52
Рисунок 3. Динамика инвестиций ОАО «Славнефть-
Мегионнефтегаз» в геолого-разведочные работы
В 2016г. ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» продолжил инвестировать в
перспективные регионы. закладывая прочную базу для роста добычи
углеводородов в будущем. Располагая огромным ресурсным потенциалом,
предприятие прилагает максимум усилии для его реализации, ведя работу по
двум направлениям:
Интеграция в новые регионы деятельности, приобретение лицензий как в
России, так и за рубежом;
Применение новейших технологий на выработанных участках и в
регионах с трудно извлекаемыми запасами.
Более 28% общих капитальных затрат в сегменте в 2016г. приходится на
перспективные проекты, что составило 3,4 млрд. долл. В России по итогам
2016г. предприятие инвестировало более 1,4 млрд. долл. В развитие
Каспийского региона и около 0,5 млрд. долл. В месторождение Большехетской
впадины. Большая часть зарубежных капитальных затрат в бизнес-сегменте
приходится в 2016г. на месторождение Западная Курна-2 в Ираке.
Распределение капитальных затрат в перспективных регионах в 2016г.
представлено на рис.11. В 2016г. ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» укрепил
свою базу в Западной Сибири за счет приобретения лицензии на Имилорское +
Западно- Имилорское и Источное месторождения.
53
Рисунок 4. Распределение капитальных затрат в
перспективных регионах в 2016г.
Имилорское месторождение имеет оргомный ресурсный потенциал, а
наличие у ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» развитой инфраструктуры в
непосредственной близости сокращает потенциальные затраты на его
разработку. Геологические и извлекаемые запасы нефти в пределах участка по
состоянию на 1.1.2016г. составили соответственно 855,5 и 193,7 млн.т по сумме
категорий С1 и С2. Получение лицензии на столь крупные месторождения
позволит ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» существенно прирастить запасы и
в дальнейшем увеличить добычу в стратегическом для него регионе.
Эффективная разработка месторождения позволит не только создать новые
рабочие места, но и увеличит поступления в бюджет страны. Первая добыча на
Имилорском месторождении ожидается в 2015г.
В 2016 году ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» продолжало активную
работу по развитию сегмента переработки нефти за счет модернизации и
расширения перерабатывающих мощностей. На нефте-перерабатывющих
заводах ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (с учетом долей в переработке на
НПК ISAB и НПЗ Zeeland) было переработано 66,1 млн т.
ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» продолжает модернизацию
имеющихся мощностей. Так, наиболее ожидаемыми событиями на 2015-2016
годы являются ввод:
54
Пермский НПЗ
- Комплекса переработки нефтяных остатков
- Каталитического крекинга ВТО
Нижегородский НПЗ
- Вакуумного блока
- Установки изомеризацни
НПЗ в Бургасе
- Комплекса переработки тяжелых остатков
- Установки АЗТ
Волгоградский НПЗ
- Гидрокрекинга ЗГО
- Установки изомеризации
Объем переработки на собственных российских НПЗ Группы (включая
мини-НПЗ) в 2016 году составил 44.4 млн т. Снижение переработки нефти в
2016 году на 1.9% по сравнению с 2015 годом обусловлено проведением
капитальных ремонтов на ООО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ-
Нижегороднефтеоргсннгаз».
Доля высокооктановых бензинов в общем выпуске бензинов российскими
заводами Группы (без учета мини-НПЗ) выросла в 2016 году до 99.1% (96.2% в
2015 году). Выход светлых нефтепродуктов составил 54.0% (без учета мини-
НПЗ). Уровень безвозвратных потерь составил 0.53% (без учета мини-НПЗ).
Капитальные затраты НПЗ Группы в России составили в 2016 году 988
млн долл. (586 млн долл. в 2015 году). Рост капитальных затрат в России
обусловлен вводом новых мощностей и началом строительно-монтажных работ
по проектам модернизации НПЗ.
Наиболее значимыми событиями в 2016 году на российских НПЗ стали:
завершение реконструкции установки ABT-5 на Нижегородском НПЗ и
введение в эксплуатацию установки гидроочистки дизельного топлива
мощностью 3.0 млн т/год на Волгоградском НПЗ. На Ухтинском НПЗ
завершены техническое перевооружение реакторного блока установки
гидроочистки дизельного топлива ГДС-850. а также реконструкция на
установке АВТ с увеличением мощности вакуумного блока до 2.0 млн т/год.
55
В рамках стратегии развития нефтехимического сектора ОАО
«СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ» в 2016 году осуществлялись
мероприятия, направленные на модернизацию существующих производств.
Так. на Саратоворгсинтез было начато проектирование второй линии
цианида натрия. На базе Ставролен одним из основных проектов является
создание комплекса переработки газа Северного Каспия. В 2015 году
планируется ввод первой линии ГПЗ производительностью 2 млрд м
3
газа и
модернизация действующих установок этилена и полиэтилена. В 2016 году в
рамках проекта была начата разработка проектной и рабочей документации
технического перевооружения действующего производства полиэтилена с
целью максимальной переработки сжиженных газов.
С целью снижения инфляции издержек ОАО «Славнефть-
Мегионнефтегаз» развивает собственную транспортную инфраструктуру.
Так эффект от использования транспортно-логистических объектов ОАО
«Славнефть-Мегионнефтегаз» в 2016 году для транспортировки российских
нефти и нефтепродуктов на экспорт в сравнении с альтернативными и
маршрутами поставок в текущих рыночных условиях оценивается в размере
650 или долл.
Значимым событием ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 2015 году по
транспортировке добытой нефти стало завершение строительства
межпромыслового нефтепровода «Харьяга-Южное Хыльчую». Ввод в
эксплуатацию нефтепровода позволит сократить сроки окупаемости затрат на
строительство Варандейского терминала благодаря существенному повышению
его загрузки. Кроме этого, предприятие сможет снизить затраты на
транспортировку нефти по Балтийской трубопроводной системе. Будет снята
также часть нагрузки с межпромыслового нефтепровода Харьяга-Уса и
магистральных нефтепроводов Уса-Ухта и Ухта-Ярославль, которые в
настоящее время эксплуатируются на пределе пропускной способности.
56
Было завершено строительство головной компрессорной станции
системы транспорта газа с месторождений Болышехетской впадины. В
настоящее время ведутся пусконаладочные работы.
Расширяя собственную транспортную инфраструктуру, в 2015 году ОАО
«Славнефть-Мегионнефтегаз» запустило в эксплуатацию в порту Барселоны
новый нефтепродуктовый терминал, с помощью которого Компания сможет
осуществлять на территории Испании реэкспорт и дистрибуцию дизельного и
реактивного топлива, а также биотоплива. Резервуарный парк превращает
терминал в крупный средиземноморский хаб по перевалке нефтепродуктов
общей мощностью в 1 млн м
3
.
Обобщая выше изложенное отметим, что основной объем научно-
технических работ в бизнес-сегменте ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
приходится на разработку рациональны» комплексов геолого-геофизических
исследований, совершенствование методов оценки запасов (продолжаются
работы по созданию методики подсчета запасов углеводородов в резервуарах
со сложной структурой), на разработку и совершенствование методов
повышения нефтеотдачи пластов и оптимизацию технологических решений при
разработке неразбуренкык участков и залежей. Пристальное внимание
уделяется технологиям по обеспечению экологической безопасности при
разработке месторождений, особенно морских.
В 2015-2016 гг. не только расширены регионы и объемы внедрения
технологий, но и адаптированы к объектам в карбонатных и терригекных
пластах технологии, обеспечивающие максимальный контакт с коллектором, и
технологии заканчивания горизонтальных скважин с МГРП. Высокая
эффективность этих технологий в 2016 году отмечается в регионах Пермского
Предуралья. Республики Коми, на газовых проектах Западной Сибири.
К прорывным технологиям, внедренным в 2016 году, относится бурение
горизонтальных скважин с МГРП. По итогам 2016 года введено 99 скважин с
МГРП. Средний дебит нефти - 43.5 т/сут. Если в 2015 году технология МГРП
применялась только в Западной Сибири, то в 2016 году она применялась и на
57
месторождениях ООО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ-ПЕРМЬ», ООО
«СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ-Коми».
Кроме того, при строительстве новых скважин активно привлекались
современные технические разработки в области «нижнего» заканчивания
скважин. Taк на месторождении им Ю. Корчагина для предупреждения
прорывов газа добывающие скважины оборудованы пассивными системами
регулирования притока (ResFlow).
Вывод по второй главе.
Во второй главе проведен анализ принятия инвестиционных решений в управлении
ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", в результате данного анализа были получены
следующий выводы:
1. В отчётном периоде выручка от продаж снизилась на 45058614 тыс.
руб. (на 14,77%), объем производства увеличился на 1346915 тыс. руб. или на
7,38%, затраты на производство продукции возросли на 8831054 тыс. руб. или
на 24,94%. При этом, темп роста выручки составил 85,23%, темп роста объема
производства 107,38% , а темп роста затрат на производство и реализацию
продукции с 2015 года по 2016 год составил 124,94 %. Прирост объема
производства и выручки ниже прироста затрат на производство и реализацию
продукции 24,94%. Это означает что рост затрат на производство и реализацию
продукции экономически не оправдан и не принесет предприятию прибыль.
Среднегодовая стоимость основных средств по сравнению с 2015 годом
выросла на 3146145,5 тыс. руб., а фондоотдача снизилась на 17,28 пункта. В
2015 году на 1 рубль стоимости основных производственных фондов была
получена выручка в размере 42,44 коп., а в 2016 году 25,16 коп., что на 17,28
процента меньше, чем в 2015 году. Следовательно, это свидетельствует о
снижении эффективности использования основных средств.
2. По итогам 2016г. прибыль от продаж, полученная с каждого рубля
затрат, составила 487,8 коп., а, полученная с каждого рубля выручки от продаж,
- 83,0 коп. В тоже время чистая прибыль, полученная с каждого рубля выручки,
увеличилась с 7,1 коп. до 8,1 коп., т.е. на 1,0 коп.
58
Но, в то же время снижается чистая прибыль, полученная с каждого
рубля совокупных средств, ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» с 18,4 коп. до
16,9 коп., т.е. на 1,5 коп., т.к. стоимость капитала предприятия растет более
высокими темпами, чем чистая прибыль. При этом снижается чистая прибыль,
полученная с каждого рубля собственных средств, ОАО «Славнефть-
Мегионнефтегаз» с 32,1 коп. до 26,2 коп., т.е. на 5,9 коп., а растет
эффективность использования заемных средств с 43,1 коп. до 47,7 коп., т.е. на
4,6 коп. Однако в результате инвестиций в основной капитал чистая прибыль,
полученная с каждого рубля внеоборотных активов ОАО «Славнефть-
Мегионнефтегаз», снижается с 37,7 коп. до 25,5 коп., т.е. на 12,2 коп., но при
чистая прибыль, полученная с каждого рубля оборотных активов ОАО
«Славнефть-Мегионнефтегаз», выросла с 35,9 коп. до 50,2 коп., т.е. на 14,3 коп.
3. Для обеспечения постоянного мониторинга процесса разработки велась
планомерная работа по оснащению скважин оптоволоконными системами
(ОВС). На данный момент этими системами оснащены несколько скважин
пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, скважина 113
месторождения им. Ю. Корчагина, другие скважины.
59
Глава 3. Совершенствование анализа инвестиционных решений в
ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"
3.1. Рекомендации повышению инвестиционной активности предприятия
Продолжая оставаться основным источником экономического роста,
сырьевой сектор перетягивает на себя значительную долю инвестиционного и
научно-технического потенциала, существующих в российской экономике, но
сам ТЭК при этом не является инновационным лидером. Поддержание высоких
темпов роста экономики требует значительных инвестиций и технологических
инноваций в отрасли ТЭК при снижающейся капиталоотдаче и эффективности
вложений, однако отечественные энергокомпании зачастую не заинтересованы
в переходе от сырьевой к инновационной модели развития.
Одним из главных отечественных инновационных приоритетов должно
стать энергосбережение, т.е. рациональное использование энергии и
энергоресурсов.
Повышение эффективности использования энергии и снижение
энергоемкости отечественной промышленности (которая до сих пор остается на
уровне 90-х г.), инновации в области энергосбережения - магистральный путь
решения российских энергетических (и экологических) проблем. В России
затраты энергии на производство единицы ВВП в четыре раза выше, чем в
развитых странах (табл.10).
Для нефтяных компаний это означает, что при сохраняющемся разрыве в
энергоемкости производства из России выгоднее экспортировать сырье, а не
продукты его переработки или конечную продукцию.
Важнейшим потребителем инноваций в нашей стране должна стать
нефтяная отрасль. Сегодня в стране практически достигнуты предельные
уровни добычи нефти.
60
Таблица 9
Энергоемкость ВВП отдельных стран и России в 2016 г., в Btu
на 1 долл. ВВП
44
Страна
Энергоемкость
США
8,841
Франция
6,596
Германия
6,428
Великобритания
5,233
Испания
6,236
Италия
5,637
Норвегия
9,489
Российская Федерация
18,777
А падение цен на энергоносители делает нерентабельными многие
маргинальные по экономической эффективности месторождения и неизбежно
приведет к сокращению общего уровня добычи энергоресурсов. Рассуждая о
потенциально значительных запасах энергоресурсов, не следует забывать, что
из-за трудности извлечения и удаленности от потребителей для мирового рынка
такие месторождения наименее рентабельные. И вынужденный по ресурсным
соображениям переход к освоению экстремальных по сложности разработки
месторождений Ямала и арктического шельфа только усугубит эту ситуацию.
Необходимость инноваций в этой сфере диктуется тем, что условия
добычи углеводородов в России достаточно сильно отличаются от большинства
зарубежных стран, прежде всего по климатическим условиям и удаленности от
основных рынков сбыта, отсутствию транспортной и промышленной
инфраструктуры в районах добычи, что часто требует весьма специфического
оборудования
Суть технологической проблемы, перед которой были поставлены
российские НПЗ после принятия технического регламента, заключается в том,
что наибольшую сложность для российских НПЗ (в связи с введением
стандартов Евро-3 и выше на автомобильные бензины) составило снижение
содержания ароматических углеводородов в бензиновом пуле. В настоящее
44
Источник: International Energy Annual, 2016 (http://www.eia.doe.gov).
61
время в нашей стране каталитический риформинг является основным способом
получения высокооктанового неэтилированного бензина. Доля риформата
(бензина, полученного в процессе каталитического риформинга) в бензиновом
пуле российских НПЗ накануне принятия технического регламента для авто-
мобильного топлива колебалась в районе 53-55% (см. табл.10).
Таблица 10
Структура бензинового фонда России, США и стран Западной
Европы
45
Россия
США
Западная
Европа
Общий объем
бензинового фонда
29
330
130
Компонентный состав, %
обьема:
бутаны
5,7
5
7
риформат
54,1
34
48,2
бензиновые фракции
каталитического
крекинга
20
35,5
27
измеризат
1,5
5
5
алкилат
0,3
11,2
5
оксигенаты
0,2
3,6
2
бензиновые фракции
прямой перегонки,
гидрокрекинга и
гидроочистки
13,3
3,1
7,3
бензиновые фракции
термических процессов
4,9
0,6
0,5
Учитывая инвестиционные параметры проектов российских ВИНК в
сфере нефтепереработки, наблюдавшиеся в первой половине 2000-х годов
медленные темпы модернизации отрасли вполне объяснимы (рис.5). При этом
техническое перевооружение отрасли происходит исключительно за счет
внедрения давно существующих технологий, причем преимущественно
импортных.
45
Источник: Минэнерго России