62
Рисунок 5. Инвестиционные параметры проектов в сфере
нефтепереработки
Причина - не столько в технологическом отставании российских
производителей оборудования для нефтепереработки, сколько в своеобразной
мотивации отечественных нефтяных корпораций. Располагая крупными
доходами от использования природных ресурсов, российские
энергокомпании – даже притом, что в стране имеются разработки собственных
научно-проектных школ, катализаторов для гидроочистки, риформинга и -
стремятся получить быстрый доступ к новым тех- изомеризации на 70%, для
каталитического кре-нологиям на глобальном рынке. Однако условием их
получения становится включенность новой продукции модернизированных
производств в товарные цепочки западных корпораций.
Встраиваясь в систему мирохозяйственных связей, новые производства
начинают работать на интересы зарубежной экономики. Такое положение,
безусловно, выгодно международным ТНК, стремящимся сформировать
зависимость отечественного рынка нефтепродуктов от западных технологий. В
результате большинство крупных проектов по модернизации и техническому
перевооружению российских НПЗ осуществляются под руководством
зарубежных инжиниринговых организаций. Доля российских проектных
организаций не превышает 10-15% от емкости рынка инжиниринга в
63
нефтепереработке. Причем россияне, как правило, выполняют работы только
по рабочему проектированию.
В этих условиях зависимость российской нефтепереработки от импорта
инжиниринговых услуг, оборудования и расходных материалов в связи с
введением стандартов Евро даже усилилась. В частности, использование
импортных технологий привело к тому, что отрасль зависит от импорта
катализаторов для гидроочистки, риформинга и изомеризации на 70%, для
каталитического крекинга – на 80%, для гидрокрекинга – на 100%. Вместе с тем
рост инвестиций в нефтепереработку и запуск десятков инвестиционных
проектов, направленных на модернизацию отечественных НПЗ, создали
внутренний спрос на новые технологии в нефтепереработке, услуги
инжиниринговых компаний, а также производителей оборудования. Более
того, в ряде проектов по модернизации НПЗ российские инжиниринговые
компании и производители оборудования играли далеко не последнюю роль. В
частности, при строительстве комплекса глубокой переработки нефти
«СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ Пермнефтеоргсинтез» проектировщиком
выступало ОАО «ВНИПИнефть». Наряду с руководством проектированием
компания участвовала в комплектации оборудования. При этом в поставках
оборудования принимало участие более 90 отечественных предприятий. Ими
было изготовлено более 60% оборудования комплекса. Впервые на российских
заводах было изготовлено оборудование высокого давления для установки
гидрокрекинга, включая реакторы гидрокрекинга и гидродеароматизации, а
также сепараторы.
Ключевая особенность существующей сегодня в России системы
технического регулирования заключается в том, что государство вправе
вводить обязательные требования лишь к отдельным характеристикам
продукции, а не к самим производственным процессам. Тем не менее, переход к
стандартам Евро-3 и выше не просто требует соблюдения основных
экологических характеристик топлива (по содержанию бензола, ароматических
углеводородов, серы), а совершенно иных подходов к переработке нефти,
64
нежели те, что сложились в отечественной нефтеперерабатывающей
промышленности еще в советское время. Иными словами, без введения в
эксплуатацию новых мощностей по глубокой переработке нефти российская
нефтепереработка не может вписаться в требования техрегламентов Евро-4 и
Евро-5. Установив опережающие технические требования к автомобильному
топливу, государство инициировало долгосрочные, со сроком окупаемости
более 10 лет, инвестиционные проекты по развитию отечественных НПЗ, общая
стоимость которых оценивается почти в 80 млрд. долларов. Отметим также, что
государство в данном случае ни в коей мере не разделило риски, связанные с
реализацией этих проектов.
Анализ динамики инвестиций в российскую нефтепереработку
показывает, что начиная с 2007 года, то есть примерно с момента принятия
технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному
бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей
и топочному мазуту», инвестиционные проекты, объявленные российскими
компаниями, стали содержать инновационные приоритеты (табл.11).
Таблица 11
Объявленные инвестиционные проекты в российской
нефтепереработке на период 2018-2021 годов, тыс. тонн
Технологии
Компания
Перв
ич-
ная
пере
рабо
тка
Висб
-
реки
нг
FCC
Гидро
очистк
а
Коксо
ва
ние
Гидро
креки
нг
Измер
и
зация
Каталит
и
ческий
рифор-
минг
Роснефть
2800
0
1800
388
0
25600
3200
12300
2430
3110
Газпромнеф
ть
1500
120
0
3300
2500
600
1500
Башнефтехи
м
850
1200
1200
850
1200
СЛАВНЕФТЬ
-
МЕГИОННЕФ
ТЕГАЗ
1700
0
580
0
12900
4100
1415
660
Сургутнефте
газ
1700
0
460
0
9500
10800
475
1350
ТНК-BP
120
0
3500
3000
ТАИФ-НК
7000
100
0
3600
1800
3200
800
Прочие НПЗ
1000
130
0
2000
500
300
150
Всего
6900
0
4300
189
80
61250
13300
30500
5220
6070
65
По оценкам главного управления стратегического развития и
инвестиционного анализа ОАО НК «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ»,
суммарный объем инвестиций в объявленные проекты в 2008-2021 годах
составит 79,7 млрд. долларов (с учетом инфляции). При этом основной объем
инвестиций будет направлен на развитие процессов глубокой переработки
нефти – каталитический крекинг и гидрокрекинг. В результате реализации этих
проектов среднее значение индекса Нельсона для российских НПЗ должно
вырасти с 4,5 до 6,5 пунктов, при этом у трети НПЗ он превысит 8 пунктов.
Проблема состоит в реализуемости данных планов в условиях отсутствия
стратегических инвесторов.
Необходимо обеспечить экономическое стимулирование производителей
продукции, соответствующих требованиям спецификаций «Евро», в том числе:
- на первоначальном этапе освободить от обложения акцизами моторные
топлива, соответствующие спецификациям Евро-3 и выше;
- отменить или снизить экспортные пошлины на моторные топлива,
соответствующие спецификациям Евро-3 - Евро-5;
- предоставить льготы по налогу на прибыль на сумму капитальных
вложений производственного назначения, а также выплат по кредитам,
использованных на эти цели;
- установить нулевую ставку таможенной пошлины на импорт
технологического оборудования, комплектующих и запасных частей, аналоги
которых не производятся в РФ;
- разрешить учитывать переоценку стоимости основных средств для
целей налогообложения.
- принять пакет мер, стимулирующих спрос на экологически чистый
автотранспорт (дифференциация ставки транспортного налога в зависимости от
уровня загрязняющих веществ в выхлопе автомобиля; введение экологического
налога с продаж на экологически «грязные» автомобили).
Действующая сегодня шкала ставок акцизов на автомобильное топливо
дестимулирует производителей экологически чистого топлива.
66
Прямогонный низкооктановый бензин облагается акцизом по
наименьшей ставке, а высокооктановые бензины – по наибольшей.
Экологические характеристики топлива в дифференциации ставок акцизов по
состоянию на сегодняшний день не учитываются. То же самое можно сказать и
о ставках пошлин на экспорт нефтепродуктов, которые сегодня стимулируют
экспорт темных нефтепродуктов. Экспортные пошлины для светлых
нефтепродуктов составляют 70,7%, тогда как при экспорте мазута – 38,1%.
В связи с вводом в действие нового техрегламента на нефтепродукты,
нефтяным компаниям необходимо осуществить реконструкцию действующих и
строительство новых улучшающих качество топлив установок, включая
установки гидроочистки топлив, изомеризации, алкилирования,
каталитического риформинга. Актуальность этой проблемы возрастает в связи
с резким сокращением рыночной ниши в Европе для российских
производителей мазута. Для достижения к 2020г. глубины переработки на
уровне 85% необходимо строительство новых установок по переработке
нефтяных остатков, в т.ч. установок гидрокрекинга и замедленного коксования.
В то же время рассмотренные выше меры являются недостаточными,
поскольку неоптимальной является сама модель нефтепродуктообеспечения,
принятая в начале 90- х гг. В отечественной нефтегазовой отрасли имеется
огромный потенциал для инноваций, реализация которого может
стимулировать инновационное развитие многих смежных отраслей и
промышленности в целом. Но без активной поддержки со стороны государства,
причем не только путем налоговых и законодательных мероприятий, делающих
активное участие в инновационном процессе привлекательным для частной
инициативы, но и путем, прямых инвестиций в этот сектор, немногие даже из
реально имеющихся разработок смогут дойти до стадии промышленной
реализации. По оценкам Международного Энергетического Агентства
(International Energy Agency), в ближайшие 20 лет до 90% нефти, добываемой
из новых месторождений, будет поступать из развивающихся стран.
67
Причем большая часть инвестиций будет приходиться на долю нефтяных
компаний, либо напрямую принадлежащих государствам, либо
контролируемых ими. Уже сегодня государственные компании контролируют
большую часть мировых запасов нефти. Международное Энергетическое
Агентство прогнозирует, что в ближайшие 30 лет понадобятся инвестиции в
размере $2.2 трлн., чтобы обеспечить потребности человечества в нефти.
Справиться с таким объемом затрат под силу только государственным
структурам. Как формулирует Иен Бреммер, президент американской
консалтинговой компании EurAsia Group1: «Казалось, что благодаря
динамизму и рыночным силам США, Западной Европы и Японии, которые
подпитывались частным капиталом, частными инвестициями и духом
предпринимательства, превосходство либеральной экономической модели
полностью доказано и подтверждено. Однако все вернулось на круги своя:
государственный капитал, государственные инвестиции и государственные
предприятия. Наступает эпоха государственного капитализма, когда
государства снова управляют гигантскими потоками капитала – действуя даже
через границы стран капиталистической демократии. Китай и Россия
возглавляют это движение в сторону развития государственных предприятий, а
другие страны начинают идти вслед за ними. В таких отраслях, как оборонная
промышленность, выработка электроэнергии, телекоммуникации, металлургия,
добыча полезных ископаемых и авиастроение все новые и новые государства
переходного этапа перестают довольствоваться функциями рыночного
регулирования и стремятся к доминированию на рынке»
46
Проведенный во второй главе данной работы анализ основных
направлений инвестиций показал, что руководство ОАО «Славнефть-
Мегионнефтегаз» вкладывает денежные средства в освоение новых
месторождений и в модернизацию и переоборудование
нефтеперерабатывающих заводов.
46
Бриммер И. Длинная тень хорошо заметной руки. Почему власть государства возвращается? The Wall Street
journal, США; www.inosmi.ru/22/05/2010
68
По оценкам главного управления стратегического развития и
инвестиционного анализа ОАО НК «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ»,
суммарный объем инвестиций в объявленные проекты в 2008-2021 годах
составит 79,7 млрд. долларов (с учетом инфляции). При этом основной объем
инвестиций будет направлен на развитие процессов глубокой переработки
нефти – каталитический крекинг и гидрокрекинг. В результате реализации этих
проектов среднее значение индекса Нельсона для российских НПЗ должно
вырасти с 4,5 до 6,5 пунктов, при этом у трети НПЗ он превысит 8 пунктов.
Проблема состоит в реализуемости данных планов в условиях отсутствия
стратегических инвесторов. На 2018г. запланирован объем инвестиций в
модернизацию процессов глубокой переработки нефти – гидрокрекинг в
размере 4643 млн. руб.
Разработаем план сбыта. Цена единицы продукции по состоянию на
01.01.2018 года – 7тыс. руб./тонну
С учетом принимаемых мер правительства по стабилизации экономики
(снижению инфляции) средняя годовая цена на нефть по годам показана в табл.
13, а предполагаемый объем продаж – в табл. 13.
Таблица 12
Цены 1 тонны с учетом инфляции, тыс.руб. / тонн
Наименование
продукции
Единица
измерения
2018г.
2019г.
2020г.
2021г.
2022г.
Нефть (средние
цены) за 1 тонну
тыс.руб.
7,63
8,24
8,81
9,35
9,81
Таблица 13
Объем продаж нефти по годам
Годы
Цена, тыс.руб. / тонн
Количество, тонн
Сумма, млн. руб.
2018
7,63
2717030
20731
2019
8,24
2860032
23567
2020
8,81
2860032
25197
2021
9,35
2860032
26741
2022
9,81
2860032
28057
План производства и объем продаж нефти по годам представлен в
таблице 14.
69
Таблица 14
План производства и объем продаж по годам (2018-2022гг.)
Показатели
Единица
измерения
2018г.
2019г.
2020г.
2021г.
2022г.
1. Объем
производства
тонн
2860032
2860032
2860032
2860032
2860032
2. Изменение
объемов
запасов на
конец года
(+,-)
тонн
+143002
-
-
-
-
3. Объем
продаж
тонн
2717030
22860032
2860032
2860032
2860032
8. Расчет затрат на производство и реализацию продукции
(а) Расчет затрат на материалы и энергию
Исходные данные для расчета представлены в табл. 15.
Таблица 15
Цены на продукцию, сырье, материалы и потребляемую
энергию по состоянию на 01.01.2018 года
Наименование ресурсов
Единица
измерения
Цена в
руб.
1. Сырье
тонн
10,47
4. Расходные материалы
кг
5,0
5. Теплоэнергия + услуги
Г.кал
179,85+12,5
6. Электроэнергия + услуги
кВт.ч.
0,9+0,05
7. Электроэнергия за установленную мощность
кВт
320
Годовая потребность в сырье и материалах представлена в табл. 16.
Таблица 16
Годовая потребность и затраты на сырье и материалы
Наименование
материала
Еди
ница
измерения
Цена,
тыс.руб.
Расход
Сумма
затрат в
млн.
руб.
на
единицу
на
годовую
программу
1. Сырье
тонн
10,47
0,105
685960
7182
2. Материалы
кг.
5
0,102
291723
1459
Итого:
8641
Всего затрат на сырье и материалы: 8641000 тыс.руб.
(б) Расчет коммунальных услуг и стоимости прочих расходов на
содержание производственных площадей.
70
- расходы на содержание производственных площадей 129 000 кв. м * 801
руб. * 12 = 1240 млн. руб.
- коммунальные услуги:
отопление: 1416 Г кал. * (179,85 + 12,5) = 272 тыс. руб.;
водопровод, канализация (19,1% от отопления):
272 * 0.191 = 52 тыс. руб.
Всего затрат на коммунальные услуги и содержание производственных
площадей: 1564000 тыс руб.
(в) Издержки на персонал представлены в табл. 17.
Таблица 17
Расчет заработной платы персонала за период 2018-2022гг.
Показатели
Годы
2018г.
2019г.
2020г.
2021г.
2022г.
1. Заработная плата по
должностному окладу, тыс. руб.
903,6
933,7
1398,7
1393,7
1397,5
2. Понижающий коэффициент,
связанный с выплатой
больничных листов
0,96
0,96
0,96
0,96
0,96
3. Заработная плата с учетом
понижающего коэффициента,
тыс. руб.
867,5
896,3
1342,7
1338,0
1341,6
4. Премиальный коэффициент
1,2
1,2
1,4
1,4
1,4
5. Заработная плата с учетом
премиальных выплат, тыс. руб.
1041,0
1075,6
1879,8
1873,2
1878,3
6. Коэффициент инфляции на
заработную плату в среднем за
год нарастающим итогом.
1
1
1,07
1,06
1,05
1
1
1,07
1,134
1,191
7. Заработная плата с учетом
коэффициента инфляции, тыс.
руб.
1041
1075,6
2011,4
2124,2
2237
Таблица 18
Расчет переменных затрат на 2018 год
Статьи затрат
Сумма в тыс. рублей
1. Затраты на материалы
8641
2. Затраты на электроэнергию
243
Всего
8884
71
Таблица 19
Смета затрат на производство на период 2018-2022гг.
Статьи затрат
2018г.
2019г.
2020г.
2021г.
2022г.
Сумма в
тыс.
руб.
Сумма в
тыс.
руб.
Сумма в
тыс.
руб.
Сумма в
тыс.
руб.
Сумма в
тыс.
руб.
1. Сырье и материалы
8641
9332
9986
10585
11140
2. Заработная плата
1041
1041
1947
2114
2119
3. Начисления на
зарплату 30,2% от стр. 2
314
314
588
638
640
4. Амортизационные
отчисления (2493 +
420) / 5
583
630
674
714
750
5. Ремонтный фонд
233
252
270
286
300
6. Затраты на
электроэнергию
868
937
1003
1063
1116
7. Коммунальные услуги
и содержание
производственных
площадей
1564
1689
1807
1916
2012
8. Прочие затраты
1882
2023
2262
2325
2517
9. Всего затрат
15126
16218
18537
19641
20594
10. Выручка
20731
23567
25197
26741
28057
11. НДС
799
1897
2026
2052
2253
12. Финансовый
результат (прибыль)
4806
5452
4634
5048
5210
13. Транспортный налог
507
536
552
407
581
14. Налог на имущество
384
391
397
303
408
15. Налоги
1153
1309
1113
688
1251
16. Прочие налоги,
сборы и взносы
183
252
179
90
273
17. Чистая прибыль
2579
2964
2393
3560
2697
18. Денежный поток
(поток реальных денег)
3395
3846
3337
4560
3747
19. Рентабельность в %
по прибыли
31,8
33,6
25,0
25,7
25,3
чистой прибыли
17,1
18,3
12,9
18,1
13,1