Разработка проекта плана инновационной и научно-технической деятельности предприятия на 2012г

В НК «Роснефть» успешно работает Система новых технологий, которая позволяет анализировать мировой опыт, разрабатывать и внедрять инновации. В рамках этой Системы осуществляется:

поиск и адаптация лучшего мирового опыта;

— испытание новых технологий;

— сбор и распространение знаний;

— реинжиниринг производственных процессов;

— привлечение лучших специалистов;

— непрерывное обучение и мотивация персонала. В 2008 году в рамках Системы новых технологий прошли испытания пять технологий, успешно реализуется 16 новых проектов. В 2009 году эта деятельность расширяется по шести новым направлениям. Проекты СНТ обеспечили экономию затрат более чем на 350 млн руб. и более 900 тыс. т дополнительной добычи нефти. Одним из примеров современных инновационных технологий является использование специальных компоновок для заканчивания горизонтальных скважин на Ванкорском месторождении — так называемых эквалайзеров, которые управляют притоком к стволу скважины и позволяют значительно увеличить накопленную добычу нефти при сокращении добычи попутного газа.

Выполняется оценка применимости этого оборудования на Юрубчено-Тохомском месторождении. Созданная в НК «Роснефть» корпоративная научно-производственная база позволяет разрабатывать и успешно внедрять собственные технологии. Всего за несколько последних лет «Роснефть» создала и запатентовала многие разработки в области геологического и гидродинамического моделирования. Научно-проектными институтами компании ведется активная разработка и комплексное внедрение различных компьютерных технологий. В Корпоративных НИПИ и дочерних обществах установлена система «Геология и Добыча». Комплекс «Геология и Добыча» — это рабочее место геологов и разработчиков, используемое при принятии оперативных технологических решений. Внедрение этой системы обеспечило трехкратный рост производительности труда в сахалинском научно-проектном институте «Сахалин

НИПИморнефть". Пакет «BOS» позволяет моделировать разработку месторождения на протяжении всей жизни месторождения. К настоящему времени компанией получен сертификат Госстандарта и свидетельство о прохождении аттестации в ЦКР на наш гидродинамический симулятор «BOS». За несколько последних лет «Роснефть» создала и запатентовала многие разработки в области геологического и гидродинамического моделирования. Особой гордостью является созданная нашими специалистами Система комплексного управления добычей (Total Production Management) — TPM SYS, которая позволяет в режиме реального времени анализировать состояние разработки и принимать оптимальные решения по повышению нефтеотдачи и увеличению производительности скважин. Сегодня система TPM SYS охватывает более чем 2700 рабочих мест специалистов наших производственных дочерних обществ и корпоративных НИПИ, расположенных во всех ключевых регионах деятельности НК «Роснефть». Результатом внедрения TPM SYS явилось значительное увеличение потенциала скважин. Только за счет использования TPM SYS суточная добыча нефти выросла на 50 тыс.

т. В некоторых областях компания не только вышла на современный технологический уровень, но и значительно опережает возможных конкурентов. Одним из таких примеров является программа «RosPump», которая позволяет подбирать и анализировать практически любое современное отечественное и зарубежное погружное оборудование. В декабре прошлого года осуществлен ввод этого программного комплекса в промышленную эксплуатацию в наших производственных дочерних обществах и научно-проектных институтах. Значительные успехи достигнуты компанией в области моделирования систем разработки месторождений. Корпоративный полуаналитический симулятор «RN ASL» сочетает в себе преимущества «быстрых» аналитических решений и возможности современных гидродинамических симуляторов, что позволяет всесторонне описывать системы разработки скважин с массированным применением гидроразрыва пластов. Внедрение технических и технологических новшеств обеспечивает:

полный охват производственных процессов;

— принятие ключевых технологических решений внутри компании;

— осуществление комплексных научно-исследовательских и опытно-конструкторских разработок собственными силами;

— внедрение технологий, оптимизацию и реинжиниринг бизнес-процессов;

— стимулирование дальнейшее развитие кадрового потенциала Компании. Таким образом, можно утверждать, что инновационный потенциал компании эффективно используется на производственных объектах НК «Роснефть». Проект плана инновационной и научно-технической деятельности предприятия

Проведем расчет экономической и коммерческой эффективности внедрения новой установки гидрокрекинга вакуумного газойля и реконструкции действующих установок каталитического крекинга. Целью строительства новой установки гидрокрекинга вакуумного газойля и реконструкции действующих установок каталитического крекинга является:

увеличение объема производства моторных топлив в 1,5 раза: автомобильного бензина на 829 тыс.

т, дизельного топлива — на 1066,8 тыс.

т.организация производства экологически чистого дизельного топлива с содержанием серы до 0,05% в объеме 725 тыс.

т/гувеличение загрузки действующих установок каталитического крекинга с 580 тыс.

т до 1120 тыс.

т в год, что обеспечит рост автомобильного бензина марки АИ-92 на 232 тыс.

т.Финансирование строительства установки гидрокрекинга и реконструкции установок каталитического крекинга осуществляется за счет собственных средств предприятия. Эффектообразующими факторами являются рост объема производства высококачественных моторных топлив, что приведет при их реализации к увеличению прибыли на предприятии. База сравнения

За базу сравнения принимаются технико-экономические показатели работы предприятия без установки гидрокрекинга и реконструкции установок каталитического крекинга при переработке 10 млн.

т нефти в год. Исходные данные для расчета приведены в табл. 4.

1.Горизонт расчета (Т) показателей эффективности внедрения установки гидрокрекинга вакуумного газойля и реконструкции установок каталитического крекинга принимается равным 16 лет, включая период строительства и реконструкции. При этом общая продолжительность строительства и реконструкции принимается 24 месяца, а распределение капиталовложений по годам инвестиционного периода производится условно следующим образом: первый год 60%, во второй 40% общих капитальных затрат. Таблица 4.1Исходные данные для расчета

Наименование показателей

Ед. изм. Условные обозначения

Без строительства гидрокрекинга и реконст-рукции каталитического крекинга

С установкой гидрокрекинга и реконструированных установок каталитического крекинга1234э1. Годовой объем переработки нефтитыс.

тN10000100002

Цена нефти, поступающей на переработку с акцизом и затратами на транспортруб./тЦн442,89 442,893. Акциз на нефтьруб./тАн61,1661,164. Налог на добавленную стоимость в добыче нефти%Андсн20 205

Годовой объем производства основных нефтепродуктов: - автобензины всеготыс.

т в % на нефтьQБ1570,2 15,72 399,2αБ24вт.

ч.:-АИ-98тыс.

тQ98 Б1010-АИ-95тыс.

тQ95 Б137,5137,5-АИ-92тыс.

тQ92 Б710 942-А-76тыс.

тQ 76 Б712,71 309,7- дизельное топливо всеготыс.

т в % на нефтьQдт2123,9 21,23 109,7 31,9αдтв т.ч.: — арктическое А-0,2−35тыс.

тQАдт4040-зимнее 3−0,2−35тыс.

тQЗ дт318,1318- зимнее ДЗп-0,2тыс.

тQЗДТ0%т265 265-летнее Л-0,1−62тыс.

тQлДТ1500,81 842,7-летнее Л-0,05тыс.

тQJI-7 250,05дтмазут товарный М-100тыс.

тQm1641,5 16,4745,0 7,5 В % на нефть6. Цена реализации основных нефтепродуктов без налогов (НДС, ГСМ и акциза на бензин), руб./тц в т. ч.: — автобензин АИ-98 руб./тЦУ8Р1525,861 525,86- автобензин АИ-95 руб./тЦ95в1297,761 297,76- автобензин АИ-92 руб./тЦ92в11 251 125- автобензин А-76 руб./тЦ76 Б 948,26 948,26- ДТ арктическое А-0,2−35 руб./тЦАдт1044,831 044,83-ДТ зимнее 3−0,2−35 руб./тЦзДТ1011,31 011,03-ДТ зимнее ДЗп-0,2 руб./тЦдздт982,76 982,76-ДТ летнее Л-ОД-62 руб./тДлдт1011,31 011,03-ДТ летнее Л-0,05 руб./тЦЛ-1011,31 011,030,05 ДТ7. Продолжительность строительства и реконструкциигодtст—28. Длительность интервала планированиягодtпл—19. Горизонт расчетагод

Т-1610

Дополнительные капитальные вложения в строительство и реконструкциюмлн.

руб

Кп-2344,211. Годовая норма амортизационных отчислений на реновацию вновь вводимых основных фондов% от первоначальной. стоимости

НА-7,112. Налоги и платежи относимые на себестоимость продукции: - отчисления во внебюджетные фонды: фонд занятости, социального страхования, обязательного медицинского страхования и пенсионный фонд% от ФОТНнф38,538,5- отчисления в дорожный фонд% от выручки от реализации продукции

Нд2,52,513. Налоги и платежи, относимые на финансовые результаты предприятия: - налог на содержание жилищного фонда и объектов социально-культурных мероприятий% от выручки оттт

ЖФ1,5U5реализации продукцииналог на нужды образования%-от

ФОТН011- налог на имущество% от актива баланса

Нн2214

Налог на прибыль% от нало-гообла-Н113 535гаемой прибыли15. Налоги, относимые на объем реализации продукции;

на добавленную стоимость%Нндс1818- налог на горюче-смазочные материалы (бензин, дизельное топливо, масла)%НГСМ2525- акциз на бензин%АБ252 516

Коэффициент дисконтированиядоли. ед. Е—0,117. Коэффициент инфляции%r 4 В качестве расчетного года (tp) принимается первый год эксплуатации установки гидрокрекинга и реконструированных установок каталитического крекинга: tp=tЭ1 = t3При внедрении установки гидрокрекинга и реконструкции установок каталитического крекинга все технико-экономические показатели работы предприятия рассчитываются как приростные величины по сравнению с уровнем этих показателей до осуществления данных инновационных мероприятий. При расчете стоимостных показателей (выручки от реализации товарной продукции и затрат на ее производство) уровень цен на основные нефтепродукты и потребляемые материальные ресурсы принят по ценам, фактически сложившимся, на предприятии в январе 2010 года. Таблица 4.2Расчет интегрального экономического эффекта, млн.

руб.Годы

Выручка от реализации с учетом косвенных налогов

Капитальные вложения

Эксплуатационные затраты без налогов, отчислений и амортизации

Ликвидационное сальдо

Итого затрат

Интегральный эконом. Эффект

Дисконтированный интегральный эк. эффект101 406,5001406,5−1406,5−1701,920 937,700937,7−937,7−1031,432 059,5019501951864,51 864,542059,5 019 501 951 864,5169552059,5 019 501 951 864,51540,962 059,5019501951864,51 400,972059,5 019 501 951 864,51273,582 059,5019501951864,51 157,792059,5 019 501 951 864,51052,5 102 059,5019501951864,5956,8 112 059,5019501951864,5869,8 122 059,5019501951864,5790,7 132 059,5019501951864,5718,9 142 059,5019501951864,5653,5 152 059,5019501951864,5594,1 162 059,5019501951864,5540,1ИТОГО288 332 344,2273005074,223 758,812375,6Таблица 4.3Прирост дохода государства при осуществлении варианта с гидрокрекингом и реконструкцией каталитического крекинга по сравнению с базовым вариантом, млн.

руб.Годы

Налоги, относимые на себест. Продукции

Налоги, относимые на фин.

рез.Налоги, относимые на объем реализации (косвенные)Всего прирост налогов

Прирост налогов с учетом дисконтирования

Отчисления во внебюдж.

фонды

Налог на пользователей автодорог

Налог на содержание жил.

фонда

Сбор на нужды образования

Налог на имущество

Налог на прибыль

Акциз на бензин

ГСМНДС1 000 000 000 002 000 024 938 479 616,315,20,145,2195,9275,7545,3226,71 333,41333,44 425,315,20,141,9197,1275,7545,3226,71 331,31210,25 425,315,20,138,5198,2275,7545,3226,71 329,01098,46 425,315,20,135,2199,4275,7545,3226,71 326,9996,97 425,315,20,131,8200,6275,7545,3226,71 324,7904,88 425,315,20,128,5201,7275,7545,3226,71 322,5821,29 425,315,20,125,1202,9275,7545,3226,71 320,3745,310 425,315,20,121,8204,1275,7545,3226,71 318,2676,411 425,315,20,118,4205,2275,7545,3226,71 315,9613,912 425,315,20,115,1206,4275,7545,3226,71 313,8557,213 425,315,20,111,7207,6275,7545,3226,71 311,6505,714 425,315,20,18,4208,8275,7545,3226,71 309,545915425,315,20,15,0209,9275,7545,3226,71 307,2416,616 425,315,20,11,7211,1275,7545,3226,71 305,1378ИТОГО56 354,2212,81,4328,32 848,863859,87 634,23173,818 469,3610716,96Таблица 4.4Основные технико-экономические показатели и показатели эффективности внедрения установки гидрокрекинга вакуумного газойля и реконструкции установок каталитического крекинга на предприятии за расчетный период

ПоказателиЕд.изм.Изменение показателей по сравнению с базой

Срок жизни

Год161. Интегральный экономический эффектмлн.

руб.Выручка от реализации с учетом косвенных налоговмлн.

руб.28 833,6Капитальные вложения в строительство и реконструкциюмлн.

руб.2344,2Ликвидационное сальдомлн.

руб.0,02Эксплуатационные затратымлн.

руб.2730

Всего затратымлн.

руб.5073,6Интегральный экономич.

эффектмлн.руб.

23 759,4То же с учетом дисконтамлн.

руб.12 375,7 В т.ч. Дисконт.

доход государствамлн.

руб.10 716,62. Коммерческая эффективность

Выручка от реализации без косвенных налоговмлн.

руб.14 164,9Себестоимость производствамлн.

руб.5483,3Прирост чистой прибылимлн.

руб.5290,7Прирост амортизационных отчислениймлн.

руб.2343,6Прирост потока реальных денег с учетом дисконтамлн.

руб.1659

Индекс доходности

Коэф1,61Срок окупаемости

Год7Внутренняя норма доходности

Коэф0,188Из данных табл. 4.4 следует, что при внедрении установки гидрокрекинга вакуумного газойля и реконструкции действующих установок каталитического крекинга интегральный экономический эффект с учетом дисконтирования определится в размере 12.3 млрд.

руб., в том числе доход государства составит 10,7 млрд.

руб. что в 6,5раза превысит чистую дисконтированную прибыль, оставляемую в распоряжении предприятия. Прирост потока реальных денег с учетом коэффициента дисконтирования составит 1,6. Индекс доходности с учетом дисконтирования составляет 1,6, а внутренняя норма доходности — 0,188. Инвестиционные средства возвратятся (или окупятся) за 6,5 года. Выводы

Достижению компанией высоких показателей во многом способствует системный подход к организации научной и проектной работы в НК «Роснефть». В результате внедрения проектного принципа удалось создать непрерывный инновационный цикл развития компании, который позволяет своевременно определять ключевые технологические вызовы и оперативно на них реагировать. В рамках этого подхода под каждую крупную задачу в Корпоративном научно-техническом центре и Корпоративных НИПИ создаются проектные офисы. Работа по внедрению инноваций построена по циклической схеме, которая охватывает все этапы создания, внедрения и распространения передовых методов и технологий. С целью концентрации усилий на наиболее важных направлениях развития в компании выделяют так называемые Целевые Инновационные Проекты. Это проекты, реализация которых направлена на решение ключевых проблем. В соответствии со Стратегией развития Целевые Инновационные Проекты в секторе Upstream направлены на решение следующих ключевых задач:

развитие и оптимизация ресурсной базы компании;

— обеспечение месторождений качественными геологическими и гидродинамическими моделями;

— внедрение современных методов разработки месторождений;

— создание системы интегрированного проектирования «пласт — скважина — обустройство — экономика»; - максимальное использование потенциалов скважин;

— внедрение IT-технологий управления добычей. Список используемой литературы. Алексеева М. М. Планирование деятельности фирмы. М.: Финансы и статистика, 2001

Андреев А.Ф., Зубарева В. Д., Саркисов А. С. Методы оценки эффективности инновационных проектов и рисков, возникающих при их реализации. М.: Нефть и газ, 2004

Андреев А.Ф., Дунаев В. Ф., Зубарева В. Д. и др. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. М.:УМЦ Минприроды РФ, 1997

Ананькина Е.А., Данилочкин С. В., Данилочкина Н. Г. и др. Контролинг как инструмент управления предприятием. М.: Юнити, 2003

Гражданский кодекс Российской федерации. Части 1−2.Зайнутдинов Р. А., Крайнова Э. А. Теория и практика экономической оценки повышения эффективности нефтегазодобывающего производства. Москва, 2002

Ермакова Н. А. Бюджетирование в системе управленческого учета. М.: Эконистъ, 2004

Злотникова Л.Г., Лопатина С. Г., Победоносцева Н. Н., Сергеева О. А., Шпаков В. А. Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Часть I и II. Москва, 1997

Зубарева В.Д. и др. Анализ финансово-хозяйственной деятельности предприятия в условиях рыночных отношений. М.: Нефть и газ, 2003

Методические рекомендации по составлению бизнес-плана объектов нефтяной промышленности. М.: Министерство топлива и энергетики РФ, 1997

Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов / вторая редакция. М.: Экономика, 2000

Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях. М., 1998.