Магистральный нефтепродуктопровод "Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск (I очередь)"

Работа из раздела: «Финансы и налоги»

/

/

• Инвестиционный проект
• «Магистральный нефтепродуктопровод 'Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск (I очередь)'
• Содержание
• Введение
• Глава I. Теоретические основы системы управления инвестициями
• 1.1 Сущность, структура, источники инвестиций
• 1.2 Система управления инвестиционным процессом
• 1.3 Политика управления инвестициями
• 1.4 Оценка эффективности инвестиционных проектов
• Глава II. Анализ перспектив реализации инвестиционного проекта «Магистральный нефтепродуктопровод 'Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск (I очередь)'
• 2.1 Макроэкономическое окружение
• 2.2 Маркетинговый анализ
• 2.3 Прогнозная оценка загрузки МНПП «Кстово - Ярославль - Кириши -Приморск» на 2008-2010 гг. и на 2010-2015 гг.
• 2.4 Обоснование уровня принятых тарифов
• Глава III. Оценка эффективности инвестиционного проекта«Магистральный нефтепродуктопровод 'Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск (I очередь)»
• 3.1 Оценки инвестиционных издержек
• 3.2 Расчет текущих издержек
• 3.3 Коммерческая эффективность, финансирование и эффективность участия
• Заключение
• Список использованной литературы
• Приложения

Введение

Актуальность темы дипломного проекта состоит в том, что необходимым условием развития экономики является высокая инвестиционная активность. Она достигается посредством роста объемов реализуемых инвестиционных ресурсов и наиболее эффективного их использования в приоритетных сферах материального производства и социальной сферы. Инвестиции формируют производственный потенциал на новой научно-технической базе и предопределяют конкурентные позиции стран на мировых рынках. При этом далеко не последнюю роль для многих государств, особенно вырывающихся из экономического и социального неблагополучия, играет привлечение иностранного капитала в виде прямых капиталовложений, портфельных инвестиций и других активов.

Инвестиции играют важную роль как на макро- (страна, регион), так и на микро- (организации) уровне. По сути, они определяют будущее страны в целом, отдельного субъекта хозяйствования и являются локомотивом в развитии экономики.

Инвестиции предназначены для поднятия и развития производства, увеличения его мощностей, технологического уровня. Проблема инвестиций в нашей стране настолько актуальна, что разговоры о них не утихают. Эта проблема актуальна прежде всего тем, что на инвестициях в России можно нажить огромное состояние, но в то же время боязнь потерять вложенные средства останавливает инвесторов. Российский рынок - один из самых привлекательных для иностранных инвесторов, однако он также и один из самых непредсказуемых, и иностранные инвесторы мечутся из стороны в сторону, пытаясь не упустить свой кусок российского рынка и, в то же время, не потерять свои деньги. При этом иностранные инвесторы ориентируются прежде всего на инвестиционный климат России, который определяется независимыми экспертами и служит для указания на эффективность вложений в той или иной стране.

Вообще же капиталовложения проводятся частными инвесторами в первую очередь ради получения прибыли и пока мы имеем дело с неуравновешенной экономикой, неясной политической ситуацией и несовершенным законодательством, ни о какой прибыли не может быть и речи, а значит не может быть и речи о долгосрочных стратегических инвестициях в российскую экономику, без чего, в свою очередь, невозможен подъем производства, то есть возрождение экономики России.

Все предприятия в той или иной степени связаны с инвестиционной деятельностью. Принятие решений по инвестиционным проектам осложняется различными факторами: видом инвестиций, стоимостью инвестиционного проекта, множественностью доступных проектов, ограниченностью финансовых ресурсов, доступных для инвестирования, риском, связанным с принятием того или иного решения.

Нередко решения должны приниматься в условиях, когда имеется ряд альтернативных или взаимно независимых проектов. В этом случае необходимо сделать выбор одного или нескольких проектов, основываясь на каких-то критериях. Очевидно, что критериев может быть несколько; а вероятность того, что какой-то один проект будет предпочтительнее других по всем критериям, как правило, значительно ниже 100 %.

Весьма существенен, при инвестиционном проектировании фактор риска. Инвестиционная деятельность всегда осуществляется в условиях неопределенности, степень которой может существенно варьировать.

Принятие решений инвестиционного характера, как и любой другой вид управленческой деятельности, основывается на использовании различных формализованных и неформализованных методов. Степень их сочетания определяется разными обстоятельствами, в том числе и тем, насколько менеджер знаком с имеющимся аппаратом, применимым в том или ином конкретном случае. В отечественной и зарубежной практике известен целый ряд формализованных методов, с помощью которых расчёты могут служить основой для принятия решений в области инвестиционной политики. Какого-то универсального метода, пригодного для всех случаев жизни, не существует. Тем не менее, имея некоторые оценки, полученные формализованными методами, пусть даже в известной степени условные, легче принимать окончательные решения.

Цель дипломного проекта состоит в исследовании эффективности инвестиционного проекта «Магистральный нефтепродуктопровод 'Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск (I очередь)'

Для достижения цели поставлены следующие основные задачи:

1. Провести сравнительный анализ существующих методик оценки экономической эффективности инвестиционных проектов. Изучить альтернативные подходы к определению эффективности инвестиционных проектов.

2. Исследовать и обобщить законодательные и нормативные акты, регулирующие вопросы инвестиционного анализа, рассмотреть основные экономические модели инвестирования.

3. Провести анализ методов оценки инвестиционных проектов, используемых в практике предприятия. Определить учет факторов времени, инфляции, тенденций рынка, ставок процента, амортизации и других факторов, которые могут повлиять на результаты расчетов.

4. Разработать рекомендации по совершенствованию методов оценки инвестиционных проектов.

Глава I. Теоретические основы системы управления инвестициями

1.1 Сущность, структура, источники инвестиций

нефтепровод издержка инвестиционный строительство эффективность

В системе воспроизводства, безотносительно к его общественной форме, инвестициям принадлежит важнейшая роль в деле возобновления и увеличения производственных ресурсов, а, следовательно, и обеспечении определенных темпов экономического роста. Если представить общественное воспроизводство как систему производства, распределения, обмена и потребления, то инвестиции, главным образом, касаются первого звена - производства, и, можно сказать, составляют материальную основу его развития.

Само понятие инвестиции (от лат. investio - одеваю) означает вложения капитала в отрасли экономики внутри страны и за границей. Различают финансовые (покупка ценных бумаг) и реальные инвестиции (вложения капитала в промышленность, сельское хозяйство, строительство, образование и др.).

Реальные инвестиции представляют собой вложения капитала в какую-либо отрасль экономики или предприятие, результатом чего является образование нового капитала или приращение наличного капитала (здания, оборудование, товарно-материальные запасы и т.д.). Финансовые же инвестиции - вложения капитала (государственного или частного) в акции, облигации, иные ценные бумаги. Здесь прироста реального капитала не происходит, происходит лишь покупка, передача титула собственности. Налицо, таким образом, трансфертные (т.е. передаточные операции).

Понятие инвестиционных ресурсов охватывает все произведенные средства производства, т.е. все виды инструмента, машины, оборудование, фабрично-заводские, складские, транспортные средства и сбытовую сеть, используемые в производстве товаров и услуг и доставке их к конечному потребителю. Процесс производства и накопления этих средств производства называется инвестированием.

Инвестиционные товары (средства производства) отличаются от потребительских товаров тем, что последние удовлетворяют потребности непосредственно, тогда как первые делают это косвенно, обеспечивая производство потребительских товаров. Фактически, по своему содержанию, инвестиции представляют тот капитал, при помощи которого умножается национальное богатство. При этом следует иметь в виду, что термин “капитал” не подразумевает деньги. Правда, менеджеры и экономисты часто говорят о “денежном капитале”, имея в виду деньги, которые могут быть использованы для закупки машин, оборудования и других средств производства. Однако, деньги, как таковые, ничего не производят, а, следовательно, их нельзя считать экономическим ресурсом. Реальный капитал - инструмент, машины, оборудование, здания и другие производственные мощности - это экономический ресурс, деньги, или финансовый капитал, таким ресурсом не являются.

Инвестиции - это то, что “откладывают” на завтрашний день, чтобы иметь возможность больше потреблять в будущем. Одна часть инвестиций - это потребительские блага, которые не используются в текущем периоде, а откладываются в запас (инвестиции на увеличение запасов). Другая часть инвестиций - это ресурсы, которые направляются на расширение производства (вложения в здания, машины и сооружения).

Таким образом, под инвестициями понимаются те экономические ресурсы, которые направляются на увеличение реального капитала общества, то есть на расширение или модернизацию производственного аппарата. Это может быть связано с приобретением новых машин, зданий, транспортных средств, а также со строительством дорог, мостов и других инженерных сооружений. Сюда следует включать и затраты на образование, научные исследования и подготовку кадров. Эти затраты представляют собой инвестиции в “человеческий капитал”, которые на современном этапе развития экономики приобретают все большее и большее значение, ибо, в конечном счете, именно результатом человеческой деятельности выступают и здания, и сооружения, и машины, и оборудование, и самое главное, основной фактор современного экономического развития - интеллектуальный продукт, который предопределяет экономическое положение страны в мировой иерархии государств.

В системе отношений расширенного воспроизводства инвестиции выполняют важнейшую структурообразующую функцию. От того, в какие отрасли народного хозяйства вкладываются средства для его развития зависит будущая структура экономики.

Частные инвестиции, в основном, полностью сосредоточены на задаче получения прибыли. Следовательно, уровнем прибыльности каждой отдельной отрасли экономики, под отрасли, отдельного предприятия определяется уровень инвестиционной предпочтительности данной отрасли, под отрасли, предприятия.

Прибыльность - это важнейший структурообразующий критерий, определяющий приоритетность инвестиций. Негосударственные источники инвестиций направляются прежде всего в высокорентабельные отрасли с быстрой оборачиваемостью капитала. В этих условиях, сферы экономики с медленной окупаемостью вложенных средств, остаются не доинвестированными.

Переход к рыночным отношениям в инвестиционной сфере прежде всего касается ее источников. Инвестиции могут осуществляться за счет собственных финансовых ресурсов инвестора (амортизационные отчисления, прибыль, денежные накопления, сбережения граждан, юридических лиц и др.), привлеченных финансовых средств инвесторов (банковские, бюджетные, облигационные кредиты, а также средства, полученные от продажи акций, облигаций, паевых и других взносов граждан и юридических лиц), бюджетных инвестиционных ассигнований и заимствованных финансовых ресурсов (кредиты, займы).

По характеру формирования инвестиций, в современной макроэкономике, в связи с построением моделей народного хозяйства, в частности, моделей мультипликатора, принято различать автономные и индуцированные инвестиции.

Под автономными инвестициями понимается образование нового капитала независимо от нормы процента или уровня национального дохода. Причинами появления автономных инвестиций являются внешние факторы - инновации (нововведения), преимущественно связанные с техническим прогрессом, расширение внешних рынков, прирост населения, перевороты, войны. Наиболее типичным примером автономных инвестиций являются инвестиции государственных или общественных организаций, связанные со строительством военных и гражданских сооружений, дорог и т.д. Под индуцированными инвестициями понимают образование нового капитала в результате увеличения уровня потребительских расходов. Автономные инвестиции дают первоначальный толчок росту экономики, вызывая эффект мультипликации, а индуцированные, являясь результатом возросшего дохода, приводят к его дальнейшему росту.

Процесс формирования и использования инвестиционных ресурсов охватывает определенный период, который принято называть инвестиционным циклом. Если рассматривать реальные инвестиции, то он включает следующие этапы: научные разработки; проектирование; строительство; освоение.

Инвестиции играют центральную роль в экономическом процессе, они предопределяют общий рост экономики. В результате инвестирования средств в экономику увеличиваются объемы производства, растет национальный доход, развиваются и уходят вперед в экономическом соперничестве отрасли и предприятия в наибольшей степени удовлетворяющие спрос на те или иные товары и услуги. Полученный прирост национального дохода частично вновь накапливается, происходит дальнейшее увеличение производства, процесс повторяется непрерывно. Таким образом, инвестиции, образующиеся за счет национального дохода в результате его распределения, сами обуславливают его рост, расширенное воспроизводство. При этом, чем эффективнее инвестиции, тем больше рост национального дохода, тем значительнее абсолютные размеры накопления (при данной его доле), которые могут быть вновь вложены в производство. При достаточно высокой эффективности инвестиций прирост национального дохода может обеспечить повышение доли накопления при абсолютном росте потребления.

Было бы неправильно связывать рост национального дохода только с производственными инвестициями, хотя очевидно, что они непосредственно определяют увеличение производственных мощностей и выпуска продукции. Следует отметить, что на этот рост оказывают значительное воздействие, хотя и косвенное, также и инвестиции в сферу нематериального производства, причем общемировая тенденция состоит в том, что значение их в дальнейшем наращивании экономического потенциала возрастает.

Большая доля инвестиционной деятельности приходится на строительный сектор экономики. Поэтому необходимо уточнить роль и значение в воспроизводственном процессе таких категорий как капитальные вложения и капитальное строительство.

Капитальные вложения представляют собой совокупность затрат, связанных с созданием и обновлением основных фондов народного хозяйства, предназначенных для развития экономики. Они представляют собой более широкое понятие, чем капитальное строительство.

К капитальным вложениям относятся затраты на строительно-монтажные работы, приобретение оборудования, требующего и не требующего монтажа, предусмотренного в сметах на строительство, производственного инструмента и хозяйственного инвентаря, включаемых в сметы строительства, машин и оборудования, оргтехники, не входящих в сметы строительства, прочие капитальные затраты и работы.

Значительная изношенность оборудования отрицательно сказывается на качестве продукции. Действующие нормативные сроки службы в среднем составляют 16-17 лет, а фактически - еще больше. Средние нормативные сроки службы, например, по оборудованию, целесообразно сократить до 9-10 лет, что потребует значительного ускорения выбытия устаревшего оборудования, а, следовательно, и увеличение фонда возмещения. Тогда сумма амортизации повысилась бы возмещения. Тогда сумма амортизации повысилась бы

Доля реконструкции в капитальных вложениях у нас повышается, но еще ниже, чем в развитых странах, прежде всего в США. Для того, чтобы реконструкция предприятий заняла подобающее ей место, нужно предусматривать ее как обязательную стадию долгосрочного развития каждого предприятия, аналогично тому, как планируется капитальный ремонт здания и оборудование предприятия. Желательно, чтобы осуществление реконструкции и модернизации совпало бы и во времени с капитальным ремонтом.

К разделению капитальных вложений на новое строительство и на реконструкцию примыкает их разделение на вложения экстенсивного и интенсивного типа. Вложениями экстенсивного типа называются вложения, имеющие целью увеличение объема производства на основе существующей техники и технологии. Вложения этого типа требуют привлечения дополнительного количества сырья, рабочих, энергии пропорционально увеличению объемов производства, что ведет к росту числа рабочих мест и не снижает фондоемкость и себестоимость производства. Под вложениями интенсивного типа понимаются те вложения, которые предусматривают внедрение новой или улучшенной техники и технологии, использование внутренних резервов производства, уменьшение потерь.

Рост эффективности капитальных вложений возможен прежде всего за счет вложений интенсивного типа. К сожалению, статистика пока еще не различает оба типа капитальных вложений. Представляется, что в практике статотчетности подобные разграничения следовало бы ввести. Это могло бы служить важным критерием стимулирования инвестиций и соответствующей политики налогообложения.

Рост интенсивного типа инвестиций является фактором быстрого повышения материального уровня жизни. Так как растущий производственный аппарат повышает производительность труда. Так что сегодняшнее благосостояние является, в значительной степени, результатом вчерашних инвестиций, а сегодняшние инвестиции, в свою очередь, закладывают основы завтрашнего увеличения производительности труда и повышения благосостояния.

Помимо того, что инвестиции влияют на общую эффективность хозяйствования и на возможность роста в долгосрочной перспективе, они также оказывают прямое и быстрое воздействие на занятость и доходы. Например, если снижаются инвестиции в строительство, растет безработица среди строительных рабочих, их совокупные доходы снижаются, следовательно, сокращается и их спрос на товары и услуги, производимые в других отраслях. Это приводит к сокращению доходов и снижению занятости в этих отраслях. Кроме того, сокращение инвестиций в строительство оказывает негативное воздействие на те отрасли, которые поставляют материалы для самого строительства, для субпоставщиков для отрасли строительных материалов и т.д.

Инвестиции, осуществляемые предприятием для расширения своего производственного аппарата, играют стимулирующую роль для всей экономики. Покупка предприятием инвестиционных товаров, например, разного рода машин, влечет за собой общее увеличение спроса на товарном рынке, что прямо содействует росту экономики в целом. Таким образом, инвестиции не только влияют на расширение мощностей в долгосрочной перспективе, но и оказывают существенное воздействие на то, в какой мере используются уже имеющиеся мощности. В не меньшей мере, на уровень использования мощностей, влияют инвестиции в товарно-материальные запасы - то есть превышение прироста запасов над их расходованием. Поэтому колебания в инвестиционном процессе - важный фактор изменения темпов роста как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе.

Рынок инвестиций должен быть подвижным. Инвестиции должны иметь возможность переливаться из стагнирующих отраслей и предприятий в те, у которых более благоприятные перспективы.

1.2 Система управления инвестиционным процессом

Поскольку и регион и корпорация проводят операции на финансовом рынке, осуществляя различные финансовые операции, их можно считать субъектами финансового рынка. В рамках финансовой деятельности субъектов финансового рынка непременно возникают две равноважные задачи:

1. Задача привлечения ресурсов для осуществления хозяйственной деятельности. Привлекаемые ресурсы состоят из:

акционерного капитала (ресурсов, получаемых на относительно неопределенный срок с условием выплаты вознаграждения инвестору в виде дивидендов);

ссудного капитала (ресурсов, получаемых у специализированных кредитно-финансовых институтов на основе срочности, возвратности и платности);

кредиторской задолженности (ресурсов, получаемых у партнеров по бизнесу и государства в виде отсрочек по платежам и авансов);

реинвестируемой прибыли и фондов (ресурсов, получаемых в результате успешной коммерческой деятельности самого хозяйствующего общества, амортизационных отчислений).

Хозяйствующий субъект для привлечения ресурсов выходит на ссудный рынок капиталов, на котором происходит кругооборот предлагаемых к размещению ресурсов. Поскольку объем предлагаемых ресурсов существенно меньше чем объем спроса на них, неизбежно возникает конкурентная борьба за наиболее дешевые ресурсы. Потенциальные вкладчики сравнивают потенциальные объекты вложения средств, изучают их инвестиционную привлекательность и т. д. Таким образом, инвестиционная привлекательность хозяйствующего субъекта - это совокупность характеристик, позволяющая инвестору оценить насколько тот или иной объект инвестиций привлекательнее других. В результате возникает задача улучшения инвестиционной привлекательности корпорации как в краткосрочном так и в долгосрочном периоде. В этой связи, высшему руководству корпорации необходимо сформировать кредитную стратегию, основной задачей которой стала бы оптимизация показателей инвестиционной привлекательности. С другой стороны в непосредственной связи с первой задачей перед корпорацией неизменно возникает вторая.

2. Задача распределения полученных ресурсов (инвестирования).

Инвестиции делятся на:

реальные (ресурсы направляются в производственные процессы);

финансовые (ресурсы направляются на приобретение финансовых инструментов: эмиссионных и производных ценных бумаг, объектов тезаврации, банковских депозитов);

интеллектуальные инвестиции (подготовка специалистов на курсах, передача опыта, вложения в разработку технологий).

Для оценки инвестиционных возможностей необходимо исследовать кредитоспособность, которая представляет собой совокупность характеристик, позволяющих оценить инвестиционный потенциал корпорации.

После выработки общей финансовой стратегии корпорации специальные подразделения в соответствии со стратегией корпорации, а также в соответствии с состоянием финансового рынка разрабатывают инвестиционную и кредитную стратегии корпорации. Такой подход позволяет, с одной стороны, «директировать» деятельность подразделений, то есть направить различные аспекты деятельности корпорации в единое русло (директриссу или вектор) в соответствии с миссией корпорации, а с другой стороны, гибкая и продуманная финансовая стратегия позволяет высшему менеджменту корпорации планировать развитие прочих направлений деятельности.

Инвестиционный процесс корпорации строится на основе инвестиционной стратегии, разрабатываемой с использованием различных финансово-экономических методов, которые в совокупности составляют научно-финансовую методологию формирования инвестиционной стратегии корпорации.

Научно-финансовая методология представляет собой систему общих правил (принципов), а также специальных приемов и методов экономического исследования. Они составляют теоретическую базу теории финансов. То есть, комплексные исследования и разработку инвестиционной стратегии корпорации целесообразно проводить только в связи с главными целями функционирования корпорации.

Нормативно-правовой аспект инвестиционной стратегии состоит из таких основных частей как: во-первых, законодательные и иные нормативные правовые акты государства, образующие юридическую основу и формирующие фискальную среду, в рамках которых корпорация формирует инвестиционную стратегию и осуществляет инвестиционный процесс; во-вторых, учетная политика корпорации, внутренние регулирующие документы, которые позволяют обеспечивать единый инвестиционный процесс в рамках подразделений корпорации.

Экономический аспект - совокупность экономических частей инвестиционной стратегии, к которым относятся: система экономических показателей для оценки инвестиционной стратегии, управление, финансирование инвестиционного процесса. В рамках экономического аспекта выделяются основные методы, критерии и цели инвестиционной стратегии.

Информационно-аналитический аспект инвестиционной стратегии представляет собой систему обработки информации (СОИ), состоящую из следующих частей: подсистема сбора и сортировки информации, подсистема хранения информации, подсистема поиска, подсистема анализа информации. СОИ является базисом оперативного информационного обмена в рамках корпоративной инвестиционной стратегии, позволяет оперативно реагировать на изменения в юридических основах и фискальной среде, прогнозировать экономические перспективы рынков и планировать изменения в пределах институционального аспекта и корректировать основные части экономического аспекта инвестиционной стратегии.

Таким образом, инвестиционная стратегия - единая высоко интегрированная система, состоящая из различных аспектов, неразрывно связанных между собой для достижения главной цели корпорации.

1.3 Политика управления инвестициями

Любые инвестиции связаны с инвестиционной деятельностью предприятия, которая представляет собой процесс обоснования и реализации наиболее эффективных форм вложений капитала, направленных на расширение экономического потенциала предприятия.

Для осуществления инвестиционной деятельности предприятия вырабатывают инвестиционную политику. Инвестиционная политика - составная часть экономической политики, проводимой государством и предприятиями в виде установления структуры и масштабов инвестиций, определения направлений их использования, источников получения с учетом необходимости обновления основных средств и повышения их технического уровня.

Эта политика является частью стратегии развития предприятия и общей политики управления прибылью. Она заключается в выборе и реализации наиболее эффективных форм вложения капитала с целью расширения объема операционной деятельности и формирования инвестиционной прибыли.

В своей инвестиционной политике предприятие может выбирать различные ее виды:

Ш консервативная инвестиционная политика - приоритетной целью, которой является минимизация уровня инвестиционного риска. При осуществлении такой политики инвестор не стремится ни к максимизации уровня текущей прибыльности инвестиций, ни к максимизации темпов роста капитала.

Ш компромиссная (умеренная) инвестиционная политика, направлена на выбор таких объектов инвестирования, по которым уровни прибыльности
и риска в наибольшей степени приближены к среднерыночным.

Ш агрессивная инвестиционная политика, направлена на выбор таких объектов инвестирования, по которым уровни прибыльности и риска значительно выше среднерыночных.

Для реализации инвестиционной политики предприятиями разрабатывается инвестиционная программа, которая представляет собой совокупность реальных инвестиционных проектов, сгруппированных по отраслевым, региональным и привлекательным для инвестиций (инвестиционная привлекательность) признакам. Программа представляет собой единый объект управления.

Инвестиционная привлекательность - обобщающая характеристика преимуществ и недостатков отдельных объектов инвестирования с позиций конкретного инвестора по формируемым им критериям.

Сформировав инвестиционную программу и определившись с объектами инвестирования предприятие, может приступить к формированию инвестиционных проектов. Инвестиционный проект - это объект реального инвестирования, намечаемый к реализации в форме приобретения целостного имущественного комплекса, реконструкции, модернизации, капитального ремонта и т.п. Подготовка инвестиционного проекта к реализации требует обычно разработки бизнес-плана.

Субъекты управления инвестициями в агрегированном виде можно представить следующим образом: собственники; государство; иностранные инвесторы. Им соответствуют определенные правовые формы инвестиций и источники финансирования (табл.1.3.1) В развитой рыночной экономике ведущим инвестором является частный сектор. Российская экономика отличается значительной долей государственных инвестиций и инвестиций, основанных на смешанной собственности.

Объектами инвестиционной деятельности в Российской Федерации являются: вновь создаваемые и модернизируемые основные фонды; ценные бумаги; научно-техническая продукция; имущественные права; права на интеллектуальную собственность.

Таблица 1.3.1 Субъекты, правовые формы и источники инвестиций

Правовая форма инвестиций	Источники финансирования	Субъект управления инвестициями
Частные	Собственный частный капитал, займы (включая облигационные), привлеченный капитал	Собственники
Государственные	Бюджетные ассигнования, ссуды, средства в денежном обороте государственных предприятий	Государство
Иностранные	Финансовые кредитные ресурсы нерезидентов	Иностранные инвесторы (возможно долевое участие иностранных инвесторов

Инвестиционную политику при взаимодействии государства и предприятий необходимо осуществлять на основе следующих принципов:

· последовательная децентрализация инвестиционного процесса путем развития многообразных форм собственности, повышение роли внутренних (собственных) источников накоплений предприятий для финансирования их инвестиционных проектов;

· государственная поддержка предприятий за счет централизованных инвестиций;

· размещение ограниченных централизованных капитальных вложений и государственное финансирование инвестиционных проектов производственного назначения строго в соответствии с федеральными целевыми программами и исключительно на конкурентной основе;

· усиление государственного контроля за целевым расходованием средств федерального бюджета;

· совершенствование нормативной базы в целях привлечения иностранных инвестиций;

· значительное расширение практики совместного государственно-коммерческого финансирования инвестиционных проектов.

1.4 Оценка эффективности инвестиционных проектов

Все предприятия в той или иной степени связаны с инвестиционной деятельностью. Принятие решений по инвестиционным проектам осложняется различными факторами: вид инвестиций, стоимость инвестиционного проекта, множественность доступных проектов, ограниченность финансовых ресурсов, доступных для инвестирования, риск, связанный с принятием того или иного решения. В целом, все решения можно классифицировать следующим образом.

Классификация распространенных инвестиционных решений:

обязательные инвестиции, то сеть те, которые необходимы, чтобы фирма могла продолжать свою деятельность:

решения по уменьшению вреда окружающей среде;

улучшение условий труда до государственных норм.

решения, направленные на снижение издержек:

решения по совершенствованию применяемых технологий;

по повышению качества продукции, работ, услуг;

улучшение организации труда и управления.

решения, направленные на расширение и обновление фирмы:

инвестиции на новое строительство (возведение объектов, которые будут обладать статусом юридического лица);

инвестиции на расширение фирмы (возведение объектов на новых площадях);

инвестиции на реконструкцию фирмы (возведение СМР на действующих площадях с частичной заменой оборудования);

инвестиции на техническое перевооружение (замена и модернизация оборудования).

решения по приобретению финансовых активов:

решения по освоению новых рынков и услуг;

решения по приобретению НМА

Критерии принятия инвестиционных решений:

критерии, позволяющие оценить реальность проекта:

нормативные критерии (правовые) т.е. нормы национального, международного права, требования стандартов, конвенций, патентоспособности и др.;

ресурсные критерии, по видам: научно-технические критерии; технологические критерии; производственные критерии; объем и источники финансовых ресурсов.

количественные критерии, позволяющие оценить целесообразность реализации проекта.

количественные (финансово-экономические) критерии, которые позволяют выбрать из тех проектов, реализация которых целесообразна. (критерии приемлемости): стоимость проекта; чистая текущая стоимость; прибыль; рентабельность; внутренняя норма прибыли; период окупаемости; чувствительность прибыли к горизонту (сроку) планирования, к изменениям в деловой среде, к ошибке в оценке данных.

Критерии, используемые в анализе инвестиционной деятельности, можно разделить на две группы в зависимости от того, учитывается или нет временной параметр:

1. основанные на дисконтированных оценках («динамические» методы):

Чистая приведенная стоимость - NPV (Net Present Value);

Индекс рентабельности инвестиций - PI (Profitability Index);

Внутренняя норма прибыли - IRR (Internal Rate of Return);

Модифицированная внутренняя норма прибыли- MIRR (Modified Internal Rate of Return);

Дисконтированный срок окупаемости инвестиций - DPP (Discounted Payback Period).

2. основанные на учетных оценках («статистические» методы):

Срок окупаемости инвестиций - PP (Payback Period);

Коэффициент эффективности инвестиций - ARR (Accounted Rate of Return).

Метод чистой приведённой стоимости основан на сопоставлении величины исходной инвестиции (IC) с общей суммой дисконтированных чистых денежных поступлений, генерируемых ею в течение прогнозируемого срока.

Допустим, делается прогноз, что инвестиция (IC) будет генерировать в течение n лет, годовые доходы в размере P₁, P₂, ..., Р_n. Общая накопленная величина дисконтированных доходов (PV) и чистый приведенный эффект (NPV) соответственно рассчитываются по формулам:

,

. (3.1)

Очевидно, что если: NPV > 0, то проект следует принять;

NPV < 0, то проект следует отвергнуть;

NPV = 0, то проект ни прибыльный, ни убыточный.

Если проект предполагает не разовую инвестицию, а последовательное инвестирование финансовых ресурсов в течение m лет, то формула для расчета NPV модифицируется следующим образом:

, (3.2)

где i -- прогнозируемый средний уровень инфляции.

Метод индекса рентабельности инвестиций является по сути следствием метода чистой теперешней стоимости. Индекс рентабельности (PI) рассчитывается по формуле

.

Очевидно, что если: РI > 1, то проект следует принять;

РI< 1, то проект следует отвергнуть;

РI = 1, то проект ни прибыльный, ни убыточный.

Вторым стандартным методом оценки эффективности инвестиционных проектов является метод определения внутренней нормы рентабельности проекта (internal rate of return, IRR), т.е. такой ставки дисконта, при которой значение чистого приведенного дохода равно нулю.

IRR = r, при котором NPV = f(r) = 0.

Смысл расчета этого коэффициента при анализе эффективности планируемых инвестиций заключается в следующем: IRR показывает максимально допустимый относительный уровень расходов, которые могут быть ассоциированы с данным проектом. Например, если проект полностью финансируется за счет ссуды коммерческого банка, то значение IRR показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, превышение которого делает проект убыточным.

Срок окупаемости инвестиций.(PP) - один из самых простых и широко распространенных методов оценки в мировой практике, не предполагает временной упорядоченности денежных поступлений. Алгоритм расчета срока окупаемости (РР) зависит от равномерности распределения прогнозируемых доходов от инвестиции. Если доход распределен по годам равномерно, то срок окупаемости рассчитывается делением единовременных затрат на величину годового дохода, обусловленного ими. Если прибыль распределена неравномерно, то срок окупаемости рассчитывается прямым подсчетом числа лет, в течение которых инвестиция будет погашена кумулятивным доходом.

Коэффициент эффективности инвестиций (ARR) имеет две характерные черты: он не предполагает дисконтирования показателей дохода; доход характеризуется показателем чистой прибыли PN (балансовая прибыль за вычетом отчислений в бюджет). Алгоритм расчета исключительно прост, что и предопределяет широкое использование этого показателя на практике: коэффициент эффективности инвестиции (ARR) рассчитывается делением среднегодовой прибыли PN на среднюю величину инвестиции (коэффициент берется в процентах).

ARR = _____PN______

1/2 (IC - RV)

Данный показатель сравнивается с коэффициентом рентабельности авансированного капитала, рассчитываемого делением общей чистой прибыли предприятия на общую сумму средств, авансированных в его деятельность (итог среднего баланса нетто).

Критерии, используемые в анализе инвестиционной деятельности, разделены на две группы в зависимости от того, учитывается или нет временной параметр:

1. Основанные на дисконтированных оценках («динамические» методы):

· Чистая приведенная стоимость - NPV (Net Present Value);

· Индекс рентабельности инвестиций - PI (Profitability Index);

· Внутренняя норма прибыли - IRR (Internal Rate of Return);

· Модифицированная внутренняя норма прибыли - MIRR (Modified Internal Rate of Return);

· Дисконтированный срок окупаемости инвестиций - DPP (Discounted Payback Period).

2. Основанные на учетных оценках («статические» методы):

· Срок окупаемости инвестиций - РР (Payback Period);

· Коэффициент эффективности инвестиций - ARR (Accounted Rate Return).

Важнейшими факторами, определяющими выбор методов оценки эффективности капитальных вложений и ранжирования инвестиционных решений являются объем вложений, продолжительность инвестирования, ставка дисконта, типы проектов.

В зарубежной практике оценки эффективности проектных решений используют четыре базовых принципа: оценка возврата инвестируемого капитала на основе показателя денежного потока (кэш-флоу), формируемого за счет сумм чистой прибыли и амортизационных отчислений в процессе эксплуатации проекта; приведение к настоящей стоимости как инвестируемого капитала, так и сумм денежного потока по отдельным этапам формирования проекта; выбор дифференцированной ставки процента (дисконтной ставки) в процессе дисконтирования денежного потока для различных инвестиционных проектов; вариации форм используемой ставки процента для дисконтирования в зависимости от цели оценки проектного решения.

Глава II. Анализ перспектив реализации инвестиционного проекта «Магистральный нефтепродуктопровод 'Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск (I очередь)'

2.1 Макроэкономическое окружение

Оценка экономической целесообразности реализации инвестиционного проекта «Магистральный нефтепродуктопровод 'Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск (I очередь)' произведена в прогнозных ценах (базовый -- 2004 год). В качестве валюты расчета был использован доллар США ($, USD).

Курс доллара принят равным 27 руб./долл. США, что соответствует прогнозному среднегодовому значению за 2006 год.

Расчеты произведены в условиях действующей налоговой системы. Сведения о составе налогов и сборов, учтенных при проведении оценки экономической эффективности инвестиций, приведены в таблице 2-1.

Среднегодовое значение темпа инфляции принято на уровне 2,2 % (данный уровень был принят на основе анализа фактических и прогнозных данных различных источников: доклад Администрации Президента «Об общих перспективах развития мировой экономики на 2003-2008 гг.», данные компании ChevronTexaco, информационные агентства REUTERS, АК&М и др.). Динамика цен на инвестиции и эксплутационные затраты принята для расчетов на несколько более высоком уровне (2,5 % и 3 % соответственно), а изменение цен на продукцию на менее высоком (2 %), чем общий уровень цен в экономике. Такой подход нацелен на придание проекту запаса прочности.

Ставка приведения (норма дохода (дисконта)) принята в размере 10 %. что соответствует приемлемому уровню доходности инвестора в проекты подобного рода на территории РФ и СНГ (данные ОАО «Гипровостокнефть», ОАО «Институт Нефтепродуктпроект». ChevronTexaco, TOO «ТенгизШевройл»).

В расчетах использовались фактические данные и расчеты, предоставленные ОАО АК Транснефтепродукт» и ООО «Балттранснефтепродукт».

Экономическая оценка охватывает период в 34 года с начала осуществления (вестиций. Период выбран исходя из среднего срока службы основных фондов.

Таблица 2-1. Налоги и сборы

Показатели	Ставка налогов
Налог на прибыль	24%
доля, направляемая в федеральный бюджет	31,3%
доля, направляемая в бюджет субъектов федерации	60,4 %
доля, направляемая в местный бюджет	8,3 %
НДС	18%
доля, направляемая в федеральный бюджет	100%
Налог на имущество*	2%
доля, направляемая в бюджет субъектов федерации	50%
доля, направляемая в местный бюджет	50%
Подоходный налог	13%
доля, направляемая в федеральный бюджет	1 %
доля, направляемая в бюджет субъектов федерации	99%
Местные сборы	3%
Единый социальный налог

По налогу на имущество учтена действующая льгота для магистральных нефтепродуктопроводов. Шкала ЕСН дифференцирована.

2.2 Маркетинговый анализ

Здесь рассматривается прогнозная ситуация на нефтяном рынке Российской Федерации на среднесрочную (до 2010-2015 гг.) перспективу, оказывающая влияние на развитие транспортной и портовой инфраструктуры на Балтийском побережье РФ и связанная с экспортными поставками нефтеналивных грузов. Рассматриваются предполагаемые объёмы добычи и транспортировки нефтяного сырья на экспорт и внутренний рынок, объёмы производства и транспортировки светлых нефтепродуктов (том числе трубопроводным и другими видами транспорта) на внутренний рынок и по основным экспортным пунктам выхода (морским портам и терминалам, развиваемым и проектируемым различными нефтяными, транспортными и прочими компаниями и осуществляющими перевалку нефтепродуктов). На основе данного материала даётся укрупнённая (вероятностная) оценка возможности загрузки на максимальную пропускную способность в 24,6 млн.т/год светлых нефтепродуктов магистрального нефтепродуктопровода «Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск» (проект «Север»), предусмотренная Заданием на проектирование I очереди строительства магистрального нефтепродуктопровода «Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск».

Необходимо отметить, что оценка выполнена на базе консервативного сценария развития экономики РФ.

Вероятностная оценка выполнена на основе анализа следующих материалов и информации из независимых источников:

* материалы маркетинговых исследований, выполненных ОАО «Институт Нефтепродуктпроект» в рамках обоснования инвестиций в строительство МНПП «Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск»;

* «Энергетическая стратегия России на перспектив)- до 2020 года», одобренная Распоряжением Правительства РФ 28 августа 2003 года № 1234 - р:

* долгосрочные прогнозы социально-экономического развития топливно-энергетического комплекса РФ с учётом особенностей развитая регионов РФ (материалы двух предыдущих редакций «Энергетической стратегии России» от 1995 г. и 2000 г.);

* информация о фактическом состоянии и перспективном развитии нефтеперерабатывающей промышленности (фактические данные по материалам годовых отчетов и стратегические планы развития нефтепереработки российских нефтяных компаний);

прогнозные данные нефтяных компаний об объёмах сдачи нефтепродуктов нефтеперерабатывающими предприятиями на трубопроводный транспорт (использованные в рамках проработки «Концепции развития нефтепродуктопроводного транспорта ОАО «АК «Транснефтепродукт» на период до 2010 г.);

статистические и аналитические данные изданий, связанных с нефтегазовым комплексом РФ и транспортировкой нефти и нефтепродуктов:

a. «Нефтехимия, нефте- и газопереработка в Российской Федерации. 2002 год», в трёх томах, ООО «ИнфоТЭК-Консалтинг», М., 2003-2004 гг.;

b. журнал «Нефтегазовая вертикаль», М., 2000--2004 гг.;

c. журнал «Транспорт и хранение нефтепродуктов», М, 2000-2004 гг.;

d. журнал «Трубопроводный транспорт нефти», М, 2000-2004 гг.;

e. журнал «Нефть России», М, 2000-2004 гг.;

f. журнал «РЖД-Партнёр», М, 2000-2004 гг.;

g. интернет-обзор рынка Российской нефти и нефтепродуктов (Argus Media Ltd 2003 г.).

В основу прогноза основных показателей нефтяного комплекса РФ на среднесрочную (2010--2015 гг.) перспективу положены данные из всех вышеперечисленных источников, а также их ретроспективный анализ и тенденции за период 2000-2005 гг. Основной упор в долгосрочном прогнозе сделан на показатели уточненной (2003 г.) правительственной «Энергетической стратегии России до 2020 года».

В таблице 2-2 приведены ретроспективные и прогнозные (на среднесрочную и долгосрочную перспективу) данные об объёмах добычи нефтяного сырья, экспорте нефти, первичной переработке нефти на нефтеперерабатывающих предприятиях России, производстве основных видов нефтепродуктов (в том числе -- автобензина, дизельного топлива, авиа керосина, мазута), экспорте нефтепродуктов, глубине переработки нефти в целом по нефтегазовому комплексу РФ.

Таблица 2-2. Основные показатели нефтяного комплекса РФ за 2000-2005 гг., и прогноз на 2008-2015 гг.. (млн. т/год)

Наименование показателя	2000				ГОДЫ
		2001	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2010	2015
1. Добыча нефти с газовым конденсатом рост к предыдущему году, %	303,4	305,0 0,5	323,2 6,0	348,1 7,6	379,6 9,0	421,3 11,0	463,4 10,0	476,9 2,9	490 2,8	500 2,0
2. Экспорт нефти всего	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	191,8	223,5	248,8	272,8	303,3
3. Экспорт российской нефти % от добычи	113,6 37,4	107,4 35,2	121,6 37,6	125,9 36,2	128,6 33,9	155 36,7	180,7 38,9	200,8 42,1	220 44,9	244,5 48,9
4. Первичная переработка нефти % от добычи	149,7 49,3	156,1 51,2	158,0 48,9	163,9 47,1	169,7 44,7	190 45,0	192,0 41,4	204,6 43,0	210,2 42,8	210,7 42,1
5. Производство нефтепродуктов - всего	123,1	122,7	120,1	124,5	132,9	152,1	153,6	165,3	170,7	171,7
-автобензин - всего % в суммарном объеме производства	23,9 19,4	23,7 19,3	24,4 20,3	24,9 20,0	27,3 20,5	29,3 19,2	30,7 20,0	31,4 19,0	40,4 23,6	42,4 24,6
-дизтопливо - всего % в суммарном объеме производства	41,8 34,0	43,5 35,3	45,4 36,9	46,2 37,5	48,5 39,4	53,8 35,3	55,3 36,0	56,1 34,0	61,4 36,0	63,1 !6,7
-авиакеросин - всего % в суммарном объеме производства	7,1 5,8	7,2 5,8	6,4 5,2	6,9 5,6	6,7 5,4	7,1 4,6	7,2 4,7	7,5 4,5	8.2 4,8	9,5 5,5
Всего моторного топлива	72,8	74,4	76,2	78,0	82,5	90,2	93,2	95,0	110	1 15,0
-мазут топочный всего % к суммарном объеме производства	50,3 40,9	48,3 39,2	43,9 35,7	46,5 37,8	50,4 40,9	57,2 37,6	55,0 3 5,8	51,0 30,8	45,0 26,3	36,0 1,0
6. Экспорт нефтепродуктов % от	64,5 52,4	58,3 47,5	66,3 55,2	69,8 56,1	72,4 54,5	77,4 50,8	80,5 52,4	89,2 54,0	95,0 5 5,6	95,5 55,6
7. Всего (нефть, нефтепродукты)	178,1	165,7	187,9	195,7	201,0	232,4	261,2	290	!15,()	340,0
%	66,4	69,1	72,2	71,6	70,3	69,2	71,0	72,0	75,0	34,0

В настоящее время нет единого мнения по поводу развития нефтяного комплекса РФ на перспективу до 2015-2020 гг. В энергетической стратегии РФ рассматривается два варианта развития нефтедобычи в стране.

Умеренный вариант предполагает добычу нефти в 2008 г. на уровне 420 млн. т., с последующим увеличением к 2015 г. до 450 млн. т.

Согласно оптимистическому варианту добыча нефти в РФ за 2005 г. составит 445 млн. т.. а к 2015 г. достигнет 505 млн. т. Фактическое увеличение добычи нефти за 2003 г. значительно превышает прирост добычи, заложенный в энергетической стратегии РФ. В связи с этим прогноз добычи нефти необходимо откорректировать с учетом фактических темпов прироста добычи за последние полгода, а так же различных аналитических обзоров.

Следует отметить, что фактическая добыча нефти за 2006 г. составила 421,3 млн. т. Данная величина значительно превышает показатели оптимистического варианта развития нефтедобычи в РФ, рассматриваемого энергетической стратегией.

На существенное увеличение объемов добычи нефти российскими нефтяными компаниями за истекшие годы повлияли следующие основные факторы:

* благоприятная конъюнктура среднемировых цен на нефть;

* сокращение себестоимости добычи 1 т нефти;

* улучшение социально-экономической ситуации в стране;

* совершенствование организационной структуры нефтяных компаний;

* повышение кредитного рейтинга нефтяных компаний.

В ближайшей перспективе факторы, повлиявшие на увеличение объемов добычи нефти отечественными нефтяными компаниями, сохранят свое позитивное влияние на прирост добычи нефти в стране.

По прогнозам нефтяных компаний среднеотраслевой прирост добычи нефти в 2008 г. составит приблизительно 10 %. Частично данный прогноз подтверждается фактическими данными о динамике добычи нефти за IV квартал 2007 г. (по данным ГП 'ЦДУ ТЭК' Минэнерго - прирост добычи на уровне 10,7 %).

Несмотря на внушительные приросты объемов добычи нефти в последние годы, пределы увеличения производства не безграничны. В течение длительного периода времени прирост запасов нефти на территории Российской Федерации не компенсирует добычу. Стремительно ухудшаются качественные и количественные характеристики ресурсной базы нефтяных компаний. Крайне низкими остаются объемы сейсморазведочных работ и разведочного бурения, не уделяется должного внимания методам повышения нефтеотдачи пласта.

Кроме того, на динамике добычи нефти в долгосрочной перспективе, скорее всего, негативно скажется изменение налогообложения нефтяных компаний. Увеличение налогообложения приведет к снижению заинтересованности в увеличении объемов добычи нефти.

В результате вышеизложенного можно сделать вывод о стабилизации динамики добычи нефти начиная с 2008 г. При этом набранный темп прироста нефтедобычи за 2002-2005 гг. позволит реализовать оптимистический вариант развития нефтедобычи в Российской Федерации. Добыча нефти в долгосрочной перспективе может составить 490 тыс. т. в 2010 г. и 500 тыс. т. в 2015 гг.

Благоприятная конъюнктура цен на нефть способствовала увеличению доли экспорта нефти. При этом нефтяные компании активно использовали все виды внешнего транспорта и развивали собственные мощности по экспорту нефти и нефтепродуктов. Исходя из планов нефтяных компаний и транспортирующих предприятий, нацеленных на значительное увеличение экспортных мощностей (морских наливных терминалов, магистральных трубопроводов), можно сделать вывод о вероятном увеличении доли экспорта нефти.

Рисунок 2-1. Структура экспортных потоков в 2006 г. по видам транспорта

Рисунок 2-2. Структура экспортных потоков в 2006 г. по видам транспорта

Можно отметить, что в таблице 2-2 приведены данные как по всему объему экспорта включая экспорт транзитной нефти и экспорт в ближнее зарубежье (строка 2), так импортным потокам российской нефти, направляемой в дальнее зарубежье.

В долгосрочной перспективе объем экспорта нефти и нефтепродуктов зависит от объема добычи нефти и среднего уровня цен на нее. В связи с этим за основу долгосрочного экспорта нефти и нефтепродуктов следует принять несколько откорректированный оптимистический прогноз экспорта нефти и нефтепродуктов, представленный в энергетической стратегии России.

В соответствии с энергетической стратегией РФ экспорт нефти и нефтепродуктов составит:

* в 2010 г. 305-340 млн. т.

* в 2015 г. 310-345 млн. т.

Принимая во внимание благоприятную макроэкономическую обстановку и стратегические планы нефтяных и транспортирующих компаний о расширении экспортных мощностей можно говорить об увеличении доли экспорта нефти и нефтепродуктов на уровне 315 млн. т. в 2010 г. и 340 млн. т. в 2015 г.

Объёмы переработки нефтяного сырья объективно зависят, во-первых, от объёмов добычи, во-вторых, от прогнозируемого распределения добытого нефтяного сырья на внешний и внутренний рынки.

Можно сделать предположение об увеличении (в абсолютном выражении) поставок нефти на внутренний рынок, в том числе на нефтеперерабатывающие предприятия.

Прогноз объемов переработки первичного сырья на период 2005 - 2015 гг.. сделан на основе ретроспективных данных об объемах фактически выпущенной продукции российскими нефтеперерабатывающими предприятиями. В таблицах 2-3 - 2-6 представлены фактические объемы выработки различных светлых нефтепродуктов (2000-2003 гг.), а так же общий объем светлых нефтепродуктов по всем отечественным НПЗ. На рисунке 2-3 проиллюстрирована структура продукции НПЗ России 2005 г.

Объёмы переработки нефти на российских НПЗ к 2010 г. должны вырасти по сравнению с уровнем 2003 года на 12-12 % и, как минимум, удержаться на достигнутом уровне в 2015 г.

Такой сценарий обосновывается двумя ключевыми моментами.

Первый момент характеризуется тем обстоятельством, что, в связи с низким качеством российских нефтепродуктов, перспективы их экспорта в ближайшее время, неблагоприятны. Соответственно, российские НПЗ будут ориентироваться, главным образом, на удовлетворение потребностей внутреннего рынка.

Второй момент - необходимость перехода количества в качество: следует увеличивать глубину переработки нефтяного сырья и производить больше светлых нефтепродуктов без расширения ресурсной базы.

Таблица 2-3. Производство автомобильного бензина на НПЗ РФ за 2000-2005 гг. (тыс. т./год)

Нефтяная компания, НПЗ	Годы
	2000	2001	2002	2003	2004	2005
1. «ЛУКОЙЛ»
-Волгограднефтепереработка	946,8	1056,3	1144,7	1027,5	1092.7	854.0
-Пермнефтеоргсинтез	1570,5	1745,5	1847,1	1701.6	1670.7	1559.0
Ухтанефтепереработка	297,2	268,9	335,6	327,2	341,3	335,0
- Н ижегороднефтеоргсинтез	1078,7	554,9	548,9	818,5	1252,1	1271,0
Итого «ЛУКОЙЛ»	3893,2	3625,6	3876,3	3874,8	4356,8	4019,0
2 «Юкос»
-Куйбышевский НПЗ	1070,6	1083,2	1034,3	1023,9	1139,3	978,6
-Новокуйбышевский НПЗ	1285,4	0,0	1106,7	867,4	780,1	846,5
Итого Самарские НПЗ	2356,0	1083,2	2141,0	1891,3	1919,4	1825,1
-Сызранский НПЗ	819,3	793,1	656,3	701,1	846,5	840,2
-Ангарская НКХ	1320,5	1381,6	1249,4	1107,3	1254,5	1115,8
-Ачинский НПЗ	966,0	1156,7	984,9	952,3	984,7	986,5
Итого «Юкос»	5461,8	4414,6	5031,6	4652,0	5005,1	4767,6
3. «Сургутнефтегаз»
-Киришинефтеоргсинтез	1778,3	1865,8	1735,8	1705,2	1640,7	1681,4
4. «Тюменская НК»
-Рязанский НПЗ/Рязанская НПК	1084,5	1736,4	2094,8	1836,1	2075,8	2188,2
-Орскнефтеоргсинтез	740,8	673,3	648,4	637,7	501,1	343,0
Итого «ТНК»	1825,3	2409,7	2743,2	2473,8	2576,9	2531,2
5. «Славнефть»
-Ярославнефтеоргсинтез	192,5	1639,9	1541,5	1806,6	1718,5	1874,2
-Ярославский НПЗ им. Менделеева	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого «Славнефть»	192,5	1639,9	1541,5	1806,6	1718,5	1874,2
6. «СИДАНКО»
-КРЕКИНГ (Саратовский НПЗ)	439,1	486,1	633,1	544,0	590,0	575,5
7. «Башнефтехим»
-Уфимский НПЗ	1171,9	1446,2	1527,9	1796,0	1702,7	1577,4^
-Ново-Уфимский НПЗ	1204,3	968,6	1217,3	1665,7	1650,3	1293,1
-Уфанефтехим	931,1	^_409,3	952,0	1122,9	1299,2	1457,4
Итого «Башнефтехим»	3307,3	2824,1	3697,2	4584,6	4652,2	4327,9
8. «Салаватнефтеоргсинтез»	987,5	1052,7	1068,5	944,3	1038,5	1259,2
Всего Башкирские НПЗ	4294,8	3876,8	4765,7	5528,9	5690,7	5587,1
9. «Татнефть»
-Нижнекамский НПЗ	0,0	0,0	45,8	17,3	0,0	0,00
10. «Сибнефть», «ЦТК» и др.
-Московский НПЗ	1991,8	1996,5	586,9	696,1	1949,9	2036,4
11. «Сибнефть»
-Омский НПЗ	3400,4	2698,8	2942,3	3018,2	3149,2	3143,0
12. «Роснефть»
-Туапсинский НПЗ	178.6	246,3	222,2	225,0	186,0	244,6
-Комсомольский НПЗ	118.2	101,0	17,6	103,8	176,2	489,3
Итого «Роснефть»	296,8	347,3	239,8	328,8	362,2	733,9
13. Прочие НПЗ РФ	294,5	317,2	350,7	289,8	303,5	463,1
ВСЕГО	23868,5	23678,3	24492,7	24935,5	27343,5	27412,4

Таблица 2-4. Производство дизельного топлива на НПЗ РФ за 2000-2005 гг.. (тыс т. в год)

Нефтяная компания. НПЗ	Годы
	2000	2001	2002	2003	2004	2005
1. «ЛУКОЙЛ»
-Волгограднефтепереработка	2057,1	2338,0	2487,3	2399.4	2328.2	2058.0
-Пермнефтеоргсинтез	2589,1	2958,3	3088,9	2611,6	2821.9	2835.0
-Ухтанефтепереработка	502,7	431,1	600,8	777,1	919.3	930,0
-Нижегороднефтеоргсинтез	2174,5	1037,9	955,7	1598,9	2875,2	3125,0
Итого «ЛУКОЙЛ»	7323,4	6765,3	7132,7	7387,1	8944,6	8948,0
2. «ЮКОС»
-Куйбышевский НПЗ	1954,6	1926,8	1783,6	1767,4	2097,0	1849,6
-Новокуйбышевский НПЗ	2433,1	2692,9	2231,6	2012,7	2001,1	1945,0
Итого Самарские НПЗ	4387,7	4619,7	4015,2	3780,1	4098,1	3794,6
-Сызранский НПЗ	1439,4	1391,7	1122,5	1199,7	1162,6	1113,4
-Ангарская НКХ	1966,8	2223,1	2218,5	2177,9	2330,5	2351,5
-Ачинский НПЗ	1442,6	1633,2	1607,1	1532,0	1561,8	1563,2
Итого «Юкос»	9236,5	9867,7	8963,3	8689,7	9153,0	8822,7
3. «Сургутнефтегаз»
-Киришинефтеоргсинтез	3424,6	3645,2	3603,1	3569,5	3603,2	3661,7
4. «Тюменская НК»
-Рязанский НПЗ/Рязанская НПК	1876,0	2672,4	2901,4	2610,3	2530,2	2854,6
-Орскнефтеоргсинтез	1251,0	1112,4	1159,3	1040,2	962,7	711,2
Итого «ТНК»	3127,0	3784,8	4060,7	3650,5	3492,9	3565,8
5. «Славнефть»
-Ярославнефтеоргсинтез	2102,5	2588,5	2929,5	3099,1	3168,5	3155,8
-Ярославский НПЗ им. Менделеева	42,8	58,0	64,3	47,2	13,0	4,8
Итого «Славнефть»	2145,3	2646,5	2993,8	3146,3	3181,5	3160,6
6. «СИДАНКО»
-КРЕКИНЦСаратовский НПЗ)	952,8	1029,2	1204,7	1045,8	1168,3	1145,2
7. «Башнефтехим»
-Уфимский НПЗ	1610,9	2089,6	2602,3	2976,1	2871,2	3055,5
-Ново-Уфимский НПЗ	1822,7	1278,1	1990,6	2331,2	1916,1	1846,4
-Уфанефтехим	2332,1	1931,1	1808,5	1798,4	2276,9	2196,3
Итого «Башнефтехим»	5765,7	5298,8	6401,4	7105,7	7064,2	7098,2
8. «Салаватнефтеоргсинтез»	1519,0	1682,4	1757,7	1765,7	1835,8	2117,2
Всего Башкирские НПЗ	7284,7	6981,2	8159,1	8871,4	8900,0	9215,4
9. «Татнефть»
-Нижнекамский НПЗ	860,8	1083,9	1123,3	1240,0	1371,2	1265,9
10. «Сибнефть», «ЦТК» и др.
-Московский НПЗ	2261,7	2244,6	2512,3	2566,2	2518,3	2598,6
11. «Сибнефть»
-Омский НПЗ	4658,9	4308,3	4277,4	4525,2	4611,4	4601,2
12. «Роснефть»
-Т апсинский НПЗ	517,9	1047,5	1142,6	1201,6	1309,1	1337,8
-Комсомольский НПЗ	534,9	638,4	662,9	728,3	815,7	1329,0
Итого «Роснефть»	1052,8	1685,9	1805,5	1929,9	2124,8	2666,8
13. Прочие НПЗ РФ	342,6	504,9	663,5	858,6	809,9	911,9
ВСЕГО	42671,1	44547,5	46499,4	47480,2	49879,1	50563,8

Таблица 2-5. Производство авиационного керосина на НПЗ РФ за 2000-2005 гг.(тыс. т./год)

Нефтяная компания, НПЗ	Годы
	2000	2001	2002	2003	2004	2005
1. «ЛУКОЙЛ»
-Волгограднефтепереработка	488,9	607,3	619,0	661,7	665,0	586,2
-Пермнефтеоргсинтез	576,5	562,7	452,3	514,9	495,2	547,3
-Ухтанефтепереработка	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	17,3
-Нижегороднефтеоргсинтез	613,9	251,8	141,4	496,1	432,0	442,0
Итого «ЛУКОЙЛ»	1679,3	1421,8	1212,7	1672,7	1592,2	1592,8
2. «ЮКОС»
-Куйбышевский НПЗ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	63,5
-Новокуйбышевский НПЗ	628,0	458,9	393,1	330,2	350,9	359,3
Итого Самарские НПЗ	628,0	458,9	393,1	330,2	350,9	422,8
-Сызранский НПЗ	111,9	152,0	114,1	132,4	105,7	188,4
-Ангарская НКХ	521,3	613,4	455,6	438,3	551,3	653,6
-Ачинский НПЗ	270,5	284,4	220,8	223,0	237,8	230,4
Итого «Юкос»	1531,7	1508,7	1183,6	1123,9	1245,7	1495,2
3. «Сургутнефтегаз»
-Киришинефтеоргсинтез	1026,5	1104,7	846,1	991,1	894,6	883,1
4. «Тюменская НК»
-Рязанский НПЗ/Рязанская НПК	620,0	725,8	685,1	632,9	634,5	722,6
-Орскнефтеоргсинтез	340,0	311,3	346,4	245,8	240,6	200,6
Итого «ТНК»	960,0	1037,1	1031,5	878,7	875,1	923,2
5. «Славнефть»
-Ярославнефтеоргсинтез	435,0	494,9	459,1	488,8	484,6	519,9
-Ярославский НПЗ им, Менделеева	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого «Славнефть»	435,0	494,9	459,1	488,8	484,6	519,9
6. «СИДАНКО»
-КРЕКИНЦСаратовский НПЗ)	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
7. «Башнефтехим»
-Уфимский НПЗ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
-Ново-Уфимский НПЗ	182,1	152,4	215,8	198,0	67,3	25,5
-Уфанефтехим	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого «Башнефтехим»	182,1	152,4	215,8	198,0	67,3	25,5
8. «Салаватнефтеоргсинтез»	0,0	0,0	0,0	0,0	L 0,0	0,0
Всего Башкирские НПЗ	182,1	152,4	215,8	198,0	67,3	25,5
9. «Татнефть»
-Нижнекамский НПЗ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
10. «Сибнефть», «ЦТК» и др.
-Московский НПЗ	513,2	503,0	508,9	491,8	482,1	507,4
П. «Сибнефть»
-Омский НПЗ	563,4	690,3	628,3	615,0	552,6	602,2
12. «Роснефть»
-Туапсинский НПЗ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
-Комсомольский НПЗ	80,7	99,0	153,8	186,4	233,0	240,1
Итого «Роснефть»	80,7	99,0	153,8	186,4	233,0	240,1
13. Прочие НПЗ РФ	148,3	158,0	186,9	274,0	246,9	207,6
ВСЕГО	7120,2	7169,9	6426,7	6920,4	6674,1	6997,0

Таблица 2-6. Суммарное производство светлых нефтепродуктов на НПЗ РФ за 2000-2005 гг.. (тыс. т./год)

1 Нефтяная компания, НПЗ	Годы
	2000	2001	2002	2003	2004	2005
1. «ЛУКОЙЛ»
-Волгограднефтепереработка	3492,8	4001,6	4251,0	4088,6	4085,9	3498,2
-Пермнефтеоргсинтез	4736,1	5266,5	5388,3	4828,1	4987,8	4941,3
-Ухтанефтепереработка	799,9	700,0	936,4	1104,3	1260,6	1282,3
-Нижегороднефтеоргсинтез	3867,1	1844,6	1646,0	2913,6	4559,3	4838,0
Итого «ЛУКОЙЛ»	12895,9	11812,7	12221,7	12934,6	14893,6	14559,8
2. «ЮКОС»
-Куйбышевский НПЗ	3025,2	3010,0	2817,9	2791,3	3236,3	2891,7
-Новокуйбышевский НПЗ	4346,5	3151,8	3731,4	3210,3	3132,1	3150,8
Итого Самарские НПЗ	7371,7	6161,8	6549,3	6001,6	6368,4	6042,5
-Сызранский НПЗ	2370,6	2336,8	1892,9	2033,2	2114,8	2142,0
-Ангарская НКХ	2679,1	3074,3	2812,8	2707,3	2784,3	4120,9
-Ачинский НПЗ	3808,6	4218,1	3923,5	3723,5	4136,3	2780,1
Итого «Юкос»	16230,0	15791,0	15178,5	14465,6	15403,8	15085,5
3. «Сургутнефтегаз»
-Киришинефтеоргсинтез	6229,4	6615,7	6185,0	6265,8	6138,5	6226,2
4. «Тюменская НК»
-Рязанский НПЗ/Рязанская НПК	3580,5	5134,6	5681,3	5079,3	5240,5	5765,4
-Орскнефтеоргсинтез	2331,8	2097,0	2154,1	1923,7	1704,4	1254,7
Итого «ТНК»	5912,3	7231,6	7835,4	7003,0	6944,9	7020,1
5. «Славнефть»
-Ярославнефтеоргсинтез	2730,0	4723,3	4930,1	5394,5	5371,6	5549,9
-Ярославский НПЗ им. Менделеева	42,8	58,0	64,3	47,2	13,0	4,8
Итого «Славнефть»	2772,8	4781,3	4994,4	5441,7	5384,6	5554,7
6. «СИДАНКО»
-КРЕКИНЦСаратовский НПЗ)	1391,9	1515,3	1837,8	1589,8	1758,3	1720,7
7. «Башнефтехим»
-Уфимский НПЗ	2782,8	3535,8	4130,2	4772,1	4573,9	4632,9
-Ново-Уфимский НПЗ	3209,1	2399,1	3423,7	4194,9	3633,7	3165,0
-Уфанефтехим	3263,2	2340,4	2760,5	2921,3	3576,1	3653,7
Итого «Башнефтехим»	9255,1	8275,3	10314,4	11888,3	11783,7	11451,6
8. «Салаватнефтеоргсинтез»	2506,5	2735,1	2826,2	2710,0	2874,3	3376,4
Всего Башкирские НПЗ	11761,6	11010,4	13140,6	14598,3	14658,0	14828,0
9. «Татнефть»
-Нижнекамский НПЗ	860,8	1083,9	1169,1	1257,3	1371,2	1265,9
10. «Сибнефть», «ЦТК» и др.
-Московский НПЗ	4766,7	4744,1	3608,1	3754,1	4950,3	5142,4
11. «Сибнефть»
-Омский НПЗ	8622,7	7697,4	7848,0	8158,4	8313,2	8346,9
12. «Роснефть»
-Туапсинский НПЗ	696,5	1293,8	1364,8	1426,6	1495,1	1582,4
-Комсомольский НПЗ	733,8	838,4	834,3	1018,5	1224,9	2058,4
Итого «Роснефть»	1430,3	2132,2	2199,1	2445,1	2720,0	3640,8
13. Прочие НПЗ РФ	785,4	980,1	1201,1	1422,4	1360,3	1582,6
ВСЕГО	73659,8	75395,7	77418,8	79336,1	83896,7	84973,2

Рисунок 2-3. Структура продукции НПЗ России в 2005 г.

Основные объёмы экспорта нефтепродуктов из России идут на рынки Европы. На экспортные потоки нефтепродуктов в Европу оказывают влияние, в первую очередь, два основных фактора -- объёмы спроса (потребления) и жёсткие требования Евросоюза к качеству. По объёму потребления нефтепродуктов европейский рынок достаточно стабильный. Вместе с тем, за последние два-три года структура потребления существенно изменилась.

Пик спроса на автобензин в Европе прошёл в 1992-1993 годах. Европа постепенно переходит на автомобили с дизельным двигателем. Если 10 лет назад количество дизельных автомобилей составляло около 10 %, то сейчас - 43-45 %. При этом, спрос на дизельное топливо рос примерно на 3,5 % в год. Объём потребления рынков Западной и Восточной Европы составляет в настоящий момент около 290 млн. т дизельного топлива (в том числе около 35 млн. т импортного). Можно прогнозировать, что в ближайшие 10 лет спрос на дизельное топливо будет увеличиваться, а на бензин падать.

Вместе с тем, европейский рынок становится всё более конкурентным.

Суммарный уровень конверсии 120 суперсовременных европейских НПЗ составляет 25 %. Модернизация производства европейских заводов приводит к росту предложения. Возможности европейских НПЗ за два последних года превысили спрос. Некоторые НПЗ Северной Европы недавно завершили строительство установок каталитического крекинга для производства автобензина, но пик спроса на бензин миновал. Чтобы не прерывать технологический процесс, они вынуждены экспортировать свою продукцию, но рынок её сбыта весьма ограничен. Многие европейские заводы работают в убыток даже при незначительном снижении цен. Им предстоит или закрывать производство, или искать возможности для модернизации и снижения издержек. Как следствие, российским компаниям, стремящимся закрепиться в Европе, открываются некоторые возможности. Правда, придётся учитывать, что после реконструкции европейских НПЗ конкуренция между ними ещё более ужесточится. Для того, чтобы российским компаниям иметь возможность «играть» на европейском рынке, придётся нести дополнительные расходы для повышения качества своей продукции в соответствии с требованиями, установленным в данной конкретной стране.

В Евросоюзе четыре года назад содержание серы в бензине не должно было превышать 350 ррт. В 2000 году требования ужесточились до 150 ррт, а начиная с 2005 года, содержание серы не должно будет превышать 50 ррт. В то же время Швеция, Финляндия, Дания вводят новые стандарты опережающими темпами. Заводам этих стран приходилось инвестировать в соответствующие проекты, не дожидаясь 2005 года. Чтобы не лишать себя части доходов и сохранить ассортимент продукции, европейские НПЗ уже приступили к строительству новых установок для обессеривания. Аналогичная ситуация и по дизельному топливу.

Таким образом, жесткие ограничения содержания серы в дизтопливе и автобензине, действующие в странах ЕС, уже сегодня приводят к значительному дисконту на российские нефтепродукты по сравнению с европейскими аналогами. Дальнейшее ужесточение требований по сере в странах Евросоюза приведёт к дальнейшему понижению экспортной цены на российские нефтепродукты.

Новые тенденции рынка нефтепродуктов вынуждают российские нефтяные компании пересмотреть своё отношение к техническому и технологическому состоянию принадлежащих им НПЗ.

Потребление мазута в перспективе будет снижаться, поэтому о намерении увеличить глубину переработки нефти заявили практически уже все. Модернизация и коренная реконструкция предприятий нефтеперерабатывающей промышленности является приоритетным направлением «Энергетической стратегии». Глубина переработки нефти должна достигнуть 75 % к 2010 году и за следующее десятилетие выйти на уровень 80-85 %. При этом, объём производства моторных топлив может увеличиться до 110 млн. т в 2010 году и до 115 млн. т в следующее десятилетие (таблица 2-2).

Благодаря росту спроса на дизельное топливо в России и Европе следует ожидать увеличения объёмов его производства и приближения качества к европейским стандартам. Предполагается полное прекращение производства дизельного топлива с содержанием серы выше 0,2 % и рост потребления малосернистого дизельного топлива на 9 млн.т/год уже в 2005 году. К концу этого же периода производство мазута должно сократиться примерно на 40 %.

Задачи по реконструкции и модернизации НПЗ должны реализовываться за счёт опережающего строительства и модернизации таких технологических комплексов по углубленной переработке нефти и повышению качества продукции, как каталитический крекинг, гидрокрекинг, висбрекинг, коксование остатков и др., внедрения современных технологий по каталитическому риформированию бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, изомеризации, алкилированию, гидродепарафинизации и деароматизации, получению кислородосодержащих высокооктановых добавок.

Ниже представлены: основные технико-технологические характеристики нефтеперерабатывающих заводов подключенных и предполагаемых к подключению к сети магистральных НПП; мероприятия, осуществляемые нефтяными компаниями по реконструкции и модернизации заводов; прогнозные данные на перспективу до 2010-2015 гг.

ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез» (НК «Сургутнефтегаз»).

Завод введён в эксплуатацию в 1966 г. Является одним из крупнейших в России: установленная мощность - 17,3 млн. т/год. Глубина переработки - 59,4 % (2003 г.).

Заводом производится более 50 % производимого в России автомобильного бензина АИ-98 и более 70 % высококачественного дизельного топлива с содержанием серы 0,05 %. Структура производства типична для большинства российских НПЗ, которые выпускают мазута намного больше, чем бензина.

В 2005 году произведено: автобензина - 1,7 млн. т; дизтоплива - 3,7 млн. т; авиакеросина - 0,9 млн. т; мазута - 7,6 млн. т.

НК «Сургутнефтегаз» не удовлетворена нынешним состоянием своих мощностей по переработке нефти. Несмотря на сложное экономическое положение, завод постоянно занимается вопросами расширения производства, совершенствования процессов, модернизации оборудования и установок. Главной целью ближайших лет на «Киришинефтеоргсинтезе» является строительство комплекса глубокой переработки нефти на базе гидрокрекинга мазута, который планируется построить к 2004 г., что позволит увеличить мощность предприятия на 22,2 %. Для «Сургутнефтегаза» развитие «Киришинефтеоргсинтез» - приоритетное направление, поэтому делаются миллионные инвестиции в строительство гидрокрекинга. Глубина переработки достигнет 67-72 %. В дальнейшем возможна реализация ещё одного проекта по строительству каталитического крекинга, а также второй очереди глубокой переработки нефти.

Общая стоимость проекта (совместно со строительством наливного терминала нефтепродуктов в бухте «Батарейная») составляет около 800 MnH.USD.

На перспективу «Сургутнефтегаз» придерживается стратегии наращивания объёмов производства нефтепродуктов с улучшенной структурой. По мнению аналитиков «НИКойла» реконструкция «Киришинефтеоргсинтеза» приведёт к тому, что к 2005 г. доля светлых нефтепродуктов в общем объёме составит не менее 75 % против нынешних 50 %, а к 2015 году- 90%.

Предполагаемая структура производства, %:

Автобензин Дизтопливо Авиакеросин

2010 г. 23 40 12

2015 г. 27 45 18

«Сургутнефтегаз» в своей сбытовой политике ориентирован, главным образом, на экспорт нефти и нефтепродуктов. Поэтому эффект от строительства комплекса глубокой переработки нефти на Киришинефтеоргсинтезе не окажет существенного влияния на расстановку сил на розничном рынке, так как основной объём продукции будет поставляться на экспорт.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2002 г. не опускался ниже 6,1 млн.т/год и составлял от 6,1 до 6,6 млн.т/год (таблица 2-6).

Сводный рейтинг завода среди всех НПЗ России достаточно высокий -- 6 («ИнфоТЭК-- Консалтинг», 2002 г.). Обобщая оценки из различных независимых источников («Petroleum Argus», «ИнфоТЭК», «КОРТЕС», «НВ», «ЦНИИТЭнефтехим», «ВНИПИНефть» и других), прозвучавшие в разное время можно констатировать, что объём выпуска светлых нефтепродуктов (моторных топлив) в долгосрочной перспективе (2010-2015 гг.), с учётом осуществления мероприятий по модернизации завода, может составить около 7,0 млн.т/год. Заявленный «Сургутнефтегазом» прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Киришинефтеоргсинтеза на 2010-2015 годы (с учётом всех выше описанных мероприятий по модернизации и совершенствованию производства, а так же ориентации в сбытовой политике) в 10,7 млн.т/год имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез».

Завод введён в эксплуатацию в 1958 году. Установленная мощность по первичной переработке нефтяного сырья - 12,0 млн.т/год.

В настоящее время «Пермнефтеоргсинтез» находится в самом выгодном положении по сравнению с другими НПЗ. Глубина переработки достигла 86,0 % (2002 г.).

В 2005 году произведено: автобензина - 1,6 млн.т; дизтоплива - 2,8 млн.т; авиакеросина - 0,5 млн.т; мазута - 2,2 млн.т.

На «Пермнефтеоргсинтезе» постоянно проводится модернизация производства.

Построена и введена в эксплуатацию установка вакуумной перегонки мазута, проведена реконструкция установок АВТ-1, 2, 4, установка замедленного коксования, установки каталитического крекинга КК-1.

В 2001 году на «Пермнефтеоргсинтезе» построен комплекс гидрокрекинга «Т--Стар». Установка гидроочистки дизельного топлива ЛГ-24-7 дооборудована блоком гидрирования, загружены современные катализаторы гидроочистки и гидрирования.

Проведённая реконструкция позволила наладить производство моторных топлив, отвечающих повышенным экологическим требовниям: предприятие перешло на выпуск только неэтилированных бензинов, начат выпуск дизельного топлива с содержанием серы 0,035 %. Увеличен выпуск дизельного арктического топлива.

В программу модернизации производства на ближайшие годы входит:

окончание строительства комплекса лёгкого гидрокрекинга «Т-Стар» мощностью по сырью - 3,4 млн.т/год, что позволит увеличить выпуск автомобильных бензинов на 0,2 млн.т/год, дизельного топлива -- на 0,6 млн.т/год;

реконструкция установки каталитического риформинга Л-35-6 с увеличением мощности до 450 тыс.т/год;

реконструкция каталитического крекинга КК-2;

строительство установки ДИПЭ мощностью 80 тыс.т/год;

строительство установки алкилирования мощность 230 тыс.т/год.

В результате реконструкции глубина переработки возрастёт до 94 %, выпуск бензинов увеличится на 60 % и составит 3,0 млн.т/год. Завод сможет выпускать топлива, соответствующие требованиям EURO-4.

Для «Пермнефтеоргсинтеза» экспортными товарами являются дизтопливо и мазут, на долю которых в 2001 году пришлось 41 % и 38 %, соответственно. В меньших количествах экспортировали автомобильный бензин.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. составлял от 4,7 до 5,4 млн.т/год (таблица 2-6).

Сводный рейтинг «Пермнефтеоргсинтеза» среди всех НПЗ России высокий - 3 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в 2010-2015 гг., с учётом выполнения мероприятий по модернизации завода, может составить около 5,7 млн.т/год. Заявленный «ЛУКОЙЛом» на тот же период прогноз объёма производства «Пермнефтеоргсинтезом» светлых нефтепродуктов в 7,1 млн.т/год имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе -- для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез».

В октябре 2001 г. ОАО «НОРСИ-ОЙЛ» вошёл в состав НК «ЛУКОЙЛ» и был переименован в ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез».

Завод введён в эксплуатацию в 1958 году. Установленная мощность по первичной переработке нефти - 15,0 млн.т/год. Глубина переработки - 61,2 % (2003 г.).

В 2001 г. мощности НПЗ были загружены на 44,7 %, в 2004 г. - на 71,2 %.

В 2005 году произведено: автобензина -- 1,3 млн.т; дизтоплива -- 3,1 млн.т; авиакеросина - 0,4 млн.т; мазута - 4,6 млн.т.

В 2001 году завод завершил модернизацию установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора мощностью 1,0 млн.т/год. Ввод в эксплуатацию модернизированной установки каталитического риформинга позволит предприятию увеличить производство высокооктановых автомобильных бензинов марок АИ-92 и АИ-95 до 600 тыс.т/год, а также наладить на установках гидроочистки выпуск малосернистого дизельного топлива с содержанием серы менее 0,035 %. На предприятии работают ещё пять установок каталитического риформинга, однако, эта установка является самой мощной.

Модернизация установки - первый шаг в реализации программы реконструкции «Нижегороднефтеоргсинтеза», принятой в начале 2002 г. после вхождения предприятия в состав НК «ЛУКОЙЛ». Реконструкция на заводе идёт с 2001 г., в том числе - с целью доведения качества выпускаемой продукции до европейских стандартов.

В настоящее время «ЛУКОЙЛом» разрабатывается комплексная программа модернизации «Нижегороднефтеоргсинтеза» на период до 2010 г. (приобретая «НОРСИ-ОЙЛ», «ЛУКОЙЛ» обязался вложить значительные инвестиции в его модернизацию). Предусмотрены модернизация и реконструкция действующих мощностей, увеличение мощностей товарно-сырьевой базы по хранению нефти и нефтепродуктов, увеличение производства топлива, масел и присадок, ввод в эксплуатацию комплекса глубокой переработки мазута.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2002 г. составлял от 1,6 до 4,8 млн.т/год (таблица 2-6). Причём, после минимального в 2000 г. объёма -1,6 млн.т/год, последующие два года прошли со значительным приростом объёма производства (в среднем, более чем на 1,4 млн.т ежегодно).

Сводный рейтинг «Нижегороднефтеоргсинтеза» среди всех НПЗ России -- 10 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010--2015 гг. может составить около 5,2 млн.т/год. Заявленный «ЛУКОЙЛом» на тот же период прогноз объёма производства «Нижегороднефтеоргсинтезом» светлых нефтепродуктов в 6,1 млн.т/год имеет, как представляется, пока среднюю степень вероятности, поскольку кроме продекларированных компанией планов модернизации завода до 2010 года, на настоящий момент нет конкретных мероприятий, подтверждающих этот объём. Тем не менее, приняв во внимание проводимую на предприятии реконструкцию и фактические темпы роста производства за последние три года возможно принять 5,5 млн.т/год за базовое значение при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Рязанский НПЗ» («Тюменская нефтяная компания»).

Завод введён в эксплуатацию в 1960 году. Установленная мощность по первичной переработке нефти- 18,0 млн.т/год. Глубина переработки - 59,2 % (2003 г.).

В 20055 году произведено: автобензина -- 2,2 млн.т; дизтоплива -- 2,9 млн.т; авиакеросина - 0,7 млн.т; мазута - 3,6 млн.т.

По итогам 2001 года Рязанский НПЗ вошёл в тройку крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России по объёму нефтепереработки. В настоящее время завод ежемесячно перерабатывает около миллиона тонн нефти. Среднегодовой коэффициент загрузки мощностей вырос до 68--70 %. Рост объёма переработки был обеспечен за счёт ввода в эксплуатацию ряда ранее законсервированных мощностей.

С 2001 года, без остановки основного производства, на заводе реализуется масштабная программа реконструкции и модернизации с привлечением кредитов под гарантии «Эксимбанка» США на сумму 217 млн.USD. Программа состоит из нескольких последовательных этапов (включая реконструкцию установки каталитического крекинга, строительство комплекса гидроочистки вакуумного газойля) и рассчитана до 2006 г.

В конце февраля 2000 года была введена в действие установка изомеризации лёгких бензиновых фракций, позволяющая существенно улучшить октановую базу и пусковые свойства бензинов. В начале 2000 года был освоен выпуск дизельного топлива, соответствующего европейскому стандарту качества EN 590.

Реконструкция установки каталитического крекинга (1А-1М), проведённая в 2001 году, -- это наиболее важная часть всей программы модернизации завода. Установка была введена в строй ещё в 1967 году, проектной мощностью 750 тыс.т/год. За счёт частичной модернизации и перехода на современные катализаторы, мощность установки была доведена до 940 тыс.т/год, с одновременным увеличением отбора бензина. Одновременно с эксплуатацией установки каталитического крекинга начались работы по его реконструкции для увеличения производительности и отбора целевых продуктов.

В ноябре 2001 г. была введена в эксплуатацию новая установка каталитического крекинга мощностью 2,5 млн.т/год. Процесс крекинга теперь будет вестись по прогрессивной технологии, разработанной компанией «TEXACO». Процесс такого класса впервые вводится на территории СНГ и обеспечит Рязанскому НПЗ выход на уровень передовых европейских заводов. Использование установки, согласно планам компании, позволит увеличить глубину переработки нефти до 75 %. На установке каталитического крекинга работает новая распределительная система управления технологическим процессом.

Предполагается в 2008 г. увеличить объём переработки нефти до 14,0 млн.т/год. Основные мероприятия по реконструкции завода планируется завершить в 2009 году с вводом в эксплуатацию комплекса гидроочистки вакуумного газойля. В результате реконструкции ожидается увеличение выхода светлых нефтепродуктов до 66 %, а глубины переработки нефти -- до 82 %.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. составлял от 3,6 до 5,8 млн.т/год (таблица 2-6). Причём, начиная с 2001 года объём производства моторных топлив не опускался ниже 5,0 млн.т/год.

Сводный рейтинг Рязанского НПЗ среди всех НПЗ России - 13 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010--2015 гг., с учётом выполнения мероприятий по программе реконструкции и модернизации завода, может составить около 6,0 млн.т/год. Заявленный «ТНК» на тот же период прогноз объёма производства Рязанским НПЗ светлых нефтепродуктов в 6,9 млн.т/год имеет высокую степень вероятности (учитывая сказанное выше, можно сделать вывод о том, что объёмы производства могут быть и выше -- до 7,8 млн.т/год) и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «ЦТК-Московский НПЗ».

Московский НПЗ построен в 1938 г. Установленная мощность - 12,1 млн.т/год. Глубина переработки нефти - 62,9 % (2003 г.).

В 2006 году произведено: автобензина -- 2,0 млн.т; дизтоплива -- 2,6 млн.т; авиакеросина - 0,5 млн.т; мазута- 2,8 млн.т.

В 70-е годы осуществлена коренная реконструкция завода, введены новые технологии и оборудование, позволяющие углубить переработку нефти и повысить качество моторных топлив. В 1983 году была пущена установка каталитического крекинга Г--43-107 мощностью 2,0 млн.т/год.

В 2002 году на Московском НПЗ намечен пуск установки изомеризации бензина, а на базе ОАО «Коримое» - производство высокооктановой добавки ТАМЭ.

С 1996 года контрольный пакет акций Московского НПЗ (51 % голосующих) принадлежит «Центральной топливной компании», которой владеет правительство Москвы. В 2001 году основные фонды «ЦТК», включая Московский НПЗ, переданы, в уплату доли московского правительства в уставном фонде «Московской нефтяной компании», которую власти создали на паритетных началах с британской «Sibir Energy».

В конце 2001 г. «Sibir Energy» и НК «Сибнефть» создали совместное нефтедобывающее предприятие, затем «Сибнефть» выкупила у «ЛУКОЙЛа» крупный пакет акций Московского НПЗ. В результате, НК «Сибнефть» стала главным претендентом на роль инвестора и оператора московских нефтяных активов.

В апреле 2002 г. на нефтяном рынке Московского региона начали активную деятельность НК «Татнефть» и её стратегический инвестор холдинг «Корус». В прессе сообщалось о предполагаемой продаже «Sibir Energy» «Татнефти». Альянс в составе компаний «Татнефть» и трейдинговой компании «Корус» собирался приобрести 33,33 % компании «Sibir Energy». Однако, в конце июля 2002 г. поступило сообщение о том, что договоренность будет расторгнута. По сообщению СМИ московскому правительству и «Sibir Energy» не по душе отдавать управление над заводом в руки «Татнефти».

В июне 2002 г. избран новый совет директоров Московского НПЗ, куда вошли по четыре представителя «Московской НК» и НК «Сибнефть», один представитель НК «Татнефть».

Уставный капитал ОАО Московский НПЗ составляет 78,833 млн.руб. Основные акционеры Московского НПЗ: ОАО «ЦТК» - 38,0 % акций; НК «Сибнефть» - 36,0 %; ООО«Тардес»- 8,18%.

В 2002 году поставки сырья на Московский НПЗ осуществляли: НК «Сибирь» - 43 %; компания «БрокТрейдОйл» - 33 %; «МНК» - 24 %.

На 2008 год были запланированы следующие объёмы вторичных процессов:

каталитический риформинг -- 976,3 тыс.т/год;

каталитический крекинг -- 1571,3 тыс.т/год;

гидроочистка дизтоплива -- 2253,3 тыс.т/год;

гидроочистка керосина - 340,9 тыс.т/год.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2004 г. составлял от 3,6 до 4,9 млн.т/год (таблица 2-6). Причём, после минимального в 2000 г. объёма -- 3,6 млн.т/год, последующие два года прошли со значительным приростом объёмов производства (за два года прирост составил 1,3 млн.т).

Сводный рейтинг Московского НПЗ среди всех НПЗ России очень высокий - 2 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска моторных топлив в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг., с учётом проведения необходимых мероприятий по модернизации завода, может составить около 5,2 млн.т/год. Заявленный «ЦТК» на тот же период прогноз объёма производства Московским НПЗ светлых нефтепродуктов в 4,4 млн.т/год представляется заниженным. Учитывая что после альянса НК «ЮКОС» и НК «Сибнефть» поставки нефти на завод может осуществлять и НК «ЮКОС», можно сделать вывод о том, что объёмы производства светлых нефтепродуктов могут быть не ниже 5,0 млн.т/год (существующий уровень). Вероятность такого сценария высока и, следовательно, данный объём может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе -- для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Татнефть-Нижнекамский НПЗ».

Установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ мощностью 7,0 млн.т/год была введена в эксплуатацию в 1979 году с целью обеспечения прямогонным бензином «Нижнекамскнефтехима». С 2001 года АВТ принадлежит компании «Татнефть», которая осуществляет на её базе строительство самостоятельного Нижнекамского НПЗ.

В конце 2002 года была пущена первая очередь Нижнекамского НПЗ. Пуск первой очереди установок позволил начать выпуск современного дизтоплива, авиа керосина. Бензин же будет получен после строительства «с чистого листа» базового комплекса глубокой переработки. В 2001 году началось проектирование и строительство комплекса глубокой переработки нефти. Предстоит наладить производство всего спектра бензинов объёмом в 1,0 млн.т/год. О сроках завершения проекта ни на НПЗ, ни в Татарии предпочитают не говорить. Татария сама будет потреблять 500 тыс.т и остальные 500 тыс.т реализовывать за пределами региона.

В 2006 году первичная переработка нефти составила 6,1 млн.т. Было произведено: дизельного топлива- 1265,9 тыс.т; мазута- 2629,8 тыс.т.

В перспективе глубину переработки нефти предполагается довести до 84 %. Нижнекамский НПЗ будет четвёртым заводом в мире, ориентированным только на переработку «тяжёлой» сернистой нефти. Если глубина переработки будет 84 %, то выход светлых нефтепродуктов возможен в объёме 4,3 млн.т (при 5,2-5,6 млн.т первичной переработки нефти в год (2003-2002 гг.)). В этом случае, заявленный компанией объём производства светлых нефтепродуктов -- 3,7 млн.т/год будет реален.

По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в 2010-2015 гг., с учётом выполнения необходимых мероприятий по развитию производства, может составить около 1,2 млн.т/год (что представляется заниженным). Заявленный «Татнефтью» прогноз объёма производства Нижнекамским НПЗ светлых нефтепродуктов в 3,7 млн.т/год имеет, на настоящий момент, среднюю степень вероятности, поскольку представители компании о сроках завершения проекта развития всего комплекса производств светлых нефтепродуктов предпочитают не говорить. Поскольку уже сейчас заводом производится около 1,5 млн.т светлых нефтепродуктов в год, то данный объём может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе -- для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Сибнефть-Омский НПЗ».

Омский НПЗ -- потенциально самый крупный нефтеперерабатывающий завод России. Максимальный объём нефти, который был переработан на Омском НПЗ, составил 29,0 млн.т/год.

Эксплуатация завода началась в 1955 году. Установленная мощность по первичной переработке нефти -- 19,5 млн.т/год. Глубина переработки нефти в настоящее время доведена до 83,2 % (один из лучших показателей в России).

В 2006 году Омский НПЗ произвел: автомобильных бензинов - 3,1 млн. т, дизельных топлив - 4,6 млн. т, авиа керосина - 0,6 млн. т, мазута - 2,2 млн. т. «Сибнефть» -единственная в России компания, производящая бензина больше, чем мазута.

Завод сильно преобразился с пуском установки каталитического риформинга (мощностью 1,0 млн. т/год), гидроочистки дизельного топлива Л-24--9 (мощностью 2,0 млн. т/год) и реконструкции установок замедленного коксования и каталитического крекинга 43-103 (модернизация установки 43-103 и реконструкция установки каталитического риформинга Л--35/12-1000 закончены в 2001 году).

В 2001 г. завершено строительство и введён в эксплуатацию комплекс сернокислотного алкилирования 25/12 проектной мощностью 300 тыс. т/год компонента высокооктанового бензина с улучшенными экологическими свойствами.

«Сибнефть» запланировано завершить реконструкцию ещё одной установки каталитического риформинга (монтажные работы ведут специалисты итальянской фирмы «Eurotecnica»), что позволит производить высокооктановые бензины европейского качества.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. составлял от 7,7 до 8,6 млн. т/год (таблица 2-6). Причём, после минимального за этот период объёма 7,7 млн. т/год (в 2001 г.), последующие три года прошли с приростом объёмов производства (в среднем, на 205 тыс. т ежегодно).

В 2008 году планируется довести объём переработки нефти до 14,7 млн. т/год.

Сводный рейтинг Омского НПЗ среди всех НПЗ РФ один из самых высоких - 5 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг. может составить около 8,7 млн. т/год. Учитывая стратегические планы НК «Сибнефть» о галопирующем росте добычи нефти и переработки, можно сделать вывод о том, что заявленный «Сибнефтью» на тот же период прогноз объёма производства Омским НПЗ светлых нефтепродуктов в 9,8 млн. т/год имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Уфимский НПЗ» (ОАО «Башнефтехим»).

Уфимский НПЗ сдан в эксплуатацию в 1938 г. Является старейшим из уфимских нефтеперерабатывающих заводов.

Мощность по первичной переработке нефти - 9,4 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 73,1 % (2003 г.).

В 2006 году Уфимский НПЗ произвел: автомобильных бензинов - 1,6 млн. т, дизельных топлив -- 3,1 млн. т, мазута -- 1,6 млн. т.

В 1995 году на заводе завершена широкомасштабная программа реконструкции, длившаяся семь лет. Реконструкция включила в себя строительство 52 крупных и около 100 мелких объектов. Центральным объектом программы стал комплекс каталитического крекинга Г-43-107М/1 мощностью по переработке вакуумного газойля 2,0 млн. т/год. Газойль для комплекса получают непосредственно на заводе и частично закупают на других НПЗ. Разработчики проекта комплекса -- Французский институт нефти (IFP) и его проектное отделение -- фирма «Technip».

В единой технологической цепочке с новым комплексом находятся комбинированная установка по висбрекингу гудрона и вторичной разгонке бензина. На установке риформинга Л-35-5 совместно с французской фирмой «Manuar» заменён змеевик первой печи, отечественные катализаторы заменены на катализаторы риформинга R-56 и очистки S-12 фирмы «UOP» (США), позволяющие производить неэтилированный бензин. Была произведена реконструкция вакуумного блока установки АВТ-6 и выполнены крупные работы по модернизации действующего производства висбрекинга.

В целом, в результате завершения этой программы, технологическое оборудование завода обновлено на 60 %, и завод стал самым современным в Башкортостане.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. составлял от 2,8 (2000 г.) до 4,8 (2003 г.) млн. т/год (таблица 2-6).

Сводный рейтинг Уфимского НПЗ среди всех НПЗ России самый высокий - 1 («ИнфоТЭК--Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг. может составить около 4,8 млн. т/год. Заявленный «Башнефтехимом» прогноз объёма производства Уфимским НПЗ светлых нефтепродуктов на 2010-2015 гг. почти аналогичен - 4,9 млн. т/год. С учётом проведённых на заводе мероприятий по модернизации и совершенствованию производства, заявленный объём имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Ново--Уфимский НПЗ» (ОАО «Башнефтехим»). Ново-Уфимский НПЗ («НОВОЙЛ») введён в эксплуатацию в 1950 г. Установленная мощность по первичной переработке нефти - 13,1 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 88,0 % (2003 г.).

В составе завода 13 установок первичной переработки нефти; комбинированная установка на импортном оборудовании «Жекса» по каталитическому риформингу бензина с гидроочисткой; установки сернокислотного алкилирования, каталитического риформинга, термокрекинга. Три установки каталитического крекинга 43-102 списаны с 2000 года.

В 2006 году Ново-Уфимский НПЗ произвел: автобензинов - 1,3 млн. т, дизельных топлив - 1,9 млн. т, авиакеросина - 0,03 млн. т; мазута - 1,5 млн. т.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2002 г. составлял от 2,4 (2003 г.) до 4,2 (2003 г.) млн. т/год (таблица 2-6).

Сводный рейтинг Ново-Уфимского НПЗ среди всех НПЗ России - 10 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010--2015 гг. может составить около 3,8 млн. т/год. Такой же прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Ново-Уфимским НПЗ на 2010-2015 гг. заявлен «Башнефтехимом». С учётом того, что в настоящее время завод может произвести более 4,0 млн. т/год светлых нефтепродуктов заявленный объём весьма вероятен и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам). ОАО «Уфанефтехим» (ОАО «Башнефтехим»). Завод введён в эксплуатацию в 1957 г.

Установленная мощность - 9,5 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 84,2 % (2003 г.).

В схеме завода функционируют практически все существующие процессы отечественной нефтепереработки. За время эксплуатации объекты технологических производств и общезаводского хозяйства подвергались значительным реконструкциям и модернизации. Работы по технологическому перевооружению и обновлению оборудования проводятся постоянно. В части модернизации действующих технологических установок и объектов общезаводского значения, не требующих больших капитальных вложений, работы выполняются за счёт собственных средств завода.

За последние годы выполнены следующие мероприятия:

· на четырёх установках первичной переработки (АВТ) произведена замена устаревших контактных устройств вакуумных колонн на высокоэффективные насадки фирмы «Глитч»;

· реконструирован комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля с увеличением мощности до 1,0 млн. т/год; в составе комплекса гидрокрекинга введена в эксплуатацию установка регенерации катализаторов гидроочистки и гидрокрекинга;

· модернизирована установка висбрекинга с наращиванием мощности от 0,8 до 1,2 млн. т/год; планируется довести её мощность до 2,0 млн. т/год. 2007 году на «Уфанефтехиме» произведено: автобензинов - 1,5 млн. т, дизельных топлив - 2,2 млн. т, мазута - 1,6 млн. т.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2002 г. составлял от 2,3 (2003 г.) до 3,7 (2005 г.) млн. т/год (таблица 2-6). Причём, после минимального за этот период объёма - 2,3 млн. т/год (2003 г.), последующие три года прошли с приростом объёмов производства (в среднем, на 412 тыс. т ежегодно).

Сводный рейтинг «Уфанефтехим» среди всех НПЗ России - 12 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в 2010-2015 гг. может составить около 3,8 млн. т/год. Такой же прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов заводом на 2010-2015 годы заявлен «Башнефтехимом». С учётом того, что в настоящее время завод может произвести аналогичный объём светлых нефтепродуктов, а так же с учётом того, что работы по перевооружению и обновлению технологических процессов проводятся постоянно, заявленный компанией объём имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Салаватнефтеоргсинтез».

Завод был введён в эксплуатацию в 1955 г.

Установленная мощность -11,7 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 61,9 % (2003 г.).

До начала 2000 года контрольный пакет акций ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» принадлежал правительству Башкортостана и находился в доверительном управлении компании «Башнефть». В феврале 2000 г. правительство Башкортостана передало ОАО «Газпром» в доверительное управление контрольный пакет акций «Салаватнефтеоргсинтез» в счёт погашения долгов за поставленный конденсат. Однако, в середине ноября 2001 года ОАО «Газпром» передал в доверительное управление компании «Сибур» контрольный пакет акций (53,92 %) ОАО «Салаватнефтеоргсинтез».

В настоящее время, в связи с неопределённостью положения «Сибура» и введением внешнего управления в «Сибуре», контрольный пакет акций ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» вновь находится в доверительном управлении ОАО «Газпром».

2007 году на «Салаватнефтеоргсинтезе» произведено: автомобильных бензинов -1,3 млн. т, дизельных топлив - 2,1 млн. т, мазута - 1,5 млн. т.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. составлял от 2,5 до 3,4 млн. т/год (таблица 2-6). Причём, начиная с 2001 года, объём производства не снижается ниже 2,7 млн. т/год.

Сводный рейтинг «Салаватнефтеоргсинтеза» среди всех НПЗ России - 12 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010--2015 гг. может составить около 3,0 млн.т/год. Заявленный прогноз объёма производства самим «Салаватнефтеоргсинтезом» -- 1,7 млн. т/год. Очевидно, это вызвано тем, что говорить о перспективном развитии предприятия при постоянной смене владельцев завода не приходится. Поэтому, снижение объёма производства светлых нефтепродуктов возможно. Кроме того, на заводе развито нефтехимическое производство и, возможно, его развитие в перспективе является для завода более привлекательным. Таким образом, заявленный «Салаватнефтеоргсинтезом» объём производства светлых нефтепродуктов имеет среднюю степень вероятности, принимается в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Куйбышевский НПЗ» (НК «ЮКОС»).

Введён в эксплуатацию в 1945 г.

Установленная мощность по первичной переработке нефти - 7,0 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 60,6 % (2003 г.).

В 2006 году на Куйбышевском НПЗ произведено: автобензинов - 1,0 млн. т, дизельных топлив -- 1,8 млн. т, мазута -- 2,0 млн. т.

Завод обладает самыми высокими среди самарских НПЗ мощностями по каталитическому крекингу и риформингу.

В 1995 году работа установки каталитического крекинга 43-102/№ 2 была переведена с отечественного катализатора ЦЕОКАР на более эффективный импортный катализатор ЭМКАТ фирмы «Энгельхард» (США). На такой же катализатор в 1997 году была переведена установка 43-102/№ 3. Расход импортного катализатора в два раза меньше отечественного при одновременном увеличении отбора суммы светлых нефтепродуктов от сырья на 1,5-2,0 % и повышении октанового числа получаемого бензина на два пункта.

В том же 1995 году осуществлена реконструкция вакуумного блока на установке АВТ--4 с монтажом в вакуумной колонне К-5 насадки Зульцер. Данное мероприятие позволило увеличить на 4--5 % отбор вакуумного газойля -- сырья для установок каталитического крекинга.

Ключевым событием для завода явилось строительство и ввод в эксплуатацию в 1997 году нового комплекса ЭЛОУ-АВТ-3, 5 (АВТ-5). Пуск этого комплекса позволил вывести из эксплуатации девять морально и физически устаревших установок ЭЛОУ--2, 4, 5, АВТ-1, 2, 3, 22/4, ГКУ, изношенность фондов которых составляла 95-97 %.

В 2001 г. на заводе выполнен ряд работ по реконструкции существующих мощностей. На катализатор R-56 переведена работа установок Л-35/11--1000 и Л-35/11--300 № 2. В этот же период проводились работы по перепрофилированию установки Л--35/11--300 № 1 на процесс изоселектоформинга с целью получения не ароматизированного высокооктанового компонента автомобильного бензина.

В ближайшие годы предусматривается реконструкция установок каталитического крекинга 43-103 № 1, 2, 3; перевод установок гидроочистки на процесс лёгкого гидрокрекинга.

Проводимая на Куйбышевском НПЗ модернизация излишних мощностей по гидроочистке на процесс лёгкого гидрокрекинга позволяет выпускать экологически чистое дизтопливо с содержанием серы 0,03 %, соответствующее европейскому стандарту качества.

В 2001 году на заводе организовано производство авиационного керосина ТС-1. Построена система очистки авиакеросина от меркаптановой серы с применением катализаторов. Проведена наладка установки первичной переработки нефти для получения необходимой для авиационного керосина фракции.

Крупнейшим перспективным проектом является строительство установки каталитического крекинга по технологии FCC, что позволит резко увеличить производство высокооктановых бензинов. Проект разрабатывается по технологии и при содействии фирмы «UOP» (США). После того, как установка будет введена в эксплуатацию, в 2006 году доля высокооктановых марок в объёме производства автомобильных бензинов возрастёт до 35-50 %.

В июне 2001 г. на Куйбышевском НПЗ была введена в эксплуатацию установка по первичной переработке нефти мощностью 6,0 млн. т/год. Пуск такой установки позволил заменить пять технически устаревших установок по первичной переработке нефти, построенных ещё в 1953-1967 гг.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2002 г. стабильно находился в диапазоне от 2,8 до 3,2 млн. т/год (таблица 2-6).

Сводный рейтинг Куйбышевского НПЗ среди всех НПЗ России - 9 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг. может составить около 3,7 млн. т/год (с учётом проводимых мероприятий по модернизации и реконструкции завода). Заявленный «ЮКОСом» прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Куйбышевским заводом примерно на 0,5 млн. т меньше - 3,2 млн. т/год (существующий уровень). Очевидно, это объясняется тем, что при стабильном на протяжении ряда лет объёме первичной переработки нефти (5,2-5,8 млн. т/год) упор в перспективе будет делаться на производство более качественных нефтепродуктов (высооктановых автобензинов, низкосернистых и экологически чистых дизтоплив) при сохранении суммарных объёмов выпуска. Таким образом, заявленный компанией объём производства светлых нефтепродуктов имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе -- для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Новокуйбышевский НПЗ» (НК «ЮКОС»).

Введён в эксплуатацию в 1951 г.

Установленная мощность по первичной переработке нефти - 9,5 млн. т/год. Глубина переработки нефти -- 57,7 % (2003 г.).

В 2006 году на Новокуйбышевском НПЗ произведено: автобензинов - 0,8 млн. т, дизельных топлив - 2,0 млн. т, авиакеросина - 0,4 млн. т, мазута - 2,0 млн. т.

Завод отличается большой мощностью процессов первичной переработки нефти, технологически связан с Куйбышевским НПЗ.

В 2000--2000 гг. на заводе была осуществлена модернизация установок каталитического риформинга. На двух установках выполнена замена теплообменников на аппаратуру фирмы «Пакинокс» и начался перевод процесса риформинга на распределительную систему управления. В 2000 году была осуществлена замена отечественного катализатора КР--110 на катализатор R-56 фирмы «UOP».

В 2006 году планируется ввод в эксплуатацию новой установки лёгкого гидрокрекинга мощностью 700,0 тыс. т/год, что даст возможность увеличить выпуск экологически чистого дизтоплива на НПЗ до 6 % от общего объёма производства дизтоплива.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. находился в диапазоне от 3,1 до 4,3 млн. т/год (таблица 2-6). Причём, за последние три года (2000-2002 гг.), объём производства моторных топлив постоянно снижался (с 3,7 до 3,1 млн. т/год).

Сводный рейтинг Новокуйбышевского НПЗ среди всех НПЗ России - 14 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг. может составить около 3,6 млн. т/год (с учётом мероприятий по модернизации и реконструкции завода). Заявленный «ЮКОСом» прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Новокуйбышевским НПЗ несколько меньше - 3,2 млн. т/год (существующий уровень). Как и на Куйбышевском НПЗ, в долгосрочной перспективе на Новокуйбышевском НПЗ акцент будет делаться на производстве более качественных высооктановых автобензинов, низкосернистых и экологически чистых дизтоплив (при сохранении суммарных объёмов выпуска и наметившейся тенденции снижения объёмов первичной переработки нефти с 9,4 млн. т в 2000 году до 6,9 млн. т в 2002 году). Таким образом, можно отметить, что заявленный компанией объём производства светлых нефтепродуктов имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Сызранский НПЗ» (НК «ЮКОС»).

Ведён в эксплуатацию в 1942 г.

Установленная мощность по первичной переработке нефти - 10,6 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 71,1 % (2003 г.).

2007 году на Сызранском НПЗ произведено: автобензинов - 0,8 млн. т, дизельных топлив - 1,1 млн. т, авиакеросина - 0,2 млн. т, мазута - 1,2 млн. т.

Около 50 % высокооктановых бензинов самарских заводов производится на Сызранском НПЗ, так как завод располагает более гибкой схемой технологических процессов по риформированию. Увеличение производства бензинов марок АИ-92, АИ-95 и начало выпуска бензина Супер-98 (по 300-500 т в месяц) было осуществлено за счёт замены катализаторов на установке каталитического риформинга. Завод планирует улучшить качество выпускаемых бензинов в 2001--2005 гг. за счёт перевода установки каталитического риформинга Л-35/5 на процесс изомеризации.

В 2001 году Сызранский НПЗ ввёл в строй реконструированную установку под процесс лёгкого гидрокрекинга - Л-24/8. Проведённая реконструкция установки позволяет выпускать экологически чистое дизтопливо с содержанием серы 0,03 %, соответствующее европейскому стандарту качества.

В 2006 году Сызранский НПЗ работал вполсилы, в связи с проводимой реконструкцией. Он перепрофилируется на преимущественный выпуск высокооктановых бензинов.

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) за период с 2000 г. по 2005 г. находился в диапазоне от 1,9 до 2,4 млн. т/год (таблица 2-6). Причём, за последние три года (2000-2002 гг.), объём производства моторных топлив постоянно, с небольшим приростом, увеличивался (с 1,9 до 2,1 млн. т/год).

Сводный рейтинг Сызранского НПЗ среди всех НПЗ России - 14 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в 2010-2015 гг. может составить около 2,4 млн. т/год (с учётом проводимой в настоящее время реконструкции завода). Заявленный «ЮКОСом» прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Сызранским НПЗ -- на существующем уровне -- 2,2 млн. т/год. Как уже было сказано выше реконструкция завода направлена на его перепрофилирование под выпуск высокооктановых бензинов (при сохранении суммарных объёмов выпуска и наметившейся тенденции снижения объёмов первичной переработки нефти с 5,6 млн. т в 2000 году до 4,6 млн. т в 2002 году). Таким образом, можно отметить, что заявленный компанией объём производства светлых нефтепродуктов Сызранским НПЗ имеет высокую степень вероятности и может быть принят в качестве базового значения при прогнозировании объёмов производства по видам нефтепродуктов и распределении их на внутренний рынок и экспорт (в том числе - для сдачи на нефтепродуктопроводный транспорт для транспортировки к экспортным морским перевалочным терминалам).

ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез».

«Ярославнефтеоргсинтез» введён в эксплуатацию в 1961 г.

Максимальная мощность по первичной переработке нефти - 14,0 млн. т/год. Глубина переработки нефти - 61,2 % (2003 г.).

В 2006 году на «Ярославнефтеоргсинтезе» произведено: автомобильных бензинов -1,9 млн. т, дизтоплив - 3,2 млн. т, авиакеросина - 0,5 млн. т, мазута- 4,2 млн. т.

По составу технологических установок завод является одним из самых старых. Износ технологических установок от 40 до 99 %. Мощности используются на 82 %.

В 2000 г. завершена полная реконструкция установки каталитического крекинга.

В начале октября 2000 г. началось крупнотоннажное производство авиационного турбинного керосина (АТК). Это высококачественное топливо, используемое для самолётов любого класса, как военного, так и гражданского профиля. АТК - основной компонент топлива «Джет А-1», которое используется за рубежом для заправки авиационных реактивных двигателей. Планируется довести объёмы производства до 10 тыс. т в месяц. Весь объём топлива будет реализовываться за рубежом.

В декабре 2000 года завершены масштабные работы по замене изношенного оборудования и модернизации реакторного блока установки каталитического риформинга Л-35/12-300.

Ведётся строительство комплексов глубокой переработки. Увеличение глубины переработки нефти связано с реконструкцией и проведением планового ремонта установки каталитического крекинга.

Общая стоимость программы реконструкции завода оценивается в 415,8 млн. USD. Для финансирования первого этапа реконструкции американский «Ex-ImBank» открыл «Славнефти» кредитную линию на 56,5 млн. USD. Финансирование второго этапа будет осуществляться по линии кредита японского «Ex-ImBank» на сумму 220,0 млн. USD. По расчетам специалистов «Славнефти», в течение срока возврата кредита (8-12 лет) ежегодный объём переработки нефти заводом должен составлять от 9 до 10 млн.т.

После окончания реконструкции глубина переработки нефти на НПЗ составит не менее 68,0 %. Производство высокооктановых бензинов увеличится на 1,3 млн.т, дизельного топлива с содержанием серы 0,05 % - на 1,0 млн.т и реактивного топлива - на 0,7 млн.т.

Инвестиционной программой развития предприятия, осуществляемой с участием ведущих зарубежных фирм, предусматривается техническое перевооружение установки каталитического крекинга, строительства комплекса каталитического риформинга и ряда других объектов. В рамках программы реконструкции завода до 2007 г. планируется завершить строительство комплекса гидрокрекинга мощностью 2,0 млн.т/год, построить новые установки висбкрекинга мощностью 1,5 млн.т/год и каталитического риформинга мощностью 0,6 млн.т/год.

Для реализации проекта планируется использовать как средства самого завода и компании «Славнефть», так и заёмные -- кредит Японского банка международного сотрудничества в размере 200,0 млн. USD.

Выполнение намеченных работ позволит достичь глубины переработки нефти до 73-74 % и обеспечить рынок малосернистым (до 0,05 %) бензином марок АИ-92, АИ-95 и АИ-98, а также наладить массовое производство дизельного топлива с содержанием серы 0,035 % и 0,05 %.

В декабре 2002 г. российско-белорусская компания «Славнефть» перешла под контроль «Сибнефти» и «ТНК». Госпакет акций «Славнефти» купили в складчину за 1,86 млрд-USD «Сибнефть» и «ТНК». Плюс к этому, накануне российского аукциона, «Сибнефть» приобрела у белорусского правительства за 207,5 млн-USD ещё 10,83 % акций «Славнефти».

До сих пор не ясно, как сложится дальнейшая судьба «Славнефти», активы которой поделят между собой «Сибнефть» и «ТНК».

Объём производства светлых нефтепродуктов (моторных топлив) «Ярославнефтеоргсинтезом» за период 2000-2005 гг. находился в диапазоне от 2,7 до 5,5 млн.т/год (таблица 2-6). Причём, начиная с 2003 года, ниже 4,7 млн.т/год объём производства не опускался.

Сводный рейтинг «Ярославнефтеоргсинтеза» среди всех НПЗ России достаточно высокий - 7 («ИнфоТЭК-Консалтинг», 2002 г.). По обобщённым оценкам из независимых источников, объём выпуска светлых нефтепродуктов в долгосрочной перспективе 2010-2015 гг. может составить около 5,7 млн.т/год (без учёта мероприятий по модернизации и реконструкции завода). Заявленный «Славнефтью» прогноз объёма производства светлых нефтепродуктов Ярославским заводом - 6,0 млн.т/год. С учётом того, что активы

Основываясь на информации о мероприятиях, предполагаемых и осуществляемых нефтяными компаниями в рамках реконструкции и модернизации заводов, на прогнозных данных компаний и независимых источников о производстве нефтеперерабатывающими заводами моторных топлив на долгосрочную перспективу (2010--2015 годы), в таблицах 2-7 и 1 -8 приведена сводная прогнозная оценка объёмов производства светлых нефтепродуктов на НПЗ РФ.

Таблица 2-7. Прогнозная оценка объемов производства на НПЗ РФ

Нефтяная компания, НПЗ	Факт	Прогноз независимого источника	Прогноз нефтяной компании	Вероятность прогноза нефтяной компании	2010 г. Приня тое значен ие в качест ве базово го, млн. т/г од
	2005 г.	2010 г.	2010	2015
	Объем переработки нефти, млн.т/год	Производство светлых нефте-продук-тов-всего, тыс.т/год	Объем переработки нефти, млн.т/г од	Производство светлых нефте-про-дуктов-всего, млн.т/г од	Произв од-ство светлых нефтеп ро-дуктов-всего,с учетом модерн изации	Произв одство светлых нефтепродуктов всего, млн.т/г од	Произв одство светлых нефтепродуктов всего, млн.т/г од
1. «ЛУКОЙЛ»
-Волгограднефтепереработка	7,6	3498,2	8,9	4,3	-	5,5	5,5	Высокая	5,5
-Пермнефтеоргсинтез	11,0	4941,3	11,6	5,2	5,7	7,1	7,1	Высокая	7,1
-Ухтанефтепереработка	3,6	1282,3	3,8	1,3	-	-	-	-	-
-Нижегороднефтеоргсинтез	11,7	4838,0	11,2	4,8	5,2	6,1	6,1	Средняя	5,5
Итого «ЛУКОЙЛ»	33,9	14559,8	35,5	15,6	-	-	-	-	-
2. «ЮКОС»
-Куйбышевский НПЗ	5,4	2891,7	6,1	3,4	3,7	3,2	-	-	-
-Новокуйбышевский НПЗ	6,8	3150,8	7,3	3,3	3,6	3,2	-	-	-
Итого Самарские НПЗ	12,2	6042,5	13,4	6,7	7,3	6,4	7,0	Высокая	6,4
-Сызранский НПЗ	4,9	2142,0	4,9	2,2	2,4	2,2	2,4	Высокая	2,2
-Ангарская НКХ	8,3	4120,9	5,4	3,0	-	-	-	-	-
-Ачинский НПЗ	5,0	2780,1	8,7	4,3	-	-		-	-
Итого «Юкос»	30,4	15085,5	32,4	16,2	-	-	-	-	-
3. «Сургутнефтегаз»
-Киришинефтеоргсинтез	15,2	6226,2	15,5	6,4	7,0	10,7	12,1	Высокая	10,7
4. «Тюменская НК»
-Рязанский НПЗ/Рязанская НПК	10,6	5765,4	10,7	5,5	6,0	6,9	6,9	Высокая	6,9
-Орскнефтеоргсинтез	3,6	1254,7	4,1	1,8	-	-	-	-
Итого «ТНК»	14,2	7020,1	14,8	7,3	-	-	-	-	-
5. «Славнефть»
-Ярославнефтеоргсинтез	11,5	5549,9	12,2	5,7	-	6,0	6,6	Высокая	6,0
-Ярославский НПЗ им. Менделеева	1,8	4,8	0,2	0,01	-	-	-	-
Итого «Славнефть»	13,3	5554,7	12,4	5,7	-		-	-	-
6. «СИДАНКО»
-КРЕКИНЦСаратовский НПЗ)	4,6	1720,7	4,9	1,9	-	2,5	3,4	-	-
7. «Башнефтехим»
-Уфимский НПЗ	7,4	4632,9	7,9	4,8	-	4,9	4,9		-
-Ново-Уфимский НПЗ	5,7	3165,0	5,7	3,8	-	3,8	3,8	-	-
-Уфанефтехим	6,0	3653,7	6,8	3,8	-	3,8	3,8	-	-
Итого «Башнефтехим»	19,1	11451,6	20,4	12,4	-	12,5	12,5	Высокая	12,5
8. «Салаватнефтеоргсинтез»	6,2	3376,4	6,1	3,0	-	1,7	1,7	Средняя	1,7
Всего Башкирские НПЗ	25,3	14828,0	26,5	15,4	-	14,2	14,2	-	14,2
9. «Татнефть»
-Нижнекамский НПЗ	6,0	1265,9	5,6	1,1	1,2	3,7	-	Средняя	2,5
10. «Сибнефть», «ЦТК» и др.
-Московский НПЗ	9,4	5142,4	9,6	5,2	-	4,4	-	Высокая	5,0
11. «Сибнефть»
-Омский НПЗ	13,8	8346,9	13,9	8,7	-	9,8	10,1	Высокая	9,8
12. «Роснефть»
-Туапсинский НПЗ	4,0	1582,4	4,2	1,6	-	-	-	-	-
-Комсомольский НПЗ	5,5	2058,4	4,6	1,3	-	-	-	-	-
Итого «Роснефть»	9,5	3640,8	8,8	2,9	-	-	-	-	-
13. Прочие НПЗ РФ	14,4	6797,4	14,5	6,2	-	-	-	-	-
ВСЕГО	190,0	90188,4	194,4	92,6	-	-	-	-	-

Таблица 2-8. Прогноз производства светлых нефтепродуктов на НПЗ РФ (2010-2015 гг.)

Наименование НПЗ	2006 г.	2007 г.	2010 г.	2015 г.
	Авто бен ЗИН	Диз-топ-ливо	Авиа керо син	Итого	Авто бен ЗИН	Диз-топ-ливо	Авиа керо син	Итого	Авто бен ЗИН	Диз-топ-ливо	Авиа керо син	Итого	Авто бен ЗИН	Диз-топ-ливо	Авиа керо син	Итого
Омский НПЗ	3,2	4,7	0,6	8,5	3,5	4,8	0,7	9,0	3,6	5,5	0,7	9,8	3,5	5,8	0,8	10,1
Уфимские НПЗ	4,8	7,3	0,1	12,2	5,0	7,4	0,1	12,5	5,0	7,4	0,1	12,5	5,0	7,4	0,1	12,5
Салаватнефтеоргсинтез	1,0	1,7	0,0	2,7	0,8	1,4	0,0	2,2	0,4	1,3	0,0	1,7	0,4	1,3	0,0	1,7
Пермнефтеоргсинтез	1,7	3,5	0,4	5,6	1,8	4,3	0,4	6,5	2,3	4,4	0,4	7,1	2,3	4,4	0,4	7,1
Самарские НПЗ	1,8	3,8	0,3	5,9	2,0	3,9	0,2	6Д	2,2	4,0	0,2	6,4	2,3	4,5	0,2	7,0
Сызранский НПЗ	0,8	1,1	0,2	2Д	0,9	1Д	0,1	2,1	0,9	1,2	0,1	2,2	0,9	1,4	0,1	2,4
Нижнекамский НПЗ	0,0	1,5	0,3	1,8	0,2	1,8	0,3	2,3	0,2	2,0	0,3	2,5	0,2	2,0	0,3	2,5
Нижегороднефтеоргсинтез	1,2	3,3	0,5	5,0	1,2	3,4	0,5	5,1	1,3	3,6	0,6	5,5	1,3	3,6	0,6	5,5
Рязанский НПЗ	2,1	3,2	0,7	6,0	2,2	3,5	0,8	6,5	2,2	3,8	0,9	6,9	2,2	3,8	0,9	6,9
Московский НПЗ	1,9	2,8	0,4	5,1	1,9	2,8	0,4	5,1	1,8	2,8	0,4	5,0	1,8	2,8	0,4	5,0
Киришинефтеоргсинтез	2,0	4,0	1,0	7,0	2,5	4,5	1,4	8,4	2,7	5,5	2,5	10,7	3,6	6,0	2,5	12,1
Ярославнефтеоргсинтез	1,9	3,4	0,4	5,7	2,0	3,4	0,4	5,8	2Д	3,5	0,4	6,0	2,3	3,9	0,4	6,6
Итого НПЗ подключаемые к НПП	22,4	40,3	4,9	67,6	24,0	42,3	5,3	71,6	24,7	45,0	6,6	76,3	25,8	46,9	6,7	79,4
Волгограднефтепереработка	1,0	2,5	0,7	4,2	1,3	2,9	0,7	4,9	1,3	3,2	1,0	5,5	1,3	3,2	1,0	5,5
КРЕКИНГ (Саратов)	0,7	1,0	0,0	1,7	0,9	1,5	0,0	2,4	1,1	1,8	0,0	2,9	1,3	2,1	0,0	3,4
Прочие НПЗ РФ	3,9	10,2	0,4	14,5	3,8	10,3	1,0	15,1	5,9	20,0	0,4	26,3	7,6	23,8	3,3	34,7
ВСЕГО	28,0	54,0	6,0	88,0	30,0	57,0	7,0	94,0	33,0	70,0	8,0	111,0	36,0	76,0	11,0	123,0

Таким образом, прогнозные оценки производства светлых нефтепродуктов по всем нефтеперерабатывающим предприятиям РФ составляют:

2010 г. - 90-94 млн. т/год (в том числе: автобензин - 30,0 млн. т/год; дизтопливо - 57,0 млн. т/год; авиакеросин - 7,0 млн. т/год); 2010 г. -- 108--111 млн. т/год (в том числе: автобензин -- 33,0 млн. т/год; дизтопливо - 70,0 млн. т/год; авиакеросин - 8,0 млн. т/год);

2015 г. - 120-123 млн. т/год (в том числе: автобензин - 36,0 млн. т/год; дизтопливо - 76,0 млн. т/год; авиакеросин -- 11,0 млн. т/год).

Прогнозные значения по нефтеперерабатывающим предприятиям РФ, подключенным (в том числе предполагаемым к подключению) к сети нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт»:

2010 г. - 71,6 млн. т/год (в том числе: автобензин - 24,0 млн. т/год; дизтопливо - 42,3 млн. т/год; авиакеросин - 5,3 млн. т/год); l 2010 г. - 76,3 млн. т/год (в том числе: автобензин - 24,7 млн. т/год; дизтопливо - 45,0 млн. т/год; авиакеросин - 6,6 млн. т/год);

2015 г. -- 79,4 млн. т/год (в том числе: автобензин -- 25,8 млн. т/год; дизтопливо -- 46,9 млн. т/год; авиакеросин -- 6,7 млн. т/год).

Прогноз объемов транспорта светлых нефтепродуктов (произведённых всеми нефтеперерабатывающими заводами РФ) различными видами транспорта, то есть прогноз спроса на транспортировку нефтепродуктов базируется на прогнозе внутреннего потребления нефтепродуктов субъектами Российской Федерации и прогнозе возможного и экономически эффективного объёма экспорта.

Общая потребность в транспортировке светлых нефтепродуктов на внутренний рынок обусловлена, в значительной степени, сложившимися транспортно-экономическими связями между субъектами (регионами) РФ и нефтеперерабатывающими заводами (т.е. нефтяными компаниями), а также совокупностью всех факторов, обуславливающих и влияющих на потребление моторных топлив в стране (количественные и качественные характеристики и параметры автомобильного парка, тенденции в преимущественном предпочтении и соотношении потребления того или иного вида топлива (по маркам и ассортименту), рост или снижение объёмов промышленного и сельскохозяйственного производства и, следовательно, изменение объёмов транспортного грузооборота и т.д.).

Общая потребность в транспортировке на экспорт определяется, в значительной степени, экономической целесообразностью и эффективностью экспорта по приоритетным направлениям (ключевым точкам выхода). При этом, как уже отмечалось выше, основные объёмы экспорта нефтепродуктов идут на рынки Европы. На экспортные потоки нефтепродуктов из России в европейские страны оказывают влияние, в основном, два фактора - объёмы потребления и жёсткие требования по спецификациям качества в этих странах. Если в части объёмов потребления на европейский рынок можно поставить до 35 млн.т нефтепродуктов, то жёсткие ограничения по содержанию серы в моторных топливах, действующие в странах Евросоюза, приводят к тому, что российские автобензин и дизтопливо экспортируются и реализуются как «полуфабрикаты».

При прогнозировании объёмов транспортировки светлых нефтепродуктов нефтепродуктопроводным транспортом на внутренний рынок (субъектам РФ) за основу берутся ретроспективные тенденции поставок, сформировавшиеся (исторически сложившиеся) направления грузопотоков от нефтеперерабатывающих заводов (подключенных к сети нефтепродуктопроводов) в регионы РФ, а также тенденции в изменении доли поставок нефтепродуктов в общем объёме поставок всеми видами транспорта (в том числе при использовании смешанных «трубопроводно-железнодорожных» схем снабжения через железнодорожные наливные пункты ОАО «АК «Транснефтепродукт»).

В настоящее время, в качестве одного из определяющих факторов, влияющих на направление потоков нефтепродуктов от НПЗ, является вертикально-интегрированная структура большинства российских нефтяных компаний. В этой связи, чётко прослеживается определяющая приоритетность перекачки нефтепродуктов тем субъектам (регионам) РФ, в которых нефтяные компании имеют собственные предприятия нефтепродуктообеспечения со сбытовыми сетями (подключенными к нефтепродуктопроводам нефтебазами, АЗС). Поэтому, не редки ситуации, когда большие объёмы нефтепродуктов перекачиваются на расстояния более значительные, чем это экономически оправдано и целесообразно. Продавать нефтепродукты выгодно в эффективном радиусе. В Европе он составляет около 50 км, в России - порядка 300 км. Далее добавленную стоимость может «съесть» транспорт (за пределами эффективного радиуса, заводская стоимость переработки убывает или полностью исчезает).

Другим определяющим фактором, опосредованно связанным с предыдущим, является потенциально доступная доля нефтепродуктопроводного транспорта (в том числе в смешанных «трубопроводно-железнодорожных» схемах) в общем объёме снабжения субъекта РФ, определяемая количеством подключенных к нефтепродуктопроводам объектов топливопроводящей сети нефтяной компании и их мощностями.

При прогнозировании экспортных объёмов транспортировки светлых нефтепродуктов трубопроводным транспортом (по прямым и смешанным «трубопроводно-железнодорожным» схемам) приоритетные направления (точки выхода) останутся теми же, традиционными. Прежде всего, это Прибалтийское направление -- порты бывших республик СССР (Вентспилс, Клайпеда, Таллинн и др.) и России (Санкт-Петербург и вновь строящиеся терминалы на российском побережье); Западное направление - Украина, Белоруссия, Венгрия; Южное направление -- Черноморские порты России (Новороссийск, Туапсе) и Украины; Юго-восточное направление -- Казахстан.

При этом, необходимо отметить следующее. Долевое соотношение экспортных объёмов Прибалтийского направления и суммы трёх других направлений (Западного, Южного и Юго-восточного) в перспективе значительно не изменится. Доля экспорта российских светлых нефтепродуктов в Казахстан, на Украину, Белоруссию, отчасти в Венгрию останется, примерно, на существующем уровне. Текущее распределение экспортных грузопотоков в Южном направлении обусловлено ограниченными пропускными способностями российских Черноморских портов. После 2007 года пропускные возможности портов в Новороссийске и Туапсе будут увеличены. Одновременно с этим будет расширена пропускная способность железнодорожных магистралей и подъездных путей к портам Черноморского побережья. Тем не менее, это не окажет значительного влияния на структуру экспортных поставок в совокупности по всем выше перечисленным направлениям.

Кардинальных изменений следует ожидать только внутри Прибалтийского направления, где основные потоки светлых нефтепродуктов переместятся от портов стран Балтии к российским существующим и вновь строящимся нефтяным терминалам на балтийском побережье. Обусловлено это, во-первых (и главным образом), политикой властных структур РФ в области стратегической безопасности страны; во-вторых, необходимостью достижения экономической эффективности от экспортной деятельности (максимизацией доходов от экспорта нефтепродуктов за счёт снижения транспортных затрат от НПЗ до порта, затрат на портовую перевалку и т.д.).

Приняв во внимание всё выше сказанное и проанализировав прогнозные данные нефтяных компаний об объёмах сдачи нефтепродуктов нефтеперерабатывающими заводами на трубопроводный транспорт, а так же на основе ретроспективных объемов сдачи нефтепродуктов на НПП за 2000-2002 гг. (таблица 2-9), объёмов потребления и поставок нефтепродуктов на внутренний рынок и экспорт, выполнен прогноз сдачи светлых нефтепродуктов заводами РФ (подключенными и предполагаемыми к подключению к сети НПП) на среднесрочную (до 2007 г.) и долгосрочную (до 2015 г.) перспективу. Прогнозные данные приведены в таблице 2-10.

Итоговые значения таблицы 2-10 сформированы по трём группам нефтеперерабатывающих заводов. Первая группа охватывает все НПЗ, подключенные и потенциально возможные к подключению к нефтепродуктопроводной сети (то есть все заводы, осуществляющие транспортировку нефтепродуктов по НПП, вне зависимости от экспортных направлений). Во второй группе отсутствуют Саратовский и Волгоградский заводы (в экспортных трубопроводных направлениях предполагаемые к работе в Южном направлении НПП «Сызрань - Саратов - Волгоград - Туапсе»). В третьей группе отсутствуют Саратовский, Волгоградский и Самарские НПЗ (последние в Прибалтийском экспортном направлении не предполагаются к прямым трубопроводным поставкам на российские терминалы).

Таблица 2-9. Объем сдачи светлых нефтепродуктов нефтеперерабатывающими заводами РФ на нефтепродуктопроводный транспорт за 2000-2004 гг.. (тыс.т/год)

Нефтеперерабатывающий завод	2000 г.	2001 г.	2000 г.	2003 г.	2004 г.
1. Омский НПЗ	1934,1	1762,0	2721,2	2745,4	2900
2. Башкирские НПЗ (4НПЗ)	6653,1	6447,1	7577,7	7747,2	7919,2
3. Самарские НПЗ (3 НПЗ)	4648,1	5423,2	4672,8	4598,6	4927,8
4. Нижнекамскнефтехим (Нижнекамский НПЗ)	205,5	182,9	591,2	555,0	364,2
5. Нижегороднефтеоргсинтез	1171,4	413,2	695,4	1134,8	1774,6
6. Рязанский НПЗ (Рязанская НПК)	1325,0	1817,5	1808,2	1871,8	2001,1
7. Московский НПЗ	2238,5	2795,4	3090,9	3130,7	2704,9
8. Киришинефтеоргсинтез	2178,8	2019,9	1887,3	2721,8	2903,2
9. Пермнефтеоргсинтез	-	-	-	-	92,5
Всего	20354,5	20861,2	23044,7	24505,3	25588,0

Таблица 2-10. Прогноз производства и сдачи на НПП светлых нефтепродуктов нефтеперерабатывающими заводами РФ

Наименование НПЗ	2008 г.	2009 г.	2010 г.			2015 г
	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к
	бен	топ-	керо	го	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г
	ЗИН	ливо	син		ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син
Омский НПЗ
Производство	3,2	4,7	0,6	8,5	3,5	4,8	0,7	9,0	105,8	3,6	5,5	0,7	9,8	115,3	3,5	5,8	0,8	10,1	118,8
Сдача на НПП - всего	0,5	2,7	0,0	3,2	0,5	2,7	0,0	3,2	100,0	0,5	3,3	0,0	3,8	118,7	0,6	3,4	0,0	4,0	125,0
-внутренний рынок	0,5	0,6	0,0	1,1	0,5	0,6	0,0	1,1	100,0	0,5	0,7	0,0	1,2	109,0	0,6	0,7	0,0	1,3	118,2
-экспорт	0,0	2,1	0,0	2Д	0,0	2,1	0,0	2,1	100,0	0,0	2,6	0,0	2,6	123,8	0,0	2,7	0,0	2,7	128,5
% сдачи	15,6	57,4	0,0	37,6	14,3	56,3	0,0	35,6	-	13,9	60,0	0,0	38,8	-	17,1	58,6	0,0	39,6	-
Уфимские НПЗ
Производство	4,8	7,3	0,1	12,2	5,0	7,4	0,1	12,5	102,4	5,0	7,4	0,1	12,5	102,4	5,0	7,4	0,1	12,5	102,4
Сдача на НПП - всего	1,3	5,1	0,0	6,4	1,3	5,3	0,0	6,6	103,1	1,3	5,3	0,0	6,6	103,1	1,3	5,3	0,0	6,6	103,1
-внутренний рынок	1,0	1,7	0,0	2,7	1,0	1,7	0,0	2,7	100,0	1,0	1,7	0,0	2,7	100,0	1,0	1,7	0,0	2,7	100,0
-экспорт	0,3	3,4	0,0	3,7	0,3	3,6	0,0	3,9	105,4	0,3	3,6	0,0	3,9	105,4	0,3	3,6	0,0	3,9	105,4
% сдачи	27,1	69,9	0,0	52,5	26,0	71,6	0,0	52,8	-	26,0	71,6	0,0	52,8	-	26,0	71,6	0,0	52,8	-
Салаватнефтеоргсинтез
Производство	1,0	1,7	0,0	1,0	0,8	1,4	0,0	2,2	45,5	0,4	1,3	0,0	1,7	170,0	0,4	1,3	0,0	1,7	170,0
Сдача на НПП - всего	0,4	1,2	0,0	1,6	0,3	1,1	0,0	1,4	87,5	0,3	1,1	0,0	1,4	87,5	0,3	1,1	0,0	1,4	87,5
-внутренний рынок	0,1	0,1	0,0	0,2	0,1	0,1	0,0	0,2	100,0	0,1	0,1	0,0	0,2	100,0	0,1	ОД	0,0	0,2	100,0
-экспорт	0,3	1,1	0,0	1,4	0,2	1,0	0,0	1,2	85,8	0,2	1,0	0,0	1,2	85,8	0,2	1,0	0,0	1,2	85,8
% сдачи	40,0	70,6	-	59,3	37,5	78,6	-	63,6	-	75,0	84,6	-	82,4	-	75,0	84,6	-	82,4
Пермнефтеоргсинтез
Производство	1J	3,5	0,4	5,6	1,8	4,3	0,4	6,5	116,0	2,3	4,4	0,4	7Д	109,2	2,3	4,4	0,4	7,1	109,2
Сдача на НПП - всего	0,2	1,0	0,0	1,2	0,2	1,0	0,0	1,2	100,0	0,2	2,9	0,0	3,1	258,3	0,2	2,9	0,0	3,1	258,3
-внутренний рынок	0,2	0,3	0,0	0,5	0,2	0,3	0,0	0,5	100,0	0,2	0,3	0,0	0,5	100,0	0,2	0,3	0,0	0,5	100,0
-экспорт	0,0	0,7	0,0	0,7	0,0	0,7	0,0	0,7	-	0,0	2,6	0,0	2,6	-	0,0	2,6	0,0	2,6	-
% сдачи	11,8	28,6	0,0	21,4	11,1	23,3	0,0	18,5	-	8,7	65,9	0,0	43,7	-	8,7	65,9	0,0	43,7	-
Самарские НПЗ
Производство	1,8	3,8	0,3	5,9	2,0	3,9	0,2	6,1	103,4	2,2	4,0	0,2	6,4	108,4	2,3	4,5	0,2	7,0	118,7
Сдача на НПП - всего	0,8	3,3	0,0	4,1	0,8	3,5	0,0	4,3	104,8	1,2	3,5	0,0	4,7	114,6	1,2	4,2	0,0	5,4	131,7
-внутренний рынок	0,7	0,9	0,0	1,6	0,7	1,1	0,0	1,8	112,5	0,8	1,1	0,0	1,9	118,7	0,8	1,4	0,0	2,2	137,5
-экспорт	0,1	2,4	0,0	2,5	0,1	2,4	0,0	2,5	100,0	0,4	2,4	0,0	2,8	112,0	0,4	2,8	0,0	3,2	128,0
% сдачи	44,4	86,8	0,0	69,5	40,0	89,7	0,0	70,5	-	54,5	87,5	0,0	73,4	-	52,2	93,3	0,0	77,1	-
Наименование НПЗ	2006 г.	2007 г,	2010 г.			2015 г
	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к
	бен	топ-	керо	го	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г
	ЗИН	ливо	син		ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син
Сызранский НПЗ
Производство	0,8	1,1	0,2	2,1	0,9	1,1	0,1	2,1	100,0	0,9	1,2	0,1	2,2	104,8	0,9	1,4	0,1	2,4	114,3
Сдача на НПП -- всего	0,1	0,9	0,0	1,0	0,1	1,0	0,0	1,1	110,0	0,3	1,0	0,0	1,3	130,0	0,3	1,3	0,0	1,6	160,0
-внутренний рынок	0,1	0,4	0,0	0,5	0,1	0,5	0,0	0,6	120,0	0,2	0,5	0,0	0,7	140,0	0,2	0,6	0,0	0,8	160,0
-экспорт	0,0	0,5	0,0	0,5	0,0	0,5	0,0	0,5	100,0	0,1	0,5	0,0	0,6	120,0	0,1	0,7	0,0	0,8	160,0
% сдачи	12,5	81,8	0,0	47,6	11,1	90,9	0,0	52,4	-	33,3	83,3	0,0	59,1	-	33,3	92,9	0,0	66,7	-
КРЕКИНГ (Саратов)
Производство	0,7	1,0	0,0	1,7	0,9	1,5	0,0	2,4	141,2	1,1	1,8	0,0	2,9	170,5	1,3	2,1	0,0	3,4	200,0
Сдача на НПП - всего	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,7	1,5	0,0	2,2	-	1,1	1,9	0,0	3,0	-
-внутренний рынок	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,7	0,6	0,0	1,3	-	1,1	0,9	0,0	2,0	-
-экспорт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	0,9	0,0	0,9	-	0,0	1,0	0,0	1,0	-
% сдачи	0,0	0,0	-	0,0	0,0	0,0	-	0,0	-	63,6	83,3	-	75,9	-	84,6	90,5	-	88,2	-
Волгограднефтеперера-
ботка
Производство	1,0	2,5	0,7	4,2	1,3	2,9	0,7	4,9	116,6	1,3	3,2	1,0	5,5	131,0	1,3	3,2	1,0	5,5	131,0
Сдача на НПП - всего	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,5	2,6	0,3	3,4	-	0,5	2,6	0,3	3,4	-
-внутренний рынок	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,5	0,7	0,3	1,5	-	0,5	0,7	0,3	1,5	-
-экспорт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	1,9	0,0	1,9	-	0,0	1,9	0,0	1,9	-
% сдачи	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	38,5	81,3	30,0	61,8	-	38,5	81,3	30,0	61,8	-
Нижнекамский НПЗ
Производство	0,0	1,5	0,3	1,8	0,2	1,8	0,3	2,3	127,7	0,2	2,0	0,3	2,5	138,8	0,2	2,0	0,3	2,5	138,8
Сдача на НПП - всего	0,0	1,4	0,0	1,4	0,2	1,5	0,0	1,7	121,5	0,2	2,0	0,0	2,2	157,2	0,2	2,0	0,0	2,2	157,2
-внутренний рынок	0,0	0,5	0,0	0,5	0,2	0,6	0,0	0,8	160,0	0,2	0,6	0,0	0,8	160,0	0,2	0,6	0,0	0,8	160,0
-экспорт	0,0	0,9	0,0	0,9	0,0	0,9	0,0	0,9	100,0	0,0	1,4	0,0	1,4	73,7	0,0	1,4	0,0	1,4	73,7
% сдачи	-	93,3	0,0	77,8	100	83,3	0,0	73,9	-	100, 0	100, 0	0,0	88,0	-	100	100	0,0	88,0	-
Нижегороднефтеоргсин
тез
Производство	1,2	3,3	0,5	5,0	1,2	3,4	0,5	5,1	102,0	1,3	3,6	0,6	5,5	110,0	1,30	3,6	0,6	5,5	110,0
Сдача на НПП -- всего	0,2	1,8	0,5	2,5	0,2	1,8	0,5	2,5	100,0	0,2	3,1	0,6	3,9	156,0	0,2	3,1	0,6	3,9	156,0
-внутренний рынок	0,2	0,1	0,5	0,8	0,2	ОД	0,5	0,8	100,0	0,2	0,1	0,6	0,9	112,5	0,2	0,1	0,6	0,9	112,5
-экспорт	0,0	1,7	0,0	1,7	0,0	1,7	0,0	1,7	100,0	0,0	3,0	0,0	3,0	176,5	0,0	3,0	0,0	3,0	176,5
% сдачи	16,7	54,5	100	50,0	16,7	52,9	100	49,0	-	15,4	86,1	100	70,9	-	15,4	86,1	100	70,9	-
Наименование НПЗ	2006 г.	2007 г.	2010 г.			2015 г
	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к
	бен	топ-	керо	го	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г
	ЗИН	ливо	син		ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син
Рязанский НПЗ
Производство	2,1	3,2	0,7	6,0	2,2	3,5	0,8	6,5	108,3	2,2	3,8	0,9	6,9	115,0	2,2	3,8	0,9	6,9	115,0
Сдача на НПП - всего	0,2	2,0	0,7	2,9	0,2	2,0	0,7	2,9	100,0	0,2	2,5	0,9	3,6	124,2	0,2	2,5	0,9	3,6	124,2
-внутренний рынок	0,2	0,2	0,7	1Д	0,2	0,2	0,7	1,1	100,0	0,2	0,2	0,9	1,3	118,2	0,2	0,2	0,9	1,3	118,2
-экспорт	0,0	1,8	0,0	1,8	0,0	1,8	0,0	1,8	100,0	0,0	2,3	0,0	2,3	127,7	0,0	2,3	0,0	2,3	127,7
% сдачи	9,5	62,5	100	48,3	9,1	57,1	87,5	44,6	-	9,1	65,8	100	52,2	-	9,1	65,8	100	52,2	-
Московский НПЗ
Производство	1,9	2,8	0,4	5,1	1,9	2,8	0,4	5,1	100,0	1,8	2,8	0,4	5,0	98,1	1,8	2,8	0,4	5,0	98,1
Сдача на НПП - всего	0,8	1,5	0,4	2,7	0,8	1,5	0,4	2,7	100,0	0,8	1,5	0,4	2,7	100.0	0,8	1,5	0,4	2,7	100,0
-внутренний рынок	0,6	0,4	0,4	1,4	0,6	0,4	0,4	1,4	100,0	0,6	0,4	0,4	1,4	100,0	0,6	0,4	0,4	1,4	100,0
-экспорт	0,2	1,1	0,0	1,3	0,2	1,1	0,0	1,3	100,0	0,2	1,1	0,0	1,3	100,0	0,2	1,1	0,0	1,3	100,0
% сдачи	42,1	53,6	100	52,9	42,1	53,6	100	52,9	-	44,4	53,6	100	54,0	-	44,4	53,6	100	54,0	-
Киришинефтеоргсинтез
Производство	2,0	4,0	1,0	7,0	2,5	4,5	1,4	8,4	120,0	2,7	5,5	2,5	10,7	152,9	3,6	6,0	2,5	12,1	172,9
Сдача на НПП - всего	0,2	2,4	0,2	2,8	0,2	3,1	0,2	3,5	125,0	1,3	4,3	1,6	7,2	257,2	2,2	4,8	1,6	8,6	307,2
-внутренний рынок	0,2	0,2	0,2	0,6	0,2	0,2	0,2	0,6	100,0	0,2	0,3	0,2	0,7	116,7	0,2	0,3	0,2	0,7	116,7
-экспорт	0,0	2,2	0,0	2,2	0,0	2,9	0,0	2,9	131,9	1Д	4,0	1,4	6,5	295,5	2,0	4,5	1,4	7,9	121,6
% сдачи	10,0	60,0	20,0	40,0	8,0	68,9	14,3	41,7	-	48,1	78,2	64,0	67,3	-	61,1	80,0	64,0	71,1	-
Ярославнефтеоргсинтез
Производство	1,9	3,4	0,4	5,7	2,0	3,4	0,4	5,8	101,8	2,1	3,5	0,4	6,0	105,3	2,3	3,9	0,4	6,6	115,8
Сдача на НПП - всего	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	2,0	0,0	2,0	-	0,0	2,1	0,0	2Д	-
-внутренний рынок	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	0,1	0,0	0,1	-
-экспорт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	2,0	0,0	2,0	-	0,0	2,0	0,0	2,0	-
% сдачи	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	0,0	57,1	0,0	33,3	-	0,0	53,8	0,0	31,8	-
ВСЕГО
Производство	24,1	43,8	5,6	73,5	26,2	46,7	6,0	78,9	107,4	27,1	50,0	7,6	84,7	115,3	28,4	52,2	7,7	88,3	120,2
Сдача на НПП - всего	4,7	23,3	1,8	29,8	4,8	24,5	1,8	31,1	104,4	7,7	36,6	3,8	48,1	181,5	9,1	38,7	3,8	51,6	173,2
-внутренний рынок	3,8	5,4	1,8	11,0	4,0	5,8	1,8	11,6	105,5	5,4	7,3	2,4	15,1	137,3	5,9	8,1	2,4	16,4	149,1
-экспорт	0,9	17,9	0,0	18,8	0,8	18,7	0,0	19,5	103,8	2,3	29,3	1,4	33,0	175,5	3,2	30,6	1,4	35,2	187,3
% сдачи	19,5	53,2	32,1	40,5	18,3	52,5	30,0	39,4	-	28,4	73,2	50,0	56,8	-	32,0	74,1	49,4	58,4	-
Наименование НПЗ	2006 г.	2007 г.	2010 г.			2015 г
	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к	Авто	Диз-	Авиа	Ито-	%к
	бен	топ-	керо	го	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г	бен	топ-	керо	го	2006г
	ЗИН	ливо	син		ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син			ЗИН	ливо	син
ВСЕГО без
Волгоградского и
Саратовского НПЗ											я
Производство	22,4	40,3	4,9	67,6	24,0	42,3	5,3	71,6	106,4	24,7	45,0	6,6	76,3	112,9	25,8	46,9	6,7	79,4	117,5
Сдача на НПП -- всего	4,7	23,3	1,8	29,8	4,8	24,5	1,8	31,1	104,4	6,5	32,5	3,5	42,5	142,7	7,5	34,2	3,5	45,2	151,7
-внутренний рынок	3,8	5,4	1,8	11,0	4,0	5,8	1,8	11,6	105,5	4,2	6,0	2,1	12,3	111,9	4,3	6,5	2,1	12,9	117,3
-экспорт	0,9	17,9	0,0	18,8	0,8	18,7	0,0	19,5	103,8	2,3	26,5	1,4	30,2	160,7	3,2	27,7	1,4	32,3	171,9
% сдачи	21,0	57,8	36,7	44,1	20,0	57,9	34,0	43,4	-	26,3	72,2	53,0	55,7	-	29,1	72,9	52,2	56,9	-
ВСЕГО без
Волгоградского,
Саратовского и
Самарских НПЗ
Производство	19,8	35,4	4,4	59,6	21,1	37,3	5,0	63,4	106,4	21,6	39,8	6,3	67,7	113,6	22,6	41,0	6,4	70,0	117,5
Сдача на НПП - всего	3,8	19,1	1,8	24,7	3,9	20,0	1,8	25,7	104,1	5,0	28,0	3,5	36,5	147,8	6,0	28,7	3,5	38,2	154,7
-внутренний рынок	3,0	4,1	1,8	8,9	3,2	4,2	1,8	9,2	103,4	3,2	4,4	2,1	9,7	109,0	3,3	4,5	2,1	9,9	111,3
-экспорт	0,8	15,0	0,0	15,8	0,7	15,8	0,0	16,5	104,5	1,8	23,6	1,4	26,8	169,7	2,7	24,2	1,4	28,3	179,2
% сдачи	19,2	54,0	40,9	41,4	18,5	53,6	36,0	40,5	-	23,1	70,4	55,6	53,9	-	26,5	70,0	54,7	54,6	-

Анализ прогнозных данных таблицы 2-10 позволяет сделать следующие выводы в части освоения грузопотоков светлых нефтепродуктов по основным экспортным направлениям (в том числе, по преобладающему-Прибалтийскому).

При прогнозе экспортных поставок всех видов нефтепродуктов (таблица 2-2) в объёме: 2010 г. - 95,0 млн.т/год; 2015 г. - 95,5 млн.т/год; светлые нефтепродукты (моторные топлива), предполагаемые к транспортировке по системе нефтепродуктопроводов, составляют, соответственно, - 19,5 млн.т/год (или 21,9 %); 33,0 млн.т/год (34,7 %); 35,2 млн.т/год (36,9 %). Из чего следует, во-первых, возрастающая роль системы нефтепродуктопроводов и, соответственно, снижение доли железной дороги на рынке транспорта нефтепродуктов; во-вторых, уменьшение объёма экспорта мазута и прочих нефтепродуктов.

Если принимать во внимание только нефтеперерабатывающие заводы, имеющие возможность (в том числе - потенциальную, в рамках проекта «Север») осуществлять прямые трубопроводные поставки светлых нефтепродуктов к российским терминалам на Балтике, то объёмы экспорта составляют по годам перспективы, соответственно:

2010 г. - 26,8 млн.т/год (в том числе: автобензин - 1,8 млн.т/год; дизельное топливо - 23,6 млн.т/год; авиакеросин - 1,4 млн.т/год);

2015 г. - 28,3 млн.т/год (в том числе: автобензин - 2,7 млн.т/год; дизельное топливо - 24,2 млн.т/год; авиакеросин - 1,4 млн.т/год).

Таким образом, можно с определенной долей уверенности говорить о том, что пропускная способность первой очереди МНПП (8,5 млн. т/год), определенная техническим заданием на проектирование, будет с высокой степенью вероятности обеспечена соответствующими объемами нефтепродуктов, начиная с 2007 г.

Также можно сделать вывод о том, что потенциально существует возможность загрузки на максимальную пропускную способность в 24,6 млн.т/год светлых нефтепродуктов МНПП «Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск» (на 2010 г.), предусмотренную техническим заданием на проектирование. Реальное достижение данного объёма перекачки и выход на проектную мощность в перспективе будет зависеть от многих факторов, основными среди которых можно назвать следующие:

реализация проектов строительства новых и развития существующих нефтеперевалочных терминалов на Балтийском побережье России, создающих конкуренцию проекту «Север» (в части отвлечения объёмов как транспортировки по нефтепродуктопроводу, так и перевалки на морском терминале «Приморск»);

возможность использования нефтяными компаниями в любой момент прямых железнодорожных и смешанных «трубопроводно-железнодорожных» схем транспортировки через железнодорожные наливные пункты

ОАО «АК «Транснефтепродукт» (используя другие трубопроводные маршруты и минуя МНПП «Кстово -- Ярославль -- Кириши -- Приморск»); природные (замерзание акватории порта), политические и прочие факторы.

В настоящее время большинство из крупных вертикально-интегрированных нефтяных компаний РФ, портовые, транспортные и прочие предприятия и компании (в том числе зарубежные) осуществляют проекты строительства новых и развития существующих объектов транспортной и припортовой (нефтеперевалочной) инфраструктуры на Балтийском побережье РФ, с целью уменьшения традиционной зависимости в этом вопросе от стран Балтии (Литвы, Латвии, Эстонии, Финляндии, Польши) и снижения транспортных и перевалочных затрат при поставках нефтеналивных грузов на экспорт.

В качестве основных проектов строительства новых и развития существующих нефтеперевалочных объектов, образующих конкурентную среду проекту «Север» (в части осуществления максимальной проектной загрузки нефтепродуктопровода «Кстово -- Ярославль -- Кириши --Приморск»), являются следующие (таблица 2-11): проект ОАО НК «ЛУКОЙЛ» - строительство нефтепродуктового терминала на острове Высоцкий (суммарной мощностью 10,9 млн.т/год); проект ЗАО «Петербургский нефтяной порт» - строительство и развитие берегового перегрузочного комплекса и береговой инфраструктуры (суммарная мощность терминала по перевалке нефтеналивных грузов 10,5 млн.т/год); проект ОАО НК «Сургутнефтегаз» -- строительство нефтепродуктового терминала в бухте Батарейная (суммарной мощностью 7,5 млн.т/год); l проект ФПГ «ИНФО групп» или ОАО НК «Сургутнефтегаз» совместно с ОАО «Роснефть» - строительство в Приморске нефтеперерабатывающего завода (мощностью 7-8 млн.т/год); проект ТНК - ВР - строительство в Приморске морского терминала по перевалке нефти и нефтепродуктов (суммарной мощностью 18 млн.т.); проект (объявлен конкурс) - строительство морского терминала в Вистино (Усть-Луга) по перевалке нефтепродуктов и бункеровке судов (суммарной мощностью 5 млн.т.).

Кроме того, проекты строительства нефтепродуктовых терминалов развивают на станции Бронка -- финская компания «Fortum». Следует отметить, что одновременно с реализацией новых проектов строительства на российском побережье Балтики нефтепродуктовых терминалов, перепрофилирование и развитие существующих нефтеперевалочных мощностей осуществляют традиционные Балтийские партнёры российских компаний, в частности - латвийская компания «Ventspils nafta».

В декабре 2002 года президент ОАО НК «ЛУКОЙЛ» В. Алекперов и министр транспорта РФ С. Франк подписали «Соглашение о сотрудничестве» по строительству распределительно--перевалочного комплекса нефтепродуктов со специализированным морским терминалом на острове Высоцкий Ленинградской области. В «Соглашении» отмечается, что распределительно-перевалочный комплекс нефтепродуктов будет соответствовать современным международным стандартам, вредное воздействие на окружающую среду острова Высоцкий и акваторию Финского залива будет исключено. ОАО «ЛУКОЙЛ» обеспечивает проектирование, строительство и дальнейшую эксплуатацию комплекса, представляя в Минтранс РФ необходимые для согласования строительства материалы. Министерство будет оказывать содействие компании в реализации проекта и решении организационных вопросов как в период проектирования и строительства, так и ввода комплекса в эксплуатацию. Достигнута также договорённость совместного рассмотрения вопросов по созданию системы управления движением судов, проведения дноуглубительных работ, а также защиты окружающей среды, системы ликвидации последствий аварийных разливов нефтепродуктов на акватории и территории комплекса. Подписание «Соглашения» будет способствовать привлечению инвестиций в развитие транспортной инфраструктуры Ленинградской области со стороны компаний, заинтересованных в осуществлении экспорта нефти и нефтепродуктов через российские порты на Балтике.

В течение 2008 года в Высоцком появятся подъездные пути, портовые сооружения, резервуарные ёмкости для единовременного хранения 600 тыс.т нефти и нефтепродуктов.

«ЛУКОЙЛ» намерен использовать строящийся нефтепродуктовый терминал также и для экспорта нефти. Железнодорожные поставки сырья на терминал начались в ноябре 2005 года и составят: нефти -- около 1,0 млн.т/год; мазута -- 1,5 млн.т/год. «ЛУКОЙЛ» планирует поставлять нефтепродукты в Высоцкий, в основном, со своего Нижегородского завода.

Мощность первой очереди терминала (2006 г.) составит 2,5 млн.т/год (в том числе: по нефти -- 1,0 млн.т/год; по мазуту -- 1,5 млн.т/год). В 2006 году планируется начать строительство следующей очереди, предназначенной для перевалки светлых нефтепродуктов. Пропускная способность комплекса (в соответствие с пропускной способностью железной дороги) увеличится до 6,8 млн.т/год (в том числе -- 2,5 млн.т/год по светлым нефтепродуктам). Компания намерена переваливать в Высоцке 10,9 млн.т/год нефти и нефтепродуктов (в том числе светлых нефтепродуктов: дизтопливо и газойль -4,3 млн.т/год, автобензин -- 1,3 млн.т/год; реактивное топливо -- 1,0 млн.т/год).

Одним из назначений нового терминала станет обеспечение бензином сети принадлежащих «ЛУКОЙЛу» на восточном побережье США автозаправочных станций. Годовая потребность заправок -- около 4,0 млн.т. Когда терминал заработает на полную мощность, компания получит возможность снабжать их своим бензином, тогда как сегодня она пользуется ещё и услугами других поставщиков. На терминал в Высоцке будут ориентированы три завода «ЛУКОЙЛа»: Ухтинский, Нижегородский и Пермский. Первоначально для доставки их продукции к терминалу предполагается использовать железнодорожный транспорт и суда типа «река-море». В дальнейшем, возможно, появятся другие способы транспортировки. Из Высоцка продукция «ЛУКОЙЛа» будет поставляться на зарубежные рынки танкерами дедвейтом до 80 тыс.т.

Недостаточная пропускная способность железных дорог на северо-западе России может затормозить наращивание мощности терминала в соответствии с экспортными требованиями. Чтобы увеличить экспорт «ЛУКОЙЛу» необходимо построить отдельную железнодорожную ветку длиной 1,2 км от железнодорожной станции Выборг до Высоцка.

Обеспечить строительство терминала согласилось американское правительственное агентство Overseas Private Investment Corporation (OPIC). Стоимость первого этапа проекта оценивается в 150 млн.иЗО. Эта сумма может вырасти до 300 млн.USD, когда в 2007 г. компания начнёт расширять мощность терминала до 6,8 млн.т/год.

Таблица 2-11. Существующие и предполагаемые к реализации объекты по перевалке нефтепродуктов конкурирующие с МНПП «Кстово - Ярославль - Кириши -Приморск»

Владелец	Район	Мощность, млн.т/год	Специализация
ЛУКОЙЛ	Высоцк	2,5 (проект-10,75)	Перевалка нефти и нефтепродуктов
Сургутнефтегаз	Бухта Батарейная	проект - 7,5	Перевалка нефтепродуктов
Сургутнефтегаз, Роснефть	Приморск	проект - 7-8	Перевалка нефтепродуктов
Транснефтепродукт	Приморск	проект - 24	Перевалка нефтепродуктов
Петербургский нефтяной терминал	Петербург	7,5 (проект- 15)	Перевалка нефтепродуктов, бункеровка судов
ТНК-ВР	Приморск	проект - 18	Перевалка нефти и нефтепродуктов
Конкурс	Вистино (Усть-Луга)	проект - 5	Перевалка нефтепродуктов, бункеровка судов

Петербургский нефтяной порт (ранее Петербургский нефтяной терминал) является самым крупным коммерческим проектом на северо-западе РФ.

С 1996 года ЗАО «Петербургский нефтяной терминал» реализует программу развития, рассчитанную до 2007 года, общей стоимостью 160 млн. USD (из которых уже инвестировано 70 млн. USD). Для минимизации коммерческих и финансовых рисков программа модернизации предусматривает поэтапное строительство и осуществление производственной деятельности одновременно со строительными работами, используя старые и вновь введённые производственные мощности, что даёт возможность реинвестировать полученный доход в последующее строительство.

После завершения третьего этапа строительства (2002 г.) пропускная способность ПНП была увеличена до 7,5 млн.т/год, что способствовало переориентации грузопотоков с терминалов Эстонии. Объём грузооборота (перевалки) ПНП в 2002 г. составил 6,7 млн.т (в том числе светлых нефтепродуктов 2,8 млн.т). Доля ПНП в общем объёме перевалки нефтепродуктов прибалтийских стран достигла 15 % (что позволило сместить направленность транзитных грузопотоков в пользу России).

Проект развития ПНП входит в Федеральную целевую программу модернизации транспортного комплекса России и осуществляется при поддержке Минтранса РФ. В этой программе ПНП отвечает за строительство берегового перегрузочного комплекса (резервуары, железнодорожные сливные эстакады, насосные станции, очистные сооружения, береговая инфраструктура). Администрация Морского порта С.-Петербурга оказывает содействие в работах по углублению дна, строительству гидротехнических сооружений-причалов.

В настоящее время ПНП обеспечивает высокотехнологичный процесс по приёмке нефтепродуктов, поступающих по железной дороге, реке и нефтепродуктопроводу. Ёмкость резервуарного парка ПНП составляет 214 тыс.м.

Более 46 % годового объёма нефтепродуктов поступает на терминал по железной дороге от нефтеперерабатывающих заводов европейской части РФ, 35 % - по нефтепродуктопроводу из Киришей, 19% -- речными судами.

Реализация программы строительства нефтепродуктового терминала позволит перегружать к 2010 г. до 15,0 млн.т/год нефтепродуктов. Начаты работы по строительству четвёртой очереди ПНП, завершение которых (2006 г.) доведёт мощность порта до 10,5 млн.т/год. ПНП будет осуществлять услуги по перевалке дизельного топлива, бензинов, авиакеросинов, мазутов, вакуумного газойля, сырой нефти. Освоить перевалку сырой нефти ПНП намерен в 2006 году, когда к причалу смогут подойти танкеры дедвейтом до 35 тыс.т. Объёмы перевалки сырой нефти будут около 2,0 млн.т/год.

ПНП развивает взаимовыгодное сотрудничество со многими нефтяными компаниями, в том числе со своим стратегическим партнёром - «Сургутнефтегазом». Объёмы перевалки нефтепродуктов с «Киришинефтеоргсинтеза» (КИНЕФ) в 2002 году составили почти 4,0 млн.т. Кроме того, перевалку нефтепродуктов осуществляют «ЛУКОЙЛ», «Сибнефть», «Татнефть», «ТНК».

По прогнозам руководства ЗАО «Петербургский нефтяной порт» рост экспорта нефтепродуктов из России ещё некоторое время будет продолжаться. Затем, вероятнее всего, произойдёт его сокращение. Нефтяные компании заинтересованы, прежде всего, в экспорте сырой нефти, что эффективнее экспорта нефтепродуктов. Как только появятся дополнительные мощности по экспорту нефти (в том числе расширение БТС, реализация мурманского и дальневосточного нефтепроводов) объём экспорта нефтепродуктов сократится. В связи с этим, новые нефтепродуктовые терминалы на Балтике можно строить, но вряд ли они все будут полностью загружены.

Строительство транспортно-технологического портового комплекса (ТТПК) в бухте Батарейной остаётся одним из самых глобальных проектов «Сургутнефтегаза». С администрацией Ломоносовского района подписан договор аренды земли под портовый комплекс сроком на 50 лет. Общая стоимость проекта (строительство терминала и комплекса гидрокрекинга на ООО «Киришинефтеоргсинтез») составляет ориентировочно 800 млн.ШВ. Срок строительства ТТПК - около 40 месяцев.

По словам губернатора Ленинградской области В. Сердюкова для Киришского завода перевалка нефтепродуктов через терминал в бухте «Батарейная» является более перспективной, чем через порт «Приморск». «Сургутнефтегаз» планирует завершить строительство к 2006 году. Одновременно будет завершено строительство комплекса гидрокрекинга на «Киришинефтеоргсинтезе».

Проект предусматривает строительство самого терминала и нефтепродуктопровода к нему (протяжённостью 240-270 км). «Сургутнефтегаз» предполагал ориентировать терминал на перевалку мазута на экспорт, однако, впоследствии было решено сделать упор на дизельное топливо и бензин. Первая очередь проекта рассчитана на перевалку нефтепродуктов в объёме 7,5 млн.т/год.

В настоящее время по магистральному нефтепроводу в порт Вентспилс российская нефть больше не поступает. Однако при этом, по данным министерства сообщений Латвии, увеличилась перекачка нефтепродуктов по нефтепродуктопроводу из Полоцка (неподтвержденные данные за 2005 год -- 4,8 млн.т).

Чтобы компенсировать потери руководство компании «Ventspils nafta» оперативно переориентировалось на доставку нефти и нефтепродуктов по железной дороге.

Во-первых, одна из имеющихся железнодорожных эстакад была перестроена для приёма сырой нефти.

Во-вторых, компания начала переваливать на экспорт российское дизтопливо, соответствующее требованиям Евросоюза (с содержанием серы не более 0,035 %). В перспективе, по заявлениям представителей компании, объём поставок дизтоплива будет увеличиваться.

В-третьих, в компании сумели переключить из Риги и Таллинна часть грузопотоков с бензином, которые поступают туда по железной дороге.

В «Ventspils nafta» уверены, что услуги порта Вентспилс в России не будут игнорироваться, даже с учётом «раскручивания» услуг нефтеналивного порта в Приморске. Часть нефти и нефтепродуктов российские компании будут вынуждены отправлять по стальным магистралям. Из этой доли в Вентспилсе рассчитывают в 2008 году получить около 7 млн.т нефтеналивных грузов.

Сначала в «Ventspils nafta» на новой эстакаде начнут принимать сырую нефть, а в 2007 году (когда на полную мощность заработает Приморск) планируют переключиться на светлые нефтепродукты, доля которых к тому времени может составить около 5 млн.т. К концу 2008 года планируется построить третью эстакаду, чтобы в сумме принимать с железной дороги до 18 млн.т нефти и нефтепродуктов.

2.3 Прогнозная оценка загрузки МНПП «Кстово - Ярославль - Кириши -Приморск» на 2008-2010 гг. и на 2010-2015 гг.

Ниже выполнена наиболее вероятностная, как представляется, оценка возможной загрузки магистрального НПП «Кстово - Ярославль -Кириши - Приморск», которая находится в диапазоне от 8,6 до 12,5 млн. т/год экспортного объёма светлых нефтепродуктов в период 2007-2010 (таблица 2-12) и от 10,7 до 15,8 млн. т/год (таблица 2-13) в период 2010-2015 гг..

Сдача светлых нефтепродуктов в магистральный трубопроводный транспорт к 2010-2015 году, млн.т/год

Как уже было отмечено потенциально существует возможность загрузки на максимальную пропускную способность в 24,6 млн. т/год светлых нефтепродуктов МНПП «Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск», а также о том, что пропускная способность первой очереди МНПП (8,5 млн. т/год), определенная техническим заданием на проектирование, будет с высокой степенью вероятности обеспечена соответствующими объемами нефтепродуктов в период 2007-2010 гг.

При выполнении оценки вероятностной загрузки нефтепродуктопровода были рассмотрены две принципиальные ситуации - «без проекта» (т.е. проект строительства нефтепродуктопровода не осуществляется) и «с проектом» (при этом, в составе нефтеперерабатывающих заводов присутствуют только те из них, продукция которых будет перекачиваться по НПП).

В ситуации «без проекта» предполагается, что для прогнозируемых объёмов сдачи нефтепродуктов нефтеперерабатывающими заводами РФ будет использована существующая сеть нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт». В ситуации «с проектом», кроме того, предусмотрены: необходимость сохранения загрузки существующей сети нефтепродуктопроводов на уровне не ниже фактического;

реализация проектов строительства новых и развития существующих нефтеперевалочных терминалов на Балтийском побережье России, создающих конкуренцию проекту «Север» (в части отвлечения объёмов транспортировки экспортного объёма дизтоплива на железнодорожный транспортвпорт «Приморск» (НК «ЛУКОЙЛ» «Пермнефтеоргсинтез» и «Нижегороднефтеоргсинтез») и бухту «Батарейную» (НК «Сургутнефтегаз»)).

В результате, в ситуации «без проекта» в период 2010-2015 гг. объём транспортировки для рассматриваемых НПЗ по существующей сети НПП будет иметь значение 30,5 млн.т/год (в том числе экспорт-20,8 тыс.т/год). В ситуации с «с проектом»:

без учёта конкурирующих проектов (т.е. верхняя граница объёма транспортировки) составит 38,2 млн.т/год (в том числе экспорт - 28,3 млн.т/год), а в направлении на Приморск - 17,4 млн.т/год и 15,8 млн.т/год, соответственно;

с учётом существующей сети МНПП и конкурирующих проектов экспортная составляющая на Приморск-- 10,7 млн.т/год.

Аналогичные данные для периода 2007-2010 гг. представлены в таблице 2-12. Указанные значения, как представляется, являются наиболее вероятными, с учётом всех прогнозных данных, начиная с нефтедобычи и заканчивая транспортировкой и распределением нефтепродуктов на внутренний рынок РФ и экспорт.

Таблица 2-11 Сдача светлых нефтепродуктов в магистраль	1ый трубопроводный транспорт к 2007-	2010 году, млн.т/	год		Экс порт с учет ом кон курирующих проектов
Нефтеперерабатывающий завод	Ситуация «Без проекта»	Ситуация «С проектом»
	Автобензин	Дизтопливо	Авиакеросин	Итого	Автобензин	Дизтопливо	Авиаке	росин	Итого
	Всего	В т.ч. экспорт	Всего	в т.ч. экспорт	Всего	в т.ч. экспорт	Всего	в т.ч. экс-пор т	Всего	в т.ч. экспорт	Всего	в т.ч. экспорт	Всего	в т.ч. экспорт	Всего	В т.ч. экс пор т
Омский НПЗ
-существующая сеть НПП	0,5	0,0	3,0	2,4	0,0	0,0	3,5	2,4	0,4	0,0	2,0	1,6	0,0	0,0	2,4	1,6
-НПП «Кстово-Приморск»		-	-	-	-	-	-	-	0,1	0,0	1,0	0,8	0,0	0,0	1,1	0,8	0,8
Уфимские НПЗ
-существующая сеть НПП	1,3	0,3	5,3	3,6	0,0	0,0	6,6	3,9	1,1	0,2	4,7	3,0	0,0	0,0	5,8	3,2
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-		-	-	0,2	0,1	0,6	0,6	0,0	0,0	0,8	0,7	0,7
Салаватнефтеоргсинтез
-существующая сеть НПП	0,3	0,2	1,3	1,0	0,0	0,0	1,4	1,2	0,3	0,2	1,1	1,0	0,0	0,0	1,4	1,2	0,0
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Пермнефтеоргсинтез
-существующая сеть НПП	0,2	0,0	2,0	1,4	0,0	0,0	2,2	1,4	0,2	0,0	0,1	0,0	0,0	0,0	^0,3	0,0
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	0,0	0,0	1,9	1,4	0,0	0,0	1,9	1,4	0,3
Нижнекамскнефтехим
-существующая сеть НПП	0,2	0,0	1,5	0,9	0,0	0,0	1,7	0,9	0,2	0,0	0,4	0,1	0,0	0,0	0,6	од
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	0,0	0,0	1,1	0,8	0,0	0,0	1,1	0,8	0,5
Нижегороднефтеоргсинт ез
-существующая сеть НПП	0,2	0,0	3,0	2,9	0,6	0,0	3,8	2,9	0,2	0,0	1,5	1,4	0,6	0,0	2,3	1,4
-НПП «Кстово-Приморск»	-		-	-	-	-	-	-	0,0	0,0	1,5	1,5	0,0	0,0	1,5	1,5	0,5
Рязанский НПЗ
-существующая сеть НПП	0,2	0,0	2,5	2,3	0,8	0,0	3,5	2,3	0,2	0,0	1,4	1,3	0,6	0,0	2,2	1,3
-НПП «Кстово-Приморск»	-		-	-	-	-	-	-	0,0	0,0	1,1	1,0	0,2	0,0	1,3	1,0	1,0

Таблица 2-12. Сопоставительный анализ ситуаций «С проектом» и «Без проекта» (2007-2010 гг.)

												порт
		Ситуация «Без проекта»			Ситуация «С проектом»			с учет ом
Нефтеперерабатывающий завод	Автобензин	Дизтопливо	Авиаке	росин	Итого	Автобензин	Дизтопливо	Авиаке	росин	Итого	конкур
								в								в
		В		в		в				в		в					иру
	Всего	т.ч.	Всего	т.ч.	Всего	т.ч.	Всего	т.ч. экс-	Всего	т.ч.	Всего	т.ч.	Всего	в т.ч. экс-	Всего	т.ч. экс	ющ их
		экс-		экс-		экс				экс-		экс-
		порт		порт		порт		пор т		порт		порт		порт		пор т	ктов
Московский НПЗ
-существующая сеть НПП	0,8	0,2	1,5	1,1	0,4	0,0	2,7	1,3	0,6	0,0	1,3	0,9	0,4	0,0	2,3	0,9
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	0,2	0,2	0,2	0,2	L о,о	0,0	0,4	0,4	0,4
Киришинефтеоргсинтез
-существующая сеть НПП	0,2	0,0	1,2	0,9	0,2	0,0	1,6	0,9	0,2	0,0	1,2	0,9	0,2	0,0	1,6	0,9
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	1,1	1,1	2,8	2,8	1,0	1,0	4,9	3,9	2,4
Ярославнефтеоргсинтез
-существующая сеть НПП	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	0,0	0,0	2,0	2,0	0,0	0,0	2,0	2,0	2,0
ИТОГО	3,9	0,7	21,1	16,5	2,0	0,0	27,0	17,2	5,0	1,8	25,9	21,3	3,0	1,0	33,9	23,1	8,6
в т.ч. НПП «Кстово-
Приморск»	~	-	-	-	-	-	-	-	1,6	1,4	12,2	11,1	1,2	1,0	15,0	12,5	8,6

Сдача светлых нефтепродуктов в магистральный трубопроводный транспорт к 2007-2010 году, млн.т/год

	Сдача светлых нефтепродуктов в магистральный трубопроводный транспорт к 2010-2015 году, млн.т/год	Экспорте учетом конк урирующих проектов
	Ситуация «Без проекта»	Ситуация «С проектом»
Нефтеперерабатывающий	Автобензин	Дизтопливо	Авиакеросин	Итого	Автобензин	Дизтопливо	Авиаке	росин	Итого
о ГО	Всего	В т.ч. экспорт	Всего	в т.ч. экспорт	Всего	в т.ч. экспорт	Всего	в т.ч. экс-пор т	Всего	в т.ч. экспорт	Всего	в т.ч. экспорт	Всего	в т.ч. экспорт	Всего	в т.ч. экс-пор т
Омский НПЗ
-существующая сеть НПП	0,6	0,0	3,4	2,7	0,0	0,0	4,0	2,7	0,5	0,0	2,4	1,9	0,0	0,0	2,9	1,9
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	0,1	0,0	1,0	0,8	0,0	0,0	1,1	0,8	0,8
Уфимские НПЗ
-существующая сеть НПП	1,3	0,3	5,3	3,6	0,0	0,0	6,6	3,9	1,1	0,2	4,7	3,0	0,0	0,0	5,8	3,2
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Пермнефтеоргсинтез
-существующая сеть НПП	0,2	0,0	2,9	2,6	0,0	0,0	3,1	2,6	0,2	0,0	0,1	0,0	0,0	0,0	0,3	0,0
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	0,0	0,0	2,8	2,6	0,0	0,0	2,8	2,6	0,6
Нижнекамскнефтехим
-существующая сеть НПП	0,2	0,0	2,0	1,4	0,0	0,0	2,2	1,4	0,2	0,0	0,4	0,1	0,0	0,0	0,6	0,1
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	0,0	0,0	1,6	1,3	0,0	0,0	1,6	1,3	1,3

Таблица 2-13. Сопоставительный анализ ситуаций «С проектом» и «Без проекта» (2010-2015 гг.)

					Эксп
		Ситуация «Без проекта»				Ситуация «С проектом»			орт с учето
Нефтеперерабатывающий												м конк
	Автобензин	Дизтопливо	Авиакеросин	Итого	Автобензин	Дизтопливо	Авиаке	росин	Итого
завод								в								в	урир
		В		в		в				в		в					ующ
								т.ч.						в т.ч.		т.ч.
	Всего	т.ч.	Всего	т.ч.	Всего	т.ч.	Всего	экс-	Всего	т.ч.	Всего	т.ч.	Всего	экс-	Всего	экс-	прое
		экс-		экс-		экс-				экс-		экс-
		порт		порт		порт		пор т		порт		порт		порт		пор т
Московский НПЗ
-существующая сеть НПП	0,8	0,2	1,5	1,1	0,4	0,0	2,7	1,3	0,6	0,0	1,3	0,9	0,4	0,0	2,3	0,9
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	0,2	0,2	0,2	0,2	0,0	0,0	0,4	0,4	0,4
Киришинефтеоргсинтез
-существующая сеть НПП	0,2	0,0	2,6	2,4	0,2	0,0	3,0	2,4	0,2	0,0	2,6	2,4	0,2	0,0	3,0	2,4
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	2,0	2,0	2,2	2,1	1,4	1,4	5,6	5,5	3,4
Ярославнефтеоргсинтез
-существующая сеть НПП	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-НПП «Кстово-Приморск»	-	-	-	-	-	-	-	-	0,0	0,0	2,1	2,0	0,0	0,0	2,1	2,0	2,0
ИТОГО	4,0	0,7	24,4	20,1	2,1	0,0	30,5	20,8	6,0	2,7	28,7	24,2	3,5	1,4	38,2	28,3	10,7
в т.ч. НПП «Кстово-
	-		-	-	-	-	-		2,6	2,3	13,1	12,1	1,7	1,4	17,4	15,8	10,7
Приморск»

2.4 Обоснование уровня принятых тарифов

В соответствие с утвержденной Федеральной энергетической комиссией «Методикой расчета тарифов на услуги по транспортировке нефтепродуктов в системе магистральных нефтепродуктопроводов РФ» (Постановление ФЭК России от 16 октября 2002 г. №70-э/5) тарифы должны обеспечить покрытие экономически обоснованных затрат, образование чистой прибыли, необходимой для финансирования мероприятий по модернизации, техническому перевооружению, реконструкции, повышению надежности, экологической безопасности и сокращению аварийности объектов организаций нефтепродуктопроводного транспорта, решения задач социальной поддержки и социального развития и выплаты дивидендов по акциям в соответствии с действующим законодательством РФ.

При создании новых основных фондов прибыль должна обеспечивать погашение инвестиционного кредита, привлеченного для их создания, и процентов по нему.

Для расчета используются следующие переменные:

Ко - сумма кредита, полученного и использованного для сооружения основных производственных средств (ОПС), принятых в эксплуатацию, млн.USD;

i -- годовая ставка возврата капитала, млн.USD;

m -- срок строительства, мес;

п - срок возврата кредита, обусловленный кредитным договором, мес;

I - льготный период - время отсрочки по возврату кредитов, исчисляемое от ввода объектов в эксплуатацию до начала выплат возврата по кредитам, мес;

N - норма амортизации, %;

к - сумма части основного долга и процентов (в дальнейшем - «возврат кредита с процентами»), выплачиваемая на шаге j, млн.USD;

г -- коэффициент реновации капитала, табулированный в зависимости от значений i и п, и

За время строительства проценты за кредит прибавляются к основной сумме долга (Кк) и размер долга возрастает по формуле сложных процессов:

Кк = Ко*(Ж)^т

В то же время расчетный уровень тарифов нефтепродуктопровода «Кстово - Второво -- Ярославль -- Кириши -- Приморск» должен обеспечить конкурентоспособность трубопровода, снизить транспортную составляющую нефтяных компаний - поставщиков светлых нефтепродуктов и, соответственно, создать предпосылки повышения эффективности продаж экспортной продукции.

Для определения уровня тарифа, обеспечивающего конкурентоспособность нефтепродуктопровода, выполнен анализ действующих тарифов на доставку светлых нефтепродуктов на морские перевалочные терминалы железнодорожным, трубопроводным и смешанным (трубопроводно-железнодорожным) транспортами в направлениях:

· Вентспилс;

· Таллинн;

· Клайпеда;

· Санкт-Петербург;

· Новороссийск;

· Одесса.

Выполненный анализ показывает, что нефтепродуктопроводные тарифы в направлении на Вентспилс для подавляющего большинства потенциальных поставщиков являются наименее затратными (исключительно с точки зрения о транспортной составляющей) по сравнению с другими альтернативными направлениями и могут быть приняты за основу при установлении тарифов на Приморск по проектируемому МНПП с небольшим снижением (порядка 5 %), учитывая увеличение дальности морских перевозок из Приморска.

Это позволит создать равные конкурентные условия в системе ОАО «АК Транснефтепродукт» и предотвратит возможные убытки системы в целом от перераспределения грузопотоков по трубопроводной сети в случае резкого снижения тарифов в направлении на Приморск.

Методический принцип определения эффективности экспортных продаж принят на основе сопоставления цены реализации дизельного топлива на внутреннем рынке РФ и на внешнем.

Цена дизельного топлива ФОБ (цена, включающая доставку и по грузку на борт судна) в портах и на внутреннем рынке для рассматриваемых заводов-поставщиков принята на основе публикаций и сведений из различных информационных источников («Петролеум Аргус СНГ», «ЦИК ННР Кортес»).

В таблице 2-14 приведены тарифы по отдельным существующим участкам МНПП в соответствии со «Сборником действующих тарифов на услуги нефтепродуктопроводного транспорта ОАО «АК Транснефтепродукт» (по состоянию на 01.04.2006 г.). Данные тарифы использованы для расчета тарифных ставок на конкретных участках проектируемого МНПП.

Таблица 2-14. Тарифы по отдельным участкам МНПП системы ОАО «АК ТНП»

Участок МНПП	Тарифные ставки за операции, долл./т (без НДС)
«Н. Новгород - ППС Второво» «Кириши - Морской порт»	3,95 3,76

На основе выполненного анализа тариф на прокачку на участке «ГПС Кириши -Приморск» принят на уровне 7 $/т (без НДС). Для определения тарифа на данном участке за альтернативный вариант доставки была принята транспортировка железнодорожным транспортом в морской порт Санкт-Петербурга. Это сделано в связи с ограниченной пропускной способностью трубопроводного транспорта в аналогичном направлении. Тариф на прокачку на участке «ППС Второво - Приморск» принят на уровне 31,7 $/т (без НДС). Внутри данного отрезка также выделяется участок «ППС Ярославль - Приморск» в связи с добавлением дополнительного объема перекачиваемых нефтепродуктов. На данном отрезке тариф принят на уровне 24,9 $/т (без НДС). В таблице 1-17 приведены тарифы по конкретным участкам МНПП.

Таблица 2-15. Тарифы по конкретным участкам МНПП

Участок МНПП	Тарифные ставки за операции, долл./т (без НДС)
«ГПС Кириши - Приморск» «ППС Второво -- Приморск» «ППС Ярославль - Приморск»	7, 3 1,7 24,9

План производства продукции представлен в таблице 2-16. Расчет выручки от реализации произведен на основе следующих ежегодных объемов перекачки, обусловленных техническим заданием на проектирование:

· участок «ППС Второво - ППС Ярославль» - 6,4 млн. т;

· участок «ППС Ярославль - Приморск» - 8,4 млн. т;

· участок «ГПС Кириши -- Приморск» - 8,5 млн. т.

Необходимо отметить, что потенциальная возможность объемов транспортировки, определенных техническим заданием на проектирование (8,5 млн. т/год), подтверждается маркетинговым прогнозом, приведенным в п. 1.3.3: в период 2007-2010 гг. имеется потенциальная возможность экспорта в направлении Балтики на уровне 16,5 млн. т/год (с учетом существующих сетей МНПП и конкурирующих проектов - 8,6 млн.т.).

Таблица2-16. Ежегодная производственная программа проектируемого МНПП по отдельным участкам (в текущих ценах)

Участок МНПП	Объем перекачки, млн. т	Выручка от реализации, млн. долл. (без НДС)
ППС Второво - ППС Ярославль ППС Ярославль - Приморск ГПС Кириши - Приморск	6,4 8,4 8,5	43,52 209,16 59,5
Итого		312,18

Глава III. Оценка эффективности инвестиционного проекта«Магистральный нефтепродуктопровод 'Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск (I очередь)»

3.1 Оценки инвестиционных издержек

Общие инвестиционные издержки на строительство I очереди МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» включают в себя затраты учтенные в составе сметной документации, разработанной в ОАО «Гипровостокнефть», затраты не вошедшие в сметную документацию, а так же средства на формирование оборотного капитала.

В составе инвестиционных издержек I очереди МНПП выделены затраты по пусковым комплексам - «Кириши-Приморск», «Второво-Приморск», которые могут эксплуатироваться как самостоятельные технологические единицы.

График строительства предполагает, в соответствии с проектом организации строительства, следующее разбиение по годам строительства инвестиционных затрат:

линейная часть и сооружения ППС: 1 год строительства - 40 %, 2 год - 60 %;

остальные затраты -- 100 % во 2-ой год строительства.

Общая структура инвестиционных издержек с учетом НДС представлена в таблице 3-1. Графически структура инвестиционных издержек представлена на рисунке 3.1.1.

Затраты на сооружение объектов пускового комплекса «ГПС Кириши - Приморск» составят 314,1 млн. долл., в том числе 183,4 млн. долл. в линейную часть. Инвестиционные издержки на сооружение пускового комплекса «Второво-Приморск» составят 749,0 млн. долл., в том числе 521,4 млн. долл. в линейную часть.

Средства, необходимые для формирования оборотного капитала эксплуатирующего предприятия, включают следующие элементы:

разность между оборотными активами и оборотными пассивами;

заполнение минимально требуемого технологического остатка нефтепродуктов на объектах I очереди МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск»;

затраты на создание финансового резерва по предупреждению чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных объектах и объектах жизнеобеспечения.

Размер оборотного капитала определяется на базе расчета нормируемых запасов сырья и материалов на складе, незавершенного производства, готовой продукции, счета к получению и резерва денежных средств. Все остальные статьи, составляющие оборотные активы, как правило, не подлежат нормированию. Они покрываются за счет временно привлекаемых денежных ресурсов и поэтому в составе собственных нормируемых оборотных средств не включаются.

В текущие нормируемые пассивы включают счета к оплате, расчеты с бюджетом, расчеты с персоналом, авансы, проценты к уплате.

Потребность в оборотном капитале определяют путем вычитания из величины нормируемых текущих активов нормируемых текущих пассивов.

Следует отметить, что при расчете денежных потоков был определен прирост (высвобождение) потребности в инвестициях, необходимых для формирования оборотных активов на каждом шаге расчетного периода. Прирост потребности в оборотном капитале определен как разность потребности в оборотном капитале на данном шаге и профинансированной потребности в оборотном каптале на предшествующем шаге.

Объем минимально требуемого технологического остатка нефтепродуктов на объектах I очереди МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» оценен в соответствии с техническими характеристиками и составил:

для пускового комплекса «ГПС Кириши - Приморск» - 71091,5 м³;

для пускового комплекса «ППС Второво - Приморск» - 217641 м³;

Стоимость 1 тонны нефтепродуктов принята на уровне 355,2 долл.

Затраты на приобретение нефтепродуктов для заполнения пускового комплекса «ГПС Кириши - Приморск» - составят 21716,5 тыс. долл.

Аналогичные затраты по пусковому комплексу «ППС Второво - Приморск» составят 66483,2 тыс. долл.

Затраты на формирование финансового резервного фонда ГО и ЧС определены в размере 1448,3 тыс. долл. (70000 минимальных окладов труда), исходя из вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций техногенного характера на объектах НГТП ОАО «АК «Транснефтепродукт» и возникающих затрат на их ликвидацию.

Количественный и качественный состав транспортных средств, не входящих в сметную стоимость, наличие которых необходимо для нормального функционирования объектов I очереди МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» представлен в томе 6 кн. 4. Общая стоимость транспортных средств, не вошедших в сметную стоимость, составила - 7,3 млн. долл.

Таблица 3-1.Общая структура инвестиционных издержек

Направление затрат	Стоимость, млн. долл.
	Пусковой комплекс «Второво-Приморск»	Пусковой комплекс «Кириши-Приморск»	Полное развитие МНПП
Линейная часть Объекты и сооружения ППС 'Ярославль' Объекты и сооружения ППС 'Некоуз' Объекты и сооружения ППС 'Быково' Объекты и сооружения ППС 'Песь' Объекты и сооружения ППС 'Невская' Объекты и сооружения в районе ГПС 'Кириши' Транспортные средства не входящие в сметную стоимость Затраты на приобретение нефтепродуктов для заполнения МНПП Затраты на формирование резервного фонда ГО и ЧС	521,4 35,9 23,3 21,7 21,7 28,9 22,6 5,9 66,5 1,1	183,4 14,2 11,6 3,6 77,8 1,4 21,7 0,4	704,8 50,1 23,3 21,7 3 3,3 32,5 100,4 7,3 88,2 1,5
Итого	749,0	314,1	1063,1

Рисунок 3.1.1. Структура суммарных капитальных вложений

3.2 Расчет текущих издержек

Оценка эксплуатационных затрат на трубопроводный транспорт светлых нефтепродуктов по проектируемым участкам МНПП произведена по элементам затрат, на основе фактических данных, предоставленных ОАО «АК Транснефтепродукт», ООО «Балттранснефтепродукт» и данных, разработанных ОАО «Гипровостокнефть». К данным ОАО «Гипровостокнефть» относятся численность персонала и технологические расходные показатели в натуральном выражении (потребление электроэнергии, топлива и т. д.), представленные в соответствующих томах проектной документации. К данным ОАО «АК Транснефтепродукт» относится, главным образом, калькуляция себестоимости перекачивающих дочерних организаций за 2003 г. При расчете эксплутационных издержек использовались методы прямого счета и метод удельных показателей. Методом прямого счета были рассчитаны следующие элементы затрат: затраты на оплату труда; отчисления (ЕСН); амортизация; электроэнергия, топливо, затраты по охране. Остальные элементы затрат подсчитаны с использованием удельных показателей, с учетом различий в специфике их формирования на действующих перекачивающих организациях (с высокой степенью износа основных фондов) и вновь вводимых в эксплуатацию. Также учтено влияние экономико-географической зоны деятельности различных дочерних перекачивающих организаций.

Эксплуатационные расходы рассчитаны в разрезе следующих элементов:

o сырье и материалы;

o топливо;

o работы, услуги сторонних организаций;

o электроэнергия;

o затраты на оплату труда;

o отчисления (ЕСН);

o амортизационные отчисления;

o управленческие расходы;

o коммерческие расходы;

o налоги, входящие в себестоимость;

o прочие затраты.

Расчет затрат на оплату труда персонала по категориям выполнен на основе данных, предоставленных ОАО «АК «Транснефтепродукт». Уровень оплаты труда управленческого персонала принят на уровне среднего значения по фактическим данным ОАО «Петербургтранснефтепродукт», по остальным категориям персонала на основе среднего значения по оплате труда «Петербургтранснефтепродукт» и «Рязаньтранснефтепродукт». Численность персонала принята на основе нормативных данных, представленных в Томе 4 «Организация условий труда работников. Управление производством и предприятием» (п. 1.3. «Количество рабочих мест и численность работающих»).

Структура персонала по категориям, а так же средняя заработная плата и отчисления во внебюджетные фонды на полное развитие МНПП представлены в таблице 3-2.

Таблица 3-2 . Структура персонала по категориям. Средняя заработная плата и отчисления во внебюджетные фонды. Полное развитие МНПП.

Наименование категории персонала	Средняя з/п (с премиями), $/год	ЕСН, $/год (на 1 человека)
Расходы на содержание производственного персонала Расходы на оплату труда одного работника Численность В том числе: Расходы на содержание основного производственного персонала Расходы на оплату труда одного работника Численность Расходы на содержание вспомогательного производственного персонала Расходы на оплату труда одного работника Численность	3119025,6 3112,8 1002 308167,2 3112,8 99 2810858,4 3112,8 903	1108,2
Расходы на содержание административно-управленческого персонала Расходы на оплату труда одного работника Численность В том числе: Расходы на содержание руководителей Расходы на оплату труда одного работника Численность Расходы на содержание специалистов Расходы на оплату труда одного работника Численность	4133915,5 5781,7 715 860955,5 7234,92 119 3272969,8 5491,56 596	1694,3
	Средняя з/п	ЕСН,
Наименование категории персонала	(с премиями),	$/год (на 1
	$/год	человека)
Итого:
Расходы на содержание персонала	7252950,9
Расходы на оплату труда одного работника	4224,2	1382,8
Численность	1717

Расходы на электроэнергию рассчитаны на основе потребляемой электроэнергии и расчетных нагрузок (расчетные данные ОАО «Гипровостокнефть»). Величины двухставочного тарифа по территориям прохождения трассы продуктопровода предоставлены заказчиком.

В связи с тем, что регулирование работы насосов осуществляется методом дросселирования, затраты на перекачку носят постоянный характер и не зависят от объема перекачки. К постоянной компоненте затрат на электроэнергию относят затраты на привод подпорных насосов, остальные потребители относятся к переменной компоненте затрат. Переменный характер указанных затрат связан с сезонностью эксплуатации (зима, лето). Однако в пределах расчетного периода (1 год) эта величина не изменяется и сохраняет свое значение на всех интервалах планирования. Таким образом все затраты по элементу электроэнергия в годовом разрезе носят постоянный характер во всех периодах планирования. Затраты на электроэнергию рассчитаны на основе двухставочного тарифа.

Потребление электроэнергии и электрические нагрузки в натуральном выражении представлены в таблице 3-3.

Таблица -3-3Потребление электроэнергии и электрические нагрузки

Наименование площадки	Субъект федерации	Электропотребление тыс. кВт-час	Расчетн. максим, нагрузка, кВт	Двухставочный тариф
				За потребляемую э/энергию, руб./кВт-час	За расчетную нагрузку, руб/кВт/год
ППС «Второво» ППС «Ярославль» ППС «Некоуз» ППС «Быково» ППС «Песь» ГПС «Кириши» ППС «Невская»	Ярославская область Ярославская область Ярославская область Новгородская область Новгородская область Ленинградская область Ленинградская область	31480 41450 30443 30443 30443 25488 57692	4110 5590 4078 4078 4078 4163 7794	0,87 0,87 0,87 1,05 1,05 0,88 0,88	1540,4 1540,4 1540,4 1865,2 1865,2 1500,0 1500,0

Затраты на электроэнергию в течение года составят:

по пусковому комплексу «Кириши-Приморск» 988,7 тыс. долл. (в том числе за потребляемую энергию 773,4 тыс. долл., за расчетную нагрузку 215,3 тыс. долл.);

«Второво-Приморск» 8715,4 тыс. долл. (в том числе за потребляемую энергию 7055,9 тыс. долл., за расчетную нагрузку 1659,5 тыс. долл.);

при полном развитии 9704,1 тыс. долл. (в том числе за потребляемую энергию 7829,3 тыс. долл., за расчетную нагрузку 1874,8 тыс. долл.).

Необходимо учитывать, что вышеприведенные затраты на электроэнергию приведены в текущих ценах, а в таблице 3-6 они приведены в прогнозных ценах. Именно этим объясняется разница в значениях.

Затраты на ремонт приняты на уровне 25 % от амортизационных отчислений в первые 15 лет функционирования и 40 % - в последующий период, что соответствует общепринятому отраслевому уровню отчислений, используемому в целях инвестиционного проектирования. Данный уровень подтверждается фактическими данными по проектам, выполненным специалистами ОАО «Гипровостокнефть» и реализованным в последнее время в области транспорта нефтепродуктов (МНПП «Андреевка - Орехово-Зуево», НПП «Пермь -Андреевка» ОАО «ЛУКОЙЛ»).

Необходимо отметить, что на практике чаще всего складывается ситуация, когда в первые годы эксплуатации затраты на ремонт минимальны, но со временем они вырастают до очень значительного уровня. Однако определить их динамику и значения с достаточной точностью при проектировании не представляется возможным. Именно поэтому в инвестиционном проектировании используется метод экспертной оценки на основе анализа фактических данных, позволяющий с достаточной степенью точности определить будущие затраты за весь период проектирования. Данный подход используется в инвестиционном проектировании не только в отношении ремонтов, но и по некоторым другим элементам и статьям затрат (сырье и материалы, диагностические работы, управленческие, коммерческие расходы, все виды затрат с формулировкой «прочие» и «другие»).

Натуральные показатели объемов дизельного топлива, потребляемого котельными на продуктоперекачивающих станциях и затраты на его приобретение представлены в таблице 1-22. Стоимость 1 т дизельного топлива принята на уровне 355,2 долл. Проектируемые объекты ППС «Кстово» планируется отапливать от существующей котельной.

Таблица 3-4. Расходы дизельного топлива и затраты на его приобретение

Наименование площадки	Расход топлива, кг/ч	Продолжительность отопительного периода, сут.	Затраты на потребляемое топливо, тыс. долл.
ППС «Второво»	121	213	220,2
ППС «Ярославль»	481	222	910,3
ППС «Некоуз»	172	222	325,5
ППС «Быково»	174	222	329,3
ППС «Песь»	168	227	325,1
ППС «Невская»	198	220	371,3
ГПС «Кириши»	202	222	382,3
Итого	1516	-	2864,0

Калькуляция затрат на услуги охраны предоставлена заказчиком. Затраты на 1 человека из структур, относящихся к охране, составляют 8,08 тыс. долл. в год.

Калькуляция затрат на страхование ОФ предоставлена заказчиком. Затраты в период строительства составили 4468,6 тыс. долл.

Эксплуатационные затраты по определены в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов», Главой 25 Налогового кодекса РФ, Положениями по бухгалтерскому учету «Расходы организации», «Учет основных «Второво-Приморск» 8715,4 тыс. долл. (в том числе за потребляемую энергию 7055,9 тыс. долл., за расчетную нагрузку 1659,5 тыс. долл.); при полном развитии 9704,1 тыс. долл. (в том числе за потребляемую энергию 7829,3 тыс. долл., за расчетную нагрузку 1874,8 тыс. долл.).

Необходимо учитывать, что вышеприведенные затраты на электроэнергию приведены в текущих ценах, а в таблице 1-24 они приведены в прогнозных ценах. Именно этим объясняется разница в значениях.

Затраты на ремонт приняты на уровне 25 % от амортизационных отчислений в первые 15 лет функционирования и 40 % - в последующий период, что соответствует общепринятому отраслевому уровню отчислений, используемому в целях инвестиционного проектирования. Данный уровень подтверждается фактическими данными по проектам, выполненным специалистами ОАО «Гипровостокнефть» и реализованным в последнее время в области транспорта нефтепродуктов (МНПП «Андреевка - Орехово-Зуево», НПП «Пермь -Андреевка» ОАО «ЛУКОЙЛ»).

Необходимо отметить, что на практике чаще всего складывается ситуация, когда в первые годы эксплуатации затраты на ремонт минимальны, но со временем они вырастают до очень значительного уровня. Однако определить их динамику и значения с достаточной точностью при проектировании не представляется возможным. Именно поэтому в инвестиционном проектировании используется метод экспертной оценки на основе анализа фактических данных, позволяющий с достаточной степенью точности определить будущие затраты за весь период проектирования. Данный подход используется в инвестиционном проектировании не только в отношении ремонтов, но и по некоторым другим элементам и статьям затрат (сырье и материалы, диагностические работы, управленческие, коммерческие расходы, все виды затрат с формулировкой «прочие» и «другие»).

Натуральные показатели объемов дизельного топлива, потребляемого котельными на продуктоперекачивающих станциях и затраты на его приобретение представлены в таблице3-5. Стоимость 1 т дизельного топлива принята на уровне 355,2 долл. Проектируемые объекты ППС «Кстово» планируется отапливать от существующей котельной.

Таблица3-5. Расходы дизельного топлива и затраты на его приобретение

Наименование площадки	Расход топлива, кг/ч	Продолжительность отопительного периода, сут.	Затраты на потребляемое топливо, тыс. долл.
ППС «Второво»	121	213	220,2
ППС «Ярославль»	481	222	910,3
ППС «Некоуз»	172	222	325,5
ППС «Быково»	174	222	329,3
ППС «Песь»	168	227	325,1
ППС «Невская»	198	220	371,3
ГПС «Кириши»	202	222	382,3
Итого	1516	-	2864,0

Калькуляция затрат на услуги охраны предоставлена заказчиком. Затраты на 1 человека из структур, относящихся к охране, составляют 8,08 тыс. долл. в год.

Калькуляция затрат на страхование ОФ предоставлена заказчиком. Затраты в период строительства составили 4468,6 тыс. долл.

Эксплуатационные затраты по определены в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов», Главой 25 Налогового кодекса РФ, Положениями по бухгалтерскому учету «Расходы организации», «Учет основных

средств» и «Методикой определения тарифов на услуги по транспортировке нефтепродуктов по магистральным трубопроводам Российской Федерации».

Удельные показатели, использованные при проведении расчетов эксплуатационных расходов, приведены в таблице 3-6

Таблица3-6. Удельные показатели эксплутационных затрат

Элементы затрат	удельный расход	на единицу
Сырье и материалы	0,46 долл.	тыс. ткм
Работы и услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями в том числе: диагностические работы Связь затраты по охране и защите Прочие Управленческие расходы	0,25 долл. 0,14 долл. 0,80 долл. 0,18 долл. 0,03 долл.	тыс. ткм тыс. ткм чел. (охрана) тыс. ткм тыс. ткм
Коммерческие расходы	0,21 долл.	тыс. ткм
Налоги и сборы, включаемые в себестоимость	0,09 долл.	тыс. ткм
Прочие затраты	0,16 долл.	тыс. ткм

В таблице 3-7 приведены годовые эксплутационные затраты в текущих ценах по пусковым комплексам отдельно и в целом на полное развитие МНПП. Значения основных элементов затрат по годам неизменно, поэтому в таблице приводятся значения для первого года эксплуатации МНПП. Проследить динамику эксплутационных затрат можно в отчете о движении денежных средств.

Таблица 3-7 Ежегодные эксплуатационные затраты по пусковым комплексам и в целом

Элемент затрат	Значение, тыс. долл. в год
	ГПС Кириши -Приморск	ППС Второво -Приморск	Полное развитие МНПП
1. Сырье и материалы	1270,3	4110,6	5381,0
2. Топливо	405,9	2635,0	3040,9
3. Работы, услуги сторонних организаций в том числе: текущий ремонт капитальный ремонт диагностические работы связь затраты по охране и защите страховые платежи прочие	4180,3 690,9 1612,1 338,1 690,4 351,7 1343,4 497,1	11702,2 1560,5 3641,1 1251,1 2234,0 1407,0 3134,5 1 608,5	15933,5 2252,1 5254,9 2924,5 1637,7 1758,7 4477,6 2105,6
4. Электроэнергия	1049,8	9253,6	10303,4
5. Затраты на оплату труда с отчислениями	291,8	9850,7	10142,3
6. Амортизационные отчисления	8676,0	19596,1	28281,5
7. Управленческие расходы	82,8	268,1	350,9
8. Коммерческие расходы	579,9	1876,6	2456,5
9. Налоги, входящие в себестоимость	248,5	804,3	1052,8
10. Прочие затраты	441,9	1429,8	1871,6
Итого	17227,2	61527,0	78814,4

Страховые платежи осуществляются в период строительства, т.е. в 2005-2006 гг.

В данной таблице они приведены справочно и не включены в итоговые цифры (страховые платежи предоставлены заказчиком).

3.3 Коммерческая эффективность, финансирование и эффективность участия

Эффективность инвестиционного проекта (ИП) -- категория, отражающая соответствие проекта, порождающего данный ИП, целям и интересам его участников. В соответствии с официальным изданием РФ «Методические рекомендации по оценке эффективности ИП» (вторая редакция, 2000 г.) показатели коммерческой эффективности проекта учитывают финансовые последствия его осуществления для участника, реализующего ИП, в предположении, что он производит все необходимые для реализации проекта затраты и пользуется всеми его результатами. При использовании заемных средств расчет показателей коммерческой эффективности является необязательным.

Оценка коммерческой эффективности инвестиционного проекта строительства I очереди МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» выполнена для отдельных пусковых комплексов и полного развития МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск».

Инвестиционный проект I очередь МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск», характеризуется положительными показателями коммерческой эффективности, что свидетельствует о целесообразности реализации данного инвестиционного проекта.

В связи с положительными значениями коммерческой эффективности рассматриваемого инвестиционного проекта и дальнейшей оценкой эффективности участия в проекте, детальный анализ формирования показателей коммерческой эффективности в настоящем разделе подробно не рассматривался.

Показатели коммерческой эффективности по пусковым комплексам «Второво-Приморск», «Кириши-Приморск» и полному развитию МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» представлены в таблице 3-8

Таблица 3-8Показатели коммерческой эффективности проекта

Наименование показателей	Значение
	Пусковой комплекс «Второво-Приморск»	Пусковой комплекс «Кириши-Приморск»	Полное развитие МНПП
Чистый дисконтированный доход (ЧДД), млн. долл. Внутренняя норма дохода (ВНД), % Ставка дисконтирования, % Срок окупаемости, лет Индекс доходности, доли единицы	1136,7 25 10 5,9 2,6	175,9 16 10 10,9 1,6	1311,6 23 10 6,8 2,3

Рассмотрим показатели по итогам пуска первой очереди

, = (20178-17227,2): (1+0,15)⁶=1136,7

Внутренняя норма дохода:

ВНД=(20178-17227,2)* 100 % : 17227,2=25 %

Срок окупаемости при затратах на первую очередь:

Т=17227,2:2919,5=5,9

Индекс доходности

ИД=44790,72: 17227,2=2.6

По показателю второй очереди

, = (61570,5-1311,6): (1+0,15)⁷ =1311,6

Внутренняя норма дохода:

ВНД=(71371,32-61527,0)* 100 % : 61527,0=16 %

Ставка дисконтирования принята 10 %

Срок окупаемости затрат во вторую очередь:

Т=61527,0:5644,9=10,9 лет

Индекс доходности

ИД=98443,2: 61527,0=1,6

По всему проекту:

, = (61570,5-78814,4): (1+0,15)¹¹ =175,9

Внутренняя норма дохода:

ВНД=(91424,7-78814,4)* 100 % : 78814,4=16 %

Ставка дисконтирования принята 10 %

Срок окупаемости затрат:

Т=78814,4:11590,4 =6,8 лет

Индекс доходности

ИД=181273,12: 78814,4=2,3

Потребность в денежных средствах, необходимых для финансовой реализации проекта строительства I очереди МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» определена на стадии оценки коммерческой эффективности, на основе отчета о движении денежных средств, учитывающего операционную и инвестиционную деятельность предприятия.

Расчет эффективности участия в инвестиционном проекте строительство I очереди МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» выполнен с учетом проектной схемы финансирования, которая предполагает, что исключительно проект генерирует поток денежных средств, достаточный для выполнения всех финансовых обязательств в требуемый срок и в полном объеме.

Структура требуемого капитала представлена следующим образом: 30 % собственные средства, 70 % заемные средства (данные заказчика). Погашение основного долга и процентов по нему предполагается равными долями. Ставка по кредиту (номинальная) принята на уровне 9 %, что соответствует кредитной истории ОАО «АК»Транснефтепродукт», а так же общедоступной статистической информации об условиях привлечения средств отечественными компаниями ТЭК в целях финансирования крупных инвестиционных проектов.

Как было отмечено, проектная схема финансирования предполагает привлечение средств в необходимых для финансовой реализации инвестиционного проекта объемах, при этом проект должен исключительно сам генерировать необходимые денежные средства, требуемые для погашения основного долга и процентов по нему, а также все прочие финансовые обязательства.

В соответствии с потребностью в средствах и структурой капитала, а также в целях оптимизации схемы финансирования предполагается использование двух кредитных линий. Объем заемных средств по пусковым комплексам составит: 2005 г. 2006 г. 2011г. Всего Второво - Приморск 194,0 млн. долл. 346,1 млн. долл. - 540,1 млн. долл.

Кириши - Приморск 83,4 млн. долл. 141,9 млн. долл. 6,5 231,8 млн. долл.

Полное развитие 277,4млн. долл. 488,9млн. долл. - 766,4млн. долл.

План финансирования инвестиционного проекта строительство I очереди МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» по пусковым комплексам и на полное развитие представлен в приложении 1.

В результате выбранной схемы финансирования кредитная организация вернет следующие объемы денежных средств:

Второво -- Приморск -- 716,7 млн. долл. Кириши - Приморск - 307,6 млн. долл. Полное развитие - 1017,2 млн. долл.

Далее определены значения показателей эффективности участия ООО «Балттранснефтепродукт» в инвестиционном проекте строительства I очереди МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск». Эффективность участия в проекте определяется с целью проверки реализуемости ИП и заинтересованности в нем всех его участников.

Показатели эффективности участия рассчитаны по пусковым комплексам «Второво-Приморск», «Кириши-Приморск», а так же для полного развития МНПТТ «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск».

Специфическими потоками денежных средств, учитывающимися при расчете показателей эффективности участия, являются потоки, связанные с финансовой деятельностью предприятия: привлечение средств - в качестве притока денежных средств; возврат основного долга и процентов по нему - в качестве оттока денежных средств.

Оценка показателей эффективности участия проведена на основе приведенной выше схемы финансирования.

В настоящем разделе приведены прогнозные отчеты о движении денежных средств ООО «Балттранснефтепродукт» за рассматриваемый период. Следует отметить, что по строке «Внереализационные доходы» отражен возврат «НДС-уплаченного» по капитальным вложениям.

Выбранный тариф и схема финансирования позволяют получить приемлемые для участника проекта (ООО «Балттранснефтепродукт») показатели эффективности, как по пусковым комплексам, так и по проекту в целом. На основе данных показателей можно признать целесообразным реализацию проекта с точки зрения ООО «Балттранснефтепродукт» и кредитной организации.

Следует отметить, что денежный поток, генерируемый инвестиционным проектом, достаточен для того, чтобы вернуть заемные средства в более ранние сроки, нежели это предусмотрено схемой финансирования. Однако, при такой схеме движения заемных средств инвестиционного проекта снижается эффективность участия собственных средств. Более подробно влияние кредитного срока на показатели эффективности участия рассмотрено при осуществлении анализа чувствительности.

Показатели эффективности участия по пусковому комплексу «Второво-Приморск» и «Кстово-Приморск», а так же при полном развитии МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» представлены в таблице 3-9.

Необходимо учитывать, что во всех нижеследующих таблицах расчеты осуществлены в прогнозных ценах. Именно этим, например, объясняется, что выручка от реализации продукции и связанный с ней НДС в нижеследующих таблицах по 2007 году отличается от аналогичных показателей, в которой они представлены в текущих ценах 2005 г.

Таблица 3-9. Показатели эффективности участия

Наименование показателей	Значение
	Пусковой комплекс «Второво-Приморск»	Пусковой комплекс «Кириши-Приморск»	Полное развитие МНПП
Чистый дисконтированный доход (ЧДД), млн. долл. Внутренняя норма дохода (ВНД), % Ставка дисконтирования, % Срок окупаемости, лет Индекс доходности, доли единицы	1155,0 40 10 4,8 2,6	183,7 20 10 10,4 1,6	1337,6 34 10 6,5 2,3

При проведении анализа чувствительности рассмотрено влияние основных параметров реализации проекта (цена продукции, объем прокачки, капитальные вложения, текущие затраты, а также срок кредитования) на показатели коммерческой эффективности и эффективности участия.

Наибольшее влияние на показатели эффективности проекта оказывает изменение цены продукции и объема прокачки.

Проведенный анализ чувствительности инвестиционного проекта «Магистральный нефтепродуктопровод «Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск (I очередь)» продемонстрировал очень высокую устойчивость показателей коммерческой эффективности проекта к изменению основных параметров и сохранение требуемой доходности инвестиций, при условии их значительного (до 40 %) изменения. Данные выводы сохраняются и в отношении рассматриваемых пусковых комплексов.

Таблица 3-10 Анализ чувствительности. Влияние изменения цены продукции. ППС «Второво - Приморск»

Показатели эффективности	Величина изменения цены продукции
	-40 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	311,1	723,9	1549,5	1962,4
ВНД %	14,8	20,4	30,3	34,9
Окупаемость, лет	12,6	7,8	4,8	4,2
Индекс доходности	1,4	2,0	3,1	3,7
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	329,3	742,2	1567,8	1980,6
ВНД %	17,7	28,2	52,2	64,4
Окупаемость, лет	12,0	7,6	2,8	2,2
Индекс доходности	1,5	2,0	3,2	3,7

Таблица 3-11. Анализ чувствительности. Влияние изменения объема прокачки. ППС «Второво - Приморск»

Показатели эффективности	Величина изменения объема прокачки
	-40 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	424,8	780,8	1492,7	1848,6
ВНД, %	16,4	21,1	29,7	33,7
Окупаемость, лет	10,8	7,5	4,9	4,3
Индекс доходности	1,6	2,1	3,1	3,5
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	443,1	799,0	1510,9	1866,9
ВНД, %	20,3	29,7	50,6	61,3
Окупаемость, лет	10,4	7,3,	3,0	2,3
Индекс доходности	1,6	2,1	3,1	3,6

Таблица 3-12. Анализ чувствительности. Влияние изменения текущих затрат. ППС «Второво - Приморск»

Показатели эффективности	Величина изменения текущих затрат
	-40 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	1251,7	1194,2	1079,2	1021,7
ВНД, %	26,8	26,1	24,8	24,1
Окупаемость, лет	5,6	5,7	6,1	6,3
Индекс доходности	2,7	2,7	2,5	2,4
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	1270,0	1212,5	1097,5	1040,0
ВНД, %	43,3	41,6	38,3	36,7
Окупаемость, лет	4,0	4,3	5,5	6,1
Индекс доходности	2,8	2,7	2,5	2,4

Таблица 3-13. Анализ чувствительности. Влияние изменения цен на капитальные вложения. ППС «Второво - Приморск»

Показатели эффективности	Величина изменения цен на капитальные вложения
	-25 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	1294,8	1263,2	1010,3	883,9
ВНД %	32,5	30,8	21,8	19,1
Окупаемость, лет	4,5	4,7	7,2	8,6
Индекс доходности	3,4	3,2	2,2	1,9
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	1313,1	1281,5	1028,6	902,1
ВНД %	157,3	90,7	28,3	22,6
Окупаемость, лет	1,3	1,6	7,0	8,4
Индекс доходности	3,4	3,2	2,2	1,9

Таблица 3-14. Анализ чувствительности. Влияние изменения продолжительности срока погашения кредита. ППС «Второво - Приморск»

Показатели эффективности	Величина изменения срока погашения кредита
	-40 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	1128,0	1132,4	1140,8	1144,8
ВНД %	25	25	26	26
Окупаемость, лет	6,0	5,9	5,9	5,8
Индекс доходности	2,6	2,6	2,6	2,6
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	1141,2	1148,2	1161,5	1167,8
ВНД %	34	37	43	46
Окупаемость, лет	5,9	5,8	3,5	3,0
Индекс доходности	2,6	2,6	2,6	2,6
Таблица 3-15. Анализ чувствительности. Влияние изменения цены продукции. ГПС «Кириши - Приморск»
Показатели эффективности	Величина изменения цены продукции
	-30 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	30,1	78,7	273,2	370,4
ВНД %	11,2	13,0	19,3	22,3
Окупаемость, лет	22,7	16,1	8,4	7,0
Индекс доходности	1,1	1,3	1,9	2,2
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	37,9	86,5	280,9	378,2
ВНД %	12,1	14,7	26,1	32,4
Окупаемость, лет	20,9	15,2	8,1	6,7
Индекс доходности	1,1	1,3	1,9	2,2

Таблица 3-16. Анализ чувствительности. Влияние изменения объема прокачки. ГПС «Кириши - Приморск»

Показатели эффективности	Величина изменения объема прокачки
	-40 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	11,4	93,7	258,2	340,5
ВНД %	10,4	13,5	18,9	21,4
Окупаемость, лет	27,9	15,0	8,7	7,3
Индекс доходности	1,0	1,3	1,9	2,1
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	19,2	101,5	266,0	348,3
ВНД %	11,0	15,5	25,2	30,6
Окупаемость, лет	25,3	14,2	8,3	7,0
Индекс доходности	1,1	1,3	1,9	2,1

Таблица 3-17. Анализ чувствительности. Влияние изменения текущих затрат. ГПС «Кириши - Приморск»

Показатели эффективности	Величина изменения текущих затрат
	-40 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	206,4	191,2	160,7	145,5
ВНД, %	17,2	16,7	15,8	15,3
Окупаемость, лет	10,0	10,4	11,4	11,9
Индекс доходности	1,7	1,6	1,5	1,5
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	214,2	198,9	168,5	153,3
ВНД, %	21,9	21,1	19,4	18,5
Окупаемость, лет	9,6	10,0	10,9	11,4
Индекс доходности	1,7	1,7	1,6	1,5

Таблица 3-18. Анализ чувствительности. Влияние изменения цен на капитальные вложения. ГПС «Кириши - Приморск»

Показатели эффективности	Величина изменения цен на капитальные вложения
	-25 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	242,4	229,1	122,8	69,6
ВНД %	21,0	19,8	13,8	11,9
Окупаемость, лет	7,5	8,1	14,4	19,5
Индекс доходности	2,1	1,9	1,3	1,2
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	250,2	236,9	130,6	77,4
ВНД %	45,7	33,6	15,4	12,6
Окупаемость, лет	7,1	7,7	13,8	18,6
Индекс доходности	2,1	2,0	1,4	1,2

Таблица 3-19. Анализ чувствительности. Влияние изменения продолжительности срока погашения кредита. ГПС «Кириши - Приморск»

Показатели эффективности	Величина изменения срока погашения кредита
	-40 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	-	174,1	177,7	179,4
ВНД %		16	16	16
Окупаемость, лет	-	11	10,8	10,7
Индекс доходности	_	1,6	1,6	1,6
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.		180,9	186,5	189,2
ВНД %		19	21	22
Окупаемость, лет	_	10,6	10,2	10,0
Индекс доходности	-	1,6	1,6	1,6

Таблица 3-20. Анализ чувствительности. Влияние изменения цены продукции (полное развитие)

Показатели эффективности	Величина изменения цены продукции
	-40 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	291,5	801,5	1821,6	2331,6
ВНД %	13,3	18,3	27,2	31,3
Окупаемость, лет	15,3	9,1	5,5	4,7
Индекс доходности	1,3	1,8	2,8	3,3
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	317,5	827,5	1847,6	2357,6
ВНД %	15,2	23,9	44,2	54,9
Окупаемость, лет	14,5	8,8	3,8	2,6
Индекс доходности	1,3	1,8	2,8	3,3

Таблица 3-21. Анализ чувствительности. Влияние изменения объема прокачки (полное развитие)

Показатели эффективности	Величина изменения объема прокачки
	-40 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	435,5	873,5	1749,5	2187,6
ВНД, %	14,7	18,9	26,6	30,2
Окупаемость, лет	12,8	8,7	5,6	4,8
Индекс доходности	1,4	1,9	2,7	3,1
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	461,5	899,5	1775,6	2213,6
ВНД, %	17,5	25,2	42,8	52,1
Окупаемость, лет	12,3	8,4	4,0	2,8
Индекс доходности	1,5	1,9	2,7	3,1

Таблица 3-22. Анализ чувствительности. Влияние изменения текущих затрат (полное развитие)

Показатели эффективности	Величина изменения текущих затрат
	-40 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	1457,4	1384,5	1238,7	1165,7
ВНД, %	24,1	23,5	22,3	21,6
Окупаемость, лет	6,3	6,5	7,0	7,2
Индекс доходности	1,4	2,3	2,2	2,1
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	1483,3	1410,5	1264,7	1191,7
ВНД, %	36,5	35,1	32,3	20,9
Окупаемость, лет	6,1	6,3	6,8	7,0
Индекс доходности	2,4	2,4	2,2	2,2

Таблица 3-23. Анализ чувствительности. Влияние изменения цен на капитальные вложения (полное развитие)

Показатели эффективности	Величина изменения цен на капитальные вложения
	-25 %	-20 %	20%	40%
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	1536,3	1491,5	1131,8	952,0
ВНД %	29,2	27,6	19,5	17,1
Окупаемость, лет	5,0	5,3	8,3	10,1
Индекс доходности	3,0	2,8	1,9	1,7
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	1562,4	1517,4	1157,8	978,0
ВНД %	127,4	72,5	24,4	19,6
Окупаемость, лет	1,4	1,8	8,1	9,9
Индекс доходности	3,0	2,8	1,9	1,7

Таблица 3-24. Анализ чувствительности. Влияние изменения продолжительности срока погашения кредита (полное развитие)

Показатели эффективности	Величина изменения срока погашения кредита
	-40 %	-20 %	20%	40 %
Коммерческая эффективность
ЧДД, млн. долл.	1299,2	1305,5	1317,4	1323,0
ВНД %	23	23	23	23
Окупаемость, лет	6,9	6,8	6,7	6,7
Индекс доходности	2,3	2,3	2,3	2,3
Эффективность участия
ЧДД, млн. долл.	1317,9	1327,9	1346,8	1355,7
ВНД %	29	31	36	39
Окупаемость, лет	6,7	6,6	5,0	3,8
Индекс доходности	2,3	2,3	2,3	2,3

Оценка бюджетной эффективности инвестиционного проекта строительство I очереди МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» выполнена для государственного бюджета в целом, а так же бюджетов федерального, регионального и местного уровней и внебюджетных фондов. Расчет бюджетной эффективности выполнен как для полного развития МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск», так и по отдельным пусковым комплексам.

При расчете эффективности для бюджетов различного уровня и внебюджетных фондов использовалась норма дохода равная 10 %.

Реализация инвестиционного проекта, рассматриваемого в данной работе, является эффективной с точки зрения бюджетов всех уровней. Бюджет представлен в приложении 2.

Заключение

В результате экономической оценки целесообразности реализации инвестиционного проекта «Магистральный нефтепродуктопровод «Кстово - Ярославль -Кириши - Приморск (I очередь)» в настоящем томе были решены задачи: по маркетинговому анализу производства и транспорта светлых нефтепродуктов в направлении балтийского побережья; обоснованы тарифы на прокачку нефтепродуктов по проектируемому МНПП; произведен расчет инвестиционных издержек на реализацию проекта и оценка эксплуатационных затрат за весь рассматриваемый период; сформирована оптимальная схема финансирования инвестиционного проекта; проведены расчеты коммерческой эффективности и эффективности участия; проведен анализ риска проекта; определена эффективность для бюджетов различных ровней и внебюджетных фондов.

Маркетинговый анализ рынка производства и транспорта светлых нефтепродуктов показал возможность загрузки МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» на максимальную заявленную по проекту мощность 24,6 млн. т. в год. Однако, необходимым условием для максимальной загрузки МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» является реконструкция существующих и строительство новых объектов на участке «Андреевка-Черкассы-Субханкулово-Кстово».

Анализ существующих тарифов на транспортировку нефтепродуктов в направлении балтийского побережья явился основой для обоснования тарифа на транспортировку нефтепродуктов по проектируемому МНПП.

Оценка инвестиционных и эксплуатационных затрат выполнена с учетом реализации проекта в целом, а так же по отдельным пусковым комплексам.

Привлечение заемных средств по рассматриваемому проекту предложено на принципах проектного финансирования. Проектная схема финансирования предполагает, что все финансовые обязательства по проекту погашаются исключительно за счет генерируемого денежного потока.

Оценка коммерческой эффективности и эффективности участия в проекте показала приемлемые значения показателей эффективности как по проекту в целом, так и для его участников. Аналогичный вывод можно сделать и по рассмотренным отдельным пусковым комплексам. Анализ риска показал достаточно высокую устойчивость проекта к изменению основных параметров проекта. С точки зрения бюджетов различных уровней и внебюджетных фондов, инвестиционный проект «Магистральный нефтепродуктопровод «Кстово - Ярославль -Кириши - Приморск (I очередь)» в целом и отдельно по пусковым комплексам, так же является эффективным.

Кроме того, следует отметить дополнительные позитивные факторы, проявляющиеся вследствие реализации рассматриваемого инвестиционного проекта:

· независимость от услуг по транспортировке и перевалке нефтепродуктов на территории стран Балтии;

· увеличения несырьевого экспорта;

· доступный тариф на транспортировку нефтепродуктов, способствует увеличению производства светлых нефтепродуктов на отечественных НПЗ;

· диверсификация по направлениям поставок нефтепродуктов для большинства отечественных НПЗ.

В результате проведенной экономической оценки инвестиционного проекта «Магистральный нефтепродуктопровод «Кстово -- Ярославль - Кириши -- Приморск (I очередь)», следует сделать вывод о целесообразности реализации данного проекта в целом и по отдельным пусковым комплексам.

Основные технико-экономические показатели рассматриваемого инвестиционного проекта приведены в таблице.

Сводные технико-экономические показатели МНПП «Кстово-Ярославль - Кириши - Приморск (I очередь, участок Второво-Приморск)»

Наименование	Единица измерения	Пусковой комплекс «Второво-Приморск»	Пусковой комплекс «Кириши-Приморск»	МНПП «Второво-Ярославль-Кириши-Приморск» полное развитие
1. Грузооборот	млн. ткм/год	8416,4	2601,0	11017,4
2. Протяженность МНПП	Км	1106	350	1456
3. Рассматриваемый период	Лет	34	34	34
4. Объем инвестиций (с НДС)	млн.долл.	749,0	314,1	1063,1
5. Эксплуатационные расходы, всего	млн. долл.	2981,3	789,8	3784,1
6. Тариф на перекачку	долл. /т	31,7	7	38,7
7. Чистый дисконтированный доход (ЧДД): коммерческая эффективность эффективность участия	млн. долл.	1136,7 1155,0	175,9 183,7	1311,6 1337,6
8. Внутренняя норма дохода: коммерческая эффективность эффективность участия	%	25 40	16 20	23 34
9. Срок окупаемости: коммерческая эффективность эффективность участия	лет	5,9 4,8	10,9 10,4	6,8 6,5
10. Индекс прибыльности: коммерческая эффективность эффективность участия	доли ед.	2,6 2,6	1,6 1,6	2,3 2,3
11. ЧДД государства	млн. долл.	830,9	161,4	1004,7

Список использованной литературы

1. Конституция Российской Федерации. Принята 12 декабря 1993 г.

2. Федеральный закон Российской Федерации от 25 февраля 2004 г. № 39-ФЗ «Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений».

3. Федеральный закон Российской Федерации от 9 июля 2004 г. № 160-ФЗ Об иностранных инвестициях в Российской Федерации //БИКИ. - 2004 - №№ 96-97.

4. Акмаева Р. Менеджмент организации на основе принятия новой управленческой парадигмы //Проблемы теории и практики управления, 2006, № 11, с.98-107

5. Андрианов В.Д. Россия: экономический и инвестиционный потенциал. М.: Экономика 2004 - 661 с.

6. Балабанов И.Т. Основы финансового менеджмента. М.: Финансы и статистика, 2002 - 280 с.

7. Бард B.C. Инвестиционные проблемы российской экономики. М.: Экзамен, 2005 - 487 с.

8. Безруков В., Остапович В. Оценка инновационной деятельности промышленных предприятий. //Экономист 2001 № 5 с.37-41

9. Безруков В., Сафронов Б., Марковская В. Конъюнктура инвестиционного рынка. Экономист 2001 № 7 с. 3-8

10. Бланк И.А. Инвестиционный менеджмент. Киев: Ника, Эльга-центр, 2001- 279 с.

11. Блинов А. Методы привлечения инвестиционных ресурсов на муниципальном уровне //Инвестиции в России 2002 № 10 с. 30- 33

12. Бочаров В.В. Инвестиционный менеджмент. СПб.: Питер, 2005 - 400 с.

13. Быковский В.В. Инвестиционный потенциал: механизм формирования и использования. М.: Издательство Машиностроение-1, 2002. - 327 с.

14. Виханский О.С., Наумов А.И. Менеджмент. М.: Экономист, 2004 - 528 с.

15. Владимиров С.А. О показателе эффективности инвестиций. //Финансы 2002 № 6 с.73-77

16. Водянов А., Смирнов А. Шанс на инвестиционный подъем и трудности его реализации РЭЖ 2005 №11-12.

17. Губанов С. Глубинные проблемы инвестиционных процессов. //Экономист 2001 с. 22-27

18. Дерябина Я. Инструменты управления инвестиционной деятельности на различных уровнях власти: классификация и анализ. //Инвестиции в России 2004 № 1,2 с.3 -13

19. Друкер Питер Ф. Задачи менеджмента в XXI веке.: Учебн. пос./Пер. с англ. - М.: Издательский дом Вильяме, 2000 400 с.

20. Ефремов B.C. Стратегическое планирование в бизнес-системах. - М.: Изд-во Финпресс, 2001 -384 с.

21. Ефремова Л. Совершенствование стратегического управления предприятием // Проблемы теории и практики управления, 2006, № 9, с. 105-110

22. Калинина Л. Инструментальные средства управления проектами //Проблемы теории и практики управления, 2006, № 9, с.75-82

23. Келоусов Л.Р. Эффективный экономический рост в 2001-2010 г возможности и ограничения //Проблемы прогнозирования. - 2001. - №1. -С. 27-45.

24. Кирюшин С. Проблемы создания и развития корпоративных информационных систем // Проблемы теории и практики управления, 2006, № 1, с. 48-56

25. Кныш М.И, Перекатов Б.А., Тютиков Ю.П. Стратегическое планирование инвестиционной деятельности. СПб.: Издательский дом, Бизнес- пресса 2005 - 315 с.

26. Ковалев В.В. Введение в финансовый менеджмент. М.: Финансы и статистика, 2004 - 336 с.

27. Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. Москва, Финансы и статистика, 2004 - 454 с.

28. Ковалев В.В., Ковалев Вит. В. Финансы предприятий. М.: Проспект, 2002 - 328 с.

29. Колтынюк Б.А. Инвестиционные проекты. СПб.: Изд. Михайлов В.А., 2002.

30. Коробейников М. Инвестиции - основной фактор долгосрочного финансирования. //Экономист 2001 № 5 с. 85-91

31. Крылов Э.И., Власова В.М., Журавкова И.В. Анализ финансового состояния и инвестиционной привлекательности предприятия. М.: Финансы и статистика, 2003 - 400 с.

32. Куликов А. Стратегия инвестиционного прорыва и развитие лизинга в России. //Деньги и Кредит, 2001 №3, с.36-39

33. Ласточкин Ю., Ицкович И. Возможности активизации инвестиционной деятельности в машиностроении. //Экономист 2002, № 4, с.17-25

34. Ласточкин Ю., Ицкович И. Проблемы промышленной политики многопрофильного машиностроительного предприятия. //Экономист 2001 № 9 с 43-50

35. Лебедев В. Привлечение иностранных инвестиций: фактология, проблемы, подходы к решению //РЭЖ 2005 №5-6.

36. Любимцев Ю., Каллагов Э. Модернизация предприятий (сущность, направления). //Экономист 2001 № 8 с 35- 39

37. Максимова Т.Н., Мазурина Т.Ю., Полянская Э.В. Банковское кредитования как важный элемент механизма трансформации сбережений в инвестиции. Региональный аспект. //Финансы 2002 № 9 с. 25- 28

38. Мардас А.Н., Мардас О.А. Организационный менеджмент. СПб.: Питер, 2003 - 336 с.

39. Мозгоев А.О некоторых терминах используемых в инвестиционных процессе. //Инвестиции в России 2002 № 6 с. 48 - 51

40. Новицкий Н. Выбор инвестиционной стратегии на новом этапе реформ. //Экономист 2001 № 6 с. 27-34

41. Павлов С.В. Структура иностранных инвестиций и условия их привлечения в реальный сектор. //Финансы 2002 № 8 с. 75-76

42. Переверзев М.П., Шайденко Н.А., Басовицкий Л.Е. Менеджмент. М.: ИНФРА-М, 2002 - 288 с.

43. Сафронов Б., Мельников Б., Морковская В., Шкуренко А. Инвестиционный рынок: конъюнктура января- сентября 2001 года. //Инвестиции в России 2002 № 1 с. 27-34

44. Старостина М., Валь А. Механизм интеграции финансово-промышленных объединений для решения инвестиционных задач. //Инвестиции в России 2002 № 10 с. 21-24

45. Сухарев О. Эволюционные проблемы инвестиционной динамики реструктуризации промышленности. //Инвестиции в России 2002 № 3 с. 37-43

46. Четыркин Е.М. Финансовый анализ производственных инвестиций. М.: Дело и Сервис, 2005 - 256 с.

Приложение 1

ТаблицаП-1. План финансирования пускового комплекса 'Второво-Приморск', тыс. долларов

Наименование	Периоды планирования
	2007	2008	2009	2010	2011	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Собственные средства, всего	83160,0	148812,6	19596,1	19596,1	19596,1	19596,1	19596,1	19596,1	19596,1	19596,1	19596,1
Собственные средства Нераспределенная прибыль Амортизация	83160,0 -3599,9 0,0	148300,0 -4736,4 512,6	111260,3 19596,1	236497,4 19596,1	371589,7 19596,1	517200,7 19596,1	674044,5 19596,1	842895,1 19596,1	1015095,3 19596,1	1190701,4 19596,1	1369901,8 19596,1
Заемные средства, всего	194000,0	346050,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Кредит1 Кредит2	194000,0 0,0	0,0 34605 0,0	0,0 0,0	0,0 | 0,0 !	0,0 0,0	0,0 0,0	0,0 0,0	0,0 0,0	0,0 0,0	0,0 0,0	0,0 0,0
Прирост текущих пассивов |	107,5	-82,4	11198,5	-842,9	-927,6	-1020,0	-1120,5	-1230,2	137,6	140,7	140,9
Всего источников средств ;	277267,5	494780,2	30794,6	18753,2	18668,5	18576,1	18475,7	18366,0	19733,7	19736,9	19737,0
Наименование	Периоды планирования
	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2026
Собственные средства, всего	19083,5	19083,5	19083,5	19083,5	19083,5	19083,5	19083,5	19083,5	19083,5	19083,5	19083,5
Собственные средства Нераспределенная прибыль Амортизация	1553016,6 19083,5	1739715,1 19083,5	1930059,2 19083,5	2124109,3 19083,5	2321926,6 19083,5	2520059,8 19083,5	2721978,4 19083,5	2927743,1 19083,5	3137415,1 19083,5	3351056,4 19083,5	3568729,9 19083,5
Прирост текущих пассивов	L 152,3	150,5	153,8	157,4	161,0	246,8	170,9	174,9	178,9	183,0	187,3
Всего источников средств	19235,8	19234,0	19237,3	19240,9	19244,5	19330,3	19254,4	19258,4	19262,4	19266,5	19270,8
Наименование					Периоды планирования							Итого
	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038
Собственные средства, всего	19083,5	19083,5	19083,5	16941,3	13727,9	13727,9	13727,9	13727,9	13727,9	13727,9	13727,9	13727,9	802271,3
Собственные средства Нераспределенная прибыль Амортизация	3790511,1 19083,5	4016466,6 19083,5	4246661,8 19083,5	4484168,3 16941,3	4730660,6 13727,9	4981701,1 13727,9	5237361,6 13727,9	5497714,6 13727,9	5762833,3 13727,9	6032792,0 13727,9	6307665,7 13727,9	6587530,0 13727,9	231460,0 95892725,9 570811,3
Прирост текущих пассивов	191,1	195,4	200,0 ;	193,8	190,7	211,7	216,6	221,6	226,7	232,0	237,4	242,9	10978,1

Таблица П-2. План финансирования пускового комплекса 'Кириши-Приморск', тыс. долларов

Наименование	Периоды планирования
Собственные средства, всего	2007	2008	2009	2010	2011	2013	2014	2015	2016	2017	2018	8676,0
Собственные средства Нераспределенная прибыль Амортизация	35750,0 -1425,5 0,0	62230,0 -1668,6 121,6	16849,9 8676,0	38694,6 8676,0	64110,6 8676,0	93363,8 8676,0	2800,0 126743,1 8676,0	164117,8 8676,0	202386,0 8676,0	241568,5 8676,0	281687,0 8676,0	322764,0 8676,0
Заемные средства, всего	83400,0	141900,0	0,0	0,0	0,0	0,0	6500,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Прирост текущих пассивов	40,9	-36,2 |	3567,7	-377,0	-412,8	-451,8	-494,4	-473,5	18,5	18,2	17,7	17,2
Всего источников средств	119190,9	204215,5	12243,7	8299,0	8263,2	8224,2	17481,6	8202,5	8694,5	8694,2	8693,7	8693,2
Наименование	Периоды планирования
	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028
Собственные средства, всего	8554,4	8554,4	8554,4	8554,4	8554,4	8554,4	8554,4	8554,4	8554,4	8554,4
Собственные средства Нераспределенная прибыль Амортизация	364948,6 8554,4	408026,9 8554,4	452014,1 8554,4	496925,9 8554,4	541202,8 8554,4	586388,2 8554,4	632496,6 8554,4	679543,2 8554,4	727543,0 8554,4	776511,5 8554,4
Заемные средства, всего	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Прирост текущих пассивов	17,1	33,2	33,9	34,7	72,3	37,3	38,2	39,0	39,9	40,8
Всего источников средств	8571,4	8587,5	8588,3	8589,0	8626,6	8591,7	8592,5	8593,4	8594,3	8595,2
Наименование	Периоды планирования	Итого
	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Собственные средства, всего	8554,4	8554,4	8554,4	8554,4	7064,1	4828,7	4828,7	4828,7	4828,7	4828,7	4828,7	4828,7	236063,7
Собственные средства Нераспределенная прибыль Амортизация	826464,1 8554,4	877416,8 8554,4	929385,5 8554,4	982386,2 8554,4	1038555,1 7064,1	1099043,9 4828,7	1160691,6 4828,7	1223517,5 4828,7	1287540,9 4828,7	1352781,7 4828,7	1419260,0 4828,7	1486995,9 4828,7	67860,0 22947674,0 168203,7
Прирост текущих пассивов	41,7	42,7	43,6	44,6	37,4	32,6	45,9	46,9	48,0	49,1	50,2	51,3	2364,4
Всего источников средств	8596,1	8597,0	8598,0	8599,0	7101,5	4861,3	4874,6	4875,7	4876,7	4877,8	4878,9	4880,0	396728,1

Таблица П-3 План финансирования полного развития I очереди МНПП «Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск» тыс. долларов

Наименование	Периоды планирования
	2007	2008	2009	2010	2011	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Собственные средства, всего	118885,0	210191,3	28281,5	28281,5	28281,5	28281,5	28281,5	28281,5	28281,5	28281,5	28281,5
Собственные средства Нераспределенная прибыль Амортизация	118885,0 -5025,3 0,0	209557,0 -6404,8 634,3	128032,7 28281,5	275048,4 28281,5	435502,9 28281,5	610327,0 28281,5	800524,8 28281,5	1007185,6 28281,5	1218015,2 28281,5	1433083,8 28281,5	1652463,1 28281,5
Заемные средства, всего	277390,0	488966,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Кредит 1 Кредит 2	277390,0 0,0	0,0 488966,0	0,0 0,0	0,0 0,0	0,0 0,0 ;	0,0 0,0	0,0 0,0	0,0 ' 0,0	0,0 0,0	0,0 0,0	0,0 0,0
Прирост текущих пассивов	148,4	-118,6	14776,5	-1221,7	-1342,3	-1473,9	-1617,1 ,	-1773,4	167,4	171,2	175,0
Всего источников средств	396423,4	699038,6	43058,0	27059,8	26939,2	26807,6	26664,4	26508,1	28448,9	28452,7	28456,6
Наименование		Периоды планирования
	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029
Собственные средства, всего	27647,2	27647,2	27647,2	27647,2	27647,2	27647,2	27647,2	27647,2	27647,2	27647,2	27647,2
Собственные средства Нераспределенная прибыль Амортизация	1876875,0 27647,2	2105748,6 27647,2	2339161,5 27647,2	2577189,2 27647,2	2819908,7 27647,2	3062307,3 27647,2	3309399,7 27647,2	3561261,1 27647,2	3817967,8 27647,2	4079597,0 27647,2	4346226,7 27647,2
Прирост текущих пассивов	181,4	183,0	187,0	191,3	195,6	319,1	208,3	213,0	217,9	222,9	228,1
Всего источников средств ;	27828,7	27830,2	27834,3	27838,5	27842,9	27966,4	27855,5	27860,3	27865,2	27870,2	27875,3
Наименование					Периоды планирования							Итого
	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Собственные средства, всего	27647,2	27647,2	27647,2	27647,2	24003,6	18538,2	18538,2	18538,2	18538,2	18538,2	18538,2	18538,2	1152711,2
Собственные средства Нераспределенная прибыль Амортизация	4617948,2 27647,2	4894843,9 27647,2	5176995,1 27647,2	5464484,0 27647,2	5762577,0 24003,6	6074133,2 18538,2	6391468,8 18538,2	6714675,3 18538,2	7043845,6 18538,2	7379073,7 18538,2	7720454,6 18538,2	8068084,3 18538,2	329070,0 116805470,9 823641,2
Прирост текущих пассивов	232,8	238,1	243,6	249,2	234,9	226,5	262,5	268,5 j	274,7	281,1	287,6	294,2	13368,0
Всего источников средств	27880,1	27885,3	27890,8	27896,5	24238,6	18764,7	18800,7	18806,7	18812,9	18819,2	18825,7	18832,4	1933879,2

Таблица П-4 Второво-Приморск тыс. долл.

Наименование	Периоды планирования	Итого
	2007	2008	2009	2010	2011	2013	2014
Общая сумма выплат основного долга	0,0	0,0	-93155,7	-101539,7	-110678,3	-120639,4	-131496,9	-557510,0
Выплата процентов - всего:	0,0	0,0	-50175,9	-41791,9	-32653,3	-22692,3	-11834,7	-159148,1
-включаемых в сесбестоимость	0,0	0,0	-48604,5	-40483,1	-31630,7	-21981,6	-11464,1	-154163,9
Всего выплат по кредитам	0,0	0,0	-143331,6	-143331,6	-143331,6	-143331,6	-143331,6	-716658,1
Увеличение задолженности	194000,0	363510,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	557510,0
Остаток задолженности	194000,0	557510,0	464354,3	362814,6	252136,2	131496,9	0,0	1962312,0
Накопленные свободные ден. средства	29,0	46,0	211451,8	294112,3	368546,5	433791,1	488787,0	97729687,0

Таблица П-5 Кириши-Приморск тыс. долл.

Наименование						Периоды планирования						Итого
	2007	2008	2009	2010	2011	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Общая сумма выплат основного долга	0,0	0,0	-38900,1	42401,1	-46217,2	-50376,8	-54910,7	-1086,1	-1183,9	-1290,4	-1406,5	-1533,1	-239306,0
Выплата процентов - всего:	0,0	0,0	-20952,5	-17451,5	-13635,4	-9475,9	-4942,0	-585,0	-487,3	-380,7	-264,6	-138,0	-68312,8
-включаемых в сесбестоимость	0,0	0,0	-20277,0	-16888,9	-13195,8	-9170,4	-4782,6	-585,0	-487,3	-380,7	-264,6	-138,0	-66170,2
Всего выплат по кредитам	0,0	0,0	-59852,7	-59852,7	-59852,7	-59852,7	*59852,7	-1671,1	-1671,1	-1671,1	-1671,1	-1671,1	-307618,8
Увеличение задолженности	83400,0	149406,0	0,0	0,0	0,0	0,0	6500,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	239306,0
Остаток задолженности	83400,0	232806,0	193905,9	151504,7	105287.5	54910,7	6500,0	5413,9	4230,0	2939,7	1533,1	0,0	842431,5
Накопленные свободные ден. средства	47,1	45,8	60374,1	64942,2	65535,2	61740,1	62405.6	107412,9	153608.7	200503,9	248101,0	296401,3	22126290,3

Таблица П-6. Полное развитие тыс. долл.

Наименование					Периоды пл	анирования			Итого
	2007	2008	2009	2010	2011	2013	2014	2015
Общая сумма выплат основного долга	0,0	0,0	-132223,8	-144123,9	-157095,1	-171233,6	-186644,7	0,0	-791321,1
Выплата процентов - всего:	0,0	0,0	-71218,9	-59318,8	-46347,6	-32209,0	-16798,0	0,0	-225892,3
-включаемых в сесбестоимость	0,0	0,0	-68972,0	-57447,3	^4885,4	-31192,9	-16268,1	0,0	-218765,7
Всего выплат по кредитам	0,0	0,0	-203442,7	-203442,7	-203442,7	-203442,7	-203442,7	0,0	-1017213,4
Увеличение задолженности	277390,0	513931,1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	791321,1
Остаток задолженности	277390,0	791321,1	659097,3	514973,4	357878,3	186644,7	0,0	0,0	2787304,8
Накопленные свободные ден. средства	0,6	1.5	271694,9	358759,7	433602,6	494S45.4	540975,6	773781,5	119698349,0

Приложение 2

Таблица 1-51. Отчет о движении бюджетных средств по пусковому комплексу «Второво-Приморск» тыс. долларов

Наименование	Периоды планирования
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Денежные притоки	0 0 0 0 0 0 47 0 47 11 99	0 0 0 0 0 0 48 0 48 11 101	47337 47337 36631 11447 22131 3053 972 10 962 224 2376	48292 48292 39549 12359 23894 3296 1001 10 991 231 2437	49267 49267 42661 13331 25774 3555 1032 10 1021 238 2490	50261 50261 45982 14370 27781 3832 1063 11 1052 245 2539 [	51276 51276 49530 15478 29924 4127 1095 11 1084 253 2588	52311 52311 53321 16663 32215 4443 1129 11 1117 260 2640	53367 53367 54379 16993 32854 4532 1163 12 1151 268 2693	54444 54444 55455 I 17330 33504 4621 1198 12 1186 277 2747	55543 55543 56590 17684 i 34190 4716 1235 12 1223 285 2803
НДС В федеральный бюджет Налог на прибыль В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Подоходный налог В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации Прочие местные сборы Единый социальный налог
Итого притоков	157	161	87539	91510	95688	100091	104742	109661	111870	114120	116455
В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Внебюджетные фонды	0 47 11 99	0 48 11 101	58794 . 23093 3277 2376	60661 24885 3527 2437	62609 26796 3793 2490	64642 28834 4077 2539	66765 31009 4380 2588	68985 33332 4704 2640	70372 34005 4800 2693	71785 34690 4898 2747	73239 35412 5001 2803
Денежные оттоки
НДС В федеральный бюджет	41 217 41217	74 895 74895	5 119 5119	5 275 5275	5 435 5435 j	5 600 5600	5 771 5771	5 946 I 5946	6 127 6127	6 314 6314	6 475 6475
Итого оттоков	41 217 |	74 895 |	5119	5 275	5 435	5 600	5 771	5 946 |	6 127	6 314	6 475
В федеральный бюджет	41217	74895	5119	5275	5435	5600	5771	5946	6127	6314	6475
Денежный поток государства	-41060	-74734	82420	86235	90253 |	94491	98971	103715	105742	107807	109981
Денежный поток федерального бюджета Денежный поток регионального бюджета Денежный поток местного бюджета	-41216 47 i 11	-74894 48 j 11	53675 23093 3277 ;	55387 24885 3527	57174 26796 3793	59041 28834 4077	60994 31009 4380	63039 33332 4704	64244 34005 4800	65472 34690 4898	66765 35412 5001
Наименование	Периоды планирования
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Денежные притоки	56664 56664 57826 18071 34936 4819 1272 13 1260 294 2861	57807 57807 58957 18424 35620 4913 1311 13 1298 303 2920	58974 58974 60109 18784 36316 5009 1351 14 1338 312 2978	60164 60164 61279 19150 37023 5107 1392 14 1378 321 3038	61379 61379 62469 19521 37741 5206 1434 14 1420 331 3100	62618 62618 62568 19553 37802 5214 1478 15 1463 341 3164	63881 63881 63764 19926 38524 5314 1523 15 1508 351 3229	65171 65171 64978 20306 39258 5415 1569 16 1554 362 3297	66486 66486 66212 20691 40003 5518 1617 16 1601 373 3367	67828 67828 67466 21083 40761 5622 1666 17 1650 385 3438	69197 69197 68739 21481 41530 5728 1717 17 1700 396 3512
НДС В федеральный бюджет Налог на прибыль В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Подоходный налог В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации Прочие местные сборы Единый социальный налог
Итого притоков	118916	121299	123724	126195	128713	130169	132749	135378	138055	140783	143562
В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Внебюджетные фонды	74747 36196 5112 2861 |	76245 36918 5216 2920	77772 37653 5321 2978	79328 38401 5428 3038	80915 39162 5537 3100	82185 39265 5555 3164	83823 40032 5665 3229	85492 40811 5777 3297	87194 41604 5891 3367	88928 42410 6007 3438	90695 43230 6124 3512
[Денежные оттоки
НДС В федеральный бюджет	6671 6671	6874 6874	7083 7083	7 299 7299	7 521 7521	8 582 8582	8 843 8843	9112 9112	9 389 9389	9 675 9675	9 969 9969
Итого оттоков	6671	6 874	7083	7 299	7 521	8 582	8 843	9 112	9 389	9 675	9 969
В федеральный бюджет	6671	6874	7083	7299	7521	8582	8843	9112	9389	9675	9969
Денежный поток государства	112245	114424	116641	118896	121192	121587	123906	126266	128666	131109	133593
Денежный поток федерального бюджета Денежный поток регионального бюджета Денежный поток местного бюджета	68076 36196 5112	69370 36918 5216	70688 37653 5321	72029 38401 5428	73394 39162 5537	73603 39265 5555	74980 40032 5665	76380 40811 5777	77805 41604 5891	79253 42410 6007	80726 43230 6124
Наименование	Периоды планирования
	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038
Денежные притоки	70594 70594 70036 21886 42314 5836 1769 18 1752 408 3573	72019 72019 71354 22298 43110 5946 1823 18 1805 421 3632	73472 73472 72693 22717 43919 6058 1879 19 1860 434 3693	74955 74955 75002 23438 45314 6250 1936 19 1916 447 3757	76468 76468 77840 24325 47028 6487 1995 20 1975 460 3822	78011 78011 79276 24774 47896 6606 2055 21 2035 474 3889	79586 79586 80735 25230 48777 6728 2118 21 2097 489 3958	81192 81192 82217 25693 49673 6851 2182 22 2160 504 4029	82831 82831 83722 26163 50582 6977 2248 22 2226 519 4103	84503 84503 85250 26641 51505 7104 2317 23 2294 535 4178	86208 86208 86802 27126 52443 7234 2387 24 2363 551 4256	87948 87948 88378 27618 j 53395 7365 2460 25 2435 568 4337
НДС В федеральный бюджет Налог на прибыль В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Подоходный налог В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации Прочие местные сборы Единый социальный налог
Итого притоков	146380	149249	152171	156096	160584	163706	166885	170124	173423	176783	180205	183691
В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Внебюджетные фонды	92498 44065 6245 3573	94335 44915 6367 3632	96208 45779 6491 3693	98413 47230 6697 3757	100813 49003 6947 < 3822	102806 49931 7081 3889	104837 50874 7217 3958	106907 51833 7355 4029	109016 52808 7496 4103	111167 53799 7639 4178	113358 54806 7784 4256	115591 | 55831 | 7933 4337
Денежные оттоки
НДС В федеральный бюджет i	10 272 10272	10 584 10584	10 906 10906	10 912 10912	10 740 10740	11 066 11066	11 403 11403	11 750 11750	12 107 12107	12 475 12475	12 855 12855	13 246 13246
Итого оттоков	10 272	10 584	10 906	10 912	10 740	11 066	11 403 |	11750	12 107	12 475	12 855	13 246 |
В федеральный бюджет	10272	10584	10906	10912	10740	11066	11403	11750	12107	12475	12855 I	13246
Денежный поток государства	136108	138664	141264	145184	149845	152639	155482	158374	161316	164307	167350	170445
Денежный поток федерального бюджета Денежный поток регионального бюджета Денежный поток местного бюджета	82226 44065 6245	83751 44915 6367 |	85301 45779 6491	87501 47230 6697	90073 49003 6947	91739 49931 7081	93434 50874 7217	95157 51833 7355 j	96909 52808 7496	98691 53799 7639	100503 54806 7784	102345 55831 7933

Таблица 1-52. Отчет о движении бюджетных средств по пусковому комплексу «Кириши-Приморск» тыс.долларов

Наименование	Периоды планирования
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Денежные притоки	0 0 0 0 0 0 8 8 2 18	0 0 0 0 0 0 9 9 2 18	11147 11147 5848 1827 3533 487 29 29 7 65	11372 11372 ! 6898 2156 4168 575 30 30 7 67	11601 11601 8026 2508 4849 669 31 31 7 69	11835 11835 9238 2887 5581 770 32 32 7 70	12074 12074 10541 3294 6368 878 33 33 8 71	12318 12318 11803 3688 7131 984 34 34 8 73	12567 12567 12085 3776 7301 1007 35 35 8 75	12820 12820 12373 3867 7476 1031 36 36 8 76	13079 13079 12669 3959 7654 1056 37 37 9 78
НДС В федеральный бюджет Налог на прибыль В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Подоходный налог В бюджет субъектов федерации Прочие местные сборы Единый социальный налог
Итого притоков	28	29	17096	18374	19734	21183	22727	24236	24769	25315	25872
В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Внебюджетные фонды	0 8 2 18	0 9 2 18	12974 3562 494 65	13528 4198 582 67	14110 4880 676 69	14722 5613 777 ! 70 |	15369 6401 886 71	16007 7165 991 73	16343 7336 1015 75 |	16687 7512 1039 76	17038 ! 7691 1064 78
Денежные оттоки
НДС В федеральный бюджет	17 732 17732	30 947 30947	883 883	910 910	938 938	966 966	996 996	1 026 1026	1 057 1057 |	1 090 1090	1 123 1123
Итого оттоков	17 732	30 947	883	910	938	966	996	1 026	1 057	1 090	1 123
В федеральный бюджет	17732	30947	883	910	938	966	996	1026	1057	1090	1123
Денежный поток государства	-17703	-30918	16213	17464	18796 I	20216	21732	23209	23712	24225	24749
Денежный поток федерального бюджета Денежный поток регионального | бюджета Денежный поток местного бюджета	-17731 8 2	-30947 9 2	12091 3562 494	12617 4198 582 !	13172 4880 | 676	13756 5613 777	14373 6401 886	14980 7165 991	15286 7336 1015	15598 7512 1039	15916 7691 1064
Наименование	Периоды планирования
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Денежные притоки	13343 13343 12972 4054 7837 1081 39 38 9 80	13612 13612 13321 4163 8048 1110 40 39 9 82	13887 13887 13604 4251 8219 1134 41 41 9 83	14167 14167 13891 4341 8392 1158 42 42 10 84	14453 14453 14183 4432 8569 1182 43 43 10 85	14745 14745 13982 4369 8448 1165 45 44 10 87	15043 15043 14269 4459 8621 1189 46 46 11 88	15346 15346 14561 4550 8797 1213 48 47 11 90	15656 15656 14857 4643 8976 1238 49 48 11 91	15972 15972 15158 4737 9158 1263 50 50 12 93	16294 16294 15464 4832 9343 1289 52 51 12 94 |
НДС В федеральный бюджет Налог на прибыль В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Подоходный налог В бюджет субъектов федерации Прочие местные сборы Единый социальный налог
Итого притоков ;	26442 |	27064	27624	28194	28775	28869	29457	30055	30664	31285	31916
В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Внебюджетные фонды |	17397 7875 1090 80	17776 8088 1119 82	18139 8259 1143 83	18509 8434 1167 84	18886 8612 1192 85	19115 8492 1176 87	19502 8667 1200 88	19897 8844 1224 90	20299 9024 1249 91	20709 9208 1275 93	21127 : 9394 1301 94
Денежные оттоки
НДС В федеральный бюджет [	1 157 : 1157	1 192 1192 |	1 228 1228	1 266 1266	1 304 1304	1 344 1344 !	1 385 ! 1385	1427 1427	1 470 1470	1 515 1515	1 561 1561 |
Итого оттоков	1 157	1 192	1 228	1 266	1 304	1 344	1 385	1 427	1 470	1 515	1 561
В федеральный бюджет	1157	1192	1228	1266	1304 ;	1344	1385	1427	1470	1515	1561
[Денежный поток государства	25285	25872	26396	26928	27471	27525	28072	28628	29194	29770	30355
Денежный поток федерального бюджета Денежный поток регионального бюджета Денежный поток местного i бюджета	16240 7875 1090	16584 8088 1119	16910 8259 1143	17243 8434 1167	17582 8612 1192	17771 8492 1176	18117 8667 1200	18470 8844 1224	18829 9024 1249	19194 9208 1275	19566 9394 1301
Наименование	Периоды планирования
	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038
Денежные притоки	16623 16623 15775 4930 9530 1315 54 53 12 96	16959 16959 16090 5028 9721 1341 55 55 13 97	17301 17301 16411 5128 9915 1368 57 56 13 99	17650 17650 16737 5230 10112 1395 59 58 14 100	18006 18006 17738 5543 10716 1478 60 60 14 102	18370 18370 19102 5969 11541 1592 62 62 14 104	18741 18741 19468 6084 11762 1622 64 63 15 105	19119 19119 19840 6200 11987 1653 66 65 15 107	19505 19505 20218 6318 12215 1685 68 67 16 109	19898 ! 19898 20602 6438 12447 1717 70 69 16 111	20300 20300 20993 6560 12683 1749 72 72 17 113	20710 20710 21390 6684 12923 1783 75 74 17 115
НДС В федеральный бюджет Налог на прибыль В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Подоходный налог В бюджет субъектов федерации Прочие местные сборы Единый социальный налог
Итого притоков	32559	33214	33881	34560	35920	37652	38392	39147	39915	40698	41495	42306
В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Внебюджетные фонды	21553 9583 1327 i 96	21987 9776 1354 97	22430 9971 1381 99	22881 10170 1408 100	23550 10776 1492 102	24340 11602 1606 104 j	24825 11825 1637 105	25319 12052 1669 107	25823 12282 1701 109	26337 12517 1733 111	26861 12755 1766 113	27395 12997 1800 115 :
[Денежные оттоки
НДС В федеральный бюджет	1 608 1608	1 657 1657	1 708 1708	1 760 1760	1 813 1813	1 868 1868	1 925 1925	1 984 1984	2 044 2044	2 106 2106	2 170 2170	2 236 2236
Итого оттоков	1 608	1 657	1 708	1 760	1 813	1 868 |	1 925	1 984	2 044	2 106	2 170	2 236
В федеральный бюджет	1608	1657	1708	1760	1813 !	1868	1925	1984	2044	2106	2170	2236
Денежный поток государства ]	30951	31557	32173	32800	34107	35783	36467	37163	37871	38592	39324	40070
Денежный поток федерального бюджета Денежный поток регионального бюджета Денежный поток местного бюджета	19945 9583 1327	20330 9776 1354	20722 9971 1381	21121 10170 1408	21737 10776 1492	22471 11602 1606	22900 11825 1637	23336 12052 1669	23779 12282 1701	24231 12517 1733	24691 12755 1766	25159 12997 1800

Таблица 1-53. Отчет о движении бюджетных средств полного развития МНПП «Второво-Ярославль-Кириши-Приморск» тыс. долларов

Наименование	Периоды планирования
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Денежные притоки	0 0 0 0 0 0 55 1 55 13 117	0 0 0 0 0 0 57 1 57 13 120 |	58484 58484 42454 13267 25649 3538 1001 10 991 231 2441	59664 59664 46426 14508 28049 3869 1032 10 1021 238 2504	60868 60868 50670 15834 30613 4222 1063 11 1052 245 2559	62097 62097 55208 17252 33355 4601 1095 11 1084 253 2609	63350 63350 60062 18770 36288 5005 1129 11 1117 260 2660	64629 64629 65261 20394 39429 5438 1163 12 1151 268 2713	65933 65933 66578 20806 40224 5548 1198 12 1186 277 2767	67264 67264 67916 21224 41033 5660 1235 12 1222 285 2823 ;	68622 68622 | 69278 21649 41855 5773 1272 13 1260 294 2881
НДС В федеральный бюджет Налог на прибыль В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Подоходный налог В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации Прочие местные сборы Единый социальный налог
Итого притоков	185	190	104611	109864	115405	121261	127462	134034	136753	139523	142346
В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Внебюджетные фонды	1 55 13 ! 117	1 57 13 120	71760 26640 3769 2441	74182 29070 4107 2504	76713 31665 4468 2559	79360 34439 4853 2609	82131 37405 5266 2660	85035 40580 5707 2713	86751 41410 5825 2767	88500 42255 5945 2823	90284 43115 6067 2881
[Денежные оттоки
НДС В федеральный бюджет	58 955 58955	105 827 105827	5 034 5034	5 187 5187	5 345 5345	5 507 j 5507	5 675 5675 |	5 848 5848	6 025 6025	6 209 6209	6 398 6398 |
Итого оттоков	58 955	105 827	5 034	5 187	5 345	5 507	5 675	5 848	6 025	6 209 |	6 398
В федеральный бюджет	58955	105827	5034	5187	5345	5507	5675	5848	6025	6209	6398
Денежный поток государства	-58769	-105637	99577	104677	110060	115754	121787	128187	130727	133315	135949
Денежный поток федерального бюджета Денежный поток регионального бюджета ¦ Денежный поток местного бюджета	-58954 55 13	-105826 57 13 j	66727 26640 3769	68995 29070 4107	71368 31665 4468	73853 34439 4853	76456 37405 5266	79187 40580 5707	80725 41410 5825	82292 42255 5945	83886 43115 6067 i
Наименование	; Периоды планирования
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Денежные притоки	70007 70007 70867 22146 42815 5906 1311 13 1298 303 2941	71420 71420 72276 22586 43667 6023 1351 14 1337 312 3002	72861 72861 73709 23034 44533 6142 1392 14 1378 321 3061	74332 74332 75167 23490 45413 6264 1434 14 1420 331 3122	75832 75832 76648 23953 46308 6387 1478 15 1463 341 3185	77363 77363 76547 23921 46247 6379 1523 15 1508 . 351 3251	78924 78924 78029 24384 47143 6502 1569 16 1553 362 3318	80517 80517 79535 24855 48053 6628 1617 16 1601 373 3387	82142 ! 82142 81065 25333 48977 6755 1666 17 1649 384 3458	83800 83800 82620 25819 49916 6885 1717 17 1700 396 3531	85491 85491 84199 26312 50870 7017 1769 18 1751 408 3607
НДС В федеральный бюджет Налог на прибыль ' В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации 1 В местные бюджеты Подоходный налог В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации Прочие местные сборы Единый социальный налог
Итого притоков	145428	148360	151345	154386	157485	159034	162202	165429	168716	172064	175474
В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты ] Внебюджетные фонды	92166 44113 6208 2941	94019 45004 6335 3002	95909 45911 6464 3061	97836 46833 6595 3122	99799 47771 6728 3185	101299 47755 6730 3251	103324 48696 6865 3318	105388 49653 7001 3387	107492 50626 7140 3458	109636 51616 7281 ; 3531 i	111821 52621 7425 3607
Денежные оттоки
НДС В федеральный бюджет	6 592 6592	6 793 6793	6 999 6999	7212 7212	7 431 7431	7 658 : 7658	7 890 7890 i	8 130 8130	8 378 8378	8 633 8633	8 895 8895 :
Итого оттоков	6 592 !	6 793	6 999	7 212	7 431	7 658	7 890	8 130	8 378	8 633	8 895
В федеральный бюджет	6592	6793	6999	7212	7431 |	7658 ;	7890	8130	8378	8633	8895
[Денежный поток государства	138835	141567	144345	147174	150053	151377	154312	157298	160338	163431	166579
Денежный поток федерального бюджета Денежный поток регионального бюджета Денежный поток местного бюджета	85574 44113 6208	87227 45004 6335	88910 45911 6464	90624 46833 6595	92368 47771 6728	93641 47755 6730	95433 48696 6865	97257 49653 7001	99114 50626 7140 [	101003 51616 7281	102926 52621 7425
Наименование	Периоды планирования
	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038
Денежные притоки	87217 87217 85807 26815 51842 7151 1823 18 1805 421 3668	88977 88977 87441 27325 52829 7287 1878 19 1859 433 3729	90773 90773 89100 27844 53831 7425 1935 19 1916 447 3792	92605 92605 90786 28371 54850 7565 1994 20 1974 460 3857	94474 94474 94135 29417 56873 7845 2055 21 2034 474 3924	96381 96381 98386 30746 59442 8199 2117 21 2096 489 3992	98326 98326 100211 31316 60544 8351 2182 22 2160 503 4063	100311 100311 102065 31895 61664 8505 2248 22 2226 519 4136	102336 102336 103949 32484 62802 8662 2317 23 2293 535 4212	104401 104401 105862 33082 63958 8822 2387 24 2363 551 4289	106508 106508 107804 33689 65132 8984 2460 25 2435 568 4369	108658 108658 109778 34306 66324 9148 2534 25 2509 585 4451
НДС В федеральный бюджет Налог на прибыль В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Подоходный налог В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации Прочие местные сборы Единый социальный налог
Итого притоков	178935	182459	186048	189703	195062	201366	205286	209279	213347	217489	221709	226006
В федеральный бюджет В бюджет субъектов федерации В местные бюджеты Внебюджетные фонды	114050 53646 7571 3668	116321 54688 7720 3729	118636 55747 7872 3792	120996 56824 8026 3857	123912 58907 8319 3924	127148 61538 8687 3992	129664 62704 | 8854 4063	132229 63890 9024 4136 !	134843 65096 9197 4212	137507 66321 9373 4289	140222 67567 9551 4369	142989 68833 9733 4451
Денежные оттоки
НДС В федеральный бюджет	9 166 9166	9 444 9444	9 732 9732	10 028 10028	10 333 10333	10 647 10647	10 971 10971 i	11 304 11304	11648 11648	12 003 12003	12 368 12368 !	12 744 12744
Итого оттоков	9 166 j	9 444	9 732	10 028	10 333	10 647	10 971	11 304	11 648	12 003	12 368	12 744
В федеральный бюджет	9166	9444	9732	10028	10333	10647	10971	11304	11648	12003	12368	12744
[Денежный поток государства	169770	173015	176316	179675	184729	190719	194315	197975	201698	205487	209341	213262
Денежный поток федерального бюджета Денежный поток регионального бюджета Денежный поток местного бюджета	104884 53646 7571	106877 54688 7720	108905 55747 7872	110968 56824 8026	113579 58907 8319	116501 61538 8687	118693 62704 8854	120924 63890 9024	123194 65096 9197	125504 66321 9373	127854 67567 9551	130245 68833 9733

Таблица 1-54. Расчет показателей бюджетной эффективности пускового комплекса «Второво- Приморск» тыс. долларов

Наименование					Периоды планирования
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Норма дохода номинальная		10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%
ЧД государства	-41 060	-74 734	82 420	86 235	90 253	94 491	98 971	103 715	105 742	107 807	109 981
ЧД государства накопленный	-41 060	-115 793	-33 373	52 862	143 115	237 606	336 577	440 292	546 034	653 841	763 822
ЧДД государства	-41 060	-67 940	68 116	64 790	61 644	58 671	55 867	53 222	49 330	45 721	42 402
ЧДД накопленный государства	-41 060	-108 999	-40 883	23 907	85 550	144 222	200 088	253 310	302 640	348 361	390 763
ВНД, текущая	0,00%	0,00%	-22,62%	22,35%	41,66%	51,03%	55,97%	58,73%	60,30%	61,21%	61,76%
ЧД федерального бюджета	-41 216	-74 894	53 675	55 387	57 174	59 041	60 994	63 039	64 244	65 472	66 765
ЧД накопленный федерального бюджета	-41 216	-116 111	-62 436	-7 049	50 124	109 165	170 159	233 198	297 442	362 914	429 679
ЧДД федерального бюджета	-41216,48	-68086	44359	41613	39050	36660	34430	32349	29971	27766	25741
ЧДД накопленный федерального бюджета	-41 216	-109 302	-64 943	-23 330	15 720	52 380	86 810	119 158	149 129	176 895	202 636
ЧД регионального бюджета	47	48	23 093	24 885	26 796	28 834	31 009	33 332	34 005	34 690	35 412
ЧД накопленный регионального бюджета	47	95	23 187	48 073	74 868	103 702	134 710	168 043	202 048	236 738	272 151
ЧДД регионального бюджета	47	44 |	19 085	18 697	18 302	17 903	17 504 |	17 105	15 864	14 712	13 653
ЧДД накопленный регионального бюджета	47	90	19 175	37 872	56 174	74 077	91 580	108 685	124 549	139 261	152 914
ЧД местного бюджета	11	11	3 277	3 527	3 793	4 077	4 380	4 704	4 800	4 898	5 001
ЧД накопленный местного бюджета	11	22	3 299	6 826	10619	14 696	19 076	23 780	28 580	33 478	38 479
ЧДД местного бюджета	11	10	2 708	2 650	2 591	2 532	2 473	2 414	2 239	2 077	1 928
ЧДД накопленный местного бюджета	11	21	2 729	5 379	7 970	10 501	12 974	15 388	17 627	19 704	21 632
ЧД внебюджетных фондов	99	101	2 376	2 437	2 490	2 539	2 588	2 640	2 693	2 747	2 803
ЧД накопленный внебюджетных фондов	99	201	2 577 !	5 014	7 504	10 043	12 631	15 271	17 964 i	20 711	23 514
ЧДД внебюджетных фондов	99	92	1 964	1 831	1 701	1 576	1 461 I	1 355 ¦	1 256	1 165	1 081
ЧДД накопленный внебюджетных фондов	99	191	2 155	3 986	5 687	7 263	8 725	10 079	11 335	12 500	13 581
Наименование				Периоды планирования
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Норма дохода номинальная	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%
ЧД государства	112 245	114 424	116 641	118 896	121 192	121 587	123 906	126 266	128 666	131 109	133 593
ЧД государства накопленный	876 067	990 491	1 107 132	1 226 028	1 347 220	1 468 807	1 592 714	1 718 979	1 847 646	1 978 755	2 112 348
ЧДД государства	39 341	36 459	33 787	31 309	29 012	26 461	24 514	22 710	21 038	19 488	18 052
ЧДД накопленный государства	430 104	466 563	500 350	531 659	560 671	587 132	611 647	634 357	655 395	674 883	692 936
ВНД, текущая	62,09%	62,30%	62,42%	62,50%	62,55%	62,58%	62,60%	62,61%	62,61%	62,62%	62,62%
ЧД федерального бюджета	68 076	69 370	70 688	72 029	73 394	73 603	74 980	76 380	77 805	79 253	80 726
ЧД накопленный федерального бюджета	497 754	567 125	637 813	709 842	783 236	856 839	931 819	1 008 199	1 086 004	1 165 257	1 245 984
ЧДД федерального бюджета	23860	22104	20476	18968	17570	16018	14834	13738	12722	11780	10909
ЧДД накопленный федерального бюджета	226 496	248 600	269 075	288 043	305 613	321 631	336 465	350 203	362 925	374 705	385 614
ЧД регионального бюджета	36 196	36 918	37 653	38 401	39 162	39 265	40 032	40 811	41 604	42 410	43 230
ЧД накопленный регионального бюджета	308 347	345 265	382 918	421 319	460 481	499 746	539 777	580 589	622 193	664 603	707 833
ЧДД регионального бюджета	12 687	11 763	10 907	10 112	9 375	8 545	7 920	7 340	6 803	6 304	5 842
ЧДД накопленный регионального бюджета	165 601	177 364	188 271	198 383	207 758	216 303	224 223	231 563	238 366	244 670	250 512
ЧД местного бюджета	5 112	5216	5 321	5 428	5 537	5 555	5 665	5 777	5 891	6 007	6 124
ЧД накопленный местного бюджета	43 591	48 807	54 128	59 556	65 092	70 647	76 313	82 090	87 980	93 987	100 112
ЧДД местного бюджета	1 792	1 662	1 541	1 429	1 325	1 209	1 121 |	1 039	963	893	828
ЧДД накопленный местного бюджета |	23 424	25 086 |	26 627	28 056	29 382	30 591	31 712	32 751	33 714	34 607	35 434
ЧД внебюджетных фондов	2 861	2 920	2 978	3 038	3 100	3 164	3 229 i	3 297	3 367	3 438	3 512
ЧД накопленный внебюджетных фондов	26 374	29 295 |	32 273	35 311	38 411	41 575	44 805	48 102	51 468	54 907	58 419
ЧДД внебюджетных фондов	1 003	930	863 |	800	742	689	639	593	550 I	511	475 [
ЧДД накопленный внебюджетных фондов	14 584	15 514	16 377	17 177	17919	18 608	19 246 |	19 840	20 390	20 901	21 376
Наименование					Периоды планировани?
	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038
Норма дохода номинальная	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%
ЧД государства	136 108	138 664	141 264	145 184	149 845	152 639	155 482	158 374	161 316	164 307	167 350	170 445
ЧД государства накопленный	2 248 456	2 387 120	2 528 385	2 673 569	2 823 413	2 976 053	3 131 535	3 289 910	3 451 225	3 615 533	3 782 883	3 953 328
ЧДД государства	16 720	15 486	14 342	13 400	12 573	11 643	10 782	9 984	9 245	8 560	7 926	7 339
ЧДД накопленный государства	709 656	725 142	739 484	752 884	765 456	777 099	787 881	797 865	807 110	815 670	823 596	830 935
ВНД, текущая	62,62%	62,63%	62,63%	62,63%	62,63%	62,63%	62,63%	62,63%	62,63%	62,63%	62,63%	62,63%
ЧД федерального бюджета	82 226	83 751	85 301	87 501	90 073	91 739	93 434	95 157	96 909	98 691	100 503	102 345
ЧД накопленный федерального бюджета	1 328 209	1 411 960	1 497 261	1 584 762	1 674 835	1 766 574	1 860 008	1 955 166	2 052 075	2 150 766	2 251 270	2 353 615
ЧДД федерального бюджета	10101	9353	8660	8076	7558	6998	6479	5999	5554	5142	4760	4407
ЧДД накопленный федерального бюджета	395 715	405 068	413 728	421 804	429 362	436 360	442 839	448 837	454 391	459 533	464 293	468 699
ЧД регионального бюджета	44 065	44 915	45 779	47 230	49 003	49 931	50 874	51 833	52 808	53 799	54 806	55 831
ЧД накопленный регионального бюджета	751 898	796 813	842 591	889 821	938 824	988 755	1 039 628	1 091 461	1 144 269	1 198 068	1 252 875	1 308 705
ЧДД регионального бюджета	5413	5 016	4 648	4 359	4112	3 809	3 528	3 268	3 026	2 803	2 596	2 404
ЧДД накопленный регионального бюджета	255 925	260 941	265 589	269 948	274 059	277 868	281 396	284 663	287 689	290 492	293 088	295 492
ЧД местного бюджета	6 245	6 367	6 491	6 697	6 947	7 081	7217	7 355	7 496	7 639	7 784	7 933
ЧД накопленный местного бюджета	106 356	112 723	119 214	125 911	132 858	139 939	147 155	154 510	162 006	169 645	177 429	185 362
ЧДД местного бюджета	767	711	659	618	583	540	500	464	430	398	369	342
ЧДД накопленный местного бюджета	36 201	36 912	37 571	38 190	38 772	39 313	39 813ч	40 277	40 706	41 104	41 473	41 814
ЧД внебюджетных фондов	3 573	3 632	3 693	3 757	3 822	3 889	3 958	4 029	4 103	4 178	4 256	4 337
ЧД накопленный внебюджетных фондов	61 992	65 624	69 318	73 074	76 896	80 785	84 743	88 772	92 875	97 053	101 310	105 646
ЧДД внебюджетных фондов	439	406	375	347 ;	321	297	274	254	235	218	202	187
ЧДД накопленный внебюджетных фондов	21 815	22 220	22 595	22 942	23 263	23 559	23 834	24 088	24 323	24 541	24 742	24 929

Таблица 1-55. Расчет показателей бюджетной эффективности пускового комплекса «Кириши - Приморск» тыс. долларов

Наименование					Периоды г	планирования
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Норма дохода номинальная		10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%
ЧД государства	-17 703	-30 918	16 213	17 464	18 796	20 216	21 732	23 209	23 712	24 225	24 749
ЧД государства накопленный	-17 703	-48 621	-32 408	-14 944	3 852	24 069	45 800	69 010	92 722	116 947	141 696
ЧДД государства	-17 703	-28 107	13 399	13 121	12 838	12 553	12 267	11 910	11 062	10 274	9 542 I
ЧДД накопленный государства	-17 703	-45 810	-32 411	-19 290	-6 452	6 101	18 368	30 278	41 340	51 613	61 155
ВНД, текущая	0,00%	0,00%	0,00%	-17,70%	3,22%	14,96%	22,02%	26,48%	29,31%	31,17%	32,43%
ЧД федерального бюджета	-17 731	-30 947	12 091	12617	13 172	13 756	14 373	14 980	15 286	15 598	15916
ЧД накопленный федерального бюджета	-17 731	-48 678	-36 587	-23 969	-10 798	2 958	17 331	32 311	47 597	63 195	79 111
ЧДД федерального бюджета	-17731	-28133	9993	9480	8996	8541	8113	7687	7131	6615	6136
ЧДД накопленный федерального бюджета	-17 731	-45 865	-35 872	-26 392	-17 396	-8 854	-741	6 946	14 077	20 692	26 828
ЧД регионального бюджета	8	9	3 562	4 198	4 880	5613	6 401	7 165	7 336	7 512	7 691
ЧД накопленный регионального бюджета	8	17	3 579	7 777	12 657	18 270	24 671	31 836	39 172	46 684	54 375
ЧДД регионального бюджета	8	8	2 944	3 154	3 333	3 485	- 3 613	3 677	3 422	3 186	2 965
ЧДД накопленный регионального бюджета	8	16	2 960	6 114	9 447	12 933	16 546	20 222	23 645	26 830	29 796
ЧД местного бюджета	2	2	494	582	676	777	886	991	1 015	1 039	1 064
ЧД накопленный местного бюджета	2	4	498	1 080	1 756	2 533	3 419	4 411	5 426	6 465	7 530
ЧДД местного бюджета	2	2	408	437	462	483	500	509	474	441	410
ЧДД накопленный местного бюджета	2	4	412	849	1 311	1 794	2 294	2 803 !	3 276	3 717	4 127
ЧД внебюджетных фондов	18	18	65	67	69 |	70	71	73	75	76	78
ЧД накопленный внебюджетных фондов	18	36	102	169	237	307	379	452	526	603	681
ЧДД внебюджетных фондов	18	17	54	50	47	43	40	37	35	32	30
ЧДД накопленный внебюджетных фондов	18	34	89	139	186	229	269	307	342	374	404
Наименование					Периоды	планирования
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026 |
Норма дохода номинальная	10,0%	10,0%	,_ 10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%
ЧД государства	25 285	25 872	26 396	26 928	27 471	27 525	28 072	28 628	29 194	29 770	30 355
ЧД государства накопленный	166 981	192 853	219 248	246 177	273 647	301 173	329 244	357 873	387 067	416 836	447 192
ЧДД государства	8 862	8 244	7 646	7 091	6 576	5 990	5 554	5 149	4 773	4 425	4 102
ЧДД накопленный государства	70 017	78 261	85 907	92 998	99 574	105 565	111 118	116 267	121 041	125 466	129 568
ВНД, текущая	33,30%	33,92%	34,36%	34,68%	34,91%	35,07%	35,19%	35,28%	35,35%	35,40%	35,44%
ЧД федерального бюджета	16 240	16 584	16910	17 243	17 582	17 771	18117	18 470	18 829	19 194	19 566
ЧД накопленный федерального бюджета	95 351	111 935	128 845	146 088	163 669	181 440	199 558	218 028	236 857	256 051	275 617
ЧДД федерального бюджета	5692	5284	4898	4541	4209	3867	3584	3322	3079	2853	2644
ЧДД накопленный федерального бюджета	32 520	37 804	42 702	47 243	51 452	55 319	58 904	62 226	65 305	68 158	70 802
ЧД регионального бюджета	7 875	8 088	8 259	8 434	8 612	8 492	8 667	8 844	9 024	9 208	9 394
ЧД накопленный регионального бюджета	62 250	70 338	78 597	87 031	95 643	104 135	112 801	121 645	130 670	139 878	149 272
ЧДД регионального бюджета	2 760	2 577	2 392	2 221	2 062	1 848	1 715	1 591	1 476	1 369	1 269
ЧДД накопленный регионального бюджета	32 556	35 133	37 525	39 746	41 808	43 656	ч 45 371	46 961	48 437	49 805	51 075
ЧД местного бюджета	1 090	1 119	1 143	1 167	1 192	1 176	1 200	1 224	1 249	1 275	1 301
ЧД накопленный местного бюджета	8 620	9 739	10 882	12 049	13 241	14417	15616	16 841	18 090	19 365	20 666
ЧДД местного бюджета	382	357	331	307	285	256	237	220	204	189	176 i
ЧДД накопленный местного бюджета	4 509	4 866	5 197	5 505	5 790	6 046	6 283	6 503 j	6 708	6 897	7 073
ЧД внебюджетных фондов	80	82	83	84	85	87	88	90	91	93	94
ЧД накопленный внебюджетных фондов	760	842	925	1 009	1 094	1 181	1 269	1 359	1 450	1 542	1 637
ЧДД внебюджетных фондов	28	26	24	22	20	19 |	17	16	15	14	13
ЧДД накопленный внебюджетных фондов	432	458	482	504	525	544	561	577	592	606	619
Наименование					Периоды	¦цианирования
	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038
Норма дохода номинальная	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%
ЧД государства	30 951	31 557	32 173	32 800	34 107	35 783	36 467	37 163	37 871	38 592	39 324	40 070
ЧД государства накопленный	478 142	509 699	541 872	574 672	608 779	644 563	681 030	718 193	756 064	794 656	833 980	874 050
ЧДД государства	3 802	3 524	3 266	3 027	2 862	2 729	2 529	2 343	2 170	2011	1 863	1 725
ЧДД накопленный государства	133 370	136 894	140 161	143 188	146 050	148 779	151 308	153 651	155 821	157 832	159 694	161 419
ВИД, текущая	35,46%	35,48%	35,50%	35,51%	35,52%	35,53%	35,53%	35,54%	35,54%	35,54%	35,54%	35,54%
ЧД федерального бюджета	19 945	20 330	20 722	21 121	21 737	22 471	22 900	23 336	23 779	24 231	24 691	25 159
ЧД накопленный федерального бюджета	295 562	315 892	336 614	357 736	379 472	401 944	424 843	448179	471 958	496 189	520 880	546 039
ЧДД федерального бюджета	2450	2270	2104	1949	1824	1714	1588	1471	1363	1262	1169	1083
ЧДД накопленный федерального бюджета	73 252	75 522	77 626	79 575	81 399	83 113	84 701	86 172	87 535	88 798	89 967	91 050
ЧД регионального бюджета	9 583	9 776	9 971 |	10 170	10 776	11 602	11825	12 052	12 282	12517	12 755	12 997
ЧД накопленный регионального бюджета	158 855	168 631	178 603	188 773	199 549	211 151	222 976	235 028	247 311	259 827	272 582	285 579
ЧДД регионального бюджета	1 177	1 092	1 012	939	904	885	820	760	704	652	604	560
ЧДД накопленный регионального бюджета	52 252	53 344	54 356	55 295	56 199	57 084	57 904	58 664	59 368	60 020	60 624	61 184
ЧД местного бюджета	1 327	1 354	1 381	1 408	1 492	1 606	1637	1 669	1 701	1 733	1 766	1 800
ЧД накопленный местного бюджета	21 993	23 346	24 727	26 135	27 627	29 233	30 871 ч	32 539	34 240	35 973	37 739	39 539
ЧДД местного бюджета	163	151	140	130	125	123	114	105	97	90	84	77
ЧДД накопленный местного бюджета ;	7 236	7 387	7 527	7 657	7 782	7 905	8018	8 124	8 221	8311 |	8 395	8 472
ЧД внебюджетных фондов	96	97 I	99	100	102	104	105	107	109	111	113	115
ЧД накопленный внебюджетных фондов	1 733	1 830	1 929	2 029	2 131	2 234	2 340	2 447	2 556	2 667	2 779	2 894
ЧДД внебюджетных фондов	12	11	10	9	9	8	7	7	6	6	5	5
ЧДД накопленный внебюджетных фондов !	630	641	651	660	669	677	684	691	697	703	708	713

Таблица 1-56. Расчет показателей бюджетной эффективности полного развития МНПП «Второво-Ярославль-Кириши-Приморск» тыс. долларов

Наименование	Периоды планирования
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Норма дохода номинальная		10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%
ЧД государства	-58 769	-105 637	99 577	104 677	110060	115 754	121 787	128 187	130 727	133315	135 949
ЧД государства накопленный	-58 769	-164 406	-64 829	39 848	149 908	265 662	387 449	515 635	646 363	779 677	915 626
ЧДД государства	-58 769	-96 033	82 295	78 645	75 173	71 874	68 745	65 780	60 985	56 538	52 414
ЧДД накопленный государства	-58 769	-154 802	-72 507	6 138	81 311	153 184	221 930	287 710	348 695	405 233	457 648
ВНД, текущая	0,00%	0,00%	-31,69%	12,31%	32,05%	41,96%	47,36%	50,49%	52,31%	53,42%	54,10%
ЧД федерального бюджета	-58 954	-105 826	66 727	68 995	71 368	73 853	76 456	79 187	80 725	82 292	83 886
ЧД накопленный федерального бюджета	-58 954	-164 780	-98 054	-29 058	42 310	116 163	192619	271 806	352 531	434 823	518 709
ЧДД федерального бюджета	-58954,02	-96205	55146	51837	48746	45857	43157	40635	37659	34900	32342
ЧДД накопленный федерального бюджета	-58 954	-155 160	-100 014	-48 176	569	46 426	89 583	130219	167 878	202 777	235 119
ЧД регионального бюджета	55	57	26 640	29 070	31 665	34 439	37 405	40 580	41410	42 255	43115
ЧД накопленный регионального бюджета	55	112	26 752	55 822	87 488	121 926	159 331	199911	241 322	283 577	326 692
ЧДД регионального бюджета	55	51	22 017	21 841	21 628	21 384	21 114	20 824	19318	17 920	16 623
ЧДД накопленный регионального бюджета	55	106	22 123	43 964	65 592	86 976	108 090	128914	148 232	166 153	182 775
ЧД местного бюджета	13	13	3 769 I	4 107	4 468	4 853	5 266	5 707	5 825	5 945	6 067
ЧД накопленный местного бюджета	13	26	3 795	7 902	12 370	17 223	22 489	28 195	34 020	39 965	46 031
ЧДД местного бюджета	13	12	3115	3 086	3 052	3014	2 972	2 928	2717	2 521	2 339
ЧДД накопленный местного бюджета	13	25	3 140	6 225	9 277	12 290	15 263	18 191	20 908	23 429	25 768
ЧД внебюджетных фондов	117	120	2 441	2 504	2 559	2 609	2 660 I	2 713	2 767	2 823	2 881
ЧД накопленный внебюджетных фондов	117	237	2 678	5 182	7 741	10 350	13010	15 722	18 490	21 313	24 194
ЧДД внебюджетных фондов	117	109	2018	1 881	1 748	1 620	1 501	1 392	1 291	1 197	1 111
ЧДД накопленный внебюджетных фондов	117	226	2 244	4 125	5 873	7 492	8 994	10 386	11 677	12 874	13 985
Наименование	Периоды планирования
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Норма дохода номинальная	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%
ЧД государства	138 835	141 567	144 345	147 174	150 053	151 377	154 312	157 298	160 338	163 431	166 579
ЧД государства накопленный	1 054 461	1 196 028	1 340 374	1 487 548	1 637 601	1 788 978	1 943 289	2 100 587	2 260 925	2 424 357	2 590 936
ЧДД государства	48 661	45 108	41 812	38 755	35 922	32 944	30 530	28 291	26 217	24 293	22 510
ЧДД накопленный государства	506 309	551416	593 228	631 983	667 905	700 849	731 379	759 670	785 887	810 180	832 690
ВНД, текущая	54,53%	54,80%	54,98%	55,09%	55,16%	55,21%	55,24%	55,26%	55,27%	55,28%	55,29%
ЧД федерального бюджета	85 574	87 227	88 910	90 624	92 368	93 641	95 433	97 257	99 114	101 003	102 926
ЧД накопленный федерального бюджета	604 282	691 509	780 419	871 042	963 410	1 057 051	1 152 485	1 249 742	1 348 856	1 449 859	1 552 786
ЧДД федерального бюджета	29993	27793	25754	23864	22112	20379	18881	17493	16206	15013	13908
ЧДД накопленный федерального бюджета	265 112	292 905	318 659	342 523	364 635	385 014	403 895	421 388	437 594	452 607	466 516
ЧД регионального бюджета	44 113	45 004	45 911	46 833	47 771	47 755	48 696	49 653	50 626	51 616	52 621
ЧД накопленный регионального бюджета	370 805	415 809	461 720	508 553	556 324	604 079	652 775	702 429	753 055	804 671	857 292
ЧДД регионального бюджета	15 461	14 340	13 299	12 333	11 436	10 393	9 634	8 931	8 278	7 672	7111
ЧДД накопленный регионального бюджета	198 237	212 576	225 875	238 208	249 644	260 037	269 671	278 601	286 879	294 552	301 662
ЧД местного бюджета	6 208	6 335	6 464	6 595	6 728	6 730	6 865	7 001	7 140	7 281	7 425
ЧД накопленный местного бюджета	52 240	58 574	65 038	71 633	78 361	85 092	91 956	98 957	106 097	113 378	120 803
ЧДД местного бюджета	2 176	2 018	1 872	1 737	1 611	1 465	1 358	1 259	1 167	1 082	1 003
ЧДД накопленный местного бюджета	27 944	29 963	31 835	33 572	35 182	36 647	38 005	39 264	40 432	41 514	42 517
ЧД внебюджетных фондов	2 941	3 002	3 061	3 122	3185 !	3 251	3318	3 387	3 458	3 531	3 607
ЧД накопленный внебюджетных фондов	27 134	30 136	33 197	36 319	39 505	42 755	46 073	49 460	52 917	56 448	60 055
ЧДД внебюджетных фондов	1 031	956	887	822	763	707	656	609	565	525	487
ЧДД накопленный внебюджетных фондов	15 016	15 972	16 859	17 681	18 443	19 151	19 807	20 416	20 982	21 507	21 994
Наименование	Периоды планирования
	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038
Норма дохода номинальная	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%	10,0%
ЧД государства	169 770	173 015	176 316	179 675	184 729	190719	194 315	197 975	201 698	205 487	209 341	213 262
ЧД государства накопленный	2 760 706	2 933 720	3 110036	3 289 711	3 474 440	3 665 159	3 859 474	4 057 449	4 259 148	4 464 635	4 673 976	4 887 238
ЧДД государства	20 856	19 322	17901	16 583	15 500	14 548	13 474	12 480	11 559	10 706	9915	9 182
ЧДД накопленный государства	853 545	872 867	890 768	907 351	922 851	937 398	950 873	963 353	974 912	985 618	995 533	1 004 715
ВНД, текущая	55,29%	55,29%	55,30%	55,30%	55,30%	55,30%	55,30%	55,30%	55,30%	55,30%	55,30%	55,30%
ЧД федерального бюджета	104 884	106 877	108 905	110 968	113 579	116501	118693	120 924	123 194	125 504	127 854	130 245
ЧД накопленный федерального бюджета	1 657 670	1 764 546	1 873 451	1 984 419	2 097 998	2 214 499	2 333 193	2 454 117	2 577 312	2 702 816	2 830 670	2 960 915
ЧДД федерального бюджета	12885	11936	11057	10242	9530	8886	8231	7623	7060	6539	6055	5608
ЧДД накопленный федерального бюджета	479 400	491 336	502 393	512 635	522 165	531 051	539 282	546 905	553 965	560 503	566 559	572 167
ЧД регионального бюджета	53 646	54 688	55 747	56 824	58 907	61538	62 704	63 890	65 096	66 321	67 567	68 833
ЧД накопленный регионального бюджета	910 938	965 626	1 021 374	1 078198	1137 105	1 198 643	1 261 347	1 325 238	1 390 333	1 456 654	1 524 221	1 593 054
ЧДД регионального бюджета	6 590	6 107	5 660	5 245	4 943	4 694	4 348	4 028	3 731	3 455	3 200	2 964
ЧДД накопленный регионального бюджета	308 253	314 360	320 020	325 264	330 207	334 901	339 249	343 277	347 007	350 463	353 663	356 626
ЧД местного бюджета	7 571 I	7 720	7 872	8 026	8 319	8 687	8 854	9 024	9 197	9 373	9 551	9 733
ЧД накопленный местного бюджета	128 374	136 094	143 966	151 992	160311	168 998	177 852	186 877	196 074	205 446	214 998	224 731
ЧДД местного бюджета	930	862	799	741	698	663	614	569	527	488	452	419
ЧДД накопленный местного бюджета	43 448	44310	45 109	45 850	46 548	47210	47 824	48 393	48 920	49 409	49 861	50 280
ЧД внебюджетных фондов	3 668	3 729	3 792	3 857	3 924	3 992	4 063	4 136	4212 I	4 289	4 369	4451
ЧД накопленный внебюджетных фондов	63 724	67 453	71 245	75 102	79 026	83 018	87 082	91 218	95 429	99 718	104 087	108 539
ЧДД внебюджетных фондов	451	416	385	356	329	305	282	261	241	223	207	192
ЧДД накопленный внебюджетных фондов	22 445	22 861	23 246	23 602	23 931	24 236	24518	24 778	25 020	25 243	25 450	25 642