Со стайерской дистанции – на спринтерскую

Фото: Евгений Разумный

Нефтегазовый сектор является ключевым для всей российской экономики. Поэтому активное импортозамещение происходит в нем с 2014 года, когда начали вводиться первые серьезные санкции. За счет этого, по данным Минпромторга, уровень локализации производства оборудования для нефтегазовой отрасли к 2022 году вырос до 60% против 40% в 2014-м. Однако сегодня стоит задача максимального ускорения темпов импортозамещения, перехода от стайерских дистанций и темпов к спринтерским.

Что надо заместить?

Крупнейшими иностранными нефтесервисными компаниями на российском рынке являются Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton и Weatherford. Все они приостановили новые инвестиции в РФ, а Halliburton и Baker Hughes уже приняли решение о продаже российского бизнеса российскому менеджменту.

На этом фоне крупнейшие отечественные нефтяные компании уже научились разрабатывать традиционные запасы без помощи иностранных технологий. В относительно низкотехнологичных сегментах добычи доля иностранных нефтесервисных компаний в последние годы составляла порядка 10–15%. Однако в более высокотехнологичных секторах зарубежные компании занимали уже до 80%. В частности, высокая зависимость от импортных технологий наблюдается в сферах интенсификации добычи, управляемого бурения, разработки необходимого для отрасли ПО, а также добычи трудноизвлекаемых запасов и освоения шельфа.

В качестве приоритетных направлений с точки зрения импортозамещения можно выделить следующие: создание флота для гидроразрыва пласта (ГРП) и роторных управляемых систем, разработку технологий для добычи на шельфе и морской геологоразведки, создание катализаторов для нефтехимии. По каждому из направлений ведется работа, но до полного импортозамещения, конечно, еще далеко. Например, первый российский флот ГРП "Газпром нефть" планирует испытать уже в этом году, а доля отечественных катализаторов в нефтепереработке, по данным вице-премьера Александра Новака, с 2014 по 2021 год выросла более чем в два раза, до 70%.

"Роснефть" подает пример

Хорошим примером компании, которая успешно занимается импортозамещением, является "Роснефть". В компании с 2015 года действует программа локализации и импортозамещения техники и технологий, подразумевающая значительные инвестиции и развитие сотрудничества с ведущими отечественными производителями оборудования для отрасли. За счет этого уже сейчас "Роснефть", по словам представителей компании, способна собственными силами полностью реализовать такие крупные проекты по разработке традиционных запасов, как "Восток Ойл".

При этом существенные успехи заметны и в исторически зависимых от импорта сегментах. Благодаря многолетней работе института "РН-БашНИПИнефть" уже в текущем году "Роснефть" смогла вывести на рынок целую линейку IT-продуктов для сегмента разведки и добычи. Примерами таких продуктов являются программы для симуляции ГРП, создания гидродинамических моделей месторождений, оценки рисков при бурении и решения ряда смежных задач, возникающих в секторе upstream. Отметим, что программное обеспечение исторически является одним из наиболее зависимых от импорта сегментов в нефтегазовом комплексе, что дополнительно увеличивает ценность разработок "Роснефти". В области нефтепереработки одной из ключевых целей "Роснефти" (и отечественной  нефтянки в целом) является снижение зависимости от импортных катализаторов.

Благодаря усилиям дочки "Роснефти" – "РН-кат" – компания переходит на катализаторы гидроочистки и гидрокрекинга собственного производства.

Отметим, что в процессах гидроочистки и гидрокрекинга зависимость РФ от импортных катализаторов еще в 2021 году составляла около 90%, что делает работу "РН-кат" особенно важной в контексте импортозамещения. Кроме того, более 60% используемых на НПЗ компании катализаторов риформинга производится на Ангарском заводе. Помимо этого в 2023 году на данном предприятии планируется ввод новой установки мощностью 600 т в год по производству катализаторов риформинга и изомеризации бензина, что удовлетворит потребности не только "Роснефти", но и некоторых других российских нефтяников.

СПГ – главная болевая точка

Если говорить про отрасль в целом, то неизбежным краткосрочным следствием отсутствия западных технологий станет увеличение операционных и капитальных расходов нефтяников, повышение затрат на НИОКР, а также отказ от некоторых проектов по модернизации НПЗ, добыче ТРИЗ или освоению шельфа. Однако, как мы полагаем, сложностей с поддержанием объемов добычи нефти в обозримой перспективе не возникнет. На данный момент РФ обладает достаточным объемом традиционных запасов, чтобы добывать больше нефти, чем возможно продать на мировом рынке с учетом санкций.

Достаточно сложной остается ситуация с импортозамещением в сфере СПГ. Если малотоннажные заводы российские компании давно сооружают собственными силами, то успешных примеров создания крупнотоннажных производств на базе отечественных технологий в РФ пока нет. И "Сахалин-2", и "Ямал СПГ", и находящийся в процессе строительства проект "Арктик СПГ 2" реализовывались на базе западных технологий. Например, в рамках "Арктик СПГ 2" планируется использовать компрессоры Siemens, турбины Baker Hughes и теплообменники Linde. До начала СВО стратегия импортозамещения предусматривала, что на средне- и крупнотоннажных СПГ-заводах доля российского оборудования должна достигнуть только 40% к 2024 году и 80% к 2030 году. Для сравнения: уровень локализации оборудования на "Ямал СПГ" составил около 30%.

Основной надеждой в сфере СПГ на данный момент является технология "Новатэка" под названием "Арктический каскад".

Она уже использовалась на 4-й линии "Ямал СПГ", но мощность данного производства составляет лишь 0,9 млн т в год. При этом производство периодически останавливалось из-за проблем с технологией.

Несмотря на наличие сложностей "Новатэк" продолжает реализацию своих ключевых проектов. "Обский СПГ", среднетоннажный завод мощностью 5 млн т, планируется создать на базе "Арктического каскада", хотя точных сроков пока нет – инвестиционное решение по проекту планируют принять только в следующем году. По словам представителей "Новатэка", наибольшие сложности на данный момент заключаются в поиске альтернативных поставщиков газовых турбин. Пока что базовым сценарием (в рамках проекта "Арктик СПГ 2") является частичная замена американских турбин производства Baker Hughes на плавучую электростанцию турецкой компании Karpowership.