Развитие экспорта нефтегазохимической продукции из россии в условиях санкций

Рисунок 2.2. Динамика добычи газа и нефти в Российской Федерации в период с 1991-2022 гг.

Несмотря на санкционные ограничения и взрывы на МГП «Северный поток-1» и «Северный поток-2», Российская Федерация в 2022 г. смогла компенсировать объем экспорта трубопроводного газа путем увеличения производства и экспорта СПГ на 8%, до 46 млрд м3, транспортировка которого позволяет более мобильно доставлять потенциальному потребителю с учетом благоприятной рыночной конъюнктуры, исключая риски стран-транзитеров, это позволяет нам находиться в числе стран лидеров экспортеров СПГ (приложение 3).

Россия занимает первое место в мире по объему трудноизвлекаемой нефти, которая превышает 60% в общем объеме доказанных запасов нефти в стране. Потенциальный объем добычи трудноизвлекаемой нефти оценивается в невероятные 200 млрд тонн.
Добыча трудноизвлекаемой нефти требует существенно больших затрат по сравнению с традиционной, поэтому она сегодня нерентабельна. Однако создание новых технологий позволит включить в оборот гигантский объем почти не тронутых человечеством запасов. Учитывая, что традиционные месторождения по историческим меркам времени почти исчерпаны, сознание собственной технологии рентабельной добычи ТРИЗ обеспечит энергетический суверенитет и высокий экспортный потенциал РФ еще на многие десятилетия.
Технологии гидроразрыва пласта. Кроме того, в этом году готовится к промышленному запуску первый отечественный комплекс гидроразрыва пласта (ГРП), созданный Московским институтом теплотехники (Корпорация МИТ, входит в Госкорпорацию «Роскосмос») на мощностях Федерального научно-производственного центра (ФНПЦ) «Титан-Баррикады» в Волгограде.
Флот ГРП — это комплекс из мобильных насосных установок для закачки в скважины специальных жидкостей, станций управления и контроля, полевой лаборатории и другой специализированной техники.Сегодня в России действует около 90 комплексов (флотов) ГРП импортной комплектации и сборки из 135 существующих флотов. Доля отечественного оборудования в ГРП импортной комплектации составляет менее 1%, а целиком флот не производит ничего — лишь отдельные компоненты. При этом более 80% из них выпущено 10 и более лет назад и потребуют замены на отечественные разработки уже в ближайшие годы, поэтому значение создания первого образца полностью отечественного флота ГРП для отрасли трудно переоценить.
В целом в 2025 году Россия может достичь 80% уровня использования отечественного оборудования в нефтегазовой отрасли по сравнению с 60% в данный момент и 40% — с 2014 года, когда западные страны ввели первые ограничения на поставку технологического оборудования.
По данным Минпромторга России, за прошедший период в отрасли было разработано и внедрено более 140 позиций отечественного производства.К роме того, российские нефтяные компании активно внедряют цифровые технологии, автоматизацию и роботизацию производственных процессов, а также системы удаленного мониторинга и управления «Умное месторождение». Это позволяет значительно повысить эффективность производства за счет оптимизации и анализа данных. По оценкам экспертов, комбинация развития цифровых решений и производственных технологий позволит к 2050 году сократить себестоимость добычи в среднем на 30%.
Последствия такого сдвига могут быть колоссальными для отрасли — от снижения точки безубыточности и выдавливания конкурентов с рынка до увеличения межтопливной конкуренции, в т.ч. с возобновляемыми источниками энергии.
Другим цифровым решением, внедряемым в отрасли, является программный комплекс Роснефти «РН-Цифровой керн». С его помощью можно выполнить виртуальное моделирование образцов породы и спрогнозировать содержание углеводородов в пласте, а также подобрать наиболее эффективные методы разработки для увеличения его нефтеотдачи.
Нефть, попутный газ и продукты их переработки — это не только источники тепловой и электрической энергии, но и сырье для газо- и нефтехимии. Пластики, полиэтилены, стройматериалы, дорожное покрытие, продукция нефтехимического синтеза и еще сотни наименований других материалов — все это производится из углеводородов.
Основным сырьем для производства продуктов нефтехимии традиционно является прямогонный бензин (нафта) — тяжелая бензиновая фракция, являющаяся первой широкой фракцией дистиллята, отбираемой при перегонке нефти. Производственные мощности главным образом располагаются в европейской части России и часто интегрированы с НПЗ.
Кроме того, для производства этилена также подходят сжиженные углеводородные газы (СУГ), являющиеся продуктом переработки попутного нефтяного газа, ШФЛУ и этан. Но именно нафта во многих странах мира (и Россия — не исключение) является самым востребованным сырьем для нефтехимической промышленности, о чем свидетельствует статистика.
В зависимости от исходного сырья и применяемого оборудования для производства тонны этилена в России необходимо примерно: нафта — 3,3–3,8 т на тонну этилена;СУГ — 2,5–3 т на тонну этилена; этан — 1,4–2 т на тонну этилена.
ТО, ЧТО ВАЫДЕЛЕНО ЖЕЛТЫМ НУЖНО УДАЛИТЬ. ЭТО НЕ ИМЕЕТ НИКАКОГО ОТНОШЕНИЯ К НАЗВАНИЮ ВАШЕГО ПАРАГРАФА.
Вероятно, западные ограничения будут способствовать развитию и масштабированию нефтехимической отрасли в России. Это увеличит объемы внутреннего потребления и сократит зависимость от низкомаржинального экспорта сырой нефти, а также существенно повысит маржинальность за счет извлечения высокой добавленной стоимости. Кроме того, развитие нефтегазохимического направления позволит нефтяной отрасли обойти барьеры роста в добыче и нефтепереработке, а широкое распространение синтетических материалов делает нефтехимию устойчивой к экономическим кризисам.
Суммарная мировая мощность комплексов по производству методом пиролиза этилена, который считается главным полупродуктом нефтехимии, составляет 175 млн тонн в год. Наибольшими мощностями располагают США (около 36 млн тонн), Китай (примерно 20 млн) и Саудовская Аравия (порядка 18 млн). На Россию приходится примерно 4,8 млн тонн в год. Таким образом, доля России в мировой нефтегазохимии оценивается в 2,7%.
Россия обладает огромным потенциалом для развития нефтегазохимической промышленности, масштабное развитие которой увеличит спрос на нефть и нефтепродукты на внутреннем рынке. Российская власть ставит перед правительством и бизнесом амбициозные цели — выйти в 2030 году на четвертое место на мировом рынке по производству этилена и обеспечить рост выпуска нефтегазохимической продукции до 12 млн тонн в год. То есть нарастить мощности в 2,5 раза.
Увеличение мощности нефтехимических комплексов в России с текущего уровня до 12 млн тонн приведет к росту потребления нафты на 24–27 млн тонн. Выход на уровень Саудовской Аравии, у которой идентичный с РФ объем добычи нефти, может увеличить потребление нафты в стране еще на 20–23 млн тонн.
Новые проекты уже начали воплощаться в жизнь: компания СИБУР запустила производство ПЭТ-гранул в Башкортостане, а также заключила инвестиционные соглашения с Минэнерго на сумму около 400 млрд рублей о модернизации действующих и создании новых мощностей «Нижнекамскнефтехима», «Казаньоргсинтеза» и «Запсибнефтехима».
В период 2022–2027 годов в рамках этих проектов предполагается запуск производства продуктов мало- и среднетоннажной химии, которые пока не имеют отечественных аналогов. При этом предварительная оценка общей стоимости всего пула проектов, рассматриваемых к реализации в рамках инвестсоглашений, превышает 560 млрд рублей. Создание крупнотоннажных проектов в области нефтехимии также рассматривают Татнефть, Газпром нефть, ЛУКОЙЛ и Иркутская нефтяная компания:
Татнефть в перспективе планирует полностью отказаться от продажи сырой нефти в пользу переработки;
Иркутская нефтяная компания до 2025 года откроет завод полимеров в Усть-Куте, а также производство параформальдегида в Перми;
ГАЗПРОМНЕФТЬ расширила свою технологическую стратегию нефтехимической продукцией и ведет разработку технологий производства метилэтилкетона (МЭК), пропилового спирта и уксусной кислоты. В компании отметили, что заняться развитием собственной нефтехимии ее заставляют вызовы в сфере мирового спроса на нефтепродукты и необходимость диверсифицировать бизнес. К 2035 году компания планирует увеличить долю нефтехимии в продуктовом портфеле до 15%. Кроме того, Газпром нефть ведет разработку нескольких собственных технологий нефтепереработки и нефтехимии, в перспективе планирует развивать собственный инжиниринг и стать лицензиаром в перспективе 3–6 лет;
ЛУКОЙЛ в партнерстве с Еврохимом уже приступила к созданию кластера по производству карбамида в Ставрополье, чтобы монетизировать попутный газ. В настоящий момент ЛУКОЙЛ перерабатывает около 700 млн кубов добываемого на Каспии газа, но в планах до 2029 года увеличить этот объем до 5 млрд кубометров. На Пермском НПЗ компания планирует строительство новой установки каталитического крекинга мощностью по сырью 1,8 млн тонн в год. Установка будет иметь увеличенный выход пропилена, который будет являться основным сырьем для установки полипропилена мощностью 500 тыс. тонн в год. Ее запуск планируется в 2026 году. Компания также рассматривает к реализации новые проекты средне- и малотоннажной химии на основе собственного сырья и открыта для сотрудничества по разным направлениям: от совместной разработки технологий и поставок сырья до создания новых химических кластеров.
Компания «Тольяттиазот» вернулась к планам 20-летней давности по строительству собственного перевалочного комплекса аммиака мощностью 5 млн тонн в год в морском порту Тамань. Проект имеет стратегическое значение для отрасли, поскольку создаст предпосылки к созданию отечественных перерабатывающих мощностей на Юге России.
На Дальневосточной стороне России планируется реализация еще одного мегапроекта — создание индустриального парка по переработке полимеров в Амурской области. Презентация проекта состоится на «Амурэкспофоруме-2023», который пройдет в Благовещенске в конце мая.
Перспективы экспортного рынка нефтехимии также очень существенны. По оценкам, объем химического рынка удвоится до 2030 года с текущих 4,5 трлн до 9,0 трлн долларов США, открывая колоссальные возможности для стран-производителей, включая Россию. При этом наличие собственной сырьевой базы и развитая система господдержки гарантируют сильные конкурентные позиции российской продукции на внешних рынках.
Вопреки многочисленным отрицательным прогнозам добыча нефти в России в 2022 году выросла на 2,1% и составила 535,2 млн тонн, экспорт нефти увеличился на 7%, до 242 млн тонн. Среднесуточная добыча по итогам года составила 10,78 млн баррелей (мб/с).
Переработка достигла 272 млн тонн — это на 3% ниже показателя прошлого года, но благодаря модернизации НПЗ производство автомобильного бензина и дизельного топлива увеличилось на 4,4 и 6% — до 42,6 млн и 85 млн тонн соответственно. Глубина переработки нефти возросла на 0,5 п.п. относительно предыдущего года и составила 83,9%.
В феврале 2023 года общий объем добычи нефти в России достиг 10,96 мб/с, что практически достигло показателей февраля прошлого года (11,021 мб/с) — непосредственно перед введением внешних ограничений. Из этого объема около 10 млн баррелей в сутки пришлось на добычу сырой нефти, остальное — на газовый конденсат и ШФЛУ.
Двумя основными маршрутами экспорта нефти являются магистральные трубопроводы и нефтеналивные терминалы в морских портах. Трубопроводные маршруты представлены:
нефтепроводом «Дружба», который до введения ограничений транспортировал 0,9–1,2 мб/с нефти в страны ЕС;
ответвлением в Китай от трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО) с пропускной мощностью около 700 тыс. баррелей в сутки;
казахстанским трубопроводом «Атасу-Алашанькоу» в Китай мощностью 400 тыс. баррелей в сутки.
Оставшаяся российская сырая нефть исторически экспортировалась морем в ЕС, Китай и другие страны из четырех основных регионов: Балтийского и Черного моря, Арктики и морских портов на Тихоокеанском побережье Дальнего Востока. Туда нефть в основном попадает с месторождений Восточной Сибири по основной магистрали трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан». Общая пропускная мощность ВСТО составляет немногим более 80 млн тонн в год, или 1,6 мб/с, из которых около 0,7 мб/с поступает по ответвлению в КНР, а остальной объем подается в порт Козьмино для перевалки на танкеры и экспорта в страны АТР и ЮВА.
Экспорт нефтяной смеси сорта Urals в ЕС осуществлялся через западные порты в Балтийском и Черном морях. Сейчас этим каналы не так востребованы, как в 2021 году. Месторождения Восточной Сибири исторически были ориентированы на азиатских потребителей, в основном — КНР, поэтому пострадали меньше всего как с точки зрения волатильности физических объемов поставки, так и с точки зрения размера дисконта, в основном обусловленного более дорогой морской логистикой из Западных портов России в страны АТР и ЮВА.
Позитивные результаты работы нефтегазового комплекса страны показывают, что санкции имеют накопительный результат и макроэкономический стресс возможен в долгосрочной перспективе, так как санкционное давление и различного рода ограничения, как правило, длительный процесс и является одним из факторов неопределенности развития. Результатом санкций является уход западных технологических и сервисных компаний, приостановлено научно-технологическое сотрудничество со странами Западной Европы, США, Японией и Южной Кореей. Данная ситуация касается не только нашей страны, но и ряда других стран с богатыми нефтегазовыми ресурсами, таких как Иран (3616), Сирия (2608), Венесуэла (651) и другие страны, которые подвергались санкционному давлению и различного рода ограничениям (рис. 2.2).