Оценка эффективности инвестиций в развитие единой газотранспортной системы

 

Введение

газотранспортный система газопровод проект

Сегодня очевидно, что газотранспортная система становится узким местом в развитии газового комплекса в целом. Требуются серьезные масштабные инвестиции в развитие газотранспортной системы, в которой готовы участвовать и независимые производители, и сам "Газпром". Государство должно утвердить внятные правила этой работы по развитию газотранспортной системы.

Газотранспортная система России, имеющая протяженность 154 тыс. км, - крупнейшая в мире. Даже просто поддерживать такое гигантское хозяйство в рабочем состоянии задача уникальная. "Газпрому" еще удается решать текущие задачи, но вся эта работа сводится по большому счету к латанию дыр на объектах не первой молодости. Износ газотранспортных мощностей очень высок. Свыше 33 лет - а это срок списания газотранспортных объектов - работает 14% газопроводов. Еще 20% мощностей эксплуатируются от 20 до 33 лет. Проблема очень серьезная, поскольку, в основном, все главные магистральные газопроводы были построены в советские времена.

Обновление газотранспортных мощностей требует большой и серьезной работы. Но нынешний транспортный тариф, который регулируется государством, не позволяет "Газпрому" инвестировать в строительство новых газопроводов, а дает возможность лишь поддерживать на уровне сегодняшней мощности существующие. Примерно этот тариф равен $0,5. В "Газпроме" считают, что тариф должен быть удвоен, чтобы у компании появились возможности вкладывать деньги в обновление газотранспортной системы. Разумеется, это повлечет за собой сразу рост стоимости газа для конечных потребителей.

Все понимают, что пока такой тариф очень сложно принять, но такая мера даст стимул строить новые газопроводы. Поскольку постоянно говорят о том, что у нас нет мощностей, и это объективно - нет мощностей с учетом роста производства газа "Газпромом" и с учетом того, что независимые производят с каждым годом все больше и больше газа, то главная проблема - это, безусловно, развитие мощностей. Надо строить новые газопроводы, чтобы их строить - нужны соответствующие деньги. Все опять упирается в тарифную политику и в цены на газ. Состояние газотранспортной системы беспокоит и президента Российского союза нефтегазостроителей. Он отметил, что из-за изношенности системы производительность газопроводов ограничена на 10%, рабочее давление снижено на 16% участков действующей системы. Из-за очень активно развивающейся коррозии металла труб проектная производительность газопроводов за последние 5-6 лет снизилась на 60 млрд м3 в год. Если еще 2-3 года закрывать на это глаза, годовые потери пропускной способности газопроводов достигнут 100 млрд м3. И тогда разговоры о свободном доступе к трубе потеряют смысл. Из 154 тыс. км газопроводов 127 тыс. км труб заизолированы пленкой, в том числе 95 тыс км - трубопроводы диаметром 1000, 1200, 1400, то есть основные транспортные артерии отрасли. Срок службы пленочной изоляции 12-14 лет. А это означает, что практически на всех наших газопроводах изоляция давно уже деградировала. Коррозия стремительно нарастает, что ведет к дальнейшему ограничению пропускной способности газопроводов. Необходимы чрезвычайные меры по восстановлению производительности газопроводной системы. Работа сложная, ее надо проводить на действующих газопроводах. Поэтому потребуются и огромные средства, и огромное количество людей, для того чтобы эту работу провести. В отсутствие радикальных мер в течение ближайших лет в стране будет происходить не наращивание, а уменьшение добычи газа. Таким образом, в рамках дипломного проекта решались следующие задачи:

·Износ газотранспортных сетей;

·Доступ независимых производителей к газотранспортной сети;

·Определение тарифов на транспортировку газа.

Обзор современного состояния вопроса в области газотранспортных сетей. Газотранспортная система России

Основным документом, регламентирующим поставки природного газа, является постановление правительства РФ от 05.02.1998 г. № 162. Оно так и называется «Об утверждении Правил поставки газа в Российской Федерации».

Газовая промышленность - дело непростое. От мест добычи идут магистральные газопроводы с высоким давлением. Да лее - газопроводы-отводы, как правило, заканчивающиеся газораспределительными станциями. От них начинаются сети низкого давления, подводящие газ к потребителям.

Газотранспортная система - это система газопроводов, соединяющая производителей и потребителей газа, включающая магистральные газопроводы, газопроводы-отводы, газораспределительные сети, находящиеся у газотранспортной, газораспределительной организации или покупателя в собственности или на иных законных основаниях.

Газотранспортная система России включает 149 тыс. км магистральных газопроводов общей производительностью 750 млрд. м3 в год, 235 компрессорных станций и 22 подземных хранилища газа с общим отбором активного газа 52,5 млрд. м3 в 1999 г.

Срок службы четвертой части газопроводов превысил 20 лет, а большая часть газопроводов работает на пониженных давлениях, чтобы уменьшить вероятность аварий, причинами которых являются коррозия, нарушение норм и правил при строительстве и ремонте, механические повреждения и недостаточное качество труб. Более 30% газоперекачивающих агрегатов исчерпали свой проектный ресурс.

В соответствии с физической структурой системы газоснабжения Постановлением определены основные типы организаций:

газораспределительные - специальные республиканские, краевые, областные, городские, межрайонные, сельские организации, занятые развитием и эксплуатацией систем газоснабжения территорий, обеспечением покупателей газом, а также оказывающие услуги по транспортировке газа по своим сетям;

газотранспортные - обеспечивающие транспортировку газа организации, у которых магистральные газопроводы и газопроводы-отводы находятся в собственности или на иных законных основаниях.

До недавнего времени Межрегионгаз брал с потребите лей и тариф за транспортировку газа, а затем отчислял соответствующие суммы линейно-производственных объединениям (последние же несли функцию технического обслуживания газотранспортных магистралей), что и отражалось в договорах с потребителями газа. Теперь форма договоров с потребителями изменилась: помимо договора на поставку филиалам Межрегионгаза принадлежат контрольные пакеты акций газораспределительных предприятий определенного объема газа заключается отдельный договор на его транспортировку.

«Условия оплаты транспортировки газа определяются договором транспортировки газа на основании тарифов на его транспортировку, устанавливаемых в порядке, определенном Федеральными органами исполнительной власти». В некоторых регионах РФ филиалами Межрегионгаза принадлежат контрольные пакеты акций газораспределительных предприятий. И там взаимодействие с потребителями оказывается более слаженным. Следует заметить, что население оплачивает 60% стоимости услуг по газоснабжению. Остальные 40% плюс льготы компенсируются определенным категориям потребителей за счет бюджета.

Так что администрации всех уровней (то есть государство) становятся одним из главных субъектов «рынка» газа.

Единая система газоснабжения

Рис.

Единая система газоснабжения (ЕСГ) - сложный производственно-технологический комплекс, включающий объекты добычи, переработки, транспорта и подземного хранения газа - постоянно находится под круглосуточным контролем и управлением диспетчерских подразделений ОАО «Газпром». Расстояние транспортировки газа от промыслов северных районов Тюменской области до наиболее удаленных стран-импортеров, таких, как Франция, Италия, составляет более 5 тысяч километров. В таких условиях газодинамические процессы в ЕСГ протекают в течении 5-6 суток. Поэтому созданная и постоянно совершенствующаяся оптимизационная система контроля и управления за процессами транспортировки газа обеспечивает надежное и эффективное газоснабжение потребителей не только в России, но и за рубежом. ЕСГ является собственностью ОАО «Газпром». Это крупнейшая в мире газотранспортная система, которая обеспечивает высокий статус Общества при реализации совместных проектов с зарубежными партнерами в интересах России. Комплексная ответственность со стороны ОАО «Газпром» за работу всей этой системы гарантирует потребителям, в том числе и иностранным партнерам, надежность поставок и является обязательным условием для заключения долгосрочных международных договоров по поставкам газа.

В целях обеспечения надежного газоснабжения и выполнения международных договоров Российской Федерации и соглашений о поставках газа организация - собственник Единой системы газоснабжения:

Øобеспечивает строительство, эксплуатацию, реконструкцию и развитие объектов Единой системы газоснабжения;

Øобеспечивает непрерывный диспетчерский контроль за функционированием объектов Единой системы газоснабжения, а также подсоединенных к ней объектов газоснабжения в точках их подсоединения;

Øосуществляет управление функционированием Единой системы газоснабжения;

Øобеспечивает использование на объектах Единой системы газоснабжения энергосберегающих и экологически чистых оборудования и технических процессов;

Øосуществляет мероприятия, направленные на обеспечение промышленной и экологической безопасности объектов Единой системы газоснабжения, охраны окружающей природной среды;

Øосуществляет мероприятия, направленные на предупреждение потенциальных аварий и катастроф, ликвидацию их последствий на объектах Единой системы газоснабжения.

Северо-Европейский газопровод

Значение

Северо-Европейский газопровод повысит надежность поставок российского природного газа потребителям в Европе. На европейском газовом рынке к 2010 году ожидается рост потребления газа сверх заключенных долгосрочных контрактов в объеме порядка 100 млрд. м3. Действующие в настоящее время экспортные газопроводы из России в Европу не смогут в полной мере удовлетворить растущий спрос на газ. Для решения этого вопроса и повышения надежности поставок российского газа на экспорт несколько лет назад была начата разработка проекта Северо-Европейского газопровода (СЕГ).

Проект Северо-Европейского газопровода создает принципиально новый маршрут транспортировки российского газа в Европу. Реализация проекта позволит диверсифицировать экспортные потоки, обеспечить возможность их маневрирования и напрямую связать газотранспортные сети России и стран Балтийского региона с общеевропейской газовой сетью. Отличительной особенностью СЕГ является отсутствие на его пути транзитных государств, что снижает стоимость транспортировки российского газа.

Трасса морского участка СЕГ пройдет через акваторию Балтийского моря от бухты Портовая (район г. Выборг) до побережья Германии (район г. Грайфсвальд). Планируется построить две параллельные нитки газопровода протяженностью около 1 200 км каждая. Общая пропускная способность СЕГ составит 55 млрд. м3 в год. Проектом предусмотрено строительство морского газопровода-отвода для подачи газа потребителям Швеции.

Строительство газопровода будет способствовать расширению газоснабжения Скандинавских стран, а также обеспечит надежное снабжение газом потребителей Западной Европы, Северо-Западного региона России и Калининградской области с учетом растущего потребления голубого топлива.

Первая нитка Северо-Европейского газопровода будет введена в эксплуатацию в 2010 году.

Сырьевая база

Основной сырьевой базой для поставок газа по Северо-Европейскому газопроводу определено Южно-Русское газонефтяное месторождение. Месторождение расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Запасы газа месторождения оцениваются более чем в 1 трлн. м3, из них доказанных - более чем 700 млрд. куб. м. Лицензией на геологическое изучение и разработку Южно-Русского месторождения владеет ОАО «Севернефтегазпром», которое на 100% принадлежит ОАО «Газпром». С выходом на проектную мощность на месторождении будет добываться порядка 25 млрд. м3 газа ежегодно.

Общий объём инвестиций по проекту разработки Южно-Русского месторождения оценивается в 1 млрд. евро. В более отдаленной перспективе предполагается использовать в качестве дополнительного сырья для реализации проекта СЕГ месторождения полуострова Ямал, Обско-Тазовской губы и Штокмановское месторождение.

Рис.

Технические особенности

Точкой отсчета морского участка СЕГ станет береговая компрессорная станция, которая будет построена в бухте Портовая (рядом с г. Выборг Ленинградской области).

Протяженность морского участка газопровода от Выборга до Грайфсвальда составит 1 200 км, диаметр - 1 219 мм, рабочее давление - 210 атмосфер. Проектная мощность Северо-Европейского газопровода составит 55 млрд. м3. На первом этапе планируется строительство одной нитки пропускной способностью около 27,5 млрд. м3 газа в год. Проект предусматривает строительство второй нитки, что позволит повысить пропускную способность газопровода в 2 раза - до 55 млрд. м3 в год. Для соединения СЕГ с Единой системой газоснабжения России планируется построить новый газопровод Грязовец-Выборг, который пройдет по территории Вологодской и Ленинградской областей. Ввод в строй этого газопровода позволит также обеспечить увеличивающиеся потребности в газе Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Суммарные инвестиции, необходимые на реализацию данного проекта, составят свыше 4 миллиардов евро.

Текущее состояние

Проект Северо-Европейского газопровода перешел в фазу практической реализации. На территории Вологодской области завершены анализ работы существующих систем газопроводов в зоне влияния СЕГ и прогнозные расчеты газопотребления Северо-Запада РФ с учетом строительства СЕГ. Разработан предварительный вариант транспортной схемы обеспечения строительства СЕГ, который рассмотрен и согласован Правительством области. Инженерные изыскания по линейной части газопровода выполнены на 85%, по участкам вдоль трассы - на 63%. Полный комплекс изыскательских работ планируется завершить в третьем квартале 2005 года. В Ленинградской области разработана технологическая схема газопровода, закончен сбор исходных данных, касающихся его линейной части и всех площадок компрессорных станций, начаты инженерные изыскания по объектам, расположенным вдоль трассы СЕГ.«Газпром» приступил к разработке Южно-Русского месторождения, которое является основной сырьевой базой для поставок газа по СЕГ. На Южно-Русском уже начаты сейсморазведочные и буровые работы. Доказанные запасы месторождения оцениваются более чем в 700 млрд. м3.8 сентября 2005 года в Берлине ОАО «Газпром», «БАСФ АГ» и «Э.ОН АГ» подписали принципиальное соглашение о строительстве «Северо-Европейского газопровода» (СЕГ), трасса которого пройдет через акваторию Балтийского моря. В соответствии с подписанным соглашением партнеры намереваются создать совместное германо-российское предприятие North European Gas Pipeline Company, в капитале которого «Газпрому» будет принадлежать 51%, а компаниям «БАСФ» и «Э.ОН» - по 24,5%.

Газопровод Голубой поток

Значение

Газопровод Россия-Турция («Голубой поток») является уникальным газотранспортным сооружением, не имеющим аналогов в мире. В его строительстве принимали участие несколько тысяч специалистов из России, Италии и Турции. При строительстве газопровода применялись материалы и оборудование как отечественных, так и ряда западных производителей. Прежде всего, это итальянское, немецкое и японское оборудование.

«Голубой поток» предназначен для поставок российского природного газа в Турцию через акваторию Черного моря, минуя третьи страны. Проект дополняет уже действующий газотранспортный коридор из России в Турцию через территорию Украины, Молдавии, Румынии и Болгарии. Поставки газа по «Голубому потоку» существенно повысят надежность поставок газа в Турцию для развития газового рынка и газовой инфраструктуры этой страны.

Основным партнером «Газпрома» при строительстве «Голубого потока» выступала итальянская компания «ЭНИ», которая имеет большой опыт строительства морских газопроводов и располагает крупнейшим в мире трубоукладочным флотом.

Сооружение «Голубого потока» открыло новую страницу в истории развития современных газотранспортных технологий. Многие специалисты за рубежом сомневались в самой возможности строительства газопровода на глубинах до 2 150 метров в условиях агрессивной сероводородной среды.

Описание

Общая протяженность газопровода «Голубой поток» составляет 1213 км. Газопровод условно делится на три участка:

сухопутный участок на российской стороне от г. Изобильное Ставропольского края до п. Архипо-Осиповка Краснодарского края на побережье Черного моря длиной 373 км;

морской участок от п. Архипо-Осиповка Краснодарского края (Россия) до терминала «Дурусу», расположенного в 60 км от г. Самсун (Турция) длиной 396 км;

сухопутный участок на турецкой стороне от г. Самсун до г. Анкара длиной 444 км.

Сухопутный участок на российской стороне включает в себя компрессорные станции (КС) «Ставропольская» на территории Ставропольского края и «Краснодарская» на территории Краснодарского края.

Морской участок газопровода включает в себя одну из крупнейших в мире и уникальных по своим характеристикам КС «Береговую». Ее мощность - 150 мегаватт, что позволяет создать давление на выходе 250 атм.

Диаметр газопровода «Голубой поток»: равнинная часть сухопутного участка - 1400 мм, горная часть сухопутного участка - 1200 мм, морской участок - 610 мм.

Проектная мощность газопровода составляет 16 млрд. куб. м газа в год.

В соответствии с контрактом планируемый график поставок природного газа по газопроводу «Голубой поток» составлен следующим образом: 2003 год - около 2 млрд. куб. м газа, 2004 год - 4 млрд. куб. м, 2005 год - 6 млрд. куб. м, 2006 год - 8 млрд. куб. м, 2007 год - 10 млрд. куб. м, 2008 год - 12 млрд. куб. м, 2009 год - 14 млрд. куб. м, и 2010 - 16 млрд. куб. м.

Финансирование

Общая стоимость газопровода «Голубой поток» составляет 3,2 млрд. долл., в том числе 1,7 млрд. долл. США на строительство морского участка и КС «Береговая».

Для реализации проекта ОАО «Газпром» совместно с «Блю стрим пайплаин компани Б.В.» подписали кредитное соглашение на сумму 1,13 млрд. долл. США с банковским консорциумом, в который вошли «Банка Коммерчиале Итальана», «Медиокредито Чентрале» и «Вейстдойче Ландесбанк Жироцентрале».

Для строительства газопровода были также привлечены кредиты на сумму 627 млн. долл. США от Японского банка для Международного сотрудничества (ДжиБИК) и банковского консорциума, возглавляемого банком ФУДЖИ при участии японской страховой компании НЕКСИ/МИТИ.

Общая сумма привлеченных ОАО «Газпром» кредитов составляет 1,7 млрд. долл. США, что обеспечивает долю финансирования ОАО «Газпром» как по морской части проекта, так и частично по сухопутной части проекта. Часть финансирования морской части проекта «Голубой поток» оплачена за счет взносов спонсоров проекта ОАО «Газпром» и СНАМ С.п.А., а также кредита на сумму 866 млн. долл. США, привлеченного под гарантию СНАМ С.п.А. Оставшаяся часть финансирования сухопутной части проекта осуществлена ОАО «Газпром» за счет собственных средств и за счет других долговых ресурсов. В частности, в декабре 2000 года ОАО «Газпром» привлекло на эти цели среднесрочный кредит на сумму 250 млн. евро от консорциума международных банков во главе с «Хюпоферайнц Банк АГ».

Привлечение этих средств «Газпром» осуществлял в условиях резкого снижения инвестиционного рейтинга российских компаний. Журнал «Проджект Файненс Мэгэзин» признал в 2000 году финансовую схему по привлечению «Газпромом» средств «сделкой года».

Технические особенности

Учитывая, что более 60 км газопровода, расположенного на российском сухопутном участке, проходит по горной местности, а глубина залегания трубы на морской части достигает 2 150 м в условиях агрессивной сероводородной среды, для повышения надежности газопровода при его строительстве применялись специальные технические решения.

К ним относятся:

Øприменение труб из высококачественной коррозийно-стойкой стали с внутренним и внешним полимерным покрытием;

Øпневматическое испытание горных участков газопровода;

Øиспытание газопровода методом стресс-теста;

Øиспользование интеллектуальных вставок на горном и морском участках;

Øприменение противооползневых сооружений на 17 оползневоопасных участках;

Øбетонирование прибрежных участков газопровода.

Впервые в практике российской нефтегазовой отрасли на горном участке сухопутной части газопровода были сооружены тоннели под хребтами Кобыла и Безымянный. Общая протяженность тоннелей составила 3 260 м.

Параллельно со строительством газопровода осуществлялось проведение природоохранных мероприятий. К ним относится рекультивация земель по всей трассе строительства газопровода, сохранение более 4 гектаров реликтового леса при прохождении тоннельным методом хребтов Кобыла и Безымянный.

Текущее состояние

В настоящее время построен пусковой комплекс газопровода «Голубой поток» мощностью 4 млрд. куб. м в год.

В пусковой комплекс входят: газопровод на российском сухопутном участке; первая «нитка» морского участка газопровода; КС «Краснодарская»; станция очистки и осушки газа, крановая площадка на КС «Береговая».

Продолжаются строительные работы на КС «Ставропольская» и «Береговая». Сдача в эксплуатацию КС «Береговая» намечена на третий квартал 2003 года, сдача в эксплуатацию КС «Ставропольская» - на первый квартал 2004 года.

В настоящее время построен пусковой комплекс газопровода «Голубой поток», введена в эксплуатацию КС «Ставропольская», первая очередь КС «Береговая».

С начала эксплуатации «Голубого потока» потребителям Турции по состоянию на 1 января 2006 года поставлено 9,6 млрд. куб. м газа. В 2004 году по газопроводу было поставлено 3,2 млрд. куб. м, в 2005 году - 5 млрд. куб. м газа.

Контрактные обязательства по поставкам по газопроводу «Голубой поток» на 2006 год составляют 8 млрд. куб. м.

Транспортная развязка. Равные права, равная ответственность

Обеспечение равного доступа для всех производителей газа к Единой системе газоснабжения (ЕСГ) предполагает единые тарифы на транспортировку газа как для ОАО «Газпром», так и для независимых производителей. На сегодняшний день введение этих тарифов не представляется возможным без выделения из структуры монополиста транспортной составляющей. Однако, когда именно это произойдет, прогнозировать не берется никто - долгожданная реформа «Газпрома» затягивается, а ее либеральный вариант, предложенный МЭРТ и предусматривавший раздел холдинга, был отвергнут. Со сторонниками сохранения существующей системы спорить также нелегко: «Газпром» - уникальная компания, да и российская система газоснабжения не имеет аналогов в мире. Поэтому понятна осторожность чиновников, курирующих газовую отрасль, и руководителей самой монополии - скоропалительно реформировать «Газпром» они не дадут. Исторически сложилось так, что все газопроводы в России сегодня принадлежат «Газпрому», и уже несколько лет ведется дискусcия по поводу решения конфликта вокруг правил доступа независимых производителей газа (НПГ) к Единой системе газоснабжения (ЕСГ). Независимые упорно отстаивают право на равный доступ к транспортным мощностям «Газпрома», так как у них нет другого способа реализовывать добытое ими сырье. В «Газпроме» утверждают, что удовлетворяют все заявки независимых на доступ к ЕСГ компании, кроме тех случаев, когда это невозможно по техническим причинам. Основная из них - ограниченные возможности ЕСГ. Сегодня отношения «Газпрома» и независимых газовых компаний регулируются постановлением правительства РФ об обеспечении доступа независимых организаций к ЕСГ ОАО «Газпром» № 858 от 14 июля 1997 года. Согласно постановлению, газовый холдинг, если у него имеются свободные мощности, обязан предоставлять доступ к своим трубопроводам независимым компаниям на основе предварительно подаваемых заявок, в которых указываются объемы и маршрут транспортировки газа, качество которого установлено соответствующими cтандартами.

Перед тем как подать заявку, НПГ должен найти покупателя добытого газа и заключить с ним договор на поставку определенных объемов газа в определенные сроки. В «Газпроме» проверяют эти документы и, если все условия выполнены, а также при наличии технических возможностей по транспортировке этого газа, оформляют доступ. Рассмотрение этих заявок в ОАО «Газпром» осуществляет специально созданная Комиссия по рассмотрению вопросов, связанных с доступом независимых организаций к системе ОАО «Газпром», возглавляемая заместителем председателя правления Александром Рязановым. Работа Комиссии ведется на основе внутреннего Положения о порядке рассмотрения вопросов, связанных с доступом независимых организаций к системе ОАО «Газпром» от 15 февраля 1998 года. В настоящее время, с целью упрощения доступа независимых поставщиков к ЕСГ, в «Газпроме» разрабатывается новая редакция Положения. Тем не менее, все чаще и чаще возникают конфликты, причиной которых является ограничение монополистом доступа к своей трубе. В «Газпроме» говорят, что каждое лето возникает ситуация когда в систему закачивается газ НПГ, а конечные потребители невсоевременно выбирают законтрактованные объемы. Таким образом, труба превращается в газовое хранилище. А это - угроза срыва договоров поставок газа потребителям как других НПГ, так и «Газпрома», у которого, в отличие от независимых поставщиков есть социальные обязательства по поставкам газа внутри России. Вместе с тем, такой способ хранения газа выгоден независимым организациям - они летом накапливают газ в трубах, а зимой продают его по более высокой цене. В середине августа текущего года в системе «Газпрома» скопилось около 2 млрд м3 газа независимых поставщиков, и до настоящего времени эти объемы не изменились. В пресс-службе «Газпрома» подчеркивают, что независимым производителям для предотвращения подобных ситуаций необходимо выстраивать отношения с покупателями таким образом, чтобы объемы закупок газа точно соответствовали объемам его закачки в трубу.

В пресс-службе газового холдинга нам сообщили, что для решения проблемы с накоплением газа независимых в ЕСГ, руководство «Газпрома» приняло решение с 1 января 2004 года включить в договоры с независимыми поставщиками пункт, предусматривающий штрафные санкции за хранение газа в газотранспортной системе. В начале года, когда была введена эта мера, объем газа независимых организаций в ЕСГ составлял 3,6 млрд м3 (при емкости ЕСГ - 8 млрд м3 газа). Сейчас же он снизился до, примерно, 2 млрд м3. Таким образом, меры введения штрафов оказались не настолько эффективными, хотя нельзя исключать, что именно они привели к сокращению объемов газа независимых производителей в трубе. Независимые тоже недовольны в конфликте с «Газпромом» независимые производители газа также имеют весьма серьезные претензии к работе холдинга. Во-первых, в сложившихся условиях они лишены возможности заключать долгосрочные контракты со своими потребителями. По словам директора по связям с общественностью «Союза независимых производителей газа» Дмитрия Супруна, «Газпром» дает возможность прокачивать газ по системе лишь в течение года, тогда как долгосрочные контракты заключаются на 3-5 и более лет. Таким образом, «Газпром» искусственно создает ситуацию, когда независимые вынуждены продавать ему добытый газ прямо на выходе из месторождения. Вторая проблема заключается в том, что независимые компании не могут проверить, действительно ли в газопроводе нет места для их газа. «Все эти данные засекречены, и никто, кроме руководства «Газпрома», не имеет возможности их посмотреть».

Причиной многих конфликтов «Газпрома» с независимыми компаниями также является непрозрачная система тарификации на доступ к магистральному газопроводу. В Европе тарифы на транспортировку добытого природного газа рассчитываются, как правило, по двум схемам. Первая схема - «от пункта до пункта». Она предполагает, что игроки газового рынка оплачивают определенный маршрут, по которому планируют транспортировать газ. Вторая схема - «вход-выход». Здесь предприятия платят только однажды, при разделении отправного и конечного пунктов назначения в поставках природного газа. В России сейчас действует система, аналогичная европейской «от пункта до пункта», когда независимые производители оплачивают определенный маршрут транспортировки своего газа по магистральному газопроводу «Газпрома». При этом они считают более справедливой схему, при которой устанавливаются два фиксированных тарифа - на входе в газотранспортную систему и на выходе из нее («вход-выход»). «Газпром» же не исключает возможности введения такой схемы.Кроме того, недовольство независимых компаний вызывает регулярное повышение тарифов на доступ к газопроводу. Нынешние тарифы, по словам независимых производителей, ставят их на грань рентабельности: становится невыгодно транспортировать свой газ в дальние регионы, проще продать его рядом с местом добычи. «Газпром», как правило, объясняет повышение цен необходимостью совершенствования и расширения газотранспортной сети. Последнее изменение тарифов произошло 16 сентября нынешнего года. Тогда Федеральная служба по тарифам (ФСТ) приняла решение на 17% увеличить тарифы на транспортировку газа по ЕСГ независимыми производителями.

Однако независимые в этой ситуации вновь сомневаются в убедительности доводов «Газпрома». По словам Супруна, компании не уверены, что повышение тарифов обусловлено именно необходимостью расширения ЕСГ, так как у них нет точной информации о том, куда идут эти деньги. Сегодня рассматривается несколько вариантов решения этой проблемы. В частности, строительство отдельной трубы для независимых производителей с привлечением их инвестиций и обеспечение их равного доступа по более низкой цене. Также рассматривается вариант широкого участия независимых производителей в строительстве новых газопроводов и предоставлении им льготных тарифов, а также возможности экспортировать свой газ в Европу под контролем «Газпрома». Кроме того, не исключается возможность доступа производителей из стран СНГ к российским газопроводам. Однако условия этого доступа пока не оглашаются. В свою очередь независимые производители газа готовы участвовать в развитии газотранспортной сети, но на определенных условиях. Независимым производителям нужны гарантии, что будет обеспечен льготный или бесплатный доступ к трубе, только тогда они будут инвестировать свои средства. Сейчас же в России нет четкой методики установления тарифов для независимых производителей. Европа болеет за Россию решением вопроса о доступе газодобывающих компаний к транспортной сети уже несколько лет озадачены и европейские газовики. Модели, применяемые в Европе по либерализации газового сектора, а также возможность их осуществления в России российские и европейские специалисты обсудили в рамках круглого стола «ГТС России: пути оптимизации», прошедшего в Туапсе в середине сентября этого года. Основными принципами Европейского союза (ЕС) являются единство рынков и конкуренция в масштабах ЕС. В соответствии с этими целями, в Европе сейчас активно идет процесс либерализации, нацеленный на создание единого европейского рынка газа. Единый европейский рынок газа предполагает переход на единую общеевропейскую юридическую систему регулирования газотранспортных сетей. По словам генерального секретаря Ассоциации европейских газовых компаний (EUROGAS) Жана-Мари Дево, эта система будет регламентировать доступ к транспортным сетям сторонних организаций, разделять транспортные и сбытовые линий, а также предоставлять потребителям право выбора поставщика газа. По словам заместителя генерального секретаря Ассоциации европейских газотранспортных компаний (Gas Transmission Europe) Эберхарда Ром-Малькотти, Европа, в условиях либерализации газового рынка, столкнулась с некоторыми проблемами. В частности, обсуждаются вопросы о системе расчета тарифа на транспортировку газа, отслеживании наличия свободных мощностей газотранспортной системы и регулирования их использования поставщиками газа. Также рассматриваются проблемы продажи зарезервированных мощностей на вторичном рынке. Основные же правила доступа сторонних организаций Европы к газотранспортной системе основаны на нормативах Мадридского форума, прошедшего в сентябре 2003 года, и должны вступить в силу к июлю 2007 года. На основании директивы ЕС по газу, принятой 26 июня 2003 года Европарламентом и Советом ЕС для ускорения процесса создания единого европейского газового рынка, уже сейчас все потребители газа в странах-членах ЕС, за исключением бытового сектора, имеют право свободного выбора поставщика газа. А уже с 1 июля 2007 года этим правом смогут воспользоваться все потребители газа без исключения. Для конкуренции сегодня открыты газовые рынки Великобритании, Германии, Италии, Испании и Австрии, а также часть рынка Бельгии (Фландрия). В скором времени планируется полностью открыть рынки в Нидерландах и Дании. Остальные страны-члены ЕС, за исключением Франции и Люксембурга, традиционно занимающих сдержанную позицию в отношении либерализации, а также Греции, Португалии и Финляндии, которым директива предоставила исключения, планируют полностью открыть свои рынки в 2006 году. В то же время, и в процессе либерализации газового рынка Европы возникает немало сложностей. Главная из них - отличия специфики рынка каждой из стран, входящих в ЕС. По словам Дево, «в каждой стране разная конкуренция, структура компаний, и найти для них общее решение очень тяжело». Дево также отметил, что потребители газа ожидают снижения цен в результате появления конкуренции, однако этого может и не случиться. «Посмотрите, что происходит в нефтяной отрасли.

Там присутствует конкуренция, но цены от этого не снижаются, а иногда только повышаются», - заявил он. С этих позиций можно рассматривать и ситуацию на российском газовом рынке. Реформирование «Газпрома» нередко обуславливают необходимостью создания конкурентного открытого рынка и ждут в результате снижения цен на газ. Западные эксперты, учитывая свой опыт, не уверены в том, что эти надежды оправдаются, однако они считают создание конкуренции в газовом секторе обязательным.По мнению генерального секретаря EUROGAS, несмотря на то, что монополии могут добиться успеха в энергетическом секторе, конкуренция необходима. Большинство европейских специалистов сходятся во мнении, что переход на равный доступ к трубе должен прорабатываться дополнительными нормативными актами. В Европе было принято решение о свободном доступе любой компании в газотранспортную сеть, но по системе регулирования. Пропускная способность либо полностью используется компанией, либо компания теряет доступ к сети. Таким образом, по его словам, «если вы хотите быть монополистом, используйте пропускную способность на 100% - и тогда труба ваша». Тем не менее, Дево не уверен, что европейская система является применимой для России, так как ни в одной из стран-членов ЕС нет такого крупного монополиста, как «Газпром». Что касается реформирования системы тарификации на транспортировку газа, то европейские эксперты выразили сомнение по поводу снижения тарифов для независимых компаний после обеспечения равного доступа к трубе. «Выделение газотранспортной системы из «Газпрома», по моему мнению, не приведет к изменению тарифов. Разделение транспорта и добычи - это лишь один из инструментов для увеличения конкуренции, - отметил Дево. - Трудно говорить о том, как сделать газотранспортуню систему действительно прозрачной».

В свою очередь, Ральф Дикель, руководитель департамента долгосрочного стратегического планирования Международного энергетического агентства (МЭА), на примере Северной Америки утверждал, что залогом успешного развития газового рынка является максимальная инициатива со стороны частных поставщиков при минимальном вмешательстве государства. «Государство должно вмешиваться, только если не работает конкуренция», - подчеркнул он.Кроме того, он, также как и другие иностранные эксперты, присутствовавшие на круглом столе, отметил, что «очень трудно применять модели других стран в России, так как она уникальна, хотя бы даже по обширности своей территории».

Европа сомневается в возможностях России увеличить поставки газа по сравнению с существующими контрактами. «Все ожидают пролонгации существующих контрактов «Газпрома», однако добыча на его месторождениях падает», - отметил он. Так, России необходимы глобальные инвестиции в разработку и освоение уже имеющихся запасов, и было бы разумно для решения этой проблемы привлечь максимальное количество инвесторов, как российских, так и зарубежных. Чиновник МЭА привел в пример действующую в США и Канаде систему «открытого сезона», которая обеспечивает равный доступ к трубопроводу на основе поданных компаниями заявок об использовании пропускной способности. Контракты с частными компаниями, чьи заявки были одобрены, заключаются на 5-10, а иногда и 15 лет, и это является одним из наиболее эффективных способов привлечения инвестиций. Он также отметил, что подобная система могла бы применяться и в России. «Взваливать все на одну компанию, пусть даже такую мощную как «Газпром», неосмотрительно», - полагает Дикель. Вопрос реформирования российских газотранспортных систем небезразличен европейским газовикам. Они заинтересованы в том, чтобы Россия регулярно поставляла газ на экспорт, причем как путем заключения долгосрочных контрактов, так и за счет развития спотового рынка. И сейчас, в свете ситуации с падающей добычей на месторождениях российского монополиста, европейские специалисты стараются принять непосредственное участие в поиске подходящей для России модели.Какой путь выбрать? Представители «Газпрома», в свою очередь, прекрасно понимают, что развитие внутреннего рынка газа в России необходимо, но считают, что это - процесс постепенный. Заместитель генерального директора института «НИИ-газэкономика», дочерней структуры ОАО «Газпром», Теодор Штилькинд заявил, что любую сложную систему можно менять, но делать это надо неторопливо, так как «последствия резких изменений в сложных системах, вообще говоря, непредсказуемы».«Попытки пойти по пути Запада уже были, - добавил он, - опыт Западной Европы, США и Канады - очень ценный, но его не следует механически пересаживать на нашу почву». «В России система газоснабжения сложная, закольцованная, газ от одной точки к другой может подаваться по разным направлениям. Тарифы на транспортировку у нас зависят от расстояния. Но это не единственная модель, на Западе существует много других подходов. От выбора модели формирования тарифов зависит многое, при этом, любые изменения необходимо хорошо продумать заранее», - заявил Штилькинд.Его опасения небезосновательны. Действительно, изменение структуры столь уникальной в своем сегменте компании как «Газпром», несмотря на сомнения европейцев, неизбежно приведет к изменениям тарифов на доступ к газотранспортным сетям и, следовательно, повлияет на цены на газ. Но вот в какую сторону они изменятся на практике, пока не могут прогнозировать ни западные, ни российские эксперты.

Для доступа к магистральным трубопроводам создана рабочая группа по движению газа

При комиссии Правительства РФ по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов создана рабочая группа по движению газа. Эта рабочая группа будет решать вопросы доступа независимых производителей к газотранспортной системе Газпрома. Основная проблема - в неурегулированности контрактных отношений между Газпромом и независимыми производителями. Рабочая группа доработает правила работы на оптовом рынке газа и оценит существующие договоры с независимыми производителями, чтобы избежать возможных конфликтов. В дальнейшем рабочая группа также планирует рассматривать жалобы независимых производителей.

Доступ газа независимых производителей к ГТС Газпрома осуществляется с 1998 года. Динамика количества независимых производителей, которые получили доступ к системе Газпрома, и ежегодных объемов транспортировки их газа выглядит следующим образом: 1998 год - 6 независимых организаций (общий объем транспортировки 28.2 млрд. куб. м); 1999 год - 10 независимых организаций (83.7 млрд. куб. м); 2000 год - 20 независимых организаций (106.2 млрд. куб. м); 2001 год - 24 независимые организации (92.4 млрд. куб. м); 2002 год - 33 независимые организации (103.6 млрд. куб. м, из них 44 млрд. куб. м из государств Средней Азии и Казахстана); 2003 год - 35 независимых организаций (110.4 млрд. куб. м, из них 48.8 млрд. куб. м из государств Средней Азии и Казахстана). По прогнозам Газпрома, в 2004 году компания выдаст разрешения на поставку газа от независимых поставщиков через свою газотранспортную систему (ГТС) в объеме 110-120 млрд. куб. м.

Комплексная программа технического перевооружения и реконструкции объектов транспорта газа на период до 2010 года

Принципиальные подходы и технические решения по реконструкции объектов транспорта газа объектов ООО "Севергазпром" базируются на Концепции научно-технической политики ОАО "Газпром" до 2015 г., которая в области магистрального транспорта газа предусматривает:

·оснащение компрессорных станций газотурбинными агрегатами нового поколения с К.П.Д. 34-36%, а затем 37-45%;

·применение газопроводных труб с заводской трехслойной антикоррозийной изоляцией и внутренним гладкостным покрытием;

·разработка и внедрение индустриальных методов ремонта линейной части магистральных газопроводов, в том числе без прекращения подачи газа;

·снижение выбросов вредных веществ в атмосферу за счет модернизации действующего парка ГПА и использование на компрессорных станциях газотурбинных агрегатов нового поколения с концентрацией оксидов азота на выхлопе не более 150, а в ближайшей перспективе - не более 50 мг/м3.

В соответствии с базовыми показателями Концепции развития ОАО "Газпром" до 2010 г. основной задачей Общества является обеспечение газом потребителей России и выполнение контрактных обязательств по поставкам на экспорт - как существенный источник валютных средств для государства и инвестиционной деятельности.

Система же магистральных газопроводов в зоне деятельности ООО "Севергазпром" в последние годы все более формируется как экспортный коридор, позволяющий по кратчайшему расстоянию транспортировать газ с северных месторождений Тюменской области в район Грязовца, Торжка и далее в Санкт-Петербург, Финляндию, Польшу, Германию.

Минимальное законтрактованные Газпромом объемы поставки газа в страны Европы после 2007 г. составляют 175 млрд. м3/год, максимальные - 205 млрд.м3/год. В то же время наиболее эффективный "северный" коридор позволяет транспортировать в настоящее время 82 млрд.м3/год, поэтому принципиально важным является доведение на I этапе газотранспортной системы до проектной производительности и параллельно - увеличение пропускной системы за счет строительства лупингов газопровода СРТО - Торжок с вводом на II этапе нитки в полном объеме.

Целями Комплексной программы реконструкции и технического перевооружения объектов ГТС являются:

·восстановление проектных параметров ГТС, обеспечение надежного газоснабжения потребителей;

·обеспечение промышленной безопасности ГТС;

·достижение технической и экономической эффективности ГТС;

·оптимизация функционирования существующей (реконструируемой) ГТС и строящегося газопровода СРТО-Торжок в едином технологическом режиме;

·создание единой интегрированной системы управления транспортом газа.

Реализация "Комплексной программы реконструкции ГТС..." (при условии реализации газа в объеме 60% - внутренний рынок, 40% - экспорт) позволит:

·обеспечить заданные показатели эффективности и безопасности работы ГТС;

·довести производительность ГТС до 86 млрд.куб.м/год, а затем увеличить транспорт газа на 7 млрд.куб.м/год к 2015 году;

·продиагностировать 100% ЛЧ МГ с применением ВТД, проведение адресного ремонта по техническому состоянию.

Общий объем капитальных вложений 24 млрд. рублей. Эффективность реконструкции характеризуется:

·выручкой от реализации дополнительного объема транспортируемого газа до 2015 года - 95332,3 млн.руб.;

·снижением эксплуатационных расходов на 464,1 млн.руб.;

·получение чистого денежного дохода в размере 41037 млн.руб.;

·внутренняя норма доходности - 18%;

·срок окупаемости - 8,1 года.

Основные технические решения по реконструкции газотранспортной системы учитывают на длительный период реализацию энергосберегающей политики и технологий:

·эффективное использование энергетических ресурсов при их транспортировке, хранении и потреблении;

·использование энергоэффективных технологий, топливо, энергопотребляющего и диагностического оборудования, конструкционных и изоляционных материалов, приборов учета расхода ресурсов, систем автоматизированного управления энергопотреблением.

Рассмотрение вопроса развития газотранспортной сети в концепции развития рынка газа в Российской Федерации

Фундаментальная проблема - структурное организационное реформирование Газпрома. Отсутствие этих преобразований - главное препятствие для перспективы развития рынка газа. Предусмотрена необходимость создания дочерней газотранспортной компании (ГТК) с передачей ей в собственность основных фондов. Выделение из состава администрации Газпрома ЦПДУ, включение его в состав ГТК или создание на его основе дочернего общества Газпрома с передачей основных фондов ЦПДУ.В итоге - отчуждение из уставного капитала материнской компании основных фондов, придание указанным дочерним обществам статуса самостоятельных субъектов рынка, перевод их деятельности в сферу публичных договоров.

Введение ограничений на совмещение в рамках одного юридическоголица деятельности по добыче, транспортировке, диспетчерскому управлениюпотоками газа и его купле-продаже. Кроме того, деятельность Газпрома на нерегулируемом рынке административно ограничивается гарантированной независимым производителям долей присутствия на рынке газа не менее 30%, установлением «потолка» цен, т.е. их предельного уровня (это означает лишь изменение формы регулирования цен), введением регулирования тарифов на услуги по хранению газа в ПХГ вместо применяемых в настоящее время договорных тарифов. В то же время предусматривается сохранение полномасштабной ответственности Газпрома за обеспечение надежности поставок газа на внутренний регулируемый рынок, который будет по-прежнему занимать доминирующее положение, придание Газпрому статуса гарантирующего поставщика, в обязательном порядке обеспечивающего социально чувствительные группы потребителей.

В качестве основополагающего условия развития рынка газа, предусмотрено обеспечение открытого доступа всех участников рынка к газотранспортным сетям ЕСГ на основе публичности договоров на оказание услуг по транспортировке газа по газотранспортным сетям ЕСГ и диспетчеризации потоками газа. Предполагается директивно ввести обязательное публичное распространение Газпромом информации о наличии свободных мощностей в газотранспортных сетях ЕСГ, что предполагает доведение этой информации до неограниченного круга лиц. В настоящее время указанная информация входит в число сведений, составляющих коммерческую тайну и не подлежит публичному распространению, в том числе в целях безопасности.

Итог - материнская компания, добычные и сбытовые организации Газпрома будут иметь такие же возможности доступа к своей газотранспортной инфраструктуре, как и все другие участники рынка, которые не осуществляют никаких финансовых вложений в поддержание ее функционирования и развитие, и оплачивают эти услуги Газпрому по убыточным регулируемым тарифам.

В настоящее время элементы публичности договоров на указанные услуги по транспортировке газа предусмотрены законодательно в рамках недискриминационного доступа независимых производителей и перепродавцов к свободным мощностям магистральных трубопроводов ЕСГ. Эти особенности в проекте доклада предполагается законодательно упразднить.

Реформирование взаимоотношений на газовом рынке направлено на решение главной задачи - обеспечить реализацию интересов независимых производителей, которые в проекте доклада представлены как структуры с более высоким уровнем сравнительной эффективности. В частности предполагается, что независимые производители и перепродавцы не будут обременены обязательствами по поставкам газа на регулируемый сегмент рынка. Эти организации по-прежнему будут иметь право реализовывать весь объем газа по рыночным ценам, т.е. будет установлен режим, позволяющий им беспрепятственно поставлять газ любым потребителям по ценам, обеспечивающим окупаемость в разумные сроки и рыночную доходность вложений в разработку газовых месторождений, т.е. на условиях не худших, чем возможные условия поставок газа независимыми производителями на европейский рынок. Им должен быть обеспечен доступ к распределению доходов от продажи газа на экспорт пропорционально объемам газа, сданным в систему магистральных газопроводов. Этим структурам должен быть предоставлен режим наибольшего благоприятствования («зеленый коридор») для инвестирования в развитие новых месторождений. Обязанность инвестировать в реконструкцию и строительство газотранспортных сетей в связи с освоением новых месторождений сохраняется за Газпромом.

Созданию финансово-экономических условий функционирования и развития рынка газа, в частности, ликвидации крупных диспропорций в ценах (тарифах) на газ и другие виды топлива и снижению фискальной направленности налоговой системы в газовой отрасли отведено второстепенное значение.

В проекте доклада, в отличие от первоначальной версии, подготовленной экспертами Минэкономразвития России и Газпрома, не приводятся этапы и прогнозные параметры изменения заниженного уровня регулируемых цен на газ. Либерализация цен фактически откладывается на длительный период. Если суммировать предполагаемые в проекте доклада объемы поставок газа социально чувствительным группам потребителей, а также адаптационного периода до 5 лет для перехода промышленных потребителей (электроэнергетики, агрохимии, нефтехимии и металлургии) к приобретению газа по свободным ценам, то выходит, что более 90% всех поставок газа на внутренний рынок будет осуществляться по регулируемым ценам. Причем совершенно безосновательно такие крупные коммерческие экспортно-ориентированные потребители в сфере агрохимии и металлургии отнесены к самому отдаленному периоду перехода к применению рыночных цен на газ. В совокупности такие подходы предполагают сохранение в долгосрочной перспективе внутрикорпоративного субсидирования внутренних цен за счет экспортной выручки, что абсолютно не соответствует общепринятым рыночным принципам.

В конечном итоге финансово-экономические условия для функционирования Газпрома еще более ужесточатся.6. В констатирующей части проекта доклада в отношении деятельности Газпрома на внутреннем рынке в качестве вертикально-интегрированной компании прослеживается ряд необъективных оценок и выводов. Газпром обвиняется в монопольных действиях и отсутствии структурных преобразований, затрудняющих развитие независимых производителей. При этом не учитывается, что в сфере ответственности за газоснабжение исторически сложилась ориентация на одного собственника газа - государство, а в последствии - на одну крупную компанию с преобладающим участием государства в уставном капитале - ОАО «Газпром» - собственника ЕСГ, которое проектировалось, создавалось и функционирует как единый централизованно управляемый имущественно-производственный комплекс.

В настоящее время Газпром, как и другие 7 тысяч организаций, включая нефтяные компании, занимающих доминирующее положение на товарном рынке, включено в соответствующий Реестр и в связи с этим подлежит антимонопольному контролю в порядке, установленном законодательством. На практике сфера реализации газа Газпром подвержена расширенному государственному регулированию. Директивно устанавливаются и регулируются цены, а не тарифы на услуги по транспортировке газа по магистральным трубопроводам, отнесенной к естественно монопольным видам деятельности.

Основным препятствием развития добычи газа независимыми производителями является не Газпром, а финансово-экономические условия функционирования отрасли и, в первую очередь, инвестиционная непривлекательность газового бизнеса из-за резко заниженного уровня внутренних цен на газ и крупных финансовых рисков, испытываемых участниками рынка.

Отмечается, что отсутствие долгосрочных контрактов на поставку газа, служащих потенциальным инструментом создания инвестиционных гарантий, является результатом неправильной сбытовой политики Газпрома. Основным препятствием для заключения долгосрочных контрактов на внутреннем рынке (на период более одного года) является абсолютная неопределенность в динамике уровня регулируемых цен на газ и методологических подходов к порядку их регулирования. Газпром, как собственник газотранспортных сетей, упрекается в изначальной незаинтересованности в развитии газотранспортной системы в интересах независимых производителей. Авторы связывают это положение с тем, что газотранспортная система (ГТС) не является самостоятельным центром бизнеса внутри компании, и главное, что отношения по доступу независимых поставщиков газа к магистральным газопроводам ЕСГ не являются публичными. В данном случае подменяются причины отсутствия этих стимулов. На самом деле главная причина связана не с публичностью взаимоотношений в сфере услуг по транспортировке газа, а в неравноправных экономических взаимоотношениях между организациями, предоставляющими и пользующимися указанными услугами. В первую очередь это касается заниженных тарифов, устанавливаемых Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации, на услуги, оказываемые для независимых организаций. Не соответствует истине вывод о нарушении компанией требований постановления Правительства РФ от 29.12.2000 № 1021 о раздельном учете затрат по добыче, транспортировке, реализации и хранению газа. Раздельный финансовый учет в соответствии с внутренними нормативными документами Газпрома осуществляется дочерними организациями Общества постоянно. Есть и другие несоответствующие действительности оценки.

Весь комплекс предполагаемых мероприятий в отношении Газпрома имеется в виду осуществить на основе изменения действующего ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации», «О естественных монополиях», Правил доступа к газотранспортным сетям ЕСГ, Правил поставки газа и т.п. В действующем ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации» предполагается в первую очередь изменить статью 6 «Единая система газоснабжения», имея ввиду создать вместо одного собственника имущества (основных фондов), представляющего собой производственный комплекс ЕСГ (ОАО «Газпром»), несколько юридических лиц. Есть все основания полагать, что одной из целей внесения поправок в законодательство и структурной реформы Общества станет выделение в конечном итоге ГТК и ЦПДУ из состава Газпрома в самостоятельные акционерные общества.

Ключевым условием развития рынка газа является создание необходимых финансово-экономических и инвестиционных условий для функционирования его участников. Российский рынок газа в современном состоянии характеризует высокая степень жесткого директивного регулирования, прежде всего в ценообразовании, в отличие от других видов топливных ресурсов и промышленной продукции, которая производится и реализуется с использованием рыночных механизмов. Для функционирования полноценного газового рынка пока не созданы основные структурные элементы и рыночные институты, которые должны способствовать его становлению. В частности, не функционирует система проведения свободных торгов,' которые позволяют выбирать продавца (покупателя), условия, сроки поставки, осуществлять куплю - продажу с применением рыночных цен, определяемых спросом и предложением. Нерегулируемый сегмент, на котором имеют право функционировать только независимые производители газа, пока не оказывает никакого воздействия на доминирующее положение регулируемого сегмента рынка газа, в режиме которого осуществляет поставки Газпром. Инвесторы, которые могли бы вкладывать средства в потенциально конкурентную сферу деятельности (прежде всего в разработку и обустройство новых газовых месторождений) и тем самым создавать конкурентную среду в основополагающей производственной сфере, испытывают значительные финансовые риски при отсутствии достаточных гарантий эффективного возврата вложенных средств. Поэтому все перспективы развития добычи газа связываются инвесторами только с экспортными поставками и газотранспортными сетями. Административное регулирование газового рынка, жесткое ограничение («замораживание») в течение длительного времени уровня оптовых цен на газ в условиях функционирования рыночных механизмов на рынках альтернативных видов топлива, а также подавляющего большинства других видов промышленной продукции, привели к обесценению газа и резко (в разы) заниженной оценке его потребительских и экологических свойств.

Сложившаяся ситуация послужила главной причиной того, что газ и участники газового рынка, по существу, не имеют равноправия и выведены из конкурентного рынка топлива в России. Это произошло, несмотря на то, что нефть, нефтепродукты, уголь и газ являются в определенной мере взаимозаменяемыми энергоносителями. Обесценение газа посредством искусственного ограничения и поддержания регулируемых цен на заниженном уровне сформировало гипертрофированную структуру спроса на газ, который постепенно превращается в монотопливный ресурс при полной утрате у потребителей рыночных сигналов о реальной стоимости газа и стимулов к газосбережению, что формирует совершенно нерациональную структуру топливного баланса страны. Участники рынков альтернативных видов топлива, металла, минеральных удобрений и другой продукции, выпускаемой с использованием газа, функционирующие в рыночных условиях, имеют безусловное экономическое преимущество по сравнению с участниками газового бизнеса на внутреннем российском рынке, который сегодня не является привлекательной сферой вложения капитала и инвестиций. Через механизм регулируемых цен на продукцию естественных монополий государство субсидирует экономику, а также население. Экспортные отрасли получают повышенную прибыль. В неэкспортных отраслях субсидирование через цены и тарифы естественных монополий позволяет сохраняться неэффективным предприятиям, занижаются критерии эффективности. Назрела необходимость последовательной реализации государственной политики по реформированию сложившегося рынка газа и, прежде всего, финансово-экономического режима, в котором функционируют участники этого рынка, чему в проекте доклада отведена второстепенная роль.

Развитие рынка газа может и должно осуществляться без создания законодательных основ для разделения Газпрома на отдельные самостоятельные структуры. При этом Газпром, как собственник газотранспортных магистральных сетей, остается в режиме государственного контроля за обеспечением недискриминационного доступа независимых производителей к свободным мощностям ЕСГ в полном соответствии с установленными правилами, а также в режиме государственного регулирования тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам. Полноценный рынок в общепризнанном понимании - это наличие предложения товара, адекватно платежеспособному спросу, и рыночных цен, формируемых под воздействием спроса и предложения. Основная концептуальная идея развития рынка газа, по нашей версии, заключается в том, что он должен формироваться за счет постепенного дерегулирования сложившихся экономических и хозяйственных отношений в потенциально конкурентных видах деятельности - добыче и реализации газа, перехода от государственного регулирования оптовых цен на газ к регулированию тарифов в естественно монопольной сфере - транспортировке газа по трубопроводам, при обеспечении, особенно на первых этапах, антимонопольного контроля за уровнем цен.

Эта задача должна воплощаться и на основе постепенного, (но не в течение десятилетия как это предусмотрено в проекте доклада) введения рыночных (договорных) цен на газ, поставляемый Газпромом, за исключением поставок для населения и бюджетных организаций. Имеется в виду предоставление Газпрому права под антимонопольным контролем реализовать определенную государством долю своего газа по рыночным ценам, как это в начале реформ российской экономики в полном объеме осуществлено в отношении подавляющего большинства отраслей и крупных компаний, в том числе занимающих доминирующее положение на рынке различных товаров и услуг.

На первом этапе необходимо, чтобы государство определило на федеральном уровне источники и объемы тех ресурсов газа, которые будут направлены для продажи по рыночным ценам. По-нашему мнению, на торгах могут реализовываться объемы газа, не выбранные потребителями, исключенные из объемов поставки в связи с неплатежеспособностью потребителей, добытые сверх учтенных в балансе газа, включая газ малых месторождений, газ, поставляемый новым потребителям, использовавшим ранее альтернативные виды топлива, а также импортируемый газ. Мы отдаем себе отчет в том, что единовременно в сложившихся экономических условиях невозможно перейти на внутреннем рынке к полномасштабной реализации газа на рыночных принципах.

Регулируемый сегмент рынка с применением цен (тарифов), устанавливаемых государственными органами, ответственным за обеспечение которого является Газпром, будет в ближайшей перспективе занимать достаточно большой удельный вес. Однако необходимо сделать хотя бы первые шаги к созданию нерегулируемого сегмента рынка с применением рыночных цен, формируемых на основе спроса и предложения. Это позволит организовать отработку рыночных механизмов и взаимоотношений участников этого сегмента рынка, в определенной мере получить сигналы о рыночной оценке потребительской стоимости газа и постепенно создать задел для его расширения. В рыночной экономике, даже в условиях пока сохраняющегося доминирующего положения Газпрома на внутреннем рынке газа, следует искать дополнительные критерии, так или иначе связанные с полезностью и эффективностью продукта. Цена должна подавать правильный сигнал рыночным агентам. В сфере сохраняющегося регулируемого ценообразования необходимо, в первую очередь, довести цены внутреннего рынка до уровня, обеспечивающего выведение газа из перманентной убыточности его продажи, и достижение в среднесрочной перспективе условий самофинансирования производителей. Это может быть достигнуто при цене газа, составляющей порядка 1100 рублей за 1000 тыс. куб.м в условиях 2003 года.

Касаясь проблемы доступа независимых участников рынка к газотранспортным сетям ЕСГ, которой придается гипертрофированно важное значение в проекте доклада необходимо учесть, что в настоящее время весь газ, предъявленный независимыми производителями принимается к транспортировке в соответствии с установленными Правительством Российской Федерации правилами. На 2000 г. разрешения на доступ к газотранспортной системе Газпрома для транспортировки российского газа имели 15 организаций с объемом транспортировки газа до 50,4 млрд.куб.м. На 2001 г. разрешения на доступ к газотранспортной системе Газпрома для транспортировки российского газа имели 19 организаций с объемом транспортировки газа до 55, 4 млрд.куб.м. На 2002 г. (по состоянию на 26.11.2002) разрешения на доступ к газотранспортной системе Газпрома для транспортировки российского газа имеют 23 организации с объемом транспортировки газа до 60,0 млрд.куб.м.

В будущем проблема «доступа» к магистральным газопроводам ЕСГ при достаточных средствах на их реконструкцию, техперевооружение и новое строительство, по нашему мнению, не должно существовать. Однако наращивание добычи газа неизбежно должно сопровождаться развитием газотранспортной системы при участии всех субъектов газового рынка, а не только Газпрома. Вместе с тем, есть проблемы несовершенства регулирования тарифов на услуги по транспортировке газа по газотранспортным сетям ЕСГ, оказываемые независимым производителям, которые являются убыточными и не учитывают инвестиционных расходов даже на устранение «узких» мест в инфраструктуре.

Правительство Российской Федерации неоднократно поручало Минэкономразвития России и другим федеральным органам исполнительной власти подготовить предложения по этим вопросам, но пути решения проблемы непосредственного участия независимых производителей в развитии газотранспортных сетей ЕСГ до сего времени остаются неразработанными. Решение этой проблемы в проекте доклада не предусмотрено.Относительно создания ГТК и ЦПДУ в форме акционерных обществ. Наша позиция не исключает, что для дальнейшего совершенствования структуры управления газотранспортной работой, обеспечения финансово-экономической прозрачности этого вида деятельности и развития рыночной инфраструктуры возможно создать в системе Газпрома специализированную газотранспортную компанию (ГТК), которая бы сконцентрировала управление этой работой и финансовыми потоками в естественно монопольной сфере. ГТК может быть создана в организационно-правовой форме общества с ограниченной ответственностью со 100%-й долей Газпрома в его уставном капитале. ГТК передается в аренду все имущество, связанное с эксплуатацией газотранспортной инфраструктуры (магистральные газопроводы, компрессорные станции и иные объекты). Газпром, централизуя финансовые ресурсы (собственные и заемные), как материнская компания, ежегодно разрабатывает и утверждает планы капитальных вложений с выделением в них объектов строительства и реконструкции, подлежащих инвестированию, в увязке с развитием добычи. С газотранспортной компанией будут заключаться инвестиционные договоры, как на реконструкцию, так и на новое строительство. В связи с прогрессирующим старением трубопроводных систем особое внимание должно уделяться реализации комплекса мероприятий, которые обеспечивали бы их промышленную, экологическую, а также информационную безопасность.

Обособление ЦПДУ для управления потоками газа на внутреннем рынке в отрыве от договоров поставки и транспортировки, а также экспорта, увеличит риски газоснабжения, тем более что организация типа ЦПДУ не может нести ответственность за выполнение как внутренних, так и международных договоров Газпрома. Сложившаяся целостная система ЕСГ весьма сложная структура. Она должна реформироваться аккуратно, с тщательным расчетом всех последствий. Рассматривая вопросы, связанные с изменением законодательства в целях реформирования Газпрома, уместно привести ряд положений авторитетного мнения Е.Г.Ясина относительно проблемы реформирования естественных монополий, в том числе Газпрома. По мнению Е.Г.Ясина, «...суть реформ во всех отраслях естественных монополий заключается в отделении конкурентной сферы и снижении издержек и цен посредством конкурентной борьбы. Однако, что касается Газпрома, то здесь выделение конкурентного сектора наталкивается на трудности, связанные с тем, что большая часть газа добывается в трех-четырех месторождениях на севере Западной Сибири. Другие месторождения или попутный нефтяной газ пока не могут конкурировать с ними по издержкам или по размерам добычи. Кроме того, как крупный экспортер Газпром предпочтителен в качестве одной компании.

Что касается реформирования Газпрома по стандартной схеме (выделения конкурентного сектора), то условия для этого могут возникнуть только при исчерпании крупнейших месторождений и выравнивании издержек на них с другими, более бедными и дорогими месторождениями или с попутным газом. Но тогда мы уже не сможем быть крупным экспортером, а внутренние цены придется повышать на порядок.»

Анализ способов оценки инвестиций. Анализ инвестиций

Анализ инвестиций. Капитал, вложенный в дело и дополненный частью полученной прибыли, реинвестируется в активы (земля, сооружения, оборудование, программы разработки новой продукции) с целью получения дохода и прибыли в будущем. Капиталовложения не должны делаться без оценки перспектив их прибыльности.

Инвестиционные проекты оцениваются различными способами, но два следующих вопроса являются типичными для любого анализа. Какой уровень чистого дохода обеспечит инвестиция ? Какой размер дополнительной чистой прибыли принесет компании инвестиция ?

В долгосрочном плане, принимающем за основу жизненный цикл имущества или продукта, обе концепции принесут идентичные результаты, но в краткосрочном плане возможны большие различия в связи с тем, что, когда приобретается новое имущество или разрабатывается новая продукция, расход средств обычно превышает их поступлении.

Оценка привлекательности инвестиционного предложения необходима для принятия решения о целесообразности его реализации и привлечения инвесторов. Это также необходимо для выбора наиболее эффективного пути развития как небольших фирм, так и крупных комплексов многоцелевого назначения.

При оценке инвестиционного проекта необходимо учитывать следующие положения:

• проведение оценки степени благосостояния инвестора;
• определение вероятности неблагоприятного результата инвестиций или степени риска (неполучение ожидаемого дохода, потери затраченных ресурсов);
• сравнительная оценка альтернативных вариантов использования денежных и материальных ресурсов;
• использование минимального количества критериев оценки, однозначных и доступных для понимания неспециалиста.

При определении величины критерия необходимо учитывать цель инвестирования и предполагаемую техническую политику фирмы в период эксплуатации объекта.

Инвестиционный анализ должен убедить людей, принимающих решение о целесообразности капвложений в том, что будут выполнены следующие условия:

• выбран лучший из существующих альтернативных проектов;
• проект направлен на максимальное увеличение стоимости имущества предприятия и, соответственно, акционеров;
• определены основные риски при реализации проекта, проведена оценка их влияния на реализацию проекта и существует стратегия управления и контроля этих рисков;
• определены объемы ресурсов, необходимых для инвестиций, начала производства и работы проекта;
• финансовые ресурсы для реализации проекта привлечены на наиболее выгодных для данной ситуации условиях.

Анализ эффективности проекта ведется на основе простых (статических) методов и методов дисконтирования.

Простые методы базируются на допущении равной значимости доходов и расходов по проекту, полученных в разные промежутки времени. Основными статическими методами являются:

• расчет простой нормы прибыли (отношение чистой прибыли по проекту за анализируемый период к суммарным капитальным затратам).
• расчет срока окупаемости (число лет, за которое полученная чистая прибыль по проекту + амортизационные отчисления покроет произведенные капитальные затраты).

Статические методы могут служить инструментом грубой оценки проекта. Однако для инвестора поступления и расходы, относящиеся к разным промежуткам времени, имеют неодинаковую ценность, т.е. капитал имеет свою временную стоимость. Поэтому для проведения строгого анализа инвестиционного проекта необходимо использовать методы дисконтирования, т.е. приведения доходов \ расходов по проекту, относящихся к различным промежуткам времени к одному знаменателю через использование особого коэффициента - дисконта, отражающего временную стоимость капитала.

Рассмотрим некоторые из этих методов.

Метод оценки чистого приведенного эффекта (NPV)

Этот метод основан на сопоставлении величины исходной инвестиции (IC) с общей суммой дисконтированных денежных поступлений, генерируемых ею в течении прогнозируемого срока. Поскольку приток денежных средств распределен во времени, он дисконтируется доходностью Н.

Общая накопленная величина дисконтированных денежных доходов и чистый приведенный эффект (NPV) соответственно рассчитываются по формулам:

n= å

k=1

где:- количество прогнозируемых периодов, лет.

NPV = å

О степени эффективности вложения средств в данный проект говорит полученная величина NPV.

Очевидно, что если :

NPV > 0, то проект следует принять;

NPV < 0, то проект следует отвергнуть;

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

Необходимо отметить, что показатель NPV отражает прогнозную оценку изменения экономического потенциала инвестора в случае принятия рассматриваемого проекта.

Этот показатель аддитивен во временном аспекте, т.е. NPV различных проектов можно суммировать. Это очень важное свойство, выделяющее этот критерий из всех остальных и позволяющее использовать его в качестве основного критерия при анализе оптимальности инвестиционного портфеля.

Результаты расчета чистого приведенного эффекта трех предлагаемых проектов приведены в таблицах .

Как видно, все три проекта имеют положительную величину NPV. Это говорит о том, что принятие любого из проектов принесет прибыль.

Определить величину NPV можно также при помощи коэффициента аннуитета B(n,r).

B(n,r) =

где:

n - количество периодов (лет);

r - ставка дисконтирования (H).

В этом случае текущая стоимость будущих поступлений рассчитывается по формуле:

PV = Cср B(n,r)

где:

Сср - средние поступления за период.

Тогда чистый приведенный эффект определяется по формуле:

NPV = PV - IC

В связи с тем, что денежные поступления в течение всех 12-ти лет равны, то, очевидно, что чистая текущая стоимость, рассчитанная вторым способом равна той, что рассчитана первым способом.

Метод оценки внутренней нормы окупаемости (IRR)

Этот метод, также как и предыдущий, использует концепцию дисконтированной стоимости.

Под внутренней нормой окупаемости понимается значение коэффициента дисконтирования Н, при котором NPV проекта равен нулю.

Смысл расчета этого коэффициента при анализе эффективности планируемых инвестиций заключается в следующем:показывает максимально допустимый относительный уровень расходов, которые могут быть ассоциированы с данным проектом.

Иными словами, этот метод сводится к нахождению такой ставки дисконтирования, при которой текущая стоимость ожидаемых от инвестиционного проекта доходов будет равна текущей стоимости необходимых денежных вложений.

Поиск такой ставки определяется итеративным способом.

На основании рассчитанных для каждого инвестиционного проекта величин NPV и IRR можно построить график чистой текущей стоимости, который является полезным инструментом для суммарного выражения характеристик доходности инвестиций.

На горизонтальной оси этого графика откладываются различные ставки дисконтирования, а на вертикальной - чистая текущая стоимость инвестиций.

Пересечение графика с осью абсцисс происходит в точке, характеризующей внутреннюю норму окупаемости проекта.

Данные для построения графиков сведены в таблицы.

Метод оценки среднего дохода на капиталовложения

Этот метод предполагает сравнение проектов по отношению среднего дохода к вложенным инвестициям. Особенность данного сравнительного метода заключается в том, что он не учитывает времени поступления денежных потоков.

Смысл этого метода сводится к определению средней величины чистых денежных потоков, поступления которых ожидаются в будущем вследствие внедрения рассматриваемого инвестиционного проекта, а потом - к вычислению отношения этого показателя к капиталовложениям в данный проект.

Дохкап.влож =

Метод определения срока окупаемости инвестиций

Этот метод - один из самых простых и широко распространенных в мировой учетно-аналитической практике. Он не предполагает временной упорядоченности денежных поступлений. Алгоритм расчета срока окупаемости зависит от равномерности распределения прогнозируемых доходов от инвестиций.

Срок окупаемости определяется по формуле:

PP = n (при å Сk > IC) +

При анализе различных инвестиционных проектов необходимо учитывать, что этот метод оценки имеет ряд существенных недостатков.

Во-первых, он не учитывает влияние последних периодов.

Во-вторых, поскольку этот метод основан на недисконтированных оценках, он не делает различия между проектами с одинаковой суммой кумулятивных доходов, но различным распределением её по годам.

В связи с этим некоторые специалисты при расчете этого показателя рекомендуют учитывать временной аспект. В этом случае в расчет принимаются денежные потоки, дисконтированные во времени.

Вполне понятно, что срок окупаемости в этом

случае увеличивается, однако оценка проектов

будет более точной.

Результаты расчета сроков окупаемости приведены в таблице .

Метод определения индекса доходности инвестиций

Этот метод по сути является следствием метода чистого приведенного дохода (эффекта).

Индекс рентабельности (или индекс доходности) инвестиций рассчитывается по формуле:

Очевидно, что если :> 1, то проект следует принять;< 1, то проект следует отвергнуть;= 1, то проект ни прибыльный, ни

убыточный.

В отличие от чистого приведенного эффекта индекс доходности инвестиций является относительным показателем.

Он характеризует уровень доходов на единицу затрат, т.е. эффективность вложений - чем больше значение этого показателя, тем выше отдача с каждого $, инвестированного в данный проект.

Результаты расчетов сведены в таблицу .

Как видно из таблицы, у всех трех проектов величина PI>0.

Метод оценки длительности проекта

Этот метод сравнительного анализа инвестиционных проектов аналогичен подходу с позиции периода окупаемости, рассчитанном на основе дисконтированных денежных потоков.

Главное отличие этого метода заключается в том, что он предполагает анализ всего срока жизненного цикла инвестиций.

Длительность инвестиций - это средневзвешенный срок жизненного цикла, где веса - текущие стоимости денежных потоков, полученных в соответствующем периоде:

где:

Н - ставка дисконтирования;

Ск - чистые денежные поступления в периоде k;

k - период, k=1,n.

Результаты расчетов приведены в таблицах в главе 3.

В связи с тем, что коэффициент длительности учитывает денежные поступления на протяжении всего срока жизненного цикла проекта, он несколько корректирует ту оценку, которую можно дать, основываясь лишь на таком показателе, как срок окупаемости.

Организационно-методическое обеспечение возмещения основных средств газотранспортного предприятия

Проблема старения основных фондов предприятий магистрального транспорта газа в настоящий период времени приобрела особую остроту: около 50% газопроводов находятся в эксплуатации от 20 до 30 лет, примерно третья часть газоперекачивающих агрегатов (ГПА) выработали расчетный ресурс. Одной из наиболее существенных задач устойчивого развития отечественной газовой промышленности является поддержание производственных мощностей предприятий отрасли в работоспособном состоянии. Решение данной задачи осложняется сокращением финансовой базы процесса возмещения основных средств: существующие тарифы на газ в системе газоснабжения не позволяют осуществлять в необходимых объемах ремонт и реконструкцию газовых сетей, срок службы отдельных элементов которых уже истек, выручки от реализации газа не достаточно на покрытие амортизационных отчислений, возмещение естественного старения газораспределительных мощностей. Это ведет к снижению промышленной безопасности газораспределительной системы в целом. В то же время существуют значительные резервы повышения эффективности деятельности предприятий, эксплуатирующих систему магистральных газопроводов, связанные с использованием и возмещением основных средств.

Одним из условий эффективного функционирования и развития отраслевых предприятий является снижение операционных издержек. Другой важной компонентой успеха бизнеса, ориентированного на долгосрочный экономический рост, является стоимость компании, определяющая ее инвестиционную привлекательность, немалую роль в которой играет стоимость основных средств.

В этой связи в условиях значительного износа основных средств, ограниченности финансовых ресурсов на их обновление, необходимости обеспечения устойчивого функционирования газотранспортных предприятий вопросы регулирования процессов возмещения основных средств остановятся весьма актуальными.

Выявление и структурирование проблемы регулирования возмещения основных средств на газотранспортном предприятии, обусловившие снижение темпов их обновления

Сокращение инвестиций в реальном секторе экономики России обусловило существенное снижение темпов обновления основных средств (ОС) во всех отраслях промышленности. Происходящее в последнее время замедление процессов обновления технологического оборудования, свойственное большинству отечественных отраслей промышленности, характерно и для газотранспортной отрасли, что определяет значительное старение и негативное изменение его структуры. Существующая возрастная структура трубопроводов и газоперекачивающего оборудования является одним из ограничивающих факторов повышения эффективности работы газотранспортной отрасли. В связи с этим, в настоящее время одной из важных задач в обеспечении стабильной работы газопроводных систем является модернизация линейной части и реконструкция компрессорных станций (КС), т.е. замена морально устаревшего и физически изношенного оборудования современным и имеющим высокие технико-экономические показатели. Для выполнения этих требований необходимо как минимум наличие в конкретный период времени достаточного количества финансовых ресурсов для осуществления работ по возмещению выбывших из производственного процесса основных средств.

Замедление процессов обновления основных средств объясняется недостатком финансовых ресурсов, что определяется снижением сумм амортизационных отчислений, а также прибыли, которые могут быть направлены на осуществление вышеуказанных работ. Выявленное значительное отставание сроков полезного использования основных средств по данным учета от их реального уровня (рис.1) затрудняет обеспечение свое временного возмещения основных средств и осложняет выработку необходимых решений по активизации воспроизводственного процесса.

Рис.1. Динамика потенциального срока полезного использования основных средств газотранспортного предприятия

Кроме того, выделяемые газотранспортным предприятиям лимиты капитальных вложений, направляемые на обновление, восстановление как арендованных у ОАО «Газпром», так и собственных действующих газотранспортных объектов, не обеспечивают реальной потребности в финансировании. Поэтому на практике предприятия для соблюдения технических норм функционирования объектов осуществляют ряд работ капитального характера за счет средств, выделенных на ремонты, т.к. условиями договора аренды предусмотрено их проведение за счет средств арендатора. Данный факт отрицательно сказывается на экономической составляющей деятельности отрасли, т.к. несет в себе бухгалтерские, налоговые, право вые риски. Затраты на проведение работ капитального характера на действующих объектах основных средств должны увеличивать их стоимость, а также изменять срок их полезного использования. Это позволит иметь достаточные суммы амортизационных отчислений в течение всего срока функционирования объекта на проведение названных работ.

В противном случае объект с нулевой стоимостью после окончания амортизационного периода будет продолжать функционировать, но не даст амортизационных отчислений, позволяющих формировать источники капитальных вложений для целей обновления, восстановления, нового строительства объектов основных средств. Таким образом, в связи со старением оборудования, агрегатов, физическим и моральным износом сооружений и объектов недвижимости и недостатком амортизационных отчислений необходимо дополнительное финансирование капитальных вложений, на покрытие которого направляются значительные суммы прибыли. Однако, поскольку основным источником проведения ремонтов являются текущие расходы пред приятия, затратная часть транспортировки газа с каждым годом возрастает, уменьшая прибыль.

Еще одной причиной несоответствия выполняемых работ по возмещению (ремонту, модернизации, обновлению) основных средств их характеру является неоднородная структура объектов одинакового технологического и функционального назначения. Это также приводит к искажению структуры расходов по источникам финансирования, нарушению положений документов, регламентирующих состав работ и порядок их отражения в учете.

Вышеизложенное послужило основой обобщения и структурирования проблем возмещения основных средств на современном этапе развития и функционирования газотранспортных предприятий, а также основных причин их возникновения (табл.1).

Уточнения понятия «комплексный (инвентарный) объект» и предложения по организационным мерам для его использования в практике регулирования возмещения основных средств на газотранспортном предприятии

Состав основных фондов большинства газотранспортных предприятий определен актами приемки объектов 70-80 годов, вследствие чего в достаточной степени не учитываются реальный состав объектов, сроки их использования и назначение. В ряде случаев крупные инвентарные объекты включают большое количество объектов с разными сроками использования. Решение таких вопросов как определение перечня инвентарных объектов в составе вводимого в эксплуатацию основного средства, определение срока его полезного использования возлагается на экономические службы, которые недостаточно компетентны в определении технологической сочлененности объектов. В связи с этим необходимым становится организация органа, ответственного за отраслевую унификацию, определяющего состав и принимающего решение об укрупнении или дроблении «комплексных (инвентарных) объектов - амортизируемых единиц».

В работе для принятия обоснованных решений по определению со става комплексных инвентарных объект предлагается создание экспертных советов, состоящих из инженерно-технических работников, специалистов экономических и финансовых служб. Для признания отдельных частей объекта основных средств в качестве самостоятельных инвентарных объектов и применения к ним соответствующих норм амортизации, необходимо обеспечить выполнение следующих условий:

Таблица 1. Основные проблемы корпоративного регулирования возмещения основных средств

ПроблемаПричинаСледствие1. Отсутствие единого подхода к определению «комплексный (инвентарный) объект» для технических, экономических, бухгалтерских служб (для целей учета, оценки, ремонта и пр.)Термин определяется только нормативными документами, регламентирующими бухгалтерский и налоговый учет и отсутствует в «технических» нормативных документахНекорректная квалификация работ, направленных на возмещение объектов основных средств, сложности в учете основных средств2. Не регламентирован порядок формирования состава «комплексного (инвентарного) объекта»Отсутствие компетентного органа на пред приятии, определяющего структуру «комплексного (инвентарного) объекта»Отсутствие единой отраслевой структуры основных средств3. Не унифицирована отраслевая структура основных средствОтсутствие однозначного определения «комплексный (инвентарный) объект» и порядка формирования его составаСложности в учете основных средств и регулировании процедур их возмещения4. Несоответствие потенциального срока полезного использования учетным даннымНекорректная квалификация работ, направленных на восстановление объектов основных средств по источникам финансированияУвеличение налоговых, экономических, правовых рисков в результате некорректного формирования себестоимости услуг и стоимости ОС5. Недостаток собственных источников возмещения основных средствЗанижение прибыли, сумм амортизационных отчислений вследствие некорректной квалификации работНекорректная квалификация работ, направленных на возмещение объектов основных средств; снижение стоимости активов, прибыли; увеличение налоговых, экономических, правовых рисков

отдельные части объекта основных средств должны иметь различные сроки полезного использования;

части объекта основных средств должны быть идентифицированы как отдельные объекты в Общероссийском классификаторе основных фондов;

самостоятельно регулировать величину налога на имущество;

дать достоверные и обоснованные оценки объемов основных средств, состава и состояния оборудования;

обосновать отнесение затрат на текущий и капитальный ремонт;

• обеспечить своевременное списание полностью реально изношенного оборудования;
• детально планировать в денежном и натуральном выражении объем закупок запасных деталей, узлов, агрегатов;

• Рис. 2 Алгоритм принятия решения о признании основного средства комплексным (инвентарным) объектом
• совершать действия отчуждения, вклада в уставные капиталы, использовать в качестве залога и т.п. на основе полной аналитической информации об активах по видам оборудования, его физическому состоянию, рыночной стоимости и ликвидности;
• обеспечить достоверное определение полной восстановительной стоимости объектов на основе их правильной идентификации;
• соблюсти требования законодательства по учету основных средств.
• Предложение последовательности выбора варианта возмещения основных средств на основе экономической оценки последствий его реализации с использованием результирующих показателей деятельности газотранспортного предприятия, ориентированных на повышение привлекательности бизнеса
• Одной из наиболее существенных задач устойчивого развития отечественной газовой отрасли является поддержание производственных мощностей предприятий отрасли в работоспособном состоянии. Решение данной задачи осложняется сокращением финансирования возмещения ОС газотранспортного предприятия, а именно:
• обесцениванием амортизационных отчислений предприятий в условиях повышения цен на средства производства;
• сокращением инвестиционных ресурсов вследствие недостатков государственного регулирования цен на газ.
• В этой связи актуальным становится определение технологии вы бора варианта возмещения основных средств (ремонт, реконструкция, модернизация), установление критериев целесообразности применения того или иного способа.
• Наиболее простым и часто использующимся на газотранспортных предприятиях способом возмещения основных средств является ремонт, расходы на проведение которого относят на текущие затраты производства. Однако поддержание производственных фондов в надлежащем состоянии таким образом приводит к несоответствию данных учета фактическому состоянию оборудования, а так же росту цен на продукцию. В результате этого предприятие теряет часть средств, возможных к направлению на приобретение или капитальное строительство нового производственного объекта. Это отразится в недоначисленной амортизации, во-первых, из-за неучтенного увеличения срока полезного использования, а, во-вторых, вследствие упущенного увеличения балансовой стоимости объекта в результате проведения ремонта.
• При выборе такого варианта возмещения основных средств целесообразным, на наш взгляд, является их укрупнение, что позволит относить затраты по замене частей единого укрупненного объекта на себестоимость продукции, тогда как учет дробных инвентарных объектов приводит к квалификации затрат на их замену как капитальных вложений. Однако, в рыночных условиях использовать такой подход можно ограниченно, т.к. про ведение ремонтов укрупненных объектов увеличивает себестоимость, а, следовательно и тарифы на доставку газа.
• В то же время, с ростом себестоимости за счет увеличения затрат на ремонт будут уменьшаться суммы амортизационных отчислений вследствие применения более низких норм амортизации укрупненного объекта, чем отдельных видов оборудования, входящего в его состав; сокращаться база начисления амортизации по сравнению с ее величиной при проведении реконструкции и модернизации, а также уменьшится налог на при быль. Кроме того, следствием укрупнения объектов ОС будет упрощение в учете в результате уменьшения количества инвентарных объектов.
• Альтернативой ремонту в качестве варианта возмещения основных средств является модернизация (реконструкция и техперевооружение). Модернизация оборудования экономически эффективна, если в результате ее проведения возрастает годовой объем производства, увеличивается производительность труда и снижается себестоимость продукции при устойчивой тенденции к повышению рентабельности производства.
• Проведение модернизации возможно за счет средств амортизационного фонда, что позволит увеличить его балансовую стоимость и обеспечить возврат вложенных средств путем начисления амортизации с увеличенной стоимости объекта. В результате достигается улучшение состояния основных средств, продляется срок их эксплуатации, увеличивается стоимость активов и, соответственно, увеличение собственного капитала предприятия. Следует также заметить, что обеспечиваемое сокращением количества ремонтов снижение затрат на производство незначительно отразится на себестоимости, т.к. рост стоимости объектов ОС повлечет увеличение амортизационных отчислений. В то же время себестоимость транспортировки газа не может являться однозначным показателем определения эффективного способа возмещения основных средств.
• Наиболее весомым критерием решения этого вопроса, по нашему мнению, является изменение балансовой стоимости активов предприятия, что отражается на его инвестиционной привлекательности. Увеличение стоимости основных средств, составляющих значительную долю в активах газотранспортных предприятий (90%), отразится на величине активов, чего не обеспечивает осуществление ремонтных работ.
• Целесообразность того или иного метода возмещения основных средств предприятий должна определяться исходя из стабильности финансового и экономического положения, фактического состояния основных фондов и возможных последствий принятии решений о возмещении основных средств. Так, увеличение стоимости основных средств предопределяет повышение стоимости акций и стоимости предприятия, а, следовательно его инвестиционной привлекательности.
• Проведенная оценка возможных последствий реализации отдельных мероприятий по регулированию возмещения основных средств на га зотранспортном предприятии, рекомендованных в работе (рис.3), показала, что с целью повышения инвестиционной привлекательности, факторами которой являются прибыльность деятельности и стоимость активов, следует рекомендовать уменьшение числа текущих ремонтов и увеличение работ капитального характера. Для этого необходимо провести переформирование основных средств путем дробления части из них, что, кроме того, обеспечит их однородный состав.

• Рис.3. Возможные последствия реализации предложенных мер по регулированию возмещения основных средств
• Конкретизирована и формализована методика расчета амортизационных отчислений для амортизируемых единиц основных средств газотранспортных предприятий, отражающая дифференциацию их учета и сроки ввода в эксплуатацию
• Возникшие на газотранспортных предприятиях недостатки начисления амортизации, связанные с отсутствием единой отраслевой структуры, составом и наименованием объектов основных средств, несоответствием остаточной стоимости их техническому состоянию, размытой интерпретацией законодательными актами некоторых экономических категорий, осложнены выделением налогового учета в отдельную функцию. В этих условиях возникает необходимость разработки отраслевого механизма расчета амортизационных норм для целей налогового и бухгалтерского учета с учетом специфики газотранспортных предприятий. Для выработки эффективной амортизационной политики газотранспортного предприятия возникает потребность в четких методических рекомендациях определения амортизационных отчислений по объектам основных средств отраслевых предприятий.
• Согласно отраслевой учетной политике необходимо дифференцировать подходы к начислению амортизации основных средств для целей бухгалтерского и налогового учета, а также их корректного использования в практике функционирования газотранспортных предприятий. В связи с вступлением в силу новых нормативных документов, усиливших неоднозначность трактовки отдельных учетных категорий, в работе формализована методика расчета амортизационных отчислений с учетом их дифференциации по срокам ввода в эксплуатацию объектов основных средств (табл. 2). Ее применение обеспечит соблюдение законодательных норм и позволит снизить трудозатраты на расчет амортизационных отчислений.
• 1. Исследование современного состояния основных средств газотранспортных предприятий позволило сделать вывод о несоответствии реального их состояния данным учета, а также о недостаточных темпах возмещения основных средств.
• В работе структурированы основные проблемы корпоративного регулирования возмещения основных средств: организационные, методические, финансовые. Их наличие обусловлено следующими выявленными основными причинами: отсутствием единого подхода к определению «комплексный (инвентарный) объект», а также компетентного органа, определяющего его структуру; неоднородностью отраслевой структуры основных средств; несоответствием потенциального срока полезного использования учетным данным; некорректной квалификацией работ, направленных на восстановление объектов основных средств по источникам финансирования и, как следствие, занижением сумм прибыли и амортизационных отчислений.
• 2.Действующая нормативная база учета основных средств не обеспечивает «прозрачное» формирование однородной структуры комплексных (инвентарных) объектов, выполняющих одинаковые технологические функции и имеющие единый срок полезного использования совокупности технических составляющих. В качестве методической основы принятия решения о разукрупнении комплексных (инвентарных) объектов или их укрупнении предложено применение признаков «самостоятельности» инвентарных объектов, основными из которых являются:
• отдельные части объекта основных средств должны иметь отличный от этого объекта срок полезного использования;
• части объекта основных средств должны быть идентифицированы как отдельные объекты в Общероссийском классификаторе основных фондов;
• отдельными частями объекта основных средств должны выполняться самостоятельные функции.

3.Сформулированы условия, выполнение которых необходимо для принятия управленческих решений в целях рационального возмещения основных средств, а также проведения эффективной амортизационной политики:

введение понятия «комплексный (инвентарный) объект - амортизируемая единица ОС», позволяющее сформировать объективную ин формационную базу управленческого, производственного учета и создать условия изменения структуры основных средств;

переформирование состава амортизируемых единиц основных средств;

организация экспертного совета, компетенцией которого является формирование состава «комплексных (инвентарных) объектов - амортизируемых единиц основных средств» и определение последовательности действий организационно-учетного характера при вводе их в эксплуатацию.

4.В целях повышения эффективности корпоративного регулирования возмещения основных средств рекомендовано использование алгоритма принятия решения о характере работ по возмещению основных средств на основе оценки прибыли, стоимости активов предприятия и его инвестиционной привлекательности.

Предлагаемые мероприятия по регулированию возмещения основных средств показали, что для улучшения показателей в сложившихся условиях функционирования газотранспортного предприятия целесообразно изменить соотношение работ, связанных с возмещением основных средств, в сторону увеличения работ капитального характера.

5.Для упорядочения и унификации формирования амортизационных отчислений основных средств газотранспортного предприятия формализована и конкретизирована методика их расчета. Использование рекомендаций по применению методики определения амортизации обеспечит единообразие расчетов, позволит снизить их трудоемкость, повысит эффективность реализации учетной функции управления.

Расчет и выбор варианта инвестирования проектов строительства газопровода. Исходные условия инвестиционных проектов

Стратегия строительства газопровода XYZ предусматривает периодическое освоение новых сфер деятельности, что требует затрат на газификацию, продвижение, основной капитал, оборотный капитал. В настоящий момент компания, затратив в течение последних 12 мес $3.75 млн. на освоение территории, подготовила тендер. Нужно решать инвестировать ли $6.3млн. в строительство газопровода. Ожидается что жизненный цикл составит 12 лет, в то время как амортизация будет начисляется равномерными порциями в течение 15 лет. К концу 12-года газопровод, как ожидается, будет продано по остаточной стоимости. В течение первого года осуществления проекта потребуется оборотный капитал в сумме $1.5 млн., и $1.25 млн. из этой суммы высвободится к концу 12-летнего периода. В течение первого периода требуются также расходы на строительство в сумме X.

Самый достоверный из имеющихся прогнозов говорит о том что прибыль до амортизационных отчислений, расходов на маркетинг и налога составит $1,9 млн. за каждый из первых трех лет, $2,2- в год с 4-го по 8-й год и $1.3 млн. - в год с 9-го по 12-й.Считайте что налог на прирост прибыли уплачивается по ставке Y% и что нормальная для компании доходность инвестированного капитала равна Н%(после налога). Рассчитайте показатели привлекательности инвестиционного проекта . Какой из них в данном случае можно считать наилучшим?

Таблица

Наименование показателяПроект1Проект 2Проект3Расходы на строительство Х,$10000001000000750000Ставка налога363040Доходность121412

Описание проблемы, возможных альтернатив, содержательного смысла используемых формул и их взаимосвязей с исходными данными

Определим первоначальные денежные вложения на строительство газопровода каждого из проектов с учетом налоговых отчислений по формуле:

IC = (1-Y) C0

где:

IC - чистые первоначальные вложения;

С0 - планируемая инвестиция;

Y - ставка налога.

Так, для проекта 1:

IC = (1-0.36) 1000000 = $640 000

Аналогично рассчитываем эту величину и для двух других проектов. Сравним имеющиеся инвестиционные проекты, определив их ранг в зависимости от выбранного критерия оценки. Методы, используемые в анализе инвестиционных проектов, можно подразделить на 2 группы:

• основанные на дисконтированных оценках;
• основанные на учетных оценках.

Проект 1

Необходимые инвестиции, $6300000Необходимые оборот.ср-ва, $1500000Расходы на строительство1000000Ставка налога,%36Коэффициент дисконтирования, %12Период, лет12Норма амортизация,%6,67Высвобождение к концу 12-го года,$1250000Расходы на строительство c учетом налога,$640000

Амортизация

Таблица. (Амортизация начисляется равными частями в течении 12 лет.)

Годна нач.сумма амортна конец16300000,00420000,005880000,0025880000,00420000,005460000,0035460000,00420000,005040000,0045040000,00420000,004620000,0054620000,00420000,004200000,0064200000,00420000,003780000,0073780000,00420000,003360000,0083360000,00420000,002940000,0092940000,00420000,002520000,00102520000,00420000,002100000,00112100000,00420000,001680000,00121680000,00420000,001260000,00

Средний доход

В конце 12 года высвобождаются оборотные средства в размере 1250000 и продается оборудование по остаточной стоимости равной

Таблица

Годы1-34-89-12Ожидаемая прибыль в год190000022000001300000Итого760000088000005200000Др.доходы8440000Безналога486400056320008729600

Таблица

ГодОжидаемая прибыльБез налога1190000012160002190000012160003190000012160004190000014080005220000014080006220000014080007220000014080008220000014080009130000013000001013000008320001113000008320001238100002438400итого3847400016090400

Средний доход= 1340866,67

1) Текущую стоимость по годам:

Таблица

ПериодДен.поcтупления Затраты Ден.поток без налогаКоэф.дисконт. Тек.стоимость 08800000-84400001-8440000,001190000016360000,8928571431460714,292190000016360000,7971938781304209,183190000016360000,7117802481164472,494220000018280000,6355180781161727,055220000018280000,5674268561037256,296220000018280000,506631121926121,697220000018280000,452349215826894,378220000018280000,403883228738298,549130000012520000,360610025451483,7510130000012520000,321973237403110,4911130000012520000,287476104359920,0812381000028584000,256675093733680,09NPV=2127888,30

Проект 2

Таблица

Необходимые инвестиции, $6300000Необходимые оборот.ср-ва, $1500000Расходы на строительство1000000Ставка налога,%30Коэффициент дисконтирования, %12Период, лет12Норма амортизация,%6,67Высвобождение к концу 12-го года,$1250000Расходы на строительство c учетом налога,$700000

Амортизация

Таблица. (Амортизация начисляется равными частями в течении 12 лет.)

Годна нач.сумма аморт на конец 16300000,00420000,005880000,0025880000,00420000,005460000,0035460000,00420000,005040000,0045040000,00420000,004620000,0054620000,00420000,004200000,0064200000,00420000,003780000,0073780000,00420000,003360000,0083360000,00420000,002940000,0092940000,00420000,002520000,00102520000,00420000,002100000,00112100000,00420000,001680000,00121680000,00420000,001260000,00

Средний доход

В конце 12 года высвобождаются оборотные средства в размере 1250000 и продается оборудование по остаточной стоимости равной 2100000

Таблица

Годы1-34-89-12Ожидаемая прибыль в год190000022000001300000ИтогоДр.доходы760000088000005200000Безналога8500000532000061600009590000

Таблица

ГодОжидаемая прибыльБез налога1190000013300002190000013300003190000013300004220000015400005220000015400006220000015400007220000015400008220000015400009130000013000001013000009100001113000009100001238100002667000итого2441000017477000Средний доход= 1456416,67

) Текущую стоимость по годам:

Таблица

ПериодДен.поcтупления Затраты Ден.поток без налога Коэф.дисконт. Тек.стоимость 08800000-85000001-8500000,001190000017500000,8771929821535087,722190000017500000,7694675281346568,173190000017500000,6749715161181200,154220000019600000,5920802771160477,345220000019600000,5193686641017962,586220000019600000,455586548892949,637220000019600000,399637323783289,158220000019600000,350559055687095,759130000013300000,307507943408985,5610130000013300000,26974381358759,2711130000013300000,236617377314701,1112381000030870000,207559102640734,95NPV=1827811,40

Таблица

Средняя текущая стоимость860650,95NPV используя B(n,r):B(n,r)=5,66029NPV=29439632) Расчитаем простую окупаемость проекта:(Кап.вложения\ср.доход) =5,703) Рассчитаем доходность инвестиционного капитала:

Проект 3

Таблица

Необходимые инвестиции, $6300000Необходимые оборот.ср-ва, $1500000Расходы на строительство750000Ставка налога,%40Коэффициент дисконтирования, %12Период, лет12Норма амортизация,%6,67Высвобождение к концу 12-го года,$1250000Расходы на строительство c учетом налога,$450000

Амортизация

(Амортизация начисляется равными частями в течении 12 лет.)

Таблица

Годна нач.сумма аморт на конец 16300000,00420000,005880000,0025880000,00420000,005460000,0035460000,00420000,005040000,0045040000,00420000,004620000,0054620000,00420000,004200000,0064200000,00420000,003780000,0073780000,00420000,003360000,0083360000,00420000,002940000,0092940000,00420000,002520000,00102520000,00420000,002100000,00112100000,00420000,001680000,00121680000,00420000,001260000,00

Средний доход

В конце 12 года высвобождаются оборотные средства в размере 1250000 и продается оборудование по остаточной стоимости равной 2100000

Таблица

Годы1-34-89-12Ожидаемая прибыль в год190000022000001300000ИтогоДр.доходы760000088000005200000Безналога8250000456000052800008070000

Таблица

ГодОжидаемая прибыльБез налога1190000011400002190000011400003190000011400004220000013200005220000013200006220000013200007220000013200008220000013200009130000013000001013000007800001113000007800001238100002286000итого2441000015166000

Средний доход= 1456416,67

) Текущую стоимость по годам:

Таблица

ПериодДен.поcтупления Затраты Ден.по-ток без налогаКоэф.дисконт. Тек.стоимость 08550000-82500001-8250000,001190000015600000,8928571431392857,142190000015600000,7971938781243622,453190000015600000,7117802481110377,194220000017400000,6355180781105801,465220000017400000,567426856987322,736220000017400000,506631121881538,157220000017400000,452349215787087,638220000017400000,403883228702756,829130000012000000,360610025432732,0310130000012000000,321973237386367,8811130000012000000,287476104344971,3212381000027060000,256675093694562,80NPV=1819997,61

Таблица

2) Расчитаем простую окупаемость проекта:(Кап.вложения\ср.доход) =6,773) Рассчитаем доходность инвестиционного капитала:(Ср.доход\кап.вложения) =0,1484) Рассчитаем текущую окупаемость проекта:(Кап.вложения\ср.тек.стоимость) =10,195) Рассчитаем внутреннюю норму окупаемости:При ставке дисконтирования =16,52155NPV =06) Рассчитаем длительность проекта:Длительность =5,042789235Рассмотрим ранжирование инвестиционных проектов

Таблица

Проект123Первоначальные вложения880000088000008550000116360001750000156000021636000175000015600003163600017500001560000418280001960000174000051828000196000017400006182800019600001740000718280001960000174000081828000196000017400009125200013300001200000101252000133000012000001112520001330000120000012285840030870002706000

) Чистая текущая стоимость:

Таблица

ПроектСтавка диск.NPVРанг1122127888,3012141827811,4023121819997,613

2) Внутренняя норма окупаемости:

Таблица

ПроектIRRСтавка дискРанг117,1408122218,67105141316,52155123

3) Средняя доходность на капиталовложения:

Таблица

ПпроектКапиталовложенияСр.доходСр.доход\кап.влож.,%Ранг188000001340866,6715,23712288000001456416,6716,55021385500001263833,3314,78173

4) Период окупаемости:

Таблица

ПроектПериод ок-ти, летРанг16,56225,70136,773

5) Текущая окупаемость:

Таблица

ПроектКапиталовложенияСр.тек.ст-тьТек.окупаемость, летРанг18800000880657,369,993128800000860650,9510,225338550000839166,4710,1892

) Длительность:

Таблица

ПроектДлительностьРанг15,05324,86135,042

Сводная таблица ранжирования инвестиций:

КритерииПроекты123NPV123IRR213Ср.дох-ть на капвлож.213Период окупаемости213Тек.окупаемость132Длительность312

Таким образом можно сказать, что проект 2 наиболее привлекательный

Графики чистой текущей стоимости

Таблица

СтавкаNPV122127888,3017,14080

Рис.

Таблица

СтавкаNPV121827811,4018,671050

Рис.

Таблица

СтавкаNPV121819997,6116,521550

Рис.

Анализ проектов

Финансовый анализ проекта проводится путем анализа отчетов экспертов, включая проведение расчетов различных финансовых коэффициентов и показателей, которые дают возможность получения максимума необходимой для исследования информации. При этом необходимо учитывать, что сами коэффициенты не являются самостоятельными и не несут в себе всю необходимую информацию.

В экономической практике нашли применение следующие основные методы оценки эффективности инвестиционных проектов:

• анализ чистой текущей стоимости (NPV);
• анализ внутренней нормы рентабельности (IRR);
• доходность инвестиций;
• период окупаемости;
• текущая окупаемость.

Прежде, чем проводить анализ всех проектов необходимо было учесть величину налогов в денежных потоках. При этом все денежные потоки точно определены, т.е. в данном курсовом проекте не делается поправка на риск.

Анализ чистой текущей стоимости (NPV)

Как видно из приведенных расчетов, о во 1-ом проекте NPV имеет лучшее значение, чем в 3-м и тем более во 2-м. Такое различие связано, во-первых, с величиной ставки дисконтирования (для 3 проекта она самая низкая), а, во-вторых, со ставкой налога (она также минимальна).

Анализ внутренней нормы рентабельности (IRR)

Следующим важным показателем рентабельности проекта является показатель IRR - внутренняя норма рентабельности проекта. Как видно из расчетов, лучший показатель 2-го проекта, и для получения меньших потерь целесообразно внедрять 2 проект.

Ранжирование на основе денежных потоков

Все проекты имеют одинаковый жизненный цикл, в течение которого денежные потоки (доходы) от каждого проекта были положительными. Это позволяет произвести анализ проектов с точки зрения ранжирования денежных потоков.

Т.к. все инвестиции имеют одинаковые начальные вложения, то на основе рассмотренных денежных потоков можно сказать, что ежегодные денежные потоки второго проекта больше, чем первого и третьего. Следовательно, второй проект более привлекателен.

Период окупаемости

По строкам окупаемости все проекты имеют значения в пределах 7, при жизненном цикле проекта равном 12 лет это является хорошим значением периода окупаемости. Однако если учитывать стоимость денег во времени и рассчитать текущую окупаемость, используя вместо чистых денежных потоков дисконтированные денежные потоки, то мы получим другие результаты, которые, кроме этого, будут также отличаться друг от друга, т.к. каждый проект имеет свою ставку дисконтирования.

Данные ранжирования по этому показателю приведены в таблице. Как видно из таблицы, ни один из проектов не окупится в срок равный 5 лет. Однако проект 2 имеет меньший срок окупаемости, чем 1-й и 3-й., следовательно он более выгоден.

Доходность инвестиций

При расчете доходности инвестиций использовались чистые денежные потоки, т.е. денежные потоки без налогов. И этот показатель оказался наилучшим для 2-го проекта.

Длительность проектов

Расчет длительности проекта является важным показателем чувствительности инвестиций. Хотя этот показатель аналогичен показателю периода окупаемости, однако он позволяет учесть средневзвешенный срок жизненного цикла, где веса - текущие стоимости денежных потоков, полученных в каждый период.

Выводы

В данной работе были описаны основные методики оценки инвестиционных проектов, на основании которых были сделаны выводы о степени предпочтительности каждого из них. В связи с тем, что различные методики склонны давать отличную друг от друга интерпретацию рассматриваемым проектам, важно оценивать проекты с помощью нескольких методик и делать выводы о степени инвестиционной привлекательности проектов, анализируя полученные результаты в совокупности.

Метод ранжирования является довольно поверхностным методом, который не учитывает ни соотношение ожидаемых денежных доходов с планируемыми инвестициями, ни срок окупаемости финансовых вложений, ни изменение стоимости денег во времени. Однако, в рассматриваемой задаче даже этот метод дал верную оценку данным альтернативным проектам, определив как наименее выгодное вложение инвестиций в проект 2.

Применение методов оценки чистого приведенного эффекта, внутренней нормы окупаемости, средней доходности на капиталовложения, периода окупаемости, индекса доходности и длительности в совокупности позволили выделить наиболее предпочтительный для компании XYZ вариант инвестирования денежных средств. Этим вариантом по ряду соображений является вариант 2.

Вариант 1 характеризуется значительным увеличением потенциала компании, и поэтому его нельзя полностью игнорировать как заведомо неэффективный. Однако в условиях неопределенности он уступает варианту 2.

Применение различных методов оценки инвестиционных проектов требует значительной сложности и трудоемкости расчетов. Поэтому были использованы возможности Microsoft Excel 97. С его помощью были произведены расчеты основных показателей, а также построены графики чистой текущей стоимости для каждого из проектов.

Заключение

Все представленные проекты являются привлекательными для инвестора. Наиболее приемлемым из всех 3-х проектов является 2-й, главным образом потому, что его показатели наиболее приемлемы, для размещения денежных средств из всех, а начальные вложения равны.

Проанализировав перечисленные коэффициенты, можно сделать вывод о том, что для обеспечения возврата средств и прибыльности инвестиций необходимо предпринять мероприятия по увеличению жизненного цикла проектов. На примере проекта 1 можно отметить, что при этих условиях мы получаем положительное NPV, ставка IRR вырастает до величины, выше имеющейся ставки, текущая окупаемость меньше продолжительности работы проекта.

Также можно попытаться снизить действующую ставку дисконтирования, однако это сложнее, из-за экономического положения. Поэтому наиболее рациональным представляется увеличение жизненного цикла проекта.

Необходимо учитывать, что

• при изменении нормы дисконта альтернативные варианты могут меняться местами;
• наиболее привлекательными, как правило, являются более дорогостоящие проекты;
• использование в расчетах различных методов может дать различные результаты.
• При проведении инвестиционного анализа необходимо помнить, что для потенциального инвестора кроме финансовых показателей могут быть важными также другие критерии целесообразности реализации проекта:
• интересы сторон, принимающих участие в проекте:
• системы бухгалтерского учета;
• ценообразование на ресурсы и готовую продукцию;
• срок жизни проекта;
• риск и неопределенность.

Список литературы

.Ковалева А.М., Баранникова Н.П., Богачева Б.Д. и др. Финансы. - М.: Финансы и статистика. - 1997, 333с.

.Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. - М.: Финансы и статистика. - 1998, 141с.

.Ковалев В.В. Финансовый анализ. - М.: Финансы и статистика. - 1996, 429с.

.Сазонова С.В. Организация документооборота по учету и движению основных средств предприятия и его филиалов // Технолого - инструментарные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом:макро-, мезо- и микроуровень: Материалы II Всероссийской научно-практической конференции. - Тюмень, 2003. - 0,19п.л.

.Сазонова С.В. Определение состава и стоимости имущества компрессорных станций // Технолого - инструментарные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо- и микроуровень: материалы II Всероссийской научно-практической конференции. - Тюмень, 2003. - 0,19 п. л.

.Сазонова С.В. Формирование первоначальной стоимости основных средств в части расходов на пусконаладочные работы // Фундаментальные и прикладные проблемы приборостроения, информатики, экономики и права: Материалы 6 международной научно-практической конференции. - Сочи, 2003. - 0,25 п.л.

.Сазонова С.В. Проблемы амортизации основных средств газотранспортного предприятия // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы международной научно-технической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ,2003. - 0,06 п.л.

.Сазонова С.В. Теоретико-методические особенности амортизации основных средств на газотранспортном предприятии: Научно-методическое издание. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - 4,3 п.л.

.Сазонова С.В. Оценка эффективности возмещения основных средств газотранспортного предприятия // Технолого - инструментарные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо- и микроуровень: Материалы III Всероссийской научно-практической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 0,25 п.л.

.Сазонова С.В. Организационно-методические условия возмещения основных средств газотранспортного предприятия / Инструменты и методы эффективного развития предприятий, отраслей, регионов: Сб. научных трудов - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 0,5 п.л.

.Сазонова С.В. Влияние возмещения основных средств на результативность деятельности предприятия: Научно-методическое издание. -Тюмень: Вектор Бук, 2004. - 3 п.л.

Введение газотранспортный система газопровод проект Сегодня очевидно, что газотранспортная система становится узким местом в развитии газового комплекса в

Больше работ по теме:

Оценка эффективности инвестиционного проекта строительства ВОЛС г. Томск
Диплом
Оценка эффективности использования транспортных средств в ОВД
Диплом
Оценка эффективности использования основных средств предприятия (на примере ПАО "С. Перовской")
Диплом
Паевой инвестиционный фонд как институт коллективного инвестирования
Диплом
Перспективы развития системы государственного регулирования и поддержки предпринимательской деятельности в Чувашской Республике
Диплом