В связи с нарастающими проблемами завоза нефтепродуктов
Правительством РС(Я) приняты решения о переводе котельных, использующих
привозное дизельное топливо, на нефтяное топливо и строительстве в сельских
улусах с автономной энергосистемой мини-нефтеперерабатывающих установок.
Основываясь на стратегии развития экономики, энергетической
политике РС(Я), а также Концепции развития добычи и переработки нефти сделан
прогноз потребности в нефтепродуктах РС(Я), без учета объемов Южной Якутии,
т.к. в этот регион завоз осуществляется по железной дороге, таблица 11.
Таблица 11. Прогноз потребности в нефтепродуктах
Республики Саха
(Якутия) ( без учета Южной Якутии)
1995
2000
2005
2010
2015
Всего по РС(Я)
в т.ч.
светлые нефтепр-ты
- бензин
-диз.топливо
-керосин
котельное топливо(мазут
нефт.и газоконд.т-во)
сжиженный газ
1064.3
898.8
168.1
523.7
207.0
165
0.5
1327
1035
185
615
235
280
12
1452
1130
197
670
263
310
12
1532-1792
1200-1460
222-252
700-930
278
320
12
1658-2023
1313-1678
255-300
760-1080
298
330
15
3.2.
Развитие нефтегазовой промышленности
Развитие отрасли определяется как собственными потребностями Республики
Саха (Якутия), так и возможными поставками природного газа в соседние регионы
России и страны АТР.
Поставка газа
на экспорт ожидается не ранее 2010 года; до этого времени развитие газовой
промышленности будет направлено на обеспечение внутренних потребностей, наряду
с подготовкой условий (прирост запасов) для выхода якутского газа в регионы
Дальнего Востока, Иркутскую область, а также на внешний рынок.
В таблице 12
представлены прогнозные объемы потребности в природном газе.
Таблица 12 Прогноз потребности в природном газе до 2015 года
Наименование
Показателя
1998
(план)
1999
2000
2001
2005
2010
2015
Потребность
Всего
1547
1935
2034
2114
2450
3054
6420
1. Из них
всего по РС (Я)
1475
2046
2318
2589
2620
3110
3130
в т.ч. по
регионам:
Центральный:
1236
1545
1654
1654
1680
2074
2080
- г.Якутск
1180
1326
1432
1435
1442
1790
1800
Из них ЯГРЭС
ЯТЭЦ
597
182
660
240
720
280
720
280
720
280
750
300
750
300
Западный:
239,0
501,0
664,0
935,0
940,0
1036
1050
АК АЛРОСА
168,0
238,0
354,0
585,0
585,0
666,0
666,0
Якутскэнерго
71,0
263,0
310,0
340,0
340,0
340,0
340,0
Из них:
Мирнинская ГРЭС
Вилюйская ГЭС
Айхал-Удачный
53,0
18,0
-
255,0
18,0
-
255,0
20,0
35,0
255,0
20,0
65,0
255,0
20,0
65,0
255,0
20,0
65,0
255,0
20,0
65,0
г.Ленск
-
-
-
10,0
15,0
30,0
44,0
2. Экспорт
-
-
-
-
-
-
3190
Исходя из прогнозных объемов
потребности в природном газе и реальных возможностей строительства объектов
газовой промышленности (газопроводы, бурение скважин и обустройство
месторождений) определены объемы добычи газа и газового конденсата до 2001 года
и на период до 2015 года, которые приведены в таблице 13.
Добыча
природного газа в 1998 году запланирована в объеме 1547 млн. м3. В
связи с предстоящим вводом газопровода Чернышевский – Айхал – Удачный в 1999
ожидается скачок потребления газа по Западному региону. Для покрытия
потребностей необходимо ускорить ввод в эксплуатацию Таас-Юряхского НГКМ.
Для
организации масштабной переработки газового конденсата предусмотрена закупка
блочно-модульного завода, позволяющего получать высокооктановые бензины на
основе процесса каталитического риформинга, а также качественное дизельное
топливо. Для этого проведен тендер и выбрано предложение известной фирмы
«Петрофак». Самые ближайшие задачи – отработка организационных вопросов
поставки оборудования и создания производства. При этом необходимо отвлечение
для целей переработки газового конденсата, основные объемы которого
используются в настоящее время как котельное печное топливо.
К перспективным проектам переработки природного газа можно отнести
производство синтетических нефтепродуктов (дизельного топлива и автомобильных
бензинов). В данное время ведутся работы по проведению предварительной
технико-экономической оценки данного проекта.
Для удовлетворения потребности в природном газе Республики
Саха (Якутия) и надежного функционирования объектов газовой промышленности до
2001 года необходимо:
·
Ввести в разработку левобережную часть и закончить
обустройство Средневилюйского газоконденсатного месторождения на годовую добычу
4,0 млрд. м3 газа, тем самым увеличить добывные возможности месторождения и
обеспечить максимально суточную потребность в природном газе потребителей
Центрального региона;
·
Построить третью нитку газопровода Средневилюйское
ГКМ-Мастах-Берге-Якутск протяженностью 382 км, диаметром 700 мм, Ру 5,5 МПа,
что увеличит пропускную способность газотранспортной системы и надежность
газоснабжения потребителей Центральной Якутии;
·
Закончить строительство газопровода
Чернышевский-Айхал-Удачныый общей протяженностью 427 км, Ду 500 мм, Ру 5,5 Мпа,
из которого в настоящее время проложено 256 км, что позволит подать природный
газ со Среднеботуобинского и Тас-Юряхского месторождений объектам
алмазодобывающей промышленности в поселках Айхал, Удачный и снимет проблему
дефицита энергоснабжения;
·
Закончить строительство Якутского
газоперерабатывающего завода и провести модернизацию технологической схемы с
целью получения высокооктанового компонента бензина;
·
Построить комплекс переработки газового конденсата
на Средневилюйском ГКМ мощностью 100 тыс. т в год, что позволит обеспечить
товарным бензином А-76, АИ-93 и дизельным топливом потребителей Вилюйской
группы улусов и Центрального региона;
·
Построить на промысле Средневилюйского ГКМ
установку получения метанола производительностью до 10 тыс. тонн в год. Организация
производства метанола позволит решить проблему завоза метанола из-за пределов
республики и снизит себестоимость добычи природного газа;
·
Произвести реконструкцию, ремонт и строительство
объектов газового хозяйства Центрального региона, что обеспечит бесперебойную
подачу газа потребителям, уменьшит эксплуатационные затраты и увеличит срок
службы объектов газового хозяйства;
·
Выполнить программу газификации сельских населенных
пунктов Республики Саха (Якутия), согласно которой за 1998-2001 годы должно
быть построено 67,6 км газопроводов-отводов высокого давления, 313,5 км
распределительных газовых сетей, 252,2 км уличных газовых сетей, газифицировано
5 045 домов (квартир).
Основными месторождениями развития нефтедобычи и
нефтепереработки является Талаканское, Средне-Ботуобинское и Иреляхское. Объемы
добычи нефти по месторождениям показаны в таблице 13.
Уровень добычи нефти на 1998 год сформирован исходя из
потребности республики в нефтяном котельном топливе, планируемых объемов
переработки нефти на Витимском НПЗ, Тас-юряхском НПУ-100 и предполагаемых
объемов нефти завозимых в навигационный период в улусы для ее переработки в
следующем 1999 году.
Дальнейшее увеличение добычи нефти будет связано с вводом
нефтеперерабатывающих объектов и переходом на промышленную эксплуатацию
Талаканского месторождения для максимально возможного обеспечения республики
собственными нефтепродуктами.
Весь объем добываемой нефти Иреляхского месторождения
планируется перерабатывать на Мирнинском НПЗ, нефть Среднеботуобинского месторождения
на Тас-Юряхском НПУ-100, с последующим увеличением, в перспективе,
перерабатывающих мощностей.
Базовым для формирования нефтедобывающей и
нефтеперерабатывающей промышленности в республике рассматривается Талаканское
газонефтяное месторождение. Программой освоения Талаканского месторождения
предусматривается:
·
Подготова месторождения к эксплуатации (бурение
эксплуатационных и нагнетательных скважин, обустройство месторождения) с
использованием добытой нефти доля переработки на мини-нефтеперерабатывающих
установках в улусах и в качестве котельного топлива;
·
Прокладка магистрального нефтепровода Талакан-Ленск
протяженностью 310 км. Начало строительства –1999 год, конец строительства-2002
год;
·
Строительство нефтеперерабатывающего завода в г.
Ленске мощностью один миллион тонн. Начало строительства 2001 год, конец
строительства-2002 год.
При реализации совместного проекта комплексного освоения
нефтяных месторождений Иркутской области и Республики Саха (Якутия) объемы
поставок якутской нефти за пределы республики превысят 2 млн.тн в год. Общий
объем годовой добычи нефти может составить 3730 тыс.тн, в том числе для нужд
республики 1750 - 1880 тыс.тн.
Таблица 13 Объемы добычи нефти на период до 2015 года
Ед.
изм.
1998
1999
2000
2001
2005
2010
2015
Нефть
тыс.т
261
330
440
600
1730
1750-3730*
1880-3730*
В том числе по месторождениям:
- Талаканское
-“-
116
150
190
250
1200
1220-3200
1350-3200
- Среднеботуобинское
-“-
85
110
110
110
300
300
300
- Иреляхское
-“-
60
70
140
240
230
230
230
Из них:
- в качестве котельного топлива
-“-
141
128
116
116
72
75
80
- на переработку
-“-
45
172
294
394
1600
1600
1600
- первоначальный объем завоза в улусы для переработки в 1999 г.
-“-
45
-
-
-
-
-
-
- вывоз за пределы республики
-“-
30
30
30
90
58
75-2055
200-2050
Примечание: * Верхний предел - при поставке нефти в Иркутскую область;
· Нижний предел - добыча нефти для нужд
республики.
Таблица 14 Баланс нефтепродуктов в Республике Саха (Якутия) без учета Южной Якутии
на период до 2015 года.
тыс.т
Вар-ты произ-
ва нефтепр-в.
ВСЕГО нефтепр-в
бензин
дизтопливо
керосин
Котельное
Топливо
СУГ
1
2
3
4
5
6
7
Потребление
1995 год
2000 год
2005 год
2010 год
2015 год
Производство
1995 год
2000 год
2005 год
2010 год
2015 год
Дефицит (-)
Избыток (+)
1995 год
2000 год
2005 год
2010 год
2015 год
Обеспечение
потребности (%)
1995 год
2000 год
2005 год
2010 год
2015 год
1064.3
1327
1452
1532-1792
1658-2023
417.7
1514.45
1537.1
1684.7
168.1
185
197
222-252
255-300
-
57.5
471
481
565
-168.1
-127.5
+274
+259-229
+310-265
0
31
100
100
100
523.7
615
670
700-930
760-1145
-
125.5
558
563
606
-523.7
-489.5
-112
-137-367
-154-539
0
20
83
80-60
80-53
207
235
263
278
298
-
-
150
150
150
-207
-235
-113
-128
-148
0
0
57
54
50
165
280
310
320
330
168,7
233
308.8
313.8
331.8
-47
-1.2
-6.2
+1.8
100
83
100
98
100
0.5
12
12
12
15
-
1.7
32.0
32.0
32.0
-0.5
-10.3
+20.0
+20.0
+17.0
0
14
100
100
100
В целом по
нефтегазовому комплексу к 2000 году в РС(Я) может быть произведено 57,5 тыс.т
бензина, 125,5 тыс.т дизельного топлива, 233 тыс.т котельного топлива, 47,0
тыс.т битума и 1,7 тыс.т пропан-бутана, 1,5 тыс.т высокооктанового компонента
бензина (таблицы 10). При этом потребность в бензине обеспечится на 31%,
дизельного топлива на 20% (таблица 15). С вводом в эксплуатацию
нефтеперерабатывающего завода в г. Ленске потребность республики, без учета
Южной Якутии, в горюче-смазочных материалах обеспечивается практически
полностью.
3.3.
Структурная перестройка нефтегазового комплекса Якутии
Формирование
и развитие на территории Якутии нефтегазового комплекса является приоритетным
направлением структурной перестройки экономики республики.
Поэтому, на сегодняшнем этапе становления комплекса,
важнейшую роль играет вопрос организации наиболее оптимальной структуры
управления предприятиями отрасли и выбора разумной и эффективной стратегии
деятельности для правильного формирования НГК.
В связи с процессом денационализации государственной
собственности и разработкой соответствующей правовой базы при решении проблем
организации и управления предприятиями стало возможным применение мировой
практики и у нас.
В результате приватизации и акционирования предприятий НГК
(в основном ПО “Якутгазпром” и остатки от бывшего ПГО “Ленанефтегазгеология”)
система управления претерпела значительные изменения и была целиком поставлена
на так называемые “рыночные рельса”. Была создана Национальная нефтегазовая
компания “Саханефтегаз” в форме открытого акционерного общества. Компании
переданы в собственность контрольные пакеты (51%) акций акционерных обществ:
Якутгазпром, Ленанефтегаз, Ленагаз, Якутскгеофизика и крупных пакетов акций
ряда других предприятий НГК, эти пакеты акций и составили Уставный капитал
компании, который был разделен на 5 726 463 акции, из которых 49% было
реализовано почти 13 тысячам акционерам, а 51% находился в собственности
государства. После реализации части пакета в руках государства сосредоточено
35% УК, еще 13% находится у ЦФБП (Целевого фонда будущих поколений).
Рыночный подход в управлении бывшими государственными
предприятиями не мог не повлечь противоречий и конфликтных ситуаций. Основные
противоречия были связаны с разграничением полномочий и функций треугольника
“правительство-материнская компания-дочерние предприятия”. Вопросы
стратегического управления решались в Правительстве и принятые заключения
доводились до дочерних предприятий напрямую минуя материнскую компанию. В свою
очередь снизу, со стороны дочерних компаний наблюдался независимый подход в
организации деятельности, чему даже не препятствовал контрольный пакет акций “в
руках” компании. К чему это приводит видно по результатам деятельности дочерних
фирм за 1996 год: Якутгазпром - прибыль по результатам финансового года
составила 8,2 млрд.руб., а использование прибыли 188,7 млрд.руб., результат -
убытки 180,5 млрд.руб.; Ленанефтегаз - прибыль по результатам - 4,5 млрд.руб.,
а использование прибыли 7,7 млрд.руб., результат - убытки 3,2 млрд.руб. Не
вдаваясь подробно в анализ убытков можно сказать, что они не только результат
сложившейся системы неплатежей, но и в большей мере сложившейся затратной
системы, когда предприятия “выжимают” из цены заработную плату не оставляя
акционерам,в том числе государству, прибыли.
Противоречия в управлении предприятиями отрасли сказывались
на способности компании достигать поставленных целей, не позволяет не имея
консолидированного баланса быть привлекательными для потенциальных инвесторов.
Выход из сложившейся ситуации - создание вертикально
интегрированной компании с переходом на единую акцию. Указ Президента РФ “О
первоочередных мерах по совершенствованию деятельности нефтяных компаний” и
Указ Президента РС(Я) “О совершенствовании структуры управления нефтегазовым
комплексом” дает возможность осуществлять эту идею. Основная идея - конвертация
акций дочерних компаний в акции холдинга “Саханефтегаз”. Это позволит
осуществить концентрацию капитала, резко увеличить целевое использование
инвестиций, управляемость компании и в целом ее доходность. К реальным
преимуществам вертикальной интеграции в отличии от совокупности отдельных
предприятий комплекса, относятся такие:
1.
Возможность организации работ по полному циклу от
разведки до бензоколонки.
2.
Использование возможности крупной компании для
привлечения кредитных ресурсов и инвестиций. Больший объем активов более
привлекателен для финансовых институтов и инвесторов.
3.
Возможность диверсификации производства, создании
новых производств, создание более полной структуры НГК.
4.
Возможность финансового контроля за производством и
капиталом, во многом раз превышающим капитал материнской компании.
Согласно плана мероприятий по реализации Указа Президента
РС(Я) рассмотренного и утвержденного Советом Директоров СНГ построение вертикально-интегрированной
компании делится на два этапа. На первом этапе проводится конвертация акций
дочерних и зависимых компаний в акции СНГ, практически без изменения
действующей структуры, а на втором этапе с помощью аудиторских и консалтинговых
компаний осуществляется реструктуризация комплекса и выстраивается
сбалансированная структура с собственным банком, инвестиционной компанией,
единым маркетинговым центром и единой системой сбыта продукции и
материально-технического снабжения.
Сегодня существующая структура несмотря на прошедшую
приватизацию и акционирование не позволяет полностью перейти на рыночные
отношения. Процесс формирования оптимальной структуры управления нефтегазовым
комплексом только начался и в дальнейшем отрасль будут вноситься организационные
изменения до тех пор, пока отношения внутри интегрированной системы не примут
здоровый рыночный характер.
Программа
развития нефтегазового комплекса требует реализации целого ряда инвестиционных
проектов, крупнейшими из которых являются Проект
“Комплекс по добыче и переработке нефти Талаканского газонефтяного
месторождения” и Строительство газопровода Средневилюйское ГКМ –
Мастах-Берге-Якутск, III нитка.
Потребность в инвестициях на период
1998 - 2001 гг. составила 9697 млн. руб. Привлечение этого объема инвестиций
позволило в 2001 году увеличить добычу газа до 1700 млн. куб. м, нефти до 600
тыс. тонн, начать выпуск собственных нефтепродуктов с доведением объемов
переработки до 380 тыс. тонн. Кроме того, увеличен выпуск продукции ГПЗ до 3200
тонн.
Годовая потребность Республики Саха
(Якутия) в нефтепродуктах около 1,5 млн.тонн. На завоз ГСМ требуется более 2
млрд. рублей в год.
Проекты строительства
нефтеперерабатывающих заводов в г. Мирном (200 тыс.т) и п. Тас-Юрях (100-300
тыс.т) частично обеспечат нефтепродуктами западный регион РС(Я).
Полностью решить проблему обеспечения
Республики Саха (Якутия) собственными нефтепродуктами может реализация проекта
освоения Талаканского ГНМ.
Проект прошел апробацию в ЮНИДО,
включен в банк данных и был представлен на конкурсе инвестиционных проектов в
г. Вена в июле 1995 года. Проект рассматривался по линии Гор - Черномырдин и
является одним из трех, принятых в области энергетики.
Настоящий проект включен в три
федеральные программы: "Топливо и энергия", "Развития ДВР",
"Программа социально-экономического развития РС (Я), но ни по одной из них
не был профинансирован.
Для финансирования проекта проведены
переговоры с ЭксИмБанком США. ЭксИмБанк имеет намерение предоставить кредит
для оплаты валютной составляющей по проекту при условии предоставления гарантий
Правительством Российской Федерации.
В соответствии с поручением
Правительства Российской Федерации 4 февраля 1997 года Минэкономики России
совместно с Минтопэнерго России, МВЭС России, Госкомсевером России,
Правительством Республики Саха (Якутия) рассмотрели обращение Правительства
Республики Саха (Якутия) по оказанию содействия в получении кредита ЭксмБанка
США.
ННГК "Саханефтегаз" было
рекомендовано в первоочередном порядке ускорить представление и защиту в ГКЗ
запасов нефти Талаканского месторождения, составление технологической схемы его
разработки, выполнение ТЭО проекта. Подготовка этих материалов необходима как
основа для принятия решения Правительством Российской Федерации о
предоставлении гарантии для привлечения инвестиционного кредита ЭксИмБанка США.
Запасы Талаканского ГНМ были
утверждены ГКЗ Минприроды РФ (протокол №450-ДСП от 24.11.97г.).
Для финансирования рублевой
составляющей проекта в настоящее время ведется работа по привлечению кредита
Московского муниципального банка "Банк Москвы" в рамках Соглашения,
заключенного Правительством Республики Саха (Якутия) и Правительством Москвы.
Проект предусматривает ввод в
эксплуатацию части Талаканского ГНМ с уровнем добычи нефти 1 млн. тонн в год и
охватывает следующие мероприятия:
¨ организация добычи нефти на
Талаканском ГНМ (бурение скважин и обустройство промысла с поэтапным
наращиванием объема добычи до 1 млн. тонн нефти в год);
¨ строительство нефтепровода от
месторождения до нефтеперерабатывающего завода протяженностью 313 км, диаметром 325 мм;
¨ строительство Якутского
нефтеперерабатывающего завода в г. Ленске производительностью по сырью 1 млн. тонн в год.
Общая стоимость проекта (без учета
задела, с НДС и пошлинами) оценивается в $900,5 млн. (в
ценах IV квартала 1997г.) в том числе:
¨ инвестиционный кредит в
объеме $525,9 млн. (58,4% от стоимости проекта), включая $150,0 млн., направляемые на
строительство НПЗ (привлекаемый 5 траншами в 1998г-2002 г.г. под 17% номинальных
(12,5% реальных) годовых.
¨ собственные средства проекта
в объеме $374,6 млн. (41,6%), в том числе: реинвестированная прибыль - $53,6
млн. (5,9%), амортизация - $298,1 млн. (33,1%), возврат НДС по оборудованию -
$23,0 млн. (2,6%).
Источники финансирования
капитальных вложений проекта
Годы реализации проекта
Источник, тыс. долл. США
1
2
3
4
5
6-20
Всего:
1. Заемные средства (валютный инвестиционный кредит)
57543
86226
171530
133013
77561
0
525873
2.
Собственные средства Проекта, всего:
13440
11591
14670
27938
96301
210709
374648
Из
них:
а) реинвестированная прибыль проекта
6851
956
0
0
45775
0
53582
б) амортизация, направляемая на капвложения,
2684
6909
14670
26254
36834
210709
298059
в) возврат НДС по оборудованию
3905
3725
0
1684
13692
0
23007
Итого:
70983
97817
186199
160951
173862
210709
900521
Внутренняя норма рентабельности
проекта составляет 25,3 % . Дисконтированный срок окупаемости (с момента начала реализации проекта )
- 10 лет 7 месяцев. Срок погашения кредитов - 5 лет 6 месяцев.
На пятый год реализации проекта
налоги и отчисления в бюджет составят 164 млн. долларов в год, чистая прибыль -
128 млн. долларов в год, выручка от реализации - 381 млн. долларов в год. При
выходе на проектную мощность ежегодная сумма налогов и отчислений в бюджет
будет составлять 179 млн. долларов.
Республика Саха (Якутия) получит
возможность концентрировать бюджетные средства на решении социальных вопросов,
не отвлекая их на кредитование досрочного завоза ГСМ.
На Талаканском месторождении
проводится опытно-промышленная эксплуатация нефтяной залежи (Протокол ЦКР
Минтопэнерго N 1811 от 15.03.95 г.) В 1997
г. в ОПЭ находилось шесть скважин и было добыто 69,4 тыс.т. нефти. Всего 11
скважин числятся как незавершенное строительство с общей стоимостью 118
млн.руб., также на строительство временного нефтепровода освоено 80 млн.руб.
Для обустройства месторождения на уровень добычи 120-150 тыс.т. в год
необходимо завершение строительства трех скважин, бурение дополнительно еще
трех скважин и соответственно их обустройство. Потребность в капитальных
вложениях на 1998 г. составляет 92,8 млн.руб. На обустройство промысла за счет
всех источников финансирования в 1998 г. предусмотрено –41,52 млн.руб. в том
числе:
1,0 млн.руб. – из
бюджета РФ
20,0 млн.руб. – из
бюджета РС(Я), под гарантии АК «АЛРОСА»
20,52 млн.руб. – из
бюджета РС(Я), товарный кредит
Недофинансирование 1998 г. составляет
51,28 млн.руб.
Бизнес-планом предусматривается доведение
объема добычи в процессе ОПЭ до 150 тыс.т. в год, с расчетом дальнейшего
привлечения инвестиций в целом на проект.
Придание проекту освоения
Талаканского ГНМ статуса объекта Федерального значения с предоставлением
государственной финансовой поддержки на начальной стадии работ, позволит
привлечь инвестиции на конкурсной основе на наиболее выгодной для российской
стороны условиях.
На базе ТЭО целесообразности ввода в
эксплуатацию Талаканского
месторождения РС(Я),выполненной институтом Гипровостокнефть, подготовлен бизнес
- план Проекта “Комплексная программа освоения Талаканского ГНМ и переработки
нефтяного сырья”.
Бизнес - план представляется в
Комиссию по инвестиционным конкурсам при Министерстве экономики Российской
Федерации для получения государственных гарантий на конкурсной основе за счет
средств Бюджета развития Российской Федерации.
В настоящее время Национальная
нефтегазовая компания “Саханефтегаз”, в соответствии с Межрегиональной
программой внедрения малотоннажных установок в блочно-модульном исполнении по
комплексной переработке углеводородного сырья в районах Крайнего Севера и
приравненных к ним местностях (разработана Государственным комитетом Российской
Федерации по вопросам развития Севера и согласована с Министерством топлива и
энергетики Российской Федерации, Министерством экономики Российской Федерации)
и во исполнение Постановления Правительства РФ №675 от 5 июня 1997 года,
реализует проекты строительства мини-НПЗ в населенных пунктах республики.
В течение 1997 года была изготовлена,
доставлена в п. Витим и смонтирована блочно-модульная установка в арктическом
исполнении. Стоимость установки порядка 2,8 млн. долларов США. С выходом на
проектную мощность ежегодно будет производиться 2,4 тыс. тонн бензиновой
фракции, 7,4 тыс. тонн дизельного топлива и 9,7 тыс. тонн мазута. Годовой объем
выручки от реализации продукции превышает 31 млн. деноминированных рублей,
прибыль составит порядка 7,7 млн. рублей. Ежегодные поступления в бюджет более
9,5 млн. рублей. При этом основным параметром, определяющим экономическую
эффективность работы мини-НПЗ, является цена на нефть используемая как сырье
для переработки.
Подготовленное ННГК
"Саханефтегаз" Обоснование инвестиций в строительство установки по
переработке нефти в п.Витим было рассмотрено и принято Межведомственной
территориальной комиссией по разработке нефтяных и газовых месторождений.
Министерством экономики РС (Я)
проведена экспертиза "Обоснования …" и выдано положительное
заключение, свидетельствующее об эффективности применения установок Хай -Тек в
Республике.
В соответствии с намерением
Правительства, данным фирме РЕДД, между ННГК “Саханефтегаз” и Корпорацией РЕДД
подписан Контракт на поставку еще пяти мини-установок. Стоимость контракта на изготовление и поставку пяти
мини-установок составляет 9,5 млн. долларов США.
Распоряжением
Правительства РС (Я) №286-р от 26 марта 1998 года контракт между ННГК
"Саханефтегаз" и корпорацией J.REDD на изготовление и поставку мини-установок по переработке нефти
одобрен.
Были
даны поручения:
·
ННГК "Саханефтегаз" совместно с главами
администрациями улусов изыскать источники финансирования на общестроительные и
подготовительные работы к приему мини-НПЗ и обеспечить запуск заводов в
1998-1999 годах.
·
Комитету по драгоценным металлам, камням и валюте
при Правительстве Республики Саха (Якутия) выделить на возвратной основе ННГК
"Саханефтегаз" валютные средства из товарного кредита АК АЛРОСА для
оплаты контракта.
Для решения вопроса финансирования
подготовительных, проектно-изыскательских и общестроительных работ на площадках
размещения мини-НПЗ ННГК "Саханефтегаз" в сентябре прошлого года
представила в Правительство проект Постановления “О мерах по выполнению Постановления Правительства РФ “Об
использовании малотоннажных установок в блочно-модульном исполнении по
комплексной переработке углеводородного сырья в районах Крайнего Севера и
приравненных к ним местностях” №675 от 5 июня 1997 года.
Проект Постановления был согласован в
заинтересованных Министерствах и ведомствах и рассмотрен на заседании
Правительства Республики Саха (Якутия) 14 апреля 1998 года. На заседании были
внесены предложения в проект Постановления.
В соответствии с этими предложениями
Министерством экономики и прогнозирования совместно с ННГК
"Саханефтегаз" проект Постановления Правительства был доработан и
направлен на согласование в заинтересованные министерства и ведомства.
В новой редакции Проекта
координатором работ со стороны республики выступает Минтопэнерго РС (Я).
Предусмотрено заключение договора между Минтопэнерго РС(Я), Республиканским
агентством по управлению денежно-кредитными ресурсами завоза грузов при
Правительстве Республики Саха (Якутия) и ННГК "Саханефтегаз" "О
финансировании подготовительных, проектно-изыскательских и
строительно-монтажных работ на площадках размещения миниНПЗ" на условиях
возврата полученных средств.
Частичное финанирование проектов
предусмотрено в бюджете развития РС (Я).
Реализация
проектов по нефтяной промышленности позволит значительно сократить затраты на
завоз горюче-смазочных материалов в Республику, соответственно обеспечив
большую часть потребности в продуктах нефтепереработки.
В настоящее время снабжение
природным газом Центрального промышленного региона РС(Я), в котором
сосредоточены основные энергетические и тепловые предприятия, а также столица
республики г. Якутск с 225 тысячным населением осуществляется со
Средневилюйского ГКМ по двум ниткам магистрального газопровода, каждая из
которых выполнена из труб диаметром 500 мм и имеет протяженность 486 км.
Первая нитка газопровода была
введена в эксплуатацию в 1967 г. и практически отработала свой нормативный
срок. В связи с отсутствием опыта строительства в районах распространения
многолетнемерзлых пород, строительство было экспериментальным, что
непосредственно сказывается на надежность работы газопровода.
За последние 15 лет на
эксплуатируемом газопроводе произошло 107 аварий, в том числе три наиболее
крупные:
-20 января 1985 г. при
температуре воздуха – 480С на 67 км. магистрального газопровода
(участок Мастах-Берге) произошел разрыв поперечного стыка. В результате аварии
давление перед ГРС г. Якутска упало до критического значения – 18 кг/см2.
На ликвидацию аварии было затрачено 17 часов.
-21 января 1985 г. при
температуре воздуха – 460С на 33 км. того же участка магистрального
газопровода произошло разрушение по телу трубы. В результате аварии было
введено ограничение подачи газа в г.Якутск, остановлен единственный в
республике Покровский цементный завод, переведены на резервное топливо три
агрегата Якутской ГРЭС. На ликвидацию аварии затрачено 23 часа 10 мин.
-28 ноября 1987 г. при
температуре наружного воздуха –500С на 171-174,3 км. магистрального
газопровода произошло разрушение сварного соединения компенсатора с последующим
взрывом и разбросом отрезков труб на участке 3,3 км. В результате аварии
давление на входе ГРС г.Якутска упало до 4,5 кг./см2. Все работающие
агрегаты Якутской ГРЭС были переведены на резервное топливо, остановлен
Покровский цементный завод. Природный газ и электроэнергия отпускались только
на Якутскую ТЭЦ, котельные и коммунально-бытовые нужды. За 17 дней полностью
был восстановлен поврежденный участок.
В последнее время ситуация
осложняется еще и возросшими потребностями региона, перекрывающими в самые
холодные периоды года пропускную способность магистрального газопровода. Так,
несмотря на относительно «теплые» зимы 1996-97 гг. и 1997-98 гг., отмечались
периоды морозных дней с понижением температуры воздуха до –500С.
Потребление природного газа в эти дни достигало 6,7-6,9 млн.м3/сутки
при максимальной пропускной способности газопровода 5,8 млн.м3/сутки.
Образовавшийся дефицит природного газа каждый раз приводил к снижению давления
в магистральном газопроводе до критических отметок (19-20 кг/см2),
за которыми неизбежно должны следовать автоматические отключения турбин ГРЭС г.
Якутска.
Кардинальное решение проблемы
надежности подачи природного газа в Центральный регион с обеспечением роста
существующих и прогнозных объемов газопотребление невозможно без строительства III нитки газопровода СВГКМ – Якутск.
Вопрос о необходимости
строительства III нитки рассматривался на
уровне Правительства РФ. Так, Постановлением N 355 от 30 марта 1996 г. предусматривалось выделение 135
млрд.руб. из Федерального бюджета для начала строительства объекта в 1997 году.
Средства не выделены.
На основании протокола у
Заместителя Председателя Правительства РФ Я.М.Уринсона от 27 февраля 1998 г. NЯУ-П7-8пр готовятся обосновывающие
материалы и бизнес-план строительства III нитки газопровода, для рассмотрения в Минэкономики РФ, и принятия
решения об источниках финансирования.
Основная отдача от вложений в
НГК РС (Я) начнется после 2003г. В таблице 19 приведена динамика
инвестиционных вложений и показаны изменения поступлений в бюджет от налогов и
отчислений и ожидаемые объемы чистой прибыли. Инвестиционная политика,
предусмотренная Программой, характеризуется в целом по нефтегазовому комплексу
на период до 2015 года следующими финансовыми результатами:
·
Прибыль
по динамике формируется по нарастающей от 65 млн. рублей только по газовой
промышленности в 1998 году, до 1768 млн. рублей (62,5 % от нефтяной
промышленности) в 2015 году.
·
До 2001
года объемы вложений превышают размеры ожидаемой прибыли, налогов и отчислений:
в 1998 году почти в 10 раз, но имеют устойчивую тенденцию к балансу, в 2001
году размеры вложений превышают сумму прибыли, бюджетныых и внебюджетных
налогов т отчислений на 34 %.
·
На уровне
2005 года отдача в бюджет и внебюджетные фонды, прибыли превышают суммы
инвестиционных издержек с 2,4 до 17 раз в 2015 году, причем 56 % отдачи от
комплекса будет приходится на нефтяную промышленность.
Таким образом нефтегазовый
комплекс будет обеспечивать в перспективе поступления в виде налогов и
отчислений до 3, 0 млрд. рублей и прибыли более 1,5 млрд. рублей.
Рентабельность инвестиций в
динамике будет выглядеть следующим образом:
1998
г.
1999
г.
2000
г.
2001
г.
2005
г.
2010
г.
2015
г.
2,2%
2,6%
3,1%
29,0%
90,3%
144,3%
618,2%
Следует
учесть, что объекты НГК являются капиталоемкими и решить проблему их
финансирования только за счет кредитов и/или инвестиций инофирм или российских
финансовых институтов и реализации акций Компании не представляется возможным.
Замкнутость и локальность регионального рынка, отсутствие развитой системы
нефте-газопроводов, обустроенных промыслов, производственной и социальной инфраструктуры
обуславливают необходимость проведения протекционистской политики Президентом
РС (Я), Правительством республики и прямых инвестиций в комплекс со стороны
Республики и стартовое финансирование объектов на платной и возвратной основе
из федерального бюджета и федеральных целевых программ.
Исходя из вышеизложенного, достижение намеченных данной
Программой рубежей потребует привлечения финансовых средств из всех источников:
·
Федеральный бюджет;
·
Республиканский бюджет;
·
Кредиты;
·
Прямые инвестиции фирм;
·
Собственные средства.
Рекомендуемая
последовательность организационных мероприятий по привлечению инвестиций в
нефтегазовый комплекс Республики Саха (Якутия) указаны в таблице 20
С точки зрения анализа
последовательности действий для конкретного проекта можно рассмотреть
Талаканский проект, решение вопроса инвестирования которого является в
настоящее время наиболее важным.
На
нынешнем этапе реализации проекта решающим фактором является решение вопроса о
предоставлении гарантий Правительства РС(Я) по кредитам ЭксИмБанка США и
Московского муниципального банка "Банк Москвы".
Необходимо
решить вопрос о предоставлении гарантий ЭксИмБанку США и Московскому
муниципальному банку "Банк Москвы" по инвестиционным кредитам на
финансирование Проекта "Комплекс по добыче и переработке нефти
Талаканского газонефтяного месторождения".
Стартовым
толчком к реализации этого проекта могло бы быть финансирование 20% потребности
проекта со стороны Государства (Республики Саха (Якутия)).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В
период радикальных перемен, образования новых социально-экономических отношений
и организационно-правовых форм важное место занимает проблема выживания и
развития промышленных предприятий. Реформирование экономики сопровождается
научными исследованиями и разработками теоретического характера. Создание
нового производственного корпуса вызывает необходимость решения ряда серьезных
конструктивных и методических проблем.
Важной
коренной проблемой является при помощи реформирования и реструктуризации
создание таких систем управления производством, которые смогут сдвинуть с
“мертвой” точки развитие предприятий
Традиционно
под предприятиями, требующими реформирования и реструктуризации, понимаются
бывшие государственные структуры, находящиеся в кризисном или предбанкротном
состоянии.
Реформирование
не менее необходимо и благополучным предприятиям или коммерческим организациям,
имеющим неиспользованные резервы системы управления, и предприятиям, идущим к
финансовому кризису из-за угрозы потери управляемости (когда система управления
не соответствует производственным возможностям).
Одновременно идет
передача объектов социальной сферы вместе с обслуживающим персоналом в
муниципальную собственность и ведение профсоюзных организаций. Реализация этой
программы позволит снизить расходы и добиться удешевления стоимости сервисных
услуг за счет создания конкурентной среды. Но это всего лишь начальный этап и
пока улучшений не видно.
По поводу
реструктуризации ОАО ННГК «Саханефтегаз» можно внести следующие предложения.
Во-первых, помимо выделения сервисных подразделений в самостоятельные
юридические организации, нужно создать управляющую компанию.
Во-вторых, нужно
также уделить особое внимание на другие цели реструктуризации. Одно из главных
направлений реструктуризации это сокращение издержек на переработку нефти. Для
этого нужно сократить энергозатраты путем максимального использования
собственных энергоисточников и нужно полностью отказаться от использования
покупных энергоресурсов.
В-третьих,
необходимо перестроить маркетинговую службу. В настоящее время практически все
предприятия уже поняли необходимость маркетинга, поэтому практически у всех
существуют соответствующие службы, которые в той или иной степени работают с
информацией и делают на основе ее кое-какие выводы. Но у редких предприятий
маркетинг является определяющей службой. А в нынешних тяжелых условиях, как это
ни странно, главная служба - это служба сбыта и маркетинга.
В-четвертых, одно
из перспективных направлений реструктуризации -
является улучшение
ассортимента продукции. Сегодня спрос на рынке резко изменился в пользу
высокооктановых бензинов и дизельного топлива за счет снижения потребления
мазута и 76-го бензина. Поэтому следующим этапом реструктуризации должна стать
программа модернизации каталитического крекинга, направленная на увеличение
выпуска дизельного топлива и снижение производства мазута, потому как объем
выпуска высокооктановых бензинов уже увеличен на 30%, благодаря проведению
реконструкции мощностей каталитического риформинга.
Необходимо отметить
вопрос о переподготовке управленческого персонала. Основной принцип обучения -
так называемое опережающее обучение, ориентированное на решение предстоящих
целей. Основные методы и приемы обучения - круглые столы, совещания,
сотрудничества, тренинги, тестирования, целевая подготовка молодых специалистов
(5 лет) в области управления, финансов, экономики и инноваций.
В заключении
необходимо отметить, что проблема реформирования и реструктуризации предприятий
сложна и многогранна. Она включает в себя множество вопросов, и рассмотренные
вопросы имеют фундаментальное и решающее значение.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК:
1.
Гражданский Кодекс РФ, (часть первая), - М.: 1996.
2.
Постановление Правительства РФ от 23.05.94 г. № 508
“О порядке проведения экспертизы проектов создания ФПГ”.
3.
Положение о ведении реестра ФПГ.
4.
Указ Президента РФ “О создании ФПГ в РФ” от 5.12.93
г. № 2096.
5.
Указ Президента РФ “Положение о холдингах” от
16.11.92 г. №1392.
6.
Федеральный закон “Об акционерных обществах”.
7.
Ансофф И. Стратегическое управление. - М.:
Экономика,1989.
8.
Виханский О.С. Стратегическое управление. – М.:
МГУ,1995.
9.
Герчикова И.Н. Менеджмент. – М.: 1996.
10. Гончаров В.В. В поисках совершенства управления. – М.: 1996.
11. Градов А.П. Стратегия и тактика антикризисного управления фирмой. –
СПб.: 1996.
12. Ириков В.А., Леонтьев С.В. Реформирование и реструкторизация
предприятий. Методика и опыт. – М.: “ПРИОР”, 1998.
13. Ковалев В.В. Финансовый анализ. – М.: Финансы и статистика, 1997.
16. Мескон М.Х., Альберт М., Хедоури Ф. Основы менеджмента. – М.: 1997.
17. Холдинги, корпоративные акты, комментарии. – М.: 1994.
18. Бочаров А. Без поводов для оптимизма./Нефть России, №1,1999.
19. Брагинский О.Б., Шлихтер Э.Б. Развитие нефтепереработки на Ближнем и
Среднем Востоке./Нефть, газ и бизнес, № 4, 1999.
20. Брагинский О.Б., Шлихтер Э.Б. Развитие нефтепереработки под влиянием
требований к охране окружающей среды (опыт Канады)./Нефть, газ и бизнес, №
1,1998.
21. Брагинский О.Б., Шлихтер Э.Б. Японский взгляд. (Развитие
нефтепереработки в Японии)./Нефть, газ и бизнес, № 5,1998.
22. Громов И. Мы говорим “ЮКСИ” подразумеваем “ЮКОС”./Дело, № 3, 1998.
23. Гудков И., Авраамова Е. Стратегия выживания промышленных предприятий в
новых условиях./Вопросы экономики, № 6, 1995.
24. Кравец В. “Дочки” “ЮКОСа” сменили одну долговую яму на другую./Нефть и
капитал, № 12,1997.
25. Лунева Т. Экологическая программа будущего./За передовую технику,
3.01.98.
26. Носов И., Кочетков А. Сохранение темпов роста издержек может привести к
потере конкурентоспособности российских нефтяных компаний./Нефть и капитал, №
4, 1996.
27. Резник Е. Наше общее дело./За передовую технику, 11.04.98.
28. Сеглина А. Губернские власти пошли на крайнюю меру./Дело, № 37, 1998
29. Сеглина А. Нефтяной приговор./Дело, № 14, 1998.
30. Сеглина А. Игра по новым правилам./Дело, №30, 1998.
31. Суховеев О.В. Организация системы маркетинга на
предприятии./Нефтепереработка и нефтехимия, № 3, 1999.
32. Телегина Е.А., Соломатина Н.А. Стратегии управления и преобразования
организационной структуры российских нефтегазовых компаний./Нефть и бизнес, №
4, 1998.
33. Телегина Е.А. Экономическая реформа и подготовка менеджеров для
нефтяных компаний./Нефть и бизнес, № 1, 1997.
34. Федорова Н. Итоги деятельности НК “ЮКОС” в 1997 году./За передовую
технику, 27.06.98.
Главная