ЛУКОЙЛ станет первой из российских вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), кто полностью завершит модернизацию своих НПЗ. Согласно намеченному плану, это произойдет к середине текущего года. Об этом сообщил президент нефтяной компании Вагит Алекперов на встрече с российским премьер-министром Дмитрием Медведевым.

Помимо прочего это означает, что ЛУКОЙЛ станет флагманом процесса перехода отечественной нефтепеработки на выпуск моторного топлива экологического стандарта “Евро-5”. Напомним, что ранее планировалось с 1 января 2016 года запретить во всех странах Таможенного союза (Россия, Белоруссия и Казахстан) оборот автомобильного горючего качеством ниже 5-го экологического класса. Однако не все компании смогли провести модернизацию своих заводов, и, чтобы не допустить дефицит топлива на рынке до 1 июля, а возможно, и до конца нынешнего года.

Алекперов, в частности, рассказал премьеру во время рабочей встречи, что почти закончена модернизация на принадлежащем ЛУКОЙЛу Волгоградском НПЗ, который был построен еще в 1957 году. Там готовится к запуску уникальная установка гидрокрекинга, которая позволит свести к нулю выпуск темных нефтепродуктов – вакуумного газойля и мазута, чья доля в продукции завода сейчас превышает 25%. Соответственно, значительно увеличится после запуска установки выход светлых нефтепродуктов, прежде всего дизельного топлива как раз стандарта “Евро-5”.

Президент ЛУКОЙЛа рассказал, что продукция Волгоградского НПЗ будет реализовываться в Южном федеральном округе и экспортироваться в страны Средиземноморья. Для поставок дизельного топлива за рубеж “Транснефть” полным ходом ведет строительство продуктопровода “Юг”, который соединит завод в Волгограде с новороссийским морским портом. Первую очередь трубопровода пропускной способностью 8,7 млн тонн в год планируется ввести в строй в 2018 году.

После завершения модернизации Волгоградского НПЗ, глубина переработки на нем приблизится к 100%. Максимальный показатель до этого был достигнут на Пермском НПЗ, который также входит в группу ЛУКОЙЛ. Благодаря этому, средняя глубина переработки на российских предприятиях этой компании станет выше, чем у других ВИНК, и значительно выше средней по стране (по данным Минэнерго, в 2015 году она составила 74,2%).

Успешно ведет работы ЛУКОЙЛ и на своих зарубежных НПЗ. Например, завод в болгарском Бургасе, как и намечалось, через две недели – 1 апреля – выйдет из планово-предупредительного ремонта. Между прочим, речь идет о крупнейшем на Балканах нефтеперерабатывающем предприятии, в состав которого также входят нефтехимический комплекс и завод полимеров. Проектная мощность НПЗ – 9,8 млн тонн в год.

Увы, похвастать такими же успехами могут далеко не все нефтеперерабатывающие предприятия России. О существующих у ряда НПЗ проблемах с вводом в эксплуатацию установок вторичной переработки нефти рассказал на этой неделе Глава Ростехнадзора Алексей Алешин. В перечень отстающих попали и заводы “Роснефти”.

“Такие проблемы существуют на заводах компании “Роснефть” и на независимых нефтеперерабатывающих заводах – “ТАИФ НК”, “Марийский НПЗ”, “Новошахтинский ЗНП” и “Афипский НПЗ””, – уточнил Алешин.

Ситуация и вправду тревожная. Напомни, что “Роснефть” владеет 10 крупными НПЗ. Компании также принадлежит 50% завода “Славнефть – ЯНОС”. В прошлом году на эти НПЗ поступило свыше 84 млн т нефти – около 29% от совоскупного объема сырья, направленного на нефтепереработку в РФ. Так что пробуксовка с модернизацией этих заводов действительно грозит дефицитом топлива 5-го класса на рынке.

Слышать это из уст главы федерального ведомства тем более удивительно, что госкомпания в декабре 2015-го официально . Кроме того, как только в прошлом году речь заходила о переносе сроков запрета на оборот в России топлива “Евро-4”, “Роснефть” уверяла, что она тут ни при чем и к правительству с такой просьбой не обращалась.

“К настоящему моменту в эксплуатацию введены 52 установки вторичной переработки нефти, предусмотренные четырехсторонними соглашениями (между нефтяными ВИНК, ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом о строительстве и реконструкции НПЗ для выпуска моторного топлива высокого экологического класса – ред.). Строительство и реконструкция еще 17 установок, из которых две должны были быть введены в 2014 году, а 15 – в 2015 году, не завершены”, – констатировал Алешин.

Срыв четырехсторонних соглашений может в очередной раз отложить на более поздний срок переход на моторное топливо стандарта Евро-5 и значительно затормозить процесс модернизации российской нефтепереработки. :///

За последние три года в нашей стране отмечается небольшое снижение объемов первичной переработки нефти, связанное с крупномасштабной программой модернизации отрасли.

При этом актуальными задачами в этой сфере продолжают оставаться планомерное улучшение качества переработки, санкционные ограничения при поставках импортного оборудования, а также изменения налогового и таможенного режимов.

По объемам нефтепереработки наша страна входит в тройку мировых лидеров. Сегодня из 1 килограмма нефти в РФ получают 990 граммов продукции - это бензин, керосин, дизтопливо. Еще несколько лет назад этот показатель был на четверть ниже. Подобные успехи стали возможными благодаря масштабной модернизации нефтеперерабатывающих заводов, которая проводилась в течение последнего семилетия.

Так, с 2011 по 2017 год были модернизированы либо пущены в эксплуатацию 78 установок вторичной переработки. Несмотря на некоторый спад в привлечении инвестиций, в 2014-2017 годы вложения в модернизацию отрасли составили около 760 миллиардов рублей. Всего к 2027 году российские компании планируют модернизировать 127 установок вторичной переработки нефти, в том числе построить 91 новую установку. Согласно расчетам энергетического ведомства, в результате этих усилий уже к 2020 году производство автомобильного бензина должно вырасти до 41,4 миллиона тонн, а дизельного топлива - до 90 миллионов тонн.

Однако, по словам замминистра энергетики РФ Кирилла Молодцова, в нынешних экономических условиях предприятия отрасли испытывают целый ряд сложностей, которые негативно сказываются на общих темпах модернизации. Так, относительно низкие цены на нефть последних нескольких лет снизили маржу в сфере нефтепереработки, что привело к соответствующему падению инвестиционной активности и увеличению сроков окупаемости новых проектов. "Влияет на нефтепереработку и выравнивание вывозных таможенных пошлин на нефть и темные нефтепродукты. Также существует проблема конкурентоспособности тех НПЗ, которые удалены от источников сырья и рынков сбыта. В основном это относится к заводам Восточной Сибири и Дальнего Востока, которые играют ключевую роль на региональных топливных рынках, при этом также поставляют нефтепродукты на логистически труднодоступные рынки стран АТР", - рассказал он.

За последние годы российской нефтепереработке удалось добиться значительных успехов, считает начальник управления по ТЭК Аналитического центра при правительстве РФ Виктория Гимади. "Во-первых, удалось перевести внутренний рынок на полное обеспечение собственным бензином и дизельным топливом пятого экологического класса. Для сравнения, в 2011 году доля топлива пятого класса в структуре потребления автомобильных бензинов составляла всего 2 процента, дизельного топлива - 17 процентов. Во-вторых, удалось повысить глубину переработки нефти. Так, если в 2011 году глубина переработки на российских НПЗ в среднем составляла 70,6 процента, то в 2017 году по предварительным данным Росстата - уже 81. Позитивные результаты обусловлены происходящей в отрасли модернизацией", - отмечает эксперт. Напомним, что в 2011 году были подписаны четырехсторонние соглашения между основными российскими нефтеперерабатывающими компаниями, ФАС России, Ростехнадзором и Росстандартом. Также в 2011 году (и несколько раз после) корректировалось таможенно-тарифное регулирование, что было нацелено, в первую очередь, на повышение глубины нефтепереработки. А несколько ранее были введены требования по переводу внутреннего рынка в перспективе на моторное топливо высоких экологических классов. При этом, для сравнения, в США уже в 2015 году глубина переработки нефти превышала 97 процентов, в Канаде была близка к 95, в Великобритании и Германии - около 92, в Италии - 90. Эти показатели стали ориентиром, заложенным в проекте Энергетической стратегии РФ на период до 2035 года, где цели по глубине переработке нефти заданы на сопоставимом уровне - планируется достичь показателя в 90-91 процент ко второму этапу реализации стратегии в 2021-2035 годах.

Для предприятий, входящих в нефтегазохимические кластеры, предусмотрены меры господдержки

За 2011-2017 годы компании провели большую работу по модернизации НПЗ, однако в последнее время наблюдается небольшое отставание от принятых планов, отмечает Виктория Гимади. "К основным проблемам и ограничениям можно отнести - ухудшение макроэкономических условий (в первую очередь, снижение цен на нефть) и условий по привлечению внешнего финансирования по сравнению с существующими ранее условиями. Также на изменения условий проектов повлияли корректировки параметров "налоговых маневров" в нефтяной отрасли", - рассказала эксперт.

Повышению объемов выпуска отечественных НПЗ способствует ряд новых проектов, в частности, по добыче газового конденсата. Так, ГК "Иркутская нефтяная компания" планирует построить в Усть-Куте завод по производству 600 тонн полиэтилена. В ИНК оценивают инвестиции в реализацию газового проекта в 300 миллиардов рублей. Сам проект состоит из четырех этапов. В первый входит строительство установки комплексной подготовки природного и попутного нефтяного газа производительностью 3,6 миллиона кубометров сырья в сутки.

Перспективным проектом развития отрасли также является строительство Новоуренгойского газохимического комплекса. Его проектная мощность рассчитана на производство до 400 тысяч тонн полиэтилена низкой плотности различных марок в год. Кроме основной продукции создаваемое предприятие будет производить широкую фракцию углеводородов и метановую фракцию. В рамках проекта для переработки дополнительных объемов конденсата ачимовских залежей Надым-Пур-Тазовского региона "Газпром" ведет строительство установки стабилизации в районе Нового Уренгоя. Ее ввод в эксплуатацию запланирован в конце 2019 года. Однако, как считает руководитель проектов "Морстройтехнологии" Софья Каткова, текущий статус - недостроенный комплекс, может повлиять на сроки сдачи объекта. Как отмечает эксперт, трудности ввода в эксплуатацию связаны с оборудованием, попавшим под "санкции", и ограничением заемных средств. Как напоминает С. Каткова, это уже не первая попытка "Газпрома" достроить, наконец, НГХК. Ранее планировалось завершить строительно-монтажные работы к сентябрю 2018 года, а пусконаладочные - в октябре 2019-го.

Еще одно перспективное направление развития отрасли связано с более рациональным использованием нефтяных отходов. "Картина с нефтяными отходами полностью повторяет сценарий с ПНГ, - считает гендиректор CREON Energy Санджар Тургунов. - Сначала добывающие компании шли по пути наименьшего сопротивления, то есть попросту сжигали попутный газ. Но потом вмешалось государство, и ситуация перевернулась на 180 градусов - ПНГ превратился в ценное нефтехимическое сырье. То же самое мы наблюдаем и сейчас: официально НК признают опасность нефтехимических и буровых отходов и необходимость их переработки. Однако по факту проблема не решается", - резюмирует он. Сдвинуть ситуацию с мертвой точки по его мнению, поможет либо "всплеск сознательности" у самих добывающих компаний либо "волшебный пинок" от государства.

В любом случае сделать развитие отрасли более прогнозируемым и устойчивым призван кластерный принцип деятельности нефтеперерабатывающих предприятий. Сегодня в стране сформировано шесть нефтегазохимических кластеров, в структуру которых входят как нефтегазоперерабатывающие и нефтегазохимические предприятия, так и научно-исследовательские организации и профильные учебные заведения. Для предприятий, входящих в нефтегазохимические кластеры, предусмотрены меры господдержки - повышение доступности долгосрочных кредитов, упрощение процедур для прямых иностранных инвестиций, развитие инфраструктуры путем государственного финансирования, предоставление льгот по налогам.

Инфографика: Александр Чистов / Ирина Фурсова

» сдвинула завершение программы модернизации нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) с 2020 г. на 2027 г., другие крупные нефтяники практически выполнили план, сообщает «Коммерсантъ» со ссылкой на апрельскую презентацию Минэнерго. В «Роснефти» информацию опровергают.

Как следует из презентации, «Роснефть » пока лишь наполовину выполнила свои обязательства по модернизации НПЗ в рамках четырехсторонних соглашений между правительством и нефтяными компаниями от 2011 г. К 2020 г. «Роснефть » (владеет 13 крупными НПЗ, 36% в первичной переработке нефти в стране) должна была построить 42 установки на своих заводах, но пока построила только 20, а от двух отказалась. Остальные 20 установок компания теперь рассчитывает построить в период до 2027 г.

«Информация о переносе сроков программы модернизации НПЗ компании на срок до семи лет не соответствует действительности. "Роснефть " реализует программу модернизации согласно утвержденному бизнес-плану и графику работ», – сообщили изданию в госкомпании, не уточнив плановый срок завершения модернизации.

«Газпром нефть », владеющая двумя НПЗ в России, завершит модернизацию в 2018 г., указано в презентации: построено восемь из девяти установок, от изначально запланированной десятой установки компания отказалась. «Лукойл », оперирующий четырьмя НПЗ, построил 10 из 11 установок, четыре установки компания решила не строить.

В 2011-2027 гг. запланирован запуск 128 установок, по состоянию на май 2018 г. введено 78 установок, сообщили газете в Минэнерго. В ведомстве подтвердили, что темпы инвестирования в модернизацию замедлились из-за изменившихся макроэкономических, ценовых и налоговых условий. В Минэнерго также отметили, что в отрасли нет «понимания долгосрочной системы налогового и таможенного регулирования», а рентабельность инвестиций низкая. Сейчас правительство обсуждает меры поддержки НПЗ, в качестве основного варианта рассматривается обратный акциз, напомнили в Минэнерго.

Заключенные в 2011 г. четырехсторонние соглашения между ФАС, нефтяниками, Ростехнадзором и Росстандартом накладывают на нефтекомпании обязательства по модернизации НПЗ и объемам поставляемых нефтепродуктов на внутренний рынок. ФАС «крайне отрицательно» относится к невыполнению соглашений и «недавно ряду компаний были направлены напоминания о необходимости отгрузки на внутренний рынок 20% от произведенных светлых нефтепродуктов», сказал «Коммерсанту» начальник управления ТЭКа службы Дмитрий Махонин. Позже ФАС сообщила, что такое предупреждение выдано «Роснефти».

«Роснефть » сокращает инвестиции в модернизацию НПЗ уже несколько лет – со 195 млрд руб. в 2013 г. до 65 млрд руб. в 2016 и в 2017 гг. По оценке аналитика АКРА Василия Тануркова, на завершение модернизации госкомпании может потребоваться еще 400 млрд руб. Ранее «Коммерсантъ» сообщал, что 8 февраля главный исполнительный директор «Роснефти» Игорь Сечин направил письмо президенту Владимиру Путину с просьбой о бюджетной поддержке НПЗ компании на 145 млрд руб.

Вызовы современной нефтепереработки – это модернизация НПЗ и цифровая трансформация. Наиболее значимым событием, определяющим сроки проведения модернизации заводов, является заключение в 2011 г. четырёхсторонних соглашений между ФАС, Ростехнадзором, Росстандартом и 12 нефтяными компаниями. Эти соглашения предусматривали увеличение производственных мощностей, поэтапный переход на выпуск нефтепродуктов, соответствующих европейским стандартам (Евро-4 и Евро-5), а также повышение глубины переработки нефти. Они включают в себя конкретные этапы ввода в эксплуатацию новых объёктов и сроки перехода на производство топлива уровня Евро-5.

Тамара Сафонова, к.э.н., доцент кафедры международной коммерции факультета ВШКУ РАНХиГС при Президенте РФ, исполнительный директор ООО "Независимое аналитическое агентство нефтегазового сектора"

© "Газпром нефть"

Следствием заключения этих соглашений стало установление государственного контроля над инвестициями вертикально интегрированных нефтяных компаний и независимых НПЗ, направляемыми в сектор нефтепереработки.

Ключевое влияние на поэтапное улучшение качества производимых в России нефтепродуктов, устранение с рынка суррогатов оказал технический регламент Таможенного Союза. Если в 2011 г. на бензины 4-го и 5-го классов в совокупности приходилось лишь 28% от выпуска данного вида топлива, то с 1 июля 2016 г. в Российской Федерации была запрещена реализация топлива ниже 5-го экологического класса.

Основными бенефициарами модернизации нефтепереработки в нашей стране являются вертикально интегрированные нефтяные компании. Так, к концу 2017 г. 88% отечественной переработки осуществлялось на предприятиях, входящих в структуру ВИНК. На долю независимых НПЗ (с мощностью более 1 млн т) приходится 8%, мини-НПЗ – 4%.

Исторический максимум объёмов нефтепереработки был достигнут в 1988 г. (310,5 млн т). В 1990-е годы в отрасли началась стагнация, обусловленная экономическим кризисом в стране. В результате в 1998 г. переработка сократилась до своего исторического минимума –164 млн т. С начала 2000-х годов, на фоне интенсивного повышения мировых цен на энергоресурсы и быстрого роста российской экономики, объёмы первичной переработки в РФ стабильно увеличивались. В итоге к 2010 г. она достигла 250 млн т, продемонстрировав увеличение на 81,4 млн т по сравнению с 1999 г.

Данная тенденция сменилась на противоположную лишь в 2015 г. Это было обусловлено как падением мировых цен на нефть, так и изменениями в российской налоговой системе, сделавшими экспорт сырой нефти более привлекательным, нежели поставки за рубеж нефтепродуктов.

Анализируя этапы восстановления российской нефтепереработки и эффективность программы модернизации, важно провести сравнение показателей производства нефтепродуктов за весь постсоветский период.

Производство бензина в 2017 г. (39,2 млн т) оказалось на 1,7 млн т ниже уровня 1990 г. Однако в ходе реализации программы модернизации НПЗ неуклонно улучшалось качество моторного топлива в соответствии требованиям Технического регламента Таможенного союза.

Тренд производства дизельного топлива в целом повторяет динамику выпуска автобензинов. Оно увеличилось с 76,2 млн т в 1990 г. до 76,9 млн т в 2017-м. Минимальный объём пришелся на 1998 год – 45,2 млн т. Прирост производства с 1998 по 2010 г. составил 25,1 млн т.

Наибольшие изменения в нефтепереработке за постсоветский период коснулись тёмных нефтепродуктов. Начиная с 1990 г. производство мазута сократилось в два раза, а с момента утверждения программы модернизации его выпуск снизился с 73,2 млн т (в 2011 г.) до 51,2 млн т (в 2017 г.).

В числе основных итогов 2017 г. министр энергетики РФ Александр Новак отметил продолжившуюся модернизацию нефтеперерабатывающих заводов. Так, за год было введено в эксплуатацию восемь установок. Глубина переработки повысилась до 81,3%. В целом в рамках четырёхсторонних соглашений уже построено или модернизировано 78 установок, осталось ещё 49.

По мнению министра, "у нас не очень простая ситуация с нефтепереработкой с точки зрения того, что значительное падение цен в рамках налогового манёвра, который был принят в 2014 г., действительно снизило стимулы для привлечения инвестиций". По его словам, если раньше инвестиции в нефтепереработку в РФ составляли примерно 250 млрд рублей в год, то теперь они сократились до 150 млрд.

Потенциал увеличения отечественной нефтепереработки можно определить исходя из резерва неиспользуемых технических возможностей. Как правило, для НПЗ оптимальной является такая структура вторичных процессов, которая при заданной мощности первичной переработки нефти и её полной загрузке обеспечивает максимально возможную маржу. При этом должно соблюдаться условие – окупаемость инвестиций в развитие вторичных процессов при действующей налоговой системе.

Согласно нашим расчётам, по состоянию на конец 2017 г. резерв мощности по переработке составил 56,4 млн т. Правда, согласно данным опроса НААНС-МЕДИА, существующая загрузка является оптимальной для ряда НПЗ, несмотря на то, что их установленная мощность выше фактической.

Наибольшим потенциалом для наращивания переработки располагает "Роснефть" – 20,3 млн т (включая предприятия, ранее входившие в состав "Башнефти" – 4,3 млн т).

Потенциал "ЛУКОЙЛа" – 6,6 млн т. При этом компания в настоящее время поддерживает уровень переработки на оптимальном уровне, с учётом потребительского спроса. В то же время при планировании перспективной загрузки необходимо учитывать инвестиционное решение о строительстве комплекса замедленного коксования на Нижегородском НПЗ. Кроме того, в связи с реализацией проекта "Юг" возможно увеличение производительности Волгоградского НПЗ на 1,7 млн т (до максимальной мощности).

Резерв ООО "Киришинефтеоргсинтез", входящего в группу ОАО "Сургутнефтегаз", составляет более 2,0 млн т. Сегодня загрузка этого предприятия находится на уровне 18,2 млн т в год. Однако анонсирован и внедряется проект строительства комплекса по производству высокооктановых компонентов бензинов мощностью 2 млн т в год. Уже в текущем 2018 г. происходит прирост производства бензина. "Сургутнефтегаз" реализует инвестиционную программу на фоне политики сдерживания цен на моторное топливо.

Несмотря на падение общих производства бензинов в Российской Федерации в 2017 г.у и сокращение внутреннего потребления, "Сургутнефтегаз" переориентирует растущие объёмы выпускаемого топлива, соответствующего требованиям европейских стандартов, на экспорт.

Пожалуй, "Сургутнефтегаз" – это одна из немногих российских компаний, развивающих экспорт бензинов, традиционно занимающих значимую позицию на внутреннем рынке, создавая при этом добавленную стоимость в цепочке развития производственного потенциала нефтеперерабатывающей индустрии в отличие от традиционного экспорта первичных энергоресурсов.

"Газпром нефть" имеет потенциал для наращивания переработки на 5,2 млн т. В связи с продолжающейся модернизацией мощностей этот резерв может быть задействован к 2020-2022 годам, при наличии соответствующего спроса.

ОАО "Славнефть-ЯНОС", входящее в группу "Славнефть", в настоящее время обеспечивает переработку на уровне максимальной производительности.

Пуск установки замедленного коксования на заводе "ТАНЕКО", входящем в состав "Татнефти", позволил увеличить глубину переработки до 99,2% – максимального показателя по России. При этом потенциал прироста производства на данном заводе составляет 6,2 млн т (до 14 млн.тонн). Комплекс "ТАИФ-НК" (Татарстан) завершил реконструкцию и работает на пике своей производительности.

На нефтеперерабатывающих предприятиях, входящих в группу "Новый поток" (New Stream), возможности увеличения переработки следующие: на Афипском НПЗ – на 3,3 млн т, на Антипинском НПЗ – на 1,7 млн т, на Марийском НПЗ – на 0,5 млн т. Также возможно наращивание объёмов переработки на независимых НПЗ – на 3,9 млн т.

Полный текст читайте в №5 "Нефти России"

Модернизация Антипинского НПЗ может оказаться "фейком"?

Работа нефтеперерабатывающих заводов группы New Stream (АО "Новый поток") оказалась под угрозой. Компания "Транснефть" с конца прошлой недели прекратила поставки сырья, - сообщает . В "Транснефти" причиной называют отсутствие маршрутных поручений, то есть Антипинский, Афипский и Марийский НПЗ просто не стали покупать нефть.

При этом, поставки на Антипинский НПЗ уже прерывались ранее, предполагалось даже, что у New Stream было недостаточно оборотных средств. У основного бенефициара Дмитрия Мазурова опять наступили трудные времена или речь идет о своеобразной оптимизации расходов? Связаны ли перебои с поставками с внутрикорпоративным конфликтом и долгами New Stream?

Денег нет, да и "держаться" неохота?

Антипинский НПЗ с начала этого года буквально "бомбардируют" исками. Только за июнь было выдвинуто 6 претензий на сумму 50 миллионов рублей. На самом предприятии это скупо объясняют некими процессуальными особенностями.

Тем временем Дмитрий Мазуров теряет рычаги управления New Stream. Президентом АО "Новый поток" не так давно стал бывший топ-менедженр "Газпромбанка" Андрей Зокин, приоритетную акцию Антипинского НПЗ, главного актива New Stream, приобрел "Сбербанк".

Остановка работы НПЗ, о которой может идти речь, если поставки нефти не возобновятся, приведут к немалым дополнительным расходам. Сомнительно, что основной кредитор или новый президент "Нового потока" Зокин в этом заинтересованы.

Выдвинутая некоторыми экспертами версия о том, что происходящее - не более чем налоговый маневр выглядит странно. Во-первых, по словам главы департамента переработки Минэнерго Антона Рубцова, все НПЗ работают близко к заявленному плану на сентябрь. Во-вторых, перебои с поставками наблюдаются и на Антипинском НПЗ, который на днях начал производство бензина 5 класса. Это означает отрицательный акциз со следующего года.

Мазуров экстренно выводит деньги?

Предположим, что Мазуров еще может саботировать покупку нефти на предприятия New Stream. Например, через небезызвестный офшор Vikay Industrial Limited. И для Зокина и для Сбербанка это означает серьезные проблемы, даже если производство нефтепродуктов будет происходить по плану.

Мнимая модернизация?

Предположим, что получая кредиты Сбербанка, Мазуров заранее предполагал, что "порешать дела" с руководством Сбербанка миром не получится. Что придется уступить контроль над предприятием.

"Новый поток" создавался при использовании административного ресурса, в частности, при поддержке вновь избранного главы Москвы Сергея Собянина в бытность того губернатором Тюменской области. Не так давно в публичном пространстве появились претензии строительной компании ООО "Современник". Руководство "Современника" обвиняло руководство Антипинского НПЗ в невыплате задолженности по строительным работам.

Дела велись через подрядчика - компанию "Техинжстрой", якобы принадлежащую тестю Мазурова Юрию Мытину. Которая, якобы, задолжала "Современнику" 340 миллионов рублей.

Особо следует отметить, что по словам главы совета директоров Современика Дмитрия Исаева, объекты Антипинского НПЗ были введены в эксплуатацию без передачи технической документации. То есть, компании удалось каким-то образом получить разрешение "Ростехнадзора" в обход законной процедуры?

Возможно ли, что модернизация Антипинского НПЗ была частичным блефом со стороны Мазурова? Ведь модернизацию Антипинского НПЗ якобы проводил все тот же "Техинжстрой", об этом сообщал портал RUPEC .

Вероятнее всего, модернизация недавно приобретенного New Stream Антипинского НПЗ также будет осуществляться на кредиты Сбербанка компанией "Техинжстрой". Не так уж и сложно предположить некоторое завышение сметной стоимости.

Согласно финансовым показателям, компанией "Техинжстрой" руководят очень грамотные управленцы

Стоимость компании растет впечатляющими темпами. А вот у компании New Stream - долги перед Сбербанком и новый президент. В такой ситуации Мазуров вполне мог "подзаработать" на модернизации НПЗ, используя в качестве подрядчика компанию своего тестя.

Махинации при модернизации НПЗ автоматически должны привести к тому, что заявленная мощность НПЗ и реальная не совпадают. То есть, Антипинский НПЗ сейчас продолжает работу в штатном режиме.

Что это может означать для предприятия? Очевидно, что Сбербанк, в случае необходимости, продолжит кредитовать New Stream. Даже если выяснится, что при модернизации Антипинского НПЗ были существенные нарушения. Придется модернизировать уже якобы модернизированный завод. На кону ведь не только упущенная прибыль, на кону стоят отрицательные акцизы на нефть от государства, которые со следующего года предприятие должно получать в качестве налогового маневра.

Экология и модернизация

Модернизация Антипинского НПЗ давно стала "притчей во языцех" в Тюмени. Экологи неоднократно обвиняли завод в загрязнении окружающей среды, на предприятие приходили проверки, но Росприроднадзор нарушений не нашел. Руководство же завода в весьма агрессивной манере заявило, что к загрязнению окружающей среды завод не причастен. Мол, и очистные сооружения новые и современные, и модернизация проводилась в срок.

А запах сероводорода и гари в районе Антипино - это не они. И часть территории Бузулукского бора были в свое время выведены из территорий Национального парка тоже не в их интересах. Напомним, в 2011 году на территории Оренбургской области Мазуров пытался добывать нефть для собственных НПЗ.

Заявить - не значит выполнить

Возможно ли, что Мазуров решился на еще более наглое свершение? Что изначально планировалось, что производство бензина и дизельного топлива на Антипинском НПЗ будет ниже, чем по документации? Если предположить, что у Мазурова остались связи как на заводе, так и среди чиновников, то такая схема не кажется такой уж невероятной. В конце концов, кто из российских бизнесменов не читал Ильфа и Петрова?

Если это так, то даже смена руководства может сыграть на руку - выкручиваться придется вместе со Сбербанком и Зокиным. А, возможно, и вообще получится переложить на них часть ответственности. И оставить разбираться с последствиями. А деньги исчезнут в оффшоре Vikay Industrial Limited, который по-прежнему является главным "козырем" Мазурова.