Р Газпром 094-2011

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   220  221  222  223  224  225  ..

 

 

 

 

 


 

 

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ

ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ГАЗА В ОАО «ГАЗПРОМ»


 

Р Газпром 094-2011


 

ИЗДАНИЕ ОФИЦИАЛЬНОЕ


 

МОСКВА 2011

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ГАЗА В ОАО «ГАЗПРОМ»


 

Р Газпром 094-2011


 

Издание официальное


 

image

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт экономики и организации управления в газовой промышленности – НИИгазэкономика»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Газпром экспо»


 

Москва 2011

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ


     

  2. ВНЕСЕНЫ


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ


     

  4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ


     

  5. СРОК ДЕЙСТВИЯ

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт экономики и организации управления в газовой промышленности – НИИгазэкономика»


 

Управлением энергосбережения и экологии Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


 

членом Правления, начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» 26 октября 2010 года


 

3 года


 

© ОАО «Газпром», 2010

© Разработка ООО «НИИгазэкономика», 2010

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2011


 


 

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 2

  4. Обозначения и сокращения 4

  5. Основные положения 4

  6. Метод расчета экономической эффективности газосберегающих мероприятий 5

  7. Порядок расчета денежных потоков, обусловленных проведением

    газосберегающих мероприятий 10

    Приложение А (справочное) Примеры расчета экономической эффективности

    типовых газосберегающих мероприятий. 19

    Библиография 28


     

    III

    Введение

    Настоящие рекомендации разработаны в соответствии с договором между ОАО «Газпром» и ООО «НИИгазэкономика» от 29.10.2008 № 1168-08-9 на выполнение НИР по теме:

    «Разработка методики расчета экономической эффективности мероприятий по снижению потерь газа в ОАО «Газпром».

    Основанием для выполнения работы являются Перечень приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006–2010 гг., утвержденный Председателем Правления ОАО «Газпром» (от 11.10.2005 № 01-106), проблема 5.3 «Развитие системы обеспечения эффективного использования Обществом топливно-энергетических ресурсов и стимулирования газои энергосбережения потребителями ОАО «Газпром»; а также Резолюция Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллера от 21.05.2008 № 01-1406.

    Настоящие рекомендации разработаны с целью создания методологии расчета экономической эффективности газосберегающих мероприятий, а также для определения приоритетности этих мероприятий путем их объективной оценки и сопоставления на основе расчета показателей экономической эффективности.

    В разработке настоящего стандарта принимал участие авторский коллектив ООО «НИИгазэкономика» в составе: Е.В. Варфоломеев, О.В. Марьин, А.В. Константинов, Е.Ю. Журавлева, Н.А. Крюкова, И.А. Лапатанов, А.А. Кравченко.

    РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


     

    image

    МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ГАЗА В ОАО «ГАЗПРОМ»


     

    image


     

    Дата введения – 2011-10-17 Срок действия – 3 года


     

    1. Область применения


       

      1. Настоящие рекомендации устанавливают порядок расчета экономической эффективности газосберегающих мероприятий в ОАО «Газпром».

      2. Настоящие рекомендации следует применять структурным подразделениям, дочерним обществам и организациям ОАО «Газпром», реализующим газосберегающие мероприятия, а также сторонним организациям, участвующим в проведении газосберегающих мероприятий ОАО «Газпром», в случае установления такого условия в договоре.


         

    2. Нормативные ссылки


       


       

      дарты:

      В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стан-


       

      СТО Газпром РД 1.12-096-2004 Внутрикорпоративные правила оценки эффективности

      НИОКР

      СТО Газпром РД 2.5-141-2005 Газораспределение. Термины и определения

      Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


       

      image

      Издание официальное

    3. Термины и определения


       

      В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:

      1. внутренняя норма доходности; ВНД: Значение нормы дисконта, при котором чистый дисконтированный доход (ЧДД) проекта обращается в 0, при ВНД > ЧДД > 0, а при ВНД < ЧДД < 0.


 

3.2 газосбережение: Комплекс организационно-технических мер и мероприятий, со-

провождающих все стадии добычи, транспортировки, хранения и потребления газа, направленных на его рациональное и эффективное использование.

[СТО Газпром РД 2.5-141-2005, пункт 3]

 


 

3.3 газосберегающее мероприятие: Мероприятие, осуществляемое в определенном временном интервале, направленное на газосбережение, рассматриваемое как инвестиционный проект.


 

3.4 денежный поток (чистые денежные поступления, сальдо реальных денег, чистый доход):

Разность между притоком и оттоком денежных средств за определенный период (например, за год) по операционной, инвестиционной и финансовой видам деятельности.

[СТО Газпром РД 1.12-096-2004, раздел 1]

 


 

3.5 дисконтирование: Приведение доходов или расходов будущих лет к настоящему (или

иному – базовому) моменту времени. Осуществляется в ходе расчетов эффективности путем умножения соответствующих величин доходов или расходов на коэффициенты дисконтирования.

[СТО Газпром РД 1.12-096-2004, раздел 1]

 


 


 

3.6 капитальные вложения: Инвестиции в основной капитал (основные средства), в том

числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию, достройку, дооборудование, модернизацию и техническое перевооружение основных фондов, приобретение иных внеоборотных активов, в том числе приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, земельных участков, объектов строительства, проектно-изыскательские работы и другие затраты.

[Методика [1], пункт 4]

 

3.7 норма дисконта (Е): Основной экономический норматив, используемый при дисконтировании, выраженный в долях единицы или в процентах в год.


 

3.8 отток денежных средств: В общем виде расходы предприятия, включающие капи-

тальные вложения, расходы на приобретаемые материалы, энергию, работы, услуги, оплату труда и налоги и не включающие амортизационные отчисления по основным фондам, расходы на приобретение или создание которых включены в капитальные вложения.

[СТО Газпром РД 1.12-096-2004, раздел 1]

 


 


 

3.9 приток денежных средств: Общая сумма поступлений денежных средств от результа-

тов всех видов деятельности.

[СТО Газпром РД 1.12-096-2004, раздел 1]

 


 

    1. расчетный период: Расчетное время действия в производстве газосберегающей технологии (начало расчетного периода соответствует дате начала реализации (финансирования) проекта).

    2. сальдо денежного потока (активный баланс, эффект): Разность между притоком и оттоком денежных средств от всех видов деятельности.

    3. срок окупаемости с учетом дисконтирования: Продолжительность периода от конца нулевого шага до наиболее раннего момента времени в расчетном периоде, после которого ЧДД становится и в дальнейшем остается неотрицательным.


 

3.13 чистый дисконтированный доход (ЧДД) или интегральный экономический эффект:

Накопленный дисконтированный чистый поток денежных средств за расчетный период. ЧДД характеризует превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для проекта.

[СТО Газпром РД 1.12-096-2004, раздел 1]

 

    1. экономическая эффективность: Категория, отражающая соотношение полученного эффекта и затрат (определяется на основе вычисления показателей эффективности).

    2. эффективность мероприятия: Категория, отражающая соответствие данного мероприятия целям и интересам его участников.

  1. Обозначения и сокращения


     

    В настоящих рекомендациях применены следующие обозначения и сокращения: ВНД – внутренняя норма доходности;

    ГМ – газосберегающее мероприятие; ДО – дочернее общество;

    ЕСВ – единицы сокращенных выбросов; КПД – коэффициент полезного действия; НДС – налог на добавленную стоимость;

    НИОКР – научно-исследовательская опытно-конструкторская работа; НИР – научно-исследовательская работа;

    ОАО – Открытое акционерное общество; ОКР – опытно-конструкторская работа; ОПФ – основные производственные фонды;

    ПСО – Проект совместного осуществления (в соответствии с Киотским протоколом); ПХГ – подземное хранилище газа;

    СТН – собственные технологические нужды; ТС – транспортное средство;

    ЧД – чистый доход;

    ЧДД – чистый дисконтированный доход.


     

  2. Основные положения


     

    1. Оценка эффективности ГМ производится на основе расчета показателей экономической эффективности.

    2. Расчет производится в рамках жизненного цикла проекта (расчетного периода).

    3. Расчет производится в денежной форме в ценах, действующих на момент выполнения расчетов (с обязательным указанием этого момента).

    4. Для расчета эффективности ГМ производится моделирование денежных потоков. Расчет должен включать в себя все денежные поступления и затраты в течение расчетного периода, связанные с осуществлением ГМ.

    5. Учет неравноценности разновременных денежных потоков производится методом дисконтирования.

    6. Для оценки эффективности ГМ производится сравнение вариантов «с проектом» и

      «без проекта». Расчет следует проводить путем сопоставления денежных потоков, связанных с

      ГМ («с проектом»), с денежными потоками, которые имели бы место, если бы мероприятие не проводилось («без проекта»).

    7. Расчеты выполняются в соответствии с Методическими рекомендациями [2] и Методикой [1].


       

  3. Метод расчета экономической эффективности газосберегающих мероприятий

    1. Экономическая эффективность ГМ рассчитывается на основе сопоставления результатов и затрат за расчетный период. Для этого производится расчет денежных потоков, возникающих в результате реализации ГМ. Суммарный денежный поток (cash flow) определяется как разность между притоком и оттоком денежных средств.

    2. Денежные потоки по каждому виду деятельности рассчитываются по каждому шагу расчетного периода. Началом расчетного периода рекомендуется принимать год, в котором начато финансирование ГМ.

      1. Продолжительность расчетного периода рекомендуется принимать исходя:

        • из срока службы или срока полезного использования нового или модернизированного газосберегающего оборудования (в случае если ГМ подразумевает использование такого оборудования);

        • оставшегося периода разработки месторождения (в добыче, в случае если длительность эффекта от ГМ ограничена этим периодом);

        • срока действия Программы энергосбережения (при определении приоритетности ГМ для включения в указанную Программу) и др.

          Расчетный период ГМ может включать:

        • период осуществления капитальных вложений, направленных на создание основных средств, в рамках проведения ГМ;

        • период выполнения НИОКР, обусловленных проведением ГМ;

        • время эксплуатации внедренной технологии;

        • время ликвидации или выбытия основных средств, обеспечивших проведение ГМ.

      2. Не рекомендуется устанавливать длительность расчетного периода больше установленного производителем срока службы основного оборудования, задействованного в ГМ.

      3. Для сравнительного анализа нескольких ГМ или вариантов реализации ГМ показатели экономической эффективности (ВНД, ЧДД) для них рекомендуется рассчитывать при одной и той же длительности расчетного периода.

      4. Расчетный период разбивается на шаги – временные отрезки, в пределах которых производится агрегирование данных, используемых в расчетах денежных потоков. Шаги расчета определяются их порядковыми номерами (0, 1, 2, …, n). Продолжительность шага рекомендуется принимать равной одному году. В случае если необходима высокая точность расчетов, допускается устанавливать меньшую продолжительность шага, однако она должна быть неизменной в течение расчетного периода.

    1. Расчеты рекомендуется проводить в ценах, действующих на момент выполнения расчетов.

    2. Суммарный денежный поток по каждому году, возникающий в результате реализации ГМ, следует рассчитывать отдельно по следующим видам деятельности.

      1. В денежном потоке от инвестиционной деятельности:

        • к притокам могут относиться денежные поступления от продажи активов в течение или по завершении проекта (только основных производственных фондов, приобретенных в рамках реализации ГМ);

        • к оттокам могут относиться следующие затраты: капитальные вложения, затраты на пусконаладочные работы, затраты на проведение НИОКР, ликвидационные затраты в конце проекта.

      2. В денежном потоке от операционной деятельности:

  • к притокам могут относиться денежные поступления в виде: прибыли от реализации сэкономленного газа; уменьшения платежей (за негативное воздействие на окружающую среду и др.); экономии, полученной в результате сбережения природного газа и других ресурсов; выручки от реализации дополнительной продукции, производимой в рамках реализации ГМ;

  • к оттокам могут относиться эксплуатационные затраты и налоги, возникающие при реализации ГМ.

      1. Учет затрат и поступлений следует проводить без НДС.

      2. Денежные потоки для оценки экономической эффективности ГМ следует вычислять приростным методом:

  • рассчитываются (по соответствующим статьям) притоки и оттоки денежных средств, возникающих при проведении ГМ по годам расчетного периода («с проектом»);

  • рассчитываются (по соответствующим статьям) притоки и оттоки денежных средств по годам расчетного периода, которые имели бы место, если бы ГМ не проводилось («без проекта»). При этом в расчет принимаются только те затраты и поступления, которые изменяются при реализации ГМ. Например, в расчетах не учитываются амортизационные отчисления по ОПФ, используемым в рамках ГМ, в том случае, если данные ОПФ были созданы до начала

    реализации ГМ. Также не учитываются расходы по управлению производством в том случае, если реализация ГМ не требует увеличения численности управленческого персонала;

  • итоговый денежный поток определяется как разность потоков «с проектом» и «без проекта».

      1. Для учета неравноценности разновременных денежных потоков осуществляется дисконтирование. В качестве момента приведения следует принимать год начала расчетного периода. При этом суммарный денежный поток по каждому году расчетного периода ГМ следует умножать на коэффициент дисконтирования, который рассчитывается по формуле

        image (6.1)

        где t – коэффициент дисконтирования;

        Е – норма дисконта, которая устанавливается постоянной на весь расчетный период, %;

        – порядковый номер года (шага) расчетного периода ГМ, = 0, 1, 2, ..., T, где – расчетный период, лет.

      2. Норма дисконта в расчетах эффективности принимается с учетом уровня риска. Рекомендованные значения нормы дисконта согласно Временным методическим указаниям [3] приведены в таблице 6.1.

        Та б л и ц а 6.1 – Рекомендованные значения нормы дисконта


         


         

        Отрасль газовой промышленности

        Норма дисконта, %


         

        низкая степень риска (инвестиции в проекты модернизации действующей технологии)

        средняя степень риска (инвестиции в проекты с частичным использованием новых технических

        и технологических решений)

        высокая степень риска (инвестиции в проекты с использованием новых технических

        и технологических решений)

        Добыча

        8

        10

        12

        Транспорт

        8

        10

        12

        Переработка

        8

        10

        12

        Хранение

        8

        10

        12

        Бурение

        10

        12

        14


         

      3. Критериями оценки экономической эффективности являются показатели экономической эффективности в соответствии с Методическими рекомендациями [2]. Для оценки экономической эффективности ГМ рекомендуется рассчитывать следующие показатели:

  • внутреннюю норму доходности;

  • чистый дисконтированный доход (интегральный эффект);

  • срок окупаемости с учетом дисконтирования.

image

    1. ВНД представляет собой такую норму дисконта, при которой величина ЧДД (интегрального эффекта от ГМ) за расчетный период обращается в ноль. При этом при всех значениях < ВНД ЧДД положителен, а при E > ВНД ЧДД проекта отрицателен. Величина ВНД может определяться из численного решения уравнения


       

      (6.2)


       

      t

       

      где ΔФt = ФГМ

      t

       

      • Ф0

      • приростной денежный поток в t-м году расчетного периода (изме-

        ГМ

        нение денежного потока, обусловленное реализацией ГМ («с проектом»: Фt

        0

        ), по сравнению

        с потоком в варианте «без проекта»: Фt ). Денежные потоки для каждого года рассчитываются

        по формуле (6.4);

        – порядковый номер года (шага) расчетного периода ГМ, = 0, 1, 2, ..., T– расчетный период, лет.

        image

    2. Расчет ЧДД следует проводить по формуле


       

      (6.3)


       

      t

       

      где ΔФt = ФГМ

      t

       

      • Ф0 – приростной денежный поток в t-м году расчетного периода (изме-

      нение денежного потока, обусловленное реализацией ГМ, по сравнению с потоком в базовом

      ГМ 0

      варианте; «с проектом»: Фt

      , «без проекта»: Фt ), руб.;

      t – коэффициент дисконтирования, рассчитанный по формуле (6.1);

      – порядковый номер года (шага) расчетного периода ГМ, = 0, 1, 2, ..., T– расчетный период, лет.

      image

      При этом денежные потоки для каждого года рассчитываются по формуле


       

      (6.4)


       

      где Д – денежные поступления (притоки), руб.;

      З – эксплуатационные затраты и налоги, определенные в соответствии с 7.6, 7.7, руб.; К – капитальные вложения, определенные в соответствии с 7.5, руб.;

      А – амортизация, определенная в соответствии с 7.7.3, руб.

    3. Срок окупаемости капитальных вложений с учетом дисконтирования Т0 может определяться из уравнения

      image (6.5) причем ЧДД (T0) < 0, а ЧДД (T0) > 0,

      t

       

      где ΔФt = ФГМ

      t

       

      • Ф0

      • приростной денежный поток в t-м году расчетного периода (изме-

      нение денежного потока, обусловленное реализацией ГМ, по сравнению с потоком в базовом

      ГМ 0

      варианте; «с проектом»: Фt

      тываются по формуле (6.4);

      , «без проекта»: Фt ). Денежные потоки для каждого года рассчи-

      t – коэффициент дисконтирования;

      – порядковый номер года (шага) расчетного периода ГМ, = 0, 1, 2, ..., T– расчетный период, лет;

      T0 – срок окупаемости с учетом дисконтирования, лет.

      Срок окупаемости с учетом дисконтирования – это минимальный временной интервал от начала осуществления проекта, за пределами которого ЧДД становится и остается неотрицательным. Срок окупаемости измеряется шагами расчетного периода и определяет тот шаг, начиная с которого суммарные дисконтированные затраты, связанные с проектом, покрываются суммарными дисконтированными доходами, связанными с проектом.

    4. Использование показателя чистого дохода

      В некоторых случаях в качестве показателя эффективности рекомендуется использовать чистый доход, определяемый по формуле

      image

      (6.6)

      где ΔФ = ФГМ – Ф0 – изменение денежного потока, обусловленное реализацией ГМ («с проектом»: ФГМ), по сравнению с потоком в варианте «без проекта»: Ф0. Денежные потоки рассчитываются по формуле (6.4).

      Данный показатель рекомендуется использовать, если:

      • ГМ не подразумевает проведение капитальных вложений;

      • срок реализации ГМ и использования его результатов меньше или равен одному году;

      • срок окупаемости ГМ меньше или равен одному году.

    5. Анализ экономической эффективности газосберегающих мероприятий Показатели экономической эффективности ГМ (ЧД, ВНД, ЧДД и срок окупаемости) яв-

ляются критериальными, а именно:

  • проект считается эффективным, если ВНД > (где Е – норма дисконта), и неэффективным, если ВНД < (минимальные значения ВНД по основным видам деятельности ОАО «Газпром» см. в таблице 6.1);

  • проект считается эффективным, если интегральный эффект ЧДД (ЧД) положителен, и неэффективным, если ЧДД (ЧД) отрицателен или равен нулю;

  • учитывая нормативный характер показателя ВНД, его рекомендуется использовать для определения приоритетности (ранжирования) проектов:

    а) из нескольких проектов ГМ более эффективным считается вариант с наибольшим ВНД. При этом проект ГМ с показателем ВНД ниже корпоративных требований не участвует в сравнении;

    б) из нескольких вариантов реализации ГМ более эффективным считается вариант с наибольшим ЧДД (ЧД) и наименьшим дисконтированным сроком окупаемости.


     

    1. Порядок расчета денежных потоков, обусловленных проведением газосберегающих мероприятий

      1. Притоки и оттоки денежных средств, возникающие в результате реализации ГМ, вычисляются приростным методом на основе сопоставления денежных поступлений и затрат «с проектом» с соответствующими поступлениями и затратами «без проекта». Результатом такого сопоставления по каждому виду затрат и поступлений может быть приток или отток денежных средств. Если в результате реализации ГМ возникают притоки денежных средств, соответствующие суммы учитываются в таблицах денежных потоков со знаком «плюс». Аналогично, если возникают оттоки, они учитываются со знаком «минус» (см. примеры в приложении А).

      2. Определение экономии, обусловленной снижением потребления газа

        Размер годовой экономии от проведения ГМ, обусловленной снижением потребления газа, рекомендуется определять по формуле

        image

        (7.1)


         

        где Э – годовая экономия за счет снижения потребления газа, возникающая в результате проведения ГМ, руб.;

        VГМ V0 – V– годовой объем газа, сэкономленный в результате ГМ, тыс. м3;

        V0 – годовой расход газа до проведения ГМ («без проекта»), тыс. м3;

        V1 – годовой расход газа в результате проведения ГМ («с проектом»), тыс. м3;

        ЦСТН – цена газа на СТН или внутренняя расчетная цена (в соответствии с таблицей 7.1), руб./тыс. м3.

        Цену сэкономленного газа рекомендуется принимать равной цене газа на СТН или внутренней расчетной цене так, как это указано в таблице 7.1 в соответствии с Прейскурантом [4] и Приказом [5].

        При расчете денежных потоков, связанных с ГМ, следует принимать цену газа согласно последней на момент проведения расчетов версии указанных документов.

        Та б л и ц а 7.1 – Способы учета цены сэкономленного газа при расчете показателей эффективности ГМ


         

        Направление деятельности ОАО «Газпром»

        Способы учета цены сэкономленного газа


         

        Добыча и переработка (за исключением ООО «Газпром переработка»)

        Внутренние расчетные (оптовые) цены на продукцию газодобывающих организаций в соответствии с ежеквартально утверждаемым Прейскурантом [4]


         

        Транспортировка

        Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ, используемый на собственные технологические нужды газотранспортных организаций в соответствии с ежеквартально утверждаемым Прейскурантом [4]


         

        Хранение

        Газ, используемый на технологические нужды для закачки (отбора) газа в (из) ПХГ

        в соответствии с Приказом [5] по ценам, установленным для промышленных потребителей субъекта Российской Федерации, в котором находится ПХГ


         

        ООО «Газпром переработка»

        Газ, используемый на технологические нужды в соответствии с Приказом [5] по ценам,

        установленным для потребителей 4-го ценового пояса


         

      3. Определение дополнительной чистой прибыли, возникающей в результате реализации сэкономленного газа

        Осуществление ГМ дает возможность реализации сэкономленного газа. Для оценки эффекта от реализации сэкономленного газа рекомендуется использовать показатель удельной чистой прибыли, разработанный для расчетов коммерческой эффективности новой техники, согласно Временным методическим указаниям [3].

        Размер дополнительной чистой прибыли от проведения ГМ рекомендуется рассчитывать по формуле

        image

        (7.2)


         

        где П – годовая дополнительная чистая прибыль, возникающая в ОАО «Газпром», в результате проведения ГМ, обусловленная возможностью реализации сэкономленного газа, руб.;

        VГМ V0 – V1 – годовой объем газа, сэкономленный в результате ГМ, тыс. м3;

        V0 – годовой расход газа до проведения ГМ («без проекта»), тыс. м3;

        V1 – годовой расход газа в результате проведения ГМ («с проектом»), тыс. м3; УЧП – удельная чистая прибыль, руб./тыс. м3.

        Дополнительная чистая прибыль учитывается в притоках по операционной деятельности в строке «чистая прибыль».

      4. Определение платы за негативное воздействие на окружающую среду

        В случае если реализация ГМ влечет за собой изменение платы за негативное воздействие на окружающую среду, соответствующие изменения денежных потоков следует отражать по операционной деятельности. При этом

        NГМ N0 – N1, (7.3)


         

        где NГМ – изменение годовой платы за негативное воздействие на окружающую среду, достигаемое в результате ГМ, руб.;

        N0 – годовая плата за негативное воздействие на окружающую среду до проведения ГМ («без проекта»), руб.;

        N1 – годовая плата за негативное воздействие на окружающую среду в результате проведения ГМ («с проектом»), руб.

        В случае если значение NГМ положительно, то оно учитывается в таблицах денежных потоков со знаком «плюс» (приток), в противном случае – со знаком «минус» (отток).

        Сведения о платежах изложены в Инструктивно-методических указаниях [6] и Приказе [7]. Расчет платы регламентируется согласно Федеральному закону [8], Постановлениям [9] и [10] и РД 19-02-2007 [11]. Ежегодно устанавливается коэффициент индексации платы за негативное воздействие на окружающую среду законом о бюджете Российской Федерации согласно Федеральному закону [12] (статья 3, пункт 3).

      5. Определение эффекта от сокращения выбросов парниковых газов в соответствии с Киотским протоколом

        В случае если в рамках ГМ предусмотрена реализация Проекта совместного осуществления в соответствии с Киотским протоколом (ПСО), рекомендуется учитывать эффект от этой реализации.

        Реализация ПСО включает в себя разработку соответствующей проектной документации в соответствии с Постановлением [13] и Приказом [14], ее детерминацию в уполномоченных международных организациях, оформление и продажу единиц сокращенных выбросов, а также последующую верификацию сокращения выбросов.

        Успешная реализация ПСО позволяет получить дополнительный доход от продажи единиц сокращенных выбросов согласно Распоряжению [15]. Для учета дополнительного эффекта от реализации ПСО в рамках ГМ следует в составе притоков по операционной деятельности отразить выручку от продажи ЕСВ. В случае, когда цена на ЕСВ заранее определена в соответствующем контракте с покупателем, в расчетах принимается контрактная цена. В случае, когда контракт на продажу ЕСВ отсутствует, цена на ЕСВ может приниматься по данным

        котировок на специализированной бирже European Climate Exchange (ECX) на конец предыдущего года.

        image

        Выручку от продажи ЕСВ рекомендуется вычислять по формуле


         


         

        где ВЕСВ – годовая выручка от продажи ЕСВ, руб.; ЦЕСВ – цена на ЕСВ, руб./т CO2 эквивалента;

        Nэк – годовое количество ЕСВ, полученных в результате ГМ, т CO2 эквивалента.

        (7.4)

        Для расчета количества ЕСВ в CO2 эквиваленте следует использовать Руководство [16].

        Затраты на разработку и детерминацию проектной документации по ПСО, а также на последующую верификацию сокращения выбросов, выпуск и передачу ЕСВ отображаются в составе оттоков по операционной деятельности.

      6. Определение капитальных вложений, обусловленных проведением газосберегающих мероприятий

        К капитальным вложениям относятся единовременные затраты:

  • на создание новых и реконструкцию существующих основных фондов;

  • модернизацию технологического оборудования и усовершенствование технологии производства;

  • создание технологий и оборудования для выявления источников потерь газа. Капитальные вложения, обусловленные проведением ГМ, могут включать:

  • затраты на приобретение земельного участка и его освоение;

  • стоимость нового оборудования, включая издержки на его доставку и монтаж;

  • затраты на модернизацию действующего оборудования;

  • стоимость строительства и/или реконструкции зданий и сооружений;

  • затраты на НИР, если капитальные вложения на проведение ГМ осуществляются в рамках выполнения НИР;

  • стоимость проектных работ, а также затраты на согласование проектной документации в государственных органах;

  • затраты на нематериальные активы (лицензии, патенты, ноу-хау и др.);

  • затраты на изготовление и приобретение технологической оснастки;

  • оплату услуг сторонних организаций, связанных с приобретением, транспортировкой и наладкой оборудования, задействованного в рамках ГМ.

    Капитальные вложения отображаются в оттоках по инвестиционной деятельности.

      1. Определение эксплуатационных расходов, обусловленных проведением газосберегающих мероприятий

        1. Эксплуатационные расходы, обусловленные проведением ГМ, могут включать:

  • текущие расходы на содержание и обслуживание ОПФ, созданных в рамках ГМ и используемых при реализации ГМ, в том числе затраты:

а) на оплату труда персонала; б) энергоносители;

в) расходные материалы; г) транспорт;

д) текущий и средний ремонты;

  • расходы, связанные с внедрением результатов НИР, проводимых в рамках ГМ;

  • оплату услуг сторонних организаций, связанных с реализацией ГМ.

В случае если реализация ГМ влечет за собой изменение эксплуатационных расходов, соответствующие изменения денежных потоков следует отражать по операционной деятельности раздельно для каждого вида эксплуатационных расходов, изменяемых в результате ГМ. При этом

RГМ R0 – R1, (7.5)


 

где RГМ – изменение в результате реализации ГМ годовых эксплуатационных расходов данного вида, руб.;

R0 – годовые эксплуатационные расходы данного вида до проведения ГМ («без проекта»), руб.;

R1 – годовые эксплуатационные расходы данного вида в результате проведения ГМ («с проектом»), руб.

Реализация газосберегающего мероприятия может приводить как к увеличению, так и к уменьшению тех или иных видов эксплуатационных затрат. Например, внедрение новой технологии может потребовать привлечения специалистов по обслуживанию нового оборудования или может, наоборот, позволить уменьшить количество необходимого обслуживающего персонала.

В случае если значение RГМ положительно, то оно учитывается в таблицах денежных по-

токов со знаком «плюс» (приток, экономия), в противном случае – со знаком «минус» (отток, дополнительные расходы).

В настоящем разделе приведены рекомендованные формулы расчета основных видов эксплуатационных затрат (как «с проектом», так и «без проекта»).

image

      1. Затраты на оплату труда рекомендуется вычислять по формуле


         

        (7.6)


         

        где СЗП – годовые затраты на оплату труда, руб.;

        Z ср

         

        i – среднегодовая почасовая ставка оплаты труда работников i-й категории, руб./ч;

        – категория (квалификация) работников, = 1, 2, ..., n, где – общее количество категорий работников;

        Ti – эффективный годовой фонд рабочего времени одного работника i-й категории, ч; КЕСН – ставка единого социального налога в соответствии с Федеральным законом [17], %; КОСС – страховые взносы на обязательное социальное страхование от несчастных слу-

        чаев на производстве и профессиональных заболеваний, %;

        Ni – количество работников i-й категории.

      2. Затраты на энергоносители (газ, электроэнергия, тепловая энергия) рекомендуется вычислять по формуле

        image (7.7)

        где СЭН – годовые затраты на энергоносители, руб.;

        j – цена единицы энергоносителя j-го вида, руб./т, руб./кВтч, руб./Гкал;

        – вид энергоносителя, потребляемого оборудованием, = 1, 2, ..., m, где – количество видов энергоносителей;

        Qi – годовое эффективное время работы оборудования, ч;

        – вид оборудования, = 1, 2, ..., n, где – количество видов оборудования;

        ki – число единиц оборудования i-го вида;

        Pj – удельный расход энергоносителя j-го вида в расчете на единицу оборудования i-го

        i

        вида, т/ч, кВт, Гкал/ч.

      3. Затраты на расходные материалы для оборудования, задействованного при реализации ГМ (техническая вода, реагенты, смазочные материалы и пр.) рекомендуется вычислять по формуле

        image (7.8)

        где Cрасх – годовые затраты на расходные материалы, руб.;

        Qi – годовое эффективное время работы газосберегающего оборудования i-го вида, ч;

        aj – цена единицы расходного материала j-го вида, руб./м3, руб./т;

        j – удельный расход материала j-го вида в расчете на единицу оборудования i-го вида,

        i

        м3/ч, т/ч;

        – вид оборудования, = 1, 2, ..., n, где – количество видов оборудования;

        – вид расходного материала, потребляемого оборудованием, = 1, 2, ..., m, где – количество видов расходных материалов;

        ki – число единиц оборудования i-го вида.

      4. Транспортные затраты рекомендуется вычислять по формуле

        image (7.9)

        где Стр – годовые транспортные затраты, руб.;

        – вид ТС, = 1, 2, ..., n, где – количество видов ТС;

        смч

         

        – стоимость машино-часа i-го вида ТС, руб./ч;

        Qi – годовое эффективное время работы ТС i-го вида, ч;

        ki – количество единиц ТС i-го вида.

      5. Затраты на текущий ремонт рекомендуется рассчитывать по формуле

image (7.10)

где Срем – годовые затраты на текущий ремонт оборудования, руб.;

– вид оборудования, = 1, 2, ..., n, где – количество видов оборудования;

Ri – годовые затраты на текущий ремонт i-го вида, руб.;

ki – число единиц оборудования i-го вида.

    1. Расчет изменений в уплате налогов, обусловленных проведением газосберегающих мероприятий

      1. Величину налога на прибыль рекомендуется вычислять по формуле

        image (7.11)

        где СНП – годовые отчисления по налогу на прибыль, руб.;

        Э – суммарная годовая экономия (сумма притоков), возникающая в результате проведения ГМ, руб.;

        С1 – суммарные годовые затраты предприятия, относимые на себестоимость, «с проектом», руб.;

        С0 – суммарные годовые затраты предприятия, относимые на себестоимость, «без проекта», руб.;

        kНП – ставка налога на прибыль, %.

        При расчете С1 и С0 учитываются только те затраты, которые изменяются при проведении ГМ.

      2. Затраты, относимые на себестоимость, рекомендуется вычислять по формуле


         

        Cэксп+А +Vим, (7.12)

        где С – суммарные годовые затраты, относимые на себестоимость, руб.;

        Сэксп – суммарные годовые эксплуатационные расходы, руб.; А – годовые амортизационные отчисления, руб.;

        Vим – налог на имущество, руб.

      3. Расчет амортизации основных производственных фондов, созданных в рамках ГМ, рекомендуется производить по формуле

        image (7.13)

        где А – годовые амортизационные отчисления, руб.;

        – вид ОПФ, = 1, 2, ..., n,

        где – количество видов ОПФ;

        Цi – начальная стоимость единицы ОПФ i-го вида, руб.;

        ki – количество единиц i-го вида ОПФ;

        еi – норма годовых амортизационных отчислений для единицы ОПФ i-го вида, %.

      4. Величину налога на имущество рекомендуется вычислять по формуле

image (7.14)

где Vим – налог на имущество, руб.;

dим – ставка налога на имущество, %;

Цi ср.ост – среднегодовая остаточная стоимость i-го вида ОПФ, руб.;

– вид ОПФ, = 1, 2, ..., n,

где – количество видов ОПФ;

ki – количество единиц i-го вида ОПФ.

Среднегодовая остаточная стоимость определяется как среднее арифметическое между

i ост

 

остаточной стоимостью на начало и конец рассматриваемого года, то есть между Цt

и Ц

 

,

 

t–1

i ост

где – количество лет эксплуатации ОПФ.

image

Остаточная стоимость ОПФ i-го вида на конец t-го года равна:


 

(7.15)


 

где – вид ОПФ, = 1, 2, ..., n, где – количество видов ОПФ;

Цi – начальная стоимость единицы ОПФ i-го вида, руб.;

еi – норма годовых амортизационных отчислений для единицы ОПФ i-го вида, %;

– количество лет эксплуатации ОПФ.

Следовательно, среднегодовая остаточная стоимость может быть рассчитана по формуле

image (7.16)

где – вид ОПФ, = 1, 2, ..., n, где – количество видов ОПФ;

Цi – начальная стоимость единицы ОПФ i-го вида, руб.;

еi – норма годовых амортизационных отчислений для единицы ОПФ i-го вида, %;

– количество лет эксплуатации ОПФ.

Приложение А

(справочное)


 

Примеры расчета экономической эффективности типовых газосберегающих мероприятий


 

А.1 Пример расчета


 

Модернизация водогрейной котельной – замена газовых горелок на котлах

В данном примере предметом оценки является эффективность проведения ГМ по замене газовых горелок на котлах ВВД-1,8 водогрейной котельной. В расчетах использованы исходные данные, предоставленные ООО «Газпром добыча Надым».

Изначально в водогрейной котельной котлы были оборудованы горелками типа ГЩУ. Объем потребляемого топливного газа котлами ВВД-1,8 водогрейной котельной ВЖК составлял 3003 тыс. м3/год.

Для повышения эффективности было принято решение провести замену горелок на более продуктивный тип БИГ (блочные инжекционные). После этого объем потребляемого газа снизился до 2102,1 тыс. м3/год.

Расчет экономической эффективности ГМ для ДО выполнен с использованием следующих исходных данных, приведенных в таблице А.1.


 

Та б л и ц а A.1 – Исходные данные для расчета


 

Показатель

Единица измерения

Величина

Стоимость оборудования

руб.

759 000

Увеличение ежегодных затрат на ТО и ремонт1

руб.

420 000

Срок полезного использования2

лет

6

Налог на имущество3

%

2,2

Налог на прибыль

%

20

1Разница между ежегодными затратами по горелкам нового и старого типов.

2Определен согласно положениям главы 25 НК Российской Федерации и Постановлению Правительства Российской Федерации от 1 января 2002 г. № 1 «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» – 4-я группа.

3В примере используется максимальная ставка налога на имущество в соответствии со статьей 380 части 2 НК Российской Федерации.

В соответствии с пунктом 7.2 для определения цены сэкономленного газа используется дополнительный прейскурант № 04-03-28-2009 «Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций ОАО «Газпром». Для ООО «Газпром добыча Надым» оптовая цена составляет 679,90 руб./1000 м3.

Норма дисконта в расчетах эффективности ГМ принимается с учетом степени риска, в данном примере ГМ заключается в модернизации действующей технологии, норма дисконта принимается равной 8 % (см. таблицу 6.1).

Расчетный период для оценки эффективности ГМ определен согласно сроку полезного пользования оборудования (см. пункт 6.2.1).

При расчете экономической эффективности принято, что затраты на проведение ГМ осуществляются за счет собственных средств ОАО «Газпром» без привлечения кредита.

Годовая экономия за счет проведения ГМ рассчитана по формуле (7.1) Э = (3003000 – 2102100)·679,9 = 612,52 (тыс. руб.).

Расчет отчислений по амортизации ОПФ, созданных в рамках ГМ, произведен по формуле (7.13)

А = 759000·0,1667 = 126,53 (тыс. руб.).


 

Расчет налога на имущество для первого года расчетного периода произведен с использованием формулы (7.14)

image

Для расчета налога на прибыль для первого года расчетного периода использованы формулы (7.11), (7.12):

С = (612521 – (420000 +15306,5 + 126525,3))·0,2 = 10,14 (тыс. руб.).


 

Расчет дополнительной чистой прибыли, обусловленной реализацией сэкономленного газа, произведен в соответствии с формулой (7.2). В настоящее время в соответствии с Временными методическими указаниями [3] применяется показатель удельной чистой прибыли, равный 518 руб./1000 м3:

П = (3003000 – 2102100)·0,518 = 466,67 тыс. руб.

Коэффициенты дисконтирования рассчитывались для каждого года по формуле (6.1)

(с округлением до второго знака после запятой):

1 = 1/(1+0,08) =~ 0,93,

2 = 1/(1+0,08)2 =~ 0,86,

3 = 1/(1+0,08)3 =~ 0,79,

4 = 1/(1+0,08)4 =~ 0,74,

5 = 1/(1+0,08)5 =~ 0,68,

6 = 1/(1+0,08)6 =~ 0,63.

Расчет ЧДД проекта произведен по формуле (6.3):


 

ЧДД =~ (-759,0·1,00) + (633,7·0,93) + (636,0·0,86) + (638,2·0,79) +

+ (640,4·0,74) + (642,8·0,68) + (644,9·0,63) =~ 2199 (тыс. руб.).


 

Внутренняя норма доходности определяется с использованием формулы (6.2) или программного обеспечения Microsoft Excel финансовой функцией ВСД.

Расчет значений показателей эффективности рассматриваемого проекта приведен в таблице А.2. В результате расчета получены следующие показатели:

  • чистый дисконтированный доход за весь проект – 2199 тыс. руб.;

  • внутренняя норма доходности – 81 %;

  • срок окупаемости с учетом дисконтирования – 2 года.

Результаты расчетов свидетельствуют об экономической эффективности ГМ (ВНД больше нормы дисконта; ЧДД > 0).


 

Р Газпром 094-2011

 

22

 

Та б л и ц а A.2 – Расчет показателей экономической эффективности ГМ


 

Показатель

Способ расчета

Единица измерения

Год

0

1

2

3

4

5

6

Операционная деятельность

1 Экономия за счет уменьшения затрат на покупку газа на СТН

Формула (7.1)

тыс. руб.

0,0

612,5

612,5

612,5

612,5

612,5

612,5

2 Прирост эксплуатационных расходов, всего

Раздел (7.6)

тыс. руб.

0,0

-420,0

-420,0

-420,0

-420,0

-420,0

-420,0

в том числе

                 

техническое обслуживание

 

тыс. руб.

0,0

-420,0

-420,0

-420,0

-420,0

-420,0

-420,0

3 Прирост амортизационных отчислений

Формула (7.13)

тыс. руб.

0,0

126,5

126,5

126,5

126,5

126,5

126,5

4 Прирост налога на имущество

Формула (7.14)

тыс. руб.

0,0

-15,3

-12,5

-9,7

-7,0

-4,2

-1,4

5 Изменение налогооблагаемой прибыли

Строки: 1 + 2 + 4 – 3

тыс. руб.

0,0

50,7

53,5

56,3

59,1

61,8

64,6

6 Изменение налога на прибыль

Стр. 520 %

тыс. руб.

0,0

-10,1

-10,7

-11,3

-11,8

-12,4

-12,9

7 Изменение чистой прибыли

Строки: 5 + 6

тыс. руб.

0,0

40,6

42,8

45,0

47,3

49,5

51,7

8 Дополнительная чистая прибыль от реализации газа, сэкономленного на СТН

Формула (7.2)

тыс. руб.

0,0

466,7

466,7

466,7

466,7

466,7

466,7

9 Сальдо потока от операционной деятельности

Строки: 7 + 8 + 3

тыс. руб.

0,0

633,7

636,0

638,2

640,4

642,6

644,9

Инвестиционная деятельность

10 Притоки

 

тыс. руб.

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

11 Капитальные вложения без НДС

Раздел 7.5

тыс. руб.

-759,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

12 Сальдо потока от инвестиционной деятельности

Строки: 10 + 11

тыс. руб.

-759,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

13 Сальдо суммарного потока

Строки: 9 + 12

тыс. руб.

-759,0

633,7

636,0

638,2

640,4

642,6

644,9

14 Норма дисконта

Раздел 6.8

%

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

15 Коэффициент дисконтирования

Раздел 6.7

 

1,0

0,93

0,86

0,79

0,74

0,68

0,63

16 Дисконтированное сальдо суммарного потока

Строки: 1315

тыс. руб.

-759,0

589,4

546,9

504,2

473,9

437,0

406,3

17 Накопленный дисконтированный поток

Строка 16 накопленным итогом

тыс. руб.

-759,0

-169,6

377,3

881,5

1355,4

1792,4

2198,7

18 ЧДД

Раздел 6.11, итог в строке 17

тыс. руб.

2199

           

19 ВНД

Раздел 6.10

%

81%

           

20 Дисконтированный срок окупаемости

Раздел 6.12

лет

2

           

А. 2 Пример расчета


 

Внедрение технологии врезки под давлением трубопроводов

В данном примере предметом оценки является эффективность проведения ГМ по внедрению технологии врезки под давлением с использованием оборудования фирмы

T.D. Williamson (Бельгия). В расчетах использованы исходные данные, предоставленные ООО «Газпром трансгаз Ухта».

Запорная арматура линейной части МГ (линейные краны, перемычки, свечная обвязка) является основным элементом газотранспортной системы, от которой напрямую зависит функционирование всей системы. Для привода запорной арматуры используется транспортируемый газ, подаваемый на привод и в систему резервирования через стояки отбора газа специальной конструкции, обеспечивающие надежную работу в разных условиях (низкие температуры, гидратообразование и т.п.). Данные стояки отбора газа на крановых узлах отсутствовали с начала эксплуатации МГ «Ухта – Торжок 3» и МГ «Пунга – Ухта – Грязовец». Для выполнения монтажа стояков отбора газа традиционным способом требуется стравливание газа с межкрановых участков МГ.

В этих условиях актуально применение технологии производства работ на газопроводах врезкой под давлением (РД 51-00158623-09-95). Соответствующее оборудование позволяет выполнять работы по врезке стояков отборов газа без остановки газопровода и снижения давления. Данная задача решена в Урдомском ЛПУ МГ при врезке стояков отбора газа Ду 50 мм обвязки крановых узлов на 303, 361, 363, 400, 437, 438 км МГ «Ухта – Торжок 3» и МГ «Пунга – Ух-

та – Грязовец» с применением комплекта оборудования фирмы T.D. Williamson (Бельгия).

Расчет экономической эффективности ГМ выполнен с использованием исходных данных, приведенных в таблице А.3.

Та б л и ц а A.3 – Исходные данные для расчета


 

Показатель

Единица измерения

Величина

Объем сэкономленного газа

м3

45717970,0

Закупочная стоимость комплекта оборудования

руб.

222410716,0

Стоимость обучения технологии врезки под давлением

руб.

1434000,0

Ежегодные затраты на техническое обслуживание комплекта оборудования

руб.

9081988,0

Срок полезного использования

лет

7

Налог на имущество

%

2,2

Налог на прибыль

%

20


 

Объем сэкономленного газа представляет собой объем, который «без проекта» стравливался в атмосферу для выполнения старым способом работ по врезке стояков на указанных крановых узлах. «С проектом» соответствующие потери газа равны нулю.

Норма дисконта в расчетах эффективности ГМ принимается с учетом степени риска. В данном случае ГМ проводится с частичным использованием новых технических и технологических решений, норма дисконта принимается равной 10 % (см. таблицу 6.1).

В качестве расчетного периода ГМ установлен срок службы оборудования 7 лет (см. пункт 6.2.1).

По данным внедряющего предприятия, все указанные выше работы с использованием закупаемого оборудования осуществлялись в рамках одного года. Для оценки эффективности внедрения данной технологии сделано предположение о том, что в последующие периоды срока эксплуатации оборудования (расчетного периода) объемы работ с использованием технологии врезки под давлением и соответствующая им экономия газа будут неизменны. В противном случае может быть предусмотрена реализация оборудования в другое ДО или стороннюю организацию.

Расчет проведен исходя из предположения, что работы по врезке стояков отбора газа необходимо проводить в любом случае (как с проектом, так и без проекта) и стоимость этих работ одинакова в обоих случаях. Поэтому затраты на выполнение этих работ в приростном денежном потоке не отображаются.

В соответствии с пунктом 7.1 для определения цены сэкономленного газа использован дополнительный прейскурант № 04-03-28-2009 «Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций ОАО «Газпром». Для ООО «Газпром трансгаз Ухта» цена газа СТН составляет 1348,20 руб./1000 м3.

При расчете экономической эффективности принято, что затраты на проведение ГМ осуществляются за счет собственных средств ОАО «Газпром» без привлечения кредита.

Годовая экономия за счет проведения ГМ рассчитана по формуле (7.1) Э = 1,3482·(45717970 – 0) = 61636,97 (тыс. руб.).

Расчет отчислений по амортизации ОПФ, созданных в рамках ГМ, произведен по формуле (7.13)

А = 222410716·14,29 % = 31782,49 (тыс. руб.).


 

Расчет налога на имущество для первого года расчетного периода производится с использованием формулы (7.14)

image

В соответствии со статьей 381 Налогового кодекса Российской Федерации организации освобождаются от налога на имущества в отношении магистральных трубопроводов, а также

сооружений, являющихся их неотъемлемой технологической частью. Перечень имущества, относящегося к указанным объектам, утверждается Правительством Российской Федерации. В случае если приобретаемое оборудование входит в утвержденный перечень, расчет налога на имущество не производится.

Для расчета налога на прибыль для первого года расчетного периода использованы формулы (7.11), (7.12)

С = (61636,97 – (10515,99 + 31782,49 + 4543,43))·0,2 = 2959,01 тыс. руб.


 

Расчет дополнительной чистой прибыли, обусловленной реализацией сэкономленного газа, произведен в соответствии с формулой (7.2). В настоящее время в соответствии с Временными методическими указаниями [3] применяется показатель удельной чистой прибыли, равный 518 руб./1000 м3

П = (45717970 – 0)·0,518 = 23681,91 тыс. руб.


 

Расчет коэффициентов дисконтирования производился аналогично примеру 1. Расчет ЧДД проекта (экономического эффекта от ГМ) производился по формуле (6.3)

ЧДД = (-222410,72·1,00) + (67300,45·0,91) + (69007,02·0,83) + (69566,39·0,75) +

+ (70125,76·0,68) + (70685,13·0,62) + (71244,51·0,56) + (71803,29·0,51) = 116917 тыс. руб.


 

Внутренняя норма доходности определяется с использованием формулы (6.2) или с использованием финансовой функции ВСД (Microsoft Excel).

Расчет значений показателей коммерческой эффективности рассматриваемого проекта приведен в таблице А.4. В результате расчета получены следующие показатели:

  • чистый дисконтированный доход за весь проект – 116917 тыс. руб.;

  • внутренняя норма доходности – 24,44 %;

  • срок окупаемости с учетом дисконтирования – 5 лет.

Результаты расчетов свидетельствуют об экономической эффективности ГМ (ВНД больше нормы дисконта; ЧДД > 0).


 

Р Газпром 094-2011

 

26

 

Та б л и ц а А.4 – Расчет показателей экономической эффективности ГМ


 

Показатель

Способ расчета

Единица измерения

Год

0

1

2

3

4

5

6

7

Операционная деятельность

1 Экономия за счет уменьшения затрат на газ СТН

Формула (7.1)

тыс. руб.

0,00

61636,97

61636,97

61636,97

61636,97

61636,97

61636,97

61636,97

2 Прирост эксплуатационных расходов, всего

Раздел 7.6

тыс. руб.

0,00

-10515,99

-9081,99

-9081,99

-9081,99

-9081,99

-9081,99

-9081,99

в том числе

                   

техническое обслуживание

 

тыс. руб.

0,00

-9081,99

-9081,99

-9081,99

-9081,99

-9081,99

-9081,99

-9081,99

обучение персонала

 

тыс. руб.

0,00

-1434,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

3 Прирост амортизационных отчислений

Формула (7.13)

тыс. руб.

0,00

31782,49

31782,49

31782,49

31782,49

31782,49

31782,49

31782,49

4 Изменение налога на имущество

Формула (7.14)

тыс. руб.

0,00

-4543,43

-3844,21

-3145,00

-2445,78

-1746,57

-1047,35

-348,87

5 Изменение налогооблагаемой прибыли

Строки:

1 + 2 + 4 – 3

тыс. руб.

0,00

14795,06

16928,27

17627,49

18326,70

19025,92

19725,13

20423,61

6 Изменение налога на прибыль

Строки: 520 %

тыс. руб.

0,00

-2959,01

-3385,65

-3525,50

-3665,34

-3805,18

-3945,03

-4084,72

7 Изменение чистой прибыли

Строки: 5 + 6

тыс. руб.

0,00

11836,05

13542,62

14101,99

14661,36

15220,73

15780,11

16338,89

8 Дополнительная чистая прибыль

Формула (7.2)

тыс. руб.

0,00

23681,91

23681,91

23681,91

23681,91

23681,91

23681,91

23681,91

9 Сальдо потока от операционной деятельности

Строки: 7 + 8 + 3

тыс. руб.

0,00

67300,45

69007,02

69566,39

70125,76

70685,13

71244,51

71803,29

Инвестиционная деятельность

10 Притоки

 

тыс. руб.

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

11 Стоимость оборудования без НДС

Раздел 7.5

тыс. руб.

-222410,72

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

12 Сальдо потока от инвестиционной деятельности

Строки: 10 + 11

тыс. руб.

-222410,72

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

13 Сальдо суммарного потока

Строки: 9 + 12

тыс. руб.

-222410,72

67300,45

69007,02

69566,39

70125,76

70685,13

71244,51

71803,29

14 Норма дисконта

Раздел 6.8

%

10

10

10

10

10

10

10

10


 

Р Газпром 094-2011

 

27

 

Окончание табли цы А.4


 

Показатель

Способ расчета

Единица измерения

Год

0

1

2

3

4

5

6

7

15 Коэффициент дисконтирования

Раздел 6.7

 

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

16 Дисконтированное сальдо суммарного потока

Строки: 1315

тыс. руб.

-222410,72

61182,22

57030,59

52266,26

47896,84

43889,91

40215,67

36846,44

17 Накопленный дисконтированный поток

Строка 16 накопленным итогом


 

тыс. руб.


 

-222410,72


 

-161228,49


 

-104197,90


 

-51931,64


 

-4034,80


 

39855,11


 

80070,78


 

116917,22


 

18 ЧДД

Раздел 6.11, итог в строке 17


 

тыс. руб.


 

116917

             

19 ВНД

Раздел 6.10

%

24,44%

             

20 Дисконтированный срок окупаемости

Раздел 6.12

лет

5

             

Библиография

[1] Методика оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений (утверждена ОАО «Газпром» 09 сентября 2009 г.)

[2] Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (утверждены Министерством экономики Российской Федерации, Министерством финансов Российской Федерации, Государственным комитетом Российской Федерации по строительной, архитектурной и жилищной политике 21 июня 1999 г. № ВК477)

[3] Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО «Газпром» (утверждены ОАО «Газпром» 22 июля 2006 г.)


 

[4] Дополнительный прейскурант

№ 04-03-28-2008/5

Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций ОАО «Газпром»

[5] Приказ Федеральной службы по тарифам от 18 декабря 2009 г. № 440-э/2 «Об оптовых ценах на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям Российской Федерации»

[6] Инструктивно-методические указания по взиманию платы за загрязнение окружающей среды (утверждены Министерством охраны окружающей среды и природных ресурсов Российской Федерации 26 января 1993 г.)

[7] Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору Российской Федерации от 05 апреля 2007 г. № 204 «Об утверждении формы расчета платы за негативное воздействие на окружающую среду и порядка заполнения и представления формы расчета платы за негативное воздействие на окружающую среду»

[8] Федеральный закон от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»


 

[9] Постановление Правительства Российской Федерации от 12 июня 2003 г. № 344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления»


 

[10] Постановление Правительства Российской Федерации от 01 июля 2005 г. № 410 «О внесении изменений в Приложение № 1 к Постановлению Правительства Российской Федерации № 344»

[11] Руководящий документ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору Российской Федерации

РД 19-02-2007

Методические рекомендации по администрированию платы за негативное воздействие на окружающую среду в части выбросов в атмосферный воздух


 

[12] Федеральный закон от 02 декабря 2009 г. № 308-ФЗ «О федеральном бюджете на 2010 год и на плановый период 2011 и 2012 годов»

[13] Постановление Правительства Российской Федерации от 28 октября 2009 г. № 843 «О мерах по реализации статьи 6 Киотского протокола к Рамочной конвенции ООН об изменении климата»

[14] Приказ Министерства экономического развития Российской Федерации от 23 ноября 2009 г. № 485 «Об утверждении правил конкурсного отбора заявок, подаваемых в целях утверждения проектов, осуществляемых в соответствии со статьей 6 Киотского протокола к Рамочной конвенции ООН об изменении климата»

[15] Распоряжение Правительства Российской Федерации от 27 июня 2009 г. № 884-р «Об определении организации, уполномоченной участвовать в «торговле выбросами» парниковых газов для реализации положений Киотского протокола Рамочной конвенции ООН об изменении климата»

[16] Совместное осуществление. Руководство для российских компаний. – М.: DENA/ НОПППУ, 2008

[17] Федеральный закон от 20 июля 2004 г. № 70-ФЗ «О внесении изменений в главу 24 части второй Налогового кодекса Российской Федерации, Федеральный закон «Об обязательном пенсионном страховании в Российской Федерации»


 

image


 

ОКС 75.060


 

Ключевые слова: методика расчета, экономическая эффективность, мероприятие по снижению потерь газа, газосбережение


 

image


 

Корректура Ю.С. Пашковой

Компьютерная верстка Ю.Е. Шипилова


 

image

Подписано в печать 00.00.2011 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 000 экз. Уч.-изд. л. 0,0. Заказ 00000.


 

image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.


 

Отпечатано в ООО « »