Способы утилизации попутного нефтяного газа

Стоимость услуг по переработке давальческой нефти (далее "процессинг"), складывается из затрат на её переработку и маржи переработчика (рентабельности). При этом "процессинг" должен обеспечивать НПЗ получение хотя бы минимальной прибыли. Средний размер стоимости "процессинга" и цены нефтепродуктов ( Таблица 8) могут быть получены из специальной информационно-аналитической базы "Инфо-Тэк", где представлена обобщённая информация о стоимости услуг и условий переработки давальческой нефти от всех заинтересованных в этом российских НПЗ и отпускные цены.

«Такая оценка затрат является весьма приближенной и может быть использована, когда поставщиком нефти является предприятие не входящее в ВИНК. Действующие методические рекомендации по определению стоимости "процессинга" исходят из условий, что затраты на переработку нефти определяются по полной схеме её переработки (в соответствии со сметой затрат). Стоимость услуг по переработке нефти (далее "процессинг"), слагается из затрат на её переработку и прибыли (рентабельности).» Таким образом для того, чтоб оценить чистый денежный поток от нефтепереработки, мы предположим, что половина всей добытой нефти идет на внутренний рынок, а вторая на внешний. Соответственно возьмем средний Российский НПЗ с соответствующими выходами нефтепродуктов (Табл9)и рассмотрим период с 2005 по 2014 год. В результате перемножения объема каждого из нефтепродуктов на соответствующую цену мы получим выручку НПЗ. Далее вычтем стоимость процессинга, а также экспортные пошлины (Таблица 10 ) и акцизы (Таблица 11 ). В результате наших подсчетов мы получаем чистый денежный поток от нефтепереработки в размере 21 664 444 млн. руб.(Таблица 7)



5.3 Газопереработка

Особенностью данного блока является, то, что сырье для него достается практически бесплатно, так как ПНГ выделяется из нефти и газовых шапок в процессе добычи самой нефти и не требует его отдельной добычи. Добываемый попутный газ, частично идет на внутренние нужды промысла, частично сжигается, но большая его часть отправляется на собственные газоперерабатывающие предприятия. При этом газ является давальческим, то есть ГПЗ осуществляет его переработку в соответствии с заключённым договором. Данные о стоимости процессинга были получены от компании «Инфо-Тэк».

Так как наиболее эффективным и рациональным методом является переработка на ГПЗ, для этого рассмотрим и сопоставим несколько месторождений и состав попутного газа, добываемого из них. (Таблица 1) На основе этих данных рассчитаем средний фракционный состав попутного газа. Как мы видим, наибольшую долю в составе ПНГ занимает метан, далее СУГ, этан и др. (Таблица 2). Однако некоторые эти вещества ВИНК может получить и на других своих объектах. Технологические особенности получения сжиженного газа определяют следующие источники его производства: нефтепереработка, газопереработка и нефтехимия. При нефтепереработке СУГ является побочным продуктом в процессе разложения нефти при получении легких бензиновых и прочих фракций продуктов нефтепереработки. В отраслях газопереработки и частично в нефтехимии ситуация иная, так как производимый там СУГ является целевым продуктом для его реализации на рынке или сырьем для следующего более высокого передела.

Компании-лидеры производства СУГ выглядят следующим образом: "Газпром" с долей 18%; "СИБУР" с долей 32%; Лукойл - 8%; Газпромнефть - 5%; Сургутнефтегаз - 5% и другие. «Основными направлениями использования СУГ в России на внутреннем рынке являются нефтехимия, коммунально-бытовое потребление и использование в виде моторного топлива. В данный момент превалирующими направлениями являются нефтехимия и коммунально-бытовое хозяйство. Таким образом, половину всего внутреннего потребления сжиженных углеводородов занимают предприятия нефтехимии (51%), больше четверти коммунально-бутовое потребление (26%), а оставшаяся часть идет на газомоторный транспорт (23%). Однако такое долевое распределение использования не характерно абсолютно для всех стран мира, так, например, в Польше большую долю занимает потребление автотранспортом.»

Далее рассмотрим статистику добычи ПНГ с 2006 по 2015 г.(График 1) и предположим, что весь ПНГ был отправлен на ГПЗ и там был разделен на фракции. Средние потери составляют 0,5%.

Стоимость самой услуги процессинга, как для независимого ГПЗ, так и для ГПЗ входящего в ВИНК составляет 2000 руб. за тонну. Однако ВИНК имеет дополнительные накладные расходы, которые составляют 0,5%, от объема товарной продукции на содержание административного аппарата.

Цены в $ США за тонну без НДС по которым ГПЗ реализует свою продукцию (Таблица 12), были получены из аналитических источников компании «Инфо-Тэк». Соответственно цена сырья для ГПЗ входящего в ВИНК существенно ниже, чем для независимого ГПЗ. Транспортные издержки считаем одинаковыми, поэтому ими можно пренебречь. В результате перемножения цены и объема продукции, мы получаем выручку от газопереработки, которую получают независимый ГПЗ и ГПЗ в составе ВИНК. Следующим шагом является получение прибыли, из выручки мы вычитаем стоимость сырья, стоимость процессинга и административные расходы для ВИНК. И для получения чистой прибыли вычтем налог на прибыль. Таким образом мы можем видеть, что чистая прибыль у независимого ГПЗ выше, даже при условии, что стоимость входящего сырья у него выше. (Таблица 13)



5.4 Газохимия

Следующие переделом после газопереработки является газохимия, на химическое предприятие поступают этан, пропан, изобутан и бутан( Таблица 16). В своей работе я выбрал один из многотоннажных продуктов это полиэтилен. Так как данный продукт самый простой в производстве из всей цепочки газохимической продукции. (Картинка 2) Однако развитие отечественного газохимического комплекса находится на крайне низком уровне развития. Даже в производстве базовых много тоннажных продуктов у нас имеет место крайне неудовлетворительная ситуация. Соответственно данное предприятие получает сырье по внутренним ценам от своих предприятий. Для получения 1 тонны этилена можно применить следующие нормативы (Таблица 14). Далее для получения 1 тонны полиэтилена, предприятию необходимо затратить 1,04 тонны этилены. Средняя себестоимость производства составляет 40.714 руб за тонну полиэтилена за весь период начиная с 2005 по 2014 годы. (Таблица 15).Также на основе данных «Инфо-Тэк», мы получили среднюю маржу на 1 тонну полиэтилена, которую получает компания, она составляет 19.304 руб. (Таблица 15). Таким образом компания получает чистый денежный поток за весь период деятельности в размере 1 973 469млн.руб. (Таблица 7)



Заключение

Подводя итоги, теоретически мы могли бы сделать вывод, что перерабатывать ПНГ на независимых ГПЗ немного выгоднее, чем на ГПЗ принадлежащих ВИНК из-за экономии на размере суммы административных расходов. Тем не менее, не стоит забывать, что у ГПЗ который входит в состав ВИНК имеется ряд неоспоримых преимуществ:

1) отсутствуют проблемы с поиском сырья;

2) легче решаются вопросы с рынком сбыта;

3) имеются большие возможности в обращении с денежным ресурсом, позволяющим создавать капитальные объекты инфраструктуры и обеспечивать другие потребности.

Это во многом может дать объяснение тому, что в реальности в России не появляется независимых ГПЗ, которые выступали игроками на рынке ПНГ и газов. Также строительство мини-ГПЗ удовольствие дорогое, поэтому должно иметь экономическое обоснование осуществляемых капиталовложений, учитывающих возможно еще и строительство многокилометровых трубопроводов с отдаленных не обустроенных мест в непростых условиях севера, дополнительных компрессорных станций. Очевидно, что эффективность такого строительства находится под вопросом. В связи с этим необходимо создание рынка, на котором будут реализовываться как само сырье, так и газопродукты по рыночным ценам. И созданием этого рынка должно заняться именно само государство, точнее необходимо проработать и создать такие условия, чтобы стало экономически выгодно перерабатывать ПНГ, например, ввести льготные условия налогообложения на первоначальном этапе при создании таких производственных мощностей. Также, немало важным формирование условий стабильного спроса на производимую продукцию газохимии. Так, например, создание условий для развития малого и среднего бизнеса, которые могли бы использовать продукцию ГПЗ в качестве сырья способно стать толчком в развитие этой отрасли. В строительной отрасли можно ввести соответствующие ГОСТы, согласно которым будет установлен минимальный уровень использование современных материалов. В автомобильной промышленности можно производить необходимые комплектующие, тем самым повышая спрос на отечественные автомобили в силу снижения их цены. Применение в сельском хозяйстве позволит увеличить объемы урожаев.

За счет применения товар газохимии в производстве товаров массового спроса(упаковки), можно поддерживать предприятия по переработке пластмасс.

Еще немаловажным фактором является создание условий для внедрения и применения новых технологий. Например, одно из таких решений -- превращать тяжелые углеводороды ПНГ в метан, который можно существенно легче транспортировать вместе с природным газом или использовать для генерации электроэнергии и тепла. Испытания подобной технологии успешно прошли на Крапивинском месторождении «Газпромнефть-Востока» в Омской области.

При анализе проблемы утилизации природного газа и ПНГ следует исходить из приоритетности роли государства, так как:

* государство является проводником общенациональных экономических интересов, имеющих приоритет по сравнению с интересами отдельных секторов экономики и отдельных компаний;

* государство обладает наиболее широким арсеналом регулирующих инструментов, которые могут использоваться для согласования интересов в экономике, и в его компетенцию входит формирование нормативно-правовой и процедурной базы, необходимой для решения экономических проблем.

Таким образом утилизация ПНГ является действительно важной государственной задачей. Очевидно, что сегодня без помощи государства эта проблема может быть решена лишь в отдельных локализованных случаях (пример Сургутнефтегаза или других компактных зон ведущих нефтедобывающих ВИНК). В других случаях без создания условий, когда частный бизнес сможет, проявляя инициативу и внедряя передовые технологии получать хотя бы минимальную выгоду, без участия государства сегодня вряд ли возможно.



Список Литературы

1) Учебное пособие Управление стоимостью вертикально интегрированной нефтяной компании и оценка активов Москва ГУ-ВШЭ 2008 О.С.Анашкин, В.Л.Уланов

2) Сланцевые углеводороды, технологии добычи, экологические угрозы", В.В. Тетельмин, В.А.Язев, А.А. Соловьев, Долгопрудный: Издательский Дом "ИНТЕЛЛЕКТ", 2014. - 296 с.Глава 9 п. 9.6 на стр.256

3) Росэкспертиза Проблемы использования попутного нефтяного газа в России (http://rostehexpertiza.ru/analytics/png/)

4) Энергаз Газовые технологии(http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002)

5) Р. В. Халтурина Лаборатория НАЦРН

6) Предложения по мерам повышения экономической эффективности реализации «Концепции комплексной программы утилизации газа и развития газотранспортной системы Красноярского края и Иркутской области НК «Роснефть» с учетом государственного регулирования и стимулирования. Российская Академия Наук, В. В. Кулешов В. А. Крюков Новосибирск 2009

7) «Анализ опыта переработки ПНГ в США и Канаде»WWW.globotek.ru

8) Научно-экспертный совет при Председателе Совета Федерации Федерального Собрания Российской Федерации Инновационные технологии переработки и использования попутного нефтяного стр.130

9) Данные Argus и Platts.

10) Данные ИГ Петромаркет

11) Данные Инфо-Тэк

12) Газпром Инфотарий

13) Совершенствование технологий подготовки и переработки углеводородных газов. С.Н.Колокольцев Москва 2015.

14) Комплексная подготовка и переработка многокомпонентных природных газов на газохимических комплексах. С.А. Молчанов Т. О. Самакаева Москва 2013

15) Управление процессом формирования ценности потока углеводородов Крюков В.А. Севастьянов А.Е. Силкин В.Ю. Токарев А.Н. Шмат В.В.

16) А.Л. Новоселов Экономика, организация и управление в области недропользования: учебник для магистров. М.: Юрайт, 2014. - 625 с.

17) Уланов В.Л. Деловая Игра.

18) Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов в бизнес-сегменте «Геологоразведка и добыча» Москва 2005

19) Управление инновационными процессами на предприятиях нефтегазовой промышленности. Крайновой Э.А. Москва 2014

20) Принципы разработки и схема определения нормативных показателей экономической оценки умных месторождений. Еремин А.Н., Лындин В.Н., Богаткина Ю.Г. Москва 2014

21) Рациональное использование попутного газа. Кручихин С.В. Киндеркнехт Т.В. Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Ноябрьск 2013

22) Нефть и газ Западной Сибири Материалы Международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского индустриального института Том V Проблемы производственного, финансового и социального менеджмента в топливно-энергетическом комплексе Химия, нефтехимия и технология переработки нефти и газа. Тюмень ТюмГНГУ 2013.

23) Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа.

24) Перестройка мировых энергетических рынков: Возможности и вызовы для России. ИМЭМО РАН. Москва 2015

25) Книжников А., Пусенкова Н, «Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России. Выпуск 2», Москва 2010

26) Книжников А.Ю, Кутепова Е.А.. «Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России, Москва 2010

27) Костин А.А., «Популярная нефтехимия, увлекательный мир химических процессов», СИБУР, Москва, 2011

28) Крюков В.А. Организацонно-финансовый реинжиниринг проектов освоение нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири. Открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса» // Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН, 19 июня 2012 года.

29) Крюков В.А., Силкин В. Ю. , Токарев А. Н. , Шмат В. В. Как потушить факелы на нефтепромыслах? Институциональный анализ условий комплексного использования углеводородов (на примере попутного нефтяного газа). // ИОЭПП СО РАН. Новосибирск, 2008.

30) Филиппов А.В., «Использование попутного нефтяного газа», 2011 // http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

31) oilcapital.ru - информационно-аналитический портал нефтегазового сектора

32) rupec.ru - информационно-аналитический портал нефтехимического сектора

33) Нефтегазовая вертикаль - журнал, 2009 - 2015

34) ТЭК России - журнал, 2003 - 2015

35) OIL and Gas журнал, 2003 - 2015

36) Постановление Правительства Российской Федерации от 5 февраля 1998 года №162 «Об утверждении Правил поставки газа в России».

37) Постановление Правительства РФ №7 от 8 января 2009 года «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках».

38) Распоряжение Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 года № 1715-р «Об Энергетической стратегии РФ на период до 2030 года».

39) Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

40) Федеральный закон Российской Федерации от 31 марта 1999 года № 69-ФЗ О газоснабжении в Российской Федерации».

41) Переработка газа и перспективы развития отрасли в Казахстане АТЫГАЕВ АЯН Москва 2009

42) Распоряжение Правительства Российской Федерации ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ от 3 июля 2003 г. N 908-р г. Москва

43) Научные походы к классификации затрат Есенина Е.Ю. Краснодар 2013

44) Юкин А.Ф. Моделирование энергетической эффективности управления газотранспортной системой. - М.: Газовая промышленность, №4, 2007.

45) Андреев А.Ф., Синельников А.А. Новые направления исследований технической политики: идентификация ключевых проблем нефтегазового предприятия. //Нефть, газ и бизнес. - 2002. - № 3.

46) Валов Б.М., Кочетков А.В., Синельников А.А. Технологический прорыв. Развитие нефтедобычи - основа конкурентоспособности нефтяных компаний. //Нефть России. - 1999. - № 3.

47) Ковалева А.И., Технологические инновации и особенности оценки их экономической эффективности в вертикально интегрированных нефтяных компаниях. - М.: «МАКС Пресс», 2000.

48) Проблемы утилизации попутного нефтяного газа: интересы и роль нефтедобывающих регионов. Токарев А. Н.

49) Приказ от 17 ноября 1998 г. N 371 Министерство топлива и энергетики Российской Федерации «Об утверждении инструкции по планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях»

50) Повышение эффективного использования попутного нефтяного газа Хуснутдинова Р. Р. Уфа 2014.

51) Э.А.Крайнова, Г.Б. Лоповок Технико-экономическое проектирование в нефтяной и газовой промышленности. Учебник. М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2012. - 272с.

52) Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика. М: Дело, 2002.

53) Using Russia's Associated Gas. Prepared for the Global Gas Flaring Reduction Partnership and the World Bank By PFC Energy. December 10, 20015

54) OIL Medium-Term Market Report 2016 Market Analysis and Forecasts to 2021



Приложение

График 1

Диаграмма 1 Объем добычи ПНГ с 2006 по 2014 гг.



Диаграмма 2 Структура использования попутного нефтяного газа 2014-2015г.



Таблица 2 Фракционный состав попутного нефтяного газа

Метан	56%
Этан	11%
Пропан	14%
Изобутан	4%
Нормальный-бутан	7%
Изопентан	2%
Нормальный пентан	2%
Прочие газы	4%

Таблица 3 Классификация попутного нефтяного газа

Содержание С3+, г/м3
Тощий	менее 100
Средний	от 101 до 200
Жирный	от 201 до 350
Особо жирный	более 351

Таблица 4

Технологии и факторы	Сильные стороны	Слабые стороны
Газопереработка и газохимия
- экология	Ликвидируются выбросы в атмосферу как самого ПНГ, так и продуктов его сжигания или переработки. Имеется технологическая возможность полной утилизации ПНГ	Необходима инфраструктура для транспортировки произведенной продукции
- техническая реализуемость	Используемые технологические решения значительной частью отработаны в реализованных проектах. Имеются варианты транспортировки продукции	Ограничения, связанные с транспортировкой произведенной продукции (доступ к ГТС, дефицит мощностей инфраструктуры)
- финансовая эффективность	Относительно высокая добавленная стоимость. Потенциал для получения «углеродного инвестирования» (в рамках Киотского протокола)	Относительно высокие капитальные затраты; с учетом затрат на транспортировку относительно невысокая рентабельность газохимии
- доступ к инфраструктуре	Предполагается применение принципа приоритетного доступа СОГ к ГТС.	Сложности с доступом СОГ к ГТС; необходима транспортная инфраструктура для вывоза продукции газохимии
- государственное регулирование	Предполагается существенный рост цен на газ, отмена регулирования рынка СУГ	Регулирование цен на газ, СУГ, балансовые задания для СУГ. Необходимо стимулирование развития перерабатывающих производств
Выработка электроэнергии
- экология	Эффект достигается за счет бессажевого сжигания ПНГ	Не обеспечивает утилизации всего ПНГ
- техническая реализуемость	Технологические решения отработаны в реализованных проектах	Относительно новые технологии требуют дополнительной «отладки»
- финансовая эффективность	Значительная часть электроэнергии (э/э) используется на собственные нужды. Обычно издержки ниже, чем цена покупки э/э на рынке	Не всегда есть потребители для всей произведенной электроэнергии. Сезонная неравномерность потребностей в электроэнергии
- доступ к инфраструктуре	Производство э/э для собственных нужд не требует доступа к внешней инфраструктуре	Сложности с доступом к инфраструктуре компаний, созданных на базе РАО «ЕЭС»
- государственное регулирование	Наличие отраслевых норм и правил	Необходимость обеспечения приоритетного доступа к сетям

Таблица 5

	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Добыча нефти, млн.т	481	491	488	494	505	512	518	523	527
Добыча ПНГ, млн. м3	56 567	61 071	60 059	61 400	65 389	68 625	71 807	74 632	76 207

Таблица 6

Показатели	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Курс доллара, руб/$	27	26	25	32	30	29	31	32	38
Брент, текущие $/bbl	61	69	94	61	78	109	110	108	98
Ставка НДПИруб/тонн	419	419	419	419	419	419	419	446	470
Экспортная пошлина на нефть долл/барр	192,6	231,0	345,7	191,5	271,3	414,6	390,0	379,1	335,6

Таблица 7 Денежные потоки

Поток наличности добычи нефти	млн.руб	14 390 028
Поток наличности от переработки нефти	млн.руб	21 664 444
Поток наличности от газопереработки	млн.руб	128 598
Поток наличности от газохимии	млн.руб	1 973 469
Поток наличности проекта в целом	млн.руб	38 156 540

Таблица 8 (цены на нефтепродукты в $ на экспорт и в руб. на внутренний рынок)

Наименование нефтепродуктов	Цена нефтепродукта $ и руб за 1 т
	2 005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Автобензин эксп.	582	683	694	794	828	788	836	999	1 044	1 096
Автобензин	18 955	18 383	20 930	22 016	22 928	23 964	27 217	29 462	32 666	36 916
Нафтаэксп.	459	468	653	665	778	724	705	921	925	888
Нафта	14 876	15 784	16 983	17 983	18 993	20 745	26 934	27 993	30 863	34 953
Авиакеросинэксп.	467	665	700	811	1 009	966	824	1 015	1 027	988
Авиакеросин	18 011	19 825	21 467	23 431	18 174	20 580	23 927	28 088	30 359	35 283
Дизтопливо эксп.	426	516	593	652	927	893	878	938	958	920
Дизтопливо	16 752	18 547	19 215	21 896	20 315	22 020	26 021	30 753	33 667	35 179
Печное топливо	14 200	15 784	16 500	16 300	17 248	18 678	18 054	26 763	27 830	28 852
Печное топливо эксп.	420	497	573	598	620	693	720	785	864	892
Мазут	4 617	4 889	5 901	6 975	6 394	8 370	9 386	9 935	9 441	9 859
Мазут эксп.	250	275	323	334	455	441	438	628	627	689
Прочие	9 377	9 762	10 762	11 083	11 952	12 459	13 986	14 987	15 982	16 059

Таблица 9 (Средний выход нефтепродуктов)

Наименование нефтепродуктов	Выходы нефтепродуктов	2 005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Автобензин эксп.	0,71%	1 658	1 695	1 733	1 723	1 743	1 782	1 805	1 829	1 846	1 858
Автобензин	11,87%	27 606	28 225	28 859	28 693	29 031	29 671	30 058	30 454	30 746	30 939
Нафтаэксп.	0,70%	1 631	1 667	1 705	1 695	1 715	1 753	1 776	1 799	1 816	1 828
Нафта	0,00%	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Авиакеросин эксп.	0,35%	805	823	841	837	846	865	876	888	896	902
Авиакеросин	3,43%	7 968	8 147	8 330	8 282	8 380	8 564	8 676	8 791	8 875	8 930
Дизтопливо эксп.	13,95%	32 448	33 176	33 920	33 726	34 123	34 875	35 330	35 796	36 139	36 366
Дизтопливо	12,64%	29 389	30 049	30 723	30 546	30 907	31 587	31 999	32 422	32 732	32 938
Печное топливо	0,17%	402	411	421	418	423	433	438	444	448	451
Печное топливо эксп.	1,15%	2 672	2 732	2 793	2 777	2 809	2 871	2 909	2 947	2 975	2 994
Мазут	8,94%	20 791	21 257	21 734	21 609	21 864	22 346	22 637	22 936	23 155	23 301
Мазут эксп.	17,74%	41 251	42 176	43 122	42 874	43 380	44 335	44 914	45 506	45 942	46 231
Прочие	27,34%	63 586	65 012	66 470	66 088	66 868	68 340	69 232	70 146	70 817	71 262
Топливо газ.на собств. нужды	0,50%	1 163	1 189	1 215	1 208	1 223	1 250	1 266	1 283	1 295	1 303
Топливо жидк. на собств. нужды	0,50%	1 163	1 189	1 215	1 208	1 223	1 250	1 266	1 283	1 295	1 303
Потери	0,00%	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Табл. 10 Экспортные пошлины с 2005-2014гг.

Экспортная пошлина	2 005	2 006	2 007	2 008	2 009	2 010	2 011	2 012	2 013	2 014
ЭП на светлые НП (кроме бензина), бензол, толуол и масла, долл/т	109	142	168	246	142	195	274	257	250	222
ЭП на темныеНП, долл/т	59	77	91	132	76	105	274	257	250	222
ЭП на бензины прям., долл/т	109	142	168	246	142	195	373	351	341	302
ЭП на бензины тов., долл/т	109	142	168	246	142	195	373	351	341	302



Табл. 11Акцизы на нефтепродукты с2005-2014 гг.

Акцизы	2 005	2 006	2 007	2 008	2 009	2 010	2 011	2 012	2 013	2 014
Высоко октановый Бензин руб./т	3629	3629	3629	3629	3629	3992	5143	5983	5447	6450
Низко октановый Бензин руб./т	2657	2657	2657	2657	2657	2923	5995	7975	10100	11110
Дизельное топливо руб./т	1080	1080	1080	1080	1080	1188	2247	3262	4417	4767
Масло моторн. руб./т	2951	2951	2951	2951	2951	3246	4681	6072	7509	8260
Прямогонный бензин руб./т	0	2657	2657	2657	3900	4290	6089	7824	10229	11252
Печное топливо и авиа. Керосин руб./т	0	0	0	0	0	0	0	0	0	6446

Таблица 12 Цены газопродуктов

Наименование нефтепродуктов	Цена Газопродукта $ за 1 т
	2 005	2 006	2 007	2 008	2 009	2 010	2 011	2 012	2 013	2 014
Метан	0,04	0,04	0,05	0,04	0,04	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05
Этан	0,11	0,13	0,14	0,14	0,14	0,14	0,15	0,15	0,15	0,16
Пропан	135,00	205,00	208,00	240,00	247,00	255,00	260,00	262,00	263,00	264,00
Изобутан	155,00	225,00	228,00	260,00	267,00	275,00	280,00	282,00	283,00	284,00
Нормальный-бутан	135,00	205,00	208,00	240,00	247,00	255,00	260,00	262,00	263,00	264,00
Изопентан	275,00	340,00	335,00	347,00	358,00	367,00	377,00	390,00	399,00	410,00
Нормальный пентан	292,00	370,00	370,00	397,00	407,00	417,00	428,00	442,00	353,00	465,00

Таблица 13

Чистая прибыль ГПЗ в млн. руб	ГПЗ в составе ВИНК	Независимый ГПЗ
	183 615	190 949

Таблицы 14

Сырье	Необходимое кол-во тонн
Этан	2,10
Пропан	3,00
Изобутан	3,10
Нормальный бутан	3,10

Таблица 15

Материал	Себестоимость руб. за 1 тонну	Маржа на тонну в руб.
Полиэтилен PE3OT-49	41 432	18 652
Полиэтилен н/д 273-83	41 466	18 619
Полиэтилен н/д PE6FE68	42 108	18 909
Полиэтилен н/д PE4FE72	42 421	19 078
Полиэтилен н/д PE4FE69	38 644	17 693
Полиэтилен н/д PE4FE69	38 807	22 210
Полиэтилен н/д 276-73	37 105	16 996
Полиэтилен н/д 276-73	37 368	23 056
Полиэтилен н/д 277-73	41 505	18 918
Полиэтилен PE3OT-49	41 490	18 594
Полиэтилен PE3OT-49	41 456	18 629
Полиэтилен н/д 273-83	41 447	18 638
Полиэтилен н/д 273-83	41 453	18 632
Полиэтилен н/д PE6FE68	42 092	18 925
Полиэтилен 271-70К, в/с	43 978	19 751
Полиэтилен н/д 276-73	37 311	22 773
Полиэтилен н/д 277-73	41 385	18 700
Полиэтилен н/д 277-73	41 385	18 700



Таблица 16

Состав сырья	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Этан тыс. т	2 735	2 953	2 904	2 969	3 162	3 318	3 472	3 608	3 685
Пропан м	3 610	3 897	3 833	3 918	4 173	4 379	4 582	4 762	4 863
Изобутан тыс. т	1 015	1 096	1 078	1 102	1 174	1 232	1 289	1 340	1 368
Нормальный бутан тыс. т	1 863	2 012	1 978	2 023	2 154	2 261	2 365	2 459	2 510

Картинка 1



Картинка 2

Размещено на Allbest.ru