Топливный кризис в России заставил власти искать различные пути решения проблем, в том числе получила свою актуальность и идея строительства в стране сети мини-НПЗ. Ее в начале июля поддержал на совещании с правительством президент страны Владимир Путин. Ожидается, что такая мера может стать одной из основных в преодолении проблем на топливном рынке.
Жизненный цикл нефтепереработки в России
После распада Советского Союза в России действовало 28 НПЗ.
Инженеры, ученые, строители, специалисты, руководители, лица, принимавшие решения о строительстве НПЗ, заслуживают нашей особой благодарности за созданный фундамент нефтепереработки в советское время, а управляющие этими мощностями компании — за модернизацию предприятий и топливообеспечение.
Развитие российской нефтепереработки было связано как с модернизацией заводов, построенных в советский период и распределенных между вертикально интегрированными компаниями, так и строительством независимых и мини-НПЗ, которые создавались за счет частных инвесторов.
С одной стороны, частные инвесторы взяли на себя риск, связанный с окупаемостью проектов, с другой — обеспечили рабочие места и вклад в региональные и государственный бюджеты.
За постсоветский период на территории РФ было построено и введено в эксплуатацию 14 НПЗ, заявленная мощность переработки которых превышает 1 млн тонн нефти в год:
• «ТАНЕКО» — 2011 год, мощность 17,0 млн тонн в год;
• Тюменский НПЗ (ранее — Антипинский НПЗ) — 2006 год, мощность 9,3 млн тонн в год1;
• «ТАИФ-НК» — 1997 год, мощность 8,3 млн тонн в год2;
• «Новатэк-Усть-Луга» — 2013 год, мощность 8,0 млн тонн в год;
• «Ильский НПЗ» — 2002 год, мощность 6,6 млн тонн в год;
• «Славянск ЭКО» — 2006 год, мощность 5,2 млн тонн в год;
• «Новошахтинский ЗНП» — 2009 год, мощность 5,0 млн тонн в год;
• Яйский НПЗ — филиал АО «НефтХимСервис» — 2013 год, мощность 3,3 млн тонн в год (с учетом интеграции промплощадок с НПЗ «Северный Кузбасс«»3 и «Анжерская НГК» — 4,5 млн тонн в год);
• «Марийский НПЗ» — 1998 год, мощность 1,6 млн тонн в год;
• «Анжерская НГК» — 2010 год, мощность 1,2 млн тонн в год;
• «Первый завод» — 2010 год, мощность 1,2 млн тонн в год;
• «Томскнефтепереработка» — 2008 год, мощность 1,0 млн тонн в год;
• «Енисей» (Усинский НПЗ) — 2011 год, мощность 1,0 млн тонн в год;
• «ДАГНОТЕХ» — 2017 год, мощность 1,0 млн тонн в год.
Потенциал существующих мини-НПЗ
В 1990-е годы зарубежными поставщиками предлагались решения по поставке технологического оборудования для мини-НПЗ, предназначенных для атмосферной перегонки нефти и нефтесодержащих продуктов путем последовательного отбора фракций.
На выходе мини-НПЗ, как правило, получали мазуты, бензиновую фракцию (прямогонный бензин), дизельную фракцию и другую сопутствующую продукцию в зависимости от выбора установки с учетом материального баланса.
К началу XXI века в России, по разным оценкам, было построено около 250–300 мини-НПЗ мощностью переработки менее 1 млн тонн нефти в год с глубиной переработки около 40%, большая часть этих предприятий к концу 2015 года была выведена из эксплуатации на основании несоответствия требованиям Ростехнадзора либо из-за нерентабельности производства.В 2015–2016 годах была сформулирована концепция убыточности экспортноориентированных независимых и мини-НПЗ, избыточности перерабатывающих мощностей в стране и отсутствия необходимости поддерживать модернизацию технологически отсталой нефтепереработки.
При этом продукция первичной переработки мини-НПЗ (мазуты, бензиновая и дизельная фракция) всегда была широко востребована на внешнем и внутреннем рынке. Несмотря на популяризацию зеленой повестки, мазуты и другие тяжелые виды топлива российского происхождения широко используются для нужд сельхозпроизводителей, электростанций, паровых котлов котельных установок, промышленных печей.
Функционирование независимых и мини-НПЗ, по нашим оценкам, обеспечивало в период пиковой загрузки около 20 тыс. рабочих мест, предприятия реализовывали социальные проекты, вносили свой вклад в общие производственные показатели ТЭК и могут оказаться в текущей ситуации топливного дефицита запасным парашютом для отрасли.
В России к мини-НПЗ относятся нефтеперерабатывающие заводы с мощностью первичной переработки нефти до 1 млн тонн в год.
В перечень выделенных в диаграмме предприятий внесен 21 НПЗ мощностью до 1,6 млн тонн в год (без учета ООО «Анжерская НГК», интегрированного в АО «НефтХимСервис»), общая мощность переработки перечисленных предприятий составляет 12,3 млн тонн.
При этом указанные заводы можно отнести к периметру мини-НПЗ из-за объемов фактической переработки.
Объем переработки НПЗ, перечисленных в диаграмме 2, оценивается в 2025 году на уровне 4,0 млн тонн в год.
В целом потенциал прироста мощностей первичной переработки указанных предприятий может оцениваться на уровне до 8,3 млн тонн, при этом реальные возможности станут ясны только после проведения комиссионной проверки состояния объектов.
По итогам за 2025 год сектор мини-НПЗ продемонстрировал в основном убытки. Совокупный отрицательный результат деятельности (предприятия из диаграммы 2), согласно обобщенным НААНС-МЕДИА данным официально опубликованной финансовой отчетности, оценивается на уровне 12 млрд рублей.
В ситуации, когда государство становится заинтересованным в увеличении мощностей нефтепереработки, возможно формирование на правительственном уровне стимулирующих решений, которые могут позволить использовать возможности мини-НПЗ для роста производственных показателей в стране.
Партнерства и кооперации между независимыми НПЗ и добывающими компаниями
В текущей ситуации мини-НПЗ могут быть не обеспечены необходимым объемом сырья для переработки, так как на фоне разрастания ближневосточного конфликта резко возрос экспорт нефтяного сырья из России при стабилизации уровня добычи.
Так, согласно отчетам ОПЕК4, добыча нефти без учета газового конденсата в России в июне 2026 года составила 8,929 млн баррелей/сутки (в январе 2026 года — 9,240, в феврале — 9,164, в марте — 9,142, в апреле — 9,046, в мае — 8,989).
В этой связи при наличии заинтересованности государства в вовлечение сектора мини-НПЗ в процессы цепочек переработки важным направлением является координация деятельности добывающих компаний и НПЗ.
Регуляторные меры в отношении мини-НПЗ
Начиная с 2014 года отрасль находится под санкционным давлением. Помимо внешних вызовов, российские предприятия по нефтепереработке столкнулись и с внутренними, связанными с ограничением экспорта и вводом завышенной таможенной пошлины, которая стала триггером отрицательной маржинальности НПЗ и приостановки деятельности.
В постановлении Правительства РФ от 8 октября 2020 года № 1637 был расширен перечень действующих свидетельств, выданных до 1 января 2023 года, представляемых при таможенном декларировании нефтепродуктов для применения коэффициента «n» в размере 0 рублей за тонну, в частности при переработке в 2022 году более 1 млн тонн.
Для предприятий, не имеющих таких свидетельств, было предусмотрено увеличение размера коэффициента «n» в отношении нефтепродуктов с 20 до 50 тыс. руб. за 1 тонну.
Указанным постановлением экспортноориентированные мини-НПЗ мощностью переработки менее 1 млн тонн в год были вынуждены приостановить деятельность до снятия указанных ограничений.
Правительство России разрешило оборот бензина экологического класса К3
Премьер-министр Михаил Мишустин 2 июля 2026 года подписал постановление Правительства РФ № 819 «О реализации мер, предусмотренных Указом Президента Российской Федерации от 12 октября 2025 г. № 725 «О некоторых мерах по повышению надежности топливообеспечения в Российской Федерации»», согласно которому до 31 декабря 2026 года в России допускается выпуск бензина экологического класса К3 (стандарт «Евро-3») с долей серы до 150 мкг/кг и ароматических углеводородов до 42%.
Решение направлено на создание страхового запаса горючего на внутреннем рынке в условиях плановых ремонтов НПЗ и сложной логистики.
Право выпуска такого бензина получили определённые производители: нефтеперерабатывающие заводы и нефтебазы, имеющие свидетельство о регистрации лица, совершающего операции по переработке нефтяного сырья и соответствующие ряду критериев, в частности, необходимо владение на праве собственности или ином законном основании производственными мощностями для обеспечения технологических процессов по переработке.
Топливо экологического класса К3 предназначено исключительно для внутреннего рынка и не маркируется единым знаком обращения продукции на рынке Евразийского экономического союза.
Кроме того, для поддержки нефтепереработки Госдума приняла поправки в Налоговый кодекс, связанные с выплатами по импортному демпферу. Ориентиром для расчета компенсаций станет индийский рынок.
Таким образом, создаются стимулы для поставок в Россию бензина из стран ЕАЭС и дальнего зарубежья за счет увеличения выплат по импортному демпферу, а также устанавливается возможность начислять компаниям демпфер при производстве бензина, получаемого путем смешения прямогонного бензина с иными компонентами.
Является ли разрешение производить бензин К3 окном возможностей для мини-НПЗ?
Повысить октановое число бензина можно за счет добавок и присадок, но, помимо этого, для получения топлива экологического класса К3 необходимо скорректировать фракционный состав, снизить содержание вредных примесей.
В прямогонных фракциях, как правило, повышено содержание серы, а также могут присутствовать азот, хлор и другие нежелательные компоненты. При сгорании такие примеси могут привести к образованию коррозионно активных оксидов, которые ускоряют износ двигателя и загрязняют нейтрализаторы.
Поэтому производить бензин класса К3 («Евро-3») из прямогонного бензина (нафты) с низким октановым числом (40–60 по исследовательскому методу) только за счёт присадок не получится, необходим комплекс технологических процессов вторичной переработки, таких как каталитический крекинг, каталитический риформинг, изомеризация, гидрокрекинг, алкилирование, гидроочистка.
Такие процессы в основном не применяются на мини-НПЗ.
Так как можно в текущей ситуации использовать мощности существующих мини-НПЗ и увеличить производство топлив?
В случае если действующие НПЗ с усовершенствованными вторичными процессами находятся в процессе проведения ремонтных работ на установках первичной переработки, то возможна поставка дизельных и бензиновых фракций для задействования в полном объеме простаивающих установок вторичной переработки.
Кроме того, для того чтобы обеспечить рост переработки и производства топлив в России возможно следовать путем:
• строительства новых НПЗ, что не решает проблему с топливообеспечением, так как минимальный цикл строительства мини-НПЗ, по разным оценкам, может занять от 2 до 6 лет и более;
• приобретения новых или бывших в эксплуатации вторичных установок переработки для размещения на существующих мощностях мини-НПЗ.
Китай может нам помочь
В Китае действует государственная программа реструктуризации ТЭК на 2026–2028 годы.
В рамках программы запланирована ликвидация неэффективных заводов мощностью менее 2 млн тонн в год. К 2029-му правительство Китая планирует закрыть старые мощности независимых НПЗ, не соответствующие современным требованиям по энергетической эффективности и экологическим стандартам (мощности, введенные более 20 лет назад).
Таким образом, КНР способна заполонить Россию дешевыми устаревшими установками, что может привести к быстрому восстановлению производства топлив, но при этом возникают вопросы безопасности эксплуатации таких установок, соответствия техническим регламентам и экологическим стандартам, действующим в РФ.
Крупные проекты также важны
Строительство малых НПЗ займет время и не разрешит кризис в течение нескольких месяцев, а помимо важного направления создания сектора предприятий малой мощности, необходима также проработка вопросов реализации замороженных и перспективных крупных проектов, в частности:
• проекта «НК «Роснефть»» — Восточная нефтехимическая компания (ВНХК) на Дальнем Востоке мощностью 12 млн тонн нефти в год;
• проекта «Газпром» — НПЗ на Сахалине мощностью 3 млн тонн нефти в год;
• проекта «Независимая нефтегазовая компания» — строительство второй очереди Хабаровского НПЗ мощностью 10 млн тонн нефти в год.
Инфраструктура имеет значение
В качестве примера нового проекта НПЗ на постсоветском пространстве, построенного в 2025 году, можно привести завод в Кулеви (Грузия) компании Black Sea Petroleum мощностью 1,2 млн тонн нефти в год. В настоящее время предприятие не оборудовано вторичными установками переработки и выпускает мазут, газойль и нафту, которые направляет в Европу. Общий инвестиционный портфель проекта оценивается более чем в 700 млн долларов; на обустройство основной инфраструктуры, включая железнодорожную эстакаду и резервуары, ушло около четырех лет.
При этом российские мини-НПЗ уже располагают инфраструктурой, резервуарными парками, автомобильными и железнодорожными эстакадами, они оборудованы приборами учета. Некоторые заводы подключены к системе ПАО «Транснефть». Безусловно, такой потенциал необходимо задействовать в условиях кризисных явлений.
Учитывая исключительную необходимость роста производства топлив в России, возможна также и компиляция решений с использованием инфраструктуры мини-НПЗ и потенциала поставок китайского оборудования вторичной переработки малой мощности.
Российскими инжиниринговыми компаниями могут быть предложены комплексные решения по установке процессов вторичной переработки на мини-НПЗ, включая поставку зарубежного и российского оборудования, необходимых катализаторов и присадок для производства высококачественных топлив.