ЕС срывает модернизацию НПЗ в РФ

Российская нефтепереработка столкнется с серьезными вызовами на фоне введения санкций ЕС, которые запрещают использование соответствующего европейского оборудования. В первую очередь речь идет о вторичных процессах нефтепереработки, которые необходимы для получения качественных светлых нефтепродуктов и сырья для нефтехимии. Согласно документу, опубликованному 26 февраля в официальном журнале ЕС, европейским компаниям запрещено «продавать, поставлять, передавать или экспортировать, напрямую или косвенно» подобные технологии и оборудование. Взаимодействие по уже заключенным контрактам должно быть завершено до 27 марта, пишет «Коммерсантъ».

В список попали установки алкилирования и изомеризации, производства ароматических углеводородов, каталитического риформинга и каталитического крекинга, замедленного коксования, гидрокрекинга, технологии производства водорода и гидроочистки. До сих пор западные секторальные санкции ограничивали нефтегазовым компаниям привлечение долгосрочного финансирования, а также технологий и оборудования для шельфовых проектов и добычи сланцевой нефти.

Вопрос на триллион рублей

Глава Еврокомиссии Урсула фон дер Ляйен заявила, что новые санкции сделают невозможной модернизацию российских НПЗ. Сейчас в РФ идет соответствующая масштабная программа, в ее рамках в 2021 году крупнейшие нефтекомпании заключили с Минэнерго соглашения о строительстве углубляющих процессов на 14 НПЗ. В обмен на инвестиции в размере не менее 50 млрд руб. на каждый проект государство дает компаниям крупную субсидию через обратный акциз на нефть. Минэнерго оценивало общий объем инвестиций в рамках программы в 1 трлн руб. Так, ЛУКОЙЛ должен был завершить модернизацию Нижегородского НПЗ в 2021 году, Пермского — к 2026 году. «Газпром нефть» должна достроить установку замедленного коксования на Омском НПЗ в 2022 году, еще две установки — на Московском НПЗ к 2025 году. Наиболее болезненно санкции могут отразиться на «Роснефти», которая должна в 2023–2026 годах построить семь установок на своих НПЗ, к тому же она является крупнейшим нефтепереработчиком в стране и одним из крупнейших переработчиков на рынке Германии (в конце 2021 года она нарастила долю в немецком НПЗ РСК почти до 92%). В прошлом году «Роснефть» переработала 106 млн тонн нефти, в том числе 11 млн тонн в Германии. У ЛУКОЙЛа четыре НПЗ в Румынии, Болгарии, Италии и Нидерландах с общей мощностью переработки 40 млн тонн в год.

Решение ЕС распространяется на заключение сделок с компаниями в России или для использования в России, отмечает руководитель международной практики коллегии адвокатов Delcredere Андрей Рябинин. Конкретного запрета относительно европейских НПЗ российских компаний нет, однако, учитывая возможность передачи последними товаров и технологий в Россию, европейские компании могут ограничить заключение таких сделок, считает юрист.

В Минпромторге заявили, что в России с 2014 года ведется работа по импортозамещению в отрасли нефтегазового машиностроения, в том числе в части оборудования для нефтегазоперерабатывающей промышленности. За это время российскими предприятиями была серийно освоена основная номенклатура емкостного, реакторного и теплообменного оборудования, насосов, компрессоров, сепараторов для нефте- и газоочистки, а также катализаторов для процессов нефтепереработки.

«Что касается уникальной, не имеющей аналогов продукции, то промышленность в кооперации с российскими научно-проектными институтами готова продолжить эффективное взаимодействие с заказчиками и разрабатывать необходимое оборудование по их требованиям»,— заявили в министерстве. В Минэнерго не ответили изданию.

Железо есть, лицензий нет

Если новые санкции затронут действующие контракты, то можно ожидать корректировки планов по модернизации российских НПЗ вплоть до ее заморозки, считает глава Центра отраслевых исследований Андрей Костин. Он подчеркивает, что сейчас РФ в значительной степени зависит от европейских лицензий на технологии для вторичной переработки. По его мнению, под угрозой доступ к технологии каталитического риформинга CCR, каталитического крекинга FCC, замедленного коксования, гидрокрекинга вакуумного газойля, производства ароматических углеводородов. При этом по собственно оборудованию критической зависимости либо нет, либо его можно заменить аналогами. Также российские нефтекомпании зависимы от импортного софта для систем управления, в результате санкции могут поставить крест на дальнейшей цифровизации, полагает он. Кроме того, поскольку техническое обслуживание тоже запрещено, возникает вопрос, что делать с новыми установками, которые сейчас на гарантиях и под поставками проприетарных (то есть находящихся под защитой лицензии) катализаторов,— такие проекты могут остановиться.

По мнению экспертов, большинство технологий нефтепереработки в России или освоены национальными производителями, или доступны в странах, не вводивших санкции. На рынке отмечают, что на данный момент наибольшей проблемой может стать недоступность проприетарного оборудования, катализаторов, контактных устройств, а также витых теплообменников.

Александр Гадецкий, Engineering & Consulting PFA Alexander Gadetskiy, говорит, что большинство российских нефтекомпаний уже завершили свои проекты модернизации НПЗ, а планирующиеся (большинство из них — у «Роснефти») еще на практике не стартовали. Он отмечает, что основные технологии, которые приходится покупать за рубежом,— это гидрокрекинг, алкилирование и некоторые технологические узлы каткрекинга.

Гендиректор «Инфо-ТЭК» Тамара Канделаки напоминает, что коксование может делать башкирский Институт нефтехимпереработки, риформинги — «Ленгипронефтехим», изомеризацию — НПП «Нефтехим», каткрекинг — ВНИИНП. Она также напоминает, что есть отечественная технология алкилирования без опыта внедрения (алкиран на твердых катализаторах) авторства ИНХС имени Топчиева.

Полимеры под ударом

Пока неясно, коснулись ли европейские санкции напрямую нефтехимического сектора. Участники рынка сообщили, что пока изучают опубликованный документ и планируют уточнять информацию у западных регуляторов. На данный момент из химических процессов в списке значится только трансалкилирование ароматики. Крупнейшими проектами в сфере нефте- и газохимии являются Амурский ГХК СИБУРа мощностью 2,7 млн тонн полимеров в год (основное оборудование уже закуплено), проект «Газпрома» и «Русгаздобычи» по производству 3 млн тонн полимеров на Балтике, проект «Этилен-600» на ТАИФ, газохимический проект на 650 тыс. тонн полимеров Иркутской нефтяной компании, а также проект производства полимеров на 500 тыс. тонн на нижегородской площадке ЛУКОЙЛа. Источники утверждают, что для этих крупнейших проектов компании большую часть оборудования уже закупили, а остальные проекты могут быть сдвинуты.

Александр Гадецкий считает, что нефтехимический сектор более уязвим, чем нефтепереработка: нет компрессоров, печей пиролиза и технологий массообмена. Госпожа Канделаки согласна, что «российский нефтехимический отраслевой институт в плачевнейшем состоянии». Она добавляет, что может возникнуть дефицит реагентов, в частности N-метилпирролидона (используется, в частности, для восстановления бутадиенов и ацетиленов), который поставляет немецкий BASF. По мнению Александра Гадецкого, есть советская технология метилпирролидона, которая по процессу не хуже аналогов. «Установка проектируется за три месяца и строится за полгода»,— отмечает эксперт. При этом, по его мнению, даже в текущей ситуации не нужно делать все технологии самим: например, если технологию пиролиза теперь нельзя закупить у Linde, всегда можно получить ее реплику из других стран.

Источник в отрасли отмечает, что большинство решений в секторе нефтепереработки действительно могут предоставить российские проектные институты, однако нефтекомпании до этого отказывались покупать их, предпочитая западные технологии. Другие собеседники отмечают, что в ближайшее время компаниям предстоит заново оценить рынки сбыта практически по всем продуктам, делая упор на дружественные страны (в основном — Азию). Также, говорят они, главным принципом должен быть полный контроль над всей цепочкой от производства до сбыта.