Углеводороды | производство мини нпз в россии

производство мини нпз в россии

ОМСК, Россия, 17 декабря 2009 года (Рейтер) – Владельцы Крутогорского мини-НПЗ в Омске, не смущаясь скромными размерами предприятия, используют те же схемы сбыта и развития производства, что и “большие” заводы, один из которых находится буквально за забором.

Расположенный в нефтеносной Западной Сибири Крутогорский завод старается использовать все преимущества доступности легких сортов сырья, а также гибкого подхода к ценообразованию и логистике, хотя производственные возможности предприятия ограничены.

Мощность переработки Крутогорского мини-НПЗ составляет 300.000 тонн нефти в год – почти в шестьдесят раз меньше чем соседнего Омского НПЗ Газпромнефти, одного из крупнейших российских заводов.

При таком соотношении производственных мощностей Омский НПЗ может “не замечать” на рынке своего небольшого соседа, что на руку последнему – прямая конкуренция с гигантом была бы ему не под силу, а находясь в тени, мини-НПЗ способен расширять сбыт.

Так, объем продаж “зимнего” дизтоплива производства Крутогорского завода в декабре увеличится почти на 29 процентов по сравнению с ноябрем, до 6.700 тонн.

Нефтепродукты Крутогорского НПЗ отправляются как ближайшие области – Омскую, Новосибирскую, так и в более отдаленные регионы – Мурманскую область, Алтайский и Красноярский края, Республику Хакасия.

“Список потребителей нефтепродуктов Крутогорского НПЗ достаточно широк, это и предприятия сельхозотрасли, и дорожные службы, и транспортные организации, и АЗС”, – сказал Рейтер генеральный директор НПЗ Семен Масленков.

По его словам, на экспорт завод поставляет нафту и топочный мазут через балтийские порты Калининград и Санкт-Петербург, а также через Витино на Белом море, и Мурманск – на Баренцевом.

“Низкосернистый качественный мазут идет и на бункеровку – в том же Санкт-Петербурге, или на Дальнем Востоке”, – добавил Масленков.

Если в гибкости и разветвленности производственных схем мини-НПЗ заведомо проигрывает крупным заводам, то со сбытом ситуация обратная: любое изменение конъюнктуры спотового рынка маленькое предприятие “отыграет” намного быстрее.

Продажами нефтепродуктов Крутогорского НПЗ занимается аффилированная с заводом компания ВСП Процессинг. Она же закупает сырье для переработки на заводе. Обе компании принадлежат материнской структуре, которой владеют частные лица.
На уровне региона – Омска и Омской области – продукция мини-НПЗ иногда вступают в конкуренцию с объемами Омского завода.

Так, цена “зимнего” дизтоплива Крутогорского НПЗ в середине декабря снизилась на 700 рублей до 17.500 рублей за тонну, что соответствует цене продукта на Омском НПЗ, однако свободные объемы продукта у последнего, по данным трейдеров, отсутствуют.

Мелкооптовые партии продукта Крутогорского завода на условиях самовывоза автотранспортом обходятся в 18.300 рублей за тонну, тогда как Омскнефтепродукт, сбытовая структура Омского НПЗ, удерживает цену в 18.600 рублей за тонну.

В других регионах – Барнауле, Кемерово, Новосибирске и Томске – цена мелкооптовых партий “зимнего” дизтоплива Омского НПЗ составляет 19.200-19.700 рублей за тонну.

“Кроме гибких цен в работе с независимыми производителями присутствуют и другие положительные моменты, например оперативность при отгрузке продукта”, – говорит Масленков.

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ МОЩНОСТИ

Номенклатура выпускаемых продуктов – заведомо слабое место любого мини-НПЗ, которому также сложнее достичь установленных госстандартами показателей качества, чем крупным заводам.

Крутогорский завод был построен в поселке Крутая горка, в черте Омска, на мощностях нефтебазы. Эти резервуары были в советское время частью испытательного комплекса, включавшего стенд для ракетных двигателей.

Сам стенд, имеющий теперь скорее музейную ценность, до сих пор находится на производственной площадке НПЗ в законсервированном состоянии.

Регулярные отгрузки продукции Крутогорский мини-НПЗ начал сравнительно недавно – в середине 2008 года.
Линейка выпускаемых нефтепродуктов включает сейчас дизтопливо “летнего” и “зимнего” сорта (около 6.000 тонн в месяц), прямогонный бензин (до 6.000 тонн), мазут марок М-40 и ТТЭ-4 (6.000-6.500 тонн).

Владельцы завода рассчитывают к началу 2012 года вчетверо увеличить переработку, до 1,3 миллиона тонн, запустив вторую очередь технологических мощностей.

В 2010 году будет закончено строительство установки вакуумной отпарки мазута, это позволит улучшить качество производимого топлива, а также увеличить выход светлых нефтепродуктов и наладить выпуск вакуумного газойля (ВГО).

Для приема нефти и хранения нефтепродуктов используется собственный резервуарный парк общим объемом 30.000 кубометров.

Отгрузка нефтепродуктов на железную дорогу осуществляется через подъездные пути, примыкающие к станции Комбинатская – ее же использует Омский НПЗ.

Анализ текущего состояния нефтегазового комплекса России и основных направлений его развития. Анализ инвестиционной активности ВИНК и структуры капитальных вложений. Особенности стратегического управления вертикально интегрированными компаниями.

Вместе с тем, многие энергетические компании переживают сегодня довольно трудные времена. Согласно оценкам Международного энергетического агентства, сокращение инвестиций в нефтегазовый комплекс по итогам 2009 г. составило 21%. При этом основное снижение пришлось на международные нефтяные корпорации – они уменьшили свои инвестиции на 18%. Однако российские вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК) находятся в более выгодных условиях. Во-первых – они обладают огромными запасами. Во-вторых, экспортируемые нефть и газ пользуются устойчивым спросом на европейских рынках. Кроме того, российское правительство создает все новые механизмы стимулирования разработки восточносибирских месторождений [3, с. 7].

За минувшее десятилетие существенно вырос уровень использования производственных мощностей НПЗ: с 70% до 85% к концу периода. Однако данный показатель характеризует использование первичных мощностей переработки. Для структуры технологических мощностей большинства НГЗ характерны исторически сложившиеся диспропорции между возможностями первичной и вторичной переработки (со значительным креном в сторону первичной переработки). Именно отставание в развитии производственных мощностей для вторичных процессов является главной причиной невысокой глубины переработки в целом по отрасли. Если в передовых странах мира нормой считается глубина переработки 85–95%, то по России она находится на уровне 72%. Это средний показатель: более половины НПЗ работают с глубиной переработки 50–70%.

Мерой реагирования на такие корневые проблемы отрасли стало одобрение в 2009 году Правительством РФ «Энергетической стратегии страны на период до 2030 года», определившей долгосрочный курс развития энергетического сектора. Существенное повышение общей энергоэффективности экономики ожидается в период с 2015 по 2022 годы, при этом ожидается, что общие инвестиции в топливно-энергетический комплекс составят 2 трлн. долл. США (5,5 ВВП), из которых до 1,2 трлн. долл. США предполагается направить в наращивание добычи нефти и газа, а 572 – 888 млрд. долл. США в энергогенерацию и сетевое хозяйство [26, с. 11-12].

Очевидно, что принятие Энергетической Стратегии страны-2030 потребует формирования и корректировки широкого комплекса смежных документов – региональных энергетических стратегий, генеральных схем развития отдельных отраслей ТЭК, планов геологического изучения недр субъектов РФ.

Так, объем финансирования программы развития нефтегазохимического комплекса Республики Татарстан на 2010-2014 годы составляет 800 миллиардов рублей, в том числе 615 миллиардов рублей – в виде производственно-технических инвестиций. Это третья программа развития нефтегазохимического комплекса, принимаемая в Татарстане, две предыдущие были реализованы успешно.

Реализовать программу предполагается в два этапа: 2010-2011 годы – как этап стабилизации и восстановления, 2012-2014 годы – как этап развития. Приоритеты программы – повышение переработки нефти в республике и повышение качества нефтепродуктов.

Безусловно, реализация Энергетической Стратегии-2030 скажется и на параметрах инвестиционных программ и крупных проектов компаний НГК, потребует масштабного развёртывания организационных и управленческих усилий, повышения эффективности бизнеса за счет проведения мероприятий по адаптации и реструктуризации структур компаний в ходе реализации крупных капиталоемких проектов.

Проблемам исследования современного состояния нефтеперерабатывающих предприятий в настоящее время уделяется значительное внимание в работах: В.М. Капустина, В.А. Хавкина, Р.Г. Галиева, Л.А. Гуляева, И.А.Пугачева, А.М. Хавкина, В.А.Рябова, Б.Б. Жаркова, А.Н. Шакуна и др.

Результаты исследований, прогнозы, анализы деятельности нефтеперерабатывающих предприятий, перспективы развития активно освещаются периодическими изданиями – «Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний», «Нефтегазовая вертикаль», «Российский химический журнал», «Нефть и капитал» и др.

Цель выпускной квалификационной работы состоит в исследовании особенностей реструктуризации крупнейших вертикально-интегрированных нефтяных компаний России, анализе инвестиционных программ и подходов к их реализации.

– выполнить обзор текущего состояния отрасли и происходящих в течение последнего десятилетия изменений в ней для наложения выявленных тенденций на ориентиры, заданные в Энергетической Стратегии-2030;

– проанализировать приоритетные направления инвестирования отечественных вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), как доминирующих игроков на рынке;

– сформировать собственное видение и предложение по модели реструктуризации компании ОАО «Татнефть» в сегменте нефтепереработки в ходе поэтапной реализации и ввода в эксплуатацию Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в г. Нижнекамск Республики Татарстан. Для Заказчика Проекта (ОАО «ТАНЕКО») это особенно актуально в связи с тем, что наряду с запланированным вводом в эксплуатацию первых мощностей нефтеперерабатывающего завода в октябре текущего года, будет параллельно продолжено строительство мощностей по углубленной переработке нефти, что потребует принципиального и эффективного разделения двух функций: заказчика-застройщика и эксплуатирующей организации.

Объектом исследования является инвестиционный проект компании ОАО «Татнефть» (Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов ОАО «ТАНЕКО»). Предметом исследования является процесс реструктуризации ОАО «Татнефть, возможные варианты организации инвестиционно-строительных процессов и их оценка.

Методологической и теоретической основой исследования послужили труды отечественных и зарубежных ученых, периодическая литература, ресурсы глобальной информационной системы ИНТЕРНЕТ. Информационной базой исследования являются данные, полученные в результате преддипломной практики на ОАО «ТАНЕКО».

Структура работы состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованных источников. В ходе проведения исследования использовались методы последовательных итераций, сравнения, описания и анализа.

Введение содержит обоснование актуальности темы, сформулированные цели, задачи, объект, предмет и методы исследования.

Первая глава работы «Анализ текущего состояния нефтегазового комплекса России и основных направлений его развития» отражает общую характеристику современного состояния российского нефтеперерабатывающего сектора, наметившиеся тенденции и основные проблемы его развития, структуру капитальных вложений ВИНК. Раскрывается понятие «инвестиционная деятельность». Рассмотрены уровни инвестиционной активности крупных российских нефтехимических компаний. Определяются взаимосвязанные компоненты, на основе которых определяется необходимость в реорганизации, выявляются факторы, под воздействием которых изменяются количественные и качественные характеристики экономической оценки инвестиционной деятельности. Эта глава служит теоретическим обоснованием следующих двух глав работы.

Вторая глава «Особенности реструктуризации крупнейших вертикально-интегрированных нефтяных компаний России, посвящена поиску оптимальной модели организационной реструктуризации. В результате чего определена оптимальная модель организационной реструктуризации для обеспечения эффективной реализации дальнейших инвестиционных проектов.

Третья глава «Вертикально-интегрированные холдинги в нефтегазовом бизнесе» отражает общую характеристику ВИНК, особенности стратегического управления вертикально интегрированными компаниями. Рассмотрены достоинства и недостатки вертикальной интеграции.

В заключение работы обобщены выводы и характеристика результатов, полученных при проведении исследования.

1 Анализ текущего состояния нефтегазового комплекса России и основных направлений его развития

1.1 Ретроспективный обзор произошедших в 2000-х годах отраслевых изменений и наметившихся тенденций

Объемы добычи нефти — традиционно главный показатель отраслевого развития, да и благополучия страны в целом. В условиях неудержимого роста цен, который продолжался вплоть до середины 2008 года, прирост физических объемов добычи гарантировал более высокие доходы. Значительный рост добычи нефти стал главным отраслевым итогом 2000-х гг. За 10 лет объемы выросли в 1,5 раза (Рисунок 1) [3, с. 28].

Рисунок 1 – Объемы добычи нефти и газового конденсата в России

Существенный подъем уровня нефтедобычи в течение первой половины минувшего десятилетия был достигнут ценой ускоренного истощения наиболее рентабельных запасов и необратимого ухудшения состояния месторождений.

Откровенно слабый контроль государства за соблюдением лицензионных условий, снижение планки требований в отношении рационального недропользования позволили ряду ведущих нефтяных компаний с минимальными затратами наращивать добычу, получая сверхприбыли и записывая в актив стремительный рост рыночной капитализации («ЮКОС» и «Сибнефть»).

Не принимая во внимание «ЮКОС», больше за этот период времени потеряла только «Славнефть», которая также была в числе лидеров гонки за экстремально высокие результаты, за 2000–2004 годы нарастила объемы добычи на 76% (преимущественно, за 2003– 2004 годы — сразу после приватизации) и с этого «пика» упала более чем на 14%.

«Сибнефть», сумевшая за 2000–2004 годы удвоить добычу нефти, одной из первых в отрасли начала терять объемы: к настоящему времени они сократились у компании (теперь это «Газпром нефть») на 12% от максимального результата.

К середине 2000-х годов высокорентабельные в разработке запасы нефти, доставшиеся компаниям по итогам приватизации, были уже серьезно истощены. Потребовалось вкладывать больше денег в разработку месторождений, К тому же государство приступило к «закручиванию гаек»: последовательно ужесточались требования к соблюдению лицензионных условий и использованию фонда скважин, увеличилась налоговая нагрузка.

Ключевым внешним фактором, оказавшим существенное влияние не состояние отрасли в середине 2000-х годов, стал рост цен на мировом рынке нефти. Среднегодовая цена барреля нефти Urals к 2005 году превысила 50 долл. и продолжила рост вплоть до 2008 года, достигнув среднегодового уровня 94,4 долл. за баррель (Рисунок 2) [3, с. 30].

Рисунок 2 – Среднегодовые цены Brent и Urals

Поток нефтедолларов нивелировал негатив агрессивной фискальной политики государства и изъяны правового регулирования, расширив возможности рентабельной разработки старых месторождений за счет массового внедрения технологий интенсификации добычи и возвращения к жизни ранее законсервированных скважин, позволил отложить еще на годы разработку новых месторождений и формально заниматься восполнением ресурсной базы.

Вместе с тем, инвестиционный климат не стал лучше. Компании крайне неохотно вкладывали деньги в новые крупные проекты с длительной окупаемостью капиталовложений. Более выгодно и менее рискованно было приобретать уже готовые активы с предсказуемой и достаточно быстрой отдачей.

В 8,6 раза вырос за 2000-е годы уровень добычи у «Роснефти», прежде всего за счет агрессивных поглощений. «Газпром» приобрел «Сибнефть», переименовав ее в «Газпром нефть», стал старшим акционером проекта «Сахалин-2».

В результате образования «ТНК-ВР» к Тюменской нефтяной компании были присоединены «СИДАНКО» и еще ряд менее значимых добывающих предприятий. Вслед за этим «ТНК-ВР» и «Сибнефть» выкупили «Славнефть». Несколько выгодных профильных покупок осуществил «ЛУКОЙЛ». Даже появление новой вертикально интегрированной компании «РуссНефть» не дало созидательного эффекта: все свелось к объединению под одной вывеской большого числа ранее разрозненных предприятий.

Между тем, слияния и поглощения, отвечающие интересам отдельных компаний, не принесли ощутимой пользы отрасли в целом. Скорее, можно говорить об отрицательном общеотраслевом эффекте. Ведь колоссальные инвестиционные ресурсы, которые потенциально предназначались для создания новых производственных активов, расходовались на куплю-продажу и фактически вымывались из отрасли. Например, стоимость 75,7% акций «Сибнефти» составила 13,7 млрд. долл. для «Газпрома», а контроль над проектом «Сахалин-2» обошелся в 7,45 млрд. долл. «Роснефть» потратила 9,35 млрд. долл. на «Юганскнефтегаз» и около 21 млрд. долл. на другие активы «ЮКОСа». Конечно, с точки зрения компаний-покупателей, приобретение готовых активов — несравнимо более выгодное вложение, чем долгий процесс реализации собственных проектов. Но финансовых ресурсов, потраченных на куплю-продажу готового бизнеса, хватило бы ряд крупных проектов, сравнимых, к примеру с Ванкором.

Бурный рост цен на нефть позволил смикшировать эффект негативных отраслевых тенденций, которые с годами продолжали накапливаться. Высокие цены увеличили запас прочности нефтяных компаний. Но они же создали иллюзию благополучия, сформировали устойчивое мнение, что отрасль крепко стоит на ногах и не нуждается в поддержке.

Анализ динамики отечественной нефтедобычи во второй половине 2000-х годов демонстрирует обратное (Рисунок 3) [3, с. 31].

Рисунок 3 – Темпы прироста нефтедобычи в России

Если за первые четыре года 2000-х годов темпы прироста добычи нефти выросли с 6% до 11%, то в 2005–2007 годах они застыли на уровне 2,44–2,24%, а в 2008 году добыча ушла впервые за десятилетие в абсолютный минус. В прошлом году позитивная динамика восстановилась, было добыто 494,25 млн. тонн нефти и конденсата (рост – 1,18% к предыдущему году). Заслуживающим внимания фактом является стабильное на протяжении четырех последних лет отставание ВИНК от общеотраслевой динамики добычи нефти. По результатам 2007 и 2009 годов объемы их добычи увеличились на 0,3%, в 2008 году упали на 0,9%. В прошлом году крупнейшие компании отрасли, на долю которых по совокупному результату десятилетия приходится 90% национальной нефтедобычи, добыли 438,13 млн. тонн. Начиная с 2006 года, группа ВИНК стабильно сокращает долю своего вклада в российскую нефтедобычу (с 92,4% пять лет назад до 88,6% по результатам прошлого года, Рисунок 4).

По итогам 2009 года четыре из девяти ведущих нефтяных компаний страны сократили добычу, а еще одна – «Татнефть» — увеличила добычу менее чем на 0,2%.

На десятилетнем отрезке только «Роснефть» и «Татнефть» ни разу не снизили объемы добычи. Что касается «Татнефти», то эта компания, работающая на старых месторождениях, не ставила перед собой амбициозных целей, а концентрировала усилия на сохранении объемов добычи. Такая политика (во многом вынужденная) обеспечила компании 7%-ный прирост производства. Компания успешно решила ключевую для нее задачу обеспечения стабильной работы. Бережное отношение к ресурсной базе создает хорошие предпосылки для уверенности в будущем.

В течение трех последних лет сокращает объемы добычи «Сургутнетегаз» (в сумме на 9%). Отчасти, потому, что у компании недостаточно собственных мощностей переработки. Кроме того, компания стала больше внимания уделять финансовой эффективности своей деятельности.

«ТНК-ВР» снижала объемы добычи в период с 2006-го по 2008 год (в общей сложности на 8,7%). В существенной мере это связано с оптимизацией структуры производственных активов: недостаточно рентабельные производства продавались. В прошлом году компания возобновила позитивную динамику благодаря реализации ряда новых проектов. Правда, пока по объемам добычи ей удалось вернуться лишь к уровню 2004 года.

Еще раньше в 2008 году – преодолела трехлетний спад добычи «Башнефть». По итогам прошлого года она обеспечила самый высокий среди ВИНК прирост добычи – 4,2% (на фоне среднего показателя по ВИНК +0,3%). По условиям работы «Башнефть» похожа на «Татнефть» и задачи ставит аналогичные. Правда, по итогам 2000-х ей удалось увеличить добычу лишь на 2,4% — это самый скромный результат среди ВИНК России.

Что касается неинтегрированных нефтедобывающих компаний, то для этой категории период снижения объемов добычи, начавшийся в 2002 году, завершился еще к 2006 году.

Доли компаний России в добыче нефти отражены на Рисунке 4 [3, с. 34].

Рисунок 4 – Доли компаний России в добыче нефти

Очевидно, что перспективы устойчивого развития отрасли во многом зависят от результативности работы по вводу новых месторождений, которые должны, как минимум, возместить потери от естественного падения добычи на старых месторождениях. За 2001–2009 годы на территории России было введено в эксплуатацию 324 новых месторождения. В целом, прослеживается тенденция на сокращение числа вводимых месторождений: с 68 месторождений, введенных в 2001 году, до 26 месторождений в 2005, 2006 и 2009 годах. В 2007 году вроде бы наметился всплеск активности (40 месторождений), но уже со следующего года динамика начала затухать (Рисунок 5) [3, с. 35].

Рисунок 5 – Ввод новых месторождений в России

По количеству новых месторождений лидирует «ЛУКОЙЛ» (52 месторождения, введенных за пять лет, 28,9% общеотраслевого результата). На втором месте – «Татнефть» (22 месторождения, 12,2%). «Роснефть», крупнейшая ВИНК, ввела в эксплуатацию всего 16 месторождений, 13 из которых — за два последних года. Меньше всех из числа ВИНК ввели новых месторождений «Славнефть» (2 месторождения) и предприятия «РуссНефти» (3 месторождения).

Согласно официальным прогнозам, в течение 2010–2012 годов добыча нефти (разумеется, с конденсатом) в России стабилизируется на прошлогоднем уровне: в районе 493–494 млн. тонн. Такие ожидания представляются достаточно реалистичными – как минимум, в отношении нынешнего года.

При этом ЭС-2030 ориентирует отрасль на дальнейший рост добычи нефти — до достижения уровня 525 млн. тонн к 2020 году и до 530–535 млн. тонн к 2030 году. Ожидается, что добыча нефти в европейской части страны будет увеличиваться за счет освоения ее запасов в Тимано-Печорской провинции, на континентальном шельфе арктических морей и в российском секторе Каспийского моря, при снижении добычи в Поволжье и на Урале. В Западной Сибири на фоне стабилизации и постепенного снижения добычи нефти в ХМАО-Югре в ЯНАО ожидается позитивная динамика (это позволит стабилизировать объемные показатели в целом по Уральскому ФО, который сохранит за собой позиции главного нефтедобывающего района России).

В Восточной Сибири ставка делается на освоение и промышленную разработку месторождений нефти в Ванкорско-Сузунском районе на северо-западе Красноярского края, вдоль трассы нефтепровода ВСТО в Красноярском крае, Иркутской области и Якутии (Верхнечонское. Талаканское, Среднеботуобинское, Юрубчено-Тохомское и другие месторождения). Предполагается, что к 2030 году регион прочно обоснуется на втором месте в стране по добыче нефти (Таблица 1) [3, с.39]. На дальнем Востоке центрами нефтедобычи останутся проекты «Сахалин-1», «Сахалин-2», к которым могут добавиться и другие морские месторождения.

Таблица 1 – Прогноз поэтапного развития добычи нефти на период до 2030 г., млн. тонн

Наряду с освоением новых месторождений, поддерживать отраслевую стабильность призвано увеличение коэффициента извлечения нефти с текущих 30–32% до 35–37% к 2030 году.

Являясь одним из мировых лидеров по добыче нефти, по мощностям первичной переработки жидких углеводородов Россия уступает только США. Дефицит мощностей вторичной переработки приводит к перепроизводству темных нефтепродуктов, глубина переработки сырья незначительна. Изменить ситуацию способна только масштабная модернизация. С середины 2000-х годов ею охвачены в разной степени практически все крупные НПЗ.

Переработкой нефти в России занимаются 28 крупных заводов и 80 официально зарегистрированных мини-НПЗ, последние ориентированы на обеспечение топливных потребностей удаленных и труднодоступных районов страны (неофициально переработкой нефти занимаются еще 116 мини-НПЗ).

Суммарная мощность перерабатывающих мощностей на территории РФ — 279 млн. т/г. По этому показателю Россия занимает второе место в мире (после США). Однако по объемам выпуска продукции наша страна отстает не только от США, но также от Японии и Китая, чьи производственные мощности скромнее российских.

Основные производства размещены преимущественно вблизи районов концентрированного потребления нефтепродуктов: в Рязанской, Ярославской, Горьковской, Ленинградской областях, Краснодарском крае, Сибири (здесь построены два крупнейших НПЗ — в Омске и Ангарске).

За минувшее десятилетие существенно вырос уровень использования производственных мощностей НПЗ: с 70% до 85% к концу периода. Причем, многие базовые предприятия отрасли загружены практически полностью. Например, по предприятиям «ЛУКОЙЛа» – свыше 99%. Однако данный показатель характеризует использование первичных мощностей переработки. Для структуры технологических мощностей большинства НГIЗ характерны исторически сложившиеся диспропорции между возможностями первичной и вторичной переработки.

Дефицитные мощности вторичных процессов, обеспечивающих выход качественной продукции с высокой добавленной стоимостью, используются практически полностью. Именно отставание в развитии производственных мощностей для вторичных процессов является главной причиной невысокой глубины переработки в целом по отрасли. Если в передовых странах мира нормой считается глубина переработки 85–95%, то по России она находится на уровне 72%. Но это средний показатель: более половины НПЗ работают с глубиной переработки 50–70% (Таблица 2) [31, с. 66].

Таблица 2 – Первичная переработка нефти на предприятиях России, млн. тонн

Более 70% перерабатывающих мощностей страны сконцентрированы в собственности ВИНК. Обладание собственными мощностями переработки обеспечивает нефтедобывающим предприятиям страны важное стратегическое преимущество. Не удивительно, что подавляющая часть значимых для отрасли НПЗ находится в собственности или под контролем крупных нефтедобывающих предприятий.

Так, «ЛУКОЙЛу» принадлежат четыре крупных завода с суммарной мощностью переработки 44,7 млн. т/г. «Газпром нефть» владеет Омским НПЗ мощностью 19,5 млн. т/г., это одно из крупнейших и наиболее технически совершенных перерабатывающих предприятий страны, два крупных завода, принадлежащих «ТНК-ВР», позволяют компании перерабатывать до 25 млн. т/г.

Сектор нефтепереработки «Сургутнефтегаза» представлен заводом в Киришах — ПО «Киришинефтеоргсинтез», производственные мощности которого за последние годы увеличены с 17,3 до 22 млн. т/г. Базовым НПЗ «Славнефти» является «Ярославнефтеоргсинтез» (мощность первичной переработки — 14 млн. т/г.).

Мощности семи заводов позволяют «Роснефти» самостоятельно перерабатывать до 58 млн. т/г. и обеспечивают госкомпании лидерство в стране по объемам переработки.

В последнее время ситуация в перерабатывающей отрасли привлекает повышенное внимание руководства страны. С начала 2007 года высшие руководители регулярно проводят совещания, на которых с участием руководителей нефтяных компаний обсуждаются проблемы развития нефтегазовой отрасли в направлении выпуска продукции с высокой добавленной стоимостью.

В феврале 2009 года такое совещание В.Путин проводил в Киришах, спустя год — Д. Медведев в Омске. Основной лейтмотив и приоритет для всех крупных компаний – ускорение модернизации существующих и строительства новых нефтеперерабатывающих предприятий, наладка производства высококачественных и конкурентоспособных нефтепродуктов, соответствующих мировым стандартам.

В 2008 году правительство утвердило технический регламент на моторные топлива. С 2011 года выпуск доминирующего сейчас на внутреннем рынке бензина класса 2 и ниже должен быть прекращен, а с 2015 года отрасль полностью должна перейти на выпуск продукции по стандарту Евро-5. Такие перемены требуют колоссальных инвестиционных затрат.

С середины прошлого десятилетия нефтяники вплотную занялись модернизацией перерабатывающих мощностей. Она ориентирована не столько на рост объемов, сколько на опережающее развитие технологических комплексов по углублению переработки нефти и снижение удельного потребления нефти на единицу целевых продуктов (каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование остатков, висбкрекинг, производство битумов и другие). Большое внимание уделяется внедрению современных технологий по каталитическому риформингу бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, изомеризации и алкилированию.

Крупнейшим объектом модернизации стал «Киришинефтеоргсинтез», на базе которого создаются новые комплексы по глубокой переработке нефти. В конце 2010 года здесь планируется запустить установку глубокой переработки нефти на базе гидрокрекинга мазута. Это стратегически важный проект компании «Сургутнефтегаз». С пуском этого комплекса глубина переработки нефти достигнет 75%, доля светлых нефтепродуктов в целом по предприятию вырастет с 49% до 70%. После завершения строительства гидрокрекинга будет реализован проект каталитического крекинга. Одновременно рассматривается возможность строительства второй очереди комплекса глубокой переработки нефти с широким внедрением процессов нефтехимии. В результате к 2011 году глубина переработки нефти достигнет 92–95%.

Масштабная реконструкция проводится на Туапсинском НПЗ
– старейшем предприятии «Роснефти», построенном еще в 1929 году. Реконструкция направлена на увеличение мощности предприятия с 5,2 до 12 млн. т/г и увеличение глубины переработки с 56% до 95%. На Комсомольском НПЗ «Роснефть» продолжает реализацию комплексной программы реконструкции и модернизации, которую планируется завершить в 2013 году. В результате будет получен прирост мощности с 7,1 до 8 млн. т/г, а глубина переработки вырастет с 60% до 95%.

Очень активно занимается модернизацией своих НПЗ «ЛУКОЙЛ». За период с 2004 по 2008 год объем ежегодных капиталовложений в этот сегмент вырос у компании в 2,5 раза и достиг к концу периода 1,02 млрд. долл. Всего за пять лет в развитие нефтепереработки вложено 3,38 млрд. долл.

Собственно, сегодня практически все НПЗ имеют программы модернизации и довольно последовательно их реализуют. Что касается новых крупных заводов, то сейчас можно говорить о единственном успешном проекте.

На октябрь 2010 года запланирован ввод в эксплуатацию установки первичной переработки нефти мощностью 7 млн. т/г. и ряда других производственных объектов первой очереди строящегося в Нижнекамске комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». В дальнейшем производственная мощность будет удвоена.

1.2 Анализ инвестиционной активности ВИНК и структуры капитальных вложений

Инвестиционная активность – это, пожалуй, один из немногих индикаторов, который позволяет оценить, насколько прочны позиции сектора и каковы перспективы его развития. Общеотраслевая динамика капиталовложений ВИНК показывает, что в течение
всего минувшего десятилетия и, особенно во второй половине – наблюдался рост инвестиционной активности (Рисунок 6). Если в 2000 году сумма капиталовложений составляла немногим более 116 млрд. рублей, то в 2009 году – около 536 млрд. рублей.

В целом за 10 лет в реализацию собственных инвестиционных проектов нефтяники вложили 2,72 трлн. рублей. Причем, 28% этой суммы за первую половину периода и 72% — за последнюю пятилетку. Если в 2006 году капиталовложения ВИНК выросли на 39,5%, то в течение трех следующих лет динамика постепенно затухала: до 31,5%, 18,8% и 10,7% соответственно.

Рисунок 6 – Капиталовложения ВИНК России, млрд. руб.

Хотя, конечно, для кризисного 2009 года и такой рост является хорошим результатом. Конечно, помогли рост цен на нефть, дешевый рубль и осознание острой необходимости поддержания инвестиционного процесса в связи с необходимостью постоянно преодолевать тенденцию падения добычи на старых месторождениях.

Уровень инвестиций привычнее оценивать в долларовом эквиваленте (даже в ЭС-2030). Капиталовложения ВИНК выросли с 4,16 млрд. долл. в 2000 году до 19,47 млрд. долл. в 2008-м в 4,7 раза. В то же время в прошлом году они уменьшились на 13,3%, до 16,88 млрд. долл. В целом за «нулевые» годы капиталовложения увеличились более чем в четыре раза. Суммарный объем капиталовложений за 10 лет достиг 97,3 млрд. долл. 26,5% этих средств освоено за первую пятилетку, 73,5% – за вторую.

Прогноз потребности в капвложениях для развития нефтяного комплекса, который содержал один из предварительных вариантов ЭС-2030, говорит о том, что за период с 2006 по 2010 годы только в развитие добычи необходимо вложить 74–77 млрд. долл. И еще 20–22 млрд. долл. в расширение и модернизацию перерабатывающих мощностей (в ценах 2005 года) [27, с. 5-6]. В то же время фактически за 2005–2009 годы ВИНК освоили 71,5 млрд. долл. Уместно повторить, что покупка «Сибнефти» обошлась «Газпрому» в 13 млрд. долл. — в 1,6 раза больше, чем суммарные производственные капиталовложения ВИНК страны в 2005 году. На аукционах 2007 года «Роснефть» израсходовала на приобретение активов «ЮКОСа» около 21 млрд. долл. в дополнение к 9,35 млрд. долл., ранее потраченным на «Юганскнефтегаз». Сумма этих трех сделок сопоставима с объемом капиталовложений всех ВИНК страны за три года (2006–2008). На фоне этих колоссальных трат, расходы на реализацию инвестиционных проектов выглядят довольно скромно (Рисунок 7) [23, с. 91].

Рисунок 7 – Капитальные затраты ВИНК на тонну добычи

Известно, что реальный рост добычи в течение минувшего десятилетия значительно превзошел самые смелые ожидания. В этой связи имеет смысл оценить динамику капитальных затрат ВИНК в расчете на тонну добычи. Видно, что и с корректировкой на рост добычи капитальные затраты довольно активно росли в течение последнего пятилетия более чем в три раза (до 1,22 тыс. рублей в расчете на тонну добычи). Притом что в начале периода относительный уровень капвложений снижался: на 4,8% за 2000–2004 годы. Впрочем, с поправкой на инфляцию динамика роста капитальных затрат в расчете на тонну добытой нефти выглядит значительно менее триумфально: за 2000–2004 годы ситуация ухудшилась на 44,2%, уровень 2000 года был восстановлен лишь в 2007 году, а результат 2001 года с поправкой на инфляцию так и не был достигнут до конца десятилетия.

Анализируя влияние на инвестиционную активность ВИНК роста цен на нефть можно заметить, что четкой зависимости между ростом выручки от продаж нефти и инвестиционной активностью нет. В среднем за 10 лет ВИНК направляли в развитие 7,2% условной выручки от реализации сырой нефти. Причем, в первой половине, когда цены были ниже, в цене барреля нефти «сидело» 7,9% расходов на капитальные затраты, а во второй половине, когда цены зашкаливали, — только 6,6%. Такой результат – во многом следствие фискальной политики [24, с. 8].

Таким образом, номинальный рост капиталовложений и реальная динамика, скорректированная на увеличение объемов добычи инфляционные потери, – две большие разницы. Бурный рост добычи требовал адекватного увеличения объема капвложений.

За минувшее десятилетие роль отдельных компаний в инвестиционном процессе изменилась (Таблица 3). Вклад «Роснефти» в капитальные расходы группы ВИНК вырос с 8,6% в 2000 году до 39,3% в 2009-м. Производственные мощности компании выросли в разы, в результате доля «Роснефти» в общероссийской нефтедобыче увеличилась в 5,6 раза, в переработке нефти на собственных заводах — в 4,9 раза. На этом фоне рост доли участия в инвестиционном процессе в 4,6 раза не выглядит огромным [23, с. 93].

Лидером по объему капиталовложений в течение всего 10-летия оставался «Сургутнефтегаз». Правда, темпы роста у компании замедлились. Соответственно, и доля в объеме капвложений ВИНК уменьшилась с 26,9% до 20,2%. За этот период объем ежегодных инвестиций вырос в 3,5 раза: 31,25 до 108,1 млрд. рублей.

Самый значительный (после «Роснефти») рост инвестиционной активности в прошлом десятилетии показал «ЛУКОЙЛ»: объем капиталовложений вырос в 5,4 раза, с 20,13 до 107,9 млрд. рублей. За 10 лет вклад компании в суммарные капвложения ВИНК вырос с 17,3% до 20,1% [1, с. 34]. По этому показателю «ЛУКОЙЛ» практически догнал «Сургутнефтегаз».
Влияние кризиса на уровень капиталовложений ВИНК оказалось значительным, но не катастрофичным. Всего три компании («Роснефть», «Сургутнефтегаз» и «ТНК-ВР») объем капиталовложений увеличили. Еще три не самые крупные – резко сократили уровень капвложений: «Башнефть» — более чем на 30%, «РуссНефть» – на 43%, «Славнефть» – на 57%. На их фоне сокращение капвложений по «ЛУКОЙЛу», «Газпром нефти» и «Татнефти» выглядит как умеренное [24, с. 10].

Таблица 3 – Динамика капиталовложений основных нефтяных компаний России

Анжерский НПЗ признан банкротом, суд ввел на предприятии конкурсное производство, несмотря на попытки представителей компании добиться отмены процедуры банкротства. В реестр кредиторов компании включены требования только Внешэкономбанка на 5,7 млрд руб., требования других кредиторов на сумму 17,5 млрд руб. признаны судом необоснованными. Конкурсный управляющий считает, что задолженность НПЗ создавалась искусственно для получения контроля над процедурой банкротства. О признаках преднамеренного банкротства Анжерского НПЗ он сообщил в правоохранительные органы Кузбасса и Новосибирской области.

Арбитражный суд Новосибирской области ввел на полгода процедуру конкурсного производства в ООО «Анжерский НПЗ» (АНПЗ). Компания была признана банкротом по иску Внешэкономбанка. Предприятие с 2010 по 2014 год выступало поручителем по кредитам обанкротившегося осенью 2017 года ООО «Алтаймясопром», которое планировало построить в Алтайском крае крупный свинокомплекс мощностью 300 тыс. голов в год. Долг НПЗ перед банком составил 5,7 млрд руб. ВЭБ — единственный кредитор компании, чьи требования включены в реестр. Решение о введении конкурсного производства в Анжерском НПЗ было принято собранием кредиторов 24 сентября.

ООО «Анжерский НПЗ» зарегистрировано в Новосибирской области, производственные мощности расположены в Кемеровской области. Компания владеет 99% ООО НПЗ «Северный Кузбасс», занимающегося перевалкой нефти из магистрального нефтепровода. Единственный владелец АНПЗ — Brinson Investments Limited (конечный бенефициар — Игорь Иванов). В 2017 году выручка АНПЗ, по данным «СПАРК-Интерфакс», составила 921 тыс. руб., выручка НПЗ «Северный Кузбасс» — 1,1 млрд руб. (в 2016 году — 656,9 млн руб.).

Представители компании пытались оспорить решение собрания о введении конкурсного производства. В качестве основания, как рассказал “Ъ” временный управляющий АНПЗ Денис Акулинин, представители НПЗ указывали на отсутствие средств у должника для финансирования процедуры банкротства. Однако ВЭБ взял эти расходы на себя. Также представители компании настаивали, что решение суда об отмене обеспечительных мер должно вступать в силу в течение месяца. Кроме того, суду предстоит рассмотреть апелляцию ООО «Таурус», которое не смогло включить 4,9 млрд руб. задолженности в реестр кредиторов АНПЗ. Суд отказался признавать решение собрания кредиторов недействительным и не стал приостанавливать процедуру банкротства. Представитель АНПЗ Александр Межов отказался от комментариев.

Общая сумма требований кредиторов компании на апрель 2018 года составила 23,5 млрд руб., говорит господин Акулинин. К 3 сентября суд, как указывается в деле, рассмотрел все заявления кредиторов, кроме заявлений от ООО «Продмаш» и компании «Белбрив ЛТД», чьи требования составляли 3,1 млрд руб. (35,1% от голосующей кредиторской задолженности). Из всей суммы задолженности в реестр включены только требования ВЭБа на 6 млрд руб. Во включении требований остальных кредиторов на сумму более 17,5 млрд руб. было отказано. Суд по ряду исков отметил, что договоры поручительства, по которым взыскивалась задолженность с Анжерского НПЗ, являются ничтожными, заключенными сторонами со зло­употреблением правом.

По данным Дениса Акулинина, ряд договоров поручительства, заключенных АНПЗ в 2014–2017 годах, являлись экономически невыгодными для АНПЗ, «целесообразность и разумные причины для их заключения отсутствовали». «Кроме того, имеются устойчивые сомнения в реальности совершенных сделок»,— сделал вывод временный управляющий, проанализировав деятельность должника. По его данным, в августе 2016 года ООО «Анжерский НПЗ» продало долю (99%) в уставном капитале ООО «Анжерская нефтегазовая компания» в пользу ООО ХК АСК. Стоимость доли составила 311,7 млн руб., сумма сделки — 99 руб. Сделки совершены явно с намерением вывода ликвидного имущества должника, резюмировал Денис Акулинин.

«Соответствующие выводы могут делать судебные или правоохранительные органы. Если от компетентных инстанций будет запрос, связанный с деятельностью руководства компании, то банк окажет необходимое содействие в рамках закона»,— сообщили “Ъ” в ВЭБе, отметив, что общая стратегия банка по проблемным активам нацелена на поддержку таких предприятий, сохранение коллектива и производства.

«С учетом огромной суммы кредиторской задолженности, признанной необоснованной, напрашивается вывод о том, что она создавалась искусственно для того, чтобы попытаться проконтролировать процедуру банкротства. Соответственно, в действиях тех лиц, которые подписывали такие документы, есть состав преступления»,— рассказал господин Акулинин. По его словам, заключение о признаках преднамеренного банкротства АНПЗ направлено в прокуратуру, ГУ МВД Новосибирской области и в прокуратуру Заельцовского района Новосибирска, а также прокуратуру и органы МВД Кемеровской области. По его данным, решения по заключению правоохранительными органами пока не принято. Получить оперативные комментарии в прокуратуре и МВД не удалось.

Укажите Ваш e-mail:

Получить информацию:

Специальное предложение до 31 октября 2018 г.:

Обзор “350 крупнейших инвестиционных проектов в строительстве РФ 2018 года ” содержит подробную информацию о проектах с общим объемом инвестиций более 20 трлн рублей. Описание каждого проекта включает в себя контактную информацию всех участников строительства (заказчика, инвестора, застройщика, генерального подрядчика, проектировщика, поставщиков оборудования и других участников проекта)

Цели Обзора: предоставление актуальной информации о крупнейших строящихся проектах России, активно реализуемых в 2018-2020 годах, обзор инвестиционных планов в ключевых экономических отраслях страны, региональный анализ инвестиционной активности отдельно по каждому сегменту строительства, выявление лидеров среди компаний-инвесторов в каждой отрасли и предоставление справки пол предприятию. Описание крупнейших инвестиционных проектов по отраслям и сегментам и сегментам строительства и структурированное предоставление их ключевых показателей.

Ключевые данные об инвестиционной активности и ТОП-5 крупнейших инвестиционных проектах в отраслях:

· Предоставление данных об инвестировании в качестве графического наглядного материала

· Предоставление ключевых данных о лидерах компаний-инвесторов, в том числе показателей консолидированной выручки (при отсутствии предоставленных консолидированных данных самой компанией – оценка INFOLine).

· Наличие общей информации о динамике с 2011 по 2017 года строительной отрасли с диаграммами и графиками.

Воспользоваться СПЕЦИАЛЬНЫМ ПРЕДЛОЖЕНИЕМ Вы можете ЗДЕСЬ или задать вопросы
по e-mail:
str@allinvest.ru

Готова ответить на Ваши вопросы по телефонам: +7(812)322-6848 доб.167, +7(495)772-7640 доб.167

Добавить комментарий