адрес мини нпз краснодарский край– cccp-online.ru

адрес мини нпз краснодарский край

Продам Нефтебазу, 6689 м². От собственника. Без комиссии.

Код объекта: 20522

ул Дружбы, д. 11А.

Продам Нефтебазу, 6689 м². От собственника. Без комиссии.

Продается Нефтебаза площадью 6 689 кв.м по адресу г. Ростовская обл., г. Азов, ул. Дружбы 11А.

Характеристики и преимущества:
– отличное местоположение, промышленная зона города Азов, рядом располагаются стекольный завод, нефтебаза, завод «Турецкий текстиль», предприятие по продаже тракторов и сельхозтехники
– в 3-х км находится порт г. Азов, возможна перевалка любого нефтепродукта на суда, в самом порту возможно организовать бункеровку судов
– удобная транспортная доступность, рядом выезд на Федеральную трассу на Новороссийск, удаленность от Ж/Д станции Азов составляет 3.5 км
– закрытая бетонным забором, асфальтированная, круглосуточно охраняемая территория, освещение по периметру забора
– Ж/Д ветка от ходового пути заходит на территорию базы на 5 вагонов, длина путей составляет 3.5 км, Ж/Д путь в собственности (соседи платят аренду за пользование Ж/Д веткой)
– нефтебаза занимает участок площадью 6 689 кв. м (кадастровый номер: 61:45:0000349:96; категория земель: земли поселений – земли населенных пунктов – для строительства нефтебазы), участок в собственности
– объем хранения – 1 500 000 т, 25 наземных емкостей объёмом 50-60 куб. м (связаны между собой через насосную), 10 подземных емкостей объемом 25 куб. м – 10 ёмкостей объёмом 25 куб. м
– сливно-наливная эстакада на 3 цистерны
– насосная – отдельное строение + мастерская.
– 2 поста налива в автоцистерны
– 2 административных вагончика + 1-но этажное капитальное административное здание (включает 3 офиса)
– 2 Мини НПЗ: установка ФУСПИ-30 готова на 100%, рассчитана на 30 куб/ сут дизельного топлива; установка ФУСПИ-100 готова на 50% готовности, рассчитана на 100 куб/ сут прямогонного бензина
– газ подведён специально для базы из города, ГРП установлено возле забора (труба газопровода высокого давления в 100 м)
– отдельная КТП (комплектная трансформаторная подстанция) мощностью 300 кВт, возможно увеличение до 1 МВт
– водопровод проходит через всю базу + 2 пожарных гидранта
– отдельный пожарный водоем (через него же происходит охлаждение установки НПЗ)
– в настоящее время на базе находятся 3 арендатора

Работа нефтебазы основана на обслуживании нефтепродуктами Азовского района и прилегающих районов Краснодарского края, а также объектов потребления г. Ростова-на-Дону.
Варианты получения прибыли на нефтебазе:
– сдача в аренду на хранение от различного рода операторов на рынке – 1 100 000 рублей прибыль в месяц
– сдача в аренду базы с нефтепереработкой без коллектива – 600 000 – 800 000 рублей прибыль в месяц
– работа с получением своего нефтепродукта ≈ 4 500 000 рублей валовая прибыль в месяц
– осуществление переработки на готовом НПЗ ≈ 5 000 000 рублей валовая прибыль в месяц

———————————————————————-
По всем вопросам можете обращаться к вашему персональному менеджеру:
Павел Хомяков – Ведущий консультант по направлению продажа коммерческой недвижимости
———————————————————————-
ООО “Агентство регионального развития Ростова-на-Дону”.
Вся коммерческая недвижимость Ростова-на-Дону.
От собственника. Без комиссии.
Специальные условия для агентов по всем нашим объектам.

Новошахтинский завод нефтепродуктов. Источник:
oilrusi.ru

28 февраля. ejnews.ru. В новых экономических реалиях юг России теряет один из самых амбициозных в недавнем прошлом сегментов своей экономики – мини-НПЗ

Экономический кризис поставил под большое сомнение независимые проекты в сфере нефтепереработки на юге России, хотя всего несколько лет назад этот макрорегион считался чуть ли не самым перспективным в стране для небольших НПЗ. По оценке отраслевых аналитиков, более или менее внятное будущее есть сейчас только у тех предприятий, которые способны найти финансирование для дальнейшей модернизации и при этом уже смогли перейти к стадии производства светлых нефтепродуктов, достигнув объема переработки хотя бы 4-5 млн тонн нефти в год.

Еще в первой половине нынешнего десятилетия список независимых инвестиционных проектов в нефтепереработке на юге России включал до десяти пунктов. В первом «эшелоне» этих проектов числились уже действовавшие предприятия, заявлявшие о масштабных планах модернизации и расширения своих мощностей – Афипский и Ильский НПЗ в Краснодарском крае, Новошахтинский завод нефтепродуктов (НЗНП) в Ростовской области. Вторую группу составляли перспективные начинания, которые разрабатывались главным образом в республиках Северного Кавказа – Дагестане, Чечне, Адыгее, Северной Осетии. Макеты будущих НПЗ активно показывали на различных инвестиционных форумах, включали в списки приоритетных региональных проектов и т.д.

Преимущества юга России для независимой нефтепереработки хорошо известны: это аграрный регион с повышенным спросом на горючее, обладающий развитой инфраструктурой для экспорта нефтепродуктов.

Естественные преимущества юга России для независимой нефтепереработки хорошо известны.

Во-первых, это аграрный регион с повышенным спросом на горючее с низким октановым числом, на котором главным образом и специализируются независимые НПЗ. В свое время именно эти соображения легли в основу строительства НЗНП, инвестором которого выступил крупнейший в Ростовской области агрохолдинг «Юг Руси».

Во-вторых, на юге России есть хорошо развитая инфраструктура для экспорта нефтепродуктов – прежде всего через порты Азово-Черноморского бассейна.

В-третьих, традиционно присутствовали мотивы политического характера: для глав ряда южных регионов, в особенности кавказских республик, наличие собственного НПЗ – это вопрос престижа. Здесь можно вспомнить неоднократные попытки главы Чечни Рамзана Кадырова склонить НК «Роснефть» к строительству НПЗ в Грозном либо найти для этого начинания альтернативных инвесторов.

Кроме того, для некоторых глав южных регионов наличие НПЗ на территории вверенного им субъекта РФ – вопрос престижа. Были и другие соображения.

Например, в 2013 г. несколько компаний, близких к бизнесмену Михаилу Гуцериеву, анонсировали проект строительства в Адыгее нового НПЗ, который выступил бы вспомогательным звеном для старейшего на юге России Краснодарского НПЗ, расположенного в границах города и не имеющего возможностей для развития. Словом, нехватки предложений не было.

Первый удар по планам независимых нефтепереработчиков нанесла двукратная девальвация рубля, которая мгновенно привела к удорожанию их планов. Например, стоимость ключевого для модернизации ОАО «Новошахтинский завод нефтепродутов» (НЗНП) строительства установки электрообессоливания и атмосферно-вакуумной перегонки нефти в начале 2015 года подскочила с 2,5 до 5,5 млрд рублей.

«Это произошло исключительно из-за изменения курса валют. Там все оборудование импортное», – пояснили тогда в правительстве Ростовской области.

Вторым «ударом в спину» для независимых переработчиков стал введенный правительством практически одновременно с девальвацией налоговый маневр, предполагавший резкое повышение вывозных пошлин на мазут и снижение пошлин на сырую нефть. Из-за этого упала рентабельность экспортных поставок мазута – одного из основных продуктов небольших НПЗ, а цена сырья для них выросла. Это также заставило компании пересматривать первоначальные планы.

Характерный пример – проект модернизации Ильского НПЗ, принадлежащего Кубанской нефтегазовой компании. Первоначально он оценивался в 18,5 млрд руб., затем (в конце 2013 г.) стало известно, что стоимость увеличилась до 40 млрд руб., а в начале 2015 года – до более чем 60 млрд рублей. Как поясняли тогда в компании, удорожанию и увеличению сроков окупаемости проекта способствовал налоговый маневр, изменение экономической ситуации в стране и снижение маржи переработки. Если первоначально Ильский НПЗ собирался довести мощность переработки до 3,5 млн тонн нефти в год, то в пресловутых «новых экономических условиях» минимальная для окупаемости проекта мощность по переработке должна была составлять 5-6 млн тонн.

«От налогового маневра пострадали все российские НПЗ мощностью переработки от 0,5 до 1,5 млн тонн в год, – констатирует председатель совета директоров группы CREON Energy Фареса Кильзие. – НПЗ небольшого масштаба строились в два этапа: сначала выпуск темных нефтепродуктов, затем – светлых. Раньше по всей России было 212 таких производственных точек, сегодня более половины из них стоят».

По словам Кильзие, кредиторы предприятий, остановивших производство, пытаются продать их почти за бесценок, желая избавиться от этих активов, и консультанты почти ежедневно ведут переговоры по поводу покупки того или иного производителя.

Результаты этих переговоров определяются в первую очередь достигнутой глубиной переработки.

«Если завод остановился на стадии выпуска темных нефтепродуктов, то этот актив на сегодняшний день стоит ноль, – утверждает Фарес Кильзие. – В некоторых случаях мы видим перспективу, если есть потенциал расширения до светлых нефтепродуктов. Но о проектах в диапазоне до миллиона тонн, которые заявлялись до кризиса, в том числе на юге России, лучше даже и не думать – это будет повторение тех ошибок, которые уже есть».

Кроме того, изменилась сама структура рынка.

«Для реализации проектов самостоятельных НПЗ требуется прежде всего наличие спроса, – поясняет независимый аналитик Александр Полыгалов. – Строительство современного НПЗ, выпускающего высококачественную продукцию, требует больших затрат, которые в сегодняшней ситуации вряд ли окупятся быстро. Конечно, можно построить простейший НПЗ с первичной переработкой вроде уже существующих независимых НПЗ Краснодарского края и Ростовской области. Это относительно небольшие заводы, выпускающие полуфабрикаты в виде прямогонного или газового бензина, высокосернистого дизтоплива (хотя некоторые НПЗ частично освоили выпуск низкосернистого дизтоплива), а также большого количества мазута. Но это значит, что спрос на продукцию таких заводов должны обеспечивать компании с современными нефтеперерабатывающими мощностями, которые по каким-либо причинам захотят покупать прямогонный бензин, мазут или высокосернистое дизтопливо у гипотетически новых НПЗ для дальнейшей переработки. Внутри России сегодня существует избыток мазута и дизельного топлива, а высокосернистое дизтопливо тем более никому особо не нужно. Это само по себе снижает норму прибыли при поставках и на внутреннем рынке, и на европейский рынок, поскольку экспортеров дизтоплива и мазута более чем достаточно. А налоговый маневр окончательно сделал первичную переработку нефти с высоким выходом мазута невыгодной».

Синдром инвестиционного похмелья

По оценке Фареса Кильзие, первоначальные вложения в независимые НПЗ составляли 6-7 млрд руб., или $120-130 млн по текущему курсу. Сегодня, чтобы дойти до выпуска светлых нефтепродуктов, таким предприятиям надо вкладывать еще столько же, но эти инвестиции, полагает эксперт, скорее всего, не окупятся: перспективы успешной модернизации остались только у тех независимых проектов, которые уже перешагнули за отметку 4-5 млн тонн годовой переработки, что составляет половину объема крупного НПЗ.

Из всех небольших заводов юга России этот уровень уверенно преодолел пока только Афипский НПЗ, входящий в группу компаний «Нефтегазиндустрия», основным бенефициаром которой считается бизнесмен Владимир Коган. В 2016 году предприятие установило рекордный объем переработки нефти за все 54 года своего существования – 6 млн тонн, модернизацию производства планируется завершить к 2020 году. Заключенное в 2016 году соглашение между «Нефтегазиндустрией» и «Роснефтью» предполагает, что последняя в течение 3,5 лет будет поставлять по нефтепроводу на Афипский НПЗ от 6 до 7,8 млн тонн нефти. Официально не отменены и докризисные планы строительства продуктопровода до Новороссийска для отправки нефтепродуктов на экспорт в обход железной дороги.

Однако глубина переработки на этом предприятии пока не слишком велика, впрочем, как и на остальных действующих независимых НПЗ юга России. На прошедшем не так давно ежегодном совещании Совета главных механиков нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий России и СНГ заместитель председателя Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков Александр Шахназаров назвал Афипский, Ильский и Новошахтинский НПЗ в числе десяти наиболее отстающих по этому параметру заводов за девять месяцев 2016 года. Глубина переработки на Афипском НПЗ, по данным Шахназарова, составила 56,3%, на Ильском НПЗ – 53% при среднем по России показателе 79%.

Один из наиболее принципиальных для независимых НПЗ вопросов – источники финансирования проектов модернизации, и здесь возникает негативный для этого сегмента фактор – западные санкции.

«Даже если кто-то из независимых переработчиков все же намеревался вложиться в модернизацию НПЗ, санкции, из-за которых прекратился доступ к западному финансовому рынку, в сочетании с высокой реальной ставкой по кредитам внутри России сделали эти планы заведомо неосуществимыми», – считает Александр Полыгалов.

По мнению экспертов, на сегодняшний день независимой переработке можно ожидать вливаний из Китая, но пока китайские инвесторы не спешат вкладываться в российские мини-НПЗ.

Ограничение доступа к западным финансовым ресурсам из-за санкций повлияло на то, что часть планов по модернизации попросту была свернута.

По мнению Фареса Кильзие, единственный актуальный источник финансирования для независимых проектов по переработке – это Китай. «Но когда китайцы начинают изучать экономические и финансовые модели мини-НПЗ, они понимают, что проекты не окупятся, и отходят назад», – добавляет эксперт.

Характерный пример – планы по модернизации НЗНП. В мае 2015 года, на пике конфликта с Западом, когда Россия демонстративно проявляла интерес к расширению сотрудничества с Китаем, президент агросоюза «Юг Руси» Сергей Кислов подписал с главой компании CNCEC Юем Цзиньбо соглашение о сотрудничестве, которое предусматривало поставку оборудования, необходимого для увеличения глубины переработки до 85%. Предполагалось, что финансирование проекта в виде долгосрочного кредита для НЗНП возьмет на себя китайский Exim Bank.

Однако в марте прошлого года с критикой в адрес донского предприятия обрушился Ростехнадзор, назвавший НЗНП в числе заводов, где откладывается ввод в эксплуатацию установок вторичной переработки нефти.

«Не сделал ничего, как говорится, и ржавого гвоздя не вбил в землю», – заявила в одном из интервью заместитель главы этого ведомства Светлана Радионова.

Руководство НЗНП отреагировало на это заверениями, что работа по модернизации предприятия ведется в соответствии со стратегией его развития. В августе 2016 года стало известно о ближайших планах – о строительстве третьей установки ЭЛОУ-АВТ стоимостью 5 млрд руб., что позволит предприятию увеличить мощность переработки нефти до 7,5 млн тонн в год. Между тем уже в 2015 году рентабельность завода заметно снизилась. По данным «СПАРК-Интерфакс», по итогам 2015 года НЗНП получил чистую прибыль в размере 564,5 млн рублей при выручке в 60,2 млрд рублей, тогда как годом ранее соответствующие показатели равнялись 1,97 и 49,5 млрд рублей соответственно. Показатели за 2016 год пока неизвестны.

Серьезные проблемы с Ростехнадзором возникли и у проекта мини-НПЗ мощностью 1 млн тонн в год, который был заявлен в Дагестане на территории нефтебазы «Дагнефтепродукт», прилегающей к Махачкалинскому морскому торговому порту. Первый этап строительства предприятия начался еще в 2011 году и был завершен по дагестанским меркам весьма быстро, но затем у него возникли проблемы с разрешительной документацией: очевидно, надзорные органы справедливо усомнились в безопасности производства, расположенного почти в самом центре столицы Дагестана. Претензии к несоблюдению экологических нормативов неоднократно предъявлялись и в Краснодарском крае – в отношении Ильского НПЗ и битумного завода в окрестностях города Славянска-на-Кубани.

Все эти сюжеты вскрывают еще одну фундаментальную проблему независимых переработчиков.

«У мини-НПЗ практически нулевая экологическая ответственность, поскольку они почти не существуют для проверяющих органов», – говорит Фарес Кильзие.

«Вопросы экологической безопасности у НПЗ юга России обеспечены примерно в той же степени, что и планы по модернизации – собственно, экологические вопросы и являются частным случаем этой модернизации. То есть в первую очередь они обеспечены на бумаге. Причины те же: коммерчески нецелесообразно вкладывать значительные средства в модернизацию поставщиков полуфабрикатов», – добавляет Александр Полыгалов.

Кроме того, перечисленные выше проблемы подталкивают отдельных игроков рынка к уходу в теневой сегмент. По словам Фареса Кильзие, те независимые НПЗ, кого кризис застал на «темном» этапе, либо остановились, либо перешли к работе за наличный расчет, чтобы избежать претензий со стороны контролирующих органов.

«Случаи, когда за это наказывали, имели место, но пока без серьезных последствий: все боятся, но продолжают работать, к тому же проблем с сырьем нет», – добавляет эксперт.

Александр Полыгалов допускает еще одну схему: некоторые переработчики могут сливать обратно в трубопровод под видом непереработанной нефти мазут, получаемый на мини-НПЗ после первичной переработки. За слитые объемы такой «как бы нефти» переработчик не платит, оставляя себе только полуфабрикаты в виде прямогонного бензина и высокосернистого дизельного топлива.

И все же хоронить независимую переработку на юге России пока рано. Как отмечает заместитель директора группы корпоративных рейтингов АКРА Василий Танурков, в условиях нынешних цен на нефть и налоговой политики при глубине переработки 95% и более южные НПЗ в принципе рентабельны, особенно учитывая близость к транспортной инфраструктуре, которая существенно улучшает финансовые показатели предприятий. Поэтому при отсутствии высокой долговой нагрузки вопросы доступа к дополнительному финансированию можно решить и через российские финансовые институты, в том числе с использованием лизинговых механизмов.

Кроме того, допускает Фарес Кильзие, налоговый маневр – это не навсегда, поскольку он уже негативно сказывается и на крупных игроках.

«ВИНКи рассуждают так: мы не будем производить темные нефтепродукты, но тогда мы будем вынуждены остановить производство битума, которого Россия раньше выпускала 10 млн тонн в год, – поясняет Кильзие. – Налоговый маневр оказался бумерангом: нехватки нефтепродуктов нет, но на рынке наступил дисбаланс. Даже у тех переработчиков, которые вышли на производство светлых нефтепродуктов, маржинальность настолько низка, что бизнес становится неинтересным».

Поставка и переработка нефти на южных мини-НПЗ, тыс. тонн

«Ничто не обещает легкой жизни» — эксперты о перспективах НПЗ в Махачкале

В Дагестане продолжается многолетняя эпопея со строительством и вводом в эксплуатацию скандального НПЗ в Махачкале, находящегося под протекторатом главы РД Рамазана Абдулатипова.

Вице-премьер РД Шамиль Исаев заявил, что объект планируют сдать в июле с.г., хотя это сделать обещали еще в сентябре прошлого года. Впрочем, данное обстоятельство не мешает спокойно работать заводу «втемную», не имея на то разрешения.

По данным РИА «Дербент», объект принадлежит компании ООО «Дагнотех», связанной с именем бывшего спикера РД и основателя ФК «Анжи» Магомед-Султана Магомедова. Семье последнего принадлежат ООО «Дагестаннефтепродукт» и ОАО «Дагнефтепродукт» (полностью подконтрольное «Дагестаннефтепродукту»), посредством которой они руководят заводом.

Его изначальная стоимость превышала 7 млрд. рублей, со временем сумма была скорректирована до 6,5 млрд. рублей. Запланированная мощность НПЗ – 1 млн. тонн в год, проект подразумевает также строительство парка хранения нефтепродуктов емкостью 100 тысяч тонн.
Магомед-Султан Магомедов

Ростехнадзор по результатам семимесячной проверки в июле 2015 года вынес штраф «Дагнотеху» штраф в размере 500 тысяч рублей из-за выявленных 275 нарушений.

Требования Ростехнадзора ликвидировать нарушения выполнены не были. Ведомство направило официальный запрос на имя вице-премьера РФ Александра Хлопонина с просьбой разобраться с ситуацией вокруг НПЗ.

Примечательно, что между запросом в Ростехнадзор о разрешении на строительство и уведомлением о его завершении прошел лишь месяц – с апреля по май 2014 года.

При этом впервые о появлении в Дагестане НПЗ заговорили еще в 2012 году, тогда местные СМИ заявили, что строительство уже начато. Руководство «Дагнотеха» эту информацию отвергло, заявив, что строительные работы стартовали в положенный срок – в апреле 2014 года.

Уже в декабре 2014 глава Минкавказа Лев Кузнецов и Рамазан Абдулатипов лично ознакомились с работой НПЗ в Махачкале, официальные республиканские СМИ тогда объявили объект достроенным и запущенным в эксплуатацию. Параллельно с этим появилась информация, что завод полноценно работает с 2013 года.

Ни Кузнецов, ни Хлопонин никак публично не комментировали сложившуюся ситуацию. Завод фактически продолжает работать нелегально.

К тому же Абдулатипов, несмотря на сотни нарушений, заявил, что запуск НПЗ затягивается по указанию «больших начальников из Москвы».

Экономист Маир Пашаев в беседе с РИА «Дербент» подтвердил информацию об имевшихся у Ростехнадзора претензиях по готовности НПЗ и несоответствии его оборудования.

«Ранее Абдулатипов жаловался, что федеральные структуры блокируют запуск НПЗ — завершенного проекта. Якобы, все готово, но придираются. Видимо, проект все-таки не был тогда завершен, а теперь что-то доделали. Возможно, собственники проекта сами тянули с запуском, чтобы эксплуатировать завод на переработке левого сырья. Такого рода трюки практикуются», — пояснил эксперт.

Говоря о проблемах топливно-энергетического комплекса Дагестана нельзя не затронуть вопрос падения грузооборота в Махачкалинском морском порту. По данным на январь с.г., его показатели в сравнении с прошлым годом снизились на 79,3%. В то время как в целом по стране отмечен рост 11%.

Виной всему кража нефти. Одной из пострадавших сторон в криминальных схемах махачкалинцев является «Транснефть», представители которой неоднократно выражали возмущение качеством нефти, полученной после прохождения местных терминалов. Еще одним фактором являются чрезмерные потери нефти (более 1% при норме 0,2%) после прогонки через Махачкалу.

Обвиняют в этом «Дагнефтепродукт», который владеет 500-метровым участком трубопровода от нефтехранилищ до магистрального трубопровода «Транснефти».

Путем добавления воды и отходов нефтепереработки «Дагнефтепродукт» пытается возместить «пропавшую» нефть. Вдобавок он выдают липовые акты о качестве продукции.

В своем пресс-релизе «Транснефть» раскрыла подробности криминальных схем по краже нефти в Дагестане, выразив опасения о возможной полной потере Россией транзитного нефтеканала на Каспии.

Проблема горячая, если не сказать горючая. Зашла речь о возможном прекращении поставок нефти из Казахстана. По имеющейся информации, они могут переключиться на терминалы Азербайджана и Ирана. Репутация дагестанской стороны бьет антирекорды.

Абдулатипов снова не увидел вины «Дагнефтепродукта», посетовав на Минтранс.

В беседе с РИА «Дербент» редактор отдела экономики ИА «Евразия Дейли» Николай Проценко рассказал, что, по оценке экспертов, после того, как упали цены на нефть, а Правительство ввело налоговый маневр в нефтяной отрасли, минимальный экономически обоснованный уровень переработки на мини-НПЗ начинается от 4 млн. тонн в год.

«Проекты меньших масштабов в плане рентабельности просто нежизнеспособны. Насколько мне известно, в случае с Махачкалой речь идет о гораздо меньших объемах», — отметил эксперт.

Комментируя заявленные для строящегося НПЗ мощность переработки 1 млн. тонн нефти в год и парк хранения нефтепродуктов емкостью 100 тыс. тонн, Проценко подчеркнул, что в этом проекте нет экономики.

«Насколько мне известно, многие инициаторы таких проектов сейчас пытаются их как-то продать или привлечь инвесторов, однако предметный разговор начинается от 1 млн. тонн. Хотя можно работать под черным флагом – но тут уже последствия другие», пояснил собеседник РИА «Дербент».

Кроме того, собеседник агентства, учитывая известные коллизии вокруг Махачкалинского порта (дагестанскую сторону обвиняют в краже нефти – прим. РИА «Дербент»), выразил сомнения относительно потенциальных источников сырья.

Еще одним проблемным местом проекта, со слов Проценко, является экологическая составляющая. «Экологии в таких проектах нет – это надо говорить прямым текстом, потому что современные стандарты НПЗ предполагают вложение в эту составляющую таких денег, которых у владельцев «самоваров» просто нет», заключил эксперт.

Комментируя для РИА «Дербент» перспективы НПЗ в Махачкале, гендиректор исследовательского агентства InfraNews Алексей Безбородов отметил, что пока ничто не обещает проекту легкой жизни.

«Загрузка будет минимальной. По сути, проект не по трубе. Необходимо также принимать в расчет слабенькую репутацию предприятия на рынке АЗС. Кроме того, стоит учитывать тот факт, что у них вряд ли выйдет получать нефть от «Транснефти». Максимум, на что можно рассчитывать – партнер уровня «Грознефть» и т.д.», считает эксперт.

Бизнес-план модернизация мини нефтеперерабатывающего завода (артикул: 18567 29526)

Вы можете заказать данный отчёт в режиме on-line прямо сейчас, заполнив небольшую форму регистрации. Заказ отчёта не обязывает к его покупке. После получения заказа на отчёт с Вами свяжется наш менеджер.

Если данный отчёт Вам не подходит, Вы можете:

Цена указана за типовой вариант.

Аналитиками компании Megaresearch разработан бизнес-план модернизация мини нефтеперерабатывающего завода.

Нефтепродукты – продукты, получаемые в результате переработки углеводородного сырья на нефтеперерабатывающих заводах, которые являются продуктом для потребления и (или) используются в дальнейшем для выпуска на их основе других продуктов.

Целью предлагаемого проекта является развитие бизнеса по переработке углеводородного сырья и получение нефтепродуктов (бензин 30%, керосин 10%, ДТ 40%, Мазут 20%) на собственном мини НПЗ, который располагается в Краснодарском крае.

Реконструкция предусматривает модернизацию старых установок, чтобы привести их в соответствие с современными требованиями и строительство новых, для чего уже частично приобретено оборудование. После реконструкции мини НПЗ будет работать с максимальной производительностью, что предусматривает увеличение объема производимых нефтепродуктов с 2 до 8 тыс. тонн в месяц, увеличение глубины переработки нефти до 80%.

Задачи проекта:
• Наиболее полное удовлетворение нефтепродуктами потребностей предприятий Краснодарского края;
• Налаживание поставок нефтепродуктов за рубеж;
• Развитие бункеровочного бизнеса в акватории портов Черного и Азовского морей;
• Обоснование схемы реализации инвестиционного замысла фирмы по завершению строительства складов, увеличение объема оборота на базе новых основных фондов, расширение доли фирмы на рынке сбыта нефтепродуктов в Южно-Российском регионе и за рубежом;
• Получение прибыли фирмы, достаточной для своевременного погашения кредитных средств и образования финансовых резервов с целью повышения уровня ликвидности фирмы.

Объем инвестиционных вложений в реализацию проекта составит около 295 млн руб. Период окупаемости рассматриваемого проекта составляет более 2 лет с учетом дисконтирования.

В рамках маркетингового плана бизнес-плана представлен обзор рынка нефтепродуктов и углеводородного сырья в России.

В производственной части бизнес-плана рассмотрен расчет стоимости модернизации завода, описание оборудования (котел нагревательный, колонна ректификационная тарельчато-колпачковая, холодильник-теплообменник, накопительная предварительная емкость и прочее), поставщики оборудования, технология производства и прочие технологические вопросы.

В финансовой модели проекта рассмотрен анализ чувствительности проекта к изменениям внешней среды.

Аналитики компании Megaresearch пришли к выводу, что проект является выгодным, и после окупаемости будет приносить стабильный доход. Такой период окупаемости проекта является очень хорошим для аналогичных проектов. С подробной информацией можно ознакомиться в полной версии проекта.

В бизнес-плане максимально полно раскрыта суть проекта, собраны актуальные данные о рынке, стоимости ресурсов, произведены все необходимые и достаточные расчеты требуемых показателей.

Данный проект индивидуально дорабатывается в соответствии с пожеланиями клиента.

Вы можете заказать аналогичный бизнес-план с учетом индивидуальных особенностей бизнеса и региона.

1. РЕЗЮМЕ ПРОЕКТА

2. СУЩНОСТЬ ПРОЕКТА
2.1. Описание проекта и производства предлагаемой продукции (нефтепродукты и углеводородное сырье)
2.2. Особенности организации проекта
2.3. Предполагаемая номенклатура продукции
2.4. Информация об участниках проекта
2.5. Месторасположение проекта

3. МАРКЕТИНГОВЫЙ АНАЛИЗ
3.1. Обзор рынка нефтепродуктов и углеводородного сырья в России
3.2. Основные тенденции на рынке
3.2.1. Динамика объемов производства
3.2.2. Динамика объемов реализации

3.3. Анализ потребителей. Сегментация потребителей
3.4. Обзор потенциальных конкурентов
3.5. Ценообразование на рынке

4. ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ПЛАН
4.1. Описание зданий, помещений
4.2. Описание производственных площадей
4.3. Описание технологического процесса производства различных видов нефтепродуктов и углеводородного сырья
4.4. Расчет стоимости строительства
4.5. Описание оборудования по производству различных видов нефтепродуктов и углеводородного сырья
4.6. Поставщики оборудования
4.7. Сырье, материалы и комплектующие
4.8. Прочие технологические вопросы

5. ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ ПЛАН
5.1. План по персоналу
5.2. Должностные обязанности сотрудников
5.3. Организационная структура компании
5.4. Схема взаимодействия с контрагентами
5.5. План-график работ по проекту
5.6. Источники, формы и условия финансирования

6. ОКРУЖЕНИЕ ПРОЕКТА
6.1. Юридический аспект
6.2. Экологический аспект
6.3. Государственное регулирование

7. ФИНАНСОВЫЙ ПЛАН
7.1. Исходные данные и допущения
7.2. Номенклатура и цены
7.3. Инвестиционные издержки
7.4. Потребность в первоначальных оборотных средствах
7.5. Налоговые отчисления
7.6. Операционные издержки (постоянные и переменные)
7.7. Расчет себестоимости
7.8. План продаж
7.9. Расчет выручки
7.10. Прогноз прибылей и убытков
7.11. Прогноз движения денежных средств
7.12. Анализ эффективности проекта
7.12.1. Показатели эффективности проекта
7.12.2. Методика оценки эффективности проекта
7.12.3. Чистая приведенная стоимость (NPV)
7.12.4. Внутренняя норма доходности (IRR)
7.12.5. Индекс доходности инвестиций (PI)
7.12.6. Срок окупаемости (PBP)
7.12.7. Дисконтированный срок окупаемости (DPBP)
7.12.8. Точка безубыточности проекта (BEP)
7.12.9. Иные показатели
7.12.10. Эффективность инвестиций
7.13. Анализ рисков проекта
7.13.1. Качественный анализ рисков
7.13.2. Количественный анализ рисков

Добавить комментарий