Мини-НПЗ: рентабельность, модернизация и топливная независимость
Сложившийся на топливном рынке кризис потребовал новых подходов в организации переработки нефти. В частности, прозвучала идея сделать ставку на малотоннажные заводы. Однако здесь встаёт сразу несколько серьёзных вопросов, ключевой их которых — экономическая целесообразность таких проектов для потенциальных инвесторов. При каких условиях небольшие предприятия могут быть рентабельными, обсудили участники дискуссионной сессии «Мини-НПЗ — средство укрепления энергобезопасности: как обеспечить топливную независимость в удаленных условиях?» в рамках Промышленно-энергетического форума THФ‑2026.
Мини-НПЗ как ответ на дефицит топлива
Впервые на высоком уровне предложение решить нехватку горючего за счёт малотоннажного производства прозвучало в июле этого года на совещании с президентом Владимиром Путиным. Идея получила одобрение главы государства, после чего тема мини-НПЗ ворвалась в повестку. Подразумевалось, что на таких заводах будут производить не только дизельное топливо, но и бензин. По словам губернатора Забайкальского края Александра Осипова, это позволит решить проблему дефицита горючего в регионах Сибири и Дальнего Востока.
Буквально через несколько дней глава Республики Саха Айсен Николаев в интервью «Ведомостям» высоко оценил перспективы строительства в регионе небольшого нефтезавода. Здесь нужно учитывать географическое положение региона: пока завозить топливо обходится дешевле, чем налаживать собственное производство, однако доля логистики в себестоимости продукта постоянно растёт.
Стоит отметить, что о развитии малотоннажного производства задумываются и в других странах. Так, весной 2025 года министр нефти Ирана Мохсен Пакнежад во время визита на Тегеранский нефтеперерабатывающий завод отметил, что в центре внимания властей республики теперь строительство небольших, но многочисленных НПЗ, сообщает портал nprom.online. По его словам, концентрация на крупных заводах, подобных Тегеранскому, несёт в себе риски, связанные с возможными сбоями в работе и значительными экономическими потерями в случае непредвиденных обстоятельств. Предполагается, что строительство сети мини-НПЗ позволит их снизить и обеспечить резервную мощность и географическое распределение производства.
Схожей логики придерживаются и сторонники развития малотоннажного производства в России. Однако рассуждая о перспективах подобных проектов никак не обойтись без оценки их экономической эффективности. А здесь достаточно подводных камней.
Экономика мини-НПЗ: почему они убыточны
Начнём с того, что, согласно российской классификации, к мини-НПЗ относятся предприятия, которые перерабатывают не более 1 млн тонн нефти в год. В России уже есть достаточно заводов, которые подходят под это определение. Их совокупная мощность составляет 12,3 млн тонн в год, отметила генеральный директор ООО «Независимое аналитическое агентство нефтегазового сектора» («НААНС–Медиа») Тамара Сафонова. Примечательно, что все они построены после распада СССР. На долю мини-НПЗ приходится 18% всех мощностей, введённых с 1991 года.
Насколько это ощутимые объёмы в масштабах страны? По данным «НААНС–Медиа», пик производства топлива в стране был достигнут в 2023 году: бензина — 44 млн тонн, дизельного топлива — 88 млн тонн. Подобные показатели стали возможны за счёт модернизации НПЗ.
Логика капитализма требует сокращения издержек, в этих условиях логично делать ставку на крупные заводы. В какой‑то момент малотоннажное производство оказалось на обочине прогресса.
«В России мини-НПЗ в простой конфигурации являются планово-убыточными. В 2014 году налоговую систему настроили таким образом, что валовая маржа переработки минус затраты на сырьё — это отрицательная величина. Единственное, что помогает малотоннажным заводам существовать — это получение обратного акциза. Но здесь есть ряд требований, которые большей части небольших предприятий тяжело выполнить. Курс, который задаёт Минэнерго, — это модернизация: ввод установок по производству бензина и товарного дизельного топлива. Суровая реальность такова, что если мощность мини-НПЗ меньше, чем 500 тыс. по году, то бензиновый комплекс строить нерентабельно», — отметил партнёр направления инвестиций и рынков капитала аудиторско-консалтинговой компании АО «КЭПТ» (Kept) Олег Жирнов.
«В 2015–2016 гг. на государственном уровне пришли к концепции убыточности экспортно ориентированных независимых мини-НПЗ и избыточности поддержки технически отсталой нефтепереработки. Из-за этого к 2025 году на этих предприятиях произошло сокращение выработки почти в два раза по сравнению с 2019–2020 гг.», — добавила Тамара Сафонова.
Модернизация: стоимость и требования к качеству
Итак, при прочих равных мини-НПЗ однозначно проигрывают по эффективности своим более крупным собратьям. Однако в 2026 году ситуация на рынке сильно изменилась.
«За первые 7 месяцев, по расчётам «НААНС–Медиа», объём первичной переработки снизился на 12% и составил 135,4 млн тонн. Производство бензина уменьшилось на 10% (составило 23,5 млн тонн), дизельного топлива — на 13% (43,8 млн тонн). Сейчас на правительственном уровне даются поручения о том, чтобы задействовать мини-НПЗ для насыщения рынка топливом», — отметила Тамара Сафонова.
По словам Олега Жирнова, в текущих условиях доходность нефтепереработки выросла в три-четыре раза, так что даже небольшие заводы оказались в «зелёной зоне». Самое время вкладываться в мини-НПЗ? Эксперт призывает не спешить. Во-первых, нужно учесть качество производимого на таких предприятиях топлива. Как отметила Тамара Сафонова, стандартный принцип работы мини-НПЗ подразумевает первичную переработку с выделением бензиновой и дизельной фракции, газойля, серы и мазута.
«По моему мнению, нужно проработать вопрос о глубокой модернизации подобных мини-НПЗ, включить процессы гидроочистки, изомеризации, каталитического риформинга с тем, чтобы выпускать топливо, которое будет востребовано в перспективе», — подчеркнула генеральный директор «НААНС–Медиа».
Признают проблему и в Минэнерго РФ. При этом экономически эффективных путей решения пока не видно.
«С одной тонны товарной нефти на мини-НПЗ выходит 520–570 кг мазута, дизельного топлива — в районе 270 кг, бензиновой фракции — 160–180 кг в зависимости от марки и качества нефти. При доукомплектации мини-НПЗ вторичной переработкой выход уменьшается: АИ‑92–150–170 кг, ДТ — 250–260 кг на тонну. Рассматривали варианты размещения мини-НПЗ на нефтебазах. Но максимум, чего можно достичь, — это «Евро‑2», «Евро‑3» с октановым числом меньше 70.
Ещё одно предложение — размещать их вместе с крупными нефтеперерабатывающими заводами. Тогда полученные дистилляты затем отправляются на полноценную очистку: крекинг, гидрокрекинг, риформинг, изомеризацию. Но цена этого вопроса совсем не рыночная. Если рассматривать возможность оснащения мини-НПЗ вторичной переработкой, то ценник здесь будет сопоставим с полноценным нефтеперерабатывающим заводом. Кроме того, остаются вопросы по утилизации мазута», — рассказал директор проектов Центра компетенций технологического развития ТЭК при Минэнерго России Константин Фролов.
Схожего мнения по данному вопросу придерживаются и аналитики Kept. По их оценкам, на модернизацию одного малотоннажного завода потребуется 10–15 млрд рублей и один-два года.
«При стабильной ситуации на топливном рынке, такой НПЗ может зарабатывать порядка 1,5–2 млрд рублей в год. С учётом стоимости кредитных денег, окупаемость — «примерно никогда». Ставка по кредитам, при которых они могут как‑то выживать, — 10–13%. Исторически нефтепереработка в России связана с рисками, в прошлом мы были свидетелями ряда банкротств. Сейчас финансирование малодоступно, особенно в связи с рисками БПЛА, и очень дорогое.
Да, в России есть и успешные примеры реализации мини-НПЗ ещё до текущего кризиса. Возьмём, завод ПАО «ЛУКОЙЛ» в Кагалыме.
Там есть гидроочистка, производство бензина, хотя, казалось бы, на таком объёме это нерентабельно. Есть и другие заводы, как действующие, так и замороженные, которые могут быть модернизированы под производство бензина. Но для этого нужно финансирование, возможно, господдержка, гарантии и стабильность по обратному акцизу. То есть заключение новых соглашений с Минэнерго, «версия 2.0». Так мы сможем перезапустить нашу переработку на мини-НПЗ», — констатировал Олег Жирнов.
Однако пока нет предпосылок, что на государственном уровне всерьёз поддержат малотоннажную переработку.
«Всё же наш основной приоритет — модернизация текущих мощностей. Для этого в России достаточно сильных проектных организаций, которые могут быть лицензиарами для большинства ключевых процессов нефтепереработки. Коллективы очень сильные, по нашему мнению, входят в тройку-пятёрку самых развитых инжиниринговых компаний в мире», — отметил Константин Фролов.
Опыт «Газпром нефти»: топливо для собственных нужд
Впрочем, есть ниша, где мини-НПЗ могут избежать конкуренции с большими заводами. В частности, речь идёт об удалённых месторождениях. Сегодня там добывают нефть, но дизельное топливо завозят с «большой земли» за солидные деньги. Встаёт вопрос, нельзя ли наладить производство горючего прямо на месте. О своём опыте в этом начинании рассказали в ПАО «Газпром нефть».
«Провели анализ по якорным активам наших месторождений: на собственные нужды «Газпром нефть» тратит небольшой объём — до 500 тыс. тонн в год, который распределяется по ряду объектов 20–30 тыс. потреблением каждый. Речь идёт о технике, дизельных генераторах. Запустили пилот на отдалённой группе месторождений в Ноябрьском районе с объёмом потребления 5,5 тыс. тон. Завезли установку, в августе провели приёмо-сдаточные испытания. Поняли, что можем делать горючее для собственных нужд. Сейчас для удалённых месторождений цена покупки дизельного топлива с учётом доставки по зимнику — порядка 130 тыс. рублей за тонну.
Наша себестоимость — около 64 тыс. рублей, то есть в два раза дешевле. Следующий шаг — разработка стратегии по топливной независимости. Решаем, куда двигаться дальше: Ямал, Оренбургская область, месторождения, которые работают в условиях автономии», — рассказал старший менеджер программ по реализации технологических проектов департамента по технологическому развитию ПАО «Газпром нефть» Александр Блябляс.
Казалось бы, безусловный успех. Однако трубить в фанфары пока рано. Как отметил сам г-н Блябляс, пока вопросов здесь больше, чем ответов. Низкая себестоимость не должна вводить в заблуждение, здесь нужно учитывать такой важный фактор, как качество горючего.
«Когда мы говорим о себестоимости в 64 тыс. рублей за тонну, не должно быть иллюзий, что это маркированное топливо. У нас изначально не было задачи «целиться в «Евро», опирались на ГОСТ 305, ключевым требованием было содержание серы не более 2000 миллиграммов на килограмм. То есть просто отобрали жижу на собственные нужды и разогнали в лаборатории, чтобы она соответствовала ключевым показателям ГОСТа», — объяснил представитель «Газпром нефти».
Кроме этого, важно понимать, что независимые переработчики не могут рассчитывать на столь низкую себестоимость, так как они должны будут покупать сырьё. ВИНК же могут использовать его без рыночной накрутки. И наконец, никто не отменял эффект масштаба. На небольших объёмах будет сложно построить рентабельное производство. Тем не менее не все участники настроены столь пессимистично.
«Да, делать на рынок — сомнительное занятие. Если это не 2, 10, 15 тыс. тонн, то это ещё долго и дорого. Пока всё будет готово, эта тема опять станет всем неинтересна. С инвестиционной точки зрения это полный тупик.
Но если говорим про удалённые локации, будь это населённые пункты, нефтегазовые компании, то решения с определённым качеством дизеля могут иметь место. На месторождении нужно учитывать потребность не только самого недропользователя, но и многочисленных подрядчиков.
Возникает много вопросов по ответственности, но если их во всё это вовлечь, то, на мой взгляд, подобные кейсы абсолютно возможны. Когда этот кризис завершится, фактор удалённости сохранится, и цена всё равно там будет выше, чем на заправке. То есть имеется смысл смотреть в эту сторону. И это будет не какое‑то движение в моменте, а долгосрочный экономически обоснованный продукт», — отметил генеральный директор ООО «Форт» Антон Машуков.
Технологические ограничения и доступность оборудования
Однако остаётся ещё один вызов — технологический. Начнём с того, что даже если у компаний появится желание производить более качественное горючее, сделать это вряд ли получится.
«Если говорить о производстве товарной фракции, то о технических установках, которые могут делать эффективную гидроочистку мощностью меньше чем 50–100 тыс. тонн по году в промышленном исполнении, мне неизвестно. В случае с бензином минимальный порог смещается на 150 тысяч», — констатировал Олег Жирнов.
Но даже если серьёзно снизить требования, сложности всё равно остаются.
«Пока рынок текущих поставщиков-подрядчиков не готов. Мы изучили около 25 потенциальных изготовителей. Первая группа — это гаражные кооперативы, за которыми не стоит серьёзных компетенций. Они не могут масштабироваться. Вторая группа — крупные инжиниринговые организации, у которых большой опыт проектирования, производств. Они умеют изготавливать отдельные элементы (колонны, печи и т. д.), но с НПЗ никогда не работали. Остаётся вопрос типизации, стандартизации, унификации, так как один поставщик эту потребность на рынке точно не закроет», — отметил Александр Блябляс.
Мини-НПЗ как инвестиция в энергобезопасность
Несмотря на все сложности, производство дизельного топлива непосредственно на месторождениях возможно. Но здесь важен вопрос целеполагания.
«Компании могут расценивать это как проект, основная задача которого — обеспечение стратегической независимости, безопасности поставок. Но важно понимать, что это скорее, затраты. При этом стоимость такой небольшой установки — это десятки миллионов рублей. Не такая большая цена за то, чтобы гарантировать энергетическую безопасность месторождения. То есть следует рассматривать эти траты не с точки зрения экономической эффективности, а как инвестиции, которые не требуют возврата», — отметил Олег Жирнов.
Именно в таком контексте планируют рассматривать роль мини-НПЗ в «Газпром нефти». В компании не ожидают, что малотоннажные заводы встроятся в действующую экосистему и заберут часть пирога у крупных переработчиков. А вот на то, чтобы обеспечить месторождения топливом для собственных нужд, их возможностей хватит.
Согласны с этой позицией и в Министерстве энергетики.
«Мы оценивали разные сценарии. Это могут быть не только удалённые месторождения, но и другие производственные объекты. Например, горно-обогатительный комбинат при наличии поблизости потоков товарной нефти», — сказал Константин Фролов.
Резюмируем: эксперты сходятся в том, что мини-НПЗ вряд ли можно называть панацеей в условиях текущего топливного кризиса. В долгосрочной перспективе они сильно уступают по своей эффективности крупнотоннажным производствам. Однако такие небольшие заводы могут найти свою нишу в удалённых, труднодоступных местах. И, возможно, текущий ажиотаж вокруг этой темы станет необходимым толчком к их развитию.
Текст: Андрей Халбашкеев
