Разработка бизнес-плана на реконструкцию предприятия

Проектная мощность КНПЗ составляет 5,25 млн тонн, или около 40,65 млн баррелей нефти в год. Завод перерабатывает нефть как собственную нефть так и третьих сторон.

2.1.1 Ассортимент производимой продукции

Ассортимент нефтепродуктов включает различные сорта бензина (Aи-80, Aи-85, Aи-92 и Aи-96), дизельное топливо, авиационный керосин, сжиженный газ, вакуумный газойль и мазут. Продукция компании КНПЗ имеет высокое качество вследствие применения профессионального и высокотехнологичного процесса переработки и исключительно высокого качества кумкольской нефти. 

Объемы переработки  нефти на заводе постоянно увеличиваются. В 2005 году они составили 3,933 млн тонн, в 2006 году – 4,035 млн тонн, в 2007-м – 4,060 млн тонн. В 2008 году на Кызылординском НПЗ было переработано 4,308 млн тонн нефти, при плане переработки 4,100 млн тонн, что на 6,1% больше, чем в 2007 году.  

Растет и выпуск высокооктановых  бензинов. Если в 2005 году их доля в общем  производстве бензина составляла 32,5%, а в 2006 году – 44,1%, то в 2007 году – уже 56,5%. По итогам 2008 года доля высокооктановых бензинов достигла 59,3%.

В 2008 году достигнут рекордный  выход авиационного керосина – 6,4% при  плане 6,1%. В 2006 году выход авиакеросина составил 4,5%, а в 2007 году – 3,9%. При этом увеличивается выработка высокоценных светлых продуктов. В 2005 году их доля от перерабатываемой нефти составила 59,97%, в 2006 году – 60,4%, в 2007-м – 62,1%. В 2008 году выработка светлых продуктов составила 61,8%.

В июне 2008 года в компании был проведен сертификационный аудит, в рамках которого проверено функционирование интегрированных систем менеджмента на предмет соответствия требованиям стандарта ИСО 14001:2004 и требованиям, приведенным в Руководстве, документированных процедурах, и других руководящих документах по системе экологического менеджмента.

Команда аудиторов положительно оценила деятельность предприятия по внедрению системы экологического менеджмента в соответствии с требованиями ISO 14001:2004.

 

В состав производимой продукции Компании входят следующие основные виды нефтепродуктов Таблица 2.1.

 

Таблица 2.1 – Ассортимент  выпускаемой продукции

Наименование вырабатываемой и  подготавливаемой продукции и полуфабрикатов

Марка, тип

Номер нормативного документа

 

1	2	3
Газ углеводородный сжиженный  для коммуноально-бытового потребления	Бутан технический (БТ) Смесь пропанбутановая  техническая (СПБТ)	ГОСТ 20448-90
Бензин автомобильный	АИ-80	ТУ 38.001165-2003
Бензин автомобильный  неэтилированный	АИ-85	ТУ 659 РК 00148719-98
Бензин автомобильный	АИ-92	ТУ 38.001165-2003
Бензин автомобильный	АИ-96	ТУ 38.001165-2003
Бензин прямой перегонки  экспортный	Нафта	ТУ 38.001256-99
Топливо для рактивных  двигателей	ТС-1	ГОСТ 10227-86
Керосин осветительный	КО-20	ТУ38.401-58-10-01
Топливо дизельное	Л-0,2-40	ГОСТ 305-82
Топливо летнее для дизелей	ЛД-0,2	ТУ 38.001355-99
Топливо летнее для дизелей	ЛД-0,5	ТУ 38.001355-99
Топливо дизельное	3-0,2 минус 35	ГОСТ 305-82
Топливо печное бытовое		ТУ 38.101656-2005

 

Наименование вырабатываемой и подготавливаемой продукции и полуфабрикатов

Марка, тип

Номер нормативного документа

 

1	2	3
Топочный мазут	40,1 вид, малозольный	ГОСТ 10585-99
Топочный мазут	100,1 вид, малозольный	ГОСТ 10585-99
Топочный мазут	100,4 вид, малозольный	ГОСТ 10585-99
Топочный мазут	100,7 вид, малозольный	ГОСТ 10585-99
Вакуумный газойль	А, Б	ТУ 38.101304-2004

 

 

Основными продуктами Компании являются дизельное топливо и  бензин.

 

2.1.2 Краткий финансовый анализ

 

Основные показатели отчета о прибылях и убытках и  балансового отчета Компании приведены в Таблице 2.2

 

Таблица 2.2 –  Основные финансовые показатели Компании за период 2006-2008 гг., млн долл. США

Основные показатели отчета о прибылях и убытках

2006

2007

2008

 

1	2	3
Доходы      Себестоимость	100,1 (67,0)	87,1 54,6	102,8 70,1
Валовая прибыль      Маржа валовой прибыли, %           Операционные  расходы	33,1 33,1% (34,6)	32,5 37,3% (34,7)	32,7 31,8% (33,7)
Операционный доход (убыток)      Маржа операционного дохода (убытка), %	(1,5) -1,5%	(2,2) -2,5%	(1,1) -1,1%
Доход (убыток) до уплаты налогов      Расходы по подоходному налогу	(2,3) 4,2	(9,4) 4,2	(16,9) 4,1
Чистая прибыль (убыток)      Маржа чистой прибыли, %	(6,6) -6,6%	(7,4) -8,5	(12,8) -12,5
Основные показатели Бухгалтерского баланса	31.12.06	31.12.07	31.12.08
Активы      Долгосрочные активы      Текущие активы	453,3 134,4 318,9	250,9 142,4 108,5	468,0 429,0 39,0
Капитал и обязательства      Капитал      Долгосрочные обязательства      Текущие обязательства	453,3 374,0 28,2 51,1	250,8 187,4 28,4 35,0	468,0 360,0 90,0 18,0

 

До октября 2005 г., кроме  переработки давальческий нефти, Компания также перерабатывала собственную нефть, реализуя готовые нефтепродукты на оптовом рынке. Таким образом, с 2006 г. прибыль Компании включает в себя только доходы от оказания услуг по переработке нефти. Анализ финансовой деятельности Компании в 2006-2008 гг., показал, что в 2008 г. операционный убыток составил 1,1 млн долл. США, тогда как в 2006 г. – 1,5 млн долл. США. Отрицательная прибыль Компании связана с тем, что завод входит в состав ВИНК (вертикально интегрированные нефтяные компании) и способствует формированию положительной маржи в других компаниях вертикально-интегрированной структуры. Валюта баланса Компании в 2008 г. возросла на 87% в сравнении с 2007 г. и на 4% в сравнении с 2006 г., что связано с увеличением стоимости долгосрочных активов за счет переоценки.

Пассивная часть баланса  характеризуются увеличением общих  обязательств на 37%, что произошло в результате роста обязательств по отсроченному подоходному налогу почти в 5 раз.

Стоимость основных средств  и товарно-материальных запасов  Компании по состоянию на 31 декабря 2008 г., рассчитанная компанией Deloitte на основе будущих денежных поступлений, составила 37,534 млрд. тенге или 310,79 млн. долларов США.

Результаты расчета  полной стоимости замещения и  справедливой стоимости основных средств, незавершенного строительства Компании представлены в Таблице 2.3.

 

Таблица 2.3 – Стоимость основных средств Компании, тыс. долл. США

Наименование

Справедливая стоимость

 

1	2
НПЗ      Здания      Сооружения      Передаточные устройства      Земельные участки      Машины и оборудование      Транспорт      Прочие	282 732 48 864 63 251 53 233 13 799 85 901 2 242 15 441
Незавершенное строительство	14 001
Парк вагоно-цистерн	10 224
Прочие активы	3 833
Итого	310 790

 

2.1.3 Место реализации проекта

 

Объекты основного назначения входящие в состав Бизнес-плана по модернизации и реконструкции НПЗ «Казахстан Ойл Продактс» предполагается разместить в пределах существующих границ ограждения, отведенной территории: частично в зоне действующего производства на свободной от застройки территории, частично за ограждением, с северо-восточной стороны и большую часть в границах новых кварталов, вблизи действующего производства.

НПЗ расположен на юго-восточной  окраине г. Кызылорда, на расстоянии 8 км от основного городского массива.

Площадка строительства  расположена в районе существующего  Нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Большая часть проектируемых зданий сооружений и оборудования основного и вспомогательного назначения расположены на свободной от застройки территории в пределах ограждения завода. Уширение территории предполагается с северо-восточной стороны и составляет участок площадью 28 га.

 

2.1.4 Период реализации проекта модернизации и реконструкции

 

Реализация проекта  может быть осуществлена по графику, приведенному в таблице 2.4

 

Таблица 2.4 – Период реализации проекта

Стадии реализации проекта

Наименование

Начало

Окончание

 

1	2	3	4
1	Разработка Бизнес-плана	09.09	11.09
2	Согласование и утверждение  Бизнес-плана	12.09	12.09
3	Разработка стадии Проект	01.10	10.10
4	Экспертиза и утверждение базового проекта	10.10	12.10
5	Выбор Генерального подрядчика, заключение договора «под ключ»	10.10	02.11
6	Разработка рабочей документации, заказ оборудования, строительно-монтажные  работы, пуско-наладочные работы, обучение персонала, начало операций	03.11	12.13
7	Выход на проектную мощность	12.13	03.14

 

Предложенный порядок  реализации проекта учитывает процедуры: согласований и разработки проекта, прохождения экспертизы и утверждения проекта.

В предложенном плане  реализации проекта разработка рабочей  документации предусматривается одновременно с мобилизацией ресурсов для строительства.

 

2.1.5 Предлагаемые источники и схемы финансирования

Предполагается два  основных источника финансирования проекта модернизации ПКОП:

• заемные;
• инвестиционный тариф на переработку.

 

2.1.5.1 Заемные источники

Долгосрочный инвестиционный кредит. В настоящем Бизнес-плане конкретный объем и схемы привлечения, обслуживания и погашения кредита до конца не определены. Потому в расчетах использовались следующие типовые условия долгосрочных инвестиционных кредитов, согласованные с Заказчиком:

• валютономинированная в долларах США ставка по кредиту – 8% номинальных годовых;
• срок погашения кредита – до 10 лет;
• льготный период в погашении основного долга – до 5 лет.

Кредит берется минимально необходимыми годовыми траншами из условия покрытия полного объема инвестиций (100%) и поддержания ликвидности Проекта модернизации.

 

2.1.5.2  Инвестиционный тариф на переработку

В виду неопределенности в утверждаемой схеме инвестиционного  тарифа на переработку в РК в Бизнес-плане  разработана специальная тарифная модель, позволяющая учесть различные варианты и схемы назначения тарифа:

• единая ставка тарифа, рассчитываемая исходя из полного покрытия всех операционных и инвестиционных затрат с учетом реализации Проекта модернизации на всем горизонте планирования при ставке дисконтирования 15% реальных годовых (вариант 1);
• переменная ставка, рассчитываемая исходя из покрытия прироста операционных затрат по проекту модернизации, погашения и обслуживания заемных средств по Проекту (вариант 2).

Для инвестиционного  тарифа в модели реализованы две  возможности:

• назначение тарифа с 2010 г.;
• назначение тарифа с 2014 года (после ввода всех объектов Проекта в эксплуатацию).

 

2.1.6 Цели инвестирования

 

Комплексным планом развития нефтеперерабатывающих заводов Республики Казахстан на 2009-2015 годы предусматривается, что для обеспечения выпуска продукции по новым стандартам необходимо строительство новых технологических, установок, замена катализаторов и реконструкции действующих установок облагораживания нефтепродуктов - установок гидроочисток дистиллятов, изомеризации, извлечения бензола и ароматических углеводородов, производства водорода производства серы.

Цели и задачи Комплексного плана развития нефтеперерабатывающих  заводов Республики Казахстан

на 2009-2015 годы.

 

Таблица 2.5 – План развития нефтеперерабатывающих заводов Республики Казахстан на 2009-2015 годы.