ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ УЧЕТА В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ УЧЕТА В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
1.1 Роль нефтяных компаний в развитии экономики страны
Стратегические задачи развития нефтегазового комплекса страны
напрямую связаны с настоятельной потребностью роста внешнеэкономического
потенциала Казахстана в целом.
Рассмотрим общие закономерности, доминирующие тенденции и
долгосрочные перспективы реализации внешнеэкономической стратегии развития
нефтегазового комплекса РК, характера и направленности его
внешнеэкономических отношений на фоне все более усиливающейся глобализации
мирохозяйственных связей. Под внешнеэкономической стратегией нефтегазового
комплекса понимается комплекс наиболее значимых, долговременных
народнохозяйственных программ и намерений компаний с целью дальнейшего
повышения их конкурентоспособности и эффективного функционирования в
корпоративной структуре мирового топливно-энергетического комплекса.
Для этого необходимо:
- определить и классифицировать ведущие факторы формирования и установить
основные этапы развития нефтегазового комплекса РК;
- выявить доминирующие тенденции его развития;
- критически оценить характер и эффективность производственной деятельности
нефтегазовых компаний за последнее десятилетие на внутреннем рынке страны;
- вскрыть наиболее значимые проблемы и оценить долгосрочные перспективы
стратегического развития нефтегазового комплекса в начале XXI века;
- выявить особенности динамики и структуры развития внешнеэкономических
связей предприятий нефтегазового комплекса РК;
- оценить масштабы и основные направления инвестиционного сотрудничества
нефтегазовых компаний РК с другими мировыми компаниями; определить наиболее
важные формы и направления повышения экономической эффективности
инвестиционного сотрудничества в этой области;
- дать оценку эффективности основных направлений сотрудничества
нефтегазовых компаний РК и стран СНГ в начале XXI века;
- выявить роль транспортной составляющей в реализации долгосрочных
стратегий нефтегазовых компаний РК;
- дать прогнозную оценку средне- и долгосрочным перспективам развития
внешнеэкономического сотрудничества России и РК в нефтегазовом комплексе.
Нефтегазовый комплекс, являясь системообразующей сферой экономики
любого государства, логически тесно связан с рядом других ключевых
отраслей. Поэтому, говоря о нефтегазовом комплексе РК и современных сдвигах
в его развитии, подразумевается его влияние на общий характер развития
экономической интеграции на пространстве СНГ. Развитие экономики Казахстана
в начале XXI века характеризуется устойчивой положительной динамикой.
Проведенный анализ макроэкономических показателей показал, что в начале
нынешнего столетия сформировались предпосылки устойчивого развития
экономики РК и активного развития ее внешнеэкономических связей. Тем не
менее, на наш взгляд, до сих пор тормозом развития экономики РК является
ряд социальных проблем, преодоление которых представляется задачей более
долгосрочного характера. Как правило, Правительство при разработке бюджетов
предыдущих лет "перестраховывалось" и намерено уменьшало прогнозируемый
объем ВВП, а, следовательно, доходную и расходную части бюджета. В основу
бюджета легли явно более оптимистические оценки конъюнктуры. Примечательно,
что при росте республиканского бюджета доходы местных бюджетов
увеличиваются незначительно.
Замедление темпов промышленного производства в определенной степени
произошло из-за снижения объемов нефтедобычи в крупнейшем предприятии
Казахстана - ТОО СП "Тенгизшевройл" ("ТЛЮ"), что явно показывает
существенную роль нефтегазового комплекса в народном хозяйстве РК.
Опережающий рост промышленного производства является определяющим фактором
в положительной динамике экономического развития Казахстана. Являясь
основным налогоплательщиком государственного бюджета, этот сектор реализует
важные социальные функции, обеспечивая занятость около 25% трудоспособного
населения. Это вполне соответствует мировым тенденциям. Во многих странах
мира промышленность выступает в роли индустриального ядра, стимулируя
развитие сопряженных с ним секторов экономики, науки и инновационной сферы.
Немаловажную роль в развитии Казахстана играет теневая экономика, которая
порождает целый ряд негативных последствий для экономики государства. К
главным из них относится растущий налоговый пресс на легальный сектор
экономики. Это влечет за собой снижение конкурентоспособности легальной
экономики, что, в свою очередь, подталкивает и другие экономические
структуры к уходу в тень. Усиливается сфера деятельности коррупции, ведущая
к росту ее масштабов. Неконтролируемые ресурсы позволяют влиять на
государственную политику, СМИ и избирательные кампании различного уровня.
Происходит перераспределение национального дохода в пользу отдельных,
высокообеспеченных групп населения, что, в свою очередь, ведет к сильному
имущественному расслоению в обществе, которое может породить в нем
конфронтацию. Наличие теневого сектора негативно сказывается на
макроэкономике страны и приводит к тому, что достичь и поддерживать
макроэкономическую стабильность становится все труднее и труднее.
Ослабевает валютная политика, так как утрачивается связь теневого бизнеса с
банковской системой и рынком ценных бумаг.
Основная добыча нефти и газа в республике находится в центре
Евразийского континента, вдали от транспортных магистралей. Отсутствие
достаточных мощностей для экспорта отечественных полезных ископаемых
замедляет выбор казахстанских проектов потенциальными инвесторами. В свою
очередь, развитие экспортных маршрутов во многом зависит от результатов
разработки месторождений на Каспии Казахстанской части. Для Казахстана в
силу его географического положения транспортный фактор приобретает
исключительное значение в решении ключевых проблем повышения
конкурентоспособности нефтегазовой отрасли, эффективность
функционирования которой требует наличия сети трубопроводов,
обеспечивающих поставки углеводородного сырья и угля на внутренние и
внешние рынки.
Извлекаемое высококачественное углеводородное сырье в подавляющей
своей части вывозится за пределы Казахстана. В современных условиях
прослеживаются следующие тенденции: ускоренное наращивание
производственного потенциала в отраслях, добывающих топливное сырье,
поставка его на заводы, размещенные за пределами республики, извлечение из
него минимальной части потенциально содержащейся продукции, высокий
удельный вес в используемой продукции.
Существует мнение, что парадоксом экономик развивающихся стран также
является наличие природных ресурсов и несоответствие цен на конечный
продукт из данных ресурсов в данных странах по сравнению со странами, где
нет собственных полезных ископаемых. Причина в том, что большинству стран с
большим сырьевым потенциалом присущ риск голландской болезни. По словам
Сагинбековой К.: В экономике Казахстана выявлены следующие симптомы
голландской болезни, как повышение цен на нефть, рост прямых иностранных
инвестиций в нефтегазовый сектор, укрепление реального обменного курса
тенге, сокращение производственного сектора по сравнению с первоначальным
уровнем и изменение его структуры в результате укрепления реального курса
тенге, а также высокий уровень коррупции [4, 5].
Действительно на сегодняшний день каждый пятый доллар в
республиканский бюджет идет преимущественно от нефтяного сектора [6].
“Богатый нефтью Казахстан является экономическим лидером в Центральной Азии
с ежегодным доходом от экспорта нефти, превышающим $24 млрд.”, - пишет
издание EmiratesBusiness [7]. Увеличение экспорта страны объясняется в
основном за счет ценового фактора. Для этого необходимо принять во
внимание, что процесс ценообразования на сырье полностью зависим от мировых
рынков.
Так как по объему доказанных запасов Казахстан занимает 10-е место
[8] и в мире с каждым годом растет необходимость в энергоисточниках, а эти
источники лимитированы, то большинство ПИИ приходится именно на сырьевой
сектор. Здесь следует отметить, что Казахстан использует собственную
систему оценки полезных ископаемых в отличие от мировой практики.
Нефтегазоносные районы республики, на которых расположено 172
нефтяных и 42 конденсатных месторождения, из которых более 80
разрабатываются, занимают площадь около 62% территории Казахстана.
Месторождения находятся на территории шести из четырнадцати областей
Казахстана. Это Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская,
Карагандинская, Кызылординская и Мангистауская области. При этом примерно
70 % запасов углеводородов сконцентрировано на западе Казахстана.
В настоящее время развитие нефтегазовой отрасли Казахстана, при
потенциальном наличии товарных ресурсов и благоприятной ситуации на внешнем
углеводородном рынке потребителей, сдерживается недостаточностью
транспортных возможностей для экспорта нефти, осложняющейся условиями
освоения углеводородных ресурсов КСКМ, несовершенством налогового
законодательства и сложной противоречивой макроэкономической ситуацией в
стране. А для некоторых нефтяных компаний еще и истощением запасов
доставшихся им в наследство старых промыслов, большим физическим и
моральным старением оборудования. В этих условиях обеспечение устойчивого
развития нефтяной отрасли и нефтяных компаний превращается из желаемого в
обязательное требование не только для предприятий – непосредственных
участников этого процесса, но для казахстанской экономики в целом.
Во всех программных основополагающих документах страны, четко
подчеркивается необходимость быстрого развития нефтегазового комплекса на
основе наращивания темпов производства и экспорта нефтегазовых ресурсов в
целях получения доходов от экспорта, которые будут способствовать не
только экономическому росту, но и политической стабильности страны, а также
обеспечению национальной безопасности [9].
Наименее рискованный и оттого наиболее привлекательный вид нефтяной
деятельности – это разработка разведанных месторождений. Однако, доступ
инвесторов к разведанным запасам почти во всех странах Каспийского региона
и Средней Азии значительно ограничен. За 20 лет независимости страны
региона передали сколько-нибудь привлекательные открытые месторождения
иностранным инвесторам. Сегодня национальные правительства проводят в этой
области различную политику. Туркменистан вообще прекратил продажу
инвесторам разведанных месторождений. Узбекистан продает их вместе с
малоизученными территориями, исследование которых требует больших затрат.
Азербайджан продает залежи вместе со старой промысловой и социальной
инфраструктурой и даже персоналом, оценивая их высоко и заставляя платить
за них довольно дорого. Казахстан сохранил наиболее либеральную позицию.
Во-первых, правительство Казахстана продолжает продавать разведанные
месторождения. Во-вторых, в стране существует наиболее развитый рынок
вторичных углеводородных активов; а, поскольку планы инвесторов меняются,
власти, хотя и требуют теперь удовлетворения первоочередного права на
покупку, при согласии платить по рыночной цене, никакими другими
требованиями не сдерживают перепродажу долей и залежей. В-третьих,
казахстанское государственное и нефтяное руководство организует новый для
Каспийского региона способ привлечения иностранных инвестиций. На данный
момент разрабатывается народное IPO национальных компаний среди резидентов
РК [10].
Нефтегазовый сектор Казахстана предоставляет привлекательные
инвестиционные возможности для ведущих западных, азиатских и российских
нефтегазовых компаний. В Республике Казахстан более 70 % объема добычи
нефти обеспечивают иностранные инвесторы из США, Китая, России, стран
Европейского союза (ЕС), представлены такие крупные национальные и
транснациональные компании, как ExxonMobil, Сhevron, Agip, BG, BPStatoil,
Shell, Total, INPEKS, Philips, ЛУКойл, Оман Ойл, Eni и другие [11].
Большую часть добываемых объемов нефти и газа Казахстан отправляет на
экспорт. Увеличение объемов добычи углеводородов требует дальнейшего
развития нефтетранспортной инфраструктуры. Основными действующими
экспортными маршрутами казахстанской нефти являются трубопровод Атырау –
Самара, трубопровод Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК),
трубопровод Атасу – Алашанькоу, порт Актау.
В Казахстане три нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) - Атырауский
нефтеперерабатывающий завод (АНПЗ), Павлодарский нефтехимический завод
(далее – ПНХЗ) и ПетроКазахстанОйлПродактс (ПКОП) или по-другому
Шымкентский нефтеперерабатывающий завод (ШНОС).
С исторической точки зрения, первая нефтяная скважина была пробурена
полтора века назад в штате Пенсильвания, США. И всего, через 40 лет спустя
первый фонтан нефти был получен в Западном Казахстане, раньше чем в Иране,
Кувейте, Мексике, Норвегии или Саудовской Аравии [12]. В итоге история
казахстанской нефти насчитывает 110-летнюю историю.
Далее переходный период ознаменовался тяжелым временем для всей
страны. Для разрешения ситуации была проведена приватизация месторождений,
заводов, фабрик и приняты либеральные меры по привлечению инвесторов. В
итоге, к примеру, с 20 млн. тонн добычи нефти в 1991 году Казахстан сегодня
добывает 80 млн. тонн нефти за счет привлечению иностранных инвесторов, их
капитала и технологии. К тому же нефтяные регионы характеризуются наиболее
высокой заработной платой в стране, нередки случаи социальной
ответственности бизнеса в промышленных регионах. В результате, развитие
промышленного сектора как добыча повлиял на социальное развитие. Добившись
нормального функционирования и финансирования топливной промышленности,
государство на сегодняшний день ужесточает государственное регулирование
промышленности при помощи системы налогов и экологических требований.
В завершении, устойчивым своеобразием состояния казахстанского рынка
нефти являются качество или физические свойства полезных ископаемых,
отдаленность территории Казахстана от мировых океанов, морей, наличие
большого количества полезных ископаемых. Национально-историческая специфика
этих отраслей лежит в политике по отношению к иностранным инвесторам,
сверхзависимость экономики от добывающей промышленности, состояние
транспортных маршрутов и другое. Все эти факторы в совокупности
представляют особенности казахстанской экономики, в частности национальной
промышленности.
1.2 Технико-экономическое обоснование (ТЭО) – организаций АО
КазТрансГаз Аймак
В период с 1990 по 2000 годы в результате неоднократных
реорганизаций и изменений структур газотранспортных организаций,
газораспределительные сети оказалась раздробленными между многочисленными
хозяйствующими субъектами с различными формами собственности не имеющих
достаточных организационных, финансовых и технических возможностей для
поддержания и развития газовой отрасли Казахстана. Данные
обстоятельства привели к банкротству предыдущих организаций -
владельцев газораспределительных сетей и к прекращению подачи газа
в некоторых регионах республики[13].
В 2000 году с целью возобновления газоснабжения в регионах
республики постановлением Правительства Республики Казахстан создана
национальная компания АО КазТрансГаз. В 2001 году было образовано
АО КазТрансГаз Дистрибьюшн который далее был переименован на АО
КазТрансГаз Аймак.
Цель создания компании является обеспечение бесперебойного и
безаварийного газоснабжения страны, а также реанимирование
газораспределительных сетей регионов Республики Казахстан.
С 2003 года газоснабжение Актюбинской, Жамбылской, Мангистауской и
Южно-Казахстанской областей обеспечивается группой компаний, принадлежащих
АО КазТрансГаз. АО КазТрансГаз Аймак, являясь структурным
подразделением АО КазТрансГаз, поставляет и транспортирует по
распределительным сетям природный газ потребителям. Основной задачей
технического персонала АО КазТрансГаз Аймак является бесперебойное и
безаварийное газоснабжение потребителей природным газом, безопасная
эксплуатация газопроводов высокого, среднего и низкого давления и
сооружений на них, ликвидация аварийных ситуаций на газифицированных
объектах.
Организационно КТГА состоит из головного офиса Компании и
следующих производственных филиалов[14]:
1. Актюбинский производственный филиал (АКПФ),
2. Южно-Казахстанский производственный филиал (ЮКПФ),
3. Жамбылский производственный филиал ,(ЖМПФ)
4. Кызылординский производственный филиал (КЗПФ)
5. Западно-Казахстанский производственный филиал (ЗКПФ),
6. Мангистауский производственный филиал (МГПФ),
7. Костанайский производственный филиал (КСПФ),
8. Атырауский производственный филиал (АТПФ).
Рисунок 1. Основная деятельность АО КазТрансГаз Аймақ
Примечание: составлено на основе источника [14]
Выполненные мероприятия АО КазТрансГаз Аймак, с момента
вхождения в рынок.
Вследствие значительного срока эксплуатации (более 25 -35 лет) и
недостаточного финансирования капитальных и текущих ремонтов газопроводов,
в течение последних пятнадцати лет техническое состояние последних
характеризуется, как крайне неудовлетворительное. Наряду с физическим
износом, следует отметить и моральный износ эксплуатируемого оборудования.
С приходом на рынок для возобновления газоснабжения в регионах
компанией АО КазТрансГаз Аймак инвестированы значительные финансовые
средства и приняты ряд организационных мероприятии:
• Погашение долга Жамбылской и Южно-Казахстанской областей перед
поставщиком газа в сумме - $2 300 000.
• Достигнуто пятилетнее соглашение о сотрудничестве с
Узтрансгазом.
• Обеспечена поставка газа всем потребителям городов Шымкент, Тараз,
Актюбинск и большинства районов соответствующих областей.
• Восстановлено газоснабжение для всех категорий потребителей
• Развернута сбытовая сеть в виде 27 газовых участков в основных
пунктах потребления.
• Установлено 5702 подъездных счетчиков в г. Шымкенте, 110 замерных
узлов на ШРП г. Тараза и 219 замерных узлов в Южно – Казахстанской
области
• Проведено изучение состояния газораспределительных сетей и
осуществлена техническая сегментация потребителей.
• Организованы региональные биллинговые центры по учету платежей и
распечатке счетов.
За 2003 – 2004 гг. группой компаний АО КазТрансГаз направлено
порядка 360 млн. тенге на текущий и капитальный ремонт
распределительных газопроводов и сооружений на них по трем регионам .
В 2004 году произведена реконструкция распределительных сетей
протяженностью 6,4 км. в Актюбинской области, замена 8 катодных
станции в г. Тараз. В 2005 году планируется заменить 7,8 км.
газопровода и 24 катодных станции по регионам. Для улучшения учета
транспортируемого газа и уменьшения потерь АО КазТрансГаз
разработана и внедряется программа 219 замерных узлов. АО
КазТрансГаз Аймак участвовал в данной программе по монтажу отводов
от газопроводов высокого, среднего и низкого давления для последующего
монтажа счетчиков газа и измерительных комплексов в городе Шымкент и его
пригородах.
Для осуществления поверки бытовых приборов учета закуплен и
произведен монтаж оборудования трех стационарных лабораторий для
поверки бытовых газовых счетчиков в городах Шымкент, Тараз, Актобе,
стоимостью 41 296 545 тенге.
С целью улучшения учета транспортируемого газа, АО
КазТрансГаз закупил для установки в г. Шымкент и г. Тараз
промышленные счетчики газа – G-100 в количестве 90 штук на сумму 129
411 000 тенге, промышленные счетчики газа – G-250 в количестве 70 штук на
сумму 132 468 000 тенге.
Для диагностики технического состояния подземных газопроводов
для гг. Шымкент, Тараз, Актобе в 2005 году приобретены 3 комплекта
передвижных лабораторий на базе автомобиля повышенной проходимости,
стоимостью 208 230 000 тенге.
Финансовая часть проекта.
1. Проект носит ярко выраженный социальный характер
2. Эффекты проекта: обеспечение надежности и безопасности газоснабжения
потребителей ЮКО, снижение рисков неплатежей
3. Данные предварительного моделирования требуют уточнения в процессе
разработки и утверждения ТЭО
4. Возвратность инвестиций напрямую зависит от утверждения АРЕМ РК
предполагаемого предельного уровня тарифа УГХ, включающего прогнозные
данные о инвестиционной составляющей
5. Транспарентность и обоснованность издержек по проекту обеспечивается
постоянным мониторингом как со стороны ЕБРР, так и со стороны АРЕМ РК.
6. Проект предполагает 4 независимые фазы инвестирования общей
продолжительностью 15 лет:
1 этап: 1 – 4 годы проекта
2 этап : 5 – 8 годы проекта;
3 этап: 9 – 12 годы проекта;
4 этап: 13 – 15 годы проекта.
Таблица 1
План реализации проекта
вид работ ед. 1 этап2 этап 3 этап 4 этап ИТОГО
изм
Строительстгпсд dкм 161,00100,000 100,000 100,000 461,000
во 225 0
газопроводо(замен
в (км) а
гпнд)
гпсд dкм 328,00488,000 488,000 343,000 1 647,000
110 0
(замен
а
гпнд)
гпсд dкм - 144,000 144,000 106,000 394,000
225
(замен
а
ветхих
)
новые км - 100,000 100,000 114,000 314,000
гп
Монтаж ГРПБ (шт) шт 20 32 32 21 105
Монтаж ШГРП со шт 24 91029 252 29 252 21 959 105 373
смарт -
счетчиками (шт)
Примечание: составлено на основе источника [14]
Освоение капитальных вложений осуществляется в рамках каждого этапа
исходя из соотношения 30% – 40% – 60%, при этом первый год этапа – этап
разработки необходимой документации, уточнения сумм и источников
финансирования и закупки необходимых материалов и оборудования.
План реализации проекта будет уточнен и откорректирован по
результатам разработки технико – экономического обоснования инвестиций и по
мере разработки проектно – сметной документации первого этапа.
Таблица 2
Планируемый объем инвестиций
тыс. тенге, USD
1 этап 2 этап 3 этап 4 этап ВСЕГО
ТЭО, ПСД, 433 819 - - - 433 819
экспертизы
$3 415 $0 $0 $0 $3 415
894 894
Услуги 127 000 - - - 127 000
международного
консультанта
Продолжение таблицы 2
Приобретение ОС 2 759 4623 903 932 4 756 357 2 169 314 13 589
065
$21 728 $30 739 $37 451 628 $17 081 $107 000
048 620 215 510
Строительство и 3 245 0825 568 694 5 568 694 4 647 685 19 030
монтаж 156
$25 551 $43 847 $43 847 988 $36 595 $149 843
830 988 943 748
ИТОГО 6 438 3639 472 626 10 325 051 6 816 999 33 053
039
$51 695 $74 587 $81 299 615 $53 677 $261 260
773 607 157 152
Примечание: составлено на основе источника [14]
Учитывая, что АО КазТрансГаз Аймак не обладает свободными
финансовыми средствами, проект предполагается финансировать за счет заемных
средств. В первую очередь, это счет средств займа Европейского банка
реконструкции и развития (ЕБРР). Для запуска проекта (разработки технико –
экономического обоснования проекта в целом и проектно – сметной
документации первого этапа – ТЭО и ПСД) потребуется привлечение финансовой
помощи – АО КазТрансГаз.
Предоставление кредита ЕБРР сопровождается обязательными экспертизами,
консультационными услугами. Также во внимание принято то обстоятельство,
что подписание Соглашения о займе влечет немедленное начисление процентов
за резервирование кредитных средств и, что к этому моменту еще не будет
введен в действие расчетный тариф на транспортировку газа. Таким образом,
на первом этапе реализации проекта потребуется помимо привлечения кредита
ЕБРР средства на оплату расходов по заключению кредитного Соглашения и
его сопровождению в первый год.
Для упрощения расчетов по проекту в целом принято, что финансирование
последующих этапов инвестирования также будет осуществляться за счет займов
ЕБРР, представляемых на аналогичных условиях.
Ссуда ЕБРР состоит из двух кредитов: собственно кредит ЕБРР и
синдицированный кредит, организуемый ЕБРР – займ А и займ Б:
Таблица 3
Показатели ссуда ЕБРР (займы)
Условия Кредит А Кредит В
Срок кредита этапа 11 лет 11 лет
Льготный период 3 года 3 года
Процентная ставка полугодовой LIBOR USD + маржа
Маржа по кредиту 2,25% 2,25%
Комиссия за обязательство 0,50% 0,50%
Продолжение таблицы 3
Штраф за досрочное погашение
до 3-х лет 3%
от 3 до 6 лет 2%
свыше 6 лет 1%
Комиссия за ведение займа 10 000 USD ежегодно
Примечание: составлено на основе источника [14]
Таблица 4
Структура использования финансовой помощи АО КазТрансГаз, привлекаемой
для реализации первого этапа проекта
НаправленияИТОГО 1 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год
расходовани год
я
финансовой
помощи
1 этап 2 этап 3 этап 4 этап ВСЕГО
ВСЕГО $53 209 366 $74 587 607 $81 299 615 $53 677 157 $262
заемных 773 74
средств 5
ЕБРР $45 830 879 $74 587 607 $81 299 615 $53 677 157 $255
395
258
КазТрансГаз$7 378 487 $0 $0 $0 $7 378
487
в том числе:
тип кредита 1 этап 2 этап 3 этап 4 этап ВСЕГО
Кредит А (собственно 3 233 6236 315 0846 883 3674 544 66620 976
ЕБРР) 741
$25 $49 725 $54 199 $35 784 $165
461 599 071 744 771 171 186
Кредит В 2 586 8983 157 5423 441 6842 272 33311 458
(синдицированный) 457
$20 369 $24 862 $27 099 $17 892 $90 224
279 536 872 386 073
ИТОГО займа ЕБРР 5 820 5229 472 62610 325 6 816 99932 435
051 198
$45 830 $74 587 $81 299 $53 677 $255
879 607 615 157 395 258
Примечание: составлено на основе источника [14]
Транспортировка газа по распределительным газопроводам относится к
деятельности субъектов естественной монополии, поэтому доходы субъекта
формируются на основании утвержденного тарифа на транспортировку газа.
Согласно Правил об особом порядке формирования затрат, применяемых при
утверждении тарифов (цен, ставок сборов) на услуги субъектов естественной
монополии (Приказ № 185 ОД от 30 июля 2011 года Агентства РК по
регулированию естественных монополий и защите конкуренции), регулирование
затрат, включаемых в тариф, осуществляется путем ограничения видов затрат,
включаемых в затратную часть тарифа и ограничения уровня расходов субъектов
естественной монополии. Возврат заемных средств осуществляется за счет
амортизационных отчислений по новым активам и чистой прибыли предприятия.
Амортизационные отчисления рассчитываются по прямолинейному методу
начисления и включаются в тарифную смету.
В расчетах приведен прогнозный тарифный доход на транспортировку
газа на уровне необходимого для погашения займа ЕБРР.
Для расчета необходимого уровня тарифа применялась формула расчета
дохода достаточного для погашения займа и вознаграждений по кредиту, и
осуществления операционной деятельности.
Т = Д V где Т – минимальный уровень тарифа на транспортировку газа,
Д – прогнозный тарифный доход, V – прогнозный объем транспортировки газа
за период (год).
Предельный уровень тарифа рассчитывается согласно Методики расчета
предельного уровня тарифов на услуги субъектов естественной монополий на
основании Приказа АРЕМ № 287–ОД от 30 сентября 2011 года.
ПТДi = Сi+ДУПi
Где: ПТД i – прогнозируемый тарифный доход на каждый год.
Сi – себестоимость регулируемых услуг на каждый год.
ДУПi – допустимый уровень прибыли на каждый год.
Ci = РПi + ПРi + ИЗi
Где: РП - расходы периода ТОО ЮКУГХ
ПР - производственные расходы ТОО ЮКУГХ
ИЗ - инвестиционные затраты (арендная плата АО КазТрансГаз
Аймак )
Инвестиционные затраты включает в себя следующие расходы:
• Амортизация по используемым активам АО КТГА
• Амортизация по новым активам АО КТГА
• Капитальный ремонт, не приводящий к удорожанию основных средств
• Налог на имущество по новым активам
• Налог на землю
• Вознаграждение по кредиту ЕБРР
• Комиссия за оформление кредита ЕБРР
• Корпоративный подоходный налог от арендной платы АО КТГА
Допустимый уровень прибыли на каждый год периода тарифного контроля
рассчитывается по формуле:
ДУПi = СПi + РБЗАi
где:
i – год периода тарифного контроля
СП i - ставка прибыли на регулируемую базу задействованных активов
РБЗА - регулируемая база задействованных активов
Ставка прибыли на регулируемую базу задействованных активов
определяется в соответствии с законодательством РК (Инструкция по расчету
ставки прибыли (чистого дохода) на регулируемую базу задействованных
активов для субъектов естественной монополии (утвержденной Приказом
Председателя АРЕМ РК от 27 января 2011 года за № 17-ОД).
Предельный уровень тарифа рассчитывается как отношение
прогнозного тарифного дохода к прогнозным объемам транспортировки газа за
весь период погашения кредита ЕБРР.
В тоже время, применение расчетов допустимого уровня прибыли на
задействованные активы не представляется возможным в силу того что активы
не принадлежат ТОО ЮКО УГХ.
График 1. Рост и цены на газ для населения страны ЮКО
Примечание: составлено на основе источника [13]
Как видно, реализация только первого этапа проекта,
приведет к повышению транспортного тарифа на 421,4%, что при неизменной
цене приобретения газа приведет к росту цены для конечного сегмента
потребления НАСЕЛЕНИЕ на 146,1% или с текущего уровня в 101,5 USD за 1
тысячу куб.м природного газа до 148,5 USD.
Основным риском для реализации проекта является
недостаточность тарифного финансирования, то есть риск антимонопольного
регулирования, которое не позволит ввести в действие расчетные уровни
транспортного тарифа. Особенно этот риск будет высок при наличии роста
входной цены импортируемого из Узбекистана природного газа.
Значительны риски удорожания проекта в результате разработки детального
технико – экономического обоснования инвестиций: необходимость модернизации
той части газораспределительной системы, непосредственно подключенной к
проектируемым ее сегментам. Кроме этого, на этапе разработки ТЭО также
возможен риск пересмотра оценки стоимости строительно – монтажных работ по
прокладке подземных газопроводов в связи со сложными геологическими иили
инфраструктурными (сети водо-, тепло- энерго снабжения территорий)
условиями.
При утверждении требуемого уровня тарифов также необходимо учитывать
возможность значительного снижения уровня потребления газа конечными
потребителями региона, что соответственно потребует адекватного повышения
цены. И при этом принципиально возможен цикличный процесс, постепенно
приводящий к резкому ухудшению экономической среды реализации проекта.
Можно также говорить о рисках отказа в финансировании со
стороны ЕБРР, учитывая предлагаемые им условия открытия и продолжения
финансирования проекта:
Наличие официального согласия соответствующего государственного органа
(Правительство) на проведение закупок по процедурам ЕБРР;
Наличие комфортного письма АРЕМ РК об одобрении проекта и согласии о
внедрении тарифной методологии по расчету транспортного тарифа,
обеспечивающей возвратность инвестиций;
Соблюдение ограничений по структурной реорганизации АО КазТрансГаз Аймак
Жесткие финансово – экономические требования по параметрам функционирования
Заемщика при наличии жесткого антимонопольного ограничения по реализации
газа и фактической низкой платежной дисциплине значительного количества
потребителей, в первую очередь теплоэнергетических компаний.
Кроме этого, необходимо обратить внимание на значительный уровень
процентной ставки (LIBOR usd + маржа) и комиссий банка при организации и
ведении займа, привлечение множества экспертов и на очень жесткие штрафные
санкции. Это может вызвать негативную реакцию государственных регулирующих
органов, а также неприятие проекта региональными структурами и
потребителями.
Возможные пути снижения рисков.
На переговорах с ЕБРР достигнуты следующие договоренности:
• Подписание кредитного Соглашения возможно только после получения
комфортного письма, удовлетворительного по содержанию в том числе
и для АО КазТрансГаз Аймак. Наиболее оптимальным вариантом
признано, что начало финансирования должно соответствовать получению
от АРЕМ РК согласия на повышение транспортного тарифа на предельную
расчетную величину, как минимум обеспечивающую возвратность
инвестиций первого этапа проекта.
Также отлагательным условием признается получение согласия правительства на
применение Заемщиком тендерных процедур ЕБРР взамен использования текущего
законодательства о государственных закупках.
Уровень маржи будет определяться по итогам привлечения синдицированного
займа.
По факту принятия решения о направлениях и путях реструктуризации АО
КазТрансГаз Аймак для обеспечения соответствия измененным условиям
антимонопольного регулирования Банк и Заемщик определят возможность и
условия финансирования проекта со стороны ЕБРР.
Перспективные проекты – Строительство резервной нитки Узень – Жетыбай,
Вхождение на рынок газа Западно – Казахстанской области - признаются
необходимыми. По мере их готовности Банк будет оценивать их влияние на
общие экономические условия реализации финансируемого им проекта и
определять возможность и условия предоставления финансирования.
Банк по результатам предварительных переговорам по синдикации предполагает
снижение маржи.
Определенное снижение фактических рисков обеспечивается исходными
ограничениями моделирования проекта:
Курс доллара США установлен фиксированным на весь срок реализации проекта,
при том что реальная тенденция должна обеспечить снижение тенговых издержек
по обслуживанию займа ЕБРР;
Динамика издержек для расчета транспортного тарифа принята, исходя из
индексации связанной прямо пропорционально и соразмерно фиксированному
прогнозу инфляции в Республике. Практика показывает, что динамика
фактических издержек имеет значительное запаздывание от значения инфляции,
что в свою очередь связано с регулированием услуг.
Прогноз LIBOR также основан на фиксированной оценке ожидаемой инфляции по
доллару США на 25-летний период. Так как динамика макроэкономики развитых
стран имеет определенную цикличность, то можно предполагать с достаточной
мерой уверенности, что в после 3-5 лет с начала реализации проекта вполне
возможна долгосрочная (до 10-15 лет) тенденция снижения ставки LIBOR по
доллару США.
Динамика объемов потребления газа принята из очень осторожной тенденции
незначительного прироста. Анализ темпов прироста экономики региона и страны
в целом показывает кратное превышение тех тенденций, которые учтены
моделированием.
Исполнителем проекта выступает АО КазТрансГаз Аймак: компания,
обладающая производственным опытом, соответствующей квалификацией
персонала. За счет обеспечения стабильности АО КазТрансГаз Аймак удалось
сохранить имеющийся кадровый потенциал, прежде всего, технических
работников, сложившуюся за многие годы команду высококвалифицированных
специалистов, способных успешно решать производственные задачи. Также
успешность проекта будет обеспечиваться за счет привлечения международного
консультанта по управлению проектом.
Для снижения риска неоправданного привлечения заемных средств ЕБРР на
данном этапе развития проекта считаем целесообразным выделение финансовой
помощи со стороны материнской компании для разработки технико –
экономического обоснования инвестиций. Привлечение в качестве разработчика
квалифицированной и независимой команды специалистов позволит определить
перспективы реализации проекта, обосновать перед компетентным (МЭМР) и
уполномоченным (АРЕМ) государственными органами технические и экономические
условия реализации проекта.
1.3 Особенности организации учета в нефтегазовых
организациях
Нефтегазовые предприятия составляют одну из наиболее весомых
составляющих экономик многих стран мира. В связи с этим учету нефтегазовых
компаний уделяется особое внимание. В настоящее время существуют три
основных системы учета нефтегазовых компаний [15]:
· в соответствии со стандартами США ( далее ГААП США);
· в соответствии с британскими стандартами, основным документом которых
является SORP 2010;
· в соответствии с международными стандартами. США первыми разработали
стандарты учета в нефтегазовой отрасли, основными из которых являются SFAS
9 Учет налога на прибыль компаниям нефтегазовой отрасли, 19 Финансовый
учет и отчетность компаний нефтегазовой отрасли, 69 Требования к
раскрытию информации компаниям нефтегазовой отрасли.
C 1984 г. Великобритания также начала проводить детальную разработку
стандартов и рекомендаций для нефтегазовых предприятий. Последняя версия
стандарта Statement of recommended practice accounting for oil and gas
exploration, development, production and decommissioning activities бала
выпущена в 2001 г. Стоит отметить, что в основных положениях системы учета
Великобритании и США похожи. Некоторые различия в учете будут описаны в
статье далее. Также свои системы учета существуют у таких стран как
Австралия, Нигерия, Канада, но в связи с отсутствием широкого
распространения среди других стран данные стандарты не описываются в
статье. С 2000 г. Комитет по международным стандартам детально рассматривал
возможность выпуска специального стандарта для добывающих отраслей.
Результатом исследований стал документ Extractive issues papers, в котором
Комитет высказывает свою точку зрения по многим спорным вопросам. Однако
Комитету не удалось прийти к единому мнению по многим спорным моментам, в
связи с этим в 2005 г. был выпущен достаточно консервативный стандарт IFRS
6 Разведка и оценка минеральных ресурсов. Данный стандарт учитывает
только одну фазу извлечения недр – разведку и оценку, остальные фазы не
рассмотрены в международных стандартах. В связи с этим многие нефтегазовые
компании предпочитают использовать американские стандарты учета. Однако
Комитет по международным стандартам и Американская комиссия по стандартам
учета разработали стратегию интеграции двух систем стандартов в 2014 г.,
следовательно следует ожидать скорые изменения в международных стандартах в
сторону сближения с ГААП США. Таким образом, существует несколько систем
стандартов, которые используются нефтегазовыми компаниями. Поэтому в данной
статье мы будет использовать ссылки на основные из них, проводить их
сравнения и давать рекомендации.
Экономические особенности деятельность нефтегазовых компаний.
В соответствии с международной практикой деятельность
нефтегазодобывающих компаний условно принято делить на две основные
составляющие: апстрим и даунстрим:
· апстрим – это процесс разведки-добычи полезных ископаемых;
· даунстрим – процесс транспортировки, сбыта продукции.
В соответствии с американским стандартом SFAS 19 под апстримом
понимается деятельность, предусматривающая приобретение прав на участки
недр, содержащих углеводороды, разведочные (а также поисковые) работы,
освоение и добычу запасов сырой нефти, в том числе газового конденсата и
газоконденсатных жидкостей, а также природного газа. Нефтегазовые компании
часто участвуют также в мидстриме, то есть в переработке, транспортировке,
хранении и сбыте нефти и газа. Зачастую трудно определить, где
заканчивается апстрим, а где начинается мидстрим. Однако в данной статье
будут рассмотрены особенности учета в отношении только стадий апстрима.
Существуют следующие существенные различия между процессом апстрима и
операциями по приобретению и использованию активов, осуществляемых
компаниями других отраслей:
высокие риски при минимальной вероятности нахождения ресурсов;
длительный процесс извлечения недр;
отсутствие четкой связи между расходами и результатами;
базисную стоимость углеводородных запасов невозможно измерить в достаточной
степенью надежности, чтобы отразить в балансовом отчете;
высокие затраты и риски, часто вынуждают прибегать к совместной
деятельности.
Особенности учета нефтегазовых компаний можно разделить на две
основные категории: особенности учета, применительные только к конкретной
фазе извлечения недр либо особенности учета, общие для компаний. Рассмотрим
первую категорию особенностей учета применительно для всех стадий работы
нефтегазовых компаний.
Методы учета затрат в нефтегазовой отрасли
Существуют две основные концепции учета затрат нефтегазовых
предприятии: концепция учета затрат по цене приобретения (historical cost
concept) и концепция учета затрат по текущей стоимости (value-based
concept). Наиболее часто в учете компаний разных стран используется
концепция учета затрат по стоимости приобретения, однако большинство
предприятий рассматривают возможности перехода на вторую концепцию учета. В
Комитете по Международным стандартам финансовой отчетности (МСФО)
рассматривается возможность учета расходов по одной из двух выше
перечисленных концепций, но в настоящее время окончательное решение еще не
принято. Учет затрат по цене приобретения производится с
применением одного из двух общепринятых методов: методом результативных
затрат и полных затрат. В связи с тем, что детализированные стандарты по
учету затрат по первоначальной стоимости отсутствуют как в стандартах МСФО
и ГААП США, так и в национальных стандартах крупнейших нефтедобывающих
стран, в разных странах, а также в разных компаниях в рамках одной страны
эти методы используются в различных редакциях. При финансовом учете
операций, связанных с поиском углеводородов, приобретением права на долю
участия в месторождении, разведкой запасов, разработкой и добычей, самым
спорным является вопрос
капитализации и списания затрат. Методы результативных затрат и полных
затрат представляют разные подходы к разрешению затруднения –
капитализировать затраты или списывать их. Учет полных затрат делает выбор
в пользу капитализации большинства затрат. Метод результативных затрат
капитализирует только те затраты, которые связаны с будущими экономическими
выгодами. Данные методы разнятся и в размерах центров затрат. В методе
результативных затрат центр затрат – это обычно небольшой участок недр,
ассоциируемый с единой геологической структурой, как правило это
месторождение. Центр затрат в методе полных затрат имеют гораздо большие
размеры – от страны до крупного географического региона. Размер центра
затрат оказывает существенное влияние на финансовую отчетность. Ниже
приведен пример, показывающий различный экономический эффект от
использования разных методов учета.
Предположим, что в течение 2012 г. нефтяная компания потратила 4 млн.
долл. на разведку каждой из пяти скважин. По итогам разведки было
установлено, что две из пяти скважин нефтегазоносные. Предполагается, что
нефтегазоносные скважины содержат доказанные запасы в размере 10 млн. ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
1.1 Роль нефтяных компаний в развитии экономики страны
Стратегические задачи развития нефтегазового комплекса страны
напрямую связаны с настоятельной потребностью роста внешнеэкономического
потенциала Казахстана в целом.
Рассмотрим общие закономерности, доминирующие тенденции и
долгосрочные перспективы реализации внешнеэкономической стратегии развития
нефтегазового комплекса РК, характера и направленности его
внешнеэкономических отношений на фоне все более усиливающейся глобализации
мирохозяйственных связей. Под внешнеэкономической стратегией нефтегазового
комплекса понимается комплекс наиболее значимых, долговременных
народнохозяйственных программ и намерений компаний с целью дальнейшего
повышения их конкурентоспособности и эффективного функционирования в
корпоративной структуре мирового топливно-энергетического комплекса.
Для этого необходимо:
- определить и классифицировать ведущие факторы формирования и установить
основные этапы развития нефтегазового комплекса РК;
- выявить доминирующие тенденции его развития;
- критически оценить характер и эффективность производственной деятельности
нефтегазовых компаний за последнее десятилетие на внутреннем рынке страны;
- вскрыть наиболее значимые проблемы и оценить долгосрочные перспективы
стратегического развития нефтегазового комплекса в начале XXI века;
- выявить особенности динамики и структуры развития внешнеэкономических
связей предприятий нефтегазового комплекса РК;
- оценить масштабы и основные направления инвестиционного сотрудничества
нефтегазовых компаний РК с другими мировыми компаниями; определить наиболее
важные формы и направления повышения экономической эффективности
инвестиционного сотрудничества в этой области;
- дать оценку эффективности основных направлений сотрудничества
нефтегазовых компаний РК и стран СНГ в начале XXI века;
- выявить роль транспортной составляющей в реализации долгосрочных
стратегий нефтегазовых компаний РК;
- дать прогнозную оценку средне- и долгосрочным перспективам развития
внешнеэкономического сотрудничества России и РК в нефтегазовом комплексе.
Нефтегазовый комплекс, являясь системообразующей сферой экономики
любого государства, логически тесно связан с рядом других ключевых
отраслей. Поэтому, говоря о нефтегазовом комплексе РК и современных сдвигах
в его развитии, подразумевается его влияние на общий характер развития
экономической интеграции на пространстве СНГ. Развитие экономики Казахстана
в начале XXI века характеризуется устойчивой положительной динамикой.
Проведенный анализ макроэкономических показателей показал, что в начале
нынешнего столетия сформировались предпосылки устойчивого развития
экономики РК и активного развития ее внешнеэкономических связей. Тем не
менее, на наш взгляд, до сих пор тормозом развития экономики РК является
ряд социальных проблем, преодоление которых представляется задачей более
долгосрочного характера. Как правило, Правительство при разработке бюджетов
предыдущих лет "перестраховывалось" и намерено уменьшало прогнозируемый
объем ВВП, а, следовательно, доходную и расходную части бюджета. В основу
бюджета легли явно более оптимистические оценки конъюнктуры. Примечательно,
что при росте республиканского бюджета доходы местных бюджетов
увеличиваются незначительно.
Замедление темпов промышленного производства в определенной степени
произошло из-за снижения объемов нефтедобычи в крупнейшем предприятии
Казахстана - ТОО СП "Тенгизшевройл" ("ТЛЮ"), что явно показывает
существенную роль нефтегазового комплекса в народном хозяйстве РК.
Опережающий рост промышленного производства является определяющим фактором
в положительной динамике экономического развития Казахстана. Являясь
основным налогоплательщиком государственного бюджета, этот сектор реализует
важные социальные функции, обеспечивая занятость около 25% трудоспособного
населения. Это вполне соответствует мировым тенденциям. Во многих странах
мира промышленность выступает в роли индустриального ядра, стимулируя
развитие сопряженных с ним секторов экономики, науки и инновационной сферы.
Немаловажную роль в развитии Казахстана играет теневая экономика, которая
порождает целый ряд негативных последствий для экономики государства. К
главным из них относится растущий налоговый пресс на легальный сектор
экономики. Это влечет за собой снижение конкурентоспособности легальной
экономики, что, в свою очередь, подталкивает и другие экономические
структуры к уходу в тень. Усиливается сфера деятельности коррупции, ведущая
к росту ее масштабов. Неконтролируемые ресурсы позволяют влиять на
государственную политику, СМИ и избирательные кампании различного уровня.
Происходит перераспределение национального дохода в пользу отдельных,
высокообеспеченных групп населения, что, в свою очередь, ведет к сильному
имущественному расслоению в обществе, которое может породить в нем
конфронтацию. Наличие теневого сектора негативно сказывается на
макроэкономике страны и приводит к тому, что достичь и поддерживать
макроэкономическую стабильность становится все труднее и труднее.
Ослабевает валютная политика, так как утрачивается связь теневого бизнеса с
банковской системой и рынком ценных бумаг.
Основная добыча нефти и газа в республике находится в центре
Евразийского континента, вдали от транспортных магистралей. Отсутствие
достаточных мощностей для экспорта отечественных полезных ископаемых
замедляет выбор казахстанских проектов потенциальными инвесторами. В свою
очередь, развитие экспортных маршрутов во многом зависит от результатов
разработки месторождений на Каспии Казахстанской части. Для Казахстана в
силу его географического положения транспортный фактор приобретает
исключительное значение в решении ключевых проблем повышения
конкурентоспособности нефтегазовой отрасли, эффективность
функционирования которой требует наличия сети трубопроводов,
обеспечивающих поставки углеводородного сырья и угля на внутренние и
внешние рынки.
Извлекаемое высококачественное углеводородное сырье в подавляющей
своей части вывозится за пределы Казахстана. В современных условиях
прослеживаются следующие тенденции: ускоренное наращивание
производственного потенциала в отраслях, добывающих топливное сырье,
поставка его на заводы, размещенные за пределами республики, извлечение из
него минимальной части потенциально содержащейся продукции, высокий
удельный вес в используемой продукции.
Существует мнение, что парадоксом экономик развивающихся стран также
является наличие природных ресурсов и несоответствие цен на конечный
продукт из данных ресурсов в данных странах по сравнению со странами, где
нет собственных полезных ископаемых. Причина в том, что большинству стран с
большим сырьевым потенциалом присущ риск голландской болезни. По словам
Сагинбековой К.: В экономике Казахстана выявлены следующие симптомы
голландской болезни, как повышение цен на нефть, рост прямых иностранных
инвестиций в нефтегазовый сектор, укрепление реального обменного курса
тенге, сокращение производственного сектора по сравнению с первоначальным
уровнем и изменение его структуры в результате укрепления реального курса
тенге, а также высокий уровень коррупции [4, 5].
Действительно на сегодняшний день каждый пятый доллар в
республиканский бюджет идет преимущественно от нефтяного сектора [6].
“Богатый нефтью Казахстан является экономическим лидером в Центральной Азии
с ежегодным доходом от экспорта нефти, превышающим $24 млрд.”, - пишет
издание EmiratesBusiness [7]. Увеличение экспорта страны объясняется в
основном за счет ценового фактора. Для этого необходимо принять во
внимание, что процесс ценообразования на сырье полностью зависим от мировых
рынков.
Так как по объему доказанных запасов Казахстан занимает 10-е место
[8] и в мире с каждым годом растет необходимость в энергоисточниках, а эти
источники лимитированы, то большинство ПИИ приходится именно на сырьевой
сектор. Здесь следует отметить, что Казахстан использует собственную
систему оценки полезных ископаемых в отличие от мировой практики.
Нефтегазоносные районы республики, на которых расположено 172
нефтяных и 42 конденсатных месторождения, из которых более 80
разрабатываются, занимают площадь около 62% территории Казахстана.
Месторождения находятся на территории шести из четырнадцати областей
Казахстана. Это Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская,
Карагандинская, Кызылординская и Мангистауская области. При этом примерно
70 % запасов углеводородов сконцентрировано на западе Казахстана.
В настоящее время развитие нефтегазовой отрасли Казахстана, при
потенциальном наличии товарных ресурсов и благоприятной ситуации на внешнем
углеводородном рынке потребителей, сдерживается недостаточностью
транспортных возможностей для экспорта нефти, осложняющейся условиями
освоения углеводородных ресурсов КСКМ, несовершенством налогового
законодательства и сложной противоречивой макроэкономической ситуацией в
стране. А для некоторых нефтяных компаний еще и истощением запасов
доставшихся им в наследство старых промыслов, большим физическим и
моральным старением оборудования. В этих условиях обеспечение устойчивого
развития нефтяной отрасли и нефтяных компаний превращается из желаемого в
обязательное требование не только для предприятий – непосредственных
участников этого процесса, но для казахстанской экономики в целом.
Во всех программных основополагающих документах страны, четко
подчеркивается необходимость быстрого развития нефтегазового комплекса на
основе наращивания темпов производства и экспорта нефтегазовых ресурсов в
целях получения доходов от экспорта, которые будут способствовать не
только экономическому росту, но и политической стабильности страны, а также
обеспечению национальной безопасности [9].
Наименее рискованный и оттого наиболее привлекательный вид нефтяной
деятельности – это разработка разведанных месторождений. Однако, доступ
инвесторов к разведанным запасам почти во всех странах Каспийского региона
и Средней Азии значительно ограничен. За 20 лет независимости страны
региона передали сколько-нибудь привлекательные открытые месторождения
иностранным инвесторам. Сегодня национальные правительства проводят в этой
области различную политику. Туркменистан вообще прекратил продажу
инвесторам разведанных месторождений. Узбекистан продает их вместе с
малоизученными территориями, исследование которых требует больших затрат.
Азербайджан продает залежи вместе со старой промысловой и социальной
инфраструктурой и даже персоналом, оценивая их высоко и заставляя платить
за них довольно дорого. Казахстан сохранил наиболее либеральную позицию.
Во-первых, правительство Казахстана продолжает продавать разведанные
месторождения. Во-вторых, в стране существует наиболее развитый рынок
вторичных углеводородных активов; а, поскольку планы инвесторов меняются,
власти, хотя и требуют теперь удовлетворения первоочередного права на
покупку, при согласии платить по рыночной цене, никакими другими
требованиями не сдерживают перепродажу долей и залежей. В-третьих,
казахстанское государственное и нефтяное руководство организует новый для
Каспийского региона способ привлечения иностранных инвестиций. На данный
момент разрабатывается народное IPO национальных компаний среди резидентов
РК [10].
Нефтегазовый сектор Казахстана предоставляет привлекательные
инвестиционные возможности для ведущих западных, азиатских и российских
нефтегазовых компаний. В Республике Казахстан более 70 % объема добычи
нефти обеспечивают иностранные инвесторы из США, Китая, России, стран
Европейского союза (ЕС), представлены такие крупные национальные и
транснациональные компании, как ExxonMobil, Сhevron, Agip, BG, BPStatoil,
Shell, Total, INPEKS, Philips, ЛУКойл, Оман Ойл, Eni и другие [11].
Большую часть добываемых объемов нефти и газа Казахстан отправляет на
экспорт. Увеличение объемов добычи углеводородов требует дальнейшего
развития нефтетранспортной инфраструктуры. Основными действующими
экспортными маршрутами казахстанской нефти являются трубопровод Атырау –
Самара, трубопровод Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК),
трубопровод Атасу – Алашанькоу, порт Актау.
В Казахстане три нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) - Атырауский
нефтеперерабатывающий завод (АНПЗ), Павлодарский нефтехимический завод
(далее – ПНХЗ) и ПетроКазахстанОйлПродактс (ПКОП) или по-другому
Шымкентский нефтеперерабатывающий завод (ШНОС).
С исторической точки зрения, первая нефтяная скважина была пробурена
полтора века назад в штате Пенсильвания, США. И всего, через 40 лет спустя
первый фонтан нефти был получен в Западном Казахстане, раньше чем в Иране,
Кувейте, Мексике, Норвегии или Саудовской Аравии [12]. В итоге история
казахстанской нефти насчитывает 110-летнюю историю.
Далее переходный период ознаменовался тяжелым временем для всей
страны. Для разрешения ситуации была проведена приватизация месторождений,
заводов, фабрик и приняты либеральные меры по привлечению инвесторов. В
итоге, к примеру, с 20 млн. тонн добычи нефти в 1991 году Казахстан сегодня
добывает 80 млн. тонн нефти за счет привлечению иностранных инвесторов, их
капитала и технологии. К тому же нефтяные регионы характеризуются наиболее
высокой заработной платой в стране, нередки случаи социальной
ответственности бизнеса в промышленных регионах. В результате, развитие
промышленного сектора как добыча повлиял на социальное развитие. Добившись
нормального функционирования и финансирования топливной промышленности,
государство на сегодняшний день ужесточает государственное регулирование
промышленности при помощи системы налогов и экологических требований.
В завершении, устойчивым своеобразием состояния казахстанского рынка
нефти являются качество или физические свойства полезных ископаемых,
отдаленность территории Казахстана от мировых океанов, морей, наличие
большого количества полезных ископаемых. Национально-историческая специфика
этих отраслей лежит в политике по отношению к иностранным инвесторам,
сверхзависимость экономики от добывающей промышленности, состояние
транспортных маршрутов и другое. Все эти факторы в совокупности
представляют особенности казахстанской экономики, в частности национальной
промышленности.
1.2 Технико-экономическое обоснование (ТЭО) – организаций АО
КазТрансГаз Аймак
В период с 1990 по 2000 годы в результате неоднократных
реорганизаций и изменений структур газотранспортных организаций,
газораспределительные сети оказалась раздробленными между многочисленными
хозяйствующими субъектами с различными формами собственности не имеющих
достаточных организационных, финансовых и технических возможностей для
поддержания и развития газовой отрасли Казахстана. Данные
обстоятельства привели к банкротству предыдущих организаций -
владельцев газораспределительных сетей и к прекращению подачи газа
в некоторых регионах республики[13].
В 2000 году с целью возобновления газоснабжения в регионах
республики постановлением Правительства Республики Казахстан создана
национальная компания АО КазТрансГаз. В 2001 году было образовано
АО КазТрансГаз Дистрибьюшн который далее был переименован на АО
КазТрансГаз Аймак.
Цель создания компании является обеспечение бесперебойного и
безаварийного газоснабжения страны, а также реанимирование
газораспределительных сетей регионов Республики Казахстан.
С 2003 года газоснабжение Актюбинской, Жамбылской, Мангистауской и
Южно-Казахстанской областей обеспечивается группой компаний, принадлежащих
АО КазТрансГаз. АО КазТрансГаз Аймак, являясь структурным
подразделением АО КазТрансГаз, поставляет и транспортирует по
распределительным сетям природный газ потребителям. Основной задачей
технического персонала АО КазТрансГаз Аймак является бесперебойное и
безаварийное газоснабжение потребителей природным газом, безопасная
эксплуатация газопроводов высокого, среднего и низкого давления и
сооружений на них, ликвидация аварийных ситуаций на газифицированных
объектах.
Организационно КТГА состоит из головного офиса Компании и
следующих производственных филиалов[14]:
1. Актюбинский производственный филиал (АКПФ),
2. Южно-Казахстанский производственный филиал (ЮКПФ),
3. Жамбылский производственный филиал ,(ЖМПФ)
4. Кызылординский производственный филиал (КЗПФ)
5. Западно-Казахстанский производственный филиал (ЗКПФ),
6. Мангистауский производственный филиал (МГПФ),
7. Костанайский производственный филиал (КСПФ),
8. Атырауский производственный филиал (АТПФ).
Рисунок 1. Основная деятельность АО КазТрансГаз Аймақ
Примечание: составлено на основе источника [14]
Выполненные мероприятия АО КазТрансГаз Аймак, с момента
вхождения в рынок.
Вследствие значительного срока эксплуатации (более 25 -35 лет) и
недостаточного финансирования капитальных и текущих ремонтов газопроводов,
в течение последних пятнадцати лет техническое состояние последних
характеризуется, как крайне неудовлетворительное. Наряду с физическим
износом, следует отметить и моральный износ эксплуатируемого оборудования.
С приходом на рынок для возобновления газоснабжения в регионах
компанией АО КазТрансГаз Аймак инвестированы значительные финансовые
средства и приняты ряд организационных мероприятии:
• Погашение долга Жамбылской и Южно-Казахстанской областей перед
поставщиком газа в сумме - $2 300 000.
• Достигнуто пятилетнее соглашение о сотрудничестве с
Узтрансгазом.
• Обеспечена поставка газа всем потребителям городов Шымкент, Тараз,
Актюбинск и большинства районов соответствующих областей.
• Восстановлено газоснабжение для всех категорий потребителей
• Развернута сбытовая сеть в виде 27 газовых участков в основных
пунктах потребления.
• Установлено 5702 подъездных счетчиков в г. Шымкенте, 110 замерных
узлов на ШРП г. Тараза и 219 замерных узлов в Южно – Казахстанской
области
• Проведено изучение состояния газораспределительных сетей и
осуществлена техническая сегментация потребителей.
• Организованы региональные биллинговые центры по учету платежей и
распечатке счетов.
За 2003 – 2004 гг. группой компаний АО КазТрансГаз направлено
порядка 360 млн. тенге на текущий и капитальный ремонт
распределительных газопроводов и сооружений на них по трем регионам .
В 2004 году произведена реконструкция распределительных сетей
протяженностью 6,4 км. в Актюбинской области, замена 8 катодных
станции в г. Тараз. В 2005 году планируется заменить 7,8 км.
газопровода и 24 катодных станции по регионам. Для улучшения учета
транспортируемого газа и уменьшения потерь АО КазТрансГаз
разработана и внедряется программа 219 замерных узлов. АО
КазТрансГаз Аймак участвовал в данной программе по монтажу отводов
от газопроводов высокого, среднего и низкого давления для последующего
монтажа счетчиков газа и измерительных комплексов в городе Шымкент и его
пригородах.
Для осуществления поверки бытовых приборов учета закуплен и
произведен монтаж оборудования трех стационарных лабораторий для
поверки бытовых газовых счетчиков в городах Шымкент, Тараз, Актобе,
стоимостью 41 296 545 тенге.
С целью улучшения учета транспортируемого газа, АО
КазТрансГаз закупил для установки в г. Шымкент и г. Тараз
промышленные счетчики газа – G-100 в количестве 90 штук на сумму 129
411 000 тенге, промышленные счетчики газа – G-250 в количестве 70 штук на
сумму 132 468 000 тенге.
Для диагностики технического состояния подземных газопроводов
для гг. Шымкент, Тараз, Актобе в 2005 году приобретены 3 комплекта
передвижных лабораторий на базе автомобиля повышенной проходимости,
стоимостью 208 230 000 тенге.
Финансовая часть проекта.
1. Проект носит ярко выраженный социальный характер
2. Эффекты проекта: обеспечение надежности и безопасности газоснабжения
потребителей ЮКО, снижение рисков неплатежей
3. Данные предварительного моделирования требуют уточнения в процессе
разработки и утверждения ТЭО
4. Возвратность инвестиций напрямую зависит от утверждения АРЕМ РК
предполагаемого предельного уровня тарифа УГХ, включающего прогнозные
данные о инвестиционной составляющей
5. Транспарентность и обоснованность издержек по проекту обеспечивается
постоянным мониторингом как со стороны ЕБРР, так и со стороны АРЕМ РК.
6. Проект предполагает 4 независимые фазы инвестирования общей
продолжительностью 15 лет:
1 этап: 1 – 4 годы проекта
2 этап : 5 – 8 годы проекта;
3 этап: 9 – 12 годы проекта;
4 этап: 13 – 15 годы проекта.
Таблица 1
План реализации проекта
вид работ ед. 1 этап2 этап 3 этап 4 этап ИТОГО
изм
Строительстгпсд dкм 161,00100,000 100,000 100,000 461,000
во 225 0
газопроводо(замен
в (км) а
гпнд)
гпсд dкм 328,00488,000 488,000 343,000 1 647,000
110 0
(замен
а
гпнд)
гпсд dкм - 144,000 144,000 106,000 394,000
225
(замен
а
ветхих
)
новые км - 100,000 100,000 114,000 314,000
гп
Монтаж ГРПБ (шт) шт 20 32 32 21 105
Монтаж ШГРП со шт 24 91029 252 29 252 21 959 105 373
смарт -
счетчиками (шт)
Примечание: составлено на основе источника [14]
Освоение капитальных вложений осуществляется в рамках каждого этапа
исходя из соотношения 30% – 40% – 60%, при этом первый год этапа – этап
разработки необходимой документации, уточнения сумм и источников
финансирования и закупки необходимых материалов и оборудования.
План реализации проекта будет уточнен и откорректирован по
результатам разработки технико – экономического обоснования инвестиций и по
мере разработки проектно – сметной документации первого этапа.
Таблица 2
Планируемый объем инвестиций
тыс. тенге, USD
1 этап 2 этап 3 этап 4 этап ВСЕГО
ТЭО, ПСД, 433 819 - - - 433 819
экспертизы
$3 415 $0 $0 $0 $3 415
894 894
Услуги 127 000 - - - 127 000
международного
консультанта
Продолжение таблицы 2
Приобретение ОС 2 759 4623 903 932 4 756 357 2 169 314 13 589
065
$21 728 $30 739 $37 451 628 $17 081 $107 000
048 620 215 510
Строительство и 3 245 0825 568 694 5 568 694 4 647 685 19 030
монтаж 156
$25 551 $43 847 $43 847 988 $36 595 $149 843
830 988 943 748
ИТОГО 6 438 3639 472 626 10 325 051 6 816 999 33 053
039
$51 695 $74 587 $81 299 615 $53 677 $261 260
773 607 157 152
Примечание: составлено на основе источника [14]
Учитывая, что АО КазТрансГаз Аймак не обладает свободными
финансовыми средствами, проект предполагается финансировать за счет заемных
средств. В первую очередь, это счет средств займа Европейского банка
реконструкции и развития (ЕБРР). Для запуска проекта (разработки технико –
экономического обоснования проекта в целом и проектно – сметной
документации первого этапа – ТЭО и ПСД) потребуется привлечение финансовой
помощи – АО КазТрансГаз.
Предоставление кредита ЕБРР сопровождается обязательными экспертизами,
консультационными услугами. Также во внимание принято то обстоятельство,
что подписание Соглашения о займе влечет немедленное начисление процентов
за резервирование кредитных средств и, что к этому моменту еще не будет
введен в действие расчетный тариф на транспортировку газа. Таким образом,
на первом этапе реализации проекта потребуется помимо привлечения кредита
ЕБРР средства на оплату расходов по заключению кредитного Соглашения и
его сопровождению в первый год.
Для упрощения расчетов по проекту в целом принято, что финансирование
последующих этапов инвестирования также будет осуществляться за счет займов
ЕБРР, представляемых на аналогичных условиях.
Ссуда ЕБРР состоит из двух кредитов: собственно кредит ЕБРР и
синдицированный кредит, организуемый ЕБРР – займ А и займ Б:
Таблица 3
Показатели ссуда ЕБРР (займы)
Условия Кредит А Кредит В
Срок кредита этапа 11 лет 11 лет
Льготный период 3 года 3 года
Процентная ставка полугодовой LIBOR USD + маржа
Маржа по кредиту 2,25% 2,25%
Комиссия за обязательство 0,50% 0,50%
Продолжение таблицы 3
Штраф за досрочное погашение
до 3-х лет 3%
от 3 до 6 лет 2%
свыше 6 лет 1%
Комиссия за ведение займа 10 000 USD ежегодно
Примечание: составлено на основе источника [14]
Таблица 4
Структура использования финансовой помощи АО КазТрансГаз, привлекаемой
для реализации первого этапа проекта
НаправленияИТОГО 1 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год
расходовани год
я
финансовой
помощи
1 этап 2 этап 3 этап 4 этап ВСЕГО
ВСЕГО $53 209 366 $74 587 607 $81 299 615 $53 677 157 $262
заемных 773 74
средств 5
ЕБРР $45 830 879 $74 587 607 $81 299 615 $53 677 157 $255
395
258
КазТрансГаз$7 378 487 $0 $0 $0 $7 378
487
в том числе:
тип кредита 1 этап 2 этап 3 этап 4 этап ВСЕГО
Кредит А (собственно 3 233 6236 315 0846 883 3674 544 66620 976
ЕБРР) 741
$25 $49 725 $54 199 $35 784 $165
461 599 071 744 771 171 186
Кредит В 2 586 8983 157 5423 441 6842 272 33311 458
(синдицированный) 457
$20 369 $24 862 $27 099 $17 892 $90 224
279 536 872 386 073
ИТОГО займа ЕБРР 5 820 5229 472 62610 325 6 816 99932 435
051 198
$45 830 $74 587 $81 299 $53 677 $255
879 607 615 157 395 258
Примечание: составлено на основе источника [14]
Транспортировка газа по распределительным газопроводам относится к
деятельности субъектов естественной монополии, поэтому доходы субъекта
формируются на основании утвержденного тарифа на транспортировку газа.
Согласно Правил об особом порядке формирования затрат, применяемых при
утверждении тарифов (цен, ставок сборов) на услуги субъектов естественной
монополии (Приказ № 185 ОД от 30 июля 2011 года Агентства РК по
регулированию естественных монополий и защите конкуренции), регулирование
затрат, включаемых в тариф, осуществляется путем ограничения видов затрат,
включаемых в затратную часть тарифа и ограничения уровня расходов субъектов
естественной монополии. Возврат заемных средств осуществляется за счет
амортизационных отчислений по новым активам и чистой прибыли предприятия.
Амортизационные отчисления рассчитываются по прямолинейному методу
начисления и включаются в тарифную смету.
В расчетах приведен прогнозный тарифный доход на транспортировку
газа на уровне необходимого для погашения займа ЕБРР.
Для расчета необходимого уровня тарифа применялась формула расчета
дохода достаточного для погашения займа и вознаграждений по кредиту, и
осуществления операционной деятельности.
Т = Д V где Т – минимальный уровень тарифа на транспортировку газа,
Д – прогнозный тарифный доход, V – прогнозный объем транспортировки газа
за период (год).
Предельный уровень тарифа рассчитывается согласно Методики расчета
предельного уровня тарифов на услуги субъектов естественной монополий на
основании Приказа АРЕМ № 287–ОД от 30 сентября 2011 года.
ПТДi = Сi+ДУПi
Где: ПТД i – прогнозируемый тарифный доход на каждый год.
Сi – себестоимость регулируемых услуг на каждый год.
ДУПi – допустимый уровень прибыли на каждый год.
Ci = РПi + ПРi + ИЗi
Где: РП - расходы периода ТОО ЮКУГХ
ПР - производственные расходы ТОО ЮКУГХ
ИЗ - инвестиционные затраты (арендная плата АО КазТрансГаз
Аймак )
Инвестиционные затраты включает в себя следующие расходы:
• Амортизация по используемым активам АО КТГА
• Амортизация по новым активам АО КТГА
• Капитальный ремонт, не приводящий к удорожанию основных средств
• Налог на имущество по новым активам
• Налог на землю
• Вознаграждение по кредиту ЕБРР
• Комиссия за оформление кредита ЕБРР
• Корпоративный подоходный налог от арендной платы АО КТГА
Допустимый уровень прибыли на каждый год периода тарифного контроля
рассчитывается по формуле:
ДУПi = СПi + РБЗАi
где:
i – год периода тарифного контроля
СП i - ставка прибыли на регулируемую базу задействованных активов
РБЗА - регулируемая база задействованных активов
Ставка прибыли на регулируемую базу задействованных активов
определяется в соответствии с законодательством РК (Инструкция по расчету
ставки прибыли (чистого дохода) на регулируемую базу задействованных
активов для субъектов естественной монополии (утвержденной Приказом
Председателя АРЕМ РК от 27 января 2011 года за № 17-ОД).
Предельный уровень тарифа рассчитывается как отношение
прогнозного тарифного дохода к прогнозным объемам транспортировки газа за
весь период погашения кредита ЕБРР.
В тоже время, применение расчетов допустимого уровня прибыли на
задействованные активы не представляется возможным в силу того что активы
не принадлежат ТОО ЮКО УГХ.
График 1. Рост и цены на газ для населения страны ЮКО
Примечание: составлено на основе источника [13]
Как видно, реализация только первого этапа проекта,
приведет к повышению транспортного тарифа на 421,4%, что при неизменной
цене приобретения газа приведет к росту цены для конечного сегмента
потребления НАСЕЛЕНИЕ на 146,1% или с текущего уровня в 101,5 USD за 1
тысячу куб.м природного газа до 148,5 USD.
Основным риском для реализации проекта является
недостаточность тарифного финансирования, то есть риск антимонопольного
регулирования, которое не позволит ввести в действие расчетные уровни
транспортного тарифа. Особенно этот риск будет высок при наличии роста
входной цены импортируемого из Узбекистана природного газа.
Значительны риски удорожания проекта в результате разработки детального
технико – экономического обоснования инвестиций: необходимость модернизации
той части газораспределительной системы, непосредственно подключенной к
проектируемым ее сегментам. Кроме этого, на этапе разработки ТЭО также
возможен риск пересмотра оценки стоимости строительно – монтажных работ по
прокладке подземных газопроводов в связи со сложными геологическими иили
инфраструктурными (сети водо-, тепло- энерго снабжения территорий)
условиями.
При утверждении требуемого уровня тарифов также необходимо учитывать
возможность значительного снижения уровня потребления газа конечными
потребителями региона, что соответственно потребует адекватного повышения
цены. И при этом принципиально возможен цикличный процесс, постепенно
приводящий к резкому ухудшению экономической среды реализации проекта.
Можно также говорить о рисках отказа в финансировании со
стороны ЕБРР, учитывая предлагаемые им условия открытия и продолжения
финансирования проекта:
Наличие официального согласия соответствующего государственного органа
(Правительство) на проведение закупок по процедурам ЕБРР;
Наличие комфортного письма АРЕМ РК об одобрении проекта и согласии о
внедрении тарифной методологии по расчету транспортного тарифа,
обеспечивающей возвратность инвестиций;
Соблюдение ограничений по структурной реорганизации АО КазТрансГаз Аймак
Жесткие финансово – экономические требования по параметрам функционирования
Заемщика при наличии жесткого антимонопольного ограничения по реализации
газа и фактической низкой платежной дисциплине значительного количества
потребителей, в первую очередь теплоэнергетических компаний.
Кроме этого, необходимо обратить внимание на значительный уровень
процентной ставки (LIBOR usd + маржа) и комиссий банка при организации и
ведении займа, привлечение множества экспертов и на очень жесткие штрафные
санкции. Это может вызвать негативную реакцию государственных регулирующих
органов, а также неприятие проекта региональными структурами и
потребителями.
Возможные пути снижения рисков.
На переговорах с ЕБРР достигнуты следующие договоренности:
• Подписание кредитного Соглашения возможно только после получения
комфортного письма, удовлетворительного по содержанию в том числе
и для АО КазТрансГаз Аймак. Наиболее оптимальным вариантом
признано, что начало финансирования должно соответствовать получению
от АРЕМ РК согласия на повышение транспортного тарифа на предельную
расчетную величину, как минимум обеспечивающую возвратность
инвестиций первого этапа проекта.
Также отлагательным условием признается получение согласия правительства на
применение Заемщиком тендерных процедур ЕБРР взамен использования текущего
законодательства о государственных закупках.
Уровень маржи будет определяться по итогам привлечения синдицированного
займа.
По факту принятия решения о направлениях и путях реструктуризации АО
КазТрансГаз Аймак для обеспечения соответствия измененным условиям
антимонопольного регулирования Банк и Заемщик определят возможность и
условия финансирования проекта со стороны ЕБРР.
Перспективные проекты – Строительство резервной нитки Узень – Жетыбай,
Вхождение на рынок газа Западно – Казахстанской области - признаются
необходимыми. По мере их готовности Банк будет оценивать их влияние на
общие экономические условия реализации финансируемого им проекта и
определять возможность и условия предоставления финансирования.
Банк по результатам предварительных переговорам по синдикации предполагает
снижение маржи.
Определенное снижение фактических рисков обеспечивается исходными
ограничениями моделирования проекта:
Курс доллара США установлен фиксированным на весь срок реализации проекта,
при том что реальная тенденция должна обеспечить снижение тенговых издержек
по обслуживанию займа ЕБРР;
Динамика издержек для расчета транспортного тарифа принята, исходя из
индексации связанной прямо пропорционально и соразмерно фиксированному
прогнозу инфляции в Республике. Практика показывает, что динамика
фактических издержек имеет значительное запаздывание от значения инфляции,
что в свою очередь связано с регулированием услуг.
Прогноз LIBOR также основан на фиксированной оценке ожидаемой инфляции по
доллару США на 25-летний период. Так как динамика макроэкономики развитых
стран имеет определенную цикличность, то можно предполагать с достаточной
мерой уверенности, что в после 3-5 лет с начала реализации проекта вполне
возможна долгосрочная (до 10-15 лет) тенденция снижения ставки LIBOR по
доллару США.
Динамика объемов потребления газа принята из очень осторожной тенденции
незначительного прироста. Анализ темпов прироста экономики региона и страны
в целом показывает кратное превышение тех тенденций, которые учтены
моделированием.
Исполнителем проекта выступает АО КазТрансГаз Аймак: компания,
обладающая производственным опытом, соответствующей квалификацией
персонала. За счет обеспечения стабильности АО КазТрансГаз Аймак удалось
сохранить имеющийся кадровый потенциал, прежде всего, технических
работников, сложившуюся за многие годы команду высококвалифицированных
специалистов, способных успешно решать производственные задачи. Также
успешность проекта будет обеспечиваться за счет привлечения международного
консультанта по управлению проектом.
Для снижения риска неоправданного привлечения заемных средств ЕБРР на
данном этапе развития проекта считаем целесообразным выделение финансовой
помощи со стороны материнской компании для разработки технико –
экономического обоснования инвестиций. Привлечение в качестве разработчика
квалифицированной и независимой команды специалистов позволит определить
перспективы реализации проекта, обосновать перед компетентным (МЭМР) и
уполномоченным (АРЕМ) государственными органами технические и экономические
условия реализации проекта.
1.3 Особенности организации учета в нефтегазовых
организациях
Нефтегазовые предприятия составляют одну из наиболее весомых
составляющих экономик многих стран мира. В связи с этим учету нефтегазовых
компаний уделяется особое внимание. В настоящее время существуют три
основных системы учета нефтегазовых компаний [15]:
· в соответствии со стандартами США ( далее ГААП США);
· в соответствии с британскими стандартами, основным документом которых
является SORP 2010;
· в соответствии с международными стандартами. США первыми разработали
стандарты учета в нефтегазовой отрасли, основными из которых являются SFAS
9 Учет налога на прибыль компаниям нефтегазовой отрасли, 19 Финансовый
учет и отчетность компаний нефтегазовой отрасли, 69 Требования к
раскрытию информации компаниям нефтегазовой отрасли.
C 1984 г. Великобритания также начала проводить детальную разработку
стандартов и рекомендаций для нефтегазовых предприятий. Последняя версия
стандарта Statement of recommended practice accounting for oil and gas
exploration, development, production and decommissioning activities бала
выпущена в 2001 г. Стоит отметить, что в основных положениях системы учета
Великобритании и США похожи. Некоторые различия в учете будут описаны в
статье далее. Также свои системы учета существуют у таких стран как
Австралия, Нигерия, Канада, но в связи с отсутствием широкого
распространения среди других стран данные стандарты не описываются в
статье. С 2000 г. Комитет по международным стандартам детально рассматривал
возможность выпуска специального стандарта для добывающих отраслей.
Результатом исследований стал документ Extractive issues papers, в котором
Комитет высказывает свою точку зрения по многим спорным вопросам. Однако
Комитету не удалось прийти к единому мнению по многим спорным моментам, в
связи с этим в 2005 г. был выпущен достаточно консервативный стандарт IFRS
6 Разведка и оценка минеральных ресурсов. Данный стандарт учитывает
только одну фазу извлечения недр – разведку и оценку, остальные фазы не
рассмотрены в международных стандартах. В связи с этим многие нефтегазовые
компании предпочитают использовать американские стандарты учета. Однако
Комитет по международным стандартам и Американская комиссия по стандартам
учета разработали стратегию интеграции двух систем стандартов в 2014 г.,
следовательно следует ожидать скорые изменения в международных стандартах в
сторону сближения с ГААП США. Таким образом, существует несколько систем
стандартов, которые используются нефтегазовыми компаниями. Поэтому в данной
статье мы будет использовать ссылки на основные из них, проводить их
сравнения и давать рекомендации.
Экономические особенности деятельность нефтегазовых компаний.
В соответствии с международной практикой деятельность
нефтегазодобывающих компаний условно принято делить на две основные
составляющие: апстрим и даунстрим:
· апстрим – это процесс разведки-добычи полезных ископаемых;
· даунстрим – процесс транспортировки, сбыта продукции.
В соответствии с американским стандартом SFAS 19 под апстримом
понимается деятельность, предусматривающая приобретение прав на участки
недр, содержащих углеводороды, разведочные (а также поисковые) работы,
освоение и добычу запасов сырой нефти, в том числе газового конденсата и
газоконденсатных жидкостей, а также природного газа. Нефтегазовые компании
часто участвуют также в мидстриме, то есть в переработке, транспортировке,
хранении и сбыте нефти и газа. Зачастую трудно определить, где
заканчивается апстрим, а где начинается мидстрим. Однако в данной статье
будут рассмотрены особенности учета в отношении только стадий апстрима.
Существуют следующие существенные различия между процессом апстрима и
операциями по приобретению и использованию активов, осуществляемых
компаниями других отраслей:
высокие риски при минимальной вероятности нахождения ресурсов;
длительный процесс извлечения недр;
отсутствие четкой связи между расходами и результатами;
базисную стоимость углеводородных запасов невозможно измерить в достаточной
степенью надежности, чтобы отразить в балансовом отчете;
высокие затраты и риски, часто вынуждают прибегать к совместной
деятельности.
Особенности учета нефтегазовых компаний можно разделить на две
основные категории: особенности учета, применительные только к конкретной
фазе извлечения недр либо особенности учета, общие для компаний. Рассмотрим
первую категорию особенностей учета применительно для всех стадий работы
нефтегазовых компаний.
Методы учета затрат в нефтегазовой отрасли
Существуют две основные концепции учета затрат нефтегазовых
предприятии: концепция учета затрат по цене приобретения (historical cost
concept) и концепция учета затрат по текущей стоимости (value-based
concept). Наиболее часто в учете компаний разных стран используется
концепция учета затрат по стоимости приобретения, однако большинство
предприятий рассматривают возможности перехода на вторую концепцию учета. В
Комитете по Международным стандартам финансовой отчетности (МСФО)
рассматривается возможность учета расходов по одной из двух выше
перечисленных концепций, но в настоящее время окончательное решение еще не
принято. Учет затрат по цене приобретения производится с
применением одного из двух общепринятых методов: методом результативных
затрат и полных затрат. В связи с тем, что детализированные стандарты по
учету затрат по первоначальной стоимости отсутствуют как в стандартах МСФО
и ГААП США, так и в национальных стандартах крупнейших нефтедобывающих
стран, в разных странах, а также в разных компаниях в рамках одной страны
эти методы используются в различных редакциях. При финансовом учете
операций, связанных с поиском углеводородов, приобретением права на долю
участия в месторождении, разведкой запасов, разработкой и добычей, самым
спорным является вопрос
капитализации и списания затрат. Методы результативных затрат и полных
затрат представляют разные подходы к разрешению затруднения –
капитализировать затраты или списывать их. Учет полных затрат делает выбор
в пользу капитализации большинства затрат. Метод результативных затрат
капитализирует только те затраты, которые связаны с будущими экономическими
выгодами. Данные методы разнятся и в размерах центров затрат. В методе
результативных затрат центр затрат – это обычно небольшой участок недр,
ассоциируемый с единой геологической структурой, как правило это
месторождение. Центр затрат в методе полных затрат имеют гораздо большие
размеры – от страны до крупного географического региона. Размер центра
затрат оказывает существенное влияние на финансовую отчетность. Ниже
приведен пример, показывающий различный экономический эффект от
использования разных методов учета.
Предположим, что в течение 2012 г. нефтяная компания потратила 4 млн.
долл. на разведку каждой из пяти скважин. По итогам разведки было
установлено, что две из пяти скважин нефтегазоносные. Предполагается, что
нефтегазоносные скважины содержат доказанные запасы в размере 10 млн. ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
