Друзья, Мы с вами уже говорили о потерях при хранении, о логистике, о качестве топлива. Но сегодня я хочу заглянуть в самое сердце нефтяного бизнеса — на нефтеперерабатывающие заводы. Именно там решается, сколько бензина мы получим из каждой тонны нефти, и почему мы до сих пор гоняем мазут, а не зарабатываем на светлых продуктах.
Я живу в Ангарске, где работает один из крупнейших НПЗ страны. Я видел его взлёты и падения. И сегодня, на основе сухих цифр и открытых данных, я покажу вам реальную картину российской нефтепереработки. Без прикрас, но с надеждой.
Часть 1. Кто есть кто на карте переработки
Начнём с базы. В России официально 68 предприятий, занимающихся переработкой нефти и газового конденсата. Из них 26 — крупные заводы, входящие в состав вертикально-интегрированных компаний (ВИНК). Это наши гиганты: Омский НПЗ, Киришинефтеоргсинтез, Рязанская НПК, Нижегороднефтеоргсинтез, Ярославский, Пермский, Московский, Туапсинский, Салаватский, Волгоградский и, конечно, наш Ангарский.
На их долю приходится 86% всех мощностей. Ещё 10% дают независимые НПЗ, и около 3–4% — мини-НПЗ, которых много понастроили в 90-х и нулевых.
Вот как распределяются мощности между компаниями: «Роснефть» — 31%, «ЛУКОЙЛ» — 17,6%, группа «Газпром» — 16,2%. Остальное — «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Славнефть» и другие.
Но главное не в том, кто владеет, а в том, как эти заводы работают.
Часть 2. Глубина переработки: наш главный тормоз
В 2014 году средняя глубина переработки в России составляла около 72%. То есть из тонны нефти мы получали 720 кг светлых продуктов и 280 кг мазута. В США этот показатель — 90–95%, в Европе — 85–90%. Даже в Советском Союзе было 80%.
Сейчас, в 2026-м, ситуация улучшилась. После десятилетия модернизации глубина переработки, по моим оценкам, должна была достичь 85% к 2020 году, а к 2025-му и вовсе 92%. Но так ли это на самом деле? Давайте посмотрим на цифры.
Возьмём лучшие заводы. Омский НПЗ ещё в 2014 году имел глубину 93%. Волгоградский — 92,5%. «Уфанефтехим» — 92,6%. Ново-Уфимский — 85,8%. Это лидеры. А есть аутсайдеры: Туапсинский НПЗ — 51,6%, Афипский — 50,8%, Антипинский — 50,8%. Разрыв колоссальный.
Почему? Потому что на лучших заводах построены современные установки глубокой переработки: каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование, алкилирование, изомеризация. На аутсайдерах — только первичная перегонка, а то и просто кустарщина.
Часть 3. Индекс Нельсона: меряем технологичность
Есть такой показатель — индекс Нельсона. Он оценивает сложность и глубину переработки. Чем больше на заводе вторичных процессов, тем выше индекс.
В США средний индекс — 10,6. В Европе — 7,2. В России — около 4,4. Но разброс огромен: от 2 на простейших мини-НПЗ до 8 на лучших.
Что такое индекс 8? Это значит, что на заводе есть не только первичная перегонка, но и риформинг, гидроочистка, каталитический крекинг, возможно, гидрокрекинг, алкилирование, изомеризация. Таких заводов у нас единицы.
Возьмём для примера комплекс ТАНЕКО в Татарстане. После выхода на полную мощность его индекс Нельсона должен был составить 15! Это выше, чем на многих западных заводах. И глубина переработки там — 96%. Вот куда надо стремиться.
Часть 4. Структура производства: мазут vs бензин
В 2014 году мы производили 38,3 млн тонн бензина, 77,3 млн тонн дизеля, 10,9 млн тонн авиакеросина и 78,4 млн тонн мазута. То есть почти 40% — мазут. Продукт с низкой добавленной стоимостью.
В США доля мазута — меньше 5%. В Европе — до 15%. А у нас — почти 40%. Это прямой результат низкой глубины переработки и отсутствия современных установок.
Что изменилось? По планам модернизации, к 2020 году должны были ввести десятки новых установок: каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования. И это должно было сократить долю мазута в 2–3 раза.
По данным на 2014–2015 годы, в строй вводились установки гидроочистки дизельного топлива, каталитического риформинга, изомеризации. Особенно активно модернизировались Ярославский НПЗ (там ввели 6 установок за один год!), Куйбышевский НПЗ, Омский НПЗ, Орский НПЗ.
Часть 5. Качество топлива: долгий путь к Евро-5
В 2000-х годах мы отчаянно отставали по качеству. В 2009 году доля низкооктанового бензина А-76(80) составляла 17%, а бензинов, соответствующих Евро-3 и Евро-4 — всего 38%. Дизтопливо класса 4 и 5 — только 18%.
Но за последние 15 лет ситуация кардинально изменилась. Сейчас, в 2026-м, на всех крупных НПЗ производят топливо как минимум Евро-5. Это требование рынка и законодательства. Но остаётся проблема с мини-НПЗ, которые часто гонят суррогат и портят статистику.
Часть 6. Территориальное размещение: где и почему
Интересно посмотреть, где расположены наши НПЗ.
42% мощностей — в Приволжском федеральном округе. Там же и самый современный завод — ТАНЕКО в Нижнекамске. 16% — в Центральном округе (Московский НПЗ). 15% — в Сибири (Омск, Ангарск, Ачинск). 10% — на Северо-Западе (Кириши). 10% — на Юге (Волгоград, Туапсе). И всего 4,5% — на Дальнем Востоке (Комсомольск, Хабаровск).
И вот тут важный момент. Большинство наших НПЗ находятся глубоко на континенте. До экспортных портов — тысячи километров. Например, Ангарску до Новороссийска — 4500 км. Затраты на транспортировку тонны нефтепродуктов у нас могут достигать $60–90, тогда как в центре России — около $30. Это снижает рентабельность экспорта и делает нас неконкурентоспособными на мировом рынке.
Поэтому большая часть продукции идёт на внутренний рынок. Исключение — Кириши (близко к портам Балтики) и Туапсе (прямо на море).
Часть 7. Проблемы, которые никуда не делись
Несмотря на модернизацию, у нас остаются серьёзные проблемы.
Первая — износ оборудования. На многих заводах он достигает 80%. Оборудование 40–50-летней давности, энергоёмкое, неэффективное. Удельный расход энергии на тонну переработки у нас в 2–3 раза выше, чем на Западе.
Вторая — нехватка процессов глубокой переработки. Из 11 современных процессов далеко не на всех заводах они есть. Например, алкилирование — всего на 6 заводах, гидрокрекинг — на 8, коксование — на 10. А без этого не получить высокооктановые компоненты и не переработать тяжёлые остатки.
Третья — огромное количество мини-НПЗ с кустарными технологиями. Они часто работают в серой зоне, производят некачественное топливо, не платят налогов и портят репутацию всей отрасли.
Четвёртая — удалённость от рынков сбыта. Как я уже сказал, высокие транспортные издержки делают экспорт многих НПЗ нерентабельным.
Часть 8. Что дальше
В планах правительства — к 2030 году достичь глубины переработки 85–90%, полностью перейти на Евро-5 и выше, сократить долю мазута до 15–20%. Для этого нужно продолжать модернизацию, закрывать или перепрофилировать мини-НПЗ, строить новые установки.
Я вижу, что процесс идёт. В Ангарске тоже строятся новые объекты. Но темпы могли бы быть выше.
Итог
Российская нефтепереработка прошла долгий путь от советских гигантов до современных комплексов. Мы по-прежнему отстаём от лидеров, но разрыв сокращается. Инвестиции идут, установки строятся, технологии внедряются.
Но останавливаться нельзя. Нужно продолжать модернизацию, закрывать неэффективные производства, бороться с контрафактом. Только тогда мы сможем обеспечить страну качественным топливом по разумным ценам и достойно конкурировать на мировом рынке.
Подписывайтесь, чтобы не пропускать новые разборы. В следующей статье расскажу, как работает Ангарский НПЗ изнутри и что там изменилось за последние годы.
А теперь вопрос к вам: как вы думаете, изменилось ли качество бензина на наших заправках за последние годы? Стало лучше или хуже?
Пишите в комментариях, обсудим.