Российский ТЭК выдержал удар санкций. В чем секрет устойчивости?
«Лента.ру»: Российским нефтегазовым компаниям удалось совершить прорыв
Валерия Княгинина (редактор)
Фото: Parilov / Shutterstock / Fotodom
2025 год знаменует начало второго десятилетия работы нефтегазовой отрасли РФ под санкциями. России уже удалось заместить 80 процентов западных технологий в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК) собственными разработками. Для сравнения: в 2014 году этот показатель находился примерно на уровне 40 процентов. Сейчас, по словам вице-премьера России Александра Новака, объем нефтегазового машиностроения превышает 500 миллиардов рублей, а уже к 2030 году планируется импортозаместить критическое оборудование на все 100 процентов. «Лента.ру» рассказывает, за счет чего компаниям удалось совершить технологический прорыв и что еще нужно сделать для реализации амбиций энергетической стратегии до 2050 года.
За последние десять лет доля отечественного оборудования в ТЭК удвоилась. Дополнительный импульс импортозамещению придал уход из России зарубежных конкурентов, начавшийся с 2022 года. По сути, именно санкции вынудили промышленных гигантов активизировать технологическое развитие. Так, например, только с января по сентябрь 2024 года производство оборудования для нефтегазового сектора выросло на 27 процентов.
Для ускорения адаптации к новым условиям некоторые компании стали развивать межкорпоративное сотрудничество. Так, например, уход IT-компаний стал одной из причин создания в июне 2023 года индустриального консорциума для разработки полностью российских IT-продуктов для ТЭК с целью полной замены к 2028 году. Одним из технологических лидеров этого процесса опрошенные «Лентой.ру» эксперты называют «Газпром нефть», которой удалось заменить более 80 процентов IT-решений в своих нефтегазовых проектах отечественными разработками.
1/1Фото: Another77 / Shutterstock / Fotodom
Есть успехи и в отрасли переработки сырья, которая, по оценке экспертов, является наиболее зависимой от импорта. На примере проектов инжиниринговой компании «ТопТех» можно отметить проектирование и производство трубного пучка для установки получения водорода — никогда ранее в России такого не делали, производство защитных внутренних устройств реактора, а также оборудования для установок регенерации серной кислоты. «При этом новые проекты по гидропроцессам, каталитическому риформингу, получению водорода также реализуются на отечественных технологиях», — рассказали «Ленте.ру» в пресс-службе «ТопТеха».
В целом успехами в импортозамещении могут похвастаться практически все компании, работающие в области ТЭК. По словам директора департамента управленческого консалтинга группы «Деловой профиль» Владимира Поклада, наибольший прорыв удалось совершить следующим игрокам.
«Транснефть» — достигла 97 процентов доли российской продукции в своих закупках, демонстрируя успешное импортозамещение в трубопроводном транспорте.
«НОВАТЭК» — лидер в области СПГ, успешно внедряет китайские и отечественные технологии на проектах «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ-2».
«ИНТРАТУЛ» — представила систему промышленного мониторинга «ИНТРАВИЗОР» (на 90 процентов российская локализация), ориентированную на безопасность и контроль состояния оборудования.
Челябинский завод нефтегазового оборудования — первый отечественный завод полного цикла по производству высокопроизводительных насосов, созданный с поддержкой ФРП (Фонда развития промышленности) и СПИК (Специальные инвестиционные контракты).
ITPS — разработчик AVIST Oil & Gas, применяющего ИИ для прогнозирования состояния скважин и оптимизации добычи.
1/1Фото: Quality Stock Arts / Shutterstock / Fotodom
Господдержка компаний
Значимую поддержку в импортозамещении технологий в условиях санкций оказало крупному бизнесу государство. Однако эта работа началась не с введением ограничений в 2022 году. Минпромторг и Минэнерго России еще в 2014 году сформировали перечень критически важных импортных товаров и технологий и определили потребность в оборудовании для нужд ТЭК, напомнил «Ленте.ру» заместитель председателя комитета по энергетике Государственной Думы Юрий Станкевич: «Тогда же был разработан широкий спектр мер поддержки нефтегазового машиностроения: от субсидирования НИОКР (научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ) и инжиниринга до стимулирования выпуска готовой продукции — в частности, при помощи механизма специальных инвестиционных контрактов».
К примеру, в 2021 году правительство запустило федеральный проект «прорыв на рынки СПГ», который нашел свое продолжение в федеральном проекте «Новое оборудование и технологии для СПГ».
«В рамках него разрабатывается 29 технологий, среди которых спиралевидные теплообменники, компрессоры отпарного газа, криогенная арматура. По 20 направлениям уже изготовлены опытные образцы — например, мембранная система хранения и транспортировки СПГ, которая позволит заместить ушедшую с российского рынка французскую компанию GTT — лицензиара данной технологии», — перечислил Юрий Станкевич.
Владимир Поклад, в свою очередь, назвал действующие и эффективные меры поддержки государства.
Специальные инвестиционные контракты (СПИК) — обеспечивают налоговые льготы и гарантированный спрос со стороны госкомпаний.
Финансирование НИОКР через Фонд развития промышленности (ФРП) — позволяет развивать высокотехнологичные проекты, включая разработку оборудования и ПО.
Льготное кредитование и субсидии — помогают малым и средним предприятиям осваивать производство импортозамещающих технологий.
Госзакупки с предпочтением отечественных решений — формируют стабильный внутренний спрос.
Развитие цифровой стратегии ТЭК до 2030 года — определяет приоритеты замены зарубежного ПО на российские аналоги.
1/1Фото: Patrick Pleul / Globallookpress.com
Проблемные области ТЭК
Переработка нефти и газа
Одной из проблемных областей ТЭК в импортозамещении считается переработка углеводородов. К слову, даже «Газпром», у которого, по словам топ-менеджера компании Олега Аксютина, 99,9 процента оборудования для добычи и транспортировки газа на проектах — отечественное, испытывает сложности в области переработки.
Он отметил, что работа по созданию собственных технологий ведется планомерно, а пока компания переориентировалась на поставщиков из дружественных стран, включая Китай.
По оценкам Института национальной энергетики, на начало 2022 года зависимость от импорта катализаторов в России составляла 70-80 процентов, а по отдельным позициям достигала 100 процентов. Но уже к 2024 году собственные мощности позволили покрыть 70 процентов потребности нефтеперерабатывающей отрасли в катализаторах.
По данным Kept, сейчас в России производятся катализаторы:
риформинга;
изомеризации;
алкилирования;
гидроочистки;
каталитического крекинга.
При этом предприятия все еще нуждаются в импортозамещении некоторых технологий глубокой переработки нефти. «Это гидропереработка тяжелых остатков, технология замедленного коксования, технология каталитического крекинга, технология получения масел, технология алкилирования», — перечислили в пресс-службе «ТопТеха».
Кроме того, при замене технологий, оборудования, катализаторов основной вопрос от предприятий — это опыт успешного внедрения альтернативных решений. «Новые российские продукты не всегда имеют опыт промышленного внедрения, поскольку разрабатывались в ответ на сложившуюся ситуацию», — обратили внимание в инжиниринговой компании.
1/1Фото: Boris Babanov / Globallookpress.com
Первый заместитель премьер-министра России Денис Мантуровпредположил, что в 2026 году Россия сможет закрыть свою потребность в катализаторах нефтепереработки и часть продукции будет поставляться на внешние рынки.
Для решения проблемы с недостающими катализаторами, например, в нефтехимии, компания «СИБУР» уже строит в Казани завод по их выпуску. Ожидается, что в 2027 году наладят производство хромовых катализаторов, которые используются на «Казаньоргсинтезе», «ЗапСибНефтехиме», а затем запустят выпуск металлоценовых катализаторов, необходимых для выпуска особо прочных марок полиэтилена, например, для труб со сроком службы до 100 лет.
Впрочем, проблемы импортозамещения в области нефтепереработки кроются не столько в самих процессах, сколько в общем состоянии машиностроения, включая станкостроение, обратил внимание в разговоре с «Лентой.ру» зампред наблюдательного совета ассоциации «Надежный партнер» Дмитрий Гусев.
На действующих НПЗ необходима замена большого количества импортного оборудования, которую пока можно осуществить только за счет китайской продукции, более дешевой благодаря большему внутреннему рынку и опыту в обратном инжиниринге, пояснил эксперт.
Кроме того, из-за отсутствия планов по строительству новых НПЗ в обозримом будущем производители не видят перспектив для инвестиций в импортозамещение. Без четкой стратегии строительства НПЗ до 2050 года перспективы импортозамещения в этой отрасли ограничены, отметил Дмитрий Гусев.
1/1Фото: hxdbzxy / Shutterstock / Fotodom
Геологоразведка
Относительно низкий уровень импортозамещения сохраняется в геологоразведке. Доля отечественного оборудования там составляет не более 30 процентов, рассказал Юрий Станкевич.
«Это связано с высокой научно-технической сложностью инструментов и ограниченным рынком потенциальных пользователей в Российской Федерации», — пояснил он.
По его словам, полноценные отечественные альтернативы отсутствуют для:
обработки сейсмических данных;
полевого сопровождения сейсмических работ;
динамического моделирования многофазного потока в скважинах и трубопроводах.
Аналогичная ситуация характерна и для шельфовых месторождений: доля импорта при бурении достигает 90 процентов, а при обустройстве — 70 процентов, обратил внимание Юрий Станкевич.
Другие труднозаменимые нефтегазовые технологии
Наибольшую сложность в замене, по мнению Владимира Поклада, представляют следующие технологии:
роторно-управляемые системы (RSS) — почти полностью зависят от стран «недружественного» списка, их замена требует глубокой научной базы и времени;
гидроразрыв пласта (ГРП) — использование менее эффективных аналогов (например, китайских установок) увеличивает время ремонта и снижает производительность;
программное обеспечение для геологического 3D-моделирования и интерпретации данных сейсморазведки — ранее использовались решения Schlumberger, Halliburton, SAP, Oracle;
оборудование для СПГ (турбины, компрессоры) — замена Siemens оборудованием из Китая или отечественным привела к снижению надежности и повышению затрат;
высокотехнологичные станки с ЧПУ, беспилотники, MES-системы управления производством — ограничения Японии и ЕС сильно ударили по этим направлениям.
1/1Фото: Lucian Motatu / Shutterstock / Fotodom
Как еще можно поддержать ТЭК
С учетом задач Энергетической стратегии на период до 2050 года целесообразно на базе Минэнерго России внедрить механизм отраслевого заказа на научно-исследовательские работы для институтов РАН, считает Юрий Станкевич.
По его словам, также действенным было бы:
рекомендовать компаниям ТЭК выделять не менее 2 процентов от прибыли на НИОКР;
Минпромторгу и Минэнерго России расширить «тепловую карту» потребностей нефтегазовой отрасли технологиями, системами, оборудованием, материалами для разведки и добычи на шельфе в рамках Федерального проекта «Новое оборудование и технологии в нефтегазовой отрасли» Национального проекта «Новые атомные и энергетические технологии»;
Минфину России актуализировать налоговый режим проектов разработки углеводородного сырья при использовании отечественных технологических решений;
на системной основе осуществлять бенчмаркинг технологий;
развивать единую базу наилучших доступных технологий в ТЭК.
Владимир Поклад добавил, что для ускорения технологической независимости компаниям помогло бы развитие профессионального образования и переподготовки кадров — для работы с новыми технологиями и ПО, а также поддержка стартапов в сфере энергетических технологий через венчурные фонды и упрощенные процедуры регистрации.
Кроме того, решить проблемы производства собственного оборудования возможно методом обратного инжиниринга. Этот метод формируется на основе технологической документации и параметров работы оригинального оборудования, рассказал «Ленте.ру» руководитель Kept Engineering Александр Тарасенко.
1/1Фото: pan demin / Shutterstock / Fotodom
Вместе с тем важно развивать полезное международное партнерство. По мнению Владимира Поклада, России важно наладить международное партнерство со следующими странами.
Китай — это ключевой партнер в области поставок технологий, оборудования и финансирования. Примеры: проекты «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ-2», где используется китайское оборудование.
Иран — с ним возможен обмен технологиями в сфере добычи и переработки углеводородов, особенно в условиях общего санкционного давления.
Индия, которая является важным покупателем российской нефти, она может стать стратегическим партнером в развитии логистики и финансовых механизмов.
Страны Юго-Восточной Азии и Ближнего Востока — это потенциальные партнеры в сферах цифровизации, возобновляемых источников энергии и водородной экономики.
Африканские страны (например, Ливия и Алжир) — они предоставляют площадки для совместных проектов (Tatneft Area 82-4, As-Sarah), где можно тестировать отечественные технологии.