Фото: Алексей Майшев/ РИА Новости
Глубина переработки нефти в России к 2030 году должна достичь 90%, при том что в 2023 году, который принят за точку отсчета, этот показатель был на уровне 84,1%, следует из обновленной версии энергетической стратегии России до 2050 года, опубликованной в апреле текущего года. Соответственно, выход светлых нефтепродуктов, таких как бензин, дизельное топливо, авиационный керосин, должен увеличиться с 64 до 72%, что позволит гарантированно обеспечить внутренний рынок.
Благодаря этому постепенно увеличивается производство в том числе АИ-95, что позволяет дополнительно насыщать внутренний рынок качественным моторным топливом, рассказали в пресс-службе Минэнерго России.
Напомним, что модернизация нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) — одна из основных целей энергетической стратегии России до 2050 года. Задача обновления нефтеперерабатывающей отрасли была сформулирована еще в 2021 году, когда правительство выпустило постановление о модернизации нефтеперерабатывающих мощностей. В нем, в частности, указан перечень установок вторичной переработки нефти, которые могут стать предметом соглашения о модернизации для 14 предприятий. На основании этого документа нефтяники разработали свои программы обновления мощностей.
Почему сдвигаются сроки модернизации НПЗ
Программа модернизации НПЗ в рамках энергостратегии-2050 помогает привлечь дополнительные инвестиции в российскую нефтепереработку, рассказали в пресс-службе Минэнерго.
Общий объем инвестиций составит 800 млрд руб., по данным ведомства. Обеспечение финансирования модернизации определено соглашениями НПЗ с Минэнерго РФ, заключенными в 2021 году. Рост финансовых вложений, в частности, стимулирует предусмотренный соглашением инвестиционный вычет: компания может получить его при условии вложения в модернизацию более 50 млрд руб. в период с 2020 по 2026 год. В 2024 году сумма выплат государства компаниям по инвестиционному вычету составила 216 млрд руб., за четыре месяца 2025 года — 69 млрд руб., рассказала генеральный директор агентства «НААНС-Медиа» Тамара Сафонова.
В рамках программы планировалось, что к 2028 году на заводах «Роснефти», предприятиях «Газпром нефти» и «Газпром нефтехим Салават», НПЗ группы «Сафмар», «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез», Тюменском НПЗ и независимом Новошахтинском заводе нефтепродуктов и Ильском НПЗ (входит в холдинг КНГХ) будут реконструированы и введены 30 технологических установок вторичной переработки и ряд вспомогательных установок, что позволит увеличить производство бензина более чем на 3,6 млн т в год, дизельного топлива — более чем на 25 млн т в год.
Однако на сегодняшний день о завершении модернизации мощностей заявил только Афипский НПЗ. В свою очередь, Ильский НПЗ в апреле сообщил об очередном переносе сроков запуска комплекса по производству автобензинов и ароматических углеводородов (КПААУ). Изначально КПААУ должен был быть запущен в 2024 году, затем сроки сдвинули на 2025 год, теперь речь идет уже о 2027-м.
В ноябре прошлого года о целесообразности корректировки планов сообщили в «Роснефти». «В целях защиты интересов акционеров и недопущения убытков «Роснефть» рассматривает необходимость переноса сроков реализации проектов программы модернизации», — сообщали СМИ со ссылкой на председателя правления компании Игоря Сечина. В качестве причин назывались повышение ключевой ставки, опережающий рост тарифов естественных монополий и увеличение затрат на обеспечение антитеррористической безопасности, приводящее к снижению эффективности проектов модернизации предприятий.
С какими вызовами столкнулась нефтепереработка
Минимальный срок действия инвестсоглашений с нефтеперерабатывающими заводами в рамках программы модернизации был установлен до 1 января 2031 года, сообщало Минэнерго.
Однако срок завершения планов по модернизации заводов продлили до 2031–2032 годов. Соответствующие поправки были внесены в Налоговый кодекс, говорилось в сообщениях информационных агентств в январе текущего года. Но с оговоркой: такой перенос возможен, если компания инвестирует более 100 млрд руб. до конца 2028 года.
Чтобы уложиться в срок, предприятиям предстоит справиться с проблемами, обусловленными внутренней экономической ситуацией и внешними обстоятельствами, отмечают эксперты. Им приходится учитывать целый набор рисков — повышение инфляции, длительное сохранение высокой ключевой ставки ЦБ, волатильность курса национальной валюты, возможные изменения налоговых законодательных норм — отмены обратного акциза на нефть с демпфером (механизм, позволяющий компенсировать НПЗ потери от продажи топлива на рынке, если внутренние цены становятся ниже экспортных. — «РБК Отрасли»), говорит Тамара Сафонова.
В энергостратегии-2050 среди рисков учитываются также недостаточное финансирование и импортозависимость промышленной продукции. Ряд технологий, оборудования и материалов нужно создать или локализовать, следует из документа. В частности, это относится к оборудованию для переработки углеводородного сырья, включая гидрокрекинг, каталитический крекинг, замедленное коксование и производство нефте- и газохимической продукции, технологий для повышения выхода светлых нефтепродуктов. К списку вероятных угроз можно добавить и ущерб от атак дронов, что может привести к необходимости проведения мероприятий по защите и восстановлению объектов вместо модернизации, отмечает Тамара Сафонова.
Замглавы наблюдательного совета ассоциации «Надежный партнер» (объединение потребителей и поставщиков энергоресурсов) Дмитрий Гусев считает, что фискальная политика государства тоже несколько устарела и не способствует модернизации существующих и строительству новых предприятий: «Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), который взимается в момент добычи нефти, был введен в 2002 году, когда экономическая ситуация была совсем другой». Также, по его словам, НПЗ платят акцизы сразу после производства определенного объема дизельного топлива, что создает разрыв между расходами на уплату налогов и получением прибыли. «То есть НДПИ и акциз с нефтяной отрасли взимаются заранее, не привязываясь к финансовому результату», — поясняет Дмитрий Гусев. Он считает, что было бы логичнее взимать налог после продажи готового продукта.
На данный момент в стране достаточно топлива для внутреннего потребления, говорит Дмитрий Гусев. Однако перенос сроков модернизации НПЗ, по его словам, может привести к значительному отставанию российской нефтепереработки от мировых конкурентов, снижению производства продуктов с высокой добавленной стоимостью и, как следствие, уменьшению прибыли отрасли.
Заместитель председателя комитета Госдумы по энергетике Юрий Станкевич среди основных причин пробуксовки модернизации называет ограничения на доступ к оборудованию, санкции в отношении российского экспорта, высокие процентные ставки и сложности с текущими платежами.
При этом, по его словам, правительство осведомлено о сложившейся ситуации: «В ходе апрельской стратегической сессии у председателя правительства России Михаила Мишустина было отмечено, что в настоящее время под риском отказа от реализации находятся 20 новых установок переработки нефти, это более 180 млрд руб. из ранее запланированных 800 млрд руб. инвестиций».
Сдвиги в сроках модернизации НПЗ, государственные субсидии и локальные успехи в создании отечественных аналогов оборудования показывают, что отрасль учится работать в новых условиях, считает аналитик нефтегазового рынка Сергей Корепанов. При этом, по его словам, долгосрочные перспективы остаются неоднозначными. «Если в ближайшие годы ключевым драйвером останется технологический суверенитет, то после 2030 года на первый план выйдет борьба за место нефтепродуктов в меняющемся энергобалансе мира», — отметил он на конференции «Модернизация производств для переработки нефти и газа «Нефтегазопереработка-2025» в июне.
