Кто работает и кто перегоняет
В России работают 34 НПЗ с мощностью переработки от 1 млн тонн в год, а также множество мини-НПЗ. Совокупная мощность всех перерабатывающих предприятий на конец 2016 г. составила около 300 млн тонн. По данным Аналитического центра при правительстве РФ, в мировых мощностях по переработке нефти Россия в последние годы занимает примерно 6,6%.
Большинство крупных НПЗ были построены еще в советское время, многие – еще в 30-40-е гг. прошлого века. В 1990-е – начале 2000-х почти все старые заводы перешли под контроль ВИНК. Крупнейшим российским предприятием по переработке нефти является Омский НПЗ Газпром нефти (см. таблицу 1).
Таблица 1 Крупнейшие НПЗ России
*данные на 2015 г. Источник: Данные компаний
Подавляющее большинство старых НПЗ ведут комплексную переработку, включающую первичный и вторичные процессы. Одним из исключений является Туапсинский НПЗ Роснефти (работает еще с 1929 г.), но и здесь в 2018 г. должны запустить вторичную переработку (гидрокрекинг). Также «вторичку» не ведет Афипский НПЗ (мощность 6 млн тонн в год), принадлежащий ГК «Нефтегазиндустрия».
В постсоветский период было построено всего несколько крупных и средних предприятий по переработке нефти, главным образом независимых. Это, в частности, Антипинский НПЗ мощностью 9 млн тонн в год, Новошахтинский НПЗ (5 млн тонн в год), Яйский НПЗ (3 млн тонн в год), Ильский НПЗ (3 млн тонн в год), Марийский НПЗ (1,6 млн тонн в год), а также подконтрольное Татнефти АО «Танеко» (7 млн тонн в год). Из них только независимый Антипинский НПЗ и Танеко представляют из себя комплексные НПЗ с высокими показателями глубины переработки нефти и отбором светлых нефтепродуктов.
Другие новые заводы тоже заявляли о планах развивать «вторичку». Так, на Кузбассе до конца года должна быть запущена вторая очередь Яйского НПЗ, благодаря которой планируется нарастить мощность завода до 6 млн тонн в год, а глубину переработки – до 93%. Но этот проект развивается во многом благодаря поддержке властей Кемеровской области. У собственников Марийского НПЗ, Новошахтинского НПЗ и ряда других независимых предприятиях планы по запуску комплексной переработки реализуются не столь успешно – их собственники ищут средства на развитие.
Мини-НПЗ работают, как правило, непосредственно на месторождениях или вблизи рынков сбыта (в припортовых зонах, в сельхозрайонах), или в регионах, где нет крупных НПЗ. Свои мини-НПЗ есть у некоторых ВИНК (у ЛУКОЙЛа, Роснефти, Татнефти), но подавляющее их большинство – независимые. Малые предприятия, как правило, ведут только первичную переработку, только у некоторых есть облагораживающие процессы, улучшающие качество продукции. В базу Ростехнадзора внесены чуть менее 300 мини-НПЗ.
Но в стране работают и нелегальные заводики, ведущие, как правило, самую примитивную перегонку нефти. Подпольные НПЗ – одна из проблем российской «нефтянки», с которой связаны и проблема контрафактного топлива, и хищение нефти из магистральных трубопроводов Транснефти, с крупных НПЗ (это особенно распространено на Северном Кавказе, юге России и в Поволжье). Не брезгуют «серыми» схемами и некоторые открыто работающие мини-НПЗ: например, они могут сбывать по своим документам нефтепродукты, полученные из нелегальных источников. Действий контролирующих и правоохранительных органов по пресечению подобной деятельности, к сожалению, сегодня явно недостаточно.
Таблица 2 Крупнейшие игроки на российском рынке нефтепереработки
* С учетом/ без учета консолидации "Башнефти" с октября 2016 г.
** без учета мини-НПЗ
*** включая долю в переработке "Славнефть-ЯНОС"
**** данные на 2015 г.
Источник: Данные компаний
Объемы переработки: упал и пока не отжался
Россия – это один из мировых лидеров по добыче нефти, но в отношении переработки значительно уступает США и Китаю, опережая, впрочем, другие страны (см. диаграмму).
Объем переработки нефти в 2016 г., млн барр./ сут.
Источник данных: Ежемесячный отчет ОПЕК за август 2017 г.
83% переработки нефти в России осуществляют ВИНК, остальное – независимые компании, оценивали в прошлом году в Аналитическом центре при правительстве РФ.
Согласно данным Минэнерго, Россия в прошлом году добыла 547,5 млн тонн нефтяного сырья (на 2,5% больше, чем годом ранее). На первичную переработку внутри страны было направлено чуть больше половины – 280,7 млн тонн. Причем объем первичной переработки сократились по сравнению с двумя предыдущими годами – на 2,2 млн тонн в 2015 г. и на 8,9 млн тонн в рекордном 2014 г., хотя добыча в этот же период росла.
Уменьшение объемов нефтепереработки в прошлом году произошло за счет сокращения загрузки комплексных НПЗ и коснулось главным образом наименее эффективной части первичной переработки, отмечают аналитики «Выгон консалтинг» в исследовании «Нефтяная отрасль России: итоги 2016 г. и перспективы на 2017-2018 гг.».
В 2017 г. переработка нефти в России не опустится ниже уровня прошлого, прогнозировал в мае этого года замглавы Минэнерго Кирилл Молодцов в беседе с ТАСС. В «Выгон консалтинг» считают, что показатель вырастет на 2 млн тонн, а в 2018 г. увеличится еще на 8 млн тонн. Пока что объемы растут: по данным ЦДУ ТЭК, в первой половине 2017 г. она составила 140,13 млн тонн, увеличившись на 1,6% по отношению к результату за январь-июнь прошлого года.
Что на экспорт, что на импорт
В прошлом году Россия поставила за рубеж, по данным ФТС России, 156,015 млн тонн нефтепродуктов на 45,95 млрд долларов США (при этом страна достигла очередного рекорда по экспорту сырой нефти – 254,77 млн тонн, на 73,68 долларов США). В физическом выражении экспорт нефтепродуктов упал на 9,2%, или 15,7 млн тонн – в первую очередь из-за того, что стали меньше продавать за границу топочный мазут.
Почти весь объем импортируемых нефтепродуктов – почти 95% – был поставлен в дальнее зарубежье. Бензинов было вывезено 5,22 млн тонн, дизтоплива – 48,6 млн тонн (-5,9%).
В страны СНГ было продано 7,96 млн тонн нефтепродуктов, что на 3,8% меньше уровня 2015 г. Большая часть поставок – 3,45 млн тонн – пришлась на дизтопливо.
В 2016 г. РФ закупила за рубежом 664,6 тыс. тонн нефтепродуктов на 753,7 млн долларов: 352,9 тыс. тонн – из дальнего зарубежья, 311,7 тыс. тонн – в СНГ.
Глубже, светлее, экологичнее
Глубина переработки нефтяного сырья и доля выхода светлых нефтепродуктов увеличиваются в России на протяжении ряда лет. По данным Минэнерго, 2016 г. средний показатель глубины переработки достиг 79,2%, прибавив за год 5 п.п. Это самый ощутимый прирост за последние годы: за 2013 г. рост показателя составил всего 0,3 п.п., за 2014 г. – 0,9 п.п., за 2015 г. – 1,9 п.п. В Минэнерго ожидают, что за счет ввода в эксплуатацию и завершения реконструкции восьми технологических установок на российских перерабатывающих предприятиях глубина переработки в 2017 г. увеличится еще на 1,7%.
Тем не менее, по сравнению с наиболее развитыми экономиками мира, глубина российской переработки остается низкой. В странах Европы этот показатель достигает 85%, в США – 96%. Подобные показатели демонстрируют только отдельные российские НПЗ. Так, глубина переработки Пермского НПЗ – 97%, такого же уровня к 2020 г. собирается достигнуть и Газпромнефть-ОНПЗ (сейчас 91,5%). АО Танеко в июне этого года объявило, что с запуском установки замедленного коксования (УЗК) мощностью 2 млн тонн сырья в год глубина переработки на предприятии доведена до 99%.
Также на российских НПЗ растет доля светлых нефтепродуктов: по итогам 2016 г. средний показатель по отрасли увеличился с 61,8% до 63,4%. Главная причина – резкое падение с 2014 г. производство мазута. Происходит это из-за реализованного в рамках «налогового маневра» поэтапного повышения вывозной пошлины на этот продукт до 100% от экспортной пошлины на нефть (с 1 января 2017 г.). В прошлом году было выпущено 56,9 млн тонн мазута, на 20,3% меньше, чем годом ранее.
Производство автобензина и дизтоплива в 2016 г. выросло на 2% (до 40,0 млн тонн) и 0,3% (до 76,3 млн тонн) соответственно. Выпуск авиационного керосина на фоне сокращения спроса внутри России снизился на 1% до 9,6 млн тонн (данные Минэнерго). Эксперты Аналитического центра при правительстве РФ отмечают увеличение доли марки АИ-95 в структуре производства автомобильных бензинов. По итогам 2016 г. эта доля превысила 30% (рост за шесть лет составил 13,6 п.п.). Но основную долю по-прежнему составляет бензин АИ-92.
После введения в 2016 г. запрета на оборот топлива четвертого экологического класса («Евро-4») и ниже доля выпущенного бензина пятого экокласса в стране увеличилась до 93%, дизтоплива – до 85%.
По прогнозам Минэнерго, в текущем году производство светлых нефтепродуктов продолжит расти, а мазута – снижаться.
Модернизация: денег хватает не на все
С 2016 г. в России ведется второй, рассчитанный до 2020 г., этап масштабной модернизации НПЗ, направленной на увеличение глубины переработки и качества нефтепродуктов. Напомним, первый этап стартовал в 2011 г., когда собственники НПЗ подписали четырехсторонние соглашения с ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом, в которых были оговорены объемы, сроки работ и требуемые инвестиции.
В прошлом году были модернизированы 70 установок, как и было запланировано, рассказывал ранее Кирилл Молодцов. По его словам, не менее 12 пройдут модернизацию до конца текущего года, к 2020 г. – 120. Но не все компании успеют вовремя: так, Роснефть получила отсрочку по большинству своих установок вторичной переработки нефти, изменения по срокам есть у Газпром нефти и независимых Афипского НПЗ и Краснодарского НПЗ. Компании переносят сроки, но не отказываются от строительства установок, подчеркивал в интервью «Интерфаксу» глава Ростехнадзора Алексей Алешин.
Задержки с выполнением планов по модернизации объясняются, прежде всего, недостатком у компаний средств в условиях дешевой нефти. На протяжении двух предыдущих лет инвестиции в переработку падали. Согласно заявлениям чиновников, сделанным в разное время, если в 2014 г. инвестиции в модернизацию составили 290 млрд руб., то в 2015 г. упали до 214 млрд руб., а в 2016 г. – уже до 138 млрд руб.
В 2017 г. прогнозируется увеличение показателя до 217 млрд руб., говорил в мае Кирилл Молодцов. В 2011-2014 гг. в модернизацию НПЗ было вложено 823 млрд руб., также отмечал он.
Между тем общий объем инвестиций в «нефтянку» в 2015-2016 гг. рос, но компании предпочли вкладываться главным образом в добычу. В Аналитическом центре при правительстве РФ считают, что это произошло из-за девальвации рубля, которая резко увеличила издержки на покупку оборудования для НПЗ за рубежом, тогда как рублевые издержки по добыче, напротив, снизились.
Сложный маневр
Серьезное влияние на развитие российской нефтеперерабатывающей отрасли оказывает «большой налоговый маневр», проводимый с 2015 г. В его рамках экспортная пошлина на нефть поэтапно снижена с 59% в 2014 г. до 30% в 2017 г., при этом выпадающие потери государство компенсировало увеличением НДПИ.
Экспортные пошлины на нефтепродукты изменились таким образом, чтобы стимулировать нефтяников к увеличению светлой переработки и соответствующей модернизации мощностей. Пошлины на бензин и дизтопливо снизились до 30%, на нафту – до 55%, а на мазут – доведены до 100% от нефтяной пошлины.
Последствия маневра для отрасли оценивается неоднозначно. Так, изначально предсказывалось, что он может снизить маржу НПЗ, в первую очередь – у предприятий с низкой глубиной переработки. В 2016 г. маржа российских НПЗ значительно снижалась, а на некоторых заводах ушла в отрицательную зону, рассказывал Кирилл Молодцов. По оценкам аналитиков «Выгон консалтинг», в прошлом году средний по отрасли показатель маржи НПЗ сложился на уровне 1,7 долл/баррель, тогда как годом ранее показатель составлял 3,5 долл/баррель. Но отмечается, что главным фактором снижения стала подешевевшая нефть. А вот налоговый маневр, уверены в агентстве, повлиял на экономику НПЗ положительно: прирост среднеотраслевой маржи от его применения составил в 1,2–1,5 долл/барр по сравнению с прежней налоговой системой.
Другое ожидаемое последствие «налогового маневра» – уход с рынка неэффективных мини-НПЗ – пока не оправдывается. По подсчетам «Выгон консалтинг» наиболее простые в технологическом отношении НПЗ сохраняют рентабельность благодаря своему расположению вблизи границ, использованию легкой нефти или газового конденсата в качестве сырья, а также, в ряде случаев, реализации суррогатов дизтоплива. Другие эксперты отмечают, что мелкие НПЗ могут активно использовать «серые» схемы, какие-то попросту уходят в «тень».
В этом году чиновники задумались о новых способах стимулирования нефтепереработки. Но отступления от «налогового маневра» речи не идет, поскольку главные его задачи – повышение уровня вторичной переработки и стимулирование модернизации производства – выполняются, не раз заявляли в Минэнерго.
Завод и город
Одной из важнейших задач модернизации НПЗ является снижения воздействия на окружающую среду. Особенно остро эта проблема стоит для крупных предприятий, расположенных поблизости или в черте городов. Под особо пристальное внимание и Росприроднадзора, и общественности попадает Московский НПЗ – вплоть до того, что некоторые инициативные граждане требуют перенести предприятие. Требование невозможное: завод, снабжающий топливом больше трети столичного топливного рынка нельзя ни закрыть, ни перенести, но возможно вывести экологическую безопасность НПЗ на новый уровень.
По данным МНПЗ, в 2011-2015 гг. завод сократил объем поступлений загрязняющих веществ в атмосферу на 36% и снизил общее воздействие на окружающую среду наполовину. Благодаря новым закрытым механическим очистным сооружениям, степень очистки сточных вод увеличена до 95%. Уничтожены отходы, которые предприятие накопило еще до 1991 г.
До 2020 г. МНПЗ планирует сократить влияние на атмосферу на 39% за счет вывода из эксплуатации старого оборудования. Санитарно-защитная зона предприятия будет минимизирована до уровня лучших европейских нефтеперерабатывающих заводах, обещают в компании. Эффективность очистки сточных вод завода в 2020 г. будет доведена до 99%, для чего строятся биологические очистные сооружений. При этом планируется сократить потребление воды в 2,5: будет запущена многоступенчатая система очистки, позволяющая повторно применять до 75% воды, использованной на производстве. Также внедряется автоматизированная система мониторинга воздуха (АСМВ).
