращения выплат по демпферу. Последнее оказалось особенно чувствительным в 2025 году и во многом стало причиной топливного кризиса. По его мнению, подобное положение заставило компании поставить на паузу все модернизации и планы по строительству новых заводов.

«Повысились операционные риски. Нефтяникам пришлось нести огромные расходы на обеспечение безопасности своих объектов, - отметил Дмитрий Ивлиев. – К тому же, действующая налоговая система НДПИ не очень оптимальна для стимулирования долгосрочных инвестиций в переработку. Фактически из-за этого многие проекты были заморожены или оказались под угрозой срыва».

Среди барьеров для модернизации генеральный директор ООО «Газ Сервис Консалтинг» Елена Газизянова назвала также высокую капиталоемкость, ограниченность кадров и подрядчиков, способных выполнять работы на уровне современных экологических и энергетических стандартов.

Потенциал для расширения мощностей

Отчасти решением снижения нагрузки на НПЗ в пиковые периоды спроса на топливо стало бы сокращение времени плановых ремонтов. По словам Елены Газизяновой, в среднем они длятся от 30 до 60 суток, в зависимости от масштаба установки и глубины вмешательства.

«Это время можно сократить за счет детальной цифровой подготовки (3D-сканирование, BIM-моделирование), модульной замены узлов и параллельного выполнения работ по нескольким направлениям, - рассказала эксперт. – Также в последние годы растет применение азотных и криогенных технологий для ускоренного охлаждения и дегазации аппаратов. Это позволяет безопасно начать ремонт раньше и сократить простой».

Дмитрий Ивлиев отметил, что есть управленческие, логистические и внутренние производственные решения. Комплексные меры в совокупности могут повысить общую производительность на 10-15%.

Среди возможных мер – увеличение чистого времени работы каждого НПЗ. Этого можно добиться за счет более эффективного плана поставки сырья и отгрузки продуктов.

В технической части увеличение мощности идет по нескольким направлениям. Среди них – внедрение и реконструкция установок вторичной переработки.

Также НПЗ могут повышать пропускную способность отдельного оборудования за счет обновления насадок в колоннах, усиления конструкций печей. Но эксперт подчеркивает, что это скорее временное решение, повышающее нагрузку на оборудование, что может привести к преждевременному отказу.

Поднять дополнительную производительность на 3-5% сквозной переработки можно через модернизацию небольших водородных блоков. Примерно также повысят показатели новые катализаторы и точная настройка режимов.

«Самая сложная часть, но весьма эффективная – это инвестиции в умную автоматику, оптимизацию процессов в реальном времени, применение искусственного интеллекта, - добавил Дмитрий Ивлиев. - Это очень затратно, и необходимо делать в коллаборации с крупными IT-компаниями. Но это особенно актуально для небольших НПЗ, где этого пока нет».

Успехи в локализации

На каждом НПЗ ситуация с оборудованием и зависимостью от иностранных комплектующих различается.

Как отметил Дмитрий Ивлиев, наибольшие проблемы в последнее время были связаны с катализаторами крекинга и гидроочистки.

«Раньше российские НПЗ на 80-90% зависели от поставок иностранных катализаторов, в том числе от китайских производителей. Без них глубина переработки и выход светлых нефтепродуктов резко падает, - подчеркнул эксперт. – В России сейчас запущено три собственных проекта, аналогов  реализации в такие кратчайшие сроки в западных странах нет. Но эти заводы покрывают лишь часть потребностей, а качество и срок службы отечественных аналогов пока не всегда на уровне иностранных. И тут отчасти помогает параллельный импорт».

Основные трудности с замещением возникают со сложными узлами и системами, такими как насосное и компрессорное оборудование, запорно-регулирующая арматура для высоких давлений и температур, автоматизированные системы управления, программное обеспечение и контроллеры, а также аппараты колонного типа и реакторы. Критическая ситуация до недавнего времени была с внутренним оснащением – насадки, тарелки для эффективного разделения фракций.

При этом все типовые узлы сейчас полностью закрываются российскими производителями.

«Есть направления, в которых Россией достигнут совершенно уникальный результат – оборудование для первичной переработки, производства печей, теплообменников, емкостного оборудования, турбомашин и компрессоров, асинхронных и синхронных двигателей, силовая автоматика и релейная защита, - отметил эксперт. - Наши специалисты сейчас научились проводить сложные ремонты и обслуживание иностранного оборудования, не только продлевая его жизненный цикл, но и в отдельных случаях качественно модернизируя».

Есть несколько российских решений и в производстве водородного оборудования и сероочистки с хорошим показателем по частоте – до 99%.

Ключевое технологическое оборудование (газотурбинное, силовые турбины для компримирования и выработки энергии на НПЗ) раньше поставлялось компаниями Siemens Energy и General Electric, и заменить их пока сложно.

«Импортозамещение идет неплохими темпами, есть отличные шансы в ближайшее время закрыть ключевые потребности в оборудовании, автоматике и системах управления для нефтеперерабатывающих заводов полностью отечественными разработками при условии надлежащего финансирования, если будет отлажен вопрос кредитования либо субсидий», - добавил Дмитрий Ивлиев.

По его словам, управление надежностью оборудования и рисками его отказа сейчас находится вне поля зрения всех компаний из-за гонки за производством как можно большего количества комплектующих. К тому же, в России нет базы данных по исследованию причин аварий на промышленных объектах, структурного анализа причин поломок, и нормальной методологии, которая могла бы позволить в дальнейшем системно подходить к вопросу повышения надежности. В этом вопросе требуется системный подход на федеральном уровне.

Строительство новых НПЗ

С точки зрения государства сейчас необходимость строительства новых мощностей значительно выросла.

«Прежде всего, это Дальний Восток. В макрорегионе давно наблюдался дефицит, сейчас он усугубился, - отметил эксперт. – Новые предприятия необходимы и в Центральной России. Даже без учета внеплановых ремонтов, текущих мощностей уже недостаточно. Нужно строить новые заводы с учетом ежегодного роста объема потребления дизеля и бензина, иначе России придется постоянно сокращать экспорт нефтепродуктов».

Елена Газизянова добавляет, что Арктическая зона также является перспективной для нефтепереработки, где новые заводы могли бы использовать местное сырье и обслуживать экспорт в Азиатско-Тихоокеанский регион. При этом по ее словам, полный цикл от проектирования до пуска завода занимает 5-7 лет, что делает строительство современного НПЗ мегапроектом с огромными капитальными затратами.

Таким образом, для компаний в текущей ситуации становится нерентабельно строительство заводов «с нуля», а увеличение мощностей существующих НПЗ большинство откладывают на более поздний срок из-за возросших операционных рисков и опасений потерять инвестиции.

Фото: freepik.com