Расчет инвестиционной привлекательнсти проекта. Инновационный менеджмент

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 30 Сентября 2011 в 16:45, курсовая работа

Описание работы

Цель курсового проекта состоит в том, чтобы на основании изучения проблем развития нефтяной отрасли, обосновать необходимость внедрения проекта модернизации Туапсинского НПЗ и оценить его эффективность.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи:
Изучить состояние нефтяной отрасли России и значение инновационной политики в современных условиях.
Охарактеризовать деятельность НК «Роснефть».
Произвести SWOT-анализ НК «Роснефть».
Ознакомиться с проектом модернизации Туапсинского НПЗ.
Рассчитать показатели эффективности функционирования Туапсинского НПЗ без модернизации.
Рассчитать показатели эффективности проекта модернизации Туапсинского НПЗ, сравнить данные показатели с показателями эффективности функционирования, на основании чего сделать вывод о необходимости или экономической нецелесообразности модернизации.
Произвести многокритериальную оценку вариантов проекта.
Рассчитать показатели чувствительности и устойчивости проекта.

Содержание работы

Введение. 3
Раздел 1. Современное состояние нефтяной отрасли России и значение инновационной политики в современных условиях. 5
Раздел 2. Характеристика ОАО «НК «Роснефть».Проект модернизации Туапсинского НПЗ. 11
Раздел 3. Расчет показателей эффективности проекта модернизации Туапсинского НПЗ. 22
Раздел 4. Многокритериальная оценка вариантов проекта. 31
Раздел 5. Расчет показателей чувствительности и устойчивости инновационного проекта. 36
Заключение. 38
Список использованных источников. 40
Приложение 1. 41
Приложение 2. 45
Приложение 3. 49
Приложение 4. 51
Приложение 5. 53
Приложение 6. 54
Приложение 7. 56

Файлы: 1 файл

КП-инмен.doc

— 1.44 Мб (Скачать файл)

     Роснефть  ведет крайне консервативную политику в отношении новых приобретений. Это обусловлено, прежде всего, высокой долговой нагрузкой. Тем не менее, именно такая политика позволила Роснефти выстроить структуру бизнеса, оказавшуюся весьма устойчивой в кризисной ситуации. Почти 90% производственных издержек Роснефти номинировано в рублях, что позволяет компании получать существенные выгоды от обесценения рубля, произошедшего в период кризиса.

     В будущем компания изучает возможность инвестирования в строительство крупных НПЗ в России и Китае, способных увеличить перерабатывающие мощности компании почти в полтора раза. Это должно обеспечить потенциал роста компании в долгосрочном периоде.

     Долговая  нагрузка Роснефти является одной из наивысших в отрасли. Тем не менее, Роснефть ведет продуманную политику по погашению своего долга. Компания генерирует достаточно свободного денежного потока, чтобы оперативно обслуживать и погашать свои долговые обязательства. Даже в кризисный 2009 год соотношение долг/EBITDA не превышает трёх. А достаточную финансовую устойчивость придаёт долгосрочный кредит на $15 млрд., взятый у Китая.

     Роснефти  принадлежат семь нефтеперерабатывающих  заводов (НПЗ) на территории России, находящиеся в городах Туапсе, Самаре, Комсомольске, Ангарске и Ачинске, а также три мини-НПЗ. В Самаре находится три НПЗ: Сызранский, Куйбышевский и Новокуйбышевский. За рубежом компания нефтеперерабатывающими мощностями не владеет.

     Общая мощность первичной переработки  всех НПЗ Роснефти, включая мини-НПЗ, составляет 54,5 млн. тонн нефти в год, а загрузка мощностей в 2008 году составила 87%. То есть, компания может перерабатывать почти половину из общего объема добываемой нефти, исходя из показателей добычи 2008 года. По этому показателю Роснефть находится на четвертом месте в России после Газпром Нефти, Славнефти и ЛУКОЙЛа, что характеризует высокую степень вертикальной интеграции нефтяного бизнеса компании.

     В отличие от ЛУКОЙЛа и Газпрома, Роснефть не владеет крупными электрогенерирующими компаниями. А собственные электростанции используются преимущественно для производственных нужд, а не для коммерческого использования. Кроме того, на таких электростанциях используется в основном попутный нефтяной, а не природный газ. Таким образом, на текущий момент Роснефти не удается получать добавленную стоимость от поставок природного газа на собственные электростанции. Это существенно ограничивает уровень вертикальной интеграции компании в газовом сегменте. В будущем компания планирует поставлять свой природный газ напрямую конечным потребителям, что должно сгладить возникший негативный эффект, [5, с 5-7].

     На  основании данной информации можно  произвести SWOT-анализ НК Роснефть (см. табл. 4). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Таблица 4.

SWOT-анализ НК Роснефть.

Сильные стороны Слабые стороны
  1. Лидер по объемам добычи нефти в России и по запасам среди публичных компаний мира.
  2. Высокая степень вертикальной интеграции нефтяного бизнеса.
  3. Сравнительно малая степень выработанности месторождений.
  4. Приоритет при распределении стратегических нефтяных месторождений государством.
  5. Низкая стоимость долга.
  1. Высокая долговая нагрузка.
  2. Зависимость от трубопроводной инфраструктуры Газпрома и Транснефти.
  3. Слабая экспансия в профильные активы за рубежом.
  4. Низкая степень вертикальной интеграции газового и сбытового бизнеса.
  5. Контроль государства ограничивает гибкость в принятии инвестиционных решений.
  6. Подверженность политическому риску.
Возможности Угрозы
  1. Разработка крупных месторождений в Восточной Сибири, подлежащих налоговым льготам.
  2. Разработка месторождений в Алжире, как первый шаг в крупных зарубежных проектах.
  3. Реконструкция Туапсинского НПЗ и удвоение его мощностей.
  4. Увеличение доли в крупном Верхнечонском месторождении.
  5. Наращивание добычи в Восточной Сибири.
  6. Финансовая помощь со стороны государства в случае необходимости.
  7. В результате ввода банка качества нефти в России будет происходить возмещение Роснефти за потерю в качестве нефти в трубе Транснефти.
  1. Ограничение доступа к газотранспортной системе Газпрома в будущем.
  2. Повышение влияния со стороны государства в будущем.
  3. Закрытие доступа к нефтепроводу Одесса, как следствие, броды из-за политического давления со стороны Украины.
  4. Борьба с Газпромом за сахалинские шельфовые проекты по добыче углеводородов.
  5. Разводнение акционерного капитала при продаже или использовании в сделках 9,44% казначейских акций
 

      Углубление  переработки нефти - важнейшее условие  эффективного развития экономики России. Основываясь на этом положении НК «Роснефть» развернула крупномасштабный проект по модернизации Туапсинского НПЗ.

   ООО «РОСНЕФТЬ «ТУАПСИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ  ЗАВОД» – Туапсинский НПЗ в  Краснодарском крае является частью вертикально интегрированной структуры НК «Роснефть» с момента ее основания. Это наиболее выгодно расположенный завод Компании и единственный российский НПЗ на побережье Черного моря.

   Государственное предприятие «Туапсинский нефтеперерабатывающий  завод» введено в эксплуатацию в 1929 году и изначально предназначалось для переработки Грозненской нефти с целью дальнейшей поставки продуктов ее переработки на экспорт.

   Во  время Великой Отечественной  войны, в 1942 году, предприятие было эвакуировано в г. Красноводск. Послевоенное восстановление завода было произведено весьма оперативно — уже в 1949 году первая установка была введена в эксплуатацию.

   Уставный  капитал Туапсинского НПЗ равен 364356 руб., предприятием эмитировано 5465340 обыкновенных и 1821780 привилегированных  акций номиналом 0.05 руб.

   В ноябре 1992 г. Государственное предприятие  “Туапсинский нефтеперерабатывающий  завод” было преобразовано в ОАО  “Роснефть-Туапсинский НПЗ” на основании  указа президента РФ №1403 “Об особенностях приватизации и преобразования в  акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения”.

   Основными продуктами производства ТНПЗ являются автомобильные бензины, малосернистое  дизельное топливо, мазут и сжиженный газ. Особенность туапсинского нефтекомплекса заключается в том, что здесь сосредоточены добыча, переработка, транспортировка и экспорт нефти.

   Мощность  завода составляет 5,0 млн т (36,6 млн  барр.) нефти в год. Завод перерабатывает западносибирскую нефть, которая поставляется по системе трубопроводов АК «Транснефть», а также нефть, добываемую Компанией на юге России и поставляемую на НПЗ по трубопроводам АК «Транснефть» и железнодорожным транспортом. Завод специализируется на выпуске моторного топлива, [6].

   Программа коренной модернизации ТНПЗ предусматривает  строительство практически нового современного нефтеперерабатывающего предприятия.

   Необходимость проектирования и строительства  нового НПЗ была обусловлена несколькими основными причинами:

    • существующий нефтеперерабатывающий завод, созданный в 1929 г., морально устарел и требовал глобальной реконструкции как для выпуска продукции, отвечающей действующим требованиям, так и по экологическим требованиям;
    • благоприятное месторасположение площадки нефтеперерабатывающего завода, обусловленное как приемом сырья, так и отгрузкой товарной продукции на экспорт;
    • наличие сырьевой базы и выполнение поручения Президента РФ о переходе от экспорта сырьевых ресурсов к экспорту продукции, отвечающей всем действующим международным требованиям;
    • перспектива развития Краснодарского края и обеспечение его потребностей в экологически чистом топливе (автомобильный бензин, дизельное топливо, сжиженный углеводородный газ), [7].

   Цели  проведения модернизации завода:

    • повышение коммерческой эффективности;
    • увеличение глубины переработки нефти с 56% до 95,6%;
    • увеличение мощности завода по первичной переработке нефти до 12 млн. тонн в год.

   НПЗ, аналогов которого нет в России, мощностью 12 млн т/год по сырью с глубиной переработки 95% предполагается построить на территории в 102 га (вместо привычных для подобного завода 300 га), которая на 50% представляет собой горный массив и на которой располагаются действующие производства, выводимые из структуры НПЗ с постепенным вводом новых мощностей. Кроме того, территория нефтеперерабатывающего завода с двух сторон ограничена р. Туапсе, а с двух других — горным массивом и г. Туапсе, что не дает возможность дополнительного землеотвода. Немаловажным фактором также является сейсмичность территории 9 баллов, а также сравнительно близкое размещение территории строительства относительно Черного моря и населенного пункта — Туапсе.

   Реконструкцию Туапсинского НПЗ планируется осуществить  в 2 этапа.

   В ходе первого этапа реконструкции (2006-2010 гг.) предусматривается строительство: блока первичной переработки нефти мощностью 12 млн. т в год, вакуумного блока мощностью 5,5 млн. т по мазуту; установки «ASCOT» мощностью 1,6 млн. т в год (включает в себя деасфальтизацию гудрона с коксованием остатка деасфальтизации и вовлечением деасфальтизата в сырье гидрокрекинга); блока по производству водорода мощностью 180 тыс. т в год; блока гидрокрекинга вакуумного газойля и деасфальтизата гудрона мощностью 5,0 млн. т в год по сырью; блока гидроочистки дизельного топлива мощностью 3,2 млн. т в год; блока производства серы мощностью 120 тыс. т по сере.

   В ходе второго этапа реконструкции (2011-2012 гг.) предусматривается строительство: блока каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора мощностью 1,5 млн. т в год; блока низкотемпературной изомеризации мощностью 800 тыс. т в год.

   По  результатам первого этапа реконструкции  Туапсинского НПЗ индекс Нельсона (индикатор  технологической сложности завода) возрастет с существующих 1,6 до 6,1, а по итогам второго этапа реконструкции – до 8,6. значение индекса показывает, что Туапсинский НПЗ станет одним из лучших НПЗ в России. По состоянию на текущий момент самый сложный НПЗ в России имеет индекс Нельсона 6,4.

   После завершения реконструкции на НПЗ появится возможность производить бензины уровня стандартов Евро-4 и Евро-5 при тех же объемах и глубине переработки, экспортное дизельное топливо с содержанием серы менее 10 ppm, электродный кокс, серу товарную. Объем производства экспортного дизельного топлива возрастет в 4,8 раза (с содержанием серы 0,001%, в то время как на данный момент экспортируется дизтопливо с содержанием серы 0,2%), нафты — в 5,0 раза. При этом выпуск малоценного мазута снизится с 1,8 млн.тонн до 0,2 млн.тонн, а глубина переработки нефти составит более 95%.

   Предполагается, что после проведения реконструкции  доля экспортных поставок нефтепродуктов составит более трех четвертей от общего объема выпуска, [6].

   Для проведения оценки эффективности данного проекта нам необходимы следующие исходные данные:

   Капитальные вложения в проект: $2 млрд ( 56 млрд руб, учитывая средний курс доллара в 28 рублей за период 2006 – 2010 гг)

   Затраты на инвестиционный период: 61,6 млрд руб

   Продолжительность строительства: 7 лет

   Срок  эксплуатации: 30 лет

   Объем переработки нефти  по завершении проекта: 12 млн тонн нефти/год

   Производственные  издержки по годам  реализации проекта (млрд руб):

2006 –  2.909 2007 – 5.5 2008 – 5.9 2009 – 9.6

   Объем переработки нефти  по годам реализации проекта (млн т нефти):

2006 –  3.39 2007 – 4.42 2008 – 4.68 2009 – 5.01

Информация о работе Расчет инвестиционной привлекательнсти проекта. Инновационный менеджмент