Окупаемость нефтеперерабатывающего завода

Проект строительства Барабинского НПЗ может быть скорректирован. С одной стороны, не до конца понятны способы поставки нефти, с другой — свои изменения может внести нагрянувшая экономическая дестабилизация

Планы строительства первого в Новосибирской области нефтеперерабатывающего завода поначалу были оглашены еще в июле 2013 года. Проект был презентован Андрею Ксензову, который в то время занимал пост вице-губернатора (сегодня он снова работает вице-мэром Новосибирска). Это указывало на то, что проект, скорее всего, должны были вынести на инвестсовет при губернаторе. Так и случилось, но только в декабре 2014 года — уже при новом главе региона.

НПЗ предлагается построить в Куйбышевском районе Новосибирской области, который отдален от Новосибирска примерно на 500 км, но при этом достаточно близко расположен к Омской области (где, как известно, работает крупнейший в стране по объемам переработки НПЗ компании «Газпром нефть»). Предполагаемая мощность предприятия по переработке должна составить три миллиона тонн нефти в год, причем реализовывать проект запланировано в две очереди: по 1,5 млн тонн нефти в год соответственно. Инвестиционная фаза проекта приходится на 2015–2017 годы, выход на проектную мощность запланирован на 2019 год. Общая стоимость — около 39 млрд руб­лей (с НДС — около 45 млрд руб­лей). Из них собственные средства инвестора запланированы в объеме четырех миллиардов руб­лей. Выпускать планируется один миллион тонн бензинов «Премиум-95» и «Евро­супер-98», а также зимнее и летнее дизтопливо, дорожный битум, керосин, масла. Глубина переработки — не менее 92%. Окупаемость проекта, по расчетам его инициаторов, не превысит пяти лет.

Еще в июле генеральный директор ООО «НПЗ Барабинский» Александр Осьминин на вопрос об источнике финансирования отвечал, что он находится «в стадии проработки с одним из банков и участником нефтяной отрасли». Теперь на вопрос корреспондента «Эксперт-Сибирь» Осьминин сказал, что этот вопрос полностью урегулирован: «договоренности с кредитными организациями уже есть, все подписано». Однако назвать источник финансирования бизнесмен вновь отказался. По данным «СПАРК-Интерфакс», 80% в ООО «НПЗ Барабинский» принадлежит Александру Осьминину, еще 20% — Сергею Ковалеву. Компания с уставным капиталом 10 тыс. руб­лей была зарегистрирована в 2012 году. До этого Осьминину принадлежало ООО «НПЗ Томский», однако он ликвидировал его в 2011 году, объяснив это тем, что компания решила перенести проект в Барабинск из-за более удобной логистики и возможности подключиться к магистральному нефтепроводу. Несмотря на то, что учредители компании не раскрывают всех подробностей проекта, а также ту информацию, кто на самом деле стоит за инвесторами, для самого Осьминина это не первый проект в нефтяной отрасли. Согласно «СПАРК-Интерфакс», Осьминин также является директором ООО «Спецтехсервис», которое занимается оптовой торговлей топливом и участвует в реализации проекта в области нефтехимии в Куйбышевском районе Новосибирской области ООО «Нагорье».

Уточним, что ранее разработкой проекта занималось омское НПО «Мостовик», однако, как сообщил Александр Осьминин, в связи с банкротством этой компании за документацию взялась другая омская проектная организация. Генподрядчиком, как ранее заявляли руководители проекта, выступает ОАО «Сибакадемстрой». На декабрьском заседании инвестсовета инициаторы проекта говорили, что на тот момент было выполнено технико-экономическое обоснование проекта, оформлен в собственность земельный участок площадью 185 га, заключен договор на проектирование, получены основные технические условия для проектирования, а также начаты работы по подготовке строительного участка. «На текущий момент выполнено 30% проектных работ. Примерно в июне 2015 года проект будет полностью готов, — рассказал Александр Осьминин в беседе с корреспондентом «Эксперта-Сибирь». — Соответственно к концу лета 2015 года должно начаться строительство завода, однако подготовительные работы мы начнем раньше, вести их никто на площадке не запрещает».

Как сообщает руководитель проекта, окончено строительство завода будет в конце 2017 года, но добавляет при этом, что сроки будут соблюдены только при условии того, что в стране не произойдут форс-мажорные обстоятельства. Это относится и к выходу на проектную мощность, которая запланирована на 2019 год. Пока что, по словам Осьминина, отклонений от графика нет.

Возможное появление нефтеперерабатывающего завода в Новосибирской области — долгожданное событие. Прежде всего, это связано с тем, что в регионе нет своего крупного НПЗ. Область зависит от самого мощного в стране Омского нефтеперерабатывающего завода, входящего в состав «Газпром нефти». Небольшие потребности сельских территорий закрывает местная компания «ВПК-ойл». Мощности переработки в три миллиона тонн нефти в год, которую заявляет НПЗ «Барабинский», как раз бы хватило для того, чтобы закрыть регио­нальную потребность в топливе высокого качества (по данным Росстата, Новосибирская область нуждается в 1,1 млн тонн топлива в год). Тем не менее, к возможности появления нового НПЗ в регионе многие настроены скептически, учитывая то, что подобные заявки уже были, но ни один проект так и не был реализован. Рисков у проекта действительно достаточно.

Основной риск — обеспечение сырьем, здесь особую важность приобретают четкие договоренности с поставщиками. Как отмечали инициаторы строительства нового НПЗ — поставщиками нефти для будущего предприятия станет компания «Сургутнефтегаз», а транспортироваться сырье будет по трубам «Транснефти». В «Сургутнефтегазе» эту информацию не опровергли, но и не подтвердили. Александр Осьминин тем временем заверил, что нефть на Барабинский НПЗ будет поставляться «Сургутнефтегазом» из Тюмени. «Учитывая, что проект независимый, обеспечение завода сырьем действительно может стать проблематичным. Это касается и транспортировки, поэтому подключение к нефтепроводу «Транснефти» было бы весьма кстати, — говорит содиректор аналитического отдела «Инвест­кафе» Григорий Бирг. — Однако неясно, будут ли у вертикально-интегрированной компании, какой является «Сургутнефтегаз», свободные объемы нефти для продажи Барабинскому НПЗ и будут ли свободные мощности у «Транснефти» для их поставки на завод».

«Технические условия транспортировки нефтепродуктов по нефтепроводу «Транснефти» действительно еще не получены, — поясняет Александр Осьминин. — Но компанию уже внесли в реестр Министерства энергетики, есть соответствующее постановление правительства, а после внесения в реестр приступили к получению технических условий. Сейчас идут соответствующие подготовительные работы, в феврале по этому вопросу будет получена ясность».

Новосибирская область, как известно, не входит в число нефтедобывающих регионов. Однако в Северном районе месторождения все же есть, и они принадлежат «РуссНефти». Несмотря на то, что годовые объемы добычи на тех месторождениях составляют около 500–600 тыс. тонн нефти в год и предпосылки увеличения объемов добычи за счет доразведки все же есть, этих объемов все равно не хватит. К тому же практически вся добываемая в Северном районе нефть идет на экспорт, так как относится к сорту Brent. Из этой нефти получается больше светлых нефтепродуктов, поэтому неизвестно, будет ли компания заинтересована сдавать свою нефть на Барабинский НПЗ даже при условии увеличения добычи. В «РуссНефти» на вопрос нашего журнала не ответили. В то же время Александр Осьминин сказал, что компания намерена закупать в том числе и местную нефть.

Другой риск — сложности в привлечении долгосрочных инвестиций, особенно в сложившихся экономических условиях. «Учитывая замедление темпов роста экономики и тяжелую ситуацию в секторе, привлечение долгосрочных инвестиций может оказаться трудным, — констатирует Григорий Бирг. — Кроме того, ситуацию в нефтяной отрасли может отяготить налоговый маневр, который должен привести к росту себестоимости нефтеперерабатывающих заводов и снижению маржи переработки». Все это может вызвать, с одной стороны, замедление темпов строительства, а в крайнем случае — его приостановку, а с другой — может негативно сказаться на сроке окупаемости проекта, который и так выглядит чересчур оптимистично. Тем более, учитывая то, что реализация проекта будет выполняться двумя очередями, второй этап может потребовать дополнительных инвестиций, помимо уже заявленных. Пример такой ситуации — строительство Яйского НПЗ «НефтеХимСервисом» в Кемеровской области. Запуск второй очереди, после которого как раз и должно начаться производство продукции высокого класса, потребовал 30 млрд руб­лей инвестиций. Однако банкам проекты нефтепереработки порой интересны, и кредитные учреждения могут профинансировать проект в обмен на долю в компании. При определенных условиях НПЗ интересны и для ВИНКов, которые тоже могут выступить соинвестором.

Пока что продукцию с Барабинского НПЗ планируют поставлять только в Новосибирскую область, однако Осьминин не исключает возможность расширения рынков сбыта. Сейчас большую часть потребностей (около 80%) в регионе закрывает Омский НПЗ «Газпром нефти» и Ачинский НПЗ «Роснефти». Как могут измениться доли рынка после запуска Барабинского НПЗ сам Осьминин не готов сказать: «Прогнозировать долю рынка я не готов, это неблагодарное дело, учитывая текущую экономическую ситуацию».

В то же время в ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» заявили, что снижать производственные показатели в 2015 году не намерены: «В 2015 году также будет продолжена реализация проектов по строительству и реконструкции установок, предусмотренных программой развития, но производственные программы 2014 и 2015 годов существенно отличаться не будут, — сообщили в службе корпоративных коммуникаций компании. — Планируется переработать 21 млн тонн нефтяного сырья, выпустить 4,6 млн тонн автомобильных бензинов, а это уровень 2014 года». Также, как отметили в Омском НПЗ, сейчас рано говорить о перераспределении долей на рынке, проект только в самом начале реализации. Однако добавили, что сравнивать нефтеперерабатывающие предприятия с мощностью переработки 21 и 3 млн тонн достаточно сложно. «Новый завод займет свою нишу. Продукция Омского НПЗ, несмотря на появление новых игроков на рынке, всегда будет востребована. Сейчас это со­временное предприятие, отвечающее самым строгим требованиям промышленной и экологической безопасности. Дальнейшая модернизация предприятия выведет его в мировые лидеры», — оптимистично резюмировали в компании.

Александр Осьминин также сообщил, что все параметры проекта вскоре будут уточнены и доработаны. Окончательный вариант, скорее всего, будет представлен на инвестиционном совете в марте этого года. Прежде всего, бизнесмен планирует еще раз уточнить объем инвестиций и объем затрат. Тем более что некоторые изменения в проекте все же произошли: к примеру, оборудование для завода, которое планировалось закупать в Германии, теперь будет поставляться из Китая. Напомним, что после декабрьского инвестсовета, на котором проект Барабинского НПЗ был представлен впервые, губернатор Владимир Городецкий дал поручение создать рабочую группу сопровождения проекта, координации и содействия в решении всех возникающих вопросов, связанных с созданием в регионе нового нефтеперерабатывающего комплекса. Вице-губернатор Сергей Семка сообщил, что группа создана, но конкретные меры поддержки будут определены позже.

Http://expert. ru/siberia/2015/06/dajte-benzina/

«Долгосрочное снижение цены нефти ниже уровня 2980 руб. за баррель (начиная с 2016 года и далее) может оказать существенное влияние на приведенные дисконтированные денежные потоки по сегменту «Переработка и сбыт» и, возможно, привести к обесценению гудвилла по данному сегменту», — говорится в отчете «Роснефти» за 2015 год по МСФО, опубликованном в четверг. Это означает, что при сохранении такого уровня цен на ближайшие несколько лет инвестиции в модернизацию НПЗ не окупятся, отмечает старший аналитик UBS Максим Мошков.

Сейчас нефть марки Urals торгуется по 2500 руб. за баррель ($37,3). Средняя цена Urals за 2015 год составила $51,4 за баррель (3,14 тыс. руб. по среднегодовому курсу), говорится в материалах «Роснефти».

Чистая прибыль «Роснефти» в пересчете на доллары в 2015 году сократилась на 34,4% по сравнению с 2014 годом и составила $6,1 млрд. А выручка рухнула на 40,8%, до $86,9 млрд. А в рублях благодаря девальвации российской валюты прибыль выросла на 2%, до 355 млрд руб., а выручка сократилась лишь на 6,4%, до 5,15 трлн руб.

Во время телефонной конференции, посвященной отчетности, на вопрос о пороге рентабельности инвестиций в переработку вице-президент «Роснефти» по экономике и финансам Святослав Славинский заявил, что общая точка безубыточности для добычи и переработки составляет $10 за баррель, а отдельно про переработку говорить не стал. «Проекты «Роснефти» безубыточны при цене на нефть вплоть до $10 за баррель, при достижении такого уровня цен компания может начать корректировку сроков запуска проектов в добыче и переработке нефти. Если цена будет выше — компания продолжит генерировать прибыль», — заявил топ-менеджер.

В последние годы «Роснефть» сокращает затраты на НПЗ: в 2013 году капзатраты по этой статье составили 195 млрд руб., в 2014 году — 165 млрд руб., а в 2015-м — 108 млрд руб., говорится в материалах компании. Общий объем инвестиций госкомпании в этом году почти удвоится и достигнет около 1 трлн руб. Но Славинский не сказал, сколько из этой суммы будет потрачено на переработку.

В 2015 году капитальные вложения в переработку главным образом направлялись на реализацию программы модернизации и развития производственных мощностей НПЗ, чтобы они перешли на выпуск бензина и дизтоплива класса Евро-5 и повысили глубину переработки, говорится в материалах компании. Это привело к росту выхода бензинов с 54,8 до 55,3%, а также росту глубины переработки нефти с 65,3 до 66,5%. Но модернизация НПЗ далека от завершения: уровень реализации этой программы колеблется от 42% на Рязанском НПЗ до 66% на Куйбышевском НПЗ, говорится в презентации « Роснефти ».

«Роснефть» в 2016 году планирует сохранить добычу нефти на уровне прошедшего года, сообщил первый вице-президент компании Эрик Лирон в ходе телефонной конференции. «Мы останемся на полке в 2016 году», — сказал он. В 2015 году «Роснефть» сократила добычу нефти на 1%, она составила 202,8 млн т. Но общая добыча углеводородов с учетом конденсата выросла на 0,8%, до 254,2 млн т нефтяного эквивалента.

«Роснефть», отстающая от конкурентов по уровню модернизации заводов, должна вложить в переработку еще около $6 млрд (400 млрд руб.), напоминает Максим Мошков. Ежегодно компании нужно будет вкладывать около 150 млрд руб., чтобы уложиться в три года, добавляет старший аналитик ИК « Открытие Капитал » Артем Кончин.

Но оба эксперта уверены, что риск, указанный в отчете компании (обесценение активов в переработке)​, не реализуется: в середине февраля цены достигли дна и начали расти. В четверг Brent торговалась около $40 за баррель, к концу года Кончин прогнозирует $50 за баррель и 60 руб. за доллар, а значит, психологический уровень в 3 тыс. руб. будет достигнут.

Http://www. rbc. ru/business/31/03/2016/56fd50689a79475ffbe34899

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1. Анализ эффективности инвестиционных проектов в условиях инфляции

1.1 Учет фактора инфляции при оценке эффективности инвестиционного проекта

1.2 Влияние инфляционных процессов на оценку инвестиционных проектов

3. Технико-экономическое обоснование инвестиционного проекта ОАО “Уфимский нефтеперерабатывающий завод”

3.1 Характеристика инвестиционного проекта ОАО “Уфимский нефтеперерабатывающий завод”

В соответствии с Российским законодательством под инвестициями понимают денежные средства, целевые банковские вклады, пай, акции и другие ценные бумаги, технологии, машины и оборудование, лицензии, кредиты, имущественные права, интеллектуальные ценности, вкладываемые в предпринимательские и другие виды деятельности с целью получения прибыли (дохода) и социального эффекта.

Инвестиции вкладываются на продолжительный период, начиная с постановки цели инвестирования и заканчивая закрытием предприятия после полной отдачи вложенного капитала.

Зачастую у предприятия или инвестора существует несколько вариантов инвестирования средств. Эти варианты в совокупности образуют портфель реальных инвестиций, и задача инвестора определить наиболее оптимальный вариант вложения средств по тому или иному значимому критерию.

Из вышесказанного вытекает та актуальность, которую несет в себе изучение данной проблематики. Ведь грамотное и эффективное инвестирование – это основа процветания как отдельного предприятия и инвестора, так и всей страны в целом. Данный вопрос особенно актуален для России ввиду важности и чрезвычайной необходимости модернизации основных фондов и экономики в целом.

· Рассмотреть методы анализа риска и влияние инфляции на инвестиционный проект;

· На конкретном примере определить основные методы оценки инвестиционных проектов;

· Дать ряд рекомендаций по разработке эффективных инвестиционных проектов с учетом инфляции и риска.

Поставленные цели и задачи определили логику исследования. В первой главе мы рассматриваем суть инвестиционного проекта, инфляции и риска; основные методы анализа инвестиционных проектов. Вторая глава содержит подробное описание методов эффективной оценки инвестиционных проектов, которые рассмотрены на конкретном примере.

1. Анализ эффективности инвестиционных проектов в условиях инфляции

В процессе изучения мы для себя определили, что инвестиционная деятельность в той или иной степени присуща любому предприятию. Принятие инвестиционного решения невозможно без учета следующих факторов: вид инвестиции, стоимость инвестиционного проекта, множественность доступных проектов, ограниченность финансовых ресурсов, доступных для инвестирования, риск, связанный с принятием того или иного решения и др.

Наличие инфляции влияет на показатели проекта не только в денежном, но и в натуральном выражении. Другими словами, инфляция приводит не только к переоценке финансовых осуществления проекта, но и к изменению самого плана реализации проекта (планируемых величин запасов и задолженностей, необходимых заемных средств и даже объема производства и продаж).

Поэтому переход в расчетах к твердой валюте или вообще к натуральным показателям не отменяет необходимости учета влияния инфляции. Наряду с расчетами в постоянных или мировых ценах необходимо производить расчет в прогнозах (в денежных единицах, соответствующих условиям осуществления проекта) ценах с тем, чтобы максимально учесть это влияние.

Инвестиционный проект предполагает планирование во времени трех основных денежных потоков: потока инвестиций, потока текущих (операционных) платежей и потока поступлений. Поток текущих платежей и поток поступлений не могут быть спланированы вполне точно, поскольку нет и не может быть полной определенности относительно будущего состояния рынка. Цена и объемы реализуемой продукции, цены на сырье и материалы и прочие денежно-стоимостные параметры среды по факту их осуществления в будущем могут также сильно отличаться от предполагаемых плановых значений, которые оцениваются с позиций сегодняшнего дня.

Неустранимая информационная неопределенность влечет столь же неустранимый риск принятия инвестиционных решений. Всегда остается возможность того, что проект, признанный состоятельным, позже окажется убыточным, поскольку достигнутые в ходе инвестиционного процесса значения параметров отклонились от плановых, или же какие-либо факторы вообще не были учтены. Инвестор не располагает всеобъемлющей оценкой риска, так как число разнообразий внешней среды всегда превышает управленческие возможности лица принимающего решения, что предполагает наличие слабоожидаемого сценария развития событий, который, будучи неучтен в проекте, тем не менее, может состояться и сорвать инвестиционный процесс. В то же время инвестору необходимо измерять рискованность своих инвестиционных решений, как на стадии разработки проекта, так и в ходе инвестиционного процесса, чтобы повышать уровень своей осведомленности.

1.1 Учет фактора инфляции при оценке эффективности инвестиционного проекта

Одним из важнейших факторов внешней среды, влияющих на эффективность проекта, является инфляция, которая в результате формирования в России рыночных механизмов хозяйствования стала непосредственном атрибутом нашей экономики.

Согласно Методическим рекомендациям, процесс инфляции трактуется как повышение общего (среднего) уровня цен в экономике или на данный вид ресурса, продукции, услуг, труда, при этом важнейшей характеристикой служит темп инфляции, под которым понимается изменение общего уровня цен, выраженное в процентах.

В наиболее общем смысле под инвестиционным проектом понимают любое вложение капитала на срок с целью извлечения дохода. В специальной экономической литературе по инвестиционному проектированию и проектному анализу инвестиционный проект рассматривается как комплекс взаимосвязанных мероприятий, направленных на достижение определенных целей в течение ограниченного периода времени.

Формы и содержание инвестиционных проектов могут быть самыми разнообразными – от плана строительства нового предприятия до оценки целесообразности приобретения недвижимого имущества. Во всех случаях присутствует временной лаг (задержка) между моментом начала инвестирования и моментом, когда проект начинает приносить прибыль.

Весьма часто предприятие сталкивается с ситуацией, когда имеется ряд альтернативных (взаимоисключающих) инвестиционных проектов. Естественно, возникает необходимость в сравнении этих проектов и выборе наиболее привлекательных из них по каким-либо критериям.

В условиях рыночной экономики возможностей для инвестирования довольно много. Вместе с тем объем финансовых ресурсов, доступных для инвестирования, у любого предприятия ограничен. Поэтому особую актуальность приобретает задача оптимизации бюджета капиталовложений. Весьма существен фактор риска. Инвестиционная деятельность всегда связана с иммобилизацией финансовых ресурсов компании, обычно осуществляется в условиях инфляции и неопределенности, степень которой может значительно варьировать. Чтобы иметь представление о взаимодействии инвестиционных проектов с этими процессами, рассмотрим понятия инфляции и риска.

Инфляция – процесс выравнивания напряженности, возникшей в какой-либо социально-экономической среде, который сопровождается повышением общего уровня цен и снижением покупательной способности.

Влияние инфляции на показатели финансовой эффективности проекта обычно рассматриваются в двух аспектах:

– влияние на показатели проекта в натуральном выражении, когда инфляция приводит не только к переоценке финансовых результатов проекта, но и к изменению плана реализации проекта;

При оценке эффективности капитальных вложений необходимо, по возможности или если целесообразно, учитывать влияние инфляции. Это можно делать корректировкой на индекс инфляции (i) либо будущих поступлений, либо коэффициента дисконтирования. Наиболее корректной, но и более трудоемкой в расчетах является методика, предусматривающая корректировку всех факторов, влияющих на денежные потоки сравниваемых проектов. Среди основных факторов: объем выручки и переменные расходы. Корректировка может осуществляться с использованием различных индексов, поскольку индексы цен на продукцию коммерческой организации и потребляемое ею сырье могут существенно отличаться от индекса инфляции. С помощью таких пересчетов исчисляются новые денежные потоки, которые и сравниваются между собой с помощью критерия NPV.

Более простой является методика корректировки коэффициента дисконтирования на индекс инфляции.

1.2 Влияние инфляционных процессов на оценку инвестиционных проектов

Влияние инфляции — один из факторов, которые всегда должны учитываться в инвестиционных расчетах, даже если темпы роста цен и невысоки. Тем более остра эта проблема для России, живущей уже несколько лет в условиях галопирующей инфляции. Инфляция заметно меняет выгодность тех или иных проектов, как ориентированных на внутренний рынок, так и делающих ставку на экспорт продукции российских предприятий.

1. Дефлятор валового национального продукта (ВНП), обозначаемый как DEF (t) и равный отношению номинального ВНП к реальному ВНП, где номинальный ВНП измеряется в текущих ценах данного года t, а реальный — в постоянных ценах (ценах базисного года).

2. Индекс потребительских цен (ИПЦ), рассчитываемый как отношение стоимости потребительской корзины в данном году к стоимости потребительской корзины в базовом году.

3. Индекс оптовых цен или темп инфляции года t, равный измеряемому в процентах частному от деления разности между дефляторами данного и предшествующего периодов на дефлятор предшествующего периода, т. е.

4. Индекс изменения цен ресурса, рассчитываемый как частное от деления цены ресурса в момент времени t на его цену в базисный момент времени to.

5. Темп инфляции по ресурсу = (Индекс изменения цен ресурса — 1) Ѕ 100%.

Даже ожидаемая инфляция влечет серьезные издержки, которые приходится нести практически всем участникам экономического процесса:

Во-первых, “издержки стоптанных башмаков”, вызванные более частыми посещениями банка по причине невыгодности хранения денег на руках;

Во-вторых, “издержки меню”, связанные с необходимостью фирм часто изменять ценники при повышении цен;

Еще сложнее обстоит дело с непрогнозируемой инфляцией: чем более неустойчив темп инфляции, тем сильнее действие фактора неопределенности в формировании ожиданий. Неустойчивость темпов инфляции связана с дополнительным инфляционным риском, и поэтому затрагивает в немалой степени интересы всех, не склонных к риску субъектов. Сильная (галопирующая) инфляция всегда неустойчива: темпы инфляции существенно изменяются год от года. Инфляционные процессы сказываются на фактической эффективности инвестиций, поэтому фактор инфляции обязательно следует учитывать при анализе проектов и выборе вариантов капиталовложений.

Анализ международного опыта и отечественной практики учета инфляции при оценке эффективности инвестиционного проекта позволяет ввести следующую классификацию методов учета:

Инфляционная коррекция денежных потоков, связанная с проблемой постоянных и текущих цен и расчетами в рублях и валюте.

При оценке финансовой эффективности инвестиционного проекта расчеты могут быть выполнены:

Переход к твердой валюте не означает отмены необходимости учета инфляции, так как сильная инфляция изменяет план реализации проекта.

Показатели финансовой эффективности проекта связаны с динамикой значений ставок процента. При этом ставку процента рекомендуется принимать на уровне, соответствующем ставкам в странах развитой рыночной экономики, но с учетом риска российских условий. Если бы денежные потоки рассчитывались в постоянных ценах, то выбор ставки процента не был бы столь проблематичен.

Постоянные цены обеспечивают сопоставимость разновременных показателей. При проведении предварительного анализа инвестиционного проекта, как правило, используются именно цены, зафиксированные на уровне, существующем в момент принятия решения — неизменные или постоянные. К достоинствам работы с постоянными ценами следует отнести простоту при расчете и анализе реальной динамики ключевых показателей проекта (себестоимость продукции, объем продаж и т. д.) и отсутствие необходимости прогноза цен. На этом базируется убежденность большинства проектных аналитиков в том, что если расчеты проводятся в неизменных (постоянных) ценах, то учет инфляции можно проводить на стадии оценки рисков проекта. При этом необходимо иметь в виду, что учет влияния инфляции на будущие денежные потоки при нестабильной экономической ситуации, как правило, проводится в условиях неполной и недостаточно достоверной информации.

Для анализа воздействия инфляции на прогноз денежных потоков недостаточно просто изменять величину отдельных составляющих оттока и притока в соответствии с предсказываемым уровнем цен в перспективе. Это связано с тем, что темпы инфляции по различным видам ресурсов неодинаковы (неоднородность инфляции по видам продукции и ресурсов). Инфляция может оказать как положительное, так и отрицательное воздействие на фактическую эффективность инвестиционного проекта. Так, например, инфляция ведет к изменению влияния запасов и задолженностей: выгодным становится увеличение производственных запасов и кредиторской задолженности, а невыгодным — рост запасов готовой продукции и дебиторской задолженности. Примером положительного воздействия инфляции на эффективность проекта может быть увеличение остаточной стоимости активов по мере роста цен. Однако выигрыш для инвестора от повышения цен чаще имеет запаздывающий характер, и поэтому, в конечном итоге, обычно рассматривают воздействие инфляции в негативном плане.

Инфляция влечет за собой изменения фактических условий предоставления займов и кредитов, причем часто невозможно предсказать, в чью пользу изменятся условия кредитования, что влияет на эффективность инвестиционных проектов, финансируемых за счет заемных средств. Другим примером негативного влияния инфляции на параметры инвестиционного проекта является несоответствие амортизационных отчислений повышающемуся уровню цен, и, как следствие этого, завышение базы налогообложения. Амортизационные отчисления производятся на основе цены приобретения с учетом периодически производящихся переоценок, не адекватно отражающих темп инфляции. В странах с развитой рыночной экономикой защитой от подобного налогового пресса являются: законодательно разрешенная корректировка суммы начисленного износа и остаточной стоимости постоянных активов, создание специальных резервов для переоценки основных фондов, инвестиционный налоговый кредит. Так, ускоренная амортизация, представляя собой налоговое прикрытие, способствует уменьшению базы налогообложения и поощряет формирование капитала. При отсутствии подобных механизмов налоговое бремя тем сильнее давит на инвесторов, чем выше темпы инфляции: амортизационные отчисления представляют собой фиксированные суммы, причем их удельный вес в себестоимости продукции падает, а накопления не дают возможности произвести адекватную замену оборудования. В результате — увеличение сумм выигрыша от налогового прикрытия отстает от динамики инфляции.

ОАО “АНК “Башнефть” по уровню добычи нефти входит в первую десятку нефтедобывающих компаний России. Компания “Башнефть” разрабатывает свыше 150 месторождений, основная часть которых находится на поздней, завершающей стадии разработки. Поэтому с целью увеличения сырьевой базы в последние годы Компания активно работала над поиском и разведкой новых месторождений нефти как в Башкортостане, так и в других регионах России. По вводу новых месторождений за последние 6 лет “Башнефть” занимает третье место среди нефтяных компаний России.

Компания ведёт добычу нефти на территории Башкортостана, Татарстана, Оренбургской области из месторождений Урало-Поволжской нефтегазоносной провинции (всего свыше 160 месторождений), большинство из которых находятся в фазе падающей добычи. Качество нефтяных запасов компании невелико: месторождения характеризуются высокой степенью истощённости (около 85%), обводнённости (до 90%) и повышенным содержанием серы (2% и выше). Также компания добывает нефть на четырёх лицензионных участках в Ханты-Мансийском автономном округе. На конец 2009 года доказанные запасы компании по категории 1P составляли 1,3 млрд. баррелей (177,4 млн. т) нефти, а с учетом вероятных и возможных — 2,1 млрд. баррелей (286,5 млн. т).

“Башнефти” принадлежит три нефтеперерабатывающих завода мощностью 24,07 млн. т в год (“Уфанефтехим”, Уфимский нефтеперерабатывающий завод и “Новойл”), а также нефтехимический комбинат “Уфаоргсинтез”. По данным за первый квартал 2010 года “Башнефть” являлась отраслевым лидером по глубине переработки нефти на своих предприятиях – 84,8%, при среднероссийском показателе – 72,5%.

За сбыт продукции компании ответственны собственные нефтебазы, расположенные на территории Башкортостана, Удмуртии и Оренбургской области, 460 собственных АЗС (принадлежат дочерним ОАО “Башкирнефтепродукт”, ООО “Башнефть-Удмуртия” и ОАО “Оренбургнефтепродукт”) и более 160 сторонних АЗС, работающих на условиях франчайзинга и джоберских соглашений.

Для проведения экспресс-анализа результатов деятельности и финансового состояния предприятия используем данные бухгалтерской отчетности (приложения А, Б).

Показатели интенсивность использования факторов производства (производственных ресурсов) предприятия в рыночных условиях служат общей оценкой эффективности работы предприятия.

Динамика показателей использования производственных ресурсов приведена в таблице 1.

Таблица 1 – Динамика показателей использования производственных ресурсов

Http://knowledge. allbest. ru/economy/2c0b65625b3ad69a4d43a89421306c26_0.html

Россия по установленным мощностям первичной переработки занимает 3-е место в мире. С учетом введенного в эксплуатацию в ноябре-декабре прошлого года НПЗ ТАНЕКО суммарная мощность первичной переработки нефти в России на начало 2012 года составляет более 280 млн т/год. Однако российская нефтеперерабатывающая промышленность значительно уступает развитым странам по технологическому уровню и по доле вторичных процессов. При этом российские нефтепереработчики работают с высокой рентабельностью в отличие от своих зарубежных коллег.

Для сравнения: глубина переработки в США достигает 95%, в Европе — 85—93%, а на российских НПЗ не превышает 69%. Отношение вторичных мощностей к первичным в России составляет 70—72%, тогда как в среднем по миру — 97%, в США — 154%. Индекс сложности Нельсона американских НПЗ — 9,7, европейских — 6,8, в среднем по миру — 6,1, российских — 5,3.

Несмотря на то что нефтепереработка в мире характеризуется хронически низкой рентабельностью и постоянным избытком мощностей, в России за последние 10 лет объемы нефтепереработки возросли на 47%, а загрузка НПЗ до 92% против 82% в мире. Текущий объем выпуска нефтепродуктов российскими НПЗ более чем в два раза превышает потребности внутреннего рынка.

Российские НПЗ, несмотря на технологическую отсталость, удаленность большой части заводов от основных рынков сбыта (например, НПЗ Поволжья) и неэффективную «выходную» логистику, а также отсутствие эффективного управления, имеют, по оценкам Минэнерго РФ, рентабельность втрое выше, чем в среднем по Европе. Объясняется это в первую очередь разницей в экспортных пошлинах на сырую нефть и нефтепродукты.

В настоящее время в нефтяной отрасли действует так называемая система 60/66/90. Это означает, что ключевой коэффициент формулы экспортной пошлины на нефть равен 60% (по этой формуле при цене на нефть в 100 долл. за баррель экспортная пошлина составляет около 50 долл.). Экспортные пошлины на бензины и прочие нефтепродукты равны соответственно 90 и 66% от пошлины на сырую нефть. Повышенные пошлины на бензины были введены в мае-июне 2011 года в целях снижения внутренних цен на бензин в качестве временной меры.

В ближайшие 10 лет российские НПЗ реализуют масштабные планы по модернизации производства нефти, причем максимальные вложения придутся на 2014—2015 годы. Государство стимулирует нефтяников к модернизации через две ключевые инициативы:

1) Ужесточение требований технологического регламента для повышения качества бензина и дизельного топлива российского производства. Переход на Евро-2 должен состояться до 31.12.12, на Евро-3 — до 31.12.14, Евро-4 — до 31.12.15. Срок перехода на Евро-5 не ограничен.

2) Изменение ставок экспортных пошлин для стимулирования повышения выхода светлых нефтепродуктов российских НПЗ. С 1 октября 2011 года ставка экспортной пошлины на нефть составила 60% (было 65%), а экспортная пошлина на темные нефтепродукты была повышена до 66% (было 47% с начала 2011 года и около 40% ранее).

Следует оговориться, что выполнение требований технического регламента фактически не приводит к увеличению глубины переработки и не решает проблемы низкой экономической эффективности переработки, так как требует только улучшение качества моторного топлива, но не изменения структуры выхода нефтепродуктов. А субсидирование нефтепереработки в целом стимулирует не только модернизацию на базе существующей первичной переработки, которая и без того избыточна, но и введение в эксплуатацию новых мощностей.

В рамках модернизации правительство ожидает увеличения глубины переработки нефти не менее чем до 85%. Помимо нее ВИНК и независимые компании планируют увеличение нефтеперерабатывающих мощностей на 18 млн т/год, как за счет расширения существующих НПЗ, так и за счет строительства новых. При этом большинство проектов остаются рентабельными лишь при условии сохранения субсидий в российскую нефтеперерабатывающую промышленность.

В случае применения политики на выравнивание пошлин на нефть и нефтепродукты (в целях, например, повышения налоговых поступлений) такое экстенсивное развитие может привести к большому количеству «модернизированных» заводов по всей территории России с отрицательной рентабельностью деятельности, которые окажутся под угрозой остановки вследствие загрузки существенно ниже проектной.

Поэтому требуется детальный количественный анализ влияния принимаемых решений на экономику отрасли. Причем, принимая во внимание низкую однородность российской нефтепереработки и масштаб территории страны, единицей такого анализа должен быть нефтеперерабатывающий завод.

Сохранение дифференциала пошлины на бензины и другие нефтепродукты может тормозить «бензиновую» модернизацию заводов, так же как в свое время пониженная пошлина на темные нефтепродукты дестимулировала инвестиции в углубляющие процессы. Уже в среднесрочной перспективе сохранение повышенной пошлины на бензины может привести к реальному дефициту бензина в России, где в отличие от Европы именно бензин является основным моторным топливом.

Возврат к единой ставке на все нефтепродукты 60/66 необходим для нормального развития нефтепереработки в России. Естественно, что одномоментное снижение пошлины на бензины приведет к росту внутренних цен, т. к. вырастет экспортная альтернатива (ввести запретительную пошлину просто, отменить — нет). Тем не менее в формировании внутренних цен на бензин участвует не только ставка экспортной пошлины.

С 2012 года ставка акциза на бензин АИ-92 3-го экологического класса составляет 7382 руб. за тонну или около 20—24% от средней потребительской цены такого бензина. Снижение пошлин на бензин с уровня 90 до 66% может привести к увеличению стоимости экспортной альтернативы максимум на 3500 руб. за тонну. Более того, существенную долю при формировании конечных цен занимает крайне высокая маржа (по сравнению с США или Европой) оптовых и розничных посредников, обусловленная низкой конкуренцией. Таким образом, рост внутренних цен в краткосрочной перспективе может быть сдержан более гибкой политикой в отношении акцизов и повышением конкуренции на внутреннем рынке в средне – и долгосрочной перспективе.

Кроме того, необходимо сокращать разницу в экспортных пошлинах на нефть и нефтепродукты, снижая объем субсидирования нефтепереработки. По нашим оценкам, к концу десятилетия можно будет выйти на режим 60/90 в принятых терминах, при этом уровень субсидии переработки составит около 5 долл. за баррель. Такой вариант простимулирует компании увеличить глубину переработки вместо строительства избыточных для мирового рынка и самой России мощностей по перегонке нефти. Ключевым условием для достижения успеха при этом является необходимость со стороны государства заранее обозначить указанную политику на сближение пошлин и закрепить ее на законодательном уровне.

В результате выиграют все заинтересованные стороны, так как российский рынок будет насыщен предложением высококачественных нефтепродуктов, а высокий уровень загрузки отечественных НПЗ обеспечит собственникам стабильные денежные потоки даже в условиях негативной конъюнктуры на мировом рынке нефтепереработки.

Http://www. strategy. ru/publications/237/

1 2/2011 Переработка нефти и газа УДК Кондинский НПЗ пилотный проект безмазутной схемы завода. Опыт проектирования и строительства А. К. КурочкиН к. т.н., Директор проектов ООО «НПЦ «Термакат», Уфа Более чем у 20-ти больших российских НПЗ и у всех мини возникли серьезные опасения за рентабельность своих предприятий: с ожидаемым вводом экспортных пошлин на мазут продавать его на экспорт станет не выгодно, а на внутреннем рынке нет такой большой востребованности в мазуте. У нефтепереработчиков возникла серьезная озабоченность: где найти, как определить эффективность и быстро построить простые технологические процессы, которые позволили бы за короткий срок исключить мазут из товарной продукции завода, а вместо него производить высоколиквидные нефтепродукты с высокой добавленной стоимостью. нологиями в России разработан базовый проект конфигурации завода по переработке нефти по безмазутной схеме и построен пилотный завод глубокой переработки нефти Кондинский НПЗ. Некоторые особенности его проектирования и строительства приведены в данной статье. Минимизируем капзатраты Мощность завода на переработку тыс. тонн нефти в год для Кондинского НПЗ задал Заказчик. Для нас, разработчиков безмазутной конфигурации завода, самой важной задачей была необходимость показать профессиональному отечественному сообществу эффективность технологии глубокой конверсии мазута в моделируемых масштабах пилотного завода. Пожалуй, одной из главных задач, было желание доказать, что малый НПЗ, построенный по всем нормам и правилам отрасли и промышленной безопасности может Опять вспомнили технологию замедленного коксования нефтяных остатков, но ни в России, ни за рубежом нет потребности в таком огромном количестве низкокачественного высокосернистого кокса. В то же время, вот уже около 10 лет, как альтернатива замедленному коксованию, предлагаются простые и надежные способы термической конверсии мазутов в бензино-дизельные дистилляты. Дополнительный выход ценных дистиллятов достигает до 60 90%, и в минимальном количестве остаток либо жидкий кокс, либо пеки, либо битумы. Высокая дополнительная доходность от продукции конверсионных установок значительно повышает рентабельность всему заводу. Построены промышленные и пилотные установки глубокой конверсионной переработки нефтяных остатков. На основе процесса «Висбрекинг – Термакат» в интеграции с простыми техпроизводить высококачественную продукцию и, при этом быть рентабельным. Среди профессионалов нефтепереработчиков бытует мнение, что заводы мощностью менее 4-х млн тонн нефти в год нерентабельны: при малой глубине переработки нефти (ГПН) мала выручка от реализации товарной продукции (высокий выход мазута, а мазут дешевле нефти), при высоких капитальных затратах на достижение максимальной ГПН срок окупаемости капитальных затрат неимоверно большой. Действительно, если рассматривать проект завода на производство менее 80% светлых моторных топлив с качеством не менее Евро 4, в технологической конфигурации НПЗ с традиционным набором вторичных и облагораживающих процессов, то, окупаемости затрат можно и не дождаться (Рис.1). Однако за последнее 10-летие, вместе с нанотехнологиями, совершенствовались старые и создавались новые 50 всероссийское отраслевое рекламно-информационное издание

2 Переработка нефти и газа 2/2011 Рис. 1. Объемы необходимых инвестиций на строительство комплектных НПЗ по традиционным конфигурациям с различной ГПН (Источник: ООО «Прима-Химмаш») технологические процессы переработки нефти, которые коренным образом изменяют представления об оптимальности построения технологических схем современных НПЗ. Стереотипы построения заводских схем из традиционных технологических цепочек устаревших процессов разрушаются, поскольку созданы новые, энергосберегающие, экологичные и высокоэффективные технологические процессы. И, что особенно важно, появились конкурентные процессы с меньшей капиталоемкостью, нежели существующие. Кроме того, интегрирование совершенных технологических процессов позволяет создавать новые технологические комплексы и значительно экономить на капитальных затратах на оборудование. Строительство современного, в том числе и малого НПЗ на производство в максимальном количестве светлых топлив по Евро 4, можно осуществить с удельными капитальными затратами менее чем за долларов на перерабатываемую годовую 1 тонну нефти. В таблице 1 приведен экономический тест-драйв предварительной оценки эффективности планируемого к строительству НПЗ. Окупаемость инвестиций в строительство малого НПЗ в срок не более 3 4 лет возможна только при условии высокой глубины переработки нефти. Все «мини» с малой ГПН вымрут как нерентабельные, а все «мини» с малой стоимостью основных фондов (менее млн долларов) можно списывать, как не отвечающие нормам и требованиям промышленной безопасности, надежности и экологичности. На безопасность и экологию малого НПЗ надо потратить не менее 5 10 млн долларов. 51

3 2/2011 Переработка нефти и газа Таблица 1. Экономический базис принятия решения по строительству малого НПЗ 2 года срок проектирования и строительства 300$/т макс. удельный объем инвестиций, окупаемых за 4 5 лет 100$/т сумма чистой прибыли с 1т сырья при ГПН более 90% 2 3 года эксплуатационный срок на окупаемость инвестиций 50$/т сумма чистой прибыли с 1 т сырья при ГПН менее 60% 4 6 лет и более срок на окупаемость инвестиций 10 млн.$- годовая чистая прибыль для НПЗ-0,1 3 года эксплуатационный срок окупаемости инвестиций 30 млн.$ предельная сумма инвестиций на создание НПЗ ГПН >90% Таблица 2. Некаталитические процессы углубления переработки нефти для НПЗ-1,0 Процесс Капиталовложенияя, млн.$ Поиск эффективных технологий Под невысокий предельно возможный лимит инвестиционного финансирования на строительство НПЗ, необходимо найти эффективные технологические решения по обеспечению максимальной выработки светлых топлив гарантированного качества по Евро-4. Для НПЗ малой мощности нет готовых процессных решений, и оборудование и технологию надо разрабатывать, что называется «с нуля». Процессы вакуумной перегонки и деасфальтизации не дают конечной товарной продукции. Более того, для увеличения глубины переработки и тяжелый вакуумный газойль и деасфальтизат требуют дальнейшей капиталоемкой каталитической переработки. Гудрон и асфальтит необходимо направлять либо на висбрекинг, либо на окисление до битумов либо на замедленное коксование (Таблица 2). Использование названных процессов в схемах малых НПЗ не рекомендуется глубина переработки не превысит 75 80%, а капвложения увеличиваются в 2 3 раза. Стоимость процессов замедленного коксования в предложениях известных фирм оценивается в млн долларов для мощности по сырью в 500 т. т.в год. При максимальной глубине переработки нефти у замедленного коксования, однако довольно много минусов: дороговизна % увеличения ГПН Аналитическая оценка Вакуумная перегонка ТВГ и гудрон требуют углубляющих процессов переработки Деасфальтизация ДА и асфальтит требуют углубляющих процессов переработки Традиционные висбрекинг Малоэффективен, но переводит гудрон в котельное топливо М-100 Замедленное коксование При max ГПН дорог, ТГК требует переработки, высокосернист. кокс? Мягкий висбрекинг При минимальных капвложениях обеспечивает max ГПН: БДФ на облагораживание, остаток битум и сложность аппаратного оформления, сложность технологии выгрузки кокса, необходимость операций сортировки, сушки, прокалки и обессеривания кокса, сохранение экологической безопасности требует больших затрат. Кроме того замедленное коксование производит до 10 20% тяжелых газойлей коксования, которые необходимо направлять на дальнейшую каталитическую переработку, а высокосернистый кокс ЗК проблемный продукт для рынка сбыта. Затраты на строительство установок висбрекинга такой же мощности как и УЗК, гораздо дешевле их, и составляют около млн долларов. Однако, традиционные процессы висбрекинга дают лишь 5 8% углубления переработки, – их основное назначение превращать гудрон в котельное топливо М-100. В России котельный мазут активно вытесняется газовым топливом, поэтому потребность в нем постоянно падает. Зарубежные НПЗ, покупавшие дешевый мазут для замены дорогостоящей сырьевой нефти, выполняя предписания экологов, отказываются от мазутов с содержанием серы более 1%. Мазут стал мало востребованным, и конечно, надо искать малозатратные технологии его глубокой переработки. Максимальный ресурс увеличения глубины переработки нефти, безусловно в квалифицированной переработке мазута. 52 Новые конверсионные процессы В последние годы появились новые конфигурации процессов висбрекинга, которые можно рассматривать как высокоэффективную альтернативу замедленному коксованию, специализация новых термических конверсионных процессов: производить в максимальном количестве светлые бензино-дизельные дистиллятные фракции (до 60 90%), а выход остатков с квалификацией «жидкий кокс», пек, либо битум минимизировать. Такие процессы предлагают фирмы Shell, Chioda, Термакат и др. В новых процессах термической конверсии остатков производятся только целевые бензино-дизельные дистилляты, а также высоко востребованные неокисленные битумы, доля которого, как остатка, минимальна. Битумы одновременно являются и высоколиквидным товаром и сырьем для дальнейшей глубокой переработки. При минимальном выходе тяжелого битумного остатка обоснованными могут стать и капиталоемкие процессы их безостаточной переработки, такие как замедленное коксование, гидрокрекинг или даже газификация. Для разработки малобюджетного варианта заводской схемы глубокой переработки нефти целесообразнее всего выбрать процессы мягкого висбрекинга, как самые простые, надежные и высокоэффективные. Концептуально определив предполагаемую технологию переработки нефтяного остатка, необходимо ее сопоставить с физико-химическими свойствами сырьевой нефти (Таблица 3), обратив особое внимание на выход остатка и содержание в нем парафинов, серы и асфальтенов. В выборе технологических принципов при разработке будущей схемы конфигурации завода неоценимую поддержку окажут профессионализм и опыт разработчиков. Непременно должны быть реализованы: целостность схемы и технологическое совершенство всей конфигурации завода. Наши главные технологические принципы при проектировании: нефти, теперь, как правило, все более тяжелые и высокосернистые, и их прямая перегонка не дает товарных продуктов, значит и нет необходимости на первом переделе использовать четкую атмосферную перегонку тяжелой нефти; мазут, как полупродукт необходимо подвергать конверсионной переработвсероссийское отраслевое рекламно-информационное издание

4 Переработка нефти и газа 2/2011 Таблица 3. Негативные свойства нефти и выбор оптимального процесса ГПМ Свойства нефти Показатели. Рекомендуемые процессы при значениях малое среднее высокое Плотность, г/см 3 0,83 Атмосферная перегонка 0,86 Вторичные по необходимости >0,90 Вторичные процессы для остатка Содержание серы, % масс. Содержание асфальтенов, % масс. Выход фракций НК-300 С Выход атмосферного остатка >360 С Выход вакуумного остатка <1,0 Сероочистка нафты и дизтовлив <2,0 Без внимания >60,0 Обычная перегонка <30,0 Найти квалификацию остатка Плотность вакуумного остатка, г/см 3 <0,89 Отличное сырье для висбрекинга 1,0 2,0 Сероочистка газов и дистиллятов, производство серы 2,0 4,0 Внимание при переработке остатков 30,0 50,0 Необходимы процессы по увеличению выхода 50,0 70,0 Необходимы висбрекинг, битумная Для топливных НПЗ вакуумная перегонка не рекомендуется 0,90 0,93 Хорошее сырье для висбрекинга >2,0 Многоступенчатая сероочистка всех потоков, производство серы >6,0 Специальные вторичные процессы, висбрекинг-термакат, гидрокрекинг <30,0 Без вторичных процессов не обойтись >70,0 Висбрекинг необходим в интеграции с АТ и термополиконденсацией остатков >1,00 Проверить асфальтены, легкий висбрекинг, остаток на гидрокрекинг ке, а полученные прямогонные и конверсионные бензинодизельные фракции целесообразно направлять на облагораживание одним потоком; для топливных НПЗ вакуумная перегонка лишнее звено, прежде всего, потому что конверсия мазута в бензинодизельные дистилляты проходит гораздо глубже и без таких негативных осложнений как закоксовывание оборудования, характерных для термолиза вакуумных остатков гудронов; тяжелые остатки от конверсионных процессов целесообразнее всего доводить до качества товарных битумов, чтобы избежать выпуска продукции с низкой стоимостью. Среди конверсионных процессов, обеспечивающих максимальный перевод тяжелых нефтяных углеводородов в светлые бензино-дизельные дистилляты выделяется отечественный технологический процесс «Висбрекинг-Термакат» (Таблица 4). Отметим его основные преимущества: 1. Максимальный выход бензино-дизельных дистиллятов; 2. Минимальная инвестиционная стоимость капитальных затрат; 3. Термолизный остаток квалифицируется как высококачественные дорожные битумы; 4. Высокая интегрируемость процесса с первичной перегонкой нефти и с каталитическими процессами облагораживания дистиллятов, а также с процессами уплотнения остатков. Этап строительства Кондинского НПЗ 53

5 2/2011 Переработка нефти и газа Таблица 4. Висбрекинг-ТЕРМАКАТ новые возможности висбрекинга Технологии Традиционный висбрекинг Висбрекинг-ТЕРМАКАТ Показатели Назначение Уменьшение вязкости Получение светлых продуктов до 60 90% на мазут Продукты Газ, бензин, мазут М-100 Дизтопливо (до 70 80%), битум, бензин, газ Решает задачи Повышение качества нефтяного остатка Прямая конверсия тяжелых фракций в светлые, остаточных фракций в битум Название старое новое назначение: базовый процесс глубокой переработки мазутов «Висбрекинг-Термакат» квалифицируется как малобюджетный базовый процесс глубокой переработки мазутов и рекомендуется для модернизации действующих НПЗ на кардинальное углубление переработки нефти, а также в качестве базового проекта технологии при проектировании и строительстве и малых и больших НПЗ на максимальную глубину переработки нефти (по безмазутной схеме). Методология проектирования Приступая к проектированию, при выборе проектных решений, необходимо учесть: мощность НПЗ на толщину проектных линий не влияет, все нормативы должны быть выдержаны для любого НПЗ; необходимо обеспечить технологическую стабильность в малых потоках; приоритетны: безопасность, надежность и высокая экологичность, насосы необходимо применять только с герметичным магнитным приводом; полная автоматизация. Как показывает практика, проектировать малый НПЗ гораздо сложнее, нежели НПЗ большой мощности. Основная проблема в том, что нормативов для малых НПЗ нет, а вписаться в существующие нормативы для больших предприятий зачастую просто невозможно. Масштабирование, особенно малых потоков также довольно каверзный вопрос. Как непременное условие высокой надежности, промышленной и экологической безопасности мы в технологии устанавливаем бессальниковые насосы с герметичным магнитным приводом. Кроме этого, непременное условие полная автоматизация основной технологии и всех вспомогательных операций. В целом же на всех этапах и стадиях проектирования малого НПЗ должны быть реализованы в обязательном порядке следующие проектные задачи из основной части перечня: 1. Проработка технологической концепции интегрирования процессов. 2. Выбор производителей малотоннажного сертифицированного оборудования. 3. Поиск оптимальных компоновочных решений. 4. Совершенство инженерных сетей и вспомогательных объектов ОЗХ. 5. Соблюдение отраслевых норм промышленной и экологической безопасности. 6. Поиск безостаточных технологий переработки и утилизации отходов (серы, мехпримесей). Вписаться в заданные проектом сроки подчинены все графики и планы по всем разделам всех исполнителей и субподрядчиков. Безусловно, в графике предусмотрена высокая степень параллельности одновременного выполнения различных работ. Разработке технологической схемы и пакета предпроектной документации для будущего завода обязательно предшествует проведение пилотного процессинга на сырье Заказчика, поскольку именно на этом этапе формируется залог эффективности будущего предприятия. Кроме того, параллельно разрабатываются и исходные данные для проектирования НПЗ. На завершающей стадии разработки процессинга в первую очередь необходимо приступить к расчетам и проектированию нестандартного технологического оборудования, поскольку именно этот вопрос Рис. 2. План размещения объектов НПЗ-0,1-III-е3 54 впоследствии оказывает решающее влияние на выдерживание графиков и проектирования и строительства НПЗ. Как ни странно, но самым сложным процессом в создании НПЗ для нас оказался вопрос участия в управлении проектом. Не вдаваясь в детали конкретного примера, можно сделать вывод, что функции Заказчика, Генпроектировщика и Генподрядчика должны быть четко разграничены. Опыт строительства показал, что работы, выполняемые хозспособом должны быть минимизированы и подчинены Генподрядчику. Разработчик технологии обязательно должен быть в дирекции управления строительством НПЗ, постоянно находиться на строительной площадке с авторским надзором по проекту и участвовать в комиссии технадзора. Безусловно, для малых НПЗ целесообразно вести проектирование в модульном исполнении: заводской монтаж модулей в цехах изготовителя всегда быстрее, качественнее и, что особенно важно надежнее. Монтаж модулей на промплощадке гораздо быстрее. Монтажникам остается еще раз проверить правильность заводской сборки модулей и осуществить межмодульные сборки. На рис. 2 следует обратить внимание всех приверженцев «мини», что техноловсероссийское отраслевое рекламно-информационное издание

6 Переработка нефти и газа 2/2011 гия это всего лишь я часть территории промплощадки и, хотя и главный, но лишь 1 пункт из ти пунктов перечня объектов общезаводского хозяйства и инженерных сетей НПЗ. Наличие и правильность (в соответствии с отраслевыми нормативами) размещения всех вспомогательных, но необходимых объектов, обеспечивающих надежную и безопасную эксплуатацию предприятия, дает право называть объект «малый НПЗ». Особое внимание должно быть уделено объектам экологической безопасности. Важно сначала количество, затем качество Соответствие вырабатываемой продукции качественным требованиям, предписанным техническим регламентом, безусловно, главный критерий любого нефтеперерабатывающего предприятия, в том числе и малого НПЗ. Если максимальную глубину переработки нефти обеспечивает технология мягкого термоконверсионного процесса, то обеспечение качества бензинов и дизтоплив гарантируют классические процессы облагораживания (Рис.3). Рис. 3. Интегрированная блок-схема типового НПЗ-ТЕРМАКАТ мощностью 0,1 1,0 III уровня ГПН с качеством по Евро-4,5 Понимая, что каталитика для малых мощностей дорога, мы остановили свой выбор на каталитическом облагораживании суммарного бензинодизельного потока. В основу этой технологии мы заложили известный более 50-ти лет процесс автокатализа. Блок каталитического облагораживания дистиллятов (КОД) жестко интегрирован по паровому потоку (сырьевой поток) с блоком глубокой переработки мазута (ГПМ), а также с блоком четкой ректификации 55

7 2/2011 Переработка нефти и газа (продуктовый поток). Интеграция процессов минимизирует металлоемкость оборудования. Все газовые потоки завода предусмотрено очищать от сернистых соединений. Сера направляется на производство битумов или сероцементных строительных изделий. Отходов на производстве нет. Примененные проектные решения позволили достичь максимально высокой глубины переработки нефти и создать совершенный малый НПЗ с высоким уровнем рентабельности. Кондинский НПЗ, как пилотный проект завода по безмазутной технологии переработки нефти, показал, что разработанная технология может кардинально увеличить глубину переработки: выход бензино-дизельных дистиллятов составил 87%, при их потенциале в нефти 62%. Дополнительно получено 25%! Промышленное внедрение технологии «Термакат» на польском НПЗ-Ясло (дополнительный выход БДФ составил 14%, при окупаемости затрат менее 2-х месяцев) и на отечественном пилотном Кондинском заводе доказали, что есть новый современный процесс, который можно адаптировать к любому НПЗ (см. рис.4.) с целью модернизации на кардинальное углубление переработки нефти. Для модернизации НПЗ-Ясло понадобилось всего 2 дополнительных аппарата, при этом использовалась существующая печь сырья вакуумной колонны. Как видно на рис. 4 схема модернизации атмосферной перегонки довольно проста, а ожидаемый эффект очень Рис. 4. Схема и технико-экономические параметры модернизации АТ монтажом блока Висбрекинг-Термакат на любом НПЗ значимый от 15 и до 30 35% ДОПОЛ – НИТЕЛЬНОГО КОЛИЧЕСТВА бензинодизельных фракций. Расчетный срок окупаемости затрат на модернизацию не превышает 6 месяцев. Примеры разработанных технологий За 10-ти летний период проведения нами лабораторных процессинговых экспериментов, технология отработана на более чем 120-ти видах нефтяного сырья. Разработано около 2-х десятков разновидностей интегрированных технологических схем для решения типовых проблем по увеличению глубины переработки тяжелых нефтей, мазутов, гудронов, нефтешламов, высокопрарафинистых остатков, сланцевых смол и пр. и пр., а также разработаны базовые конфигурации безмазутных технологических схем НПЗ на глубину переработки нефти более 90% мощностью от 1 млн тонн до 15 млн тонн нефти в год. Не могу не привести результаты особенно значимых НИР, выполненных для именитых российских фирм. Из высокопарафинистых газоконденсатных мазутов Астраханского ГПЗ и Сургутского ЗСК с температурами застывания более +30 С выход бензинодизельных дистиллятов достигает 88 93%, а в остатке (Таблица 5) получаются маловязкие флотские мазуты либо высококачественные дорожные битумы. Для названных заводов мощность установок мягкой конверсии мазутов определена количеством вырабатываемых остаточных мазутов по 400 тыс. тонн в год, сумма предполагаемых затрат на строительство каждой установки не превысит 16 млн долларов, а ожидаемая прибыль на одном заводе оценивается в 36 млн долларов. Технология рекомендована к внедрению еще в 2002 г., но внедрение кем-то заблокировано, оказывается выгоднее продавать мазут на экспорт, нежели производить дизтопливо. Кстати, на лабораторной установке из медицинского парафина выход безинодизельных дистиллятов составил 93%, а в остатке получен флотский мазут с содержанием асфальтенов 3%. Из тяжелой нефти, представленной фирмой из Татарстана, по нашей технологии дополнительно получено около 21% бензиновых и 17% дизельных фракций, а выход тяжелого остатка снизился на 39,5 %, остаток квалифицируется как битум (рис. 5). Чтобы избежать проблем с транспортировкой тяжелой нефти, рекомендовано построить прямо на промысле малую установку по производству битумов и реализовывать их прямо с промысла дорожникам, а производимые светлые бензино-дизельные дистиллятные фракции плотностью менее 820 кг/м з целесообразно по нефтепроводу качать на переработку на НПЗ. Предложение обсуждено и одобрено 2 года назад, но движения вперед нет. Говорят: нет денег. Разработанная технология может быть применима на нефтебитумных заводах (например, Шугуровском): помимо высококачественных дорожных битумов будет выпускаться бензино-дизельная широкая фракция легких углеводородов, реализация которой обеспечит битумному заводу высокую прибыльность. Тяжелая высоковязкая нефть, представленная из сибири, имеет высокую исходную плотность 940 кг/м з, высокую вязкость (бензин и керосин полностью отсутствуют начало кипения в 240 С) и весьма проблемна для трубопроводной транспортировки, кроме того, при уникальности своих свойств имеет низкую ценовую категорию. С поставленной задачей: повысить ценовую категорию уникальной нефти, мы справились за 7 месяцев. Проведением лабораторных процессингов найдены технологические решения по эффективной промысловой подготовке нефти к сдаче в нефтепровод с пониженной плотностью и малой вязкостью. 56 всероссийское отраслевое рекламно-информационное издание

8 Переработка нефти и газа 2/2011 Таблица 5. Переработка газоконденсатных мазутов в бензино-дизельные дистилляты Показатели ГКМ-1 ГКМ-2 Исходные свойства: плотность, кг/м 3 температура застывания, С содержания серы, % масс. выкипает % об. до 360 С Выход, % масс.: газ нафта, фракция НК-180 С дизельная фракция С остаток,45 41, (М-100) ,37 33, (битум) Исходная нефть переведена нами по безостаточной технологии в облегченную синтетическую нефть с плотностью 870 кг/м з, в нефти появились (рис. 6) бензиновые фракции, а количество фракций выкипающих до 390 С увеличилось на 31 %, вязкость снизилась в 3 раза. Нефть переведена в более высокую ценовую категорию. Строительство установки промысловой подготовки нефти спрогнозировано с минимальными затратами, которые должны окупиться менее чем за 1 год эксплуатации. На 2010 г. компанией планировалось строить промысловую пилотную установку, но работа, похоже, ушла «на полку», новый менеджмент компании ничего не знает о проведенной заказанной работе, а до «генералов» не достучаться. Для промыслов тяжелой нефти и для трубопроводного транспорта разработанная технология является наиболее эффективным решением подготовки нефти. Казалось бы, какой абсурд, модернизировать установку замедленного коксования на углубление переработки нефти. Однако технологии мягкого висбрекинга могут использоваться и для предварительного крекирования сырья коксования и для конверсии тяжелого газойля в бензино-дизельные дистилляты. Для одной из ведущих ВИНК тяжелый газойль коксования (на их УЗК выход 16%) по предлагаемой технологии практически полностью переводится в бензино-дизельные дистилляты, и лишь около 2% вовлекается в сырье коксования (табл.6.). Расчетная ожидаемая прибыль в 10 раз превышает предполагаемые Рис. 5. Потенциальное содержание фракций в сырьевой ТОГ-нефти и выход продуктов по технологии «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ» минимальные затраты на модернизацию (поскольку имеется простаивающая печь термолиза вторичного сырья). Предложена модернизация установки замедленного коксования, предложение одобрено и на заводе и в главном управлении нефтепереработки, но продолжение работ утонуло в коридорах завода и кабинетах головной компании. В планы модернизации предприятий на 2011 г. предложенная технология не попала. И еще один пример: из ближнего зарубежья нам привезли мазут марки М-100 с просьбой получить из него дорожный битум. Дорожный битум мы не стали получать, поскольку само сырье содержало вторичные продукты переработки и нерастворимых в толуоле было больше 2%, а, как известно, для битумов этот показатель нормируется в 1%. Однако нам удалось получить из этого сырья 50% бензино-дизельных дистиллятов, а в остатке опять-таки был мазут М-100, но с температурой застывания на 15 С ниже, чем исходный мазут. Прекрасный пример высокого потенциала процессов мягкого висбрекинга для модернизации действующих НПЗ на кардинальное углубление переработки нефти. 57

9 2/2011 Переработка нефти и газа 4. Совершенные малые НПЗ на основе безмазутной схемы переработки нефти являются высокорентабельными нефтеперерабатывающими предприятиями и имеют право на жизнь, например, в качестве промысловых установок, региональных НПЗ для обеспечения сезонного спроса на дизтоплива и битумы, и др. 5. Монтируя блок «Висбрекинг-Термакат» в составе построенных «мини-нпз», можно перепрофилировать последние на выпуск высококачественных дорожных битумов с сопутствующим выпуском широкой фракции легких углеводородов, реализуемых на большие НПЗ в качестве сырья для дальнейшей переработки. Зарубежные фирмы сделали свой выбор в пользу малобюджетных технологий глубокой переработки нефти, теперь решающее слово за отечественным профессиональным сообществом, менеджментом ВИНК, НПЗ и Минэнерго. Рис. 6. Перевод тяжелой нефти (Rn) в облегченную синтетическую нефть Таблица 6. Выход продуктов УЗК и термолиз тяжелого газойля коксования Технология Замедленное Продукты коксование Висбрекинг – ТЕРМАКАТ Газы 10 13% +2% Бензин 7 10% +3% Легкий газойль 30 34% +10% Тяжелый газойль 16% 0 Кокс 29 30% +2% Модернизация УЗК по технологии «Термакат» увеличит выход бензиновых и дизельных дистиллятов на 12 13% и исключит выход тяжелого газойля Выводы Полученный промышленный опыт на пилотном Кондинском НПЗ, построенном по безмазутной технологии переработки нефти, позволяет сделать основные выводы и рекомендации: 1. Разработанная технология характеризуется простым и надежным аппаратурно-технологическим оформлением, отличается малой капиталоемкостью и высокой эффективностью конверсии тяжелых углеводородов в бензино-дизельные дистиллятные фракции, что значительно увеличивает глубину переработки нефти. 2. Технология рекомендуется для ускоренной модернизации действующих НПЗ с целью достижения глубины переработки нефти свыше 85 90%. Дополнительно получаемые светлые дистиллятные фракции подвергаются облагораживанию на существующих на НПЗ каталитических процессах 3. Отработанные малобюджетные схемы ГПН рекомендуются в качестве базовых энергосберегающих технологий для проектирования современных НПЗ с глубиной переработки нефти свыше 90%. Литература: 1. А. С. (СССР) Способ переработки мазута. Курочкин А. К., Гимаев Р. Н., Валитов Р. Б. и др. Опубл. БИ 2, 1984г. 2. Патент РФ на изобретение Сатуратор. Патентообладатель Курочкин А. К. Авторы: Бадиков Ю. В., Курочкин А. К., Муравьев В. М. Опубл. БИ 31, 1993г. 3. Патент РФ на изобретение Способ получения битума. Патентообладатель ООО»НПЦ»Термакат». Приоритет от Курочкин А. К. Зарегистрирован в ГРИ РФ Патент РФ на изобретение Способ получения битума. Патентообладатель Курочкин А. К. Приоритет от Курочкин А. К. Хайбуллин А. А. Зарегистрирован в ГРИ РФ Патент РФ на изобретение Способ получения сероасфальтобетона. Патентообладатель ООО «ВНИИГАЗ». Приоритет от Алексеев С. З., Кисленко Н. Н., Курочкин А. К. Мотин Н. В., Курочкин А. А., Алехина М. Н., Васильев Ю. Э. Зарегистрирован в ГРИ РФ Патент РФ на изобретение «Способ переработки углеводородного сырья и установка для его осуществления» с приоритетом от, опубл, бюл. 34.Патентообладатель ООО «НПЦ «Термакат», авторы: Курочкин А. К., Курочкин А. В. Включено в базу «Перспективные изобретения». 7. Гимаев Р. Н., Курочкин А. К. «Висбрекинг-Термакат» процесс кардинального углубления переработки нефти // Международный форум «ТЭК России: региональные аспекты» Сборник материалов. Санкт-Петербург апреля с Курочкин А. К., Козлов К. Н.Применение процесса «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ» в структуре действующих НПЗ // Материалы секции Д VI конгресса нефтегазопромышленников России «Нефтегазовый комплекс реальность и перспективы», май Уфа. с Гимаев Р. Н., Курочкин А. К. Технология кардинального углубления переработки нефти // Материалы пленарного заседания VI конгресса нефтегазопромышленников России «Нефтегазовый комплекс реальность и перспективы», май Уфа. с Гимаев Р. Н., Курочкин А. К. Перспективные НПЗ III-го уровня глубины переработки нефти на основе нового базового процесса // Нефтегазовая вертикаль. 2005, 18. с всероссийское отраслевое рекламно-информационное издание

10 Переработка нефти и газа 2/2011 Кондинский НПЗ Кондинский НПЗ 11. Курочкин А. К., Курочкин А. В., Гимаев Р. Н. Современные региональные НПЗ в структуре нефтеперерабатывающей отрасли России // Территория Нефтегаз. 2006, 6. с Курочкин А. К., Гимаев Р. Н., Курочкин А. А. Малобюджетная модернизация действующих НПЗ на углубление переработки нефти // Территория Нефтегаз. 2006, 12. с Курочкин А. К. «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ» процесс для максимальной выработки дизтоплива и бензина // доклад на 2-й Конференции и выставке России и стран СНГ по технологиям переработки нефтяных остатков, апреля 2007, г. Москва 14. Курочкин А. К., Курочкин А. В., Курочкин А. А. Эффективная технология модернизации российских НПЗ на доведение глубины переработки нефти до 80 85% // Нефтегазовая вертикаль. 2007, 21. с Курочкин А. К., Курочкин А. В. Малый НПЗ как на ладони: максимизация прибыли и оценка затрат на предпроектгой стадии.//нефтегазовая веритикаль, 2008, 11, с Курочкин А. К., Курочкин А. А. Повышение рентабельности малых НПЗ за счет увеличения выработки дизельных топлив и производства дорожных битумов // Территория Нефтегаз. 2009, 3, с Курочкин А. К., Курочкин А..Малый НПЗ. Современные рациональные решения.// территория Нефтегаз, 2009, 5, с Курочкин А. К., Установка безостаточной переработки тяжелых нефтей на промыслах в облегченную товарную нефть и дорожные битумы. // Территория Нефтегаз. 2009г., Курочкин А. К., Разработка высокорентабельных схем для проектирования малых НПЗ с глубиной переработки нефти более 90%.// Территория Нефтегаз. 2,2010г. с Курочкин А. К., Топтыгин С. П. Синтетическая нефть. Безостаточная технология переработки тяжелых российских нефтей на промыслах.//сфера Нефтегаз, 2010, 1 с Курочкин А. К. Углубление переработки нефти доступными процессами.// Топливный рынок, 2010, 5 6, с Курочкин А. К., Тамм Т. Нефтешламы ресурсное сырье для производства светлых моторных топлив и дорожных битумов.//сфера Нефтегаз, 2010, 4, с Курочкин А. К. Глубина переработки нефти в России пропорциональна глубине модернизации отечественных НПЗ.// Экологический вестник России, 2011, с Курочкин А. К. «Опыт проектирования и строительства малого НПЗ, учитывая соответствие требованиям безопаности и экологии: Кондинский НПЗ пилотный проект безмазутного завода.»//доклад на Форуме по пректам, , ЕРС, Москва. 59

Http://docplayer. ru/33447961-Udk-kondinskiy-npz-pilotnyy-proekt-bezmazutnoy-shemy-zavoda. html

Наш опыт в России показывает, что, выстраивая и реализуя комплексную программу операционных улучшений на НПЗ, показатель EBITDA на баррель переработанной нефти можно увеличить на 2—3 долл., то есть для завода с мощностью переработки 10 млн тонн это может составить 150—200 млн долл. в год. При росте пошлин на экспорт нефтепродуктов и, как следствие, снижении доходности нефтепереработки эффективность операционной деятельности может стать одним из главных конкурентных преимуществ НПЗ уже через пять-семь лет.

В данной статье мы рассмотрим последовательность шагов при формировании комплексной программы операционных улучшений, а также подход к созданию системы управления, нацеленной на повышение операционной эффективности НПЗ.

Основной финансовый потенциал операционных улучшений связан с повышением выхода светлых нефтепродуктов. Увеличение доли светлых нефтепродуктов в корзине достигается благодаря целевой реконструкции установок и мероприятиям, призванным сократить частоту и длительность плановых ремонтов установок. Инициативы по увеличению доли светлых в корзине, как правило, дополняются мероприятиями, направленными на сокращение безвозвратных потерь и оптимизацию основных категорий затрат: расходов на топливо и энергетику, ремонты и персонал[1] (см. схему 1).

Комплексная программа операционных улучшений, в которой основное внимание уделяется финансовому потенциалу НПЗ, формируется в три основных этапа.

Определение отставания от показателей лучших НПЗ и выявление основных направлений для улучшений. Как правило, примерно 80% финансового потенциала НПЗ приходится на три-четыре направления операционных улучшений, поэтому именно на них нужно сконцентрироваться прежде всего. Определение основных рычагов сокращения отставания от лучших НПЗ. Для каждого приоритетного направления необходимо определить полный набор действий по улучшениям. Речь может идти, например, о замене изношенных горелок в печах, благодаря чему сократится потребление технологического топлива. Формирование детального списка технических мероприятий (включая оценку экономического эффекта, определение сроков и ответственных за реализацию). На данном этапе необходимо определить конкретные мероприятия; если продолжать предыдущий пример, то выбрать все изношенные горелки, которые нужно заменить в печах, оценить требуемые инвестиции и убедиться, что данные решения экономически эффективны.

Как известно, в нефтепереработке для выявления отставания от лидеров обычно применяют сравнительный анализ (бенчмаркинг) Solomon. Участники программы получают данные по ключевым показателям деятельности НПЗ разных стран, сгруппированные по направлениям: энергоэффективность, эксплуатационная готовность, персонал и др.

Используя данные лучших НПЗ и бенчмаркинга Solomon, а также учитывая цены на внутреннем рынке, необходимо определить финансовый потенциал улучшений по каждому направлению.

Допустим, индекс эксплуатационной готовности НПЗ мощностью 10 млн тонн переработки нефти в год на 3,5 процентных пункта ниже, чем у заводов первого квартиля Solomon. Разница в 3,5 процентных пункта — это около 13 дополнительных дней простоя в год, и, рассчитав на LP-модели стоимость одного дня простоя завода, например, в 6 млн долл., мы получаем потенциал экономии до 78 млн долл. в год, или 1,1 долл. на баррель.

Аналогичный подход применяется и к энергоэффективности: скажем, разрыв с первым квартилем составляет 45 пунктов, что для НПЗ эквивалентно, например, 10 млн МБте[2]. Пересчитав по коэффициентам соответствия потребление топлива, тепла и электроэнергии завода в МБте, мы получим — при средней цене 1 МБте около 4 долл. — экономию до 40 млн долл. в год, или 0,5 долл. на баррель (см. схему 2).

По результатам анализа НПЗ выбирает направления с наибольшим финансовым потенциалом. Оценить величину разрыва, закрыть который экономически целесообразно, можно будет после определения основных рычагов повышения эффективности и формирования детальной программы улучшений.

По нашему опыту, на российских НПЗ наибольшим финансовым потенциалом обладают такие направления улучшений, как повышение выхода светлых нефтепродуктов при заданном объеме переработки нефти, рост эксплуатационной готовности, повышение энергоэффективности и сокращение безвозвратных потерь. Мы рассмотрим каждое из этих направлений.

Повышение выхода светлых нефтепродуктов при заданном объеме переработки нефти. Финансовый потенциал направления определяется различием в стоимости светлых и темных нефтепродуктов. Существуют две основные группы рычагов, используя которые можно обеспечить больший выход светлых нефтепродуктов при заданном объеме переработки нефти: это увеличение отбора светлых на всех установках и наращивание мощности глубоких установок, производящих дополнительные объемы светлых из мазута (см. схему 3).

Как правило, меры первой группы беспроигрышны, так как для технических решений не нужны большие инвестиции. Например, при замене тарелок атмосферной колонны на одном российском НПЗ содержание дизеля в товарном мазуте снизилось с 8 до 3%, и капитальные затраты на реконструкцию окупились за четыре месяца.

Наращивание мощности глубоких установок, как правило, связано со значимыми капитальными затратами. В этом случае необходимо детально оценить инвестиции и рассмотреть возможности сбыта дополнительных объемов продукции. Главное — определить рыночные ниши НПЗ по основным светлым нефтепродуктам и способность завода производить планируемые объемы с учетом существующих технологических ограничений и будущих требований технического регламента (см. схему 4).

Если рыночная ниша превышает максимальный объем производства продукта заводом, то необходимо изучить все доступные варианты устранения основных технических ограничений, понять, как можно было бы увеличить производственные мощности (прежде всего — за счет реконструкции существующих установок[3]), и в дальнейшем оценить требуемые изменения по всей технологической схеме НПЗ[4].

Рост эксплуатационной готовности. Регулярные плановые остановки установок для проведения обследований, ремонта и подготовки к новому операционному циклу — специфика работы НПЗ.

В зависимости от технического состояния оборудования и согласованных юридических нормативов безостановочный операцион ный цикл установки может составлять от одного года до пяти и более лет.

Упущенная выгода одного дня простоя самой прибыльной установки завода (например, гидрокрекинга вакуумного газойля или каталити ческого крекинга) может достигать 2—3 млн долл. EBITDA. При проведении 50-дневного остановочного ремонта один раз в два года (в среднем 25 дней за год) упущенная выгода НПЗ по такой установке в среднем за год составляет 50—75 млн долл.

Сократив среднее количество дней плановых остановок в год, можно минимизировать упущенную выгоду. Для этого необходимо увеличить межремонтный пробег (МРП), скажем, ремонтировать установки один раз в четыре года вместо одного раза в два года, и сократить время остановочного ремонта, например, с 50 до 40 дней (см. схему 5).

Формирование программы увеличения межремонтного пробега начинается с определения группы установок (ремонтных «цепочек»), которые будут переводиться на увеличенный МРП. Например, при ремонте или регенерации гидроочистки дизеля также может быть остановлена установка АВТ, так как неочищенный дизель не соответст вует техническому регламенту по сере. Если гидроочистку дизеля невозможно перевести на увеличенный МРП, то инвестиции в модернизацию АВТ не будут эффективны.

Перевод «цепочки» установок на увеличенный МРП требует внимания к деталям: с одной стороны, безусловным приоритетом должна быть безопасность сотрудников, с другой — для достижения финансового эффекта важно инвестировать средства только в необходимые работы. Успех во многом зависит от глубины знаний сотрудников о состоянии оборудования установок, от наличия специализированного программного обеспечения по установкам и отлаженной системы принятия решений.

Подготовка к увеличению МРП сводится к составлению списка оборудования и полного перечня технических мероприятий по каждой единице оборудования. Например, на одном российском НПЗ при переводе установки алкилирования с двух – на четырехлетний МРП трубопровод серной кислоты из обычной стали с высоким уровнем коррозии (0,4 мм в год) заменили на трубо провод из нержавеющей стали.

Дополнительные трудности создают ограничения Ростехнадзора, а именно необходимость чаще проводить ревизию и внутренние обследования отдельного оборудования по сравнению с целевым МРП. Требования Ростехнадзора не всегда соответствуют фактическому состоянию оборудования, однако затраты на их выполнение могут существенно снизить окупаемость мероприятий по увеличению МРП ремонтной «цепочки».

Сокращение времени остановочного ремонта достигается за счет детального планирования работ, их четкой организации и эффективного управления подрядчиком. На лучших НПЗ подготовка к остановочному ремонту начинается за 21 месяц до его начала, что позволяет определить объем большинства работ, закупить и доставить необходимое оборудование, провести тендеры и согласовать условия с подрядчиками.

Сокращение длительности остановочного ремонта связано прежде всего с оптимизацией работ по критическому пути[5]. Как правило, на критическом пути любой основной установки находятся ректификационная колонна (процессы коррозии; основные работы — снятие внутренних устройств[6], их очистка, ремонт и обратная установка) или «сосуд», работающий с катализатором, — реактор или регенератор (подвержено эрозии; основные работы — демонтаж футеровки и ее замена). Как следствие, оптимизационные меры, реализованные на одной основной установке НПЗ, применимы и к другим.

Повышение энергоэффективности. В советское время вопросам энергоэффективности на НПЗ уделялось ограниченное внимание. Поэтому установки размещались далеко друг от друга [7] , а перед проектировщиками не ставилась задача оптимизировать энергопотребление установок.

В настоящее время цены на основные энергоресурсы в стране по-прежнему ниже европейского уровня, этим объясняется низкая окупаемость капитальных инвестиций в энергоэффективность. Например, по нашим расчетам, в Европе есть смысл заменить на более эффективную печь с КПД около 75%, а в России точка безубыточности инвестиций находится на уровне КПД около 65%.

Для программы операционных улучшений ценовые различия означают, что не все отставания от показателей лучших мировых НПЗ экономически эффективно устранить. Поэтому прежде всего нужно, отталкиваясь от данных Solomon и результатов анализа окупаемости основных мер, определить максимально достижимый уровень энергоэффективности для НПЗ на сегодняшний день.

В дальнейшем формирование программы направлено на оптимизацию потребления энергии основным оборудованием и повышение собственной выработки технологического пара. Например, в стандартной структуре потребления электроэнергии на российских НПЗ суммарная доля электродвигателей насосов и компрессоров составляет около 80%. Определив наиболее мощные насосы и компрессоры, необходимо разработать мероприятия по оптимизации их потребления (основные рычаги повышения энергоэффективности показаны на схеме 6).

Снижение безвозвратных потерь. Труднее всего, формируя программу снижения безвозвратных потерь, выявить источники потерь и количественно их оценить. Например, на технологических установках погрешность датчиков учета потерь составляет около 2,5%, что значительно превышает фактические потери (менее 1%). Поэтому, как правило, российские НПЗ используют нормативные значения потерь по установкам, которые могут значительно отличаться от фактических.

Определить общий объем безвозвратных потерь можно обратным методом (как разницу между поступившей нефтью, выпущенной продукцией и собственным потреблением топлива), однако точность учета собственного потребления, как правило, также невысока.

При такой неопределенности уместными представляются две основные группы мероприятий снижения безвозвратных потерь: организационные и технические (см. схему 7).

Организационные мероприятия предполагают минимизацию человеческого фактора и рисков возникновения безвозвратных потерь. Например, установка железнодорожных весов повышает точность отгрузки нефте продуктов и исключает вероятные ошибки операторов налива.

Технические мероприятия призваны сократить те потери, источник возникновения которых можно найти и которые можно количественно оценить аналитическим методом. Экономически эффективна, например, установка современных понтонов на резервуары с бензином или нефтью, что исключает до 98% потерь от испарений.

Определив рычаги повышения эффективности по выбранным направлениям, необходимо составить детальный список технических мероприятий. В него включаются: 1) название установки; 2) указание существующего объекта или свободного места, на которое будет установлено дополнительное оборудование; 3) описание технического решения, которое приводит к повышению эффективности; 4) оценка капитальных затрат на мероприятие; 5) расчет экономической окупаемости мероприятия.

Например, если предполагается ЧРП[8] для оптимизации потребления электроэнергии насосом, то нужно определить параметры загрузки, при которых окупаются инвестиции в ЧРП, составить список целевых насосов на каждой установке и найти в подстанциях место для размещения ЧРП.

Для того чтобы предварительно оценить объем капитальных затрат, нужно провести обсуждения с потенциальными поставщиками или проанализировать опыт других российских НПЗ. При расчете экономи ческого эффекта и окупаемости мероприятий важно обеспечить тесное взаимодействие технических служб (например, главного технолога, главного энергетика) и финансового департамента НПЗ.

Для каждого мероприятия составляют план-график финансирования и основных этапов реализации и назначают ответственного руково ди теля. Программу повышения операционной эффективности утверждает уполномоченный орган (например, технический совет НПЗ), и она обязательна для исполнения.

Несмотря на то что в рамках первой волны операционных улучшений можно сформировать программу, покрывающую 80% финансового потенциала НПЗ, оставшиеся 20% также способны существенно повысить доходность переработки. Поэтому для достижения максимального эффекта необходимо создать систему управления улучшениями.

Управление улучшениями — непрерывный, повторяющийся из года в год процесс. На первом этапе руководству завода и линейным менеджерам устанавливают цели по эффективности, для достижения которых выдвигаются и прорабатываются идеи по улучшениям. Затем из экономически эффективных идей выстраивают комплексную программу улучшений, ход которой контролируют руководство НПЗ и корпоративный центр и результаты которой учитываются при опреде лении целей на следующий цикл (см. схему 8).

Ответственность за выработку идей, их реализацию и достижение экономического эффекта возлагается на линейное руководство и функциональные службы НПЗ. Чтобы отслеживать достижение экономического эффекта, формируют простую и прозрачную систему ключевых показателей эффективности (КПЭ), охватывающую области с максимальным финансовым потенциалом.

На первом этапе в систему КПЭ включают показатели руководи телей НПЗ до уровня начальника (механика) установки. Например, для начальников установок целесообразно установить КПЭ, направленные на снижение потребления энергоресурсов и повышение эксплуатационной готовности установки. В дальнейшем систему КПЭ можно детализи ровать и довести до уровня бригады или оператора установки.

Несмотря на то что линейные руководители отвечают за операционные улучшения, обычно лишь незначительное число экономически эффективных идей согласовываются и получают финансирование. Это объясняется двумя причинами: во-первых, занятостью линейных руководителей текущей работой, а во-вторых, отсутствием структур ного подхода к анализу и выявлению областей для улучшений. Поэтому лучшие компании мира и России, формируя комплексную программу улучшений, создают подразделение постоянного совершенствования операционной деятельности, задача которого заключается в аналити ческой и организационной поддержке программы.

Подразделение должно анализировать разрыв по эффективности с лучшими заводами и выявлять первоочередные области улучшения, собирать идеи и вместе с профильными службами определять эконо мически эффективные мероприятия, а также согласовывать их на НПЗ и в корпоративном центре. Когда программа по улучшениям уже принята, подразделение следит за ходом ее реализации и предла гает способы решения возникающих проблем.

Подразделение среднего завода с мощностью первичной переработки 10 млн тонн нефти в год состоит из 10—15 человек, по два-три человека на каждую приоритетную область улучшений. Оно, как правило, находится в финансовом блоке НПЗ, однако, чтобы повысить статус программы улучшений, некоторые компании подчинили его генеральному директору завода.

В заключение отметим, что для успешного формирования и реализации программы операционных улучшений необходим правильный менталитет среднего и высшего руководства НПЗ, нацеленный на улучшение экономических показателей как завода, так и компании в целом. Как показывает наш опыт, сегодня российские предприятия сталкиваются с двумя основными проблемами.

Во-первых, усилия руководства, направленные на повышение эффективности производственной деятельности, минимальны. Линейные менеджеры нацелены на безопасное выполнение производственного плана, а улучшение показателей эффективности завода не воспринимается как приоритетная задача.

Во-вторых, руководство НПЗ реализует мероприятия, которые улучшают производственные показатели завода, но непривлекательны с точки зрения сроков окупаемости инвестиций. Для повы шения стоимости бизнеса необходимо мышление, направленное на обеспечение экономической, а не производственной эффектив ности завода.

Для решения этих проблем прежде всего нужно поставить руководству НПЗ цели по улучшению экономических и связанных с ними производственных показателей работы завода. Важно усилить роль финансового директора и финансовой службы НПЗ и в управлении заводом, и в принятии технических решений.

Необходимо также обучить высшее и среднее руководство НПЗ подходам и методам анализа экономической эффективности. Руководителей, которые не намерены перестраиваться и, следова тельно, будут мешать программе улучшений, нужно заменять.

И конечно, необходимо активное вовлечение высших руководителей НПЗ и корпоративного центра, которые личным примером продемонстрируют важность повышения операционной эффективности для компании. Как показывает наш опыт, при соблюдении данных условий и после прохождения трех-четырех годовых циклов работа по улучшениям становится неотъемлемой частью функцио нирования завода.

[1] В России, как правило, НПЗ выполняют роль производственных площадок и используют один тип нефти. В статье мы не рассматриваем оптимизацию функций маркетинга и продаж нефтепродуктов, а также процесса выбора нефти для максимизации доходности НПЗ.

[2] МБте — миллион британских термических единиц. Используется для перевода потребления топлива (в тоннах), пара (в Гкал) и электроэнергии (в кВт·ч) в единое измерение.

[3] Наш опыт показывает, что у российских НПЗ есть большой потенциал повышения производительности глубоких установок. Простое правило для первоначальной оценки привлекательности: если не нужно заменять основную колонну, реактор, регенератор, то проект, вероятно, будет экономически выгодным.

[4] Принципы оптимизации технологической схемы НПЗ специфичны для каждого завода и не рассматриваются в данной статье.

[5] Критический путь — последовательность работ, определяющая совокупную длительность ремонта установки.

[7] Приводит к значимым потерям тепла нефтепродуктов, к высокому потреблению электроэнергии за счет большей мощности насосов для перекачки продуктов.

Http://www. vestnikmckinsey. ru/oil-ang-gas/uspekh-uluchshenij-v-rossijskoj-pererabotke

Ввод новых и реконструированных технологических установок на нефтеперерабатывающих предприятиях самарской группы НК “Роснефть” позволил существенно повысить ключевые показатели производства.

В 2016 году на самарских НПЗ завершены три важных проекта из программы их модернизации. Запуск этих объектов позволит значительно увеличить глубину переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов.

Повышение эффективности производства нефтепродуктов сегодня становится ключевой задачей модернизации самарской нефтепереработки на ближайшие несколько лет.

По данным министерства промышленности и технологий Самарской области, в рамках программы модернизации в развитии нефтеперерабатывающих заводов самарской группы НК “Роснефть” в 2015 году вложено 115,4 млрд рублей, а всего за период с 2010 по 2015 год включительно на эти цели направлено 351,6 млрд рублей.

Благодаря этому в минувшем году самарские НПЗ “Роснефти” решили важную стратегическую задачу – с опережением сроков, установленных российским правительством, они в полном объеме перешли на производство автобензинов и дизельного топлива класса 5 по Техническому регламенту Таможенного союза (соответствует экологическому стандарту “Евро-5”).

Сегодня нужно делать следующий шаг – завершать очередной этап модернизации и выходить на мировой уровень по ключевым показателям эффективности и технологического совершенства, прежде всего, по глубине переработки нефти и отборам светлых нефтепродуктов.

К этому наши предприятия подталкивает не только конкуренция с зарубежными производителями моторного топлива, но и внутрироссийская экономическая ситуация. “Налоговый маневр” российского правительства сделал невыгодным экспорт мазута, а это была одна из важных статей экспорта для отечественной нефтепереработки.

Зато дизельное топливо стандарта “Евро-5”, произведенное в России, – вполне конкурентоспособный товар, да и “налоговый маневр” поощряет экспорт именно светлых нефтепродуктов. Поэтому нефтяным компаниям выгодно наращивать производство дизтоплива. Кстати, под намеченный рост экспорта отечественного дизеля “Транснефть” уже готовит новый трубопроводный транспортный коридор в направлении Юга России.

Расчетная пропускная способность нефтепродуктопровода Самара – Волгоград, который будет строиться в рамках 3-го этапа проекта “Юг”, – 6 млн тонн в год. И значительную часть этих дополнительных объемов дизтоплива предстоит выработать и направить в трубопровод именно самарским НПЗ. Вот только увеличивать объемы переработки нефти возможности нет. Потому что сегодня, в условиях низких цен на нефть, страны-экспортеры как раз напротив активно договариваются о стабилизации объемов ее добычи. Возможно, они даже сократятся.

Соответственно, для увеличения производства и экспорта дизтоплива у российской нефтепереработки есть только один путь – повышать глубину переработки нефти и добиваться роста отборов светлых нефтепродуктов.

Программа модернизации самарских НПЗ как раз на то и нацелена. И если сегодня, например, Новокуйбышевский НПЗ достиг глубины переработки в 73,1%, то после завершения модернизации, решив задачу переработки тяжелых нефтяных остатков, предприятие сможет поднять этот показатель выше 94%.

Решить в полном объеме задачу по кардинальному повышению глубины переработки нефти и выхода высокомаржинальных светлых нефтепродуктов должны вводы новых технологических комплексов, которые сейчас находятся в стадии строительства. Таких комплексов на НПЗ самарской группы НК “Роснефть” относительно немного, но это крупные, дорогостоящие объекты, включающие в себя сразу несколько установок.

Например, в инвестпрограмме Сызранского НПЗ сегодня восемь таких объектов, в их числе современные комплексы гидроочистки вакуумного газойля и каталитического крекинга FCC. На Новокуйбышевском НПЗ – комплекс комбинированного гидрокрекинга тяжелых нефтяных фракций. Пуск гидрокрекинга кардинально повысит такой показатель технологического уровня Новокуйбышевского НПЗ, как индекс Нельсона: с 5,5 он вырастет почти до 9.

Но это перспектива. А пока в августе 2016 года на Сызранском НПЗ введена в эксплуатацию после реконструкции установка каталитического риформинга ЛЧ-35/11-600 мощностью 600 тыс. тонн в год.

В июле 2016 года на Куйбышевском НПЗ завершили пусконаладку и ввели в эксплуатацию два ключевых объекта модернизационной программы. Это комплекс каталитического крекинга (FCC) с газофракционирующей секцией и установку по производству метил-третбутилового эфира (МТБЭ).

Пуск комплекса FCC позволит предприятию поднять глубину переработки нефти на 10 процентных пунктов и выйти на уровень в 68%. При этом отбор светлых нефтепродуктов увеличится на 5 процентных пунктов. Этот показатель должен достигнуть уровня 59%, притом что так называемый потенциал нефти, поступающей на предприятие в качестве сырья, составляет сегодня лишь 45%. Коэффициент Нельсона на КНПЗ сегодня достиг 8,3.

Как подчеркнул генеральный директор АО “Куйбышевский НПЗ” Олег Дружинин, запуск комплекса каталитического крекинга FCC и установки по производству МТБЭ значительно улучшили операционную эффективность предприятия и снизили удельные затраты на тонну перерабатываемой нефти.

Помимо строительства крупных объектов комплексного характера, на самарских нефтеперерабатывающих предприятиях ежегодно реализуются небольшие, но важные проекты, которые обеспечивают существенный рост эффективности производства в целом и его энергоэффективности в частности. Например, на Куйбышевском НПЗ только в 2015 году реализован целый ряд таких проектов.

Как сообщили в пресс-службе предприятия, одна только замена горелочных устройств на установке вакуумной трубчатки АВТ-4 позволила в 2015 году сэкономить 2076 тонн топлива. В минувшем году на установке АВТ-5 заменили рекуператор, и до конца года это дало экономию топлива в 868 тонн.

Повышают энергоэффективность и организационные мероприятия. Например, реализация лишь двух программ организационного характера на ТЭЦ Куйбышевского НПЗ позволяет предприятию экономить до 4,8 тыс. тонн условного топлива в год. В целом же за 2015 год на КНПЗ сэкономили около 44,3 тыс. тонн условного топлива. А в 1-м полугодии 2016 года, с учетом новых нормативов, экономия уже составила около 9,2 тыс. тонн условного топлива.

Планомерная работа по повышению энергоэффективности на Куйбышевском НПЗ продолжается. На 2017 год запланировано оснащение рекуператором установки риформинга Л-35-11/100. Это даст годовую экономию в 8,5 тыс. тонн топлива. Идет реализация проекта “Реконструкция пароконденсатной системы КНПЗ”. По расчетам специалистов, годовая экономия тепловой энергии составит до 40 тыс. Гкал.

Разработана программа по оснащению электродвигателей различного технологического оборудования частотно-регулируемым приводом. Планируемая экономия электроэнергии за период с 2016 по 2019 год должна составить 15,8 млн кВт-час.

Комплекс мер, которые реализуют самарские предприятия в целях повышения эффективности производства, повышает их конкурентоспособность и укрепляет позиции российских производителей нефтепродуктов на мировом рынке

В июле 2016 года на Куйбышевском НПЗ введены в эксплуатацию новый комплекс каталитического крекинга FCC и установка по производству метил-третбутилового эфира (МТБЭ).

– В ходе строительства этого сложнейшего комплекса на площади 2,4 га было смонтировано около 5,3 тыс. тонн металлоконструкций и около 5,5 тыс. тонн различного технологического оборудования. Были проведены уникальные операции по доставке на КНПЗ и монтажу крупногабаритных сверхтяжелых аппаратов – например, колонны высотой 51,4 м и реактора высотой 30,4 м.

Специалисты Куйбышевского НПЗ изучили новые технологии, освоили новые установки, успешно провели пусконаладку и сегодня грамотно управляют их работой.

Ввод в строй комплекса каталитического крекинга мощностью 1,15 млн тонн в год по сырью позволил нам решить несколько важных задач. Во-первых, мы значительно повысили производственную эффективность и конкурентоспособность Куйбышевского НПЗ, расширили наши возможности по переработке вакуумного газойля и превращению этого тяжелого сырья в моторное топливо самого высокого качества. В 2015 году мы полностью перешли на производство моторного топлива по стандарту “Евро-5”. Сегодня пуск комплекса каталитического крекинга FCC позволит увеличить глубину переработки нефти на 10 процентных пунктов, а прирост объемов производства автобензинов и дизельного топлива стандарта “Евро-5” – на 5 процентных пунктов.

Во-вторых, запустив современный комплекс каталитического крекинга, КНПЗ получил возможность вывести из эксплуатации морально устаревшие установки. Это значительно снизило нагрузку на окружающую среду. Полностью исключены потери оборотной воды и выбросы в атмосферу катализаторной пыли.

Запуск установки по производству МТБЭ также способствовал повышению операционной эффективности КНПЗ, снижению эксплуатационных расходов на тонну переработанной нефти. На новой установке мощностью 150 тыс. тонн в год по сырью мы можем получать 40 тыс. тонн МТБЭ с высокой степенью чистоты. Его октановое число равно 123 пунктам. Это дорогостоящая и востребованная на рынке высокооктановая добавка к автобензинам. Включение этой добавки в рецептуру моторного топлива не только повышает его октановое число, но и улучшает процесс горения бензина, снижает объемы вредных выбросов от автотехники.

После ввода в строй установки по производству МТБЭ Куйбышевский НПЗ сможет отказаться от закупки этого компонента у сторонних поставщиков.

Http://volga. news/article/420842.html

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.

Готовый бизнес-план строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) мощностью 5 млн. тонн в год разработан в сентябре 2016 г. специально для нефтеперерабатывающей отрасли по авторским методикам ЭКЦ «Инвест-Проект» с учетом международных рекомендаций UNIDO, поэтому может быть использован как для внутренних целей, так и для представления в российские и зарубежные банки, инвесторам, партнерам, органам власти.

Методика планирования: международные рекомендации UNIDO, собственные методики.

Цель бизнес-плана – построение финансовой модели и расчет ключевых финансовых, экономических и маркетинговых параметров проекта строительства НПЗ для подтверждения его экономической эффективности и привлечения инвестиций.

Бизнес-план содержит укрупненные данные по проекту, отражает концепцию создания предприятия и является техническим заданием для дальнейшей разработки проектной и строительной документации, согласования с подрядчиками, инвестором, органами власти.

Производственная мощность предприятия: до 5 млн. тонн по сырью в год.

Для реализации проекта требуется инвестировать 7 500 000 000 руб. из двух источников:

1.​ *** млрд. руб. за счет собственных средств владельца проекта (**% инвестиций),

2.​ *** млрд. руб. в виде банковского кредита по ставке 14,0% годовых (**% инвестиций), возврат тела кредита – с **-го по **-й год включительно, уплата процентов – с момента получения транша.

Размер площадки с учѐтом противопожарных разрывов под строительство НПЗ в целом с учетом товарно-сырьевого парка и объектов ОЗХ оценивается в *** га.

По данным Росстата, 287,2 млн. тонн нефти поступает на переработку – это 57% всей добытой нефти (501,8 млн. тонн).

По оценкам компании British Petroleum (их ежегодный обзор считается наиболее авторитетным источником сведений о мировых запасах нефти), доказанные запасы нефти в России составляют 12,7 миллиарда тонн.

В 2015 году страна экспортировала *** млн. т сырой нефти. Это на 9,4% больше показателя 2014 года. В стоимостном же выражении заметно резкое падение показателя экспорта, так по сравнению с 2014 годом он снизился на 41,8% и составил в 2015 году *** млрд. долл.

В 2015 году в России было произведено *** млн. тонн автомобильного бензина, *** млн. тонн дизельного топлива, *** млн. тонн топочного мазута, *** млн. тонн битума нефтяного дорожного.

В 2015 году сократился выпуск темных нефтепродуктов по сравнению с 2014 годом, так производство дизельного топлива сократилось на **%, мазута на **%, производство битумов нефтяных дорожных снизилось на **%. При этом производство бензина увеличилось на **%, а глубина переработки достигла рекордного уровня – **%.

В России в 2015 году цены производителей на бензины автомобильные выросли на 6%, на дизельное топливо — на 11,6%. Цены же на мазут топочный и битумы нефтяные дорожные, напротив, показали снижение на 24,4% и 15,4% соответственно.

В России за 2011–2015 годы розничные цены на моторные топлива — бензин и дизтопливо — выросли более чем на треть, что примерно соответствует общему инфляционному росту. При этом цены на бензин в России не демонстрируют какой-либо взаимосвязи с мировыми ценами на нефть.

Согласно подготовленному Минэнерго РФ реестру российских НПЗ, в РФ проектируются 35 новых нефтеперерабатывающих завода, строится 5, введено в эксплуатацию 38 заводов, 1 завод на реконструкции.

Чистый дисконтированный доход (Net Present Value, NPV) проекта за прогнозный период составляет *** млрд. руб. при ставке дисконтирования 14,0% в год (1,10% в месяц). При оценке значения NPV важно учитывать, что проект реализуется и за пределами горизонта планирования.

Индекс рентабельности проекта, или коэффициент возврата инвестиционных средств (Payback Investments, PI) = ***. Это означает, что на каждый инвестированный рубль проект сгенерирует за прогнозный период *** руб. (с учетом дисконтирования).

Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR) – ***%. Данный показатель демонстрирует устойчивость проекта в отношении возможного роста ставок дисконтирования, СМР и рисков.

Готовый бизнес-план НПЗ содержит 209 страниц, 29 таблиц, 31 график, 14 диаграмм и 4 рисунка.

8. ПРИЛОЖЕНИЕ 1. РЕКОМЕНДАЦИИ «ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ» 135

11. ПРИЛОЖЕНИЕ 4. СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ, УПРАВЛЕНИЯ И ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ ЗАЩИТЫ 204

Таблица 8. Распределение налоговых отчислений по уровням бюджета.

Таблица 13. Производство основных нефтепродуктов в РФ, 2010-2016гг., тыс. тонн.

Таблица 14. Средние цены производителей на продукты нефтепереработки в РФ, 2012-2016гг, рублей за тонну.

Таблица 15. Реестр проектируемых, строящихся и введенных в эксплуатацию нефтеперерабатывающих заводов в РФ по состоянию на 01.04.2016г.

Таблица 26. Календарный план финансирования и реализации проекта.

Таблица 29. Чувствительность NPV к изменениям ключевых параметров проекта.

График 10. Количество предприятий, занимающихся добычей сырой нефти в РФ, 2005-2013 гг.

График 16. Динамика средних цен на нефть по федеральным округам, 2012-2016гг., руб./т.

График 17. Динамика производства нефтепродуктов в РФ, 2010-2015 гг., тыс. тонн.

График 19. Среднегодовые цены производителей на основные нефтепродукты, рублей за тонну.

График 20. Динамика средних цен производителей на основные нефтепродукты, рублей за тонну.

График 22. Динамика цен на бензин в РФ и нефть в мире, 2010 – 1Н2016, руб. / л., долл. / барр.

График 31. Чувствительность NPV к изменениям ключевых параметров проекта.

Диаграмма 2. Распределение объема добычи сырой нефти между нефтедобывающими компаниями России, 2015г.,%.

Диаграмма 3. Распределение добычи нефти по федеральным округам в 2015 году, %.

Диаграмма 4. Динамика добычи и переработки нефти, 2010-2015 гг, тыс. тонн.

Диаграмма 7. Динамика численности автотранспортных средств в РФ, 2008-2015 гг.

Диаграмма 8. Структура выхода нефтепродуктов по количеству производителей.

Http://mi. aup. ru/res/item-26828.html

Стать самым эффективным и прибыльным нефтеперерабатывающим заводом в России — стратегический вектор развития Омского НПЗ «Газпром нефти». Этим задачам в среднесрочной и долгосрочной перспективе полностью отвечает проект тотальной оптимизации производства (ТОП), реализация которого в «Газпромнефть-ОНПЗ» в 2011 году выходит на завершающий этап.

«Сибирская нефть», корпоративный журнал ОАО «Газпром нефть», март 2011г. http://www. gazprom-neft. ru

Базой для разработки мероприятий проекта ТОП стали результаты диагностики ключевых показателей производств. Исследования проводились сразу в нескольких направлениях, конечной же их целью было определение потенциала по сокращению потребления энергоресурсов, топлива, затрат на ремонты и длительности простоев установок, снижению потерь, увеличению выхода целевых продуктов.

Работа по проекту тотальной оптимизации началась в 2008 году с «пилота», который охватывал производство первичной переработки и направление «Энергоэффективность» по всему предприятию.

На втором этапе в периметр проекта были включены уже все производства ОНПЗ, и к его реализации подключилась внешняя консалтинговая компания. Итогом работы, закончившейся в октябре 2008 года, стали более 140 предложений по повышению эффективности производства и снижению затрат с общим экономическим эффектом около 1 млрд рублей.

Статистика показывает, что на снижение общих показателей эффективности предприятия очень большое влияние оказывает рост затрат на тепловую и электрическую энергию. Поэтому одним из первоочередных направлений приложения инженерной мысли стало именно сокращение энергозатрат.

В блоке «Электроэнергия» стоит отметить проект по установке частотных преобразователей на электродвигатели заводского оборудования: аппаратов воздушного охлаждения, насосов, дымососов и воздуходувок. Установка преобразователей частоты на технологические агрегаты с переменной нагрузкой позволяет не только значительно снизить потребление электроэнергии, но и автоматизировать процессы, увеличить срок службы приводных механизмов, снизить общие эксплуатационные расходы. Эффект от внедрения этого предложения — более 55 млн рублей.

Большое количество предложений утверждено к реализации и по направлению «Теплоэнергия». В частности, на установке первичной переработки нефти АВТ-10 внедрена схема рекуперации тепла 5-го погона для производства тепловой энергии с использованием в системе теплофикации установки. Схема позволяет вырабатывать около 2 тыс. Гкал теплоэнергии в месяц. На ТСБ-1, 2 товарного производства отопление зданий, сушильных камер для спецодежды, нагрев воды в бытовых помещениях теперь ведется с помощью электроэнергии, а не пара. За счет этого получен двойной эффект: экономический — от сокращения потребления пара и социальный — улучшены условия труда персонала.

Сокращение ремонтных затрат и длительности простоев — еще одно важное направление «тотальной оптимизации». Монтаж дополнительного трубопровода для промывки оборудования при подготовке к капремонту АВТ-10 позволил сократить время простоя установки. Сроки текущих ремонтов, затраты на ремонт, потребление оборотной воды должна сократить замена ванн погружных холодильников установки АВТ-8 на кожухотрубные теплообменники, проведенная в декабре 2010 года. На сокращение ремонтных затрат и потребления оборотной воды направлен и перевод охлаждения насосного оборудования установок с оборотной воды на замкнутый контур охлаждения антифризом. На установках АВТ-6, 7, 8 технологии уже внедрены, а на установках Л-24–6, Л-24–7 внедрение запланировано на нынешний год.

Значительное количество мероприятий направлено на сокращение потребления топлива. В их числе — монтаж анализаторов кислорода на технологических печах установок, проведение гидромеханической декоксификации печей установки 21-10-3М. Однако наиболее значимый проект в этом направлении — строительство генеральным подрядчиком ОНПЗ — компанией «Нефтехим-ремонт» специализированного центра по очистке теплообменного оборудования.

На установках ОНПЗ эксплуатируются более 1,7 тыс. кожухотрубчатых теплообменников, каждый из которых нуждается в чистке и ремонте в среднем каждые год-два. Загрязнение теплообменников негативно влияет на процессы теплопередачи, увеличивает сопротивление потоков, что приводит к росту потребления энергетических ресурсов — пара и электричества, а также воды и топлива. Снижение общей эффективности процесса, соответственно, приводит к финансовым потерям. Новый заводской объект должен решить проблему качественной чистки теплообменников.

Расчетный экономический эффект от работы центра — около 150 млн рублей в год. Это третий подобный комплекс в России и единственный за Уралом. Он оснащен высокоэффективным оборудованием производства Peinemann (Голландия) и Hammelmann (Германия), обеспечивающим непрерывный цикл чистки трубных пучков теплообменников от разного рода отложений.

Успешное завершение строительства и пуск специализированного центра по очистке теплообменного оборудования, по сути, поставило точку в реализации на Омском НПЗ программы ТОП как отдельного проекта. С 2011 года незавершенные «ТОПовые» мероприятия вошли в состав программы повышения производственной эффективности. Процесс тотальной оптимизации производства на Омском нефтезаводе продолжается, но теперь — с новыми возможностями.

Главные задачи созданного в «Газпромнефть-ОНПЗ» управления повышения производственной эффективности — выявление разрывов в показателях с лучшими предприятиями отрасли, организация работы по разработке и внедрению мероприятий, направленных на сокращение этих разрывов в направлениях повышения энергоэффективности, эксплуатационной готовности, снижения потерь, увеличения производительности и выпуска целевой продукции.

Это направление полностью совпадает с задачами проекта тотальной оптимизации, поэтому он стал частью программы повышения производственной эффективности. При этом возможности у разработчиков мероприятий значительно выросли.

Если раньше программа ТОП была ограничена конкретными сроками окупаемости (не более двух лет) и объемом финансирования до 25 млн рублей на одно мероприятие, то в рамках новой программы эти рамки стали значительно шире.

Разработанные и утвержденные предложения проекта «Тотальная оптимизация производства» продолжают внедряться и уже приносят конкретные плоды в виде миллионов сэкономленных рублей. С начала 2009-го до окончания 2010-го в «Газпромнефть-ОНПЗ» эффект от реализации 90 мероприятий уже составил более 500 млн рублей.

Http://www. up-pro. ru/library/production_management/optimization/totalnaja-optimizacija. html

3 Направления повышения социально-экономической эффективности Комплекса нефтеперерабатывающих заводов ОАО «ТАНЕКО»

3.1 Оценка перспектив развития Комплекса нефтеперерабатывающих заводов ОАО «ТАНЕКО»

Проведенный SWOT-анализ (Приложение А) показал наличие как сильных, так и слабых сторон проекта по строительству Комплекса нефтеперерабатывающих заводов ОАО «ТАНЕКО». Последние новости со строительной площадки говорят о наличии серьезных изменений в проекте, обусловленных изменением общей рыночной ситуации и среднесрочных прогнозов по рынку нефтепродуктов.

Осенью 2009 года Правительством РТ был одобрен обновленный бизнес-план проекта, предполагающий удвоение производственной мощности комплекса (с 7 млн. тонн переработанной нефти в год до 14 млн.) и, одновременно, сокращение ассортимента продукции в сторону более простых продуктов – нафты, реактивного топлива, дизельного топлива. То есть новый бизнес-план предполагает снижение глубины переработки татарстанской нефти, снижение общего уровня инновационности данного проекта.

Как пояснил Владимир Капустин, глава ОАО «ВНИПИнефть» (генеральный проектировщик комплекса), задача удвоения мощностей появилась в связи с необходимостью переработки нефти малых нефтяных компаний Татарстана, которые в настоящее время не имеют собственных перерабатывающих мощностей. Ранее власти Татарстана рассматривали вопрос строительства в Татарстане еще одного НПЗ мощностью 5-7 млн. тонн нефти в год — исключительно для нужд малых нефтяных компаний. Однако в условиях кризиса в правительстве посчитали, что увеличение мощностей «ТАНЕКО» экономически выгоднее строительства второго нефтеперерабатывающего завода, инвестор на который так и не был найден.[15]

Так, производство автомобильных бензинов при увеличении переработки нефти до 14 млн. тонн в год возрастет незначительно – с 850 до 900 тыс. т. в год. Объемы производства ароматических углеводородов и нефтехимических продуктов на рассматриваемой стадии новой концепции комплекса не увеличатся. При этом увеличение объемов переработки на предприятии высокосернистой нефти РТ до 14 млн. т. в год приведет к значительному, в разы, увеличению выработки крупнотоннажных нефтепродуктов (таблица 3.1).

Таким образом, увеличение объема переработки высокосернистой нефти на комплексе ОАО «ТАНЕКО» будет сопровождаться прежде всего увеличение выработки продуктов, дефицитных в настоящее время и в среднесрочной перспективе на европейском рынке. Также предполагается организация производства малосернистого (с содержанием серы до 1% мас.) топочного мазута в объеме 1,1 млн. т/год.

Таблица 3.1 – Объемы производства продуктов КНП и НХЗ согласно новому бизнес-плану [24,с.29]

Немаловажным фактором здесь является общий прогноз по мировому рынку нефтепродуктов. Проведенные исследования показали, что именно отмеченные в таблице 3.1 продукты будут пользоваться повышенным спросом на европейском рынке.

Вторым фактором, оказывающим серьезное влияние на развитие и корректировку проекта КНП и НХЗ, являются сложности в финансировании проекта. Несмотря на немногочисленность выбранных источников финансирования, наблюдается задержка в выделении средств и, как следствие, отставание от графика проведения СМР, удорожание проекта и появление необходимости в дополнительном финансировании.

Эксперты считают, что «ТАНЕКО» вполне может рассчитывать на дополнительные деньги из Инвестиционного фонда РФ. Завотделом маркетинговых исследований исследовательского центра «Кортес» Ирина Боград полагает, что развитие перерабатывающей промышленности — «это проблема не одной отдельно взятой компании и даже республики, а задача государства». «Дополнительная сумма, которую могут выделить из Инвестфонда, может составить 10-12 млрд. рублей», — отмечает ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов. Эксперт отметил также, что обновленный проект потребует увеличения инвестиций со стороны «Татнефти» и Татарстана. Удвоение мощности предприятия, по мнению господина Баранова, «может прибавить к стоимости проекта еще 30-40%». [15]

Остается открытым и вопрос о кадровом обеспечении создаваемого Комплекса нефтеперерабатывающих заводов – если текущие потребности в персонале (как в строителях, так и работниках будущих производств) понемногу удовлетворяются, то перспективные потребности совершенно не учитываются операторами проекта (особенно в свете нарастания негативных тенденций в демографической ситуации в регионе). Дефицит эксплуатационных кадров составляет около 1700 человек. К числу самых востребованных профессий относятся: операторы технологических установок, машинисты технологических насосов, слесари по ремонту технологических установок. Всего же по 55 профессиям с разными уровнями профессионального образования в период с 2006 по 2010 годы необходимо подготовить более 5,5 тыс. человек. [5] Учебные заведения, задействованные в подготовке кадров для комплекса, расположены, в основном, в Нижнекамске и Казани. Причем, если вести речь о рабочих кадрах, то анализ показывает, что более чем на 90% заявки по подготовке как строителей, так и эксплуатационников, могут быть удовлетворены учреждениями профобразования Нижнекамска. Основными исполнителями Программы подготовки кадров для КНП и НХЗ определены также Нижнекамский химико-технологический институт, нефтехимический и политехнический колледжи города. Из числа ведущих вузов республики в программе участвуют: Казанский государственный технологический университет, Казанский государственный технический университет, Казанский государственный архитектурно-строительный университет и ряд других ведущих вузов республики. [25,с.129]

Финансирование Программы подготовки кадров для КНП и НХЗ будет осуществляться по многоуровневой системе в соответствии с федеральным и республиканским бюджетными законодательствами и законами об образовании России и Татарстана. Источниками финансирования являются: бюджет Республики Татарстан, включая целевые отчисления в него из бюджета РФ, средства заказчиков кадров, а также других инвесторов. По произведенным расчетам, реализация программы потребует 260,9 млн. рублей. Эти средства будут направлены на профессиональную и курсовую подготовку специалистов, на разработку нормативно-правовой и учебно-методической документации и на модернизацию материально-технической базы учреждений профессионального образования.

Уже набрано 600 человек для эксплуатации комплекса, которые изучают документацию, следят за качеством работ. В ближайшее время в ОАО «ТАНЕКО» собираются принять на работу еще около 1200 человек. Пятую часть их составят выпускники учебных заведений разных уровней, остальные вакантные места займут высококвалифицированные специалисты, имеющие опыт эксплуатации современных оборудования и технологий.

Конечно, если учитывать, что за последние 25 лет в отрасли нефтепереработки и нефтехимии России подобные масштабные проекты не реализовывались, подготовленных кадров для КНП и НХЗ явно не хватает. Однако, как считает Х. Багманов, руководитель ОАО «ТАНЕКО», проблема вполне решаема. В частности, рассматривается вариант с привлечением специалистов из компаний «Татнефть», «ТАИФ» и других предприятий нефтегазохимического комплекса РТ.

Однако необходимо отметить, что такой вариант кадрового обеспечения будущих нефтеперерабатывающих заводов в долгосрочной перспективе приведет в масштабах республики к крайне негативным эффектам – оттоку наиболее квалифицированных кадров с действующих предприятий (прежде всего, ОАО «Нижнекамскнефтехим», где наблюдается занижение оплаты труда, снижение социальной защищенности работников).

Вновь принимаемым работникам ОАО «ТАНЕКО» обещают интересную работу, необходимые социальные условия. Например, уже возведено около 50 тысяч квадратных метров жилья, куда персонал комплекса сможет заселиться по программе социальной ипотеки. Плюс к этому в новом микрорайоне завершается строительство еще около 87,5 тысячи квадратных метров жилья с детским садом и со всей необходимой инфраструктурой. Однако особо нужно отметить нерешенность некоторых социальных вопросов, которые напрямую влияют на мотивацию специалистов – потенциальных работников будущего Комплекса нефтеперерабатывающих заводов.

В городе недостаточно развиты медицинская, культурная, рекреационная инфраструктуры. Остро встал вопрос о транспортной инфраструктуре – в связи с очевидной вредностью нефтехимического производства промышленная площадка расположена в 10 километрах от города, что обуславливает необходимость организации ежедневного перемещения огромного числа людей из города в промзону и обратно (с учетом всех предприятий, находящихся в промзоне, и будущего КНП и НХЗ – около 15-20 тыс. чел.).

Содействие развитию высокотехнологичной транспортной инфраструктуры с целью увеличения объемов и безопасности транспортировки химических грузов позволит вывести на новый уровень эффективности и безопасности нефтехимическое производство Закамья. [19,с.15] Вопрос о соответствующем развитии транспортной инфраструктуры нефтехимического производства ставится и в Проекте Стратегии развития химической и нефтехимической промышленности России на период до 2015 года (разработанном в 2007 г.): «…необходимо адекватное развитие транспортной инфраструктуры, предназначенной для перевозки нефтехимической продукции, в соответствии с Транспортной стратегией Российской Федерации на период до 2020 года. Транспортная техника для перевозки опасных химических продуктов должна соответствовать международным и национальным требованиям». [26]

Из-за загруженности Нижнекамской промышленной зоны нефтехимическими производствами (по мнению руководителя ОАО «ТАНЕКО» Х. Багманова) одной из ключевых задач при создании проекта КНП и НХЗ было соблюдение экологических требований. Изначально в соответствии с мастер-планом проекта предполагалось, что комплекс в год будет выбрасывать в атмосферу 18 тысяч тонн вредных веществ, но корректировка технологических решений производства позволила снизить эту цифру до 9,7 тыс. тонн в год. [12] Наибольший процент промышленных выбросов в атмосферу приходится на ОАО «Нижнекамскнефтехим» – 53% (в 2005 году – 66,6%), Нижнекамскую ТЭЦ – 15% (в 2005 году – 13,2%), ОАО «ТАИФ-НК» – 21% (в 2005 году – 9,86%).

Значительно увеличились выбросы в атмосферу вредных веществ от стационарных источников ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ТЭЦ за счет увеличения доли сжигаемого мазута в топливном балансе до 7,5% против 0,47% в 2005 году и ввода в эксплуатацию двух новых заводов ОАО «ТАИФ-НК» (бензинов и переработки газового конденсата).[28]

Для сравнения: только через выхлопные трубы нижнекамского автопарка в воздух ежегодно вылетает около 22 тысяч тонн вредных веществ. Объем перевозок грузов крупными и средними предприятиями Нижнекамского муниципального района за 11 месяцев 2009 года составил 3257,5 тыс. тонн. Одними из крупных грузоперевозчиков города являются транспортные подразделения ООО «УАТ – НКНХ» и ООО «УМ и СТ-НК». [31]

Уже сегодня существующая транспортная система не выдерживает пиковых нагрузок и испытывает регулярные кризисы. С введением в строй первой, а потом и второй очередей КНП и НХЗ (проектная численность персонала 4100 чел.) нагрузка на транспортные магистрали возрастет в разы. Здесь уместно напомнить, что в рамках проекта КНП и НХЗ предусмотрено и частично уже реализовано строительство таких объектов внешней инфраструктуры, как внешние нефтепровод и продуктопровод, железнодорожная сеть. Финансирование этих объектов осуществляется из средств Инвестиционного фонда РФ в объеме 16,512 млрд. руб. остальное финансирование строительства объектов внешней инфраструктуры предполагается за счет кредитных средств государственной корпорации – Внешэкономбанка. [24] Однако, на сегодняшний день бизнес-план проекта не содержит сколько-нибудь ясных сведений о модернизации автотранспортной инфраструктуры Нижнекамского промышленного узла с учетом увеличивающейся нагрузки в связи с предстоящим вводом в строй КНП и НХЗ.

Подобное положение является недопустимым в связи с высокой важностью оперативной доставки персонала на производственные объекты нефтехимических предприятий (в том числе ОАО «ТАНЕКО»). Кроме того, перегрузка существующих транспортных магистралей Нижнекамского промышленного узла грозит срывом поставок сырья, материалов и оборудования на предприятия.

Добавим также, что нефтехимические производства относятся к производствам высокого класса опасности, где высока вероятность техногенных катастроф. В связи с этим еще на стадии проектирования производства должны быть предусмотрены и введены в проект транспортные путепроводы, по которым в случае необходимости можно будет оперативно доставлять спасательное оборудование, специалистов пожарной охраны, медицинской помощи, проводить эвакуацию жителей и работников.

Создавая столь сложную производственную систему как Нижнекамский промышленный узел (ОАО «Нижнекамскнефтехим», ОАО «Нижнекамскшина», ОАО «ТАНЕКО» и др.) невозможно обойти вопрос организации бесперебойного функционирования автомобильных путей сообщения, грузопотоков транзитного и внутреннего транспорта.

В Приложении Б красным цветом выделены наиболее нагруженные транспортные магистрали Нижнекамского промышленного узла. При этом необходимо выделить следующих участников движения в этой зоне:

Пассажирские автобусы с работниками (на протяжении суток согласно графику смен, дежурные автобусы);

Легковой автотранспорт работников Нижнекамского промышленного узла (на работу и обратно);

Грузовой и легковой автотранспорт, двигающийся за город (в сторону Набережных Челнов);

Грузовой и легковой автотранспорт, осуществляющий перевозки внутри промышленного узла (в том числе отправляющийся или прибывающий на предприятия промышленного узла из-за пределов города).

Говоря о рационализации движения, в первую очередь необходимо выдвинуть решение проблемы наибольших нагрузок в часы пик (утром, в обед, вечером). Из-за рассредоточенности проживания работников нефтехимических предприятий маршруты автобусов, личного легкового транспорта проходят по обеим существующим магистралям (Соболековская трасса и трасса через БСИ), однако попасть на одну из них можно лишь по одной (с одной полосой в одну сторону) дороге, сильно зажатой производственными строениями. Вопрос о модернизации этой дороги очень сложен в силу наличия на ней многих важных предприятий и организаций (УАТ, ЦГФУ, УВК и ОСВ и др.), пролегающей в непосредственной близи трамвайной линии и территории нефтехимкомбината.

В связи с этим целесообразно рассмотреть возможность реконструкции одной из нескольких существующих сегодня параллельных дорог с целью организации беспрепятственного движения пассажирского транспорта по маршруту «ТЭЦ-2-Соболековская трасса-город». Примерное расположение новой трассы показано на рисунке в Приложении Б синим цветом.

Вместе с тем, необходимо отметить, что столь напряженные транспортные потоки невозможно будет организовать в условиях одноуровневого пересечения – в часы пик количество автомобилей таково, что они будут создавать ежеминутные заторы. Поэтому предлагаемый проект модернизации транспортной системы Нижнекамского промышленного узла необходимо дополнить строительством как минимум трех разноуровневых развязок (см. Рис. 1), которые бы позволили не останавливать транспортные потоки на перекрестках. Разноуровневые развязки позволят транспортному потоку двигаться без остановки и исключат вероятность лобовых столкновений как наиболее травмоопасных форм дорожно-транспортных происшествий.

Это позволит сократить время доставки грузов и работников на рабочие места, снизит потери ГСМ вследствие оптимизации работы автомобилей, уровень аварийности, повысит вероятность успешного проведения спасательных работ в случае чрезвычайных ситуаций. Расположение разноуровневых развязок показано синими точками на рисунке в Приложении 2.

Таким образом, предлагаемые мероприятия позволят существенно повысить экологическую, социальную и экономическую эффективность создаваемого в Нижнекамске Комплекса нефтеперерабатывающих заводов и всего Нижнекамского промышленного узла. Это выразится в следующем:

Уменьшение времени доставки работников к рабочим местам, проезда горожан из города и обратно;

Организация новых рабочих мест, связанных со строительством объектов транспортной инфраструктуры (в том числе – для низкоквалифицированной рабочей силы) и ее последующим обслуживанием;

Снижение аварийности на дорогах города и района, то есть сокращение затрат на больничные листы, судебные издержки, ремонт автотранспорта, работу ГИБДД, услуги ритуальных контор, внеплановые простои производств (в связи с задержкой работников или транспорта с необходимым грузом);

Снижение риска чрезвычайных ситуаций, негативных эффектов от происходящих аварийных ситуаций.

В следующем параграфе проведем расчет затрат на проведение предлагаемых мероприятий.

Http://www. kazedu. kz/referat/172015/7

Добавить комментарий