Глубокая переработка углеводородов позволяет снизить импортозависимость страны по целой линейке химической продукции. Полученные в ходе этого процесса гелий, пропан, бутан и другие ценные химические вещества на рынке пользуются устойчивым спросом. В том числе возрастают объемы глубокой переработки нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, прорабатываются и реализуются новые проекты. Однако, как отметили эксперты в ходе Красноярского экономического форума, реализация таких проектов требует достаточно больших инвестиций. 

Вопрос в финансировании

Ирина Гайда, эксперт центра по энергопереходу и ESG Сколтех, независимый член совета директоров ПАО «Новатек»:

«Спрос на крупнотоннажную, среднетоннажную и малотоннажную химию, в том числе произведенную из углеводородного сырья, растет. Причем мировые точки роста географически расположены относительно российской Сибири: это Китай и другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Конечно, тот же Китай старается наращивать собственные мощности производства, в том числе на базе своих угольных запасов. Но есть и другие регионы. Главное здесь — превосходство в качестве технологий и логистического плеча доставки.

В части перспектив российской газохимии нужно выделить два ключевых момента. Первый — экспортоориентированные мощности крупнотоннажной химии, которые в значительной степени будут конкурентоспособны, будучи расположенными вблизи портов, поскольку это сразу дает существенные преимущества в логистических расходах. Это направление, безусловно, нужно развивать.

Не надо забывать и о мало- и среднетоннажной химии. Это тоже очень перспективное направление. Технологический толчок оно получило в США на фоне активного развития добычи сланцевого газа. Где средний объем сырья меньше, чем на традиционных месторождениях, поэтому стояла задача сделать эффективными технологии его переработки. Это направление особенно актуально для развития в Сибирском регионе. В том числе потому, что мы достаточно импортозависимы по целой линейке химической продукции.

Сдерживают развитие этого направления несколько факторов. Традиционно в портфеле инвестиций компаний было сложно сделать приоритетными проекты глубокой переработки производства: капитал дорогой, и были другие возможности, в том числе по экспорту базовых переделов. Сейчас это более актуально на фоне необходимости диверсифицировать способы монетизации природного газа. А также экспортных и логистических ограничений, с которыми мы сталкиваемся.

В продукции этой категории рынок сбыта определяется положением на кривой издержек. Если мы имеем дешевое сырье, хорошее логистическое плечо и конкурентоспособную технологию — рынок сбыта будет. Мы просто вытесним более дорогих производителей. Наш регион с одним из самых недорогих источников природного газа на мировом рынке. Поэтому «узкое звено» находится не в рынке сбыта, а в том, что последние 30 лет мы в значительной степени опирались на импортных лицензиаров при строительстве химических производств. И хотя во времена Советского Союза свои технологии были, сейчас большой вопрос, как их быстро модернизировать и запустить в промышленном масштабе. В большей степени здесь вопрос упирается в источники финансирования. Как структурировать вложения в такие проекты локализации опережающего развития собственной нефтегазохимии. Потому что строительство пилотной установки — как правило, рискованный проект, который обычным проектным финансированием от банка вряд ли удастся поддержать».

Драйвер роста

Артем Верхов, заместитель руководителя департамента по нефтегазовому комплексу Минэнерго РФ:

«Большая часть месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока относится к газоконденсатам и нефтегазоконденсатам с высоким газовым фактором. Газ здесь отличается большим количественным содержанием ценных компонентов, таких как пропан, бутан, тяжелые углеводороды и гелий. Содержание этих компонентов варьируется от 8% до 32%. Самые большие запасы гелия — в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

В связи с таким большим количеством ценных компонентов в газе возникает необходимость одновременно с освоением месторождений создавать газоперерабатывающие и газохимические мощности для выделения из газа этих ценных компонентов и производства продукции с добавленной стоимостью. При этом в результате такой переработки появляется сухой газ, который нужно будет направлять на газификацию, в том числе ЖКХ домовладений. Потребуется создание газотранспортной инфраструктуры.

Напомню, например, в Амурской области строится Амурский ГПЗ, который к 2025 году выйдет на полную мощность по переработке в 42 млрд кубометров газа и ежегодно будет выпускать до 2,5 млн кубометров этана, 1,5 млн кубометров СУГ, 200 тыс. тонн пентан-гексановых фракций и до 60 млн кубометров гелия.

Есть и другие проекты, например Амурский ГХК, который будет в связке с Амурским ГПЗ производить полиэтилен, полипропилен до 2,7 млн тонн в год.

В активной стадии проработки находится проект строительства газоперерабатывающего комплекса в Саянске и газопровода Ковыкта — Саянск — Иркутск, который прорабатывают сейчас Саянскхимпласт и Газпром. Подписана программа газификации, по которой в том числе предусмотрено строительство отвода до поселка Жигалово — как начало строительства крупного магистрального газопровода. Этот газохимический комплекс в том числе будет производить полипропилен, полиэтилен и метанол.
В связи с санкционной политикой, которую проводят недружественные страны, и поручением Президента по переориентации экспортных поставок, завершением газификации, с учетом ТЭБ 2030 года Восточная Сибирь будет драйвером роста внутреннего потребления газа».

Решить проблему импортозамещения

Валерий Крюков, директор института экономики и организации промышленного производства Сибирского отделения РАН, руководитель Центра ресурсной экономики:

«При сравнительно благополучной ситуации с базовым полимером в российской нефтегазохимической промышленности есть крупные сегменты, которые находятся в состоянии, близком к упадку. Это, например, подотрасли химической промышленности, в том числе производство синтетических волокон, которые были очень развиты в советское время. Наша доля в мировом производстве составляет всего 0,5%, а в отдельных сегментах еще меньше. Потребление инженерных пластиков, смол, композитов на протяжении последних лет в России находилось на стабильном уровне — 40–42 тыс. тонн, из которых только 2–3 тыс. тонн мы производим сами.

Мы говорим об экспорте, о большим мощностях, но сами 80% продукции импортируем.

Переработка углеводородного сырья решает проблему импортозамещения, производства собственных смол и пластиков, которые нам необходимы.

Например, компания «Татнефть» реализовала уникальный проект ТАНЕКО (Татарстанский Нефтеперерабатывающий Комплекс) по производству инженерных пластиков, связанный с линиями глубокой переработки. Его продукция использовалась при строительстве Крымского моста, во всех инженерных коммуникациях которого использованы стеклопластики.

Как реализовать эти проекты, сделать их выгодными? Решение мне видится в реализации и формировании подхода к осуществлению данных проектов на принципах полного проектного цикла. То есть не только переработка, но и наука, производство оборудования, выпуск пластиков и последующая их утилизация — вся линейка должна быть синхронизирована. Топливно-энергетический баланс в данном случае должен рассматриваться не как инструмент управления, а как инструмент регулирования и поиска взаимоприемлемых решений».